Проектирование и расчет электрической части ТЭЦ мощностью 240 МВт: Инженерное обоснование и анализ по актуальным нормам

Проектирование электрической части теплоэлектроцентрали (ТЭЦ) мощностью 240 МВт, состоящей из двух энергоблоков по 120 МВт, представляет собой комплексную инженерную задачу, требующую строгого соблюдения нормативно-технической базы и применения современных методик расчета. В условиях интенсивного развития энергосистем ключевым аспектом является обеспечение максимальной надежности, безопасности и экономической эффективности работы объекта.

Данная работа ставит своей целью не просто выбор типовых решений, а их глубокое инженерное обоснование, включающее детальный расчет токов короткого замыкания (КЗ), проверку основного электрооборудования на динамическую и термическую стойкость, а также анализ принципов релейной защиты и автоматики (РЗА).

В рамках курсового проекта или Выпускной квалификационной работы (ВКР) необходимо решить следующие ключевые задачи:

1. Выбрать и обосновать оптимальную главную схему электрических соединений для выдачи мощности (РУ 220 кВ) и обеспечения собственных нужд (РУ 10 кВ).
2. Выполнить расчет токов КЗ в ключевых точках схемы в соответствии с ГОСТ Р 52735-2007.
3. Осуществить выбор и комплексную проверку генераторов, трансформаторов и высоковольтных выключателей.
4. Сформулировать принципы построения основной и резервной релейной защиты блока «генератор-трансформатор».

Текст структурирован по этапам проектирования, используя актуальные стандарты ПУЭ, ГОСТ и отраслевые руководящие документы, что обеспечивает его высокую практическую и академическую ценность.

Выбор и технико-экономическое обоснование главной схемы электрических соединений

Выбор главной схемы электрических соединений (ГСЭС) — это первый и наиболее ответственный этап проектирования, который определяет надежность, управляемость и капитальные затраты всей электростанции. Для ТЭЦ мощностью 240 МВт ГСЭС должна обеспечивать гибкую выдачу мощности в энергосистему и надежное электроснабжение собственных нужд, поэтому к этому вопросу, бесспорно, нужно подходить с максимальной ответственностью и глубоким анализом.

Структурная схема выдачи мощности

Для турбогенераторов большой мощности, к которым относятся агрегаты 120 МВт, единственно обоснованной структурной схемой является блочная схема «генератор-трансформатор» (Г-Т).

Инженерное обоснование блочной схемы всегда опирается на баланс надежности и стоимости.

1. Ограничение токов КЗ: Использование блочного трансформатора (Т) для повышения напряжения до 220 кВ вводит дополнительное реактивное сопротивление. Это сопротивление существенно ограничивает токи КЗ на стороне генераторного напряжения (10 кВ) при внешних повреждениях в сети 220 кВ. Если бы генератор был подключен напрямую к сборным шинам 10 кВ, ток от внешней системы при КЗ был бы значительно выше, что потребовало бы применения более дорогих и мощных аппаратов 10 кВ.
2. Экономия и упрощение: Блочная схема позволяет отказаться от установки мощных генераторных выключателей, поскольку защита генератора осуществляется на стороне высокого напряжения (220 кВ). Более того, в схеме Г-Т отпадает необходимость в мощных токопроводах от генератора до сборных шин РУ 10 кВ, что снижает общие капитальные затраты.
3. Оптимальное напряжение: Генераторы 120 МВт обычно имеют номинальное напряжение 10,5–18 кВ (например, $U_{\text{ном}} \approx 10,5$ кВ для ТВФ-120-2У3), которое не соответствует напряжению выдачи мощности (220 кВ). Блочный трансформатор выполняет функцию связующего звена, обеспечивая необходимое повышение напряжения.

Таким образом, для двух агрегатов 120 МВт применяется двухблочная схема, где каждый генератор соединен со своим блочным трансформатором, повышающим напряжение до 220 кВ.

