Реферати

Курсова робота: Електрична частина ГРЕС-1220 МВт

Чи бізнес-план як зробити популярної нікому невідому дівчину. МОСКОВСЬКИЙ ІНСТИТУТ РЕКЛАМИ, ТУРИЗМУ І ШОУ-БІЗНЕСУ Сучасні СМИ і рекламне виробництво. БІЗНЕС-ПЛАН. робити популярної нікому невідому дівчину,

Метод дотичних (метод Ньютона). Зміст Зміст 1 Використовувана література 1 Метод Ньютона (дотичних). 2 Опис 2 Блок-схема алгоритму 3 Листинг програми 4 Результати роботи програми 6

Любов як основа людського світу. Міністерство загального і професійного утворення Свердловской області МОУО м. Екатеринбурга Освітня установа Моу-гимназия №47 Освітня область: обществознание

Теорія електричних ланцюгів. ЗМІСТ: 1 Перелік скорочень і умовних позначок 2 2 Завдання на курсову роботу 3 3 Комплексна схема заміщення 6 4 Розрахунок струмів за законами Кирхгофа 9

СТРАХОВІ Брокери. ДЕРЖАВНИЙ КОМІТЕТ РОСІЙСЬКОЇ ФЕДЕРАЦІЇ З ВИЩОГО УТВОРЕННЯ МЕСИ Реферат Студента По курсу : «Страхова справа» На тему : «СТРАХОВІ БРОКЕРИ»

Введення

Електроенергетика - галузь промисловості, що займається виробництвом електроенергії на електростанціях і передачею її споживачам.

Енергетика є основою розвитку виробничих сил в будь-якій державі. Енергетика забезпечує безперебійну роботу промисловості, сільського господарства, транспорту, комунальних господарств. Стабільний розвиток економіки неможливий без енергетики, що постійно розвивається.

Єдина енергетична система Росії охоплює всю обширну територію країни від західних меж до Дальнього Сходу і є найбільшим в світі централизованно керованим енергообъединением. У складі ЕЕС Росії діє сім ОЕС - Північного заходу, Центра, Середньої Волги, Уралу, Північного Кавказу, Сибіру і Дальнього Сходу.

Загалом енергопостачання споживачів Росії забезпечують 74 територіальних енергосистеми. Російська енергетика - це 600 теплових, 100 гідравлічних, 9 атомних електростанцій. Загальна їх потужність за станом на жовтень 1993го року становить 210 млн. кВт.

Енергетична промисловість є частиною паливно-енергетичної промисловості і нерозривно пов'язана з іншою складовою цього гігантського господарського комплексу - паливною промисловістю.

Продукція ТЕК складає лише біля 10% ВНП країни, однак частка комплексу в експорті складає біля 40%(в основному за рахунок експорту енергоносіїв).

За останні 80 років промислове виробництво електроенергії збільшилося в тисячу із зайвим раз, була створена єдина енергосистема і біля сотні районних енергосистем. Плоди гігантоманія радянського часу втілилися в цій галузі більш, ніж де-небудь ще. Багато Хто з гігантів електроенергетики розміщені нерівномірно, економічно і географічно неправильно, але це не зменшує цінність таких об'єктів - зараз їх не перенесеш і не перепрофилируешь. [1. з1., с.10]

Мені доручений курсовий проект " Електрична частина ГРЕС-1220 МВт". Ця електрична станція є тепловою конденсационной, на ній енергія палива, що спалюється перетворюється в енергію водяної пари, що приводить у обертання турбоагрегат. Механічна енергія обертання перетворюється генератором в електричну. Мною станція, що проектується працює на вугіллі. Дана станція може забезпечити електроенергією великий район країни, тому називається державною районною електричною станцією.

Місце споруди даної електричної станції - Ульяновська область.

Основними особливостями КЕС є: віддаленість від споживачів електроенергії, що визначає в основному видачу потужності на високих і надвисоких напруженнях, і блоковий принцип побудови електростанції.

Видача потужності здійснюється на напруженнях 220 і 110 кВ., зв'язок з енергосистемою здійснюється на напруженні 220 кВ.

