Электрическая часть ГРЭС-1220 МВт

Введение

	

	Электроэнергетика - отрасль промышленности, занимающаяся производством электроэнергии на электростанциях и передачей ее потребителям.

	Энергетика является основой развития производственных сил в любом государстве. Энергетика обеспечивает бесперебойную работу промышленности, сельского хозяйства, транспорта, коммунальных хозяйств. Стабильное развитие экономики невозможно без постоянно развивающейся энергетики.

Единая энергетическая система России охватывает всю обширную территорию страны от западных границ до Дальнего Востока и является крупнейшим в мире централизованно управляемым энергообъединением. В составе ЕЭС России действует семь ОЭС – Северо-запада, Центра, Средней Волги, Урала, Северного Кавказа, Сибири и Дальнего Востока.

В целом энергоснабжение потребителей России обеспечивают 74 территориальных энергосистемы. Российская энергетика - это 600 тепловых, 100 гидравлических, 9 атомных электростанций. Общая их мощность по состоянию на октябрь 1993го года составляет 210 млн. кВт.

	Энергетическая промышленность является частью топливно-энергетической промышленности и неразрывно связана с другой составляющей этого гигантского хозяйственного комплекса - топливной промышленностью. 

	Продукция ТЭК составляет лишь около 10% ВНП страны, однако доля комплекса в экспорте составляет около 40%(в основном за счет экспорта энергоносителей). 

За последние 80 лет промышленное производство электроэнергии увеличилось в тысячу с лишним раз, была создана единая энергосистема и около сотни районных энергосистем. Плоды гигантомании советского времени воплотились в этой отрасли более, чем где-либо еще. Многие из гигантов электроэнергетики размещены неравномерно, экономически и географически неправильно, но это не уменьшает ценность таких объектов - сейчас их не перенесешь и не перепрофилируешь. [1. §1., с.10]

Мне поручен курсовой проект “ Электрическая часть ГРЭС-1220 МВт”. Эта электрическая станция является тепловой конденсационной, на ней энергия сжигаемого топлива преобразуется в энергию водяного пара, приводящего во вращение турбоагрегат. Механическая энергия вращения преобразуется генератором в электрическую. Мною проектируемая станция работает на угле. Данная станция может обеспечить электроэнергией крупный район страны, поэтому называется государственной районной электрической станцией.

Место сооружения данной электрической станции - Ульяновская область.

Основными особенностями КЭС являются: удаленность от потребителей электроэнергии, что определяет в основном выдачу мощности на высоких и сверхвысоких напряжениях, и блочный принцип построения электростанции.

Выдача мощности осуществляется на напряжениях 220 и 110 кВ., связь с энергосистемой осуществляется на напряжении 220 кВ.




		Выбор генераторов

	

Исходя из установленной мощности станции ГРЭС-1220 МВт, принимаем для первого варианта: 3 генератора ТВМ-300У3 и 2 генератора ТВВ-160-2ЕУ3, для второго варианта:

5 генераторов ТГВ-200-2УЗ и 2 генератора ТФВ-110-2ЕУЗ.

Выбор генераторов сводим в таблицу 2.1 



Таблица 2.1

Тип турбогенератора

nном, об/мин

Sном, MBA

Pном, МВт

Uном, кВ

Cos φ

ном

Iном,

кА

X''d

Воз-бужде-ние



Охлаждение



















ротор

статор

ТВМ-300У3

3000

353

300

20

0,85

10,19

0,203

ТС(ТН,БЩ)

Н/В

НВ

Н/В

НВ

ТГВ-200-2УЗ

3000

235,3

200

15,75

0,85

8,625

0,195

ТС(ТН)

НВ

НВ

ТФВ-110-2ЕУЗ

3000

137,5

110

10,5

0,8

7,56

0,189

ВЧ

НВ

КВ

ТВВ-160-2ЕУ3

3000

188

160

18

0,85

5,67

0,213

ТН

Н/В

Н/В

	

		Выбор двух вариантов схем на проектируемой электростанции

	

	Данная электростанция предназначена для выдачи мощности на высоком напряжении 110 кВ и 220 кВ, поэтому все генераторы соединяются в блоки с повышающими блочными трансформаторами. Как правило, применяются моноблоки, то есть один генератор соединяется с одним повышающим трансформатором без генераторного выключателя.

