Пример выполнения практической работы № 14

Тема: Расчет заземляющего устройства ГРЭС.

Исходные данные курсовой проект: на станции установлены четыре турбогенератора мощностью Р_н.г = 320 МВт; связь с системой осуществляется двумя воздушными линиями на напряжении 500 кВ, потребители питаются с шин среднего напряжения по шести воздушным линиям 220 кВ; I_по⁽³⁾ =10 кА; грунт – супесок.

Решение

Изм.

Лист

№ документа

Подпись

Дата

Лист

ПР.14.140206.4-07.05 ДП. 1001. 2-00. 3883. ПЗ.

Разработал

Иванов

Проверил

Николаева

Рецензент

Н. Контроль

Утвердил

Расчет заземляющего устройства станции

Литер

Листов

ЧЭнК

1 Составить расчетную схему

С 6 ВЛ

500 кВ к-1 220 кВ

Т1 Т2 Т5 Т3 Т4

Т6

сн сн сн сн

G1 G2 G3 G4

Рисунок 14. 1- расчетная схема ГРЭС

2 Для заданной схемы определить допустимое сопротивление заземляющего устройства:

Согласно ПУЭ для заземляющего устройства РУ 500-220 кВ должно быть

£ 0,5 Ом.

3 Составить заземляющий контур (сетку)

3.1 Составить план ОРУ по структурной схеме станции

Изм.

Лист

№ документа

Подпись

Дата

Лист

ПР.14.140206.4-07.05

ОРУ-500 кВ

В 6+2 яч.

ОРУ-220 кВ

L₁ 10+2яч.

L₂ D

h₁ h₂

А С

Рисунок 14.2 – план ГРЭС

На каждое присоединение в ОРУ существует одна ячейка, кроме того необходимо предусмотреть по 2 резервные ячейки в каждом ОРУ.

3.2 Определить шаг ячейки:

для U =220 кВ, м;

U =500 кВ, м.

3.3 Определить площадь ОРУ ГРЭС

, м² (14.1)

S=184*196+80*184 = 50784 м²

- Определить длину ОРУ-500 кВ:

, м (14.2)

А=30*6+4=184 м

где - шаг ячейки ОРУ-500 кВ,

- количество ячеек,

2 м ¸ 4 м – расстояние до ограждения ОРУ, согласно ПУЭ.

- Определить длину ячейки l ₁ по разрезу, м [2, с. 423]

- Определить ширину ОРУ-500 кВ:

, м (14.3)

В=192+4=196 м

- Определить длину ОРУ-220 кВ:

, м (14.4)

С=15*12+4=184 м

- Определить ширину ОРУ - 220 кВ:

, м (14.5)

Изм.

Лист

№ документа

Подпись

Дата

Лист

ПР.14.140206.4-07.05

D=76+4=80 м

- Определить длину ячейки l ₂ по разрезу, м. [3, П.12.2;]

3.4 Составить заземляющую сетку

Провести заземляющий контур, отступив от заграждения 1¸2 м.

Провести вертикальные полосы между ячейками, включая резервные.

Провести горизонтальные полосы вдоль электрооборудования: сборных шин, выключателей, трансформаторов.

3.5 Определить длину заземляющих полос L_Г, сложив длины всех вертикальных и горизонтальных полос.

Согласно ПУЭ заглубление горизонтальных полос составляет , м.

L_Г = (8*184+7*184)+(5*196+12*80) = 4700 м

Рисунок 14.3 – заземляющая сетка ОРУ 500-220 кВ

4 Определить длину вертикальных заземлителей

Согласно ПУЭ длина вертикальных заземлителей составляет ,м;

принимаю 10 м.

5 Определить расчетно-удельное сопротивление грунта с учетом промерзания

для горизонтальных полос (сетки):

, Ом*м (14.6)

где - коэффициент промерзания для горизонтальных полос;

- сопротивление грунта согласно заданию на КП определяется по таблице 14.1 для супеска – 150 Ом*м.

Изм.

