Logo GenDocs.ru

Поиск по сайту:  

Загрузка...

АЭС с ВВЭР-1000 - файл Бакалавр.doc


АЭС с ВВЭР-1000
скачать (1012.2 kb.)

Доступные файлы (4):

Бакалавр.doc689kb.11.05.2010 00:59скачать
Приложение 1.docx326kb.11.05.2010 01:19скачать
Приложение 2.docx138kb.11.05.2010 00:48скачать
Приложение 3.docx237kb.11.05.2010 00:49скачать

содержание

Бакалавр.doc

МЭИ (ТУ)

Кафедра

«Электрические станции»

Курсовой проект

По дисциплине

«Электрическая часть электростанций и подстанций»

Студент: Андреев Н.С.

Группа: Э-2-06

Руководитель проекта: Старшинов В.А.

Москва 2010


  1. ЭЛЕКТРИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ АЭС



    1. Исходные данные для выбора структурной схемы АЭС

На атомной электростанции (АЭС) планируется установить три турбогенератора номинальной мощностью по 1000 МВт с выдачей электроэнергии на распределительные устройства двух классов напряжений. На напряжении 750 кВ предполагается выдача мощности в ЭЭС, на напряжении 330 кВ – электроснабжение местного района. В составе потребителей местной нагрузки имеется 50% потребителей первой категории, 25% - второй и 25% - третьей. Технический минимум нагрузки блока составляет 70% (для атомных станций) – 700 МВт. Требуемый коэффициент мощности в РУ ВН и СН и собственных нужд – 0.9, номинальный коэффициент мощности генераторов составляет также 0.9. Расход на собственные нужды – 6.5%. Продолжительность зимнего графика нагрузки 200 суток, летнего – 185 суток.

Таблица 1.1

Параметры генераторов

Тип

Pном, МВт

Uном, кВ

cosном

, о.е.

Tа, с

Кол-во

ТВВ-1000-4

1000

24

0,9

0,28

-

3


Таблица 1.2

Параметры воздушной сети высшего напряжения

Uном, кВ

Параметры систем

Длинна воздушных линий, км

С1

С2

Sном, МВА

xс,

о.е.

Pав.р.,

МВт

Sном, МВА

xс,

о.е.

Pав.р.,

МВт

l1

l2

750

7000

1,3

-

7000

1,3

-

150

170


Таблица 1.3

Параметры воздушной сети среднего напряжения

Uном, кВ

Pнг. мах­,

МВт

cosном

Потребители, % по категориям

Длинны линий, км

1

2

3

l1

l2

330

560

0,9

50

25

25

150

150




Рис. 1.1. Принципиальная схема проектируемой станции


Рис. 1.2. Суточный график нагрузки генераторов.


Рис. 1.3. Суточный график нагрузки сети СН.

    1. Выбор структурной схемы АЭС



      1. Расчетные условия для выбора структурной схемы


График нагрузки генераторов в именованных единицах показан на рис.1.4.


Рис. 1.4. Суточный график нагрузки генераторов (в МВт).
График полной мощности генераторов был найден по формуле (1.1).




Рис. 1.5. Суточный график нагрузки генераторов (в МВА).

Мощность, потребляемая на собственные нужды, МВт:

(1.2)
где Pг.ном = 1000 – номинальная мощность генератора, МВт;

Pсн.мах = 0.0651000 = 65– номинальная мощность потребителей собственных нужд (задана 6,5 % от номинальной мощности блока), Мвт;

Pгi – мощность генератора из графика нагрузки генератора (рис. 1.4), МВт;

В итоге, был получен следующий график нагрузки собственных нужд:


Рис. 1.6. Суточный график нагрузки собственных нужд (в МВт).




Рис. 1.7. Суточный график нагрузки собственных нужд (в МВА).
График нагрузки блочного трансформатора был получен как разность между графиком нагрузки генератора (рис.1.4) и графиком нагрузки собственных нужд (рис.1.6.). Математическое выражение этого представлено формулой 1.3.
(1.3)


Рис. 1.8. Суточный график нагрузки блочного трансформатора (в МВт).
Аналогичное выражение было применено для получения полной мощности проходящей через блочный трансформатор.
(1.4)


Рис. 1.9. Суточный график нагрузки блочного трансформатора (в МВА).

Нагрузка потребителей в сети среднего напряжения.



Рис. 1.10. Суточный график нагрузки потребителей (в МВт).




