Пример выполнения практической работы № 13
Тема: выполнить план и разрез для заданной цепи ЗРУ.
Исходные данные: выполнить план и разрез по ячейкам генераторного выключателя и группового реактора.
Рисунок 13.1 – ЗРУ-6 кВ. Разрез а) и план б) по ячейкам генераторного выключателя и группового реактора.
1- трансформатор тока; 2- проходной изолятор; 3- камера генераторного выключателя; 4- привод выключателя; 5- блок сборных шин; 6- блок шинных разъединителей; 7- привод шинных разъединителей и заземляющих ножей; 8- камера сдвоенного реактора
Практическая работа №14
Тема: Расчет заземляющего устройства на станции
Цель работы:
- ознакомление с назначением и конструкцией заземляющих устройств;
- освоение методики расчета заземляющего устройства станции;
- продолжить изучение ЕСКД и применение их на практике (при оформлении отчета).
Теоретический материал
Все металлические части электроустановок, нормально не находящиеся под напряжением, но могущие оказаться под напряжением из-за повреждения изоляции, должны надежно соединяться с землей.
Такое заземление называется защитным, так как его целью является защита обслуживающего персонала от опасных напряжений прикосновения.
Заземление обязательно для всех установок напряжением 500 В и выше, а в помещениях с повышенной опасностью, особо опасных и в наружных установках – при напряжении 36 В переменного тока.
В электрических установках заземляются: корпуса электрических машин, трансформаторов, аппаратов, вторичные обмотки измерительных трансформаторов, приводы электрических аппаратов, каркасы распределительных щитов, пультов, шкафов, металлические корпуса кабельных муфт, металлические оболочки и броня кабелей, проводов, металлические конструкции зданий и сооружений и другие металлические конструкции, связанные с установкой электрооборудования.
Для выполнения заземления используют естественные и искусственные заземлители. В качестве естественных заземлителей применяют водопроводные трубы, оболочки кабелей, фундаменты и металлические части зданий, фундаменты опор, надежно соединенные с землей, а так же системы трос – опора. В качестве искусственных заземлителей применяют металлические стержни, уголки, полосы, погруженные в почву для надежного контакта с землей.
Количество заземлителей определяется расчетом в зависимости от необходимого сопротивления заземляющего устройства или допустимого напряжения прикосновения.
Размещение искусственных заземлителей производится таким образом, чтобы достичь равномерного распределения электрического потенциала на площади, занятой электрооборудованием. Для этой цели на территории ОРУ прокладываются заземляющие полосы на глубине 0,5 – 0,7 м вдоль рядов оборудования и в поперечном направлении, образуя заземляющую сетку, к которой присоединяется заземляемое оборудование.
Порядок выполнения работы:
- повторение теоретического материала; [конспект лекций]
- внимательное изучение задания на практическую работу;
- изучение и выполнение расчета по заданному алгоритму.
120
В результате выполнения практической работы студент должен
знать:
- назначение и виды заземлений;
- схемы РУ разного напряжения;
- основные требования к заземляющим устройствам.
уметь:
- составлять план ОРУ по структурной схеме станции, заданной в КП;
- выполнять расчет по заданному алгоритму индивидуального задания КП.
Исходные данные: курсовой проект.
Алгоритм решения
1 В соответствие с заданием на курсовой проект составить расчетную схему.
2 Для заданной схемы определить допустимое сопротивление заземляющего устройства:
Согласно
ПУЭ для каждого напряжения допустимое
сопротивление заземляющего устройства
определяется:
при
=
6¸35
кВ,
£
10 Ом;
=
0,4 кВ,
£
4 Ом, если номинальная мощность
трансформатора
³
100 кВ×А;
и
= 10 Ом, если
£
100 кВ×А;
= 110 кВ и выше, £ 0,5 Ом.
Для сложной схемы выбирается наименьшее из .
3 Составить заземляющий контур (сетку)
3.1 Составить план ОРУ по структурной схеме станции
Для ГРЭС:
ОРУ-500
кВ
В
ОРУ-220 (110) кВ
L1 D
L2 D
h1 h2
А С
Рисунок 14.1 – план ГРЭС
121
На каждое присоединение в ОРУ существует одна ячейка, кроме того необходимо предусмотреть по 2 резервные ячейки в каждом ОРУ.