Лист

№ документа

Подпись

Дата

Лист

ПР.14.140206.4-07.05

для вертикальных заземлителей:

, (14.7)

где - коэффициент промерзания для вертикальных заземлителей

6 Произвести проверку заземляющего устройства на термическую стойкость по условию:

; (14.8)

где В_к = I²_по *(t_откл +Т_а) – импульс квадратичного тока, кА² *с (раздел 8 КП)

где C=70A²×C– для стали;

В_к=10²*(0,2 + 0,03)=23, кА² *с

Согласно ПУЭ минимальное сечение горизонтальной стальной полосы заземляющего устройства по условию коррозийной стойкости должно быть не менее 48 мм², мм²;

, (14.9)

Принимаю сечение стальной полосы 18х4=72 мм²

7 Определить общее сопротивление сложного заземлителя:

, Ом (14.10)

где - эквивалентное удельное сопротивление земли, Ом×м, определяется по таблице 14.2

7.1 Определить эквивалентное удельное сопротивление земли, Ом*м

, (h₁ –t)/l_в=(5,5-0,5)/10=0,5 ,

7.2 Преобразовать действительный план заземляющего устройства в расчетную квадратную модель со стороной:

, м (14.11)

7.3 Определить число ячеек по стороне квадрата:

(14.12)

Изм.

Лист

№ документа

Подпись

Дата

Лист

ПР.14.140206.4-07.05

;

принимаю 10 ячеек.

7.4 Определить длину полос в расчетной модели:

, м (14.13)

7.5 Определить длину стороны ячейки:

, м (14.14)

7.6 Определить число вертикальных заземлителей по периметру контура:

при

, (14.15)

7.7 Определить общую длину вертикальных заземлителей:

, м (14.16)

7.8 Определить относительную глубину вертикальных заземлителей

(14.17)

Если , то ; (14.18)

Подставляем полученные данные в формулу 14.10

Проверить выполнение условия:

Расчет по допустимому сопротивлению приводит к неоправданному перерасходу проводникового материала. Опыт эксплуатации РУ-220 кВ и выше позволяет перейти к нормированию напряжения прикосновения.

Изм.

Лист

№ документа

Подпись

Дата

Лист

ПР.14.140206.4-07.05

8 Определить напряжение прикосновения:

, В (14.19)

где - коэффициент напряжения прикосновения:

8.1 Определить коэффициент напряжения прикосновения

(14.20)

M – параметр, зависящий от отношения [3, т.14.3]

- коэффициент, определяемый по сопротивлению тела человека и сопротивлению растекания тока от ступней :

(14.21)

в расчетах принимают =1000 Ом,- сопротивление тела человека;

- сопротивление растеканию тока от ступней в землю;

где - удельное сопротивление верхнего слоя земли, Ом×м;

- ток, стекающий с заземлителя, заземляющего устройства при однофазном к.з. Для приблизительных расчетов можно принять равным:

, А (14.22)

где ,- ток однофазного к.з.; (14.23)

- периодическая составляющая суммарного тока трехфазного КЗ.

Проверить выполнение условия:

, В

где - допустимое напряжение прикосновения, зависящее от длительности воздействия токов КЗ; определяется по таблице 14.4

Условие выполняется.