1. Вибір генераторів

Виходячи з встановленої потужності станції ГРЕС-1220 МВт, приймаємо для першого варіанту: 3 генератори ТВМ-300У3 і 2 генератори ТВВ-160, для другого варіанту:

5 генераторів ТГВ-200 і 2 генератори ТФВ-110.

Вибір генераторів зводимо в таблицю 2.1

Таблиця 2.1

Тип турбогенератора

nном, об/міна

Sном, MBA

Рном, МВт

Uном, кВ

Cos φ

ном

Iном,

кА

X''d

Воз-бужде-ніє

Охолоджування

ротор

статор

ТВМ-300У3

3000

353

300

20

0,85

10,19

0,203

ТС (ТН, БЩ)

Н/В

НВ

Н/В

НВ

ТГВ-200

3000

235,3

200

15,75

0,85

8,625

0,195

ТС (ТН)

НВ

НВ

ТФВ-110

3000

137,5

110

10,5

0,8

7,56

0,189

ВЧ

НВ

КВ

ТВВ-160

3000

188

160

18

0,85

5,67

0,213

ТН

Н/В

Н/В

2. Вибір двох варіантів схем на електростанції,

що проектується Дана електростанція призначена для видачі потужності на високому напруженні 110 кВ і 220 кВ, тому всі генератори сполучаються в блоки з підвищуючими блоковими трансформаторами. Як правило, застосовуються моноблоки, тобто один генератор сполучається з одним підвищуючим трансформатором без генераторного вимикача.

Варіант 1: Всі генератори сполучаються в блоки з підвищуючими трансформаторами. До розподільного пристрою високого напруження підключені три блоки генератор - трансформатор, потужність генераторів по 300 МВт кожний. А до розподільного пристрою середнього напруження підключені два блоки, потужність кожного генераторів по 160 МВт. Зв'язок між розподільними пристроями здійснюється з допомогою двох автотрансформаторов.

Варіант 2: До розподільного пристрою високого напруження підключено п'ять блоковгенератор - трансформатор, потужність генераторів по 200 МВт. А до розподільного пристрою середнього напруження підключені два блоки, потужністю генераторів 110 МВт. Зв'язок між розподільними пристроями здійснюється з допомогою двох автотрансформаторов.

3. Вибір трансформаторів на електростанції,

що проектується На станції, що проектується видача електроенергії відбувається на двох підвищених напруженнях.

Зв'язок між розподільними пристроями різного напруження здійснюється з допомогою автотрансформаторов, застосування яких зумовлене рядом переваг.

Варіант 1: Спочатку вибираний потужність блокових трансформаторів, по відомій формулі:

По таблиці [2. з5.9., з. 445, (Т.5.2)] визначаємо витрату на власні потреби в процентному відношенні, він становить 8 %. Для визначення потужності власних потреб скористаємося формулою:

Щоб визначити реактивну потужність, необхідно скористатися вираженням:

Q = Р · tgφ

Розраховуємо витрату потужності на власні потреби і потужності блокових трансформаторів:

- для блоків потужністю 300 МВт:

МВт

МВар МВар

МВА

Вибираємо двухобмоточние трансформатори ТДЦ-400000/220-73У1.

- для блоків потужністю 160 МВт:

МВт

МВар МВар

МВА

Вибираємо двухобмоточние трансформатори ТДЦ-200000/110.

Потужність автотрансформаторов вибирається по максимальному перетоку потужностей між розподільними пристроями вищого і середнього напруження, який визначається по найбільш важкому режиму. Переток потужності через автотрансформатори зв'язки визначаємо в трьох режимах: мінімальному; максимальному і аварійному, при відключенні енергоблока, приєднаного до шин середнього напруження і визначаємо вираженням:

де ∑ РГ, ∑QГ- активна і реактивна потужності генераторів, приєднаних до шин середнього напруження; РСН, QCH- активне і реактивне навантаження власних потреб блоків, приєднаних до шин середнього напруження; РС, QС- активне і реактивне навантаження на шинах середнього напруження.