Для ТЭЦ
L4
ЗРУ
L1 коридор
В h1 L3
ОРУ-220 (110) кВ
L2
h2 А
Рисунок 14.2 – план ТЭЦ
3.2 Определить шаг ячейки:
для
ЗРУ-10 кВ, 
м;
U=35
кВ, 
м;
U=110
кВ, 
м;
U=220
кВ, 
м;
U=330
кВ, 
м;
U=500
кВ, 
м.
3.3 Определить площадь ОРУ ГРЭС
,
м2
(14.1)
- Определить длину ОРУ-500 кВ:
,
м (14.2)
где
- шаг ячейки ОРУ-500 кВ,
-
количество ячеек,
2 м ¸ 4 м – расстояние до ограждения ОРУ, согласно ПУЭ.
- Определить длину ячейки l1 по разрезу, м [2, с. 423]
- Определить ширину ОРУ-500 кВ:
,
м (14.3)
122
- Определить длину ОРУ-220 кВ:
,
м (14.4)
- Определить ширину ОРУ - 220 кВ:
,
м (14.5)
- Определить длину ячейки l2 по разрезу, м. [3, П.12.2; 12.1]
3.4 Составить заземляющую сетку ГРЭС
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 LГ, сложив длины всех вертикальных и горизонтальных полос.
Согласно
ПУЭ заглубление горизонтальных полос
составляет
,
м.
Рисунок 14.3 – заземляющая сетка ОРУ 500-220 кВ
3.6 Определить площадь ОРУ и ЗРУ (для ТЭЦ)
,
м2
(14.6)
- Определить длину РУ ТЭЦ
,
м; (14.7)
где
,
- расстояние между РУ-10 и 220 (110) кВ
L1 =18 м – ширина ЗРУ-10 кВ;
L2 – длина ячейки ОРУ-220 кВ, м [3, П.12.2 ]
- Определить ширину РУ ТЭЦ
,
м; (14.8)
,
м
[3, с.119 ]
123
3.7 Начертить горизонтальную сетку
Провести заземляющий контур, отступив от заграждения 1¸2 м.
Провести вертикальные полосы между ячейками, включая резервные.
Провести горизонтальные полосы по периметру ЗРУ и вдоль электрооборудования: сборных шин, выключателей, трансформаторов.
3.8 Определить длину заземляющих полос LГ, сложив длины всех вертикальных и горизонтальных полос.
Согласно ПУЭ заглубление горизонтальных полос составляет ,м.
Рисунок 14.4 – заземляющая сетка ТЭЦ
4 Определить длину вертикальных заземлителей
Согласно
ПУЭ длина вертикальных заземлителей
составляет
,м;
5 Определить расчетно-удельное сопротивление грунта с учетом промерзания
для горизонтальных полос (сетки):
,
Ом*м (14.9)
где
- коэффициент промерзания для горизонтальных
полос;
-
сопротивление грунта согласно заданию
на КП определяется по таблице 14.1
для вертикальных заземлителей:
,
(14.10)
где
- коэффициент промерзания для вертикальных
заземлителей
124
Таблица 14.1 Удельное сопротивление грунта
Грунт |
Удельное сопротивление, Ом*м |
Грунт |
Удельное сопротивление, Ом*м |
Песок Супесок Суглинок Глина Садовая земля |
400-1000 и более 150-400 40-150 8-70 40 |
Торф Чернозем Мергель, известняк Скалистый грунт |
20 10-50 1000-2000
2000-4000 |
6 Произвести проверку заземляющего устройства на термическую стойкость по условию:
;
(14.11)
где Вк =I2по *(tоткл +Та) – импульс квадратичного тока, кА2 *с (раздел 8 КП)
где C=70A2×C – для стали
Согласно
ПУЭ минимальное сечение горизонтальной
стальной полосы заземляющего устройства
по условию коррозийной стойкости должно
быть не менее 48 мм2
,
мм2;
,
(14.12)
7 Определить общее сопротивление сложного заземлителя:
,
Ом (14.13)
где
- эквивалентное удельное сопротивление
земли, Ом×м,
определяется по таблице 14.2
125
Таблица
14.2 Относительное эквивалентное удельное
сопротивление
|
|
Относительная толщина слоя (h1 –t)/lв |
||||||
0,025 |
0,05 |
0,1 |
0,2 |
0,4 |
0,8 |
0,95 |
||
1 |
1-4 |
1 |
1 |
1 |
1 |
1 |
1 |
1 |
2
|
1 2 4 |
1,02 1,03 1,05 |
1,03 1,07 1,17 |
1,05 1,1 1,13 |
1,1 1,13 1,15 |
1,13 1,15 1,2 |
1,3 1,32 1,38 |
1,4 1,5 1,6 |
5
|
1 2 4 |
1,05 1,22 1,33 |
1,1 1,26 1,41 |
1,15 1,35 1,5 |
1,22 1,43 1,65 |
1,35 1,54 1,83 |
1,86 2,12 2,6 |
2,4 2,7 3,5 |
10
|
1 2 4 |
1,1 1,3 1,52 |
1,2 1,4 1,7 |
1,28 1,5 1,88 |
1,38 1,6 2,08 |
1,62 1,8 2,33 |
2,5 2,75 3,52 |
3,7 5,5 6,0 |
0,125 0,25 0,5 |
0,5-4 0,5-4 0,5-4 |
0,95 0,97 0,99 |
0,9 0,93 0,96 |
0,8 0,85 0,92 |
0,7 0,78 0,88 |
0,62 0,71 0,83 |
0,54 0,65 0,79 |
0,52 0,64 0,77 |
Рисунок 14.5 – устройство сложного заземлителя.
