Схема соединения обмоток трансформатора собственных нужд

Схема соединения обмоток трансформатора собственных нужд

Схема соединения обмоток трансформатора собственных нужд


Схема соединения обмоток трансформатора собственных нужд

I. ВЫБОР ШИН РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ УСТРОЙСТВ И СИЛОВЫХ КАБЕЛЕЙ

 

Типы проводников, применяемых в

основных электрических цепях.

Основное электрическое оборудование электростанций и подстанций (генераторы, трансформаторы, синхронные компенсаторы) и аппараты в этих цепях (выключатели, разъединители и др.) соединяются между собой проводниками разного типа, которые образуют токоведущие части электрической установки.

Рассмотрим типы проводников, применяемых на электростанциях и подстанциях. На рис. 1 упрощенно, без разъединителей, показаны эле­менты схем ТЭЦ, КЭС.

Цепь генератора на ТЭЦ (рис. 1, а). В пределах турбинного отделения от выводов генератора G до фасадной стены (участок АБ) токоведущие части выполняются шинным мостом из жестких голых алюми­ниевых шин или комплектным пофазно-экранированным токопроводом (в цепях генераторов мощностью 60 МВт и выше). На участке БВ между турбинным отделением и главным распределительным устройством (ГРУ) соединение выполняется шинным мостом или гибким подвесным токопроводом. Все соединения внутри закрытого РУ 6—10 кВ, включая сборные шины, выполняются жесткими голыми алюминиевыми шинами прямоугольного или коробчатого сечения. Соединение от ГРУ до выводов трансформатора связи Т1 (участок ИК) осуществляется шинным мостом или гибким подвесным токопроводом.

На некоторых действующих электростанциях ГРУ располагается в главном корпусе, например, в машинном зале и весь участок от выводов генератора G до фасадной стены (участок АК) выполняется жесткими шинами.

Токоведущие части в РУ 35 кВ и выше обычно выполняются стале-алюминиевыми проводами АС. В некоторых конструкциях ОРУ часть или вся ошиновка может выполняться алюминиевыми трубами.

Цепь трансформатора собственных нужд (рис. 1, а). От стены ГРУ до выводов Т2, установленного вблизи ГРУ, соединение вы­полняется жесткими алюминиевыми шинами. Если трансформатор соб­ственных нужд устанавливается у фасадной стены главного корпуса, то участок ГД выполняется гибким токопроводом. От трансформатора до распределительного устройства собственных нужд (участок ЕЖ) приме­няется кабельное соединение.

В цепях линий б-10 кВ вся ошиновка до реактора и за ним, а также в шкафах КРУ выполнена прямоугольными алюминиевыми ши­нами. Непосредственно к потребителю отходят кабельные линии.

В блоке генератор — трансформатор на КЭС участок АБ и отпайка к трансформатору собственных нужд ВГ (рис. 1, б) выполняются комплектным пофазно-экранированным токопроводом.

Рис. 1. К выбору проводников в ос­новных электрических цепях: элементы схем ТЭЦ (а); КЭС и АЭС (б);

 

Для участка ЕД от Т2 до распределительного устройства собственных нужд применяется закрытый токопровод 6 кВ.

В цепи резервного трансформатора собственных нужд (участок ЖЗ) может быть выполнен кабелем или гибким проводом. Выбор того или другого способа соединения зависит от взаимного расположения ОРУ, главного корпуса и резервного ТЗ. Так же как на ТЭЦ, вся ошиновка в РУ 35 кВ и выше выполняется проводами АС.

На подстанциях, в открытой части, могут применяться провода АС или жесткая ошиновка алюминиевыми трубами. Соединение трансфор­матора с закрытым РУ 6-10 кВ или с КРУ 6-10 кВ осуществляется гибким подвесным токопроводом, шинным мостом или закрытым комплектным токопроводом. РУ 6-10 кВ применяется жесткая ошиновка.

 

 

Выбор жестких шин

 

В закрытых РУ 6-10 кВ ошиновка и сборные шины выполняются жесткими алюминиевыми шинами. Медные шины из-за высокой их стоимости не применяются даже при больших токовых нагрузках. При токах до 3000 А применяются одно- и двухполосные шины. При больших токах рекомендуются шины коробчатого сечения, так как они обеспечивают меньшие потери от эффекта близости и поверхностного эффекта, а также лучшие условия охлаждения.

Сборные шины и ответвления от них к электрическим аппаратам (ошиновка) 6-10 кВ из проводников прямоугольного или коробчатого профиля крепятся на опорных фарфоровых изоляторах.

Для лучшей теплоотдачи и удобства эксплуатации шины окрашивают при переменном токе фаза А в желтый, фаза В - зеленый и фаза С - крас­ный цвет; при постоянном токе положительная шина в красный, отрица­тельная — синий цвет.

Согласно ПУЭ сборные шины электроустановок и ошиновка в пределах открытых и закрытых РУ всех напряжений по экономической плотности тока не проверяются.

Выбор сечения шин производится по нагреву (по допустимому току). При этом учитываются не только нормальные, но и послеаварийные режимы, а также режимы в период ремонтов и воз­можность неравномерного распределения токов между секциями шин. Усло­вие выбора:

 

где  - допустимый ток на шины выбранного сечения с учетом поправки при расположении шин плашмя или температуре воздуха, отличной от принятой в таблицах (). В последнем случае

 

Для неизолированных проводов и окрашенных шин принято =70°С; =25°С, тогда

где - допустимый ток по таблицам [2] при температуре воздуха = 25 °С; - действительная температура воздуха;

- допустимая температура нагрева продолжительного режима (по ПУЭ для шин принято +70°С).

Проверка шин на термическую стойкость при КЗ производится по условию:

  или

где  - температура шин при нагреве током КЗ; - допустимая температура нагрева шин при КЗ [1]; - минимальное сечение по термической стойкости; q — выбранное сечение.

 

Проверка шин на электродинамическую стойкость.

В большинстве конструкций шин механического резонанса не возникает. Поэтому ПУЭ не требуют их проверки на электродинамическую стойкость с учетом механических колебаний.

 

Механический расчет однополосных шин.

 Наибольшее удельное усилие при трехфазном КЗ, определяется, Н/м:

Так как расстояние между фазами значительно больше периметра шин а>>2(b + h), то коэффициент формы kф = 1.

Наибольшие электродинамические усилия возникают при трехфазном повреждении, поэтому в дальнейших расчетах учитывается ударный ток трехфазного КЗ. Индексы (3) для упрощения опускаются.