	Вариант 1: Все генераторы соединяются в блоки с повышающими трансформаторами. К распределительному устройству высокого напряжения подключены три блока генератор – трансформатор, мощность генераторов по 300 МВт каждый. А к распределительному устройству среднего напряжения подключены два блока, мощность каждого генераторов по 160 МВт. Связь между распределительными устройствами осуществляется с помощью двух автотрансформаторов. 

	Вариант 2: К распределительному устройству высокого напряжения подключено пять блоков генератор – трансформатор, мощность генераторов по 200 МВт. А к распределительному устройству среднего напряжения подключены два блока, мощностью генераторов 110 МВт. Связь между распределительными устройствами осуществляется с помощью двух автотрансформаторов.

	

	

	

	3. Выбор трансформаторов на проектируемой электростанции

	

На проектируемой станции выдача электроэнергии происходит на двух повышенных напряжениях.

Связь между распределительными устройствами разного напряжения осуществляется с помощью автотрансформаторов, применение которых обусловлено рядом преимуществ.

Вариант 1: Сначала выбираем мощность блочных трансформаторов, по известной формуле:







По таблице [2. §5.9., с. 445, (Т.5.2)] определяем расход на собственные нужды в процентном отношении, он составляет 8 %. Для определения мощности собственных нужд воспользуемся формулой:








Чтобы определить реактивную мощность, необходимо воспользоваться выражением:



Q = P · tg φ	



Рассчитываем расход мощности на собственные нужды и мощности блочных трансформаторов:

для блоков мощностью 300 МВт:



 МВт

 МВар	МВар

 МВА



Выбираем двухобмоточные трансформаторы ТДЦ-400000/220-73У1.

для блоков мощностью 160 МВт:



 МВт

 МВар	МВар

 МВА



Выбираем двухобмоточные трансформаторы ТДЦ-200000/110.

Мощность автотрансформаторов выбирается по максимальному перетоку мощностей между распределительными устройствами высшего и среднего напряжения, который определяется по наиболее тяжелому режиму. Переток мощности через автотрансформаторы связи определяем в трех режимах: минимальном; максимальном и аварийном, при отключении энергоблока, присоединенного к шинам среднего напряжения и определяем выражением:



 



где ∑РГ, ∑QГ — активная и реактивная мощности генераторов, присоединенных к шинам среднего напряжения; РCH, QCH — активная и реактивная нагрузки собственных нужд блоков, присоединенных к шинам среднего напряжения; РС, QС — активная и реактивная нагрузки на шинах среднего напряжения.



0,512 = 94,72 МВар

0,512 = 79,36 МВар

генератор электростанция трансформатор схема

Используя формулу для определения перетоков мощности, определяем расчетную мощность:

- в минимальном режиме



МВА



- в максимальном режиме



МВА



- аварийном режиме



 МВА


По наибольшей расчетной мощности выбираем номинальную мощность автотрансформатора по формуле с учетом допустимой перегрузки:







где kПГ – коэффициент допустимой перегрузки трансформатора, равный 1,4.



 МВА



Выбираем два автотрансформатора по 125 МВА - 2 x АТДЦТН-125000/220/110

Вариант 2: Рассчитываем расход мощности на собственные нужды и мощности блочных трансформаторов:

для блоков мощностью 200 МВт:



 МВт

 МВар	МВар

 МВА



Выбираем двухобмоточные трансформаторы ТДЦ-250000/220.

для блоков мощностью 110 МВт:



 МВт

 МВар	МВар

 МВА




Выбираем двухобмоточные трансформаторы ТДЦ-125000/110.

Используя формулу для определения перетоков мощности, определяем расчетную мощность:

- в минимальном режиме



МВА



- в максимальном режиме



МВА



- аварийном режиме



 МВА



По наибольшей расчетной мощности выбираем номинальную мощность автотрансформатора по формуле с учетом допустимой перегрузки:



 МВА



Выбираем два автотрансформатора по 63 МВА - 2 x АТДЦТН-63000/220/110

Выбранные трансформаторы и автотрансформаторы сводим в таблицу 4.1.




Таблица 4.1.