где a – расстояние между вертикальными заземлителями; ,м - заглубление горизонтальных полос;
h1 - глубина, равная расстоянию от поверхности земли до середины вертикального заземлителя, м;
7.1 Определить эквивалентное удельное сопротивление земли, Ом*м
,
,
(h1
–t)/lв
,
,
7.2 Преобразовать действительный план заземляющего устройства в расчетную квадратную модель со стороной:
,
м (14.14)
7.3 Определить число ячеек по стороне квадрата:
(14.15)
126
7.4 Определить длину полос в расчетной модели:
,
м (14.16)
7.5 Определить длину стороны ячейки:
,
м (14.17)
7.6 Определить число вертикальных заземлителей по периметру контура:
при
,
(14.18)
7.7 Определить общую длину вертикальных заземлителей:
,
м (14.19)
7.8 Определить относительную глубину вертикальных заземлителей
(14.20)
Если
,
то
;
(14.21)
Если
,
то
(14.22)
Подставляем полученные данные в формулу 14.13
Проверить выполнение условия:
8 Определить напряжение прикосновения:
,
В (14.23)
где - коэффициент напряжения прикосновения:
8.1 Определить коэффициент напряжения прикосновения
(14.24)
M
– параметр, зависящий от отношения
следующим образом:
-
Таблица 14.3 Параметр М
0,5
1
2
3
4
5
6
7
8
10
M
0,36
0,5
0,62
0,69
0,72
0,75
0,77
0,79
0,8
0,82
-
коэффициент, определяемый по сопротивлению
тела человека
и сопротивлению растекания тока от
ступней
:
127
(14.25)
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 (14.26)
где
,-
ток однофазного к.з.;
-
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
За
расчетную длительность воздействия
принято:
,
где
- время действия релейной защиты, с
-
полное время отключения выключателя
(с приводом), с
-
Таблица 14.4 Допустимое напряжение прикосновения
Длительность воздействия, с
до 0,1
0,2
0,5
0,7
1,0
1-3
Наибольшее допустимое напряжение прикосновения, В
500
400
200
130
100
65
Если напряжение прикосновения больше допустимого значения, то необходимо принять меры для его снижения путем расширения заземляющего устройства за территорию станции, или путем использования естественных заземлителей. [3, с. 578]
128
Пример выполнения практической работы № 14
Тема: Расчет заземляющего устройства ГРЭС.
Исходные данные курсовой проект: на станции установлены четыре турбогенератора мощностью Рн.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; Iпо(3) =10 кА; грунт – супесок.
Решение
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
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 l1 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)
D=76+4=80
м
- Определить длину ячейки l2 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 LГ, сложив длины всех вертикальных и горизонтальных полос.
Согласно ПУЭ заглубление горизонтальных полос составляет , м.
LГ = (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.
для
вертикальных заземлителей:
, (14.7)
где - коэффициент промерзания для вертикальных заземлителей
6 Произвести проверку заземляющего устройства на термическую стойкость по условию:
; (14.8)
где Вк =I2по *(tоткл +Та) – импульс квадратичного тока, кА2 *с (раздел 8 КП)
где C=70A2×C – для стали;
Вк =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)/lв=(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)
;
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.