Рис. 1.11. Суточный график нагрузки потребителей (в МВА).
Мощность, выдаваемая АЭС в систему, МВт определена по формуле:
, (1.5)
где Pгi – мощность генератора из графика нагрузки (рис. 1.4), МВт;

Pсн – мощность, потребляемая на собственные нужды (рис. 1.6), МВт;

Pмест.нг. – мощность, потребляемая местной нагрузкой (рис. 1.10), МВт;

- мощность протекающая через блочный трансформатор, (рис. 1.8), МВт.



Рис. 1.12. Суточный график перетока мощности в систему (в МВт).
Аналогично был найден график для полной мощности.



Рис. 1.13. Суточный график перетока мощности в систему (в МВА).
Количество часов использования установленной мощности было вычисленно по формуле:
ч (1.6)
где Pг.i Pг.j – нагрузка генератора в i.-ый интервал времени, соответственно летнего и зимнего графика нагрузки (рис. 1.4), МВт;

ti, tj – длительности интервалов, ч;

Pг.ном – номинальная мощность генераторов, 1000 МВт.
Число часов использования максимальной мощности, выдаваемой АЭС в ЭЭС, определено по выражению:

ч (1.7),

где PАЭС.i, PАЭС.j – нагрузка выдаваемая АЭС в систему в i.-ый интервал времени, соответственно летнего и зимнего графика (рис. 1.12), МВт;

ti, tj – длительности интервалов, ч;

Pmax.АЭС – максимальная мощность выдаваемая АЭС в ЭЭС, 2469 МВт.
Число часов использования максимальной мощности, потребляемой местной нагрузкой, ч определено по выражению:
ч (1.8.),
где Pм.нг.i, Pм.нг.j – нагрузка потребляемая сетью среднего напряжения, соответственно летнего и зимнего графика нагрузки (рис. 1.10), МВт;

ti, tj – длительности интервалов, ч;

Pmax.АЭС – максимальная мощность потребляемая местной нагрузкой, 600 МВт.


      1. Общие положения при выборе структурной схемы.



  1. Для обоснования и выбора схемы электрических соединений проанализированы нормальный, ремонтные и послеаварийные режимы работы. В нормальном режиме все элементы находятся в работе. В ремонтном –один или более элементов отключены для проведения планового ремонта. Послеаварийные режимы характеризуются отказами элементов. При выборе структурной схемы анализированы нормальный и ремонтные режимы, а затем выбирали параметры элементов схемы. Для уточнения их значений рассматривали послеаварийные режимы.

  2. В нормальном режиме схема должна обеспечивать выдачу всей мощности электростанции в электроэнергетическую систему (ЭЭС) и бесперебойное электроснабжение потребителей. В ремонтных режимах допускается (при наличии технико-экономических обоснований) ограничение выдачи мощности электростанции в систему, но не допускается ограничение электроснабжения потребителей. При расчётных авариях в послеаварийных режимах возможно (при наличии технико-экономических обоснований) ограничение выдачи мощности электростанции в ЭЭС и электроснабжения потребителей.

  3. Под расчётными авариями при технико-экономических обоснованиях принимаются единичные отказы элементов схемы.

  4. При расчётных авариях одновременный сброс генерирующей мощности на электростанции не должен превышать допустимого значения из условий сохранения устойчивости параллельной работы ЭЭС по линиям системообразующей сети.

  5. Структурная схема электростанции, предусматривает наличие двух распределительных устройств (РУ) повышенного напряжения. На высшем напряжениии (ВН) осуществляется связь электростанции с ЭЭС (выдача мощности в ЭЭС), на среднем напряжении (СН) обеспечивается электроснабжение местного района.

  6. К распределительному устройству среднеге напряжения (РУ СН) электростанции должно подключаться столько энергоблоков, чтобы в нормальном режиме полностью обеспечивать электроснабжение местного района при минимальном перетоке мощности через трансформаторы связи между РУ повышенных напряжений.

  7. Мощность блочных трансформаторов выбирается из условия выдачи энергоблоком всей располагаемой мощности с учетом возможности их систематической перегрузки.