0,512 = 94,72 МВар

0,512 = 79,36 МВар

генератор електростанція трансформатор схема

Використовуючи формулу для визначення перетоков потужності, визначаємо розрахункову потужність:

- в мінімальному режимі

МВА

- в максимальному режимі

МВА

- аварійному режимі

МВА

По найбільшій розрахунковій потужності вибираємо номінальну потужність автотрансформатора по формулі з урахуванням допустимого перевантаження:

де kПГ- коефіцієнт допустимого перевантаження трансформатора, рівний 1,4.

МВА

Вибираємо два автотрансформатора по 125 МВА - 2 х АТДЦТН-125000/220/110

Варіант 2: Розраховуємо витрату потужності на власні потреби і потужності блокових трансформаторів:

- для блоків потужністю 200 МВт:

МВт

МВар МВар

МВА

Вибираємо двухобмоточние трансформатори ТДЦ-250000/220.

- для блоків потужністю 110 МВт:

МВт

МВар МВар

МВА

Вибираємо двухобмоточние трансформатори ТДЦ-125000/110.

Використовуючи формулу для визначення перетоков потужності, визначаємо розрахункову потужність:

- в мінімальному режимі

МВА

- в максимальному режимі

МВА

- аварійному режимі

МВА

По найбільшій розрахунковій потужності вибираємо номінальну потужність автотрансформатора по формулі з урахуванням допустимого перевантаження:

МВА

Вибираємо два автотрансформатора по 63 МВА - 2 х АТДЦТН-63000/220/110

Вибрані трансформатори і автотрансформатори зводимо в таблицю 4.1.

Таблиця 4.1.

Тип

Потужність,

МВА

Напруження, кВ

Втрати, кВт

Напруження до. з., %

ВН

СН

НН

Рх

Рк

Uк. ВР

Uк. ВН

Uк. СН

ТДЦ-400000/220-73У1

400

242

-

15,75

330

880

-

11

-

ТДЦ-200000/110

200

121

-

18

170

550

-

10,5

-

ТДЦ-250000/220

250

242

-

15,75

207

600

-

11

-

ТДЦ-125000/110

125

121

-

10,5

120

400

-

10,5

-

АТДЦТН-63000/220/110

125

230

121

-

37

РкВС

РкВН

РкСН

200

162

159

11

35

22

АТДЦТН-125000/220/110

125

230

121

-

65

290

235

230

11

45

28

4. Техніко-економічне порівняння на електростанції,

що проектується Зробимо техніко-економічне порівняння двох варіантів структурних схем, приведених на мал. 2.1 і 2.2. На вугільної ГРЕС встановлено:

1 варіант - 3 генератори ТВМ-300У3, працюючі в блоці з трансформаторами ТДЦ-400000/220-73У1 (Рх=330 кВт, Рк= 880 кВт) і 2 генератори ТВВ-160, працюючими в блоці з трансформаторами ТДЦ-200000/110 (Рх=170 кВт, Рк= 550 кВт). Зв'язок між розподільними пристроями здійснюється двома автотрансформаторами АТДЦТН-125000/220/110 (Рх= 65 кВт, РкВС= 290 кВт, РкВН= 235 кВт, РкСН= 230 кВт).

2 варіант - 5 генераторів ТГВ-200, працюючі в блоці з трансформаторами ТДЦ-250000/220 (Рх=170 кВт, Рк= 550 кВт) і 2 генератори ТФВ-110, працюючими в блоці з трансформаторамиТДЦ-125000/110 (Рх=170 кВт, Рк= 550 кВт). Зв'язок між розподільними пристроями здійснюється двома автотрансформаторами АТДЦТН-63000/220/110 (Рх= 37 кВт, РкВС= 200 кВт, РкВН= 162 кВт, РкСН= 159 кВт).

Туст= 7000 ч., Тмах= 6900 ч., cos φ = 0,89.

Складаємо таблицю підрахунку капітальних витрат, враховуючи основне обладнання.

Таблиця 4.1

Обладнання

Вартість одиниці,

тис. крб.

Варіанти

1 варіант (мал. 2.1.)

2 варіант (мал. 2.2.)