Приложение 4.1 Токоограничивающие реакторы бетонные

Тип	Индуктивное сопротивление, Ом	Электродинамическая стойкость, кА	Термическая стойкость, кА/с
Для внутренней установки, одинарные
РБ, РБУ, РБГ-10-400-0,45	0,45		9,83/8
РБ, РБУ, РБГ-10-630-0,25	0,25		15,75/8
РБ, РБУ-10-630-0,40	0,4		12,6/8
РБГ-10-630-0,40	0,4		13/8
РБ, РБУ, РБГ-10-630-0,56	0,56		9,45/8
РБ, РБУ, РБГ-10-1000-0,14	0,14		24,8/8
РБ, РБУ-10-1000-0,22	0,22		19,3/8
РБГ-10-1000-0,22	0,22		25,6/8
РБ, РБУ, РБГ-10-1000-0,28	0,28		17,75/8
РБ, РБУ, РБГ-10-1000-0,35	0,35		14,6/8
РБ, РБУ, РБГ-10-1000-0,45	0,45		11,4/8
РБ, РБУ, РБГ-10-1000-0,56	0,56		9,45/8
РБ, РБУ-10-1600-0,14	0,14		26/8
РБГ-10-1600-0,14	0,14		31,1/8
РБ, РБУ-10-1600-0,20	0,2		20,5/8
РБГ-10-1600-0,20	0,2		23,6/8
РБ, РБУ, РБГ-10-1600-0,25	0,25		19,3/8
РБ, РБУ, РБГ-10-1600-0,35	0,35		14,6/8
РБД, РБДУ-10-2500-0,14	0,14		26/8
РБГ-10-2500-0,14	0,14		31,1/8
РБД, РБДУ-10-2500-0,20	0,2		20,5/8
РБГ-10-2500-0,20	0,2		23,6/8
РБДГ-10-2500-0,25	0,25		19,3/8
РБДГ-10-2500-0,35	0,35		14,6/8
РБДГ-10-4000-0,105	0,105		38,2/8
РБДГ-10-4000-0,18	0,18		25,6/8
Для внутренней установки, сдвоенные
РБС 10-2х630-0,25УЗ	0,25		15,75/8
РБС 10-2х630-0,4УЗ	0,4		12,6/8
РБС 10-2х630-0,56УЗ	0,56		9,45/8
РБС 10-2х1000-0,14УЗ	0,14		24,8/8
РБС 10-2х1000-0,22УЗ	0,22		19,3/8
РБС 10-2х1000-0,28УЗ	0,28		17,75/8
РБСД 10-2х1000-0,35УЗ	0,35		14,6/8
РБСД 10-2х1000-0,45УЗ	0,45		11,4/8
РБСД 10-2х1000-0,56УЗ	0,56		9,45/8
РБС 10-2х1600-0,14УЗ	0,14		26/8
РБСД 10-2х1600-0,2УЗ	0,2		20,5/8
РБСД 10-2х1600-0,25УЗ	0,25		19,3/8
РБСДГ 10-2х1600-0,35УЗ	0,35		14,6/8
РБСДГ 10-2х2500-0,14УЗ	0,14		31,1/8
РБСДГ 10-2х2500-0,2УЗ	0,25		23,6/8

Приложение 5.1 Основные характеристики проводов

Марка провода	Наружный диаметр провода, мм	Токовая нагрузка, А	Масса 1 км провода
вне помещения	внутри помещения
АС 16/2,7	5,6			64,9
АС 25/4,2	6,9			100,3
АС 35/6,2	8,4
АС 50/8,0	9,6
АС 70/11
АС 95/16	13,5
АС 120/19	15,2
АС 120/27	15,5		-
АС 150/19	16,8
АС 150/24	17,1
АС 150/34	17,5		-
АС 185/24	18,9
АС 185/29	18,8
АС 185/43	19,6		-
АС 240/32	21,6
АС 240/39	21,6
АС 240/56	21,4		-
АС 300/39
АС 300/48	24,1
АС 300/66	24,5		-
АС 400/22	26,6
АС 400/51	27,5
АС 400/64	27,7		-
АС 500/27	29,4
АС 500/64
АС 600/72	33,2
АС 700/86	36,2

Приложение 5.2 Шины медные и алюминиевые прямоугольного сечения, окрашенные

Размеры шины, мм	Сечение одной полосы, мм2	Масса одной полосы, кг/ м	Допустимый ток, А*
Одна полоса	Две полосы	Три полосы
Медь	Алюминий	Медь	Алюминий	Медь	Алюминий	Медь	Алюминий
15 х 3		0,4	0,122			-	-	-	-
25 х 3		0,668	0,203			-	-	-	-
30 х 4		1,066	0,324			-	-	-	-
40 х 4		1,424	0,432			-	-	-	-
40 х 5		1,78	0,54			-	-	-	-
50 х 5		2,225	0,675			-	-	-	-
50 х 6		2,67	0,81			-	-	-	-
60 х 6		3,204	0,972
60 х 8		4,272	1,295
60 х 10		5,34	1,62
80 х 6		4,272	1,295
80 х 8		5,698	1,728
80 х 10		7,12	2,16
100 х 6		5,34	1,62
100 х 8		7,12	2,16
100 х 10		8,9	2,7
120 х 8		8,45	2,6
120 х 10		10,65	3,245

Приложение 6.1 Выключатели

№ п/п	Наименование параметра	ВГТ-35-50/3150У	ВГТ-110-40/2500У	ВГТЗ-110-40/2500У	ВГТ-220-40/2500У	ВГТЗ-220-40/2500У	ВГК-500
	Номинальное напряжение, кВ
	Номинальный ток, А
	Номинальный ток отключения, кА
	Номинальное относительное содержание апериодической составляющей, %, не более
	Параметры сквозного тока короткого замыкания, кА
наибольший пик (электродинамическая стойкость)	127,5
начальное действующее значение периодической составляющей
ток термической стойкости
время протекания тока термической стойкости, с
	Параметры тока включения, кА
наибольший пик	127,5
начальное действующее значение периодической составляющей
	Собственное время отключения, с	0,035	0,025
	Полное время отключения, с	0,055	0,05
	Расход газа на утечки в год, % от газа, не более	0,5

