Создание каждого промышленного объекта начинается с его проектирования, а определение ожидаемых (расчетных) значений электрических нагрузок является первым основополагающим этапом проектирования СЭС. Необходимость определения ожидаемых нагрузок промышленных предприятий вызвана неполной загрузкой некоторых электроприемников (ЭП), неодновременностью их работы, вероятностным случайным характером включения и отключения ЭП. Правильное определение ожидаемых электрических нагрузок и обеспечение необходимой степени бесперебойности их питания имеют большое значение.

Также правильное определение электрических нагрузок является основой рационального построения и эксплуатации СЭС промышленных предприятий.

От правильной оценки ожидаемых нагрузок зависят капитальные затраты в схеме электроснабжения, расход цветного металла, потери электроэнергии и эксплуатационные расходы. Ошибки при определении электрических нагрузок приводят к ухудшению технико-экономических показателей промышленного предприятия.

Завышение ожидаемых нагрузок приводит к удорожанию строительства, перерасходу проводникового материала сетей и неоправданному увеличению мощности трансформаторов и прочего оборудования. Занижение может привести к уменьшению пропускной способности электрической сети, к лишним потерям мощности, перегреву проводов, кабелей и трансформаторов, а следовательно, к сокращению срока их службы.

Электрические нагрузки в узлах электроснабжения определяют для выбора сечения питающих линий, мощности трансформаторов, номинальных токов коммутационных аппаратов, уставок защиты. При определении расчетных электрических нагрузок можно пользоваться основными методами:

-                     упорядоченных диаграмм (метод коэффициента максимума);

-                     удельного потребления электроэнергии на единицу продукции;

-                     коэффициента спроса;

-                     удельной плотности электрической нагрузки на 1 м2 производственной площади.

Метод коэффициента спроса является упрощенным методом, основанным на методе коэффициента максимума. Он применяется при определении электрических нагрузок на шинах подстанций и распределительных устройств.

В задании на курсовой проект приведены таблицы установленных мощностей ЭП по цехам и их размещение на территории предприятия, поэтому в данном случае для расчета можно применить метод коэффициента максимума. ЭП условно поделены на группу А и группу Б в зависимости от характера графика нагрузок. Для группы А характерны резкопеременные графики, а для группы Б практически постоянные, хорошо заполненные.

В качестве примера расчета рассмотрим расчет электрических нагрузок методом коэффициента максимума Сборочного цеха №1 для ЭП группы А и Б отдельно.

Расчет электрических нагрузок для ЭП группы А:

1.                 Определяем среднюю нагрузку цеха за наиболее загруженную смену Рсм и расчетный получасовой максимум (максимальную расчётную нагрузку) Рр.

Рсм=Ки*Руст,

где Ки-коэффициент использования активной мощности.

Руст-установленная мощность ЭП цеха, кВт.

Рсм-средняя нагрузка за наиболее загруженную смену, кВт.

Руст=82кВт Ки=0,25 Км=1,28

Рсм=ки*Руст=0,25*82=20,5кВт

Рр=Км*Рсм, г

де Рр-расчётная максимальная нагрузка, кВт

Км-коэффициент максимума активной (реактивной) нагрузки. Он характеризует превышение максимальной нагрузки Рр над средней Рсм за максимальную смену

Рр=Км*Рсм=1,28*20,05=20,64

2.                 После определения Рсм, находят Qсм

Qсм=Рсм*tg

tg определяют по известному коэффициенту Cos

tg=1,17 Cos=0,65

Qсм=Рсм*tg=20,5*1,17=24кВАр

Расчётную реактивную мощность кВАр, определяют поформулам в зависимости от эффективногго числа ЭП " nэ"

nэ≥10 то Qp=Qсм

nэ<10 то Qp=Qсм

Под эффективным числом понимают такое число однородных по режиму работы ЭП одинаковой мощности , которое обеспечивает тот же расчётный максимум, что и группа различных по мощности и режиму работы ЭП.

nэ=21

Qp=Qсм=24кВАр

Расчётные ожидаемые нагрузки всегда меньше установленной мощности ЭП, т.к. потребители включаются в работу не одновременно и время работы у разных ЭП не совпадает.