Равномерно распределенная сила f создает изгибающий момент, (шина рассматривается как многопролетная балка, свободно лежащая на опорах), Н•м:

где l — длина пролета между опорными изоляторами шинной конструк­ции, м.

Напряжение в материале шины, возникающее при воздействии изги­бающего момента, МПа:

где W— момент сопротивления шины относительно оси, перпендикуляр­ной действию усилия, см3 [1].

 Шины механически прочны, если

где  - допустимое механическое напряжение в материале шин.

Согласно ПУЭ  < 0,7 .

 

Выбор изоляторов

В распределительных устройствах шины крепятся на опорных, проходных и подвесных изоляторах. Жесткие шины крепятся на опорных изоляторах, выбор которых производится по следующим усло­виям:

·        по номинальному напряжению

·        по допустимой нагрузке

где Fрасч - сила, действующая на изолятор; Fдоп - допустимая нагрузка на головку изолятора:

Fдоп=0.6Fразр;

Fразр - разрушающая нагрузка на изгиб.

 

 При горизонтальном или вертикальном расположении изоляторов всех фаз расчетная сила, Н:


Рис. 2. К определению расчетной нагрузки на изолятор

 

 

При горизонтальном или вертикальном расположении изоляторов всех фаз расчетная сила, Н:

где kh - поправочный коэффициент на высоту шины, если она расположена на ребро (рис 2):

где Hиз - высота изолятора.

При расположении шин в вершинах треугольника   Fрасч=khFи

 

Проходные изоляторы выбираются:     

·        по напряжению

·        по номинальному току

·        по допустимой нагрузке

 

Для проходных изоляторов расчетная сила, Н:

 

 

Пример 2.

Задание. Выбрать ошиновку в цепи генератора ТВФ-бЗ и сборные шины 10.5 кВ, к которым присоединен генератор на ТЭЦ с двумя генераторами по 63 МВт и связью с системой по линиям 110 кВ. Принять Тmax= 6000 ч, среднемесяч­ную температуру наиболее жаркого месяца +30°С. Значения токов КЗ приведены в табл. 1.

Таблица 1 – Значения токов КЗ              

Источник

кА

кА

кА

кА

G1

28,3

20,4

78,4

27,93

G2+система

30,2

26,7

83

14,8

Итого на сборных шинах 10.5 кВ

58,5

42,1

161,4

42,73

Решение. Согласно ПУЭ сборные шины и ошиновка в пределах распре­делительных устройств по экономической плотности тока не выбираются, поэтому выбор производится по допустимому току.

Наибольший ток в цепи генераторов и сборных шин, А:

Принимаем шины коробчатого сечения алюминиевые 2 (125  55  6.5)мм2 (см.[1]), Iдоп.ном = 4640 А. С учетом поправочного коэффициента на темпе­ратуру 0,94 Iдоп = 46400,94 = 4361 А, что меньше наибольшего тока, поэтому выбираем шины 2(150657) мм2 сечением 21785 мм2, Iдоп = 56500,94 = =5311 А > Imax = 4558 А.

 

Проверка  сборных  шин  на  термическую  стойкость

По табл. 1 =58,5кА, тогда тепловой импульс тока КЗ (кА2с):    

 

Минимальное сечение по условию термической стойкости, мм2:

что меньше выбранного сечения 21785, следовательно, шины термически стойки; С принимаем по [1].

Проверка сборных шин на механическую прочность. По табл. 1 iy=161,4кА. Шины коробчатого сечения обладают большим моментом инерции, поэтому расчет производится без учета колебательного процесса в механиче­ской конструкции. Принимаем, что швеллеры шин соединены жестко по всей длине сварным швом, тогда момент сопротивления = 167 см3. При расположении шин в вершинах прямоугольного треугольника расчетную формулу принимаем          по  [1], МПа:

          где lпринято 2 м;

 

 МПа,

 

поэтому шины механически прочны.

 

 

Выбор изоляторов.

 Выбираем опорные изоляторы ОФ-10-2000У3, Fразр=20000 Н, высота изолятора Низ=134 мм. Проверяем изоляторы на механическую прочность. Максимальная сила, действующая на изгиб, Н:

          где принято расстояние между фазами а=0.8 м.

 

          Поправка на высоту коробчатых шин:

где Fрасч = khFи = 1.61H > 0.6 Fразр=12000 Н, таким образом, изолятор ОФ-10-2000У3 не проходит по механической прочности. Выбираем изолятор ОФ-10-3000У3, Fразр=30000 H, тогда Fрасч=16985 H<0.630000 Н.

Выбираем проходной изолятор П-10-5000-4250,  Uном=10 кВ, Iном=5000А>Imax=4558 А; Fразр=42500 Н.

 

Проверяем изолятор на механическую прочность:  

 

Проверка ошиновки в цепи генератора на термическую стойкость.

Выше выбраны шины сборные и ошиновка в цепи генератора оди­накового сечения 21785 мм2. Расчетный ток в цепи генератора по табл. Iп.о=30,2 кА (ветвь G2 + система) меньше, чем на сборных шинах, поэтому ошиновка в цепи генератора термически стойка.

 

Проверка шин на механическую прочность.

Примем l = 2 м, а=0,6 м; швеллеры шин соединены жестко только в местах крепления шин на изоляторах (lп = l) По табл. 4.4 расчетный ток iy=83кА, тогда, МПа:

 

 

где h=134 мм=0.134 м; Wп=Wу-у=14.7 см3 по [1]

 

МПа,

 

поэтому шины механически прочны.

 

Выбор изоляторов. Выбираем опорные изоляторы ОФ-10-2000У3, сила, действующая на изолятор, Н:

 

          Проходной изолятор выбираем такого же типа, как на сборных шинах

П-10-5000-4250.

 

Выбор комплектного токопровода. От выводов генератора до фасадной стены главного корпуса токоведущие части выполнены комплектным пофазно-экранированным токопроводом. По [2] выбираем ТЭКН-20/7800 на номинальное напряжение 20 кВ, номинальный ток 6800 А, электродина­мическую стойкость главной цепи 250 кА.

Проверяем токопровод:

 

 

Выбор гибких шин и токопроводов

 

В РУ 35 кВ и выше применяются гибкие шины, выполненные прово­дами АС. Гибкие токопроводы для соединения генераторов и трансформато­ров с РУ б-10 кВ выполняются пучком проводов, закреплен­ных по окружности в кольцах-обоймах. Два провода из пучка — сталеалюминевые — несут в основном механическую нагрузку от собственного веса, гололеда и ветра. Остальные провода — алюминиевые — являются только токоведущими. Сечения отдельных проводов в пучке рекомендуется выби­рать возможно большими (500, 600 мм2), так как это уменьшает число проводов и стоимость токопровода.