Тип

Мощность,

МВА

Напряжение, кВ

Потери, кВт

Напряжение к.з., %





ВН

СН

НН

Рх

Рк

Uк.ВС

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. Технико-экономическое сравнение на проектируемой электростанции

	

	Произведем технико-экономическое сравнение двух вариантов структурных схем, приведенных на рис. 2.1 и 2.2. На угольной ГРЭС установлено:

1 вариант – 3 генератора ТВМ-300У3, работающие в блоке с трансформаторами ТДЦ-400000/220-73У1 (Рх =330 кВт, Рк = 880 кВт) и 2 генератора ТВВ-160-2ЕУ3, работающие в блоке с трансформаторами ТДЦ-200000/110 (Рх =170 кВт, Рк = 550 кВт). Связь между распределительными устройствами осуществляется двумя автотрансформаторами АТДЦТН-125000/220/110 (Рх = 65 кВт, РкВС = 290 кВт, РкВН = 235 кВт, РкСН = 230 кВт).

2 вариант – 5 генераторов ТГВ-200-2УЗ, работающие в блоке с трансформаторами ТДЦ-250000/220 (Рх =170 кВт, Рк = 550 кВт) и 2 генератора ТФВ-110-2ЕУЗ, работающие в блоке с трансформаторами ТДЦ-125000/110 (Рх =170 кВт, Рк = 550 кВт). Связь между распределительными устройствами осуществляется двумя автотрансформаторами АТДЦТН-63000/220/110 (Рх = 37 кВт, РкВС = 200 кВт, РкВН = 162 кВт, РкСН = 159 кВт).

Tуст = 7000 ч., Tмах = 6900 ч., cos φ = 0,89.

Составляем таблицу подсчета капитальных затрат, учитывая основное оборудование.



Таблица 4.1

Оборудование

Стоимость единицы,

тыс. руб.

Варианты





1 вариант (рис. 2.1.)

2 вариант (рис. 2.2.)





Кол-во, шт.

Общая

стоимость,

тыс. руб.

Кол-во,

шт.

Общая

стоимость,

тыс. руб.

ТВМ-300У3

900

3

2700

-

-

ТВВ-160-2ЕУ3

650

2

1300

-

-

ТГВ-200-2УЗ

593,4

-

-

5

2967

ТФВ-110-2ЕУЗ

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

Ячейки ОРУ 110 кВ

38

4

152

6

228

Ячейки ОРУ 220 кВ

75

3

225

3

225

Итого:





6440



6138

Итого с учетом удорожания:





6440 х 26



6138 х 26



Для упрощения расчетов: повторяющиеся в вариантах элементы не учитываем.

Для определения годовых эксплуатационных издержек подсчитываем потери электроэнергии:

Вариант 1: Определяем потери в блочном трансформаторе, присоединенном к шинам 110 кВ, по



 	




По графику определяем продолжительность максимальных потерь  ч.

Максимальная нагрузка блочного трансформатора:



МВА 



Для блоков с трансформаторами 400 МВА, присоединенных к шинам 220 кВ:



 



Определяем потери в блочном трансформаторе, присоединенном к шинам 110 кВ:



МВА





Потери электроэнергии в автотрансформаторе связи, с учетом того, что обмотка НН не нагружена:



 



где Т=8760 ч, так как автотрансформатор связи включен в течении всего года. Наибольшая загрузка обмоток будет в режиме минимальной нагрузки на 110 кВ(аварийный режим в расчете потерь не учитывается):

Время максимальных потерь  =  следовало определить по TMAX графика перетоков мощности через автотрансформатор, но график не задан, поэтому принимаем  средним между TMAX генератора и нагрузки 110 кВ; 



 



По этому значению находим  = = по [3. §5.1., с. 396., (рис 5.6)]. Удельные потери в обмотках :



 		 [3. §5.1., с. 397., (5.15)]

 	 	 [3. §5.1., с. 397., (5.16)]

;	 







Определяем годовые потери:







Вариант 2: Определяем потери в блочном трансформаторе, присоединенном к шинам 220 кВ:



МВА






Определяем потери в блочном трансформаторе, присоединенном к шинам 110 кВ:



МВА





Потери электроэнергии в автотрансформаторе связи:





;	 







Определяем годовые потери:







Готовые эксплуатационные издержки определяются по формуле:



 



где Ра, Pо - отчисления на амортизацию и обслуживание, %; W - потери электроэнергии кВт ·ч; - стоимость 1 кВт ·ч потерь электроэнергии, (коп/кВт ч).