Порядок расчета электрических нагрузок для ЭП группы Б аналогичен расчету для группы А, но коэффициент "Ки" принимается ≥0,6, а Км=1

Рсм=Ки*Руст=0,6*32=19,2кВт

Рр=Км*Рсм=1*Рсм=Рсм Рр=Рсм=19,2кВт

Qсм=Рсм*tg=19,2*1,17=22,46 кВАр

Qp=Qсм=22,46 кВар

Данные расчета нагрузок приведены в таблицах №3.1 и №3.2

4. Выбор напряжения внутризаводского электроснабжения

Выбор напряжения внутризаводских сетей влияет на структурную схему электроснабжения, схему внутризаводских сетей, выбор типа цеховых трансформаторов, величину капитальных затрат на сооружение сетей и подстанций, сумму ежегодных эксплуатационных расходов.

В свою очередь на выбор напряжения внутризаводских сетей может повлиять наличие высоковольтных ЭП и их доля в составе общей установленной мощности предприятия.

В данном курсовом проекте целесообразно напряжение внутризаводского электроснабжения выбрать 10 кВ т.к. меньше эксплуатационные потери, меньше стоимость оборудования, меньше сечение.

5. Выбор числа и мощности трансформаторов ЦТП

Правильный выбор числа и мощности трансформаторов на подстанциях промышленных предприятий является одним из основных вопросов рационального построения СЭС. В нормальных условиях силовые трансформаторы должны обеспечивать питание всех ЭП предприятия. При выборе мощности трансформаторов следует добиваться экономически целесообразного режима работы и соответствующего обеспечения резервирования питания ЭП при отключении одного из трансформаторов, причем нагрузка трансформаторов в нормальных условиях не должна (по нагреву) вызывать сокращения естественного срока его службы.

Надежность электроснабжения предприятия достигается за счет установки на подстанциях двух трансформаторов, что соответствует требованиям надежности ЭП I и II категории. Для потребителей III категории возможна установка однотрансформаторных подстанций.

Нормальным режимом работы предусматривается раздельная работа трансформаторов. При этом соблюдается условие, что любой из оставшихся в работе трансформаторов (при аварии на другом) обеспечивает потребную мощность. Обеспечение потребной мощности может осуществляться не только за счет использования номинальной мощности трансформаторов, но и за счет их перегрузочной способности (в целях уменьшения их установленной мощности).

В процессе эксплуатации возможно кратковременное включение трансформаторов на параллельную работу, например, при переводе нагрузок для вывода в плановый ремонт одного из трансформаторов.

На двухтрансформаторных подстанциях следует стремиться применять однотипные трансформаторы одинаковой мощности для упрощения замены в случае выхода одного трансформатора из строя, а также для сокращения номенклатуры складского резерва(4-5 единиц).

Совокупность допустимых нагрузок, систематических и аварийных перегрузок определяет нагрузочную способность трансформаторов.

Наивыгоднейшая загрузка цеховых трансформаторов зависит от числа трансформаторов, категории ЭП и способов резервирования. Чем больше мощность трансформаторов, тем больше собственные потери в нем, коэффициент мощности Cos трансформатора имеет наилучшее значение при загрузке примерно 70% от номинальной.

Выбор мощности трансформатора будет влиять на режим его эксплуатации.

Для определения требуемой мощности трансформаторов необходимо найти расчетную нагрузку цеха. Мощность трансформаторов выбирают по среднесменной нагрузке с учетом рекомендуемого коэффициента загрузки.

Sтр≥Sсм/2*КЗАГР

Рекомендуемые коэффициенты загрузки КЗАГР

- Для двухтрансформаторных подстанций и I категории надежности электроснабжения КЗАГР=0,65-0,7

- То же при II категории КЗАГР=0,7-0,85

- Однотрансформаторные подстанции для III категории КЗАГР =0,9

Эти коэффициенты устанавливаются с учетом максимально допустимых перегрузок силовых трансформаторов в послеаварийном режиме.

Конденсаторные установки для компенсации реактивной мощности выгоднее размещать как можно ближе к потребителям, снижающим Cos, не разукрупняя их к увеличению числа присоединеий. Как правило их устанавливают на стороне 0,4 кВ подстанций энергоемких цехов, расчетная мощность которых болле 400 кВА.

6. Выбор схемы внутризаводского электроснабжения

Системы электроснабжения разделяют на систему внешнего (воздушные и кабельные линии от подстанции энергосистемы до ГПП) и систему внутреннего электроснабжения (распределительные линии от ГПП до ЦТП).