Гибкие провода применяются для соединения блочных трансформа­торов с ОРУ.

Провода линий электропередач напряжением более 35 кВ, провода длин­ных связей блочных трансформаторов с ОРУ, гибкие токопроводы гене­раторного напряжения проверяются  по  экономической плотности тока:

 

где  - ток нормального режима (без перегрузок); Jэ – нормированная плотность тока, А/мм2 (табл. 2).

Сечение округляется до ближайшего стандартного.

 

Проверке по экономической плотности тока не подлежат:

·        сети промышленных предприятий и сооружений напряжением до 1 кВ при Тмах до 5000 ч;

·        ответвления к отдельным электроприемникам U < 1 кВ, а также осве­тительные сети;

·        сборные шины электроустановок и ошиновка в пределах открытых и закрытых РУ всех напряжений;

·        сети временных сооружений, а также устройства со сроком службы 3—5 лет.

 

Таблица 2 - Экономическая плотность тока

Проводник

При Тмах, ч

1000-3000

3000-5000

> 5000

Неизолированные провода и шины:

Медные

 

2.5

 

2.1

 

1.8

Алюминиевые

1.3

1.1

1

Кабели с бумажной и провода с резиновой и поливинилхлоридной изоляцией с жилами:

Медными

 

 

 

3

 

 

 

3.1

 

 

 

2.7

Алюминиевыми

1.6

1.4

1.2

Кабели с резиновой и пластмассовой  изоляцией с жилами:

Медными

 

 

3.5

 

 

3.1

 

 

2.7

Алюминиевыми

1.9

1.7

1.6

 

Проверка сечения на нагрев (по допустимому току) производится по:

Выбранное сечение проверяется на термическое дей­ствие тока КЗ по:

При проверке на термическую стойкость проводников линий, оборудован­ных устройствами быстродействующего АПВ, должно учитываться повы­шение нагрева из-за увеличения продолжительности прохождения тока КЗ. Расщепленные провода ВЛ при проверке на нагрев в условиях КЗ рас­сматриваются как один провод суммарного сечения.

На электродинамическое действие тока КЗ прове­ряются гибкие шины РУ при  кА и провода ВЛ при iy  50 кА.

При больших токах КЗ провода в фазах в результате динамического взаимодействия могут настолько сблизиться, что произойдет схлестывание или пробой между фазами.

Наибольшее сближение фаз наблюдается при двухфазном КЗ между соседними фазами, когда провода сначала отбрасываются в противоположные стороны, а затем после отключения тока КЗ движутся навстречу друг другу. Их сближение будет тем больше, чем меньше расстояние между фазами, чем больше стрела провеса и чем больше длительность протекания и значение тока КЗ. Сближение гибких токопроводов при протекании токов КЗ может быть определено по методу, изложенному в [1].

Гибкие токопроводы с расщепленными фазами про­веряются также по электродинамическому взаимодей­ствию проводников одной фазы. Расчет производится в следующем порядке.

Усилие на каждый провод от взаимодействия со всеми остальными п-1 проводами составляет, Н/м,

где п — число проводов в фазе; d — диаметр фазы, м;  — действующее зна­чение тока трехфазного КЗ, А.

Под действием импульсных усилий  проводники фазы стремятся приблизиться к центру. Для фиксации проводов и уменьшения импульсных усилий в них устанавливают внутрифазовые (дистанционные) распорки. Расстояние между распорками должно быть, м,

где k=1,8 - коэффициент допустимого увеличения механического напря­жения в проводе при КЗ; - максимальное напряжеяие в проводе при нормальном режиме, МПа (при температуре 40°С или при гололеде и тем­пературе -5° С);  - коэффициент упругого удлинения материала про­вода (для алюминия =159•10-13 м2/H); - удельная нагрузка от собственной массы провода, МПа/м;  - удельная нагрузка от сил взаимо­действия при КЗ, МПа/м:

(q – сечение провода, мм2);

( - максимальное тяжение на фазу в нормальном режиме, Н).

Максимальное тяжение на фазу определяется при механическом расчете проводов гибкой связи одновременно с определением максимальной стрелы провеса.

На участках токопровода вблизи источников питания расстояние между дистанционными распорками может составлять всего 3 - 5 м, а на удаленных пролетах по мере уменьшения токов КЗ это расстояние возрастает. Если по условию электродинамической стойкости дистанционных распорок не требуется, их устанавливают через 15м для фиксации проводов расщеплен­ной фазы.

Проверка по условиям короны необходима для гибких про­водников при напряжении 35 кВ и выше если их сечение меньше минимально допустимого, например, для воздушных ЛЭП, согласно ПУЭ на напряжении 110 кВ  Для РУ минимальные сечения одиночных проводов и проводов в пучках приведены в [3]. Разряд в виде короны возникает около провода при высоких напряженностях электрического поля и сопровождается потрескиванием и свечением. Процессы ионизации воздуха вокруг провода приводят к дополнительным потерям энергии, к возникновению электромагнитных колебаний, создающих радиопомехи, и к образованию озона, вредно влияющего на поверхности контактных соединений. Правильный выбор проводников должен обеспечить умень­шение действия короны до допустимых значений. Подробно явления коронного разряда изучаются в курсе «Техника высоких напряжений». Рассмотрим порядок расчета для выбора сечения проводов по условиям короны.

Разряд в виде короны возникает при максимальном значении начальной критической напряженности электрического поля, кВ/см,

где т — коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности провода (для многопроволочных проводов m = 0,82); r0- радиус провода, см.

Напряженность электрического поля около поверхности нерасщеплен­ного провода определяется по выражению:

где U - линейное напряжение, кВ; Dcp - среднее геометрическое расстояние между проводами фаз, см.

Dcp = 1.26D,

где D - расстояние между соседними фазами, см.

В распределительных устройствах 330 кВ и выше каждая фаза для уменьшения коронирования выполняется двумя, тремя или четырьмя прово­дами (см. [1]), т. е. применяются расщепленные провода. В отдельных слу­чаях расщепленные провода применяются также на линиях 220 кВ. Напря­женность электрического поля (максимальное значение) вокруг расщеплен­ных проводов, кВ/см,

где k — коэффициент, учитывающий число проводов п в фазе;  -  эквива­лентный радиус расщепленных проводов (см. [1]).