Приложение 6.2 Разъединители

Тип	Номинальное напряжение, кВ	Номинальный ток, А	Амплитуда предельного сквозного тока КЗ, кА	Предельный ток термической стойкости/ допустимое время, кА/с	Тип привода
главных ножей	заземляющих ножей
для внутренней установки
РВ, РВФ РВФЗ				16/4	-	ПР-10, ПР-11
		20/4	20/1
		40/4	31,5/1
РВ, РВО, РВЗ				16/4	16/1	ПР-10, ПР-11
		20/4	20/1
		40/4	31,5/1
РВР, РВРЗ				31,5/4	31,5/4	ПЧ-50, ПДВ-1
		45/4	45/4
		71/4	71/4
РВ, РВЗ				80/4	-	ПЧ-50, ПДВ-1
		120/4	-
РВК				31,5/4	-	ПР-3, ПЧ-50
				45/4	-	ПДВ-1
РПВ,РВПЗ				180/4	100/1	ПД-12У3
РВ, РВЗ				20/4	20/1	ПР-3
		20/4	20/1
РВ, РВЗ				20/4	20/1	ПР-3
		31,5/4	31,5/1
для наружной установки
РДЗ				25/4	25/1	ПР-У1, ПР-ХЛ1,
		31,5/4	31,5/1
		50/4	50/1
РПД				40/3	40/1
РНД, РНДЗ				63/2	63/1	ПДН-1У1
			63/2	63/1
РНВ,РНВЗ				16/2	16/2	ПД, ПРН
			63/2	-
РП, РПД				63/2	-	ПД-2У1
			63/2	-
			63/2	-

Приложение 7.1 Трансформаторы тока

Тип	Номинальное напряжение, кВ	Номинальный ток, кА	Варианты исполнения по вторичным обмоткам	Ток стойкости, кА	Время tтер, с	Нагрузка вторичной обмотки В*А
Первичный I1ном.	вторичный I2ном.	электродинамической стойкости	термической стойкости
Для наружной установки
ТФЗМ35-У1		15-600		0,5/10Р	3-127	0,7-31
ТРГ-110		200-400 -800;	1 или 5	0,5/10Р/10Р
300-600-1200
400-800-1600
500-1000-2000
ТРГ-220		300-600-1200	1или 5	0,5/10Р/10Р/10Р	102; (160)	40; (63)
500-1000-2000
ТФУМ330-У1		1000-2000		0,5/10Р/10Р/10Р
1500-3000
2000-4000
ТФЗМ500-У1				0,5/10Р/10Р/10Р
ТФРМ500-У1		1000-2000		0,5/10Р/10Р/10Р
1500-3000
2000-4000
ТФРМ750-У1		1000-2000		0,5/10Р/10Р/10Р/10Р
1500-3000
2000-4000
Для внутренней установки
ТВЛМ6-У2		10-75		1; 10Р	0,64-4,9	3,5-26,4
100-200	6,9-13,8	35,2-52
	17,5
	20,5

141

ТЛМ10-У3		50-200		0,5/10Р; 10Р/10Р	17,6-35,2	2,8-10,1
300,400		18,4
600,800
1000,1500
ТПЛК10-У3		10-50		0,5/10Р; 10Р/10Р	2,47-14,8	0,45-2,2
100-400	74,5	14,5
	74,5
800,1000	74,5
	74,5
ТПЛ10-У3		30-200		0,5/10Р; 10Р/10Р
ТЛК10-У3		30-50		0,5/10Р; 10Р/10Р	8-25	1,6-4
75,100,150
300,400
600,800		31,5
1000,1500
ТПОЛ10-У3		600,800		0,5/10Р; 10Р/10Р
ТЛШ10-У3				0,5/10Р; 10Р/10Р		31,5
		31,5
ТШВ15		6000,8000		0,2/10Р	-
ТШВ24				0,2/10Р	-
	-
	-
ТВГ24-У3				0,5/10Р/10Р	-
	-
	-
	-