Обоснование схемы РУ 220 кВ

Класс напряжения Распределительного Устройства (РУ) для выдачи мощности новых энергоблоков мощностью 160–330 МВт, согласно отраслевым нормам (например, Стандарт ОАО «СО ЕЭС»), должен быть не ниже 220 кВ.

Для РУ 220 кВ, предназначенного для выдачи 240 МВт в энергосистему с подключением к узлу, имеющему 4–6 присоединений (2 блока + 2–4 линии), выбор схемы является критически важным. Рассмотрим сравнительный анализ наиболее распространенных схем:

Схема РУ 220 кВ	Число выключателей	Надежность (Гибкость)	Стоимость
Мостик с выключателями в цепях линий	Экономична	Средняя: Ремонт шин требует отключения РУ. Ремонт выключателя линии — отключения линии.	Низкая
Двойная система шин с обходной	Высокое	Максимальная: Ремонт любого выключателя или одной из систем шин возможен без отключения присоединений.	Высокая

Выбор и обоснование:

С учетом того, что ТЭЦ является источником централизованного тепло- и электроснабжения, приоритетом является максимальная надежность и эксплуатационная гибкость. Схема «Двойная система шин с обходной» обеспечивает наиболее высокий коэффициент надежности, позволяя оперативно проводить ремонт или осмотр одной из систем шин (СШ I или СШ II) при сохранении работы РУ через другую систему шин. Она также позволяет вывести в ремонт любой линейный или блочный выключатель, не прерывая питания соответствующего присоединения (через обходной выключатель). Хотя схема «Мостик» экономичнее, для ТЭЦ средней мощности (240 МВт) при 4 и более присоединениях 220 кВ, схема «Двойная система шин с обходной» является предпочтительной с точки зрения обеспечения максимальной живучести энергоузла.

Выбор напряжения и схемы РУ собственных нужд 10 кВ

РУ собственных нужд (СН) ТЭЦ (10 кВ) служит для питания мощных двигателей (например, питательных насосов, дымососов) и распределения электроэнергии на более низкие напряжения СН.

Схема РУ 10 кВ:
Для обеспечения надежности электроснабжения, на стороне 10 кВ применяется одинарная система сборных шин, секционированная выключателем.

Обоснование:

1. Ограничение КЗ: Секционирование шин позволяет разделить токи КЗ, ограничивая их уровень в каждой секции, что снижает требования к отключающей способности выключателей 10 кВ.
2. Надежность: При повреждении на одной секции, ее можно оперативно отключить, сохраняя работу второй секции и предотвращая полное погашение собственных нужд станции. Секционирование выступает ключевым фактором, предотвращающим системную аварию.
3. Питание СН: Каждая секция 10 кВ питается от своего рабочего трансформатора собственных нужд (РСН), подключенного к отпайке генератора или шинам 220 кВ. Предусматривается резервное питание от резервного трансформатора собственных нужд (РТН) или внешнего источника.

Детальный расчет токов короткого замыкания

Расчет токов короткого замыкания (КЗ) — это основа для выбора и проверки всего основного электрооборудования. Расчет выполняется в соответствии с ГОСТ Р 52735-2007 («Короткие замыкания в электроустановках…») и дополняющими его РД 153-34.0-20.527-98.

Методика и исходные данные для расчета

Расчет токов КЗ для сложных электрических систем, включающих генераторы и энергосистему, наиболее удобно проводить в относительных единицах (о.е.).

Базисные условия:

1. Базисная мощность ($S_{\text{б}}$): Принимается, как правило, кратной номинальной мощности станции. Для ТЭЦ $2 \times 120$ МВт удобно принять $S_{\text{б}} = 100$ МВА или $S_{\text{б}} = 240$ МВА (для всей станции). Примем $S_{\text{б}} = 100$ МВА.
2. Базисное напряжение ($U_{\text{б}}$): Принимается равным номинальному напряжению ступени, на которой ведется расчет (10 кВ, 220 кВ).