Схемы внешнего и внутреннего электроснабжения выполняются с учетом особенностей режима работы потребителей, возможностей дальнейшего расширения производства, удобства обслуживания и.т.д.

Схемы с установкой ГПП, получающей питание от двух независимых источников питания по двухцепной линии, применяются для нагрузок любой категории. С помощью трансформаторов ГПП напряжение сетей энергосистемы 35–20 кВ трансформируется в напряжение распределительной сети 10 кВ.

Схемы подачи питания к двум и более приёмным пунктам применяются при наличии на крупном энергоёмком предприятии двух и более мощных и обособленных групп потребителей; при преобладании нагрузок I категории; при развитии предприятия несколькими очередями.

Схемы внутризаводских сетей могут быть радиальными, магистральными и смешанными.

Под радиальной схемой подразумевается такая, при которой от источника питания линии электрической сети выполняются независимыми друг от друга и без ответвлений по пути следования. Радиальные схемы обладают большой гибкостью, удобством эксплуатации, и как правило, строятся по ступенчатому принципу.

Под ступенью электроснабжения понимают узлы схемы электроснабжения, между которыми энергия, получаемая от источника питания, передаётся определенному числу потребителей.

Многоступенчатыми схемы являются тогда, когда в сеть последовательно включено несколько промежуточных РП одного напряжения, от которых получают питание отдельные крупные ЭП или групп ЭП. Промежуточные РП позволяют освободить шины ГПП с дорогостоящими выключателями от большого количества мелких отходящих линий. Двухступенчатые схемы желательно применять на предприятиях с ударными нагрузками (электропечи, прокатные станы). По возможности следует при выборе схемы стремиться к снижению числа ступеней до двух-трёх, т.к. это упрощает коммутацию, защиту и автоматику сетей, снижает потери электроэнергии. Применение радиальных схем электроснабжения увеличивает количество используемой высоковольтной аппаратуры, но они имеют повышенную надёжность, т.к. каждый потребитель получает питание от ГПП по отдельной линии. При распределении электроэнергии по магистральной схеме делают ответвления от воздушной высоковольтной линии на отдельные подстанции или заводят кабельную линию поочередно на несколько подстанций. Такие схемы дают возможность снизить капитальные затраты за счёт уменьшения длины питающих линий, снижения количества используемых высоковольтных аппаратов, а следовательно упрощения строительной части подстанций. Основным недостатком магистральных схем является меньшая надёжность электроснабжения, т.к. повреждение магистрали ведёт к отключению всех потребителей, питающихся от неё.

Внутризаводские сети выполняются кабелями, проложенными в земле, в траншеях полевого типа на глубине 0,7 м от планировочной отметки земли.

Окончательно схема может быть оформлена после выбора мощности трансформаторов ГПП, т.к. оптимальное число присоединений на сборных шинах 10 кВ (ГПП зависит от мощности трансформаторов).

7. Расчет кабельных линий

Внутризаводские сети промышленных предприятий выполняются, как правило, кабелями, которые могут быть проложены различными способами: в земляных траншеях, в кабельных каналах и туннелях, по эстакадам и галереям.

Марку кабеля выбирают с учетом характеристик грунта на территории предприятия и условий прокладки КЛ. По техническим данным [ 4 ] выбран кабель марки ААШвУ - кабель с алюминиевой токоведущей жилой с бумажной пропитанной улучшенной изоляцией, алюминиевой защитной оболочкой, с защитным шланговым покровом из ПВХ.

Сечение кабеля выбирают исходя из четырех расчетных условий:

1. Длительно допустимый нагрев максимальным расчетным током

Iдл.доп ≥ Iр ,

где Iдл.доп - длительно допустимый ток для выбранного сечения,А Определяется по таблице ПУЭ в зависимости от материала токоведущей жилы, материала изоляции и условий прокладки КЛ.

Iр - максимальный расчетный ток КЛ, А

Iр = Sр/(*U) А ,

где U - напряжение внутризаводских сетей, кВ

Sр - полная расчетная мощность, кВА

Ip=Sp/(*U)=1419,6/*10=82А

По таблице [ 4 ] находим кабель сечением 25 мм2 с Iдл.доп = 90А.

90 А > 82А

Соблюдение этого условия обеспечивает нормативный срок службы изоляции кабеля.