Расстояние между проводами в расщепленной фазе а принимается в уста­новках 220 кВ 20-30 см, в установках 330-750 кВ - 40 см.

При горизонтальном расположении проводов напряженность на среднем проводе примерно на 7% больше величин, определенных ранее.

Провода не будут коронировать, если наибольшая напряженность поля у поверхности любого провода не более 0,9Еo. Таким образом, условие образования короны можно записать в виде

1,07Е 0,9Еo

 

          Пример 1.

Задание. Выбрать сборные шины 110 кВ и токоведущие части в блоке от сборных шин до выводов блочного трансформатора. Генератор G3 типа ТВФ-100-2, трансформатор ТДЦ-125000/110, Тмах = 6000 ч. Токи КЗ на шинах 110 кВ: = 14,18 кА; iу = 34,56 кА.

Решение. Выбор сборных шин 110 кВ. Так как сборные шины по экономической плотности тока не выбираются, принимаем сечение по допустимому току при максимальной нагрузке на шинах, равной току наиболее мощного присоединения, в данном случае блока генератор — трансформатор, А:

Блочный трансформатор не может быть нагружен мощностью, большей, чем мощность генератора 118 MB • А, поэтому

Imax =Iнорм = 620 А.

По [2] принимаем AC-300/48, q = 300 мм2, d = 24,4 мм, Iдоп = 690 А. Фазы расположены горизонтально с расстоянием между фазами 300 см.

Проверка шин на схлестывание не производится, так как <20кА [1].

Проверка на термическое действие тока КЗ не производится, так как шины выполнены голыми проводами на открытом воздухе [1].

Проверка по условиям коронирования в данном случае могла бы не производиться, так как согласно ПУЭ минимальное сечение для воздуш­ных линий 110 кВ 70 мм2. Учитывая, что на ОРУ 110 кВ расстояние между проводами меньше, чем на воздушных линиях, а также для пояснения методики расчета, проведем проверочный расчет.

 

 

Начальная критическая напряженность, кВ/см:

Напряженность вокруг провода, кВ/см:

Здесь принято U=121 кВ, так как на шинах электростанции поддерживается напряжение 1,1Uном.

Условие проверки:

1,07Е  0,9Eo;

1,07 • 14,1 = 15,1 < 0,9 • 31,6 = 28,4.

Таким образом, провод AC-300/48 no условиям короны проходит.

Токоведущие части от выводов 110 кВ блочного трансфор­матора до сборных шин выполняем гибкими проводами. Сечение выбираем по экономической плотности тока Jэ= 1 А/мм2 (табл. 2), мм2:

Принимаем два провода в фазе АС-300/48, наружный диаметр 24,4 мм, допустимый ток 2690= 1380 А.

Проверяем провода по допустимому току

Imax = 620 А < Iдол = 1380 А.

Проверку на термическое действие тока согласно [1] не производим. Проверку на коронирование также не производим, так как выше было показано, что провод АС-300/48 не коронирует.

 

 

 

Пример 2.

Задание. Выбрать число и марки проводов в гибком токопроводе для присоединения генератора ТВФ-63 с распределительным устройством 10 кВ, если Тmax= 6000 ч, = 50 кА, допустимая стрела провеса по габаритно-монтажным условиям h=2,5 м. Проверить токопровод по условиям схлестывания при КЗ.

Решение. Выбираем сечение по экономической плотности тока Jэ=1А/мм2 (табл. 4.5), мм2:

Принимаем два несущих провода АС-500/64, тогда сечение алюминиевых проводов должно быть, мм2:

Число проводов А-500

Принимаем токопровод 2АС-500/64 + 6А-500 диаметром

d = 160          мм, расстояние между фазами D = 3 м.

Проверяем по допустимому току:

 А >  A.

Пучок гибких неизолированных проводов имеет большую поверхность охлажде­ния, поэтому проверка на термическую стойкость не произво­дится.

Проверяем токопровод по условиям схлестывания.

Сила взаимодействия  между фазами, Н/м:

Сила тяжести 1 м токопровода (с учетом массы колец 1,6 кг, массы 1 м провода АС-500/64 1,85 кг, провода А-500 1,38 кг) определяется, Н/м:

g = 9,8 (2 • 1,85 + 6 • 1,38 + 1,6) = 133.

Принимая время действия релейной защиты (дифференциальной) tз=0,1 с, находим, с:

По диаграмме (см [1]) для значения f /g = 125/133 = 0,94 находим b/h=0,24, откуда b= 0,24 • 2,5 = 0,6 м.

Допустимое отклонение фазы, м:

Схлестывания не произойдет, так как b < bдоп.

Проверяем гибкий токопровод по электродинамическому взаимодействию проводников одной фазы. Усилие на каждый провод, Н/м:

Удельная нагрузка на каждый провод от взаимодействия при КЗ, МПа/м:

Удельная нагрузка на провод А-500 от собственного веса, МПа/м:

Принимая максимальное тяжение на фазу в нормальном режиме, Тф,max=100•103 Н, определяем, МПа:

Определяем допустимое расстояние между распорками внутри фазы, м:

Таким образом, в токопроводе необходима установка внутрифазных распорок на расстоянии не более 5,77 м друг от друга.

 

Выбор кабелей

 

Кабели широко применяются в электроустановках. Потребители 6—10 кВ, как правило, получают питание по кабельным линиям, которые сначала прокладываются в кабельных туннелях в распределительном устройстве, а затем в земле (в траншеях). Для присоединения потребителей собственных нужд электростанций и подстанций к соответствующим шинам также используются кабели 6 и 0,4 кВ. Эти кабели прокладываются в кабель­ных полуэтажах, кабельных туннелях, на металлических лотках, укреплен­ных на стенах и конструкциях здания или открытого распределитель­ного устройства. Чтобы обеспечить пожарную безопасность в производст­венных помещениях ТЭС и АЭС, рекомендуется применять кабели, у кото­рых изоляция, оболочка и покрытия выполнены из невоспламеняющихся материалов, например из самозатухающего полиэтилена или поливинил-хлоридного пластиката.

В зависимости от места прокладки, свойств среды, механических усилий, воздействующих на кабель, рекомендуются различные марки кабелей (табл. 3).

Кабели выбирают:

·        по напряжению установки

·        по конструкции

·        по экономической плотности тока

· по допустимому току

где  - длительно допустимый ток с учетом поправки на число рядом положенных в земле кабелей k1  и на температуру окружающей среды k2.