тыс. руб./год

 тыс. руб./год

	

	Экономическая целесообразность схемы определяется минимальными приведенными затратами (без учета ущерба): 

	

	



где	К - капиталовложение на сооружение электроустановки, тыс. руб.;

рн - нормативный коэффициент экономической эффективности, равный 0,12; 

И - годовые эксплуатационные издержки, тыс.руб./ год.



 тыс. руб./год

 тыс. руб./год



Второй вариант экономичнее первого на 9,65 %. Принимаем второй вариант. 

	

	5. Расчет токов короткого замыкания

	

	Для выбора аппаратов и токоведущих частей в заданных присоединениях необходимо рассчитать токи короткого замыкания. Составляем расчетную схему электроустановки. Указываем все элементы и их номинальные параметры, влияющие на ток короткого замыкания. Точки короткого замыкания намечаем только на тех цепях, в которых необходимо выбрать аппараты и токоведущие части. Индекс * (звездочка) указывает, что величина выражена в относительных единицах. Номинальные параметры берем из данных по курсовому проекту и из Т.2.1., Т.4.1. 

	Составляем схему замещения, в которой все элементы представляем в виде индуктивных сопротивлений, величину которых подсчитываем по формулам, в относительных единицах при Sб=1000 МВА. А также принимаем Uб = Uср соответствующей ступени. Все сопротивления обозначаются с индексами *, который для упрощения мы в дальнейшем опускаем. 

	

	 

	

	

	

	;

	 

	; 

	

	 

	 

	;

	 

	

	Преобразуем схему замещения относительно точки К-1, используя известные формулы для преобразования схем.

	

	

	

	;

	

	; 

	



 	

	;

	

	;

	

	;

	

	

	;

	;

	 

	

	Дальнейший расчет ведем в таблице 5.1.

	

	Таблица 5.1

	Точка КЗ

	К-1

К-2

	Источники

	G1,G2,G3,

	G4,G5

	G6,G7

	С

	G1,G2,G3,G4,G5,С

	G6,G7

	Базовая мощность Sб, МВА

	1000

	Среднее напряжение Uср,кВ

	230

115

	Номинальная мощность 

	источников Sном, МВА

	5·235,3=1176,5

	2·137,5=275

	2500

5·235,3+2500=

	=3676,5

	2·137,5=275

	Результирующее сопротивление x*рез, о.е.

	0,254

	1,345

	1,275

	0,45

	1,105

	, кА

	

	

	Е”*

	1,13

	1,13

	1

	1,02

	1,13

	, кА

	

	

	

	

	

	,кА

	

	

	

	

	

	

	

	

	

	

	

	 c

	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

	Tа, с

0,26

0,26

0,035

0,15

0,26

	, кА

	

	

	

	

	

	

	0,79

	0,79

0,18

0,67

0,79

	,кА



	







	

	Составляем сводную таблицу результатов из таблицы 5.1. в таблицу 5.2. и определяем суммарные токи короткого замыкания;

	

	Таблица 5.2.

	Точка К.З.

	Uср.к., кВ

	Источник

	Iп.о, кА

	Iп.τ, кА

	iу, кА

	ia.τ, кА

	К-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

	

	Суммарное значение

	15,16

	11,04

	41,5

	15,25

	К-2

	115

	С + G1,G2,G3,G4,G5

	11,3

	11,3

	30,9

	10,7

	

	

	G6,G7

	5,1

	5,1

	14,2

	5,7

	

	Суммарное значение

	16,4

	16,4

	45,1

	16,4

	

	6. Выбор электрических аппаратов и токоведущих частей для цепей 220 кв

	

Выбор выключателей и разъединителей: Определяем расчётные токи продолжительного режима. В цепи блока генератор – трансформатор определяется по наибольшей электрической мощности генератора 

ТГВ – 500(Sном = 588 МВ·А); 



; 





Расчётные токи короткого замыкания принимаем по таблице 6.2., с учётом того, что все цепи входят в расчетную зону I, т.е. проверяются по суммарному току короткого замыкания. Термическая стойкость определяется по формуле:



 

 кА2∙с



Выбираем выключатель серии ВГБ-500 и разъединитель серии РНД-500/3200.