2. По экономической плотности тока:

Fэк = Iнорм/jэк ,

где Fэк- экономически обоснованное сечение, соответствующее минимуму затрат на строительство и эксплуатацию КЛ, мм2;

Iнорм - ток в линии в нормальном режиме, А;

jэк - экономическая плотность тока, А/мм2. Экономическая плотность тока определяется в зависимости от числа использования максимума активной нагрузки в год. По таблице [3] определяем jэк = 1.4 А/мм2.

Iнорм = Iр/2 = 82/2=41 А; Fэк = 41/1.4 = 29,3 мм2.

Выбираем ближайшее меньшее 25 мм2.

3. По допустимой потере напряжения:

ΔUрасч ≥ ΔUдоп,

где ΔUрасч - расчетная потеря напряжения в КЛ, %

ΔUдоп - допустимая потеря напряжения в КЛ, %; ΔUдоп =5%;

Определим расчетную потерю напряжения:

ΔUрасч = (Pp*R + Qp*X) / Uср.ном, В

где R, X - активное и реактивное сопротивление КЛ, Ом;

Uср.ном-средненоминальное напряжение внутризаводских сетей, кВ.

Определим активное и реактивное сопротивление КЛ:

R = r0*l, Ом ; X = x0*l ,Ом

где r0, x0 - удельное активное и реактивное сопротивления КЛ, Ом/км. Дано в [ 4 ].

l - длина КЛ, км.

R= 0,394Ом/км*0,161км =0,144 Ом; X= 0,095Ом/км*0,161км =0,0153 Ом;

ΔUрасч = (1113,8*0,144+880,2*0,0153)/10.5 = 16,6 В;

ΔUрасч% = (ΔUрасч/Uср.ном)*100%

ΔUрасч% = (16,6/10500)*100 =0,16 %

0,16% < 5%

4. Проверка выбранного сечения на термическую стойкость при сквозных КЗ:

Проверку на термическую стойкость сечения кабеля можно выполнить после расчета токов КЗ.

F > Fmin

Fmin =/Cт= (Iп(3) *tрасч) /Ст ,мм2

tрасч=tр.з+tо.в.=1,005

Fmin=(Iп(3) *)/Ст=(2,8*)/85

8. Расчёт нагрузок на стороне 10 кВ

Расчёт нагрузок на стороне 10кВ ГПП выполняется для выбора мощности трансформаторов и сечений воздушных линий.

Расчётные нагрузки на сборных шинах ГПП предприятия определяются с учётом как низковольтных нагрузок по цехам, так и высоковольтных ЭП.

Ррпредп=Км * Рсм∑грА + Рсм∑грБ

Нагрузку от высоковольтных ЭП определяют в зависимости от их технологического назначения.

Для общезаводских потребителей (насосные, компрессорные станции) предусматривается технологический резерв, т.е. из числа присоединённых агрегатов часть является рабочими, а часть резервными.

Коэффициент максимума для узла определяется по упорядоченным диаграммам в зависимости от nЭ и средневзвешанного Ки.

nЭпредп = (∑РустгрА)2/∑Р2устгрА = 10291264/1906606 = 5,4

Км=1,76

Кипредп = Рсм∑грА/Руст∑грА = 1140,85/3208 = 0,36

Ррпредп = 1,76*1140,85 + 1933,7 = 3941,6кВт

Определим расчётную реактивную нагрузку предприятия (Qрпредп):

Qрпредп=Км`*Qсм∑грА+Qсм∑грБ=1370,4+1748,47=3188,9кВА

Км`=1,1 при nЭ ≤ 10

Км`=1 при nЭ>10

Полная расчётная мощность предприятия на сборных шинах ГПП:

Sрпредп= = =5070кВА

9. Выбор числа и мощности трансформаторов ГПП

Правильный выбор числа и мощности трансформаторов на подстанциях промышленных предприятий является одним из основных вопросов рационального построения СЭС. В нормальных условиях силовые трансформаторы должны обеспечивать питание всех ЭП предприятия.

При выборе мощности трансформаторов следует добиваться экономически целесообразного режима работы и соответствующего обеспечения резервирования питания приемников при отключении одного из трансформаторов, причем нагрузка трансформаторов в нормальных условиях не должна (по нагреву) вызывать сокращения естественного срока его службы.