Приложение 7.2. Трансформаторы напряжения

Тип	Номинальное напряжение обмотки	Номинальная мощность, В*А	Мах. мощность, В*А
Первич-ной, кВ	основной вторичной, В	Дополни-тельной, В	0,2	0,5
НОЛ.08			-
		-
НОМ-10-66			-	-
ЗНОЛ.06	3/√3	100/√3	100:3 или 100
6/√3
10/√3
ЗНОЛ.06	6/√3	100/√3	100:3 или 100
10/√3
15/√3
20/√3
24/√3
ЗНОЛ-35	35/√3	100/√3	100:3	-
НТМИ-6-66			100:3	-
		100:3	-
НТМИ-10-66			100:3	-
НКФ-100-57	110√3	100/√3		-
НКФ-110-58	110√3	100/√3	100:3	-
НКФ-220-58	150√3	100/√3		-
220√3	100/√3		-
НКФ-330-73	330√3	100/√3		-
НКФ-500-78	500√3	100/√3		-	-
НДЕ-500	500√3	100/√3		-
НДЕ-750	750√3	100/√3		-
НДЕ-150	1150√3	100/√3		-	-

Приложение 8.1 Турбогенераторы с полным водяным охлаждением серии Т3В

параметр	Т3В-63-2	Т3В-110-2	Т3В-160-2	Т3В-220-2	Т3В-320-2	Т3В-400-2	Т3В-540-2	Т3В-645-2	Т3В-800-2
Активная мощность, МВт
Полная Мощность, МВА	78,75	137,5	188,2	258,2	376,5	470,6	635,3	758,8	888,9
Коэффициент мощности	0,8	0,8	0,85	0,85	0,85	0,85	0,85	0,85	0,9
Напряжение статора, кВ	10,5	10,5	15,75	15,75
Ток статора, кА	4,33	7,6	6,9	9,5	10,9	13,6	18,3	21,9	21,4
Частота вращения, об/мин
КПД, %	98,4	98,6	98,8	98,8	98,8	98,7	98,84	98,79	98,92
Х!!d, не более,%	25,6	22,7	17,9	24,6	25,8	32,3	33,1	30,8
в режиме потребления	0,95	0,9	0,9	0,95	0,95	0,95	0,95	0,95	0,95
Класс изоляции Обмоток статора/ротора	F/F	F/F	F/F	F/F	F/F	F/F	F/F	F/F	F/F
Общая масса, т

В типе генератора: Т – турбогенератор, 3В – трижды водяное охлаждение.

Приложение 8.2 Характеристики трехфазных трансформаторов

Тип и номинальная мощность, МВА	Сочетание напряжений	Потери, кВт	Напряжение к.з. в % номинального напряжения	Ток х.х. в % Номинального тока
х.х.	к.з.
ВН	СН	НН		ВН-НН	ВН-СН	ВН-НН	СН-НН
ТМН-1 ТМН-1,6 ТМН-2,5 ТМН-4 ТМН-6,3 ТДН-10 ТДН-16 ТРДН-25 ТРДН-32 ТРДН-40 ТРДН-63	35;10;6 35;10;6 35;10;6 35;10;6 35;10;6 10,5;18 10,5;18 10,5;20 15,75-24 15,75-24 20;24	- - - - - - - - - - -	10,5;0,69 10,5;0,69 10,5;0,69 10,5;6,3 10,5;6,3 6,3 6,3;10,5 6,3-6,3 6,3-6,3 6,3-6,3 6,3-6,3	2,35-2,1 3,1-2,8 4,35-3,9 5,7-5,45 8-7,65	12,2-11,6 18,0-16,5 25-23,5 33,5 46,5	- - - - - - - - - - -	6,5-5,5 6,5-5,5 6,5-5,5 7,5-6,6 7,5-6,6 10,5 12,7 12,7 12,7	- - - - - - - - - - -	1,5-1,4 1,4-1,3 1,1-1,0 1,0-0,9 0,9-0,8 0,75 0,7 0,65 0,6 0,5 0,45