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 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
|
Для внутренней установки, одинарные |
||||
РБ, РБУ, РБГ-10-400-0,45 |
0,45 |
25 |
9,83/8 |
|
РБ, РБУ, РБГ-10-630-0,25 |
0,25 |
40 |
15,75/8 |
|
РБ, РБУ-10-630-0,40 |
0,4 |
32 |
12,6/8 |
|
РБГ-10-630-0,40 |
0,4 |
33 |
13/8 |
|
РБ, РБУ, РБГ-10-630-0,56 |
0,56 |
24 |
9,45/8 |
|
РБ, РБУ, РБГ-10-1000-0,14 |
0,14 |
63 |
24,8/8 |
|
РБ, РБУ-10-1000-0,22 |
0,22 |
49 |
19,3/8 |
|
РБГ-10-1000-0,22 |
0,22 |
55 |
25,6/8 |
|
РБ, РБУ, РБГ-10-1000-0,28 |
0,28 |
45 |
17,75/8 |
|
РБ, РБУ, РБГ-10-1000-0,35 |
0,35 |
37 |
14,6/8 |
|
РБ, РБУ, РБГ-10-1000-0,45 |
0,45 |
29 |
11,4/8 |
|
РБ, РБУ, РБГ-10-1000-0,56 |
0,56 |
24 |
9,45/8 |
|
РБ, РБУ-10-1600-0,14 |
0,14 |
66 |
26/8 |
|
РБГ-10-1600-0,14 |
0,14 |
79 |
31,1/8 |
|
РБ, РБУ-10-1600-0,20 |
0,2 |
52 |
20,5/8 |
|
РБГ-10-1600-0,20 |
0,2 |
60 |
23,6/8 |
|
РБ, РБУ, РБГ-10-1600-0,25 |
0,25 |
49 |
19,3/8 |
|
РБ, РБУ, РБГ-10-1600-0,35 |
0,35 |
37 |
14,6/8 |
|
РБД, РБДУ-10-2500-0,14 |
0,14 |
66 |
26/8 |
|
РБГ-10-2500-0,14 |
0,14 |
66 |
31,1/8 |
|
РБД, РБДУ-10-2500-0,20 |
0,2 |
52 |
20,5/8 |
|
РБГ-10-2500-0,20 |
0,2 |
60 |
23,6/8 |
|
РБДГ-10-2500-0,25 |
0,25 |
49 |
19,3/8 |
|
РБДГ-10-2500-0,35 |
0,35 |
37 |
14,6/8 |
|
РБДГ-10-4000-0,105 |
0,105 |
97 |
38,2/8 |
|
РБДГ-10-4000-0,18 |
0,18 |
65 |
25,6/8 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
|
Для внутренней установки, сдвоенные |
||||
РБС 10-2х630-0,25УЗ |
0,25 |
40 |
15,75/8 |
|
РБС 10-2х630-0,4УЗ |
0,4 |
33 |
12,6/8 |
|
РБС 10-2х630-0,56УЗ |
0,56 |
24 |
9,45/8 |
|
РБС 10-2х1000-0,14УЗ |
0,14 |
63 |
24,8/8 |
|
РБС 10-2х1000-0,22УЗ |
0,22 |
49 |
19,3/8 |
|
РБС 10-2х1000-0,28УЗ |
0,28 |
45 |
17,75/8 |
|
РБСД 10-2х1000-0,35УЗ |
0,35 |
37 |
14,6/8 |
|
РБСД 10-2х1000-0,45УЗ |
0,45 |
29 |
11,4/8 |
|
РБСД 10-2х1000-0,56УЗ |
0,56 |
24 |
9,45/8 |
|
РБС 10-2х1600-0,14УЗ |
0,14 |
79 |
26/8 |
|
РБСД 10-2х1600-0,2УЗ |
0,2 |
60 |
20,5/8 |
|
РБСД 10-2х1600-0,25УЗ |
0,25 |
49 |
19,3/8 |
|
РБСДГ 10-2х1600-0,35УЗ |
0,35 |
37 |
14,6/8 |
|
РБСДГ 10-2х2500-0,14УЗ |
0,14 |
79 |
31,1/8 |
|
РБСДГ 10-2х2500-0,2УЗ |
0,25 |
60 |
23,6/8 |
|
136
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 |
111 |
79 |
64,9 |
АС 25/4,2 |
6,9 |
142 |
109 |
100,3 |
АС 35/6,2 |
8,4 |
175 |
135 |
148 |
АС 50/8,0 |
9,6 |
210 |
165 |
195 |
АС 70/11 |
11 |
265 |
210 |
276 |
АС 95/16 |
13,5 |
330 |
260 |
385 |
АС 120/19 |
15,2 |
390 |
313 |
471 |
АС 120/27 |
15,5 |
375 |
- |
528 |
АС 150/19 |
16,8 |
450 |
365 |
554 |
АС 150/24 |
17,1 |
450 |
365 |
599 |
АС 150/34 |
17,5 |
450 |
- |
675 |
АС 185/24 |
18,9 |
520 |
430 |
705 |
АС 185/29 |
18,8 |
510 |
425 |
728 |
АС 185/43 |
19,6 |
515 |
- |
846 |
АС 240/32 |
21,6 |
605 |
505 |
921 |
АС 240/39 |
21,6 |
610 |
505 |
952 |
АС 240/56 |
21,4 |