Надежность электроснабжения предприятия достигается за счет установки на подстанции двух трансформаторов, что соответствует требованиям надежности I и II категории. Однотрансформаторные ГПП допустимы при наличии централизованного резерва трансформаторов и при поэтапном строительстве ГПП. Установка более двух трансформаторов возможна в исключительных случаях:

1. при необходимости выделения резкопеременных нагрузок и питания их от отдельного трансформатора;

2. при реконструкции ГПП.

Установка третьего трансформатора всегда должна быть экономически обоснована.

Нормальным режимом работы предусматривается раздельная работа трансформаторов. При этом соблюдается условие, что любой из оставшихся в работе трансформаторов (при аварии на другом) обеспечивает полностью или с некоторым ограничением потребную мощность.

Обеспечение потребной мощности может осуществляться не только за счет использования номинальной мощности трансформаторов, но и за счет их перегрузочной способности (в целях уменьшения их установленной мощности).

В процессе эксплуатации возможно кратковременное включение трансформаторов на параллельную работу, например, при переводе нагрузок для вывода в плановый ремонт одного из трансформаторов.

Совокупность допустимых нагрузок, систематических и аварийных перегрузок определяет нагрузочную способность трансформаторов.

Выбор мощности трансформатора будет влиять на режим его эксплуатации.

По напряжению внешнего электроснабжения определяется режим нейтрали первичной обмотки трансформатора, от этого будет зависеть схема и группа соединения обмоток. Мощность трансформаторов выбирается из условия:

Sтр= Sрпред/2*Kзагр, кВА

где Кзагр - коэффициент загрузки, принимаемый равным 0.7 исходя из максимальных допустимых перегрузок силовых трансформаторов в послеаварийном режиме.

На ГПП предусматривается установка комплектных конденсаторных батарей для компенсации реактивной мощности (КРМ). КРМ обеспечивает разгрузку трансформаторов, питающих и распределительных сетей от реактивных токов, тем самым приводит к уменьшению потерь электроэнергии и напряжения, увеличению пропускной способности трансформатора и линии. КРМ предусматривается на стадии проектирования системы электроснабжения и позволяет уменьшить мощность трансформаторов, сечение токоведущих частей, выбрать коммутационные и защитные аппараты на меньшие токи.

С 1998 года письмом Главного технического управления по эксплуатации энергосистем Минэнерго введены нормативы уровня КРМ в электросетях министерств и ведомств, норматив уровня компенсации tgн = =0.4 кВАр/квт должен использоваться для определения перспективной потребности в компенсирующих устройствах в целом. Уровнем КРМ называется отношение установленной мощности компенсирующих устройств (кВАр) к активной расчетной нагрузке предприятия (кВт) в часы максимума нагрузок энергосистемы.

Требуемую мощность конденсаторных установок можно определить исходя из расчетной мощности компенсирующих устройств и реактивной мощности СД, используемых в качестве компенсаторов. Расчетная мощность компенсирующих устройств по нормативу уровня компенсации:

QКУ = Pрпред*tg н,кВАр

Q КУ = 3941,6*0.4 = 1576,6 кВАр

Определяем требуемую мощность комплектных конденсаторных установок ( ККУ ):

Q ККУ = Q РУ - Qэн,кВАр

Q ККУ = 3188,9-1576,6 = 1612кВАр

Далее по таблице технических данных [ 8 ] выбираем стандартные ККУ - УКЛ-10.5-450 У3 на каждую секцию шин ГПП.

Q ККУВВ = 2*450=900кВАр.

Расчетную реактивную нагрузку на шинах 10кВ ГПП с учетом КРМ можно определить по формуле:

Q рпред ' = Q рпред - Q ККУуст,кВАр

Qрпред' = 3188,9-1650 = 1538,9 кВАр.

Эффективность мероприятий по улучшению cos определяют путем сравнения cos до и после компенсации

до компенсации

tg= Qрпред/Pрпред = 3188,9 / 3941,6= 0.8; Cos=0,78

после компенсации

tg = Qрпред/Pрпред = 1538,9 / 3941,6= 0,4 ; cos=0,93.

На ГПП предприятия устанавливаются конденсаторные батареи с автоматическим регулированием реактивной мощности, отдаваемой в сети, чтобы в часы минимума нагрузок не было перекомпенсации. При длительном снижении нагрузок ККУ могут отключаться.