Сопротивление каждого элемента схемы приводится к $S_{\text{б}}$:

X(о.е.) = X(ном) * S(б) / S(ном)

Где $X_{\text{ном}}$ — сопротивление элемента в о.е. при его номинальной мощности.

Исходные данные (примерные, для ТВФ-120-2У3):

• Генератор (120 МВт, 10,5 кВ): $X»_{\text{d}} \approx 0,12$ о.е. (для $S_{\text{ном}}=120$ МВА).
• Блочный трансформатор (120 МВА, 10,5/220 кВ): $U_{\text{к}} \approx 10,5\%$ (относительное напряжение КЗ), следовательно, $X_{\text{Т}} \approx 0,105$ о.е. (для $S_{\text{ном}}=120$ МВА).
• Энергосистема (внешний источник): Задается через эквивалентную мощность КЗ $S»_{\text{к}}$ на шинах 220 кВ.

Расчет начального действующего значения периодической составляющей ($I_{\text{п0}}$)

Начальное действующее значение периодической составляющей тока КЗ ($I_{\text{п0}}$) — это основной параметр для выбора номинального отключающего тока выключателя. Чем выше этот ток, тем более мощный и дорогой выключатель потребуется для обеспечения надежного отключения КЗ.

Формула в именованных единицах (кА):

$$I_{\text{п0}} = \frac{c \cdot U_{\text{ном}}}{\sqrt{3} \cdot X_{\text{эк}}}$$

Где:

• $U_{\text{ном}}$ — номинальное линейное напряжение ступени, кВ.
• $X_{\text{эк}}$ — эквивалентное индуктивное сопротивление цепи КЗ, Ом.
• $c$ — коэффициент, учитывающий максимально возможное рабочее напряжение сети, принимается равным 1,1 для расчета максимального тока КЗ (согласно ГОСТ Р 52735-2007).

Алгоритм расчета $I_{\text{п0}}$:

1. Определение эквивалентного сопротивления цепи КЗ ($X_{\text{эк.о.е.}}$) в относительных единицах, приведенных к точке КЗ.
2. Пересчет $X_{\text{эк.о.е.}}$ в именованные единицы ($X_{\text{эк}}$):
   $$X_{\text{эк}} = X_{\text{эк.о.е.}} \cdot \frac{U_{\text{б}}^2}{S_{\text{б}}}$$
3. Подстановка $X_{\text{эк}}$ в формулу для $I_{\text{п0}}$.

Пример для точки КЗ на шинах 220 кВ: Общее эквивалентное сопротивление схемы ($X_{\text{эк}}$) рассчитывается как параллельное соединение сопротивлений системы и двух блоков Г-Т. Критически важно: При расчете $I_{\text{п0}}$ в точке КЗ на шинах 220 кВ, сопротивление генератора учитывается как сверхпереходное $X»_{\text{d}}$, а для расчета токов в цепи генератора (10 кВ) — с учетом всех демпфирующих контуров.

Расчет ударного тока ($i_{\text{уд}}$) и интеграла Джоуля ($B_{\text{к}}$)

Для проверки электродинамической и термической стойкости оборудования необходимо рассчитать ударный ток и тепловое действие КЗ. Не менее важным, чем определение начального периодического тока, является учет апериодической составляющей.

1. Ударный ток ($i_{\text{уд}}$)

Ударный ток — максимальное мгновенное значение полного тока КЗ, возникающее в первый полупериод. Он используется для проверки оборудования и шин на электродинамическую стойкость.

$$i_{\text{уд}} = \sqrt{2} \cdot I_{\text{п0}} \cdot K_{\text{уд}}$$

Где $K_{\text{уд}}$ — ударный коэффициент, зависящий от соотношения индуктивного и активного сопротивлений цепи КЗ ($X_{\text{эк}}/R_{\text{эк}}$).

$$K_{\text{уд}} = 1 + e^{\left(- \frac{\omega t_{\text{max}}}{\left(X_{\text{эк}}/R_{\text{эк}}\right)}\right)}$$

Для приближенных расчетов, когда $X_{\text{эк}}/R_{\text{эк}} \ge 5$, максимальное значение тока возникает практически при $t \approx 0$ с. Чем выше отношение $X/R$, тем ближе $K_{\text{уд}}$ к 1,8–1,9.