Таблица 7.1.



Расчётные данные

Каталожные данные



Выключатель

ВМТ-220Б-20/1000 УХЛ1

Разъединитель

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, с = 128 кА

Iпр, с = 160 кА

Вк = 6,08 кА2∙с

 кА2∙с

I2TtT=кА2 c 



Выбор шин:

Выбираем сборные шины 500 кВ и токоведущие части по наибольшей электрической мощности ТГВ-500-2УЗ; 	



 



Принимаем провод серии АС-300/66; q = 300мм2; Iдоп = 680 А. Фазы расположены горизонтально с расстоянием между фазами 400см. 



Iмах =  А < Iдоп = 680 А; 



Проверку шин на схлестывание не производим, так как . Проверка на термическое действие тока короткого замыкания не производим, так как шины выполнены голыми проводами на открытом воздухе. Учитывая, что на открытом распределительном устройстве 220 кВ расстояние между проводами меньше, чем на воздушных линиях, проведем проверку по условиям коронирования: начальная критическая напряженность









Напряженность вокруг провода










Условие проверки: 





 



Провод АС-300/66 по условиям коронирования не проходит.

Для уменьшения явления коронирования, применяем расщепление провода в каждой фазе, снова проведём проверку:



 

  

 [8. с.247.(Т4-5)]

см

 

 



Провод АС-300/66 по условиям коронирования проходит.

Токоведущие части выполняются гибкими проводниками, сечение выбираем по экономической плотности тока jэ=1,0 [А/мм2]. 




qэ = мм2



Принимаем 2×АС 300/66; d = 24,5 мм; 



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



Токоведущие части выполнены таким же проводом, что и сборные шины, следовательно, проходят по всем проверкам. 

Выбор изоляторов:

На стороне 220 кВ согласно ПУЭ [6.с.45(Т.2-4)] принимаем к установке подвесные изоляторы типа ПС12 – А по 12 изоляторов в гирлянде. 

Выбор трансформаторов тока и напряжения:

Сборные шины 220 кВ выполняются гибкими шинами, поэтому трансформаторы тока и напряжения устанавливаются открыто. Предварительно принимаем к установке трансформаторы тока типа ТФЗМ-220Б-1. Составляем таблицу вторичной нагрузки. 



Таблица 6.2.



Прибор

ТИП

Нагрузка фаз, В∙А





 А 

В

С

Амперметр

Э-378

0,1

0,1

0,1

Ваттметр

Д – 323

5

-

5

Варметр

Д – 335

0,5

-

0,5

ИТОГО:

5,6

0,1

5,6



Из таблицы видно, что наиболее загружены фазы А и С. Рассчитываем общее сопротивление 



;

 Ом; 



Вторичная нагрузка трансформатора тока в классе точности 0,5 составляет 1,2 Ом. Сопротивление контактов принимаем 0,1 Ом, тогда сопротивление проводов: 



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



Зная rпр , можно определить сечение соединительных проводов. Используем для вторичных цепей провода с медными жилами (ρ=0,0175). Расчетную длину принимаем 100 м. В качестве соединительных проводов применяем многожильные кабели.



 мм2



Принимаем контрольный кабель с медными жилами сечением 2,5 мм2 марки КВВБП.

Предварительно принимаем трансформатор напряжения типа НКФ-220-58У1. Составляем таблицу вторичной нагрузки трансформатора напряжения.



Таблица 6.3.



Прибор

ТИП

Мощность

одной

обмотки, ВА

Число

обмоток

cosφ

sinφ

число

Потребляемая

мощность















P, Мвт

Q, МВар

Вольтметр

Э – 378

2

1

1

0

1

2

-

Частотомер

Н – 397

10

1

1

0

1

10

-

Вольтметр

Н – 344

10

1

1

0

1

10

-

Ваттметр

Н – 348

10

2

1

0

1

10

-

Частотомер

Э-373

1

1

1

0

2

2

-

Вольтметр

Э-378

2

1

1

0

2

4

-

Синхроноскоп

Э – 327

10

1

1

0

2

20

-

Итого

58

-



Принимаем к установке трансформатор напряжения НКФ-220-58У1. 