Поправочные коэффициенты k1 и k2, допустимый ток находят по справоч­никам или ПУЭ.

При выборе сечения кабелей следует учитывать допустимую перегрузку их, определяемую по ПУЭ в зависимости от вида прокладки, длительности максимума и предварительной нагрузки.

Выбранные по нормальному режиму кабели проверяют на термическую стойкость по условию:

При этом кабели небольшой длины проверяют по току при КЗ в начале кабеля; одиночные кабели со ступенчатым сечением по длине проверяют по току при КЗ в начале каждого участка. Два параллельных кабеля и более проверяют по токам при КЗ непосредственно за пучком кабелей, т. е. с учетом разветвления тока КЗ.

 

Таблица 3 – Рекомендуемые марки кабелей

Область применения

С бумажной пропитанной изоляцией

С пластмассовой и резиновой изоляцией

В земле (в траншеях) со средней корозионной активностью:

 

 

·        без блуждающих токов

ААШв, ААШп, ААПл

АпвБбШв, АВБбШв

 

·        с наличием блуждающих токов

 ААШп, ЯААБ2л, ААП2л

 АПАШв, АПАШп,                 АВАШв

Прокладка в туннелях, каналах, кабельных полуэтажах, производственных помещениях:

 

 

·        сухих

ААГ, ААШв, ААБлГ

АВВГ, АВРГ

·        сырых

ААШв, ААБлГ, ААБв

АВВБГ, АВРБГ

·        сырых с высокой коррозионной активностью

ААШв, ААБвГ, ААБ2лШв

 

АВБбШв, АПАШв

Прокладка в пожароопасных помещениях

ААГ, ААШв, ААБвГ

АВВГ, АВРГ, АПсВГ,АВВБГ, АВВБбГ, АВБбШв

 

        Пример:  Выбрать сечение кабеля в цепи линии 10 кВ, присоединенной к групповому реактору Iнорм = 200 А, Iмах=310 А. Кабель прокладывается в кабельном полуэтаже закрытого распределительного устройства,

Решение. Выбираем кабель марки ААГ, 10 кВ, трехжильный. Опреде­ляем экономическое сечение, мм2:

По условиям монтажа принимаем два кабеля по 95 мм 2, Iдоп,ном=155А. По­правочный коэффициент на температуру воздуха по табл. [1] = 0,93, тогда длительно допустимый ток на два кабеля:

 

что меньше 

 

поэтому увеличиваем се­чение до 120 мм 2; Iдоп.ном =185А;

I доп =0,931852 = 344,1 А, что больше I max= 310 А.

В конкретных условиях, при известной длительности наибольшей нагрузки, можно учесть допустимую перегрузку кабелей (табл. 1.3.1 и 1.3.2 ПУЭ) и принять меньшее сечение.

Для проверки термической стойкости определяем ток КЗ за пучком из двух кабелей (§ 1.4.17 ПУЭ).

По примеру 3.9 [1] Хрез = 0,32 Ом, по табл. 3.3 [1] X0 = 0,08 Ом/км. Примем длину кабеля 50 м, тогда результирующее сопротивление увеличится всего на 0,085010 -3 = 0,004 Ом. Если учесть активное сопротивление, то   rо = 0,28 Ом/км, тогда, Ом:

С учетом параллельного соединения кабелей полное результирующее сопро­тивление, Ом:

Ток КЗ за пучком кабелей, кА:

По каждому кабелю     проходит ток КЗ 18,82/2 = 9,41 кА, тогда тепловой импульс тока КЗ, :

Минимальное сечение по термической стойкости, мм2:

где С = 100 по табл. 3.14. [1]

Таким образом, необходимо принять два кабеля по 120 мм2 .

 

 

2. ВЫКЛЮЧАТЕЛИ ВЫСОКОГО НАПРЯЖЕНИЯ

 

Общие сведения

 

Выключатель — это коммутационный аппарат, предназначенный для включения и отключения тока. Выключатель является основным аппаратом в электрических установ­ках, он служит для отключения и включения в цепи в любых режимах: длительная нагрузка, перегрузка, короткое замыкание, холостой ход, не­синхронная работа. Наиболее тяжелой и ответственной операцией является отключение токов КЗ и включение на существующее короткое замыкание.

К выключателям высокого напряжения предъявляют следующие требо­вания:

·        надежное отключение любых токов (от десятков ампер до номинально­го тока отключения);

·        быстрота действия, т. е. наименьшее время отключения;

пригодность для быстродействующего автоматического повторного включения, т. е. быстрое включение выключателя сразу же после отключе­ния;

·        возможность пофазного (пополюсного) управления для выключателей 110кВ и выше;

·        легкость ревизии и осмотра контактов;

·        взрыво- и пожаробезопасность;

·        удобство транспортировки и эксплуатации.

       Выключатели высокого напряжения должны длительно выдерживать номинальный ток   и номинальное напряжение .

Выбор выключателей

 

В общих сведениях о выключателях рассмотрены те параметры, ко­торые характеризуют выключатели по ГОСТ. При выборе вы­ключателей необходимо учесть 12 различных параметров, но, так как заводами-изготовителями гарантируется определенная зависимость парамет­ров, например:

,

допустимо производить выбор выключателей по важнейшим параметрам:

по напряжению установки:

по длительному току

по отключающей способности.

В первую очередь производится проверка на симметричный ток отключения по условию :

Затем проверяется возможность отключения апериодиче­ской составляющей тока КЗ:

,

где   - номинальное допускаемое значение апериодической составляю­щей в отключаемом токе для времени ;  - нормированное значение со­держания апериодической составляющей в отключаемом токе, % (по рис 3); - апериодическая составляющая тока КЗ в момент расхождения контактов ;  - наименьшее время от начала КЗ до момента расхождения дугогасительных контактов:

;

где  c - минимальное время действия релейной    защиты;

 - собственное время отключения выключателя.

Если условие  соблюдается, а  , то допускается проверку по отключающей способности производить по полно­му току КЗ:

.

По включающей способности проверка производится по условию:

где - ударный ток КЗ в цепи выключателя;  -начальное значение пе­риодической составляющей тока КЗ в цепи выключателя;  - номи­нальный ток включения (действующее значение периодической составляю­щей); - наибольший пик тока включения (по каталогу). Заводами-изго­товителями соблюдается условие   , где ky = 1,8 - ударный коэффициент, нормированный для выключателей. Проверка по двум усло­виям необходима потому, что для конкретной системы ky может быть бо­лее 1.8.