К-ть, шт.

Загальна

вартість,

тис. крб.

К-ть,

шт.

Загальна

вартість,

тис. крб.

ТВМ-300У3

900

3

2700

-

-

ТВВ-160

650

2

1300

-

-

ТГВ-200

593,4

-

-

5

2967

ТФВ-110

350

-

-

2

700

ТДЦ-400000/220-73У1

389

3

1167

-

-

ТДЦ-200000/110

253

2

506

-

-

АТДЦТН-125000/220/110

195

2

390

-

-

ТДЦ-250000/220

284

-

-

5

1420

ТДЦ-125000/110

140

-

-

2

280

АТДЦТН-63000/220/110

159

-

-

2

318

Осередки КРИЧУ 110 кВ

38

4

152

6

228

Осередки КРИЧУ 220 кВ

75

3

225

3

225

Разом:

6440

6138

Разом з урахуванням дорожчання:

6440 х 26

6138 х 26

Для спрощення розрахунків: елементи, що повторюються у варіантах не враховуємо.

Для визначення річних експлуатаційних витрат підраховуємо втрати електроенергії:

Варіант 1: Визначаємо втрати в блоковому трансформаторі, приєднаному до шин 110 кВ, по

По графіку визначаємо тривалість максимальних втрат ч.

Максимальне навантаження блокового трансформатора:

МВА

Для блоків з трансформаторами 400 МВА, приєднаних до шин 220 кВ:

Визначаємо втрати в блоковому трансформаторі, приєднаному до шин 110 кВ:

МВА

Втрати електроенергії в автотрансформаторе зв'язку, з урахуванням того, що обмотка НН не навантажена:

де Т=8760 ч, оскільки автотрансформатор зв'язку включений в течії всього року. Найбільше завантаження обмоток буде в режимі мінімального навантаження на 110 кВ (аварійний режим в розрахунку втрат не враховується):

Час максимальних втрат = потрібно було визначити по TMAXграфика перетоков потужності через автотрансформатор, але графік не заданий, тому приймаємо середнім між TMAXгенератора і навантаження 110 кВ;

По цьому значенню знаходимо = = по [3. з5.1., з. 396., (рис 5.6)]. Питомі втрати в обмотках:

[3. з5.1., з. 397., (5.15)]

[3. з5.1., з. 397., (5.16)];

Визначаємо річні втрати:

Варіант 2: Визначаємо втрати в блоковому трансформаторі, приєднаному до шин 220 кВ:

МВА

Визначаємо втрати в блоковому трансформаторі, приєднаному до шин 110 кВ:

МВА

Втрати електроенергії в автотрансформаторе зв'язку:;

Визначаємо річні втрати:

Готові експлуатаційні витрати визначаються по формулі:

де Ра, Ро- відрахування на амортизацію і обслуговування, %; W - втрати електроенергії кВт ·ч; - вартість 1 кВт ·ч втрат електроенергії, (коп/кВт ч).

тис. крб./рік

тис. крб./рік

Економічна доцільність схеми визначається мінімальними приведеними витратами (без урахування збитку):

де До - капіталовкладення на споруду електроустановки, тис. крб.;

рн- нормативний коефіцієнт економічної ефективності, рівний 0,12;

І - річні експлуатаційні витрати, тис. крб./ рік.

тис. крб./рік

тис. крб./рік

Другий варіант економічніше першого на 9,65 %. Приймаємо другий варіант.

5. Розрахунок струмів короткого замикання

Для вибору апаратів і токоведущих частин в заданих приєднаннях необхідно розрахувати струми короткого замикання. Складаємо розрахункову схему електроустановки. Вказуємо всі елементи і їх номінальні параметри, що впливають на струм короткого замикання. Точки короткого замикання намічуємо тільки на тих ланцюгах, в яких необхідно вибрати апарати і токоведущие частини. Індекс * (зірочка) вказує, що величина виражена у відносних одиницях. Номінальні параметри беремо з даних по курсовому проекту і з Т.2.1., Т.4.1.