Определим расчетную нагрузку предприятия с учетом КРМ:

Sрпредп===4230,8

Sтр= Sрпред'/2*Kзагр

Sтр= 4230,8/(2*0,7 ) ; Sтр =3022 кВА

1. 2*2500кВА : Кзагр = 4230/(2*2500)= 0.85;

2. 2*4000 кВА : Кзагр =4230,8 /(2*4000) = 0,54.

Согласно [ 1 ] выбираем к установке на ГПП два трансформатора 2*4000кВа.

На трансформаторах ГПП обязательно предусматривается автоматическое регулирование напряжения под нагрузкой (РПН). Компенсация реактивной мощности привела к увеличению нагрузочной способности трансформаторов и уменьшению их установленной мощности.

10. Выбор схемы внешнего электроснабжения

Для подстанций тупикового типа (без транзита мощности) применяются упрощенные схемы со стороны питания –2 блока "линия-трансформатор" с неавтоматической перемычкой.

Распределительное устройство высшего напряжения выполняется по блочной схеме, без системы сборных шин. Это возможно при числе соединений до четырёх включительно. В данном курсовом проекте схема выполнена с высоковольтными выключателями на стороне высшего напряжения трансформатора.

Распределительное устройство (РУ) - это электроустановка предназначенная для приёма и распределения энергии на одном напряжении подстанции, содержащая коммутационные аппараты, сборные и соединительные шины, устройства измерения, защиты и автоматики, а также вспомогательные устройства (аккумуляторы, компрессоры и.т.д).

Выбранная схема должна удовлетворять требованиям надёжности, безопасности, эксплуатационной гибкости, и ремонтопригодности.

Надёжность электроснабжения потребителей всех категорий обеспечивается наличием двух независимых питающих вводов от разных секций шин подстанций энергосистемы и АВР на межсекционном выключателе на стороне 10кВ.

Безопасность проведения работ в действующих электроустановках обеспечивается организационными и техническими мероприятиями в соответствии с ПТБ.

Эксплуатационная гибкость и ремонтопригодность схемы определяется необходимым количеством коммутационных аппаратов и связей как со стороны высшего напряжения, так и на стороне низшего напряжения, с помощью которых могут быть выполнены переключения в любых нормальных эксплуатационных и аварийных режимах.

При выходе из строя трансформаторов перевод нагрузок осуществдяется включением межсекционного выключателя (АВР или действиями оперативного персонала).

Неавтоматическая ремонтная перемычка обеспечивает взаимное резервирование линии в двух случаях:

1.    Перемычка устанавливается при повреждении одной из ВЛ для питания двух трансформаторов от другой линии, оставшихся в работе.

2.    Питание по схеме Z (трансформатор - чужая линия), когда один из трансформаторов выведен в ремонт, а у другого трансформатора произошло устойчивое повреждение в собственной питающей линии.

Повреждённая линия отключается в начале, т.е. со стороны питания, автоматическое отключение осуществляется с помощью высоковольтных выключателей.

Поврежденный трансформатор отключается по сигналу релейной защиты с двух сторон.

Литература

1.                Коновалова.Л.Л., Рожкова.Л.Д Электроснабжение промышленных предприятий и установок: Учебное пособие для техникумов М.:Энергоатомиздат, 1989

2.                Липкин Б.Ю. Электроснабжение промышленных предприятий и установок: Учебник для учащихся электротехнических специальностей средних специальных учебных заведений. М.: Высшая школа,1990.

3.                ПУЭ, 6 издание. - М.: Энергоатомиздат, 1985.

4.                Справочник по проектированию электрических сетей и электрооборудования. Под ред. Ю.Г. Барыбина.- М.: Энергоатомиздат, 1991.

5.                Справочник по проектированию электроснабжения. Под ред. Ю.Г. Барыбина. М:Энергоатомиздат, 1990

6.                И.К. Тульчин, Г.И. Нудлер. Электрические сети и электрооборудование жилых и общественных зданий. М:Энергоатомиздат,1990

7.                Пособие к курсовому и дипломному проектированиюдля электроэнергетических специальностей вузов. В.М. Блок. М: Высшая школа, 1990

8.                Л.Д. Рожкова, В.С. Козулин. Электрооборудование станций и подстанций. М.:Энергоатомиздат, 1987

9.                Б.И. Неклепаев, И.П. Крючков. Электрическая часть станций и подстанций. Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учебное пособие для вузов. М: Энергоатомиздат, 1989

Страницы: 1, 2