  8. При выборе мощности автотрансформаторной связи связи между РУ электростанции во внимание принимаются нормальный и ремонтные режимы с учетом допустимой систематической перегрузки автотрансформаторов связи (АТС). Если переток мощности направлен от РУ ВН к РУ СН, то установка одного АТС недопустима ; в этом случае для обеспечения в ремонтных режимах полного снабжения потребителей местного района предусматриваются или два трехфазных АТС, или группа из трех однофазных АТС с резервной фазой. Если переток мощности направлен от РУ СН к РУ ВН, то допустимость запирания генерирующей мощности в ремонтных режимах оценивается дополнительно. Окончательное решение по числу и мощности АТС принимается после анализа работы РУ в режимах расчетных аварий с учетом допустимой аварийной перегрузки автотрансформаторов.



      1. ^ Составление ряда технически возможных вариантов схемы АЭС.


Во всех схемах используются генераторные выключатели, что с одной стороны снижает надёжность схемы, но с другой стороны, количество коммутаций выключателями повышенного напряжения, которые менее надёжные, чем генераторные, также снижается. Кроме того, установка генераторных выключателей позволяет производить пуск и остановку блоков от рабочих трансформаторов собственных нужд.

Так как установлены генераторные выключатели и число блоков планируется больше трёх, то по нормам технологического проектирования (НТП) устанавливается один резервный трансформатор собственных нужд (РТСН), присоединенный к источнику питания и один не присоединенный к источнику питания, но установленный на фундаменте и готовый к перекатке.

Генераторы соединяют с повышающими трансформаторами чаще всего по схеме единичного блока (рис.1.14, а).

При трудностях в изготовлении блочного трансформатора необходимой мощности используется схема с двумя блочными трансформаторами меньшей мощности (рис.1.14, б).

.



Рис. 1.14. Варианты схем блоков.
^

Вариант А.


К РУ СН подключен один энергоблок. В данном случае установка двух автотрансформаторов связи (АТС) обязательна, так как. при выходе из строя одного АТС во время плановой остановки энергоблока 330кВ, потребитель сможет получать электроэнергию через оставшийся АТС.


^

Вариант Б.


К РУ СН подключено два энергоблока.

Вариант В.


При данном варианте схемы переток мощности через АТС происходит из РУ ВН в РУ СН, что приводит к двой ной трансформации всей энергии потребляемой местной нагрузкой. Также присоединение всех энергоблоков к РУ ВН приводит к удорожанию АЭС, так как приходится использовать больше дорогих выключателей, при этом ресурс выключателей на 750 кВ меньше чем, на 330 кВ. Поэтому эта схема дальше не рассматривается.





      1. ^ Технико-экономическое сопоставление вариантов схем.


Технико-экономический расчёт, расчёт ущербов, приведённых затрат, а также выбор трансформаторов и автотрансформаторов для выше перечисленных схем приведен в приложении 1. Результаты расчёта сведены в табл. 1.5.

Таблица 1.5

Технико-экономические показатели вариантов схем.

Номер вариантов

К, тыс.руб.

Иао,

Ипот,

И,

У,

З`,

З,

З,

%

А















100

Б















111


Из приведённых в табл. 1.5 значений видно, что наиболее оптимальная схема варианта «А» по минимуму затрат.



1.3. Выбор схем распределительных устройств 750 и 330 кВ

Выбор схем РУ регламентируется требованиями действующих норм и правил, важнейшими из которых являются: сохранение устойчивости параллельной работы электростанции и ЭЭС во всех возможных эксплуатационных режимах; обеспечение целесообразного уровня надежности выдачи мощности и сохранения транзита мощности; удобство сооружения, эксплуатации, возможность расширения.


Выбор схемы производится на основании анализа результатов технико-экономических расчетов и сравнения характеристик конкурентоспособных вариантов, удовлетворяющих перечисленным выше требованиям, а также на основании опыта проектирования и эксплуатации. Ограничение на выдачу мощности в ЭЭС в ремонтном режиме должно иметь соответствующее экономическое обоснование. Расчетными аварийными режимами являются единичные отказы элементов схемы и отказ одного элемента во время планового ремонта другого. В послеаварийных режимах ограничение на выдачу мощности в ЭЭС должно быть обосновано путем сравнения ущербов от ненадежности с затратами на повышение надежности. Передаваемая по отдельным направлениям мощность в расчетных режимах не должна превышать пропускную способность линий электропередачи. Особенности исходных условий РУ повышенных напряжений позволяют сформулировать следующие технические требования: ремонт выключателей должен производиться без отключения присоединений; отключение ВЛ должно осуществляться не более чем двумя выключателями, отключение трансформаторов – не более чем тремя; отказы выключателей в РУ как при нормальном, так и при ремонтном состоянии схемы не должны приводить к одновременной потере обоих параллельных транзитных линий одного направления, одновременному отключению нескольких линий, при котором нарушается устойчивость работы энергосистемы.