Складаємо схему заміщення, в якій всі елементи представляємо у вигляді індуктивних опорів, величину яких підраховуємо по формулах, у відносних одиницях при Sб=1000 МВА. А також приймаємо Uб= Uсрсоответствующей рівня. Всі опори означаються з індексами *, який для спрощення ми надалі опускаємо.;;;

Перетворюємо схему заміщення відносно точки До-1, використовуючи відомі формули для перетворення схем.;;;;;;;

Подальший розрахунок ведемо в таблиці 5.1.

Таблиця 5.1

Точка КЗ

До-1

До-2

Джерела

G1, G2, G3,

G4, G5

G6, G7

З

G1, G2, G3, G4, G5, З

G6, G7

Базова потужність Sб, МВА

1000

Середнє напруження Uср, кВ

230

115

Номінальна потужність

джерел Sном, МВА

5·235,3=1176,5

2·137,5=275

2500

5·235,3+2500=

=3676,5

2·137,5=275

Результуючий опір х*рез, про. е.

0,254

1,345

1,275

0,45

1,105,

кА

Е"*

1,13

1,13

1

1,02

1,13,

кА,

кА

з

0,01+0,05=0,06

0,01+0,05=0,06

0,01+0,05=0,06

0,01+0,05=0,06

0,01+0,05=0,06

0,67

0,78

1

1

0,72

I= I, кА

7,44

1,64

1,96

11,3

3,67

k

1,965

1,965

1,78

1,935

1,965

Та, з

0,26

0,26

0,035

0,15

0,26,

кА

0,79

0,79

0,18

0,67

0,79,

кА

Складаємо зведену таблицю результатів з таблиці 5.1. в таблицю 5.2. і визначаємо сумарні струми короткого замикання;

Таблиця 5.2.

Точка К. З.

Uср. до., кВ

Джерело

Iп. о, кА

Iп.τ, кА

iу, кА

ia.τ, кА

До-1

230

Система

1,96

1,96

4,9

0,499

G1, G2, G3, G4, G5

11,1

7,44

30,8

12,4

G6, G7

2,1

1,64

5,84

2,35

Сумарне значення

15,16

11,04

41,5

15,25

До-2

115

З + G1, G2, G3, G4, G5

11,3

11,3

30,9

10,7

G6, G7

5,1

5,1

14,2

5,7

Сумарне значення

16,4

16,4

45,1

16,4

6. Вибір електричних апаратів і токоведущих частин для ланцюгів 220 кв

Вибір вимикачів і разъединителей: Визначаємо розрахункові струми тривалого режиму. У ланцюгу блоку генератор - трансформатор визначається по найбільшій електричній потужності генератора

ТГВ - 500(Sном = 588 МВ·А);;

Розрахункові струми короткого замикання приймаємо по таблиці 6.2., з урахуванням того, що всі ланцюги входять в розрахункову зону I, т. е. перевіряються по сумарному струму короткого замикання. Термічна стійкість визначається по формулі:

кА2∙ з

Вибираємо вимикач серії ВГБ-500 і роз'єднувач серії РНД-500/3200.

Таблиця 7.1.

Розрахункові дані

Каталожні дані

Вимикач

ВМТ-220Б-20/1000 УХЛ1

Раз'едінітель

РНДЗ-1-220/630 T1

Uуст = 500 кВ

Uном = 500 кВ

Uном = 500 кВ

Iмах = 659 А

Iном = 3150 А

Iном = 3200 А

In.τ = 8,43 кА

Iоткл = 50 кА

-

iу = 10,98 кА

iдин = 35,5 кА

iдин = 45 кА

iа.τ = 3,89 кА

кА

-

кА

кА

-

IПО, 0 = 15,16 кА

Iпр, з = 128 кА

Iпр, з = 160 кА

Вк = 6,08 кА2∙ з

кА2∙ з

I2TtT=кА2 з

Вибір шин:

Вибираємо збірні шини 500 кВ і токоведущие частини по найбільшій електричній потужності ТГВ-500;

Приймаємо провід серії АС-300/66; q = 300мм2; Iдоп= 680 А. Фази розташовані горизонтально з відстанню між фазами 400см.