	7. Выбор схемы собственных нужд и трансформаторов собственных нужд

	

На проектируемой электростанции генераторы соединяются в блоки. На блочных электростанциях трансформаторы собственных нужд присоединяются отпайкой от энергоблока. Исходя из количества блоков, на станции выбираем к установке семь рабочих и три резервных трансформатора собственных нужд, третий – генераторного напряжения, не присоединенный к источнику. 

Определяем мощность трансформаторов собственных нужд присоединённых к блокам 200 МВт:

Принимаем к установке трансформатор собственных нужд ТРДНС-25000/35. Определяем мощность пускорезервного трансформатора собственных нужд по формуле: 



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



Принимаем к установке ТРДН-40000/110, присоединенный к шинам высшего напряжения станции. Так как предусмотрено три резервных трансформатора, то второй будет иметь мощность 32000 МВА, но присоединен к обмотке низшего напряжения автотрансформатора, поэтому принимаем ТРДНС-32000/15. Третий, находящийся в холодном резерве, тоже имеет такую же мощность, следовательно, принимаем к установке.




	8. Выбор и обоснование упрощенных схем распределительных устройств разных напряжений

	

Согласно норм технологического проектирования при числе присоединений на стороне шин распределительного устройства 220 кВ равным девяти принимаем схему с двумя рабочими и обходной системой шин. На стороне шин распределительного устройства 110 кВ число отходящих линий равно шести, а число всех присоединений равно одиннадцати, принимаем схему с двумя рабочими и обходной системой шин. 

	

	9. Описание конструкции распределительного устройства

	

Распределительное устройство 220 кВ выполнено по схеме с двумя рабочими и обходной системой шин. Ошиновка в этих цепях и сборные шины выполнены проводами АС-300/66. Гибкие шины, как правило, прикрепляются к порталам при помощи подвесных изоляторов ПС12-А. Линейные и шинные порталы и все опоры под аппаратами – стандартные, железобетонные. Все выключатели размещаются в один ряд около второй системы шин, что облегчает их обслуживание. Линейные и шинные разъединители типа РНДЗ-1-220/630 T1, также как и выключатели расположены в один ряд. К сборным шинам подключены трансформаторы напряжения НКФ-220-58У1. Трансформаторы тока ТФЗМ-220Б-1 установлены непосредственно перед выключателями ВМТ-220Б-20/1000 УХЛ1.

По территории предусматриваются проезды для возможности механизации монтажа и ремонта оборудования.

Достоинства схемы: рассматриваемая схема является гибкой и достаточно надёжной, при ревизии любого выключателя все присоединения остаются в работе. При коротком замыкании на шинах отключается шиносоединительный выключатель и только половина присоединений. Если повреждение на шинах устойчивое, отключившиеся присоединения переводят на исправную систему шин.

Недостатки схемы: отказ одного выключателя при аварии приводит к отключению всех источников питания и линий, присоединённые к данной системе шин. Повреждение шиносоединительного выключателя равноценно КЗ на обеих системах шин, т.е. приводит к отключению всех присоединений. 

Из-за большого количества операций разъединителями при выводе в ревизию и ремонт выключателей усложняется эксплуатация распределительного устройства.




	Список литературы



		Энергетика: цифры и факты. – М: ЦНИИ Атоминформ “Электроэнергетика”, 1993. – 352 с.

		Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций (справочные материалы). – 4-е изд., перераб. и доп. – М.: Энергоатомиздат, 1989. – 608 с.

		Рожкова Л.Д., Козулин В.С. Электрооборудование станций и подстанций. – М.: Энергоатомиздат, 1987. – 648 с.

		Рожкова Л.Д., Карнеев Л.К., Чиркова Т.В., Электрооборудование станций и подстанций: Учебник для сред. Проф. Образования – М.: Издательский центр «Академия», 2004. – 448 с.

		Боровиков В.А., Косарев В.К., Ходот Г.А. Электрические сети энергетических систем. Учебник для техникумов. Изд. 3-е, переработанное. Л., «Энергия», 1977.

		Правила устройства электроустановок. – 6-е изд., перераб. и доп. Энергоатомиздат, 1986.