1.3.1. Выбор схемы распределительного устройства 750 кВ
РУ ВН 750 кВ имеет восемь присоединений: четыре одноцепных воздушных линий, два блок и два автотрансформатора связи с РУ СН. Исходя из вышеперечисленных рекомендаций и требований, было рассмотрено два варианта структурных схем.

Первый вариант. Схема 3/2 (смотри рис. 1.19).



Рис. 1.19. Вариант 1 ОРУ 750 кВ, выполненный по схеме 3/2

Второй вариант. Схема 4/3 (смотри рис. 1.20).



Рис. 1.20. Вариант 2 ОРУ 750 кВ, выполненный по схеме 4/3.
^ 1.3.2. Выбор РУ среднего напряжения 330 кВ
РУ СН 330 кВ имеет шесть присоединений: две одноцепные, один блок, РТСН и два автотрансформатора связи с РУ СН. Исходя из вышеперечисленных рекомендаций и требований, было рассмотрено два варианта структурных схем.

^ Первый вариант. Комбинированная схема – две системы шин с тремя выключателями на два присоединения (схема 3/2, полуторная) + два выключателя на присоединение (смотри рис. 1.21).



Рис. 1.21. Первый вариант схемы электрических соединений ОРУ 330 кВ
Второй вариант. Схема с двумя системами шин с четырьмя выключателями на три присоединения, то есть схема 4/3 (смотри рис. 1.22 ).



Рис. 1.22. Второй вариант схемы электрических соединений ОРУ 330 кВ

^ 1.3.3. Окончательный выбор схемы электрических соединений РУ высшего напряжения
Основным методом оценки схем электрических соединений РУ принят метод зависимых отказов, интерпретацией которого являются направленные сигнальные графы. В рассматриваемом методе расчета надежности схем принимается во внимание только суммарная частота отказов выключателей ωв из-за отсутствия статистических данных об односторонних двусторонних отказах. Условно принято, что все отказы происходят из-за КЗ.

Технико-экономический расчёт, расчёт ущербов, дисконтированных затрат для схем электрических соединений ОРУ 750 кВ приведен в приложении 2. Результаты расчёта сведены в таблицу 1.6.

Таблица 1.6

^
Технико-экономические показатели вариантов схем РУ 750 кВ

Показатель

Вариант 1


Вариант 2


Количество выключателей, шт

14

11

Капиталовложения, тыс.руб.

4900

3850

Ущерб,тыс.руб./год

10482

11012

Приведенные затраты, тыс.руб./год

11482

11979,4

Приведенные затраты, %

100

104


Из приведённых в таблице 1.6 значений видно, что первый вариант схемы электрических соединений ОРУ 750 кВ отличается меньшими дисконтрированными затратами. На основании проведенных расчетов дисконтированных затрат оптимальным можно считать первый вариант (схема 3/2 на рис.1.19).
^ 1.3.4. Окончательный выбор схемы электрических соединений РУ среднего напряжения
Рассмотрим два варианта схем электрических соединений ОРУ 330 кВ (смотри рис. 1.21 и 1.22). Схема 4/3 является менее надежной, чем схема 3/2. Это обусловлено возможностью полной потери электроснабжения потребителя РУ СН

Ущерб, который зависит от надежности схемы, будет меньше во первом случае (схема 3/2).

Основную часть дисконтированных затрат составляют капиталовложения, которые зависят от стоимости выключателей, установленных в РУ СН.

Из выше сказанного следует, что схема 3/2 является более надежной и обладает меньшими дисконтированными затратами. Окончательно для ОРУ 330 кВ выбираем схему 3/2.
^ 1.4. Расчёт токов короткого замыкания
Расчет токов короткого замыкания необходим для выбора аппаратов и проводников и решения вопросов об ограничении токов при выборе схем электрических соединений.

Для проверки электрических аппаратов и проводников на электродинамическую и термическую стойкость при КЗ следует определить в рассматриваемом присоединении действующее значение периодической составляющей тока КЗ в начальный момент IП0 и ударный ток iуд.