Iмах= А < Iдоп= 680 А;

Перевірку шин на схлестивание не проводимо, оскільки. Перевірка на термічну дію струму короткого замикання не проводимо, оскільки шини виконані голими проводами на відкритому повітрі. Враховуючи, що на відкритому розподільному пристрої 220 кВ відстань між проводами менше, ніж на повітряних лініях, проведемо перевірку по умовах коронирования: початкова критична напруженість

Напруженість навколо проводу

Умова перевірки:

Провід АС-300/66 по умовах коронирования не проходить.

Для зменшення явища коронирования, застосовуємо розщеплення проводу в кожній фазі, знов проведемо перевірку:

[8. с.247. (Т4-5)]

см

Проводів АС-300/66 по умовах коронирования проходить.

Токоведущие частини виконуються гнучкими провідниками, перетин вибираємо по економічній густині струму jе=1,0 [А/мм2].

qе= мм2

Приймаємо 2× АС 300/66; d = 24,5 мм;

Iдоп = 2∙680 = 1360 А; Iмах = 659 А < Iдоп = 1360 А;

Токоведущие частини виконані таким же проводом, що і збірні шини, отже, проходять по всіх перевірках.

Вибір ізоляторів:

На стороні 220 кВ згідно ПУЕ [6. с.45(Т.2-4)] приймаємо до установки підвісні ізолятори типу ПС12 - А по 12 ізоляторів в гірлянді.

Вибір трансформаторів струму і напруження:

Збірні шини 220 кВ виконуються гнучкими шинами, тому трансформатори струму і напруження встановлюються відкрито. Заздалегідь приймається до установки трансформатори струму типу ТФЗМ-220Б-1. Складаємо таблицю повторного навантаження.

Таблиця 6.2.

Прилад

ТИП

Навантаження фаз, В∙ А

А

В

З

Амперметр

Е-378

0,1

0,1

0,1

Ватметр

Д - 323

5

-

5

Варметр

Д - 335

0,5

-

0,5

РАЗОМ:

5,6

0,1

5,6

З таблиці видно, що найбільш завантажені фази А і С. Рассчитиваєм загальний опір;

Ом;

Повторне навантаження трансформатора струму в класі точності 0,5 становить 1,2 Ом. Опір контактів приймаємо 0,1 Ом, тоді опір проводів:

rпр= r2ном- rприб- rк=1,2 - 0,224 - 0,1 = 0,876 Ом;

Знаючи rпр, можна визначити перетин з'єднувальних проводів. Використовуємо для повторних ланцюгів проводу з мідними жилами (ρ=0,0175). Розрахункову довжину приймаємо 100 м. Як з'єднувальні проводи застосовуємо многожильние кабелі.

мм2

Приймаємо контрольний кабель з мідними жилами перетином 2,5 мм2марки КВВБП.

Заздалегідь приймається трансформатор напруження типу НКФ-220. Складаємо таблицю повторного навантаження трансформатора напруження.

Таблиця 6.3.

Прилад

ТИП

Потужність

однієї

обмотки, ВА

Число

обмоток

cosφ

sinφ

число

Споживана

потужність

Р, Мвт

Q, МВар

Вольтметр

Е - 378

2

1

1

0

1

2

-

Частотомір

Н - 397

10

1

1

0

1

10

-

Вольтметр

Н - 344

10

1

1

0

1

10

-

Ватметр

Н - 348

10

2

1

0

1

10

-

Частотомір

Е-373

1

1

1

0

2

2

-

Вольтметр

Е-378

2

1

1

0

2

4

-

Синхроноськоп

Е - 327

10

1

1

0

2

20

-

Разом

58

-

Приймаємо до установки трансформатор напруження НКФ-220.

7. Вибір схеми власних потреб і трансформаторів власних потреб

На електростанції, що проектується генератори сполучаються в блоки. На блокових електростанціях трансформатори власних потреб приєднуються отпайкой від енергоблока. Виходячи з кількості блоків, на станції вибираємо до установки сім робітників і три резервних трансформатори власних потреб, третій - генераторного напруження, не приєднаний до джерела.