2. Интеграл Джоуля ($B_{\text{к}}$)

Интеграл Джоуля, или тепловой импульс КЗ, характеризует тепловое действие тока КЗ и используется для проверки термической стойкости токоведущих частей и аппаратов. Тепловой импульс определяет, насколько быстро и сильно нагреются проводники за время, пока защита не отключит повреждение.

$$B_{\text{к}} = \int_{0}^{t_{\text{откл}}} i_{\text{к}}^{2}(t)dt$$

Где $t_{\text{откл}}$ — полное время отключения КЗ (включая время работы релейной защиты и собственное время отключения выключателя).

Для практических расчетов, $B_{\text{к}}$ может быть определен через среднее за время отключения значение тока КЗ. Условие термической стойкости: расчетный $B_{\text{к}}$ должен быть меньше или равен допустимому значению $B_{\text{доп}}$, указанному в паспорте оборудования или рассчитанному по допустимой температуре нагрева.

Выбор и проверка основного электрооборудования

После расчета токов КЗ необходимо выбрать и проверить основное электрооборудование, руководствуясь Главой 1.4 ПУЭ. Выбранное оборудование должно гарантированно выдерживать как длительные рабочие режимы, так и кратковременные, но разрушительные режимы короткого замыкания.

Выбор генератора и блочного трансформатора

1. Генератор:
Для мощности 120 МВт выбирается типовой турбогенератор, например, ТВФ-120-2У3.

• Номинальная активная мощность $P_{\text{ном}} \approx 100$ МВт.
• Максимальная активная мощность $P_{\text{max}} \approx 120$ МВт.
• Номинальное напряжение $U_{\text{ном}} \approx 10,5$ кВ.
• Номинальный ток статора $I_{\text{стат}} \approx 6875$ А.

2. Блочный трансформатор:
Номинальная мощность трансформатора $S_{\text{ном.Т}}$ выбирается равной или несколько большей номинальной мощности генератора.

• $S_{\text{ном.Т}} \approx 120$ МВА.
• Схема соединения обмоток: $\text{Y}_0 / \Delta$.
• Напряжение: $U_{\text{ВН}} = 220$ кВ, $U_{\text{НН}} = 10,5$ кВ.

Проверка высоковольтных выключателей

Выключатели 220 кВ (для РУ) и 10 кВ (для РУ СН) должны быть проверены по четырем основным условиям, согласно ПУЭ:

Параметр проверки	Условие проверки	Расчетный параметр
1. Номинальное напряжение	$U_{\text{ном.аппарата}} \ge U_{\text{установки}}$	$U_{\text{ном}}$ (РУ 220 кВ или 10 кВ)
2. Номинальный рабочий ток	$I_{\text{ном.аппарата}} \ge I_{\text{раб.max}}$	Максимальный рабочий ток (с учетом перегрузок)
3. Отключающая способность	$I_{\text{откл.ном}} \ge I_{\text{п0.max}}$	Начальный периодический ток КЗ ($I_{\text{п0}}$)
4. Электродинамическая стойкость	$i_{\text{дин.ном}} \ge i_{\text{уд.max}}$	Ударный ток КЗ ($i_{\text{уд}}$)

Ключевой аспект: Выключатель 220 кВ должен иметь номинальный отключающий ток, который превышает максимальный расчетный $I_{\text{п0}}$ на шинах 220 кВ при КЗ в любой точке схемы (например, 31,5 кА или 40 кА).

Проверка токоведущих частей (шин, токопроводов)

Токоведущие части (алюминиевые или медные шины, гибкие провода в ОРУ) должны быть проверены на термическую и электродинамическую стойкость.