610 |
- |
1106 |
АС 300/39 |
24 |
710 |
600 |
1132 |
АС 300/48 |
24,1 |
690 |
585 |
1186 |
АС 300/66 |
24,5 |
680 |
- |
1313 |
АС 400/22 |
26,6 |
830 |
713 |
1261 |
АС 400/51 |
27,5 |
825 |
705 |
1490 |
АС 400/64 |
27,7 |
860 |
- |
1572 |
АС 500/27 |
29,4 |
960 |
830 |
1537 |
АС 500/64 |
26 |
945 |
815 |
1852 |
АС 600/72 |
33,2 |
1050 |
920 |
2170 |
АС 700/86 |
36,2 |
1180 |
1040 |
2575 |
137
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 |
45 |
0,4 |
0,122 |
210 |
165 |
- |
- |
- |
- |
25 х 3 |
75 |
0,668 |
0,203 |
340 |
265 |
- |
- |
- |
- |
30 х 4 |
120 |
1,066 |
0,324 |
475 |
365 |
- |
- |
- |
- |
40 х 4 |
160 |
1,424 |
0,432 |
625 |
480 |
- |
- |
- |
- |
40 х 5 |
200 |
1,78 |
0,54 |
700 |
540 |
- |
- |
- |
- |
50 х 5 |
250 |
2,225 |
0,675 |
860 |
665 |
- |
- |
- |
- |
50 х 6 |
300 |
2,67 |
0,81 |
955 |
740 |
- |
- |
- |
- |
60 х 6 |
360 |
3,204 |
0,972 |
1125 |
870 |
1740 |
1350 |
2240 |
1720 |
60 х 8 |
480 |
4,272 |
1,295 |
1320 |
1025 |
2160 |
1680 |
2790 |
2180 |
60 х 10 |
600 |
5,34 |
1,62 |
1475 |
1115 |
2560 |
2010 |
3300 |
2650 |
80 х 6 |
480 |
4,272 |
1,295 |
1480 |
1150 |
2110 |
1630 |
2720 |
2100 |
80 х 8 |
640 |
5,698 |
1,728 |
1690 |
1320 |
2620 |
2040 |
3370 |
2620 |
80 х 10 |
800 |
7,12 |
2,16 |
1900 |
1480 |
3100 |
2410 |
3990 |
3100 |
100 х 6 |
600 |
5,34 |
1,62 |
1810 |
1425 |
2470 |
1935 |
3170 |
2500 |
100 х 8 |
800 |
7,12 |
2,16 |
2080 |
1625 |
3060 |
2390 |
3930 |
3050 |
100 х 10 |
1000 |
8,9 |
2,7 |
2310 |
1820 |
3610 |
2860 |
4650 |
3650 |
120 х 8 |
960 |
8,45 |
2,6 |
2400 |
1900 |
3400 |
2650 |
4340 |
3380 |
120 х 10 |
1200 |
10,65 |
3,245 |
2650 |
2070 |
4100 |
3200 |
5200 |
4100 |
138
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 |
1 |
Номинальное напряжение, кВ |
35 |
110 |
220 |
500 |
||
2 |
Номинальный ток, А |
3150 |
2500 |
3150 |
|||
3 |
Номинальный ток отключения, кА |
50 |
40 |
||||
4 |
Номинальное относительное содержание апериодической составляющей, %, не более |
40
|
|||||
5 |
Параметры сквозного тока короткого замыкания, кА |
||||||
наибольший пик (электродинамическая стойкость) |
127,5 |
102 |
|||||
начальное действующее значение периодической составляющей |
50 |
40 |
|||||
ток термической стойкости |
50 |
40 |
|||||
время протекания тока термической стойкости, с |
3 |
3 |
|||||
6 |
Параметры тока включения, кА |
||||||
наибольший пик |
127,5 |
102 |
|||||
начальное действующее значение периодической составляющей |
50 |
40 |
|||||
7 |
Собственное время отключения, с |
0,035 |
0,025 |
||||
8 |
Полное время отключения, с |
0,055 |
0,05 |
||||
9 |
Расход газа на утечки в год, % от газа, не более |
0,5 |
|||||
139
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 |
6 |
400 |
41 |
16/4 |
- |
ПР-10, ПР-11 |
630 |
52 |
20/4 |
20/1 |
|||
1000 |
100 |
40/4 |
31,5/1 |
|||