На электродинамическую стойкость выключатель прове­ряется по предельным сквозным токам КЗ:

где  - наибольший пик (ток электродинамической стойкости) по катало­гу  - действующее значение периодической составляющей предельного сквозного тока КЗ. Проверка по двум условиям производится по тем же соображениям, которые указаны выше.

На термическую стойкость выключатель проверяется по теп­ловому импульсу тока КЗ:

где Вк - тепловой импульс тока КЗ по расчету;  - среднеквадратичное значение тока за время его протекания (ток термической стойкости) по ка­талогу; - Длительность протекания тока термической стойкости по ка­талогу.

Методика  расчета  удаленного и неудаленного КЗ изложена в [3].

Проверка выключателей по параметрам восстанавливающегося напря­жения на контактах выключателя в учебном проектировании обычно не производится, так как в большинстве энергосистем реальные условия вос­становления напряжения соответствуют условиям испытания выключателя.

 

Пример Задание: Выбрать выключатель Q1 и разъединитель QS1 в цепи ге­нератора ТВФ-63-2, работающего на шины 10,5 кВ, и выключатель Q2 и разъединитель QS2 в цепи блока с генератором ТВФ-120-2 (рис, 4). Расчетные токи КЗ даны в табл. 4.

Выбор Q1, QS1. Расчетные токи продолжительного режима определяем, А:

 

 

 

 

 

 

Рисунок 3 – Нормирование содержания апериодической составляющей

Рис. 4 – Упрощенная схема.

 

Таблица 4 – Расчет токов КЗ

Точка КЗ

Источник

 

К1

G1, G2

G3

Система

2,2

2,21

9,61

2

2,01

9,67

6,04

6,12

22,08

1,94

2,38

0,69

Суммарное значение

14,08

13,68

34,24

5,01

 

 

К2

G2

Система + G1, G2

28,3

32

20,4

27,8

78,4

85,2

27,93

15,3

Суммарное значение

60,3

48,2

163,6

43,23

 

Расчетные токи КЗ принимаем по табл. 4.

Выбираем   по   каталогу   выключатель   маломасляный МГГ-10-5000-45УЗ (масляный генераторный, горшковый, 10 кВ, номинальный ток отключения 45 кА, для умеренного климата, закрытой установки).

Выбираем разъединитель РВК-10-5000 (=200 кА; =70 кА; =10 с). Расчетные и каталожные данные сведены в табл. 5.

Выбор Q2, QS2. Расчетный ток продолжительного режима в цепи блока гене­ратор — трансформатор определяется по наибольшей электрической мощности ге­нератора ТВФ-120-2 (125 MBA), А:

Расчетные токи КЗ принимаем по табл. 4. c учетом того, что все цепи на сто­роне ВН проверяются по суммарному току КЗ на шинах:

=14,08 кА; =13,68 кА; =34,24 кА; =5,01 кА; Вк = 14,082 (0,18 + 0,14) = 63,44 кА2. с.

Выбираем по каталогу 02.00.06-81  маломасляный выключатель ВМТ-110Б-20 (110 кВ, 1000 А, ток отключения 20 кА,). Привод к выключателю ШПЭ-44У 1. Выбираем по ката­логу 02.10.05-81 разъединитель типа РНДЗ-110/1000У1 (разъединитель для наружной установки, двухколонковый, с заземляющим ножом, на 110 кВ, 1000 А). При­вод — ПР-У1. Все расчетные и каталожные данные сведены в табл. 6.

 

 

3. Разъединители

 

          Разъединитель – это контактный коммутационный аппарат, предназначенный для отключения и включения электрической цепи без тока или с незначительным током, который для обеспечения безопасности имеет между контактами в отключенном положении изоляционный промежуток.

          Разъединителями нельзя отключать токи нагрузки, так как контактная система их не имеет дугогасительных устройств и в случае ошибочного отключения токов нагрузки возникает устойчивая дуга, которая может привести к междуфазному КЗ и несчастным случаям с обслуживающим персоналом. Перед операцией разъединителем цепь должна быть разомкнута выключателем.

          Разъединители играют важную роль в схемах электроустановок, от надежности их работы зависит надежность работы всей электроустановки, поэтому к ним предъявляют следующие требования:

·        создание видимого разрыва в воздухе, электрическая прочность которого соответствует максимальному импульсному напряжению;

·        электродинамическая и термическая стойкость при протекании токов КЗ;

·        исключение самопроизвольных отключений;

·        четкое включение и отключение при наихудших условиях работы (обледенение, снег, ветер);

Разъединители по числу полюсов могут быть одно- и трехполюсными, по роду установки – для внутренних и наружных установок, по конструкции – рубящего, поворотного, катящего, пантографического и подвесного типа. По способу установки различают разъединители с вертикальным и горизонтальным расположением ножей.

 

Выбор  разъединителей.

Выбор разъединителей производится:

·        по напряжению установки                  

·        по току           

·        по конструкции, роду установки;

·        по электродинамической стойкости   

где - предельный сквозной ток КЗ (амплитуда и действующее значение)

·        по термической стойкости

          где Вк  - тепловой импульс по расчету, ;  - предельный ток термической стойкости;  - длительность протекания предельного тока термической стойкости.

          Короткозамыкатели выбираются по тем же условиям, но без проверки по току нагрузки.

          Примеры выбора и проверка разъединителей приведен в таблицах 5 и 6.

 

 

Таблица 5 – Расчетные и каталожные данные

Каталожные данные

Выключатель

МГГ-10-5000-45У3

Разъединитель

РВК-10-5000

U=10.5 кВ

Iмах=4558 А

-

-

-

-

 

Таблица 6 – Расчетные и каталожные данные

Каталожные данные

Выключатель

ВМТ-110Б-20

Разъединитель

РНДЗ-110/1000У1

U=110 кВ

Iмах=656 А

-

-

-

4. Реакторы

Реакторы служат для ограничения токов КЗ в мощных электроустановках, а также позволяют поддерживать на шинах определенный уровень напряжения при повреждении за реакторами.

       Основная область применения реакторов – электрические сети напряжением 6-10 кВ. Иногда  токоограничивающие реакторы используются в установках 35 кВ и выше, а также при напряжении ниже 1000 В.

       Реактор представляет собой индуктивную катушку, не имеющую сердечника из магнитного материала. Благодаря этому он обладает постоянным индуктивным сопротивлением, не зависящим от протекающего тока.