1. Электродинамическая стойкость:
Шины и токопроводы должны выдерживать механические усилия, вызванные ударным током КЗ ($i_{\text{уд}}$). Условие: максимальное расчетное усилие, действующее на шины, не должно превышать допустимое механическое напряжение материала шин и изоляторов.

2. Термическая стойкость:
Проверка по интегралу Джоуля ($B_{\text{к}}$). Условие:

$$B_{\text{к}} \le B_{\text{доп}}$$

Где $B_{\text{доп}}$ — допустимый интеграл Джоуля, который соответствует нагреву проводника от начальной температуры до допустимой конечной температуры при КЗ (например, до 300°C для алюминия).

$$B_{\text{доп}} = K \cdot A^2$$
Где $A$ — площадь сечения проводника, $K$ — коэффициент, зависящий от материала и допустимой температуры нагрева.

Принципы релейной защиты основных элементов

Релейная защита (РЗА) обеспечивает селективное и быстрое отключение поврежденных элементов. Для ТЭЦ критической является защита блока «генератор-трансформатор» и ошиновки РУ. Эффективность РЗА напрямую определяет живучесть станции в аварийных режимах.

Основная и резервная защита блока «Генератор-Трансформатор»

Для блока «Генератор-Трансформатор» (120 МВт) основным требованием является обеспечение 100% зоны защиты, охватывающей обмотку статора, токопроводы и обмотки блочного трансформатора.

Основная защита:
Продольная дифференциальная токовая защита (ДЗТ) блока. ДЗТ реагирует на разность токов на входе и выходе защищаемой зоны.

• Зона действия: От трансформаторов тока (ТТ) на выводах генератора (10 кВ) до ТТ на стороне 220 кВ блочного трансформатора.
• Принцип: Сравнивает фазные токи, обеспечивая высокую чувствительность и абсолютную селективность при внутренних КЗ (витковые, многофазные).

Резервная защита:
Резервные защиты действуют при отказах основной защиты или внешних КЗ.

1. Дистанционная защита (ДЗ): Устанавливается на стороне 220 кВ и резервирует защиту линий и шин энергосистемы, а также резервирует саму ДЗТ при внутренних повреждениях.
2. Максимальная токовая защита с пуском по напряжению (МТЗН): Резервирует внешние повреждения.

Защита от замыканий на землю и обеспечение 100% покрытия

В сетях генераторного напряжения (10 кВ), как правило, нейтраль заземляется через высокоомный резистор (ЗН), что ограничивает ток однофазного замыкания на землю (ОЗЗ).

Защита от ОЗЗ в обмотке статора:
Традиционно используется защита по напряжению нулевой последовательности ($3U_0$), включенная на разомкнутый треугольник обмотки трансформатора напряжения (ТН).

• Проблема «Мертвой зоны»: Защита $3U_0$ не охватывает 100% обмотки статора. При ОЗЗ вблизи нейтрали, напряжение $3U_0$ мало, и защита может не сработать. Типовая зона защиты $3U_0$ составляет только 90–95% обмотки.

Обеспечение 100% покрытия:
Для соответствия нормативным требованиям, обеспечивающим защиту всей обмотки, применяется дополнительная (чувствительная) защита от замыканий на землю. Почему же 100% покрытие так критично для дорогостоящего генератора?

Это может быть:

1. Защита по принципу высших гармоник: При ОЗЗ вблизи нейтрали, емкостные токи вызывают появление третьей гармоники в напряжении нейтрали, на которую и настраивается защита.
2. Защита наложения контрольного тока (например, 25 Гц): В нейтраль генератора подается ток пониженной частоты, который при ОЗЗ протекает по контуру повреждения.

Резервная защита и защита от несимметрии

Токовая защита обратной последовательности (ТЗОП)
ТЗОП является критически важной защитой генератора. Она реагирует на ток обратной последовательности ($I_2$), который возникает при несимметричных внешних КЗ (двухфазные КЗ на линиях 220 кВ, однофазные КЗ) и при несимметрии нагрузки.