РВ, РВО, РВЗ |
10 |
400 |
41 |
16/4 |
16/1 |
ПР-10, ПР-11 |
630 |
52 |
20/4 |
20/1 |
|||
1000 |
100 |
40/4 |
31,5/1 |
|||
РВР, РВРЗ |
10 |
2000 |
85 |
31,5/4 |
31,5/4 |
ПЧ-50, ПДВ-1 |
2500 |
125 |
45/4 |
45/4 |
|||
4000 |
180 |
71/4 |
71/4 |
|||
РВ, РВЗ |
20 |
6300 |
220 |
80/4 |
- |
ПЧ-50, ПДВ-1 |
8000 |
300 |
120/4 |
- |
|||
РВК |
10 |
2000 |
85 |
31,5/4 |
- |
ПР-3, ПЧ-50 |
|
35 |
2000 |
115 |
45/4 |
- |
ПДВ-1 |
РПВ,РВПЗ |
20 |
12500 |
490 |
180/4 |
100/1 |
ПД-12У3 |
РВ, РВЗ |
20 |
630 |
50 |
20/4 |
20/1 |
ПР-3 |
1000 |
55 |
20/4 |
20/1 |
|||
РВ, РВЗ |
35 |
630 |
51 |
20/4 |
20/1 |
ПР-3 |
1000 |
80 |
31,5/4 |
31,5/1 |
|||
для наружной установки |
||||||
РДЗ |
35 |
1000 |
63 |
25/4 |
25/1 |
ПР-У1, ПР-ХЛ1, |
2000 |
80 |
31,5/4 |
31,5/1 |
|||
3200 |
125 |
50/4 |
50/1 |
|||
РПД |
110 |
1600 |
102 |
40/3 |
40/1 |
|
2500 |
||||||
220 |
1600 |
|||||
2500 |
||||||
РНД, РНДЗ |
330 |
3200 |
160 |
63/2 |
63/1 |
ПДН-1У1 |
500 |
3200 |
160 |
63/2 |
63/1 |
||
РНВ,РНВЗ |
500 |
2000 |
45 |
16/2 |
16/2 |
ПД, ПРН |
750 |
4000 |
160 |
63/2 |
- |
||
РП, РПД |
330 |
3200 |
160 |
63/2 |
- |
ПД-2У1 |
500 |
3200 |
160 |
63/2 |
- |
||
750 |
3200 |
160 |
63/2 |
- |
||
140
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 |
||||||||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|||||
Для наружной установки |
|||||||||||||
ТФЗМ35-У1 |
35 |
15-600 |
5 |
0,5/10Р |
3-127 |
0,7-31 |
3 |
30 |
|||||
800 |
107 |
31 |
|||||||||||
1000 |
134 |
37 |
|||||||||||
1500 |
106 |
41 |
|||||||||||
2000 |
141 |
55 |
|||||||||||
ТРГ-110 |
|
200-400 -800; |
1 или 5 |
0,5/10Р/10Р |
102 |
40 |
1 |
30 |
|||||
300-600-1200 |
|||||||||||||
400-800-1600 |
|||||||||||||
500-1000-2000 |
|||||||||||||
ТРГ-220 |
220 |
300-600-1200 |
1или 5 |
0,5/10Р/10Р/10Р |
102; (160) |
40; (63) |
1 |
30 |
|||||
500-1000-2000 |
|||||||||||||
2000 |
|||||||||||||
3000 |
|||||||||||||
ТФУМ330-У1 |
330 |
1000-2000 |
1 |
0,5/10Р/10Р/10Р |
160 |
63 |
1 |
30 |
|||||
1500-3000 |
|||||||||||||
2000-4000 |
|||||||||||||
ТФЗМ500-У1 |
500 |
500 |
1 |
0,5/10Р/10Р/10Р |
90 |
34 |
1 |
30 |
|||||
1000 |
180 |
68 |
|||||||||||
2000 |
180 |
68 |
|||||||||||
ТФРМ500-У1 |
500 |
1000-2000 |
1 |
0,5/10Р/10Р/10Р |
120 |
47 |
1 |
40 |
|||||
1500-3000 |
|||||||||||||
2000-4000 |
|||||||||||||
ТФРМ750-У1 |
750 |
1000-2000 |
1 |
0,5/10Р/10Р/10Р/10Р |
120 |
47 |
1 |
40 |
|||||
1500-3000 |
|||||||||||||
2000-4000 |
|||||||||||||
Для внутренней установки |
|||||||||||||
ТВЛМ6-У2 |
6 |
10-75 |
5 |
1; 10Р |
0,64-4,9 |
3,5-26,4 |
3 |
15 |
|||||
100-200 |
6,9-13,8 |
35,2-52 |
|||||||||||
300 |
17,5 |
52 |
|||||||||||
400
|
20,5 |
52
|
|||||||||||
141
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
ТЛМ10-У3 |
10 |
50-200 |
5 |
0,5/10Р; 10Р/10Р |
17,6-35,2 |
2,8-10,1 |
3 |
10 |
300,400 |
100 |
18,4 |
||||||
600,800 |
100 |