 

Реакторы выбирают по номинальному напряжению, току и индуктив­ному сопротивлению.

Номинальное напряжение выбирают в соответствии с номи­нальным напряжением установки. При этом предполагается, что реакторы должны длительно выдерживать максимальные рабочие напряжения, которые могут иметь место в процессе эксплуатации. Допускается исполь­зование реакторов в электроустановках с номинальным напряжением, меньшим номинального напряжения реакторов.

Номинальный ток реактора (ветви сдвоенного реактора) не должен быть меньше максимального длительного тока нагрузки цепи, в которую он включен:

 

Индуктивное сопротивление реактора определяют, исходя из| условий ограничения тока КЗ до заданного уровня. В большинстве случаев уровень ограничения тока КЗ определяется по коммутационной способности выключателей, намечаемых к установке или установленных в данной точке сети.

Как правило, первоначально известно начальное значение периодического тока КЗ , которое с помощью реактора необходимо уменьшить до требуемого уровня.

Рассмотрим порядок определения сопротивления индивидуального реактора. Требуется ограничить ток КЗ так, чтобы можно было в данной цепи установить выключатель с номинальным током отключения (действующее значение периодической составляющей тока отключения).

По значению  определяется начальное значение периодической составляющей тока КЗ, при котором обеспечивается коммутационная спо­собность выключателя. Для упрощения обычно принимают

Результирующее сопротивление. Ом, цепи КЗ до установки реактора можно определить по выражению:

Требуемое сопротивление цепи КЗ для обеспечения

Разность полученных значений сопротивлений даст требуемое сопро­тивление реактора

Далее по каталожным и справочным материалам выбирают тип реактора с большим ближайшим индуктивным сопротив­лением.

Сопротивление секционного реактора выбирается из условий наиболее эффективного ограничения токов КЗ при замыкании на одной секции. Обычно оно принимается таким, что падение напряжения на реакторе при протекании по нему номинального тока достигает 0,08—0,12 номи­нального напряжения, т.е.

В нормальных же условиях длительной работы ток и потери напря­жения в секционных реакторах значительно ниже.

Фактическое значение тока при КЗ за реактором определяется сле­дующим образом. Вычисляется значение результирующего сопротивления, цепи КЗ с учетом реактора

а затем определяется начальное значение периодической составляющей тока КЗ:

Аналогично выбирается сопротивление групповых и сдвоенных реакто­ров. В последнем случае определяют сопротивление ветви сдвоенного реактора XР=ХВ.

Выбранный реактор следует проверить на электродинамическую и тер­мическую стойкость при протекании через него тока КЗ.

Электродинамическая стойкость реактора гарантируется при соблюде­нии следующего условия:

где  - ударный ток при трехфазном КЗ за реактором;  - ток электродинамической стойкости реактора, т. е. максимальный ток (ампли­тудное значение), при котором не наблюдается остаточной деформации обмоток (иногда в каталогах этот ток обозначается как ).

Термическая стойкость реактора характеризуется заводом-изготовите­лем величиной  — временем термической стойкости и среднеквадра­тичным током термической стойкости . Поэтому условие термической стойкости реактора имеет вид:

где  - расчетный импульс квадратичного тока при КЗ за реактором.

При соблюдении указанного условия нагрев обмотки реактора при КЗ не будет превышать допустимого значения.

В ряде случаев необходимо определить уровень остаточного напря­жения на шинах при КЗ непосредственно за реактором. Для этой цели можно воспользоваться выражением:

  с учетом того, что в режиме КЗ sin()1. Тогда выражение для определения остаточного напряжения на шинах примет вид:

Значение  по условиям работы потребителей должно быть не менее        65-70 %.

 

Пример. 

Задание. Выбрать групповой реактор для ограничения тока КЗ в цепях шести линии, питающих потребителей от шин 10 кВ генераторного распределительного устройства ТЭЦ. Максимальный ток продолжитель­ного режима работы для каждой линии = 310 А. Суммарное начальное значение периодической составляющей тока КЗ на шинах 10 кВ = 60.69 кА. К установке на линиях принимается выключатель ВПМ-10 с = 20 кА. Основная релейная защита - макси­мальная токовая с выдержкой времени, полное время отключения КЗ tотк = 1.2 c.

Решение. Намечаем к установке сдвоенный реактор серии РБСГ (с горизонтальным расположением фаз) на номинальное напряжение 10 кВ с номинальным током ветви  = 1000 А. При этом учитываем, что линии распределены по три на каждую ветвь реактора, т. е:

.

          Определим результирующее сопротивление цепи КЗ при отсутствии реактора, Ом:

Требуемое сопротивление цепи КЗ из условия обеспечения номинальной отклю­чающей способности выключателя определяется по, Ом:

 

Рис 4 – Расчетная схема

Требуемое сопротивление реактора для ограничения тока КЗ, Ом:

Выбираем окончательно реактор РБСГ-10-2  1000-0,22 с параметрами: = 10 кВ, =1000 А, = 0,22 Ом, = 55 кА.

Результирующее сопротивление цепи КЗ с учетом реактора, Ом:

Фактическое значение периодической составляющей тока КЗ за реактором, кА:

Проверка стойкости реактора в режиме КЗ.

Электродинамическая стойкость. Ударный ток КЗ, кА:

где = 1,956 (определено по табл. 3.8 [1]).

Условие электродинамической стойкости

выполняется.

Термическая стойкость. Завод гарантирует время термической стойкости = 8 с и среднеквадратичный ток термической стойкости = 25,6 кА.

Условие термической стойкости, :

 

 

выполняется ( = 0,23 с по табл. 3.8[1]).

Остаточное напряжение на шинах генераторного распределительного устрой­ства при КЗ за реактором, %:

 

 

Потеря напряжения при протекании максимального тока в нормальном режиме работы с учетом уменьшения сопротивления в нор­мальном режиме, %:

 

 

где =0.53 (из каталога для данного реактора); коэффициент мощности нагрузки cos принят равным 0,85, т. е. sin= 0.53.

Выбранный реактор удовлетворяет всем предъявляемым требованиям.

 

 

 

5. ВЫБОР ИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ

 

Трансформаторы тока выбирают:

·    по напряжению установки

·    по току

Номинальный ток должен быть как можно ближе к рабочему току установки, так как недогрузка первичной обмотки приводит к увеличению погрешностей;

·    по конструкции и классу точности:

·    по электродинамической стойкости:

где  - ударный ток КЗ по расчету;  - кратность электродинамической стойкости по каталогу;  - номинальный первичный ток трансформа­тора тока; -ток электродинамической стойкости.