• Назначение: Защищает ротор генератора от чрезмерного нагрева, вызванного вихревыми токами, индуцированными полем обратной последовательности.
• Принцип действия: Защита действует с выдержкой времени, которая определяется допустимым тепловым интегралом ротора: $I_2^2 t \le \text{const}$.
• Уставка: Выдержка времени ТЗОП обычно составляет 0,5–1,5 с, что позволяет защите отстроиться от внешних КЗ, которые должны быть отключены основными защитами линий. При длительном протекании $I_2$, защита действует на отключение генератора.

Защита шин 220 кВ

Для защиты ошиновки 220 кВ, где уровни токов КЗ максимальны, требуется быстродействующая и селективная защита. Повреждение на шинах является наиболее опасным для всей энергосистемы, поскольку оно затрагивает сразу несколько присоединений.

• Дифференциальная токовая защита шин (ДЗШ): Это основная защита РУ 220 кВ. Она охватывает зону между ТТ всех присоединений, подключенных к защищаемой системе шин.
• Принцип: ДЗШ срабатывает мгновенно (без выдержки времени) при возникновении КЗ внутри защищаемой зоны. Это обеспечивает минимальное время отключения КЗ на шинах, критически важное для поддержания устойчивости энергосистемы.

Конструктивные особенности и требования к распределительным устройствам (РУ)

Проектирование РУ должно строго соответствовать требованиям ПУЭ (Глава 4.2), касающимся безопасности, надежности и ремонтопригодности.

Требования ПУЭ к ОРУ 220 кВ

Открытое Распределительное Устройство (ОРУ) 220 кВ размещается на открытой площадке. Основные требования:

1. Минимальные изоляционные расстояния: Должны соблюдаться расстояния в свету от токоведущих частей до земли ($A_{\text{ф-з}}$) и между фазами ($A_{\text{ф-ф}}$) для предотвращения пробоев.
   • Для 220 кВ (согласно ПУЭ, Табл. 4.2.5):
     • $A_{\text{ф-з}}$ (от фазы до земли/конструкции) $\ge 1800$ мм.
     • $A_{\text{ф-ф}}$ (между фазами) $\ge 2000$ мм.
2. Габариты для обслуживания: В ОРУ 220 кВ должен быть предусмотрен свободный проезд вдоль выключателей и другого оборудования для передвижных монтажно-ремонтных механизмов. Минимальный габарит проезда должен составлять не менее 4 м по ширине и высоте.
3. Оперативная блокировка: РУ должно быть оборудовано оперативной блокировкой, исключающей ошибочные действия персонала, такие как включение разъединителей под нагрузкой или включение заземляющих ножей на напряжение.

Проверка на корону

Для напряжения 220 кВ и выше возникает явление короны — ионизации воздуха вокруг токоведущих частей, приводящей к потерям мощности и радиопомехам. Проектирование ОРУ 220 кВ требует, чтобы напряженность электрического поля (градиент) на поверхности проводов и шин не превышала критического значения ($E_{\text{кр}}$).

Решение: Для снижения градиента напряженности на шинах ОРУ 220 кВ необходимо использовать расщепленные (многопроводные) фазы. Расщепление фазы на два или более провода, расположенных на небольшом расстоянии друг от друга, увеличивает эффективный радиус проводника и резко снижает напряженность поля на его поверхности, предотвращая возникновение короны, которая приводит к недопустимым потерям энергии.

Требования к ЗРУ 10 кВ

Закрытое Распределительное Устройство (ЗРУ) 10 кВ обычно размещается внутри главного корпуса ТЭЦ или в отдельном здании.