23 |
||||||
1000,1500 |
100 |
26 |
||||||
ТПЛК10-У3 |
10 |
10-50 |
5 |
0,5/10Р; 10Р/10Р |
2,47-14,8 |
0,45-2,2 |
4 |
10 |
100-400 |
74,5 |
14,5 |
||||||
500 |
74,5 |
19 |
||||||
800,1000 |
74,5 |
27 |
||||||
1600 |
74,5 |
27 |
||||||
ТПЛ10-У3 |
10 |
30-200 |
5 |
0,5/10Р; 10Р/10Р |
250 |
34 |
3 |
10 |
300 |
175 |
34 |
||||||
400 |
165 |
34 |
||||||
ТЛК10-У3 |
10 |
30-50 |
5 |
0,5/10Р; 10Р/10Р |
8-25 |
1,6-4 |
3 |
10 |
75,100,150 |
52 |
10 |
||||||
200 |
||||||||
300,400 |
52 |
16 |
||||||
600,800 |
81 |
31,5 |
||||||
1000,1500 |
||||||||
ТПОЛ10-У3 |
10 |
600,800 |
5 |
0,5/10Р; 10Р/10Р |
81 |
32 |
3 |
10 |
1000 |
69 |
27 |
||||||
1500 |
45 |
18 |
||||||
ТЛШ10-У3 |
10 |
2000 |
5 |
0,5/10Р; 10Р/10Р |
81 |
31,5 |
3 |
20 |
3000 |
81 |
31,5 |
||||||
ТШВ15 |
15 |
6000,8000 |
5 |
0,2/10Р |
- |
20 |
3 |
30 |
ТШВ24 |
24 |
20000 |
5 |
0,2/10Р |
- |
8 |
3 |
100 |
24000 |
- |
6 |
||||||
30000 |
- |
6 |
||||||
ТВГ24-У3 |
24 |
6000 |
5 |
0,5/10Р/10Р |
- |
12 |
4 |
30 |
10000 |
- |
12 |
40 |
|||||
12000 |
- |
12 |
||||||
15000 |
- |
12 |
142
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 |
1 |
3 |
||
НОЛ.08 |
6 |
100 |
- |
30 |
50 |
75 |
200 |
400 |
10 |
100 |
- |
50 |
75 |
150 |
300 |
630 |
|
НОМ-10-66 |
10 |
100 |
- |
- |
75 |
150 |
300 |
630 |
ЗНОЛ.06 |
3/√3 |
100/√3 |
100:3 или 100 |
15 |
30 |
50 |
150 |
250 |
6/√3 |
30 |
50 |
75 |
200 |
400 |
|||
10/√3 |
50 |
75 |
150 |
300 |
630 |
|||
ЗНОЛ.06 |
6/√3 |
100/√3 |
100:3 или 100 |
30 |
50 |
75 |
200 |
400 |
10/√3 |
50 |
75 |
150 |
300 |
630 |
|||
15/√3 |
50 |
75 |
150 |
300 |
630 |
|||
20/√3 |
50 |
75 |
150 |
300 |
630 |
|||
24/√3 |
50 |
75 |
150 |
300 |
630 |
|||
ЗНОЛ-35 |
35/√3 |
100/√3 |
100:3 |
- |
150 |
300 |
600 |
1000 |
НТМИ-6-66 |
3 |
100 |
100:3 |
- |
50 |
75 |
200 |
400 |
6 |
100 |
100:3 |
- |
75 |
150 |
300 |
640 |
|
НТМИ-10-66 |
10 |
100 |
100:3 |
- |
120 |
200 |
500 |
960 |
НКФ-100-57 |
110√3 |
100/√3 |
100 |
- |
400 |
600 |
1200 |
2000 |
НКФ-110-58 |
110√3 |
100/√3 |
100:3 |
- |
400 |
600 |
1200 |
2000 |
НКФ-220-58 |
150√3 |
100/√3 |
100 |
- |
400 |
600 |
1200 |
2000 |
220√3 |
100/√3 |
100 |
- |
400 |
600 |
1200 |
2000 |
|
НКФ-330-73 |
330√3 |
100/√3 |
100 |
- |
400 |
600 |
1200 |
2000 |
НКФ-500-78 |
500√3 |
100/√3 |
100 |
- |
- |
500 |
1000 |
2000 |
НДЕ-500 |
500√3 |
100/√3 |
100 |
- |
300 |
500 |
1000 |
1200 |
НДЕ-750 |
750√3 |
100/√3 |
100 |
- |
300 |
500 |
1000 |
1200 |
НДЕ-150 |
1150√3 |
100/√3 |
100 |
- |
- |
300 |
600 |
1200 |
143
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
|
63 |
110 |
160 |
220 |
320 |
400 |
540 |
645 |
800 |
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 |
20 |
20 |
20 |
20 |
24 |
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 |
3000 |
3000 |
3000 |
3000 |
3000 |
3000 |
3000 |
3000 |
3000 |
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 |