Визначаємо потужність трансформаторів власних потреб приєднаних до блоків 200 МВт:

Приймаємо до установки трансформатор власних потреб ТРДНС-25000/35. Визначаємо потужність пускорезервного трансформатора власних потреб по формулі:

SПРТСН= 1,5∙SТСН= 1,5∙17 = 25,5 МВ∙ А;

Приймаємо до установки ТРДН-40000/110, приєднаний до шин вищого напруження станції. Оскільки передбачено три резервних трансформатори, то другий буде мати потужність 32000 МВА, але приєднаний до обмотке нижчого напруження автотрансформатора, тому приймається ТРДНС-32000/15. Третій, що знаходиться в холодному резерві, також має таку ж потужність, отже, приймаємо до установки.

8. Вибір і обгрунтування спрощених схем розподільних пристроїв різних напружень

Згідно з нормами технологічного проектування при числі приєднань на стороні шин розподільного пристрою 220 кВ рівним дев'яти приймаємо схему з двома робітниками і обхідною системою шин. На стороні шин розподільного пристрою 110 кВ число відходячий ліній дорівнює шести, а число всіх приєднань дорівнює одинадцяти, приймаємо схему з двома робітниками і обхідною системою шин.

9. Опис конструкції розподільного пристрою

Розподільний пристрій 220 кВ виконано по схемі з двома робітниками і обхідною системою шин. Ошиновка в цих ланцюгах і збірні шини виконані проводами АС-300/66. Гнучкі шини, як правило, прикріпляються до порталів за допомогою підвісних ізоляторів ПС12-А. Лінійні і шинні портали і всі опори під апаратами - стандартні, залізобетонні. Всі вимикачі розміщуються в один ряд біля другої системи шин, що полегшує їх обслуговування. Лінійні і шинні разъединители типу РНДЗ-1-220/630 T1, також як і вимикачі розташовані в один ряд. До збірних шин підключені трансформатори напруження НКФ-220. Трансформатори струму ТФЗМ-220Б-1 встановлені безпосередньо перед вимикачами ВМТ-220Б-20/1000 УХЛ1.

По території передбачаються проїзди для можливості механізації монтажу і ремонту обладнання.

Достоїнства схеми: схема, що розглядається є гнучкою і досить надійною, при ревізії будь-якого вимикача всі приєднання залишаються в роботі. При короткому замиканні на шинах відключається шиносоединительний вимикач і тільки половина приєднань. Якщо пошкодження на шинах стійке, приєднання, що відключилися перекладають на справну систему шин.

Нестачі схеми: відмова одного вимикача при аварії приводить до відключення всіх джерел живлення і ліній, приєднані до даної системи шин. Пошкодження шиносоединительного вимикача рівноцінне КЗ на обох системах шин, т. е. приводить до відключення всіх приєднань.

Через велику кількість операцій разъединителями при висновку в ревізію і ремонт вимикачів ускладнюється експлуатація розподільного пристрою.

Список літератури

1. Енергетика: цифри і факти. - М: ЦНІЇ Атомінформ "Електроенергетика", 1993. - 352 з.

2. Неклепаев Б. Н., Гачків І. П. Електрічеська частина електростанцій і підстанцій (довідкові матеріали). - 4-е изд., перераб. і доп. - М.: Енергоатомиздат, 1989. - 608 з.

3. Рожкова Л. Д., Козулін В. С. Електрооборудованіє станцій і підстанцій. - М.: Енергоатомиздат, 1987. - 648 з.

4. Рожкова Л. Д., Карнеєв Л. К., Чиркова Т. В., Енергоустаткування станцій і підстанцій: Підручник для серед. ПРОФ. Освіти - М.: Видавничий центр «Академія», 2004. - 448 з.

5. Боровиков В. А., Косарев В. К., Ходот Г. А. Електрічеськиє мережі енергетичних систем. Підручник для технікумів. Ізд. 3-е, перероблене. Л., «Енергія», 1977.

6. Правила пристрою електроустановок. - 6-е изд., перераб. і доп. Енергоатомиздат, 1986.