Расчет токов КЗ для выбора аппаратов не требует большой точности, поэтому при его выполнении обычно принимают ряд допущений и не учитывают:

а) активные сопротивления элементов системы (исключение составляют кабельные линии, у которых активное сопротивление превышает индуктивное);

б) сдвиг по фазе ЭДС источников питания;

в) насыщение магнитных систем электрических машин, ток намагничивания трансформаторов (его принимают равным нулю);

Расчёт токов КЗ производился по структурной схеме, выбранной выше, без учёта нагрузки потребителей на среднем напряжении, влияние которой на значение тока КЗ незначительно. Расчётным видом короткого замыкания приняли трёхфазное КЗ, как наиболее тяжёлое.


^ 1.4.1. Выбор расчётных точек короткого замыкания
Точки КЗ в расчетной схеме выбраны таким образом, чтобы токи КЗ в рассматриваемом элементе схемы были наибольшими (смотри рис. 1.19 на следующй странице).

Расчетные точки КЗ в расчетной схеме выбраны таким образом, чтобы расчетные токи КЗ в рассматриваемом элементе схемы были наибольшими (см.

рис. 1.23).


Рис. 1.23. Расчётная схема АЭС для расчёта токов КЗ
^ 1.4.2. Параметры элементов расчетной схемы и результаты расчета токов короткого замыкания.
Расчетное время отключения определяется по формуле

,

где tс.в.откл – собственное время отключения выключателя, с;

0,01 с – принятое минимальное время срабатывания релейной защиты.

Время отключения короткого замыкания равно

,

где с – время срабатывания основной релейной защиты; tв.откл – полное время отключения выключателя, с.

Значения времени определяются для предварительно намеченных типов выключателей (смотри таблицу 1.6) и сведены в таблицу 1.8.

Таблица 1.8

Типы выключателей, намеченные к установке

Место установки

(назначение)

выключателя

Тип выключателя

tс.в.откл, с

tв.откл, с

τ, с

tоткл, с

ОРУ 750 кВ

ВГУ-750

0,025

0,05

0,035

0,15

ОРУ 330 кВ

HPL-420

0,023

0,04

0,033

0,14

цепь генератора 24 кВ

ЭГРУ типа HEC 8

0,045

0,07

0,055

0,17

в КРУ 6 кВ

LF3

0,048

0,07

0,058

0,17


Расчет был выполнен с помощью программы GUFAULTS. Результаты расчета сведены в таблицу 1.9 (смотри на следующей странице).


Таблица 1.9
Результаты расчета ТКЗ

Расчетная точка

τ, с

tоткл, с

Iп0, кА

Iп τ, кА

iуд, кА

iа τ, кА

Bк, кА2∙с

К-1

сумма

0,035

0,15

13,08

13,08

36,29

2,63

41,9

К-4

сумма

0,033

0,14

20,62

20,62

55,99

9,12

105,7

К-2

от G

0,045

4 (ПУЭ пункт 1.4.8)

109,77

109,77

305,07

132,33

51595

от системы

108,86

108,86

279,57

103,69

49900

К-5

от G

109,77

109,77

305,07

132,33

51595

от системы

108,18

108,18

296,37

114,23

48616

К-3

от G и сист.

0,058

0,17

27,23

27,23

73,72

8,45

205

К-6

от G и сист.

29,71

29,71

82,34

20,92

311

К-7

от G и сист.

34,13

34,13

92,23

9,86

317


Примечание: в таблице 1.5 и далее приняты следующие обозначения: Iп0 – периодическая составляющая тока КЗ в момент времени с; iуд – ударный ток, кА; Iп – периодическая составляющая тока КЗ в момент времени , кА; ia – апериодическая составляющая тока КЗ в момент времени , кА; Вк – интеграл Джоуля в момент времени , кА2∙с.




^ 1.5. Выбор электрических аппаратов

1.5.1. Выбор выключателей и разъединителей
В соответствии с ГОСТ 687-78 выключатели выбираются по следующим условиям:

Uном  Uс.ном ;

Iном  Iнорм.расч ;

KПIном  Iутж ,

где Uном – номинальное напряжение выключателя, кВ; Uс.ном – номинальное напряжение сети, в которой устанавливается выключатель, кВ; Iном – номинальный ток выключателя, кА; Iнорм.расч – расчетный ток нормального режима, кА; KП – нормированный коэффициент возможной перегрузки выключателя при продолжительном режиме его работы; Iутж – расчетный ток продолжительного (напряженного) режима, кА.