Электродинамическая стойкость шинных трансформаторов тока опре­деляется устойчивостью самих шин распределительного устройства, вслед­ствие этого такие трансформаторы по этому условию не проверяются;

·    по термической стойкости

где  - тепловой импульс по расчету;  - кратность термической стойко­сти по каталогу; - время термической стойкости по каталогу; - ток термической стойкости;

·    по вторичной нагрузке

где  - вторичная нагрузка трансформатора тока; - номинальная допустимая нагрузка трансформатора тока в выбранном классе точности.

 

 

 

Рис. 5 - Схемы соединения измерительных трансформаторов тока и приборов: а—включение в одну фазу; б—включение в неполную звезду;

в — включение в полную звезду

 

Рассмотрим подробнее выбор трансформаторов тока по вторичной на­грузке. Индуктивное сопротивление токовых цепей невелико, поэтому . Вторичная нагрузка состоит из сопротивления приборов, соедини­тельных проводов и переходного сопротивления контактов:

Сопротивление приборов определяется по выражению

где  - мощность, потребляемая приборами;  - вторичный номи­нальный ток прибора.

Сопротивление контактов принимается 0,05 Ом при двух-трех приборах и 0,1 Ом при большем числе приборов. Сопротивление соединительных проводов зависит от их длины и сечения. Чтобы трансформатор тока ра­ботал в выбранном классе точности, необходимо выдержать условие:

откуда

Зная  , можно определить сечение соединительных проводов:

где  - удельное сопротивление материала провода. Провода с медными жилами (= 0,0175) применяются во вторичных цепях основного и вспомо­гательного оборудования мощных электростанций с агрегатами 100 МВт и более, а также на подстанциях с высшим напряжением 220 кВ и выше. В остальных случаях во вторичных цепях применяются провода с алюми­ниевыми жилами (= 0,0283);  - расчетная длина, зависящая от схемы соединения трансформаторов тока (рис. 5).

Длину соединительных проводов от трансформатора тока до приборов (в один конец) можно принять для разных присоединений приблизительно равной, м:

 

Все цепи ГРУ 6—10 кВ, кроме линий к потребителям

40-60

Цепи генераторного напряжения блочных электростанций

20-40

Линии 6—10 кВ к потребителям

4-6

Все цепи РУ:

35 кВ

60-75

110 кВ

75-100

220 кВ

100-150

330-500 кВ

150-175

Синхронные компенсаторы

25-40

 

Для подстанций указанные длины снижают на 15-20%. В качестве соединительных проводов применяют многожильные кон­трольные кабели с бумажной, резиновой, полихлорвиниловой или полиэти­леновой изоляцией в свинцовой, резиновой, полихлорвиниловой или спе­циальной теплостойкой оболочке. Работа электрического оборудования связана с вибрацией, поэтому по условию механической прочности сечение не должно быть меньше 4 мм2 для алюминиевых жил и 2,5 мм2 для медных жил (см. ПУЭ). Сечение больше 6 мм2 обычно не применяется.

  Выбор трансформаторов напряжения

Трансформаторы напряжения выбираются:

·    по напряжению установки

·    по конструкции и схеме соединения обмоток;

·    по классу точности;

·    по вторичной нагрузке

где - номинальная мощность в выбранном классе точности, при этом следует иметь в виду, что для однофазных трансформаторов, соединенных в звезду, следует взять суммарную мощность всех трех фаз, а для соеди­ненных по схеме открытого треугольника - удвоенную мощность одного трансформатора; - нагрузка всех измерительных приборов и реле, присоединенных к трансформатору напряжения, .

Для упрощения расчетов нагрузку приборов можно не разделять по фа­зам, тогда

Если вторичная нагрузка превышает номинальную мощность в выбран­ном классе точности, то устанавливают второй трансформатор напряже­ния и часть приборов присоединяют к нему.

Сечение проводов в цепях трансформаторов напряжения определяется по допустимой потере напряжения. Согласно ПУЭ потеря напряжения от трансформаторов напряжения до расчетных счетчиков должна быть не бо­лее 0,5%, а до щитовых измерительных приборов - не более 1,5% при нормальной нагрузке.

Для упрощения расчетов при учебном проектировании можно прини­мать сечение проводов по условию механической прочности 1,5 мм2 для медных жил и 2,5 мм2 для алюминиевых жил.

Пример.

Задание. Выбрать трансформаторы тока и напряжения для присое­динения измерительных приборов в цепи генератора ТВФ-63-2, включенного на сборные шины 10,5 кВ. Значения токов КЗ приведены в таблице 4.

Решение. Перечень необходимых измерительных приборов выбираем по табл. 4.11[1], схема включения приборов показана на рис. 6. Так как участок от вы­водов генератора до стены турбинного отделения выполнен комплектным токопроводом ТЭКН-20/7800, то выбираем трансформаторы тока, встроенные в токопровод, ТШВ15-6000-0,5/10Р; =1.2 Ом; =20; = 3 с. Сравнение расчетных и каталожных данных приведено в табл. 7.

Для проверки трансформатора тока по вторичной нагрузке, пользуясь схемой включения (рис. 6) и каталожными данными приборов, определяем нагрузку по фазам для наиболее загруженного трансформатора ТА1 (табл. 8).

 

Таблица 7 – Расчетные и каталожные данные

Расчетные данные

Каталожные данные

Не проверяются

Схема соединения обмоток трансформатора собственных нужд Схема соединения обмоток трансформатора собственных нужд Схема соединения обмоток трансформатора собственных нужд Схема соединения обмоток трансформатора собственных нужд Схема соединения обмоток трансформатора собственных нужд Схема соединения обмоток трансформатора собственных нужд Схема соединения обмоток трансформатора собственных нужд Схема соединения обмоток трансформатора собственных нужд Схема соединения обмоток трансформатора собственных нужд Схема соединения обмоток трансформатора собственных нужд Схема соединения обмоток трансформатора собственных нужд Схема соединения обмоток трансформатора собственных нужд Схема соединения обмоток трансформатора собственных нужд Схема соединения обмоток трансформатора собственных нужд

Похожие новости:

Вязание реглана сверху спицами для женщин 50 размера



Короткие поздравления на годовщину свадьбы бабушке и дедушке



Как сделать хороший подарок своими руками для бабушки



Как сделать чтобы при печати таблицы шапка печаталась на каждой странице



Красивые полураспущенные прически на длинные волосы