29 |
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 |
100 |
192 |
233 |
233 |
268 |
268 |
413 |
413 |
495 |
В типе генератора: Т – турбогенератор, 3В – трижды водяное охлаждение.
144
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 |
||
1 |
2 |
3 |
4 |
5
|
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
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 17 25 29 36 50 |
12,2-11,6 18,0-16,5 25-23,5 33,5 46,5 60 85 115 145 170 250 |
- - - - - - - - - - - |
6,5-5,5 6,5-5,5 6,5-5,5 7,5-6,6 7,5-6,6 14 10 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 |
145
Трансформаторы с высшим напряжением 110 кВ
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
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
|
115 115 115 115 115 115 115 115 115 115 121 121 121 121 121 121 121 115 115 115 |
- - - - - - - - - - - - - - - - - 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 20 6,6;11 6,6;11 6,6;11
|
14 18 25 25 35 34 34 50 50 58 58 85 120 105 170 200 320 17 21 28,5 |
58 85 120 120 145 170 170 245 245 310 310 310 400 400 550 640 900 76 100 140 |
- - - - - - - - - - - - - - - - - 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 11 10,5 11 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 |
146
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
ТДТН-40 ТДТН-63 ТДТН-80 |
115 115 115 |
38,5 38,5 38,5 |
6,6;11 6,6;11 6,6;11 |
39 53 64 |
200 290 365 |
10,5 10,5 11 |
17,5 18 18,5 |
6,5 7 7 |
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
|
242 242 242 242 242 242 242 230
230 230
230 230 230 230 230 |
- - - - - - - -
- -
- - 38,5 38,5 38,5 |
6,3;10,5 10,5 15,75 15,75 15,75 21 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
|
79 120 125 130 207 315 380 45
50 70
102 155 45 48 74 |
315 380 500 660 600 850 1200 150
170 265
340 500 130 220 320 |
- - - - - - -
- -
- - 15 11 11 |
11 11 11 11 11 11 12,5 11,5
11,5 11,5
12,5 12,5 20 22 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 |
147
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
АТДЦТН-63 АТДЦТН-125 АТДЦТН-200 АТДЦТН-250 |
230
230
230
230 |
121
121
121
121 |
6,6;11;38,5
6,6;11;38,5
6,6;11;38,5
11;15,75;38,5 |
37
65
105
120 |
200
315
430
500 |
11
11
11
11 |
35
48
32
32 |
22
28
20
20 |
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 |
525 525 525
500
500
500/√3
500/√3
|
- - -
121
-
230/√3
230/√3 |
15,75;20 15,75;20 15,75;20;24
10,5;38,5
230
10,5;38,5
10,5;15,75; 20;38,5
|
205 315 420
200
220
90
125 |
590 790 1210
690
1050
315
470 |
- - -
13
-
11
11,5
|
13 13 14
33
12
35
37 |
- - -
18,5
-
21,5
23 |
0,45 0,45 0,4
0,4
0,3
0,25
0,25 |
148
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.
149
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.
150
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
151