Трансформаторы с высшим напряжением 110 кВ

ТДН-10 ТДН-16 ТДН-25 ТРДН-25 ТРДН-32 ТДН-40 ТРДН-40 ТДН-63 ТРДН-63 ТДН-80 ТРДН-80 ТДЦ-80 ТДЦ-125 ТРДЦН-125 ТДЦ-200 ТДЦ-250 ТДЦ-400 ТДТН-10 ТДТН-16 ТДТН-25		- - - - - - - - - - - - - - - - - 38,5 38,5 38,5	6,6;11 6,6;11 38,5 6,3/6,3 6,3/6,3 38,5 6,3/6,3 38,5 6,3/6,3 38,5 6,3/6,3 10,5 10,5 10,5/10,5 15,75 15,75 6,6;11 6,6;11 6,6;11	28,5		- - - - - - - - - - - - - - - - - 10,5 10,5 10,5	10,5 10,5 10,5 10,5 10,5 10,5 10,5 10,5 10,5 10,5 10,5 10,5 10,5 10,5 10,5 17,5 17,5 17,5	- - - - - - - - - - - - - - - - - 6,5 6,5 6,5	0,9 0,7 0,65 0,65 0,7 0,55 0,55 0,5 0,5 0,45 0,45 0,6 0,55 0,55 0,5 0,45 0,45 1,0 0,8 0,7

ТДТН-40 ТДТН-63 ТДТН-80		38,5 38,5 38,5	6,6;11 6,6;11 6,6;11			10,5 10,5	17,5 18,5	6,5	0,6 0,55 0,5

Трансформаторы и автотрансформаторы с высшим напряжением 220 кВ

ТД-80 ТДЦ-125 ТЦ-160 ТДЦ-200 ТДЦ-250 ТДЦ-400 ТЦ-630 ТРДН-32 ТРДНС-40 ТРДН-63 ТРДЦН-100 ТРДЦН-160 ТДТН-25 ТДТН-40 ТДТН-63

- - - - - - - - - - - - 38,5 38,5 38,5

6,3;10,5 10,5 15,75 15,75 15,75 15,75;20 6,3/6,3; 11/11 6,3/6,3 6,3/6,3; 11/11 11/11 11/11 6,6;11 6,6;11 6,6;11

- - - - - - - - - - -

12,5 11,5 11,5 11,5 12,5 12,5 28,8

- - - - - - - - - - - 6,5 9,5 12,6

0,45 0,55 0,5 0,4 0,5 0,5 0,35 0,65 0,6 0,5 0,65 0,6 0,9 0,55 0,5

АТДЦТН-63 АТДЦТН-125 АТДЦТН-200 АТДЦТН-250			6,6;11;38,5 6,6;11;38,5 6,6;11;38,5 11;15,75;38,5						0,45 0,4 0,45 0,4

Трансформаторы и автотрансформаторы с высшим напряжением 500 кВ

ТДЦ-250 ТДЦ-400 ТЦ-630 АТДЦТН-250 АТДЦТН-500 АОДЦТН-167 АОДЦТН-267

500/√3 500/√3

- - - - 230/√3 230/√3

15,75;20 15,75;20 15,75;20;24 10,5;38,5 10,5;38,5 10,5;15,75; 20;38,5

- - - - 11,5

- - - 18,5 - 21,5

0,45 0,45 0,4 0,4 0,3 0,25 0,25

Приложение 12.1 разрез по ячейкам ОРУ 110 кВ

Рисунок 12.1 а – разрез ОРУ-110 кВ по ячейке трансформатора.

Рисунок 12.1 б – разрез ОРУ-110 кВ по ячейке линии;

1 - обходная система шин; 2 - разъединитель обходной системы шин; 3 – конденсатор связи; 4 – заградитель; 5 – трансформатор тока; 6 – выключатель; 7 – рабочие системы шин; 8 – шинные разъединители.

Приложение 12.2 Разрез по ячейке ОРУ 220 кВ

Рисунок 12.2 – план и разрез ОРУ-220 кВ по ячейке линии;

1- разъединитель обходной системы шин; 2 – конденсатор связи; 3 – заградитель; 4 – линейный разъединитель; 5 – место установки выключателя; 6 – шинные разъединители; 7 – опорные изоляторы; 8 – разъединитель шинных аппаратов; 9 – трансформатор напряжения; 10 – разрядник.

Список литературы

1Неклепаев Б.Н, Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций.- М.: Энергоатомиздат, 1989 г

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

3 Николаева В.В. Сборник методических указаний. ЧЭнК. 2009