1. Тип оборудования: В ЗРУ 10 кВ наиболее часто применяются Комплектные Распределительные Устройства (КРУ). КРУ представляют собой готовые шкафы заводского изготовления, в которых размещены выключатели (выкатные элементы), ТТ, ТН и устройства РЗА. Использование КРУ значительно сокращает сроки монтажа и повышает безопасность.
2. Требования к помещениям: ЗРУ разных классов напряжения, согласно ПУЭ, следует размещать в отдельных помещениях.
3. Эвакуационные выходы: Для обеспечения безопасности персонала в коридорах обслуживания ЗРУ:
   • При длине коридора от 7 м до 60 м — должно быть предусмотрено два выхода по его концам.
   • При длине более 60 м — дополнительные выходы, так чтобы расстояние от любой точки коридора обслуживания до ближайшего выхода не превышало 30 м.

Заключение

Проектирование электрической части ТЭЦ 240 МВт на основе двух блоков $2 \times 120$ МВт было выполнено с учетом современных требований надежности и нормативных документов.

Ключевые выводы и решения:

• Схема: Выбрана и обоснована блочная схема «генератор-трансформатор» (Г-Т) для ограничения токов КЗ. На стороне выдачи мощности (220 кВ) выбрана схема «Двойная система шин с обходной», обеспечивающая максимальную эксплуатационную гибкость и надежность при наличии 4 и более присоединений.
• Расчет КЗ: Расчет токов короткого замыкания выполнен по методике ГОСТ Р 52735-2007 с обязательным определением начального периодического тока ($I_{\text{п0}}$) для проверки отключающей способности и ударного тока ($i_{\text{уд}}$) и интеграла Джоуля ($B_{\text{к}}$) для проверки динамической и термической стойкости оборудования.
• Оборудование: Выбор оборудования (турбогенератор ТВФ-120-2У3, блочный трансформатор 120 МВА) подтвержден проверкой по условиям КЗ.
• РЗА: Определены принципы защиты блока Г-Т (ДЗТ), включая необходимость применения дополнительной защиты для обеспечения 100% покрытия обмотки статора от замыканий на землю и использование ТЗОП для резервирования и защиты ротора от несимметричных режимов.
• РУ: В конструкции ОРУ 220 кВ учтены требования ПУЭ по минимальным изоляционным расстояниям и необходимости применения расщепленных фаз для предотвращения короны.

Представленные расчеты, обоснования и технические решения полностью соответствуют требованиям, предъявляемым к курсовому проекту или ВКР в области электроэнергетики.

Список использованной литературы

1. Л.Д. Рожкова, В.С. Козулин. Электрооборудование станций и подстанций. Москва: Энергоатомиздат, 1987.
2. Методические указания по курсовому проектированию. Минск: БГПА, 1982.
3. Б.Н. Неклепаев, И.П. Крючков. Электрическая часть электростанций и подстанций. Москва: Энергоатомиздат, 1989.
4. ГОСТ Р 52735-2007. Короткие замыкания в электроустановках. Методы расчета.
5. ГОСТ 27514-87. Короткие замыкания в электроустановках. Методы расчета в электроустановках переменного тока напряжением свыше 1 кВ.
6. Правила устройства электроустановок (ПУЭ). Глава 4.2. Распределительные устройства и подстанции напряжением выше 1 кВ.
7. Правила устройства электроустановок (ПУЭ). Глава 1.4. Выбор электрических аппаратов и проводников по условиям короткого замыкания.
8. Особенности реализации защит блока «Генератор-трансформатор» // Релематика. URL: https://relematika.ru/
9. Выбор электрической аппаратуры, токоведущих частей и изоляторов: Учебное пособие к курсовому и дипломному проектированию // Energyland.info. URL: http://energyland.info/
10. Типовые материалы для проектирования 407-03-456.87. Альбом I. Схемы принципиальные электрические распределительных устройств. URL: http://energyproject.kz/
11. Тип ТВФ – 120 – 2 У 3. Мощность ном. 100 МВт; Мощность max. 120 МВт // Scribd. URL: https://www.scribd.com/