Затем выбранный выключатель проверяется по включающей способности по условиям:

Iвкл.ном  IП0 ;

iвкл.ном  iуд ,

где Iвкл.ном – начальное действующее значение периодической составляющей номинального тока включения, кА; IП0 – начальное действующее значение периодической составляющей тока КЗ, кА; iвкл.ном – наибольшее мгновенное значение номинального тока включения, кА; iуд – ударный ток КЗ, кА.

После этого для выключателя выполняется проверка на симметричный ток отключения по условию:

Iоткл.ном  Iп ,

где Iоткл.ном – номинальный ток отключения выключателя, кА; Iп – периодическая составляющая тока КЗ в момент начала расхождения дугогасительных контактов выключателя, кА.

Возможность отключения выключателем апериодической составляющей тока КЗ определялась из соотношения:

iа.ном  iа ,

где iа.ном – номинальное значение апериодической составляющей тока отключения, кА; iа – апериодическая составляющая тока КЗ в момент начала расхождения дугогасительных контактов выключателя, кА.

Если расчетное значение апериодической составляющей тока КЗ превышает номинальное, а периодическая составляющая тока КЗ в момент начала расхождения дугогасительных контактов выключателя меньше номинального тока отключения, то следует сопоставить условные значения полных токов, а именно:

.

β – расчетное процентное содержание апериодической составляющей в токе отключения.

Расчетное время отключения выключателя вычисляется в соответствии с выражением:

 = 0,01 + tс.в.откл ,

где 0,01 с. – время действия основной релейной защиты данной цепи с учетом действия АПВ.

Электродинамическая стойкость выключателя проверяется по предельным сквозным токам:

Iпр.скв  Iп0 ;

iпр.скв  iуд ,

где Iпр.скв – начальное действующее значение периодической составляющей предельного сквозного тока, кА; iпр.скв – наибольшее мгновенное значение предельного сквозного тока, кА.

Условие проверки выключателя на термическую стойкость зависит от соотношения между предельно допустимым временем воздействия нормированного тока термической стойкости и расчетным временем отключения выключателя, определяющим длительность термического воздействия токов КЗ на выключатель. Если tоткл  tтер, то условие проверки выключателя на термическую стойкость имеет вид :

I2терtоткл  Bк ,

где Iтер – номинальный ток термической стойкости выключателя, кА; Bк – интеграл Джоуля с пределами интегрирования от нуля до расчетного времени отключения выключателя, кА2с.

Если tоткл  tтер, то условие проверки выключателя на термическую стойкость: I2терtтер  Bк .

Разъединители выбирают по следующим условиям:

Uном  Uс.ном ;

Iном  Iнорм.расч ;

KПIном  Iутж ;

iпр.скв  iуд ;

I2терtоткл  Bк , если tоткл  tтер ;

I2терtтер  Bк , если tоткл  tтер .

Результаты выбора выключателей и разъединителей (расчет в приложении 3 данной работы) сведены в таблицы 1.10 и 1.11 (на следующей странице).

Таблица 1.10

Результаты выбора выключателей

Место установки

Тип выключателя

Цепь генератора 24 кВ

ЭГРУ типа HEC8

ОРУ 750 кВ

ВГУ-750

ОРУ 330 кВ

HPL-420

Ситсема собственных нужд

LF3 (КРУ типа РУ-10-5000)


Таблица 1.11

Результаты выбора разъединителей

Место установки

Тип выключателя

ОРУ 750 кВ

РНВЗ.2-750II/4000 У1

ОРУ 330 кВ

РНД-330У/3200 У1


^ 1.7.2. Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения
Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения представлен в приложении 3. Результаты выбора сведены в таблицы 1.12 и 1.13.

Таблица 1.12

Результаты выбора измерительных трансформаторов тока

Место установки

Тип трансформатора тока

ОРУ 750 кВ

ТФРМ-750А

ОРУ 330 кВ

ТФУМ-330А



Таблица 1.13

Результаты выбора измерительных трансформаторов напряжения

Место установки

Тип трансформатора напряжения

ОРУ 750 кВ

НДЕ-750-72У1

ОРУ 330 кВ

НКФ-330-83У1-1



Скачать файл (1012.2 kb.)

Поиск по сайту:  

© gendocs.ru
При копировании укажите ссылку.
обратиться к администрации