Дипломная работа: Проектування електричної частини КЕС-1500

Міністерство освіти і науки України

НАЦІОНАЛЬНИЙ ТЕХНІЧНИЙ УНІВЕРСИТЕТ

«ХАРКІВСЬКИЙ ПОЛІТЕХНІЧНИЙ ІНСТИТУТ»

Факультет Електроенергетичний

КафедраЕлектричні станції

Спеціальність 6.090601Електричні станції

До захисту допускаю

Завідувач кафедри

проф. Г.К. Вороновський

(ініціали та прізвище)

(підпис, дата)

ДИПЛОМНИЙ ПРОЕКТ

освітньо-кваліфікаційного рівня бакалавр

Тема проекту: „ Електрична частина КЕС-1500 МВт „

затверджена наказом по НТУ «ХПІ»

від “ 5 ”березня 2009 р. №477-І II

Шифр роботи Е-15.16

(група, номер теми з наказу )

Виконавець Стас і шин Ігор Дмитрович

(прізвище, ім’я та по-батькові)

Керівник Дейнеко Наталія Анатоліївна

(посада, прізвище, ім’я та по-батькові)

Харків 2009

НАЦІОНАЛЬНИЙ ТЕХНІЧНИЙ УНІВЕРСИТЕТ «ХПІ»

ЗАТВЕРДЖУЮ

Завідувач кафедри

проф. Г.К. Вороновський

(ініціали та прізвище)

______________________

(підпис, дата)

ЗВІТ

ПРО ВИКОНАННЯ ДИПЛОМНОГО ПРОЕКТУ

ПРОЕКТУВАННЯ ЕЛЕКТРИЧНОЇ ЧАСТИНИ КЕС-1500

Виконавець І.Д. Стасішин

Керівник Д Пдоц. Н.О. Дейнеко

(підпис) (ініціали та прізвище)

Консультанти за розділами

Економічне обґрунтування

доц. Л.С.Попазов

Охорона праці і

навколишнього середовища

ст. викл. Г.Г.Валенко

Нормоконтроль ас. Ю.В. Таран

(підпис)(ініціали та прізвище)

РЕФЕРАТ

Записка, пояснення, містить: 89сторінок, 38 таблиць, 6 малюнків, 10 джерел інформації.

Ключові слова: КОНДЕНСАЦІЙНА ЕЛЕКТРОСТАНЦІЯ, ГЕНЕРАТОР, СИСТЕМА ВЛАСНИХ ПОТРЕБ, ТРАНСФОРМАТОР, ВІДКРИТИЙ РОЗПОДІЛЬНИЙ ПРИСТРІЙ.

У дипломному проекті на тему «Електрична частина КЭС 1500 МВт», був проведений розрахунок і вибір устаткування блоку конденсаційної електростанції із загальною потужністю 1500 МВт. Проведений вибір силового, токоведучого устаткування, а також вимірювальної апаратури. Визначена кошторисна вартість будівництва КЭС і розглянуті питання охорони праці.

Як спецпитання розглянув захист силових трансформаторів.

РЕФЕРАТ

Пояснительная записка содержит: 89 страниц, 37 таблиц, 6 рисунков, 10 источников информации, 10 приложений.

Ключевые слова: КОНДЕНСАЦИОННАЯ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЯ, ГЕНЕРАТОР, СИСТЕМА СОБСТВЕННЫХ НУЖД, ТРАНСФОРМАТОР, ОТКРЫТОЕ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНОЕ УСТРОЙСТВО.

В дипломном проекте на тему «Электрическая часть КЭС 1500 МВт», был произведен расчет и выбор оборудования блока конденсационной электростанции с общей мощностью 1500 МВт. Произведён выбор силового, токоведущего оборудования, а также измерительной аппаратуры.Определена сметная стоимость строительства КЭС и рассмотрены вопросы охраны труда.

В качестве специального вопроса рассмотрена защита силовых трансформаторов.

ABSTRACT

An expl message contains: 89 pages, 37 tables, 6 pictures, 10 information generators, 10 applications.

Keywords: CONDENSATION POWER-STATION, GENERATOR, SYSTEM of OWN NEEDS, TRANSFORMETOR, OPENED DISTRIBUTIVE DEVICE.

In a diploma project on a theme «Electric part of KES 1500 Mvt», a calculation and choice of equipment of block of condensation power-station was made with general power 1500 Mvt. The choice of power is made, equipment, and also measuring apparatus. The estimate cost of building of KES is certain and the questions of labour protection are considered.

As the special question defiance of power transformers is considered.

ЗМІСТ

Список скорочень

Вступ

Вибір структурної схеми КЕС

1.1 Вибір генераторів і блокових трансформаторів

1.2 Вибір числа і потужності автотрансформаторів зв'язку

1.3 Техніко-економічний розрахунок

2 Вибір джерел живлення власних потреб

2.1 Вибір робочих трансформаторів власних потреб

2.2 Вибір резервних трансформаторів власних потреб

3 Вибір схем розподільних пристроїв

3.1 Вибір схеми ВРП 330 кВ

3.2 Вибір схеми ВРП 220 кВ

4 Розрахунок струмів короткого замикання

5 Вибір устаткування

5.1 Вибір устаткування на напруги 330 кВ

5.1.1 Вибір вимикачів

5.1.2 Вибір роз'эднувачів

5.1.3 Вибір трансформаторів струму

5.1.4 Вибір трансформаторів напруги

5.1.5 Вибір збірних шин

5.1.6 Вибір ошиновкипускорезервного трансформатора

5.2 Вибір устаткування на напруги 20 кВ

5.2.1 Вибір вимикачів

5.1.2 Вибір трансформаторів струму

5.2.3 Вибір трансформаторів напруги

5.2.4 Вибір струмопроводу

5.2.5 Вибір відпаювання струмопроводу

5.3 Вибір устаткування на напрузі 6,3 кВ

5.3.1 Вибір вимикачів в ланцюзі введення робочого живлення

5.3.2 Вибір вимикачів в ланцюзі двигунів і в ланцюзі трансформаторів другого ступеня трансформації

5.3.3 Вибір КРП

5.3.4 Вибір трансформаторів струму

5.3.5 Вибір трансформаторів напруги

5.3.6 Вибір збірних шин

5.3.7 Вибір струмопроводу в ланцюзі введення робочого живлення

6 Захист силових трансформаторів

7 Кошторисно-фінансовий розрахунок будівництва КЕС

8 Охорона праці і навколишнього середовища

Висновок

Список джерел інформації

УМОВНІ ПОЗНАЧЕННЯ

АЕС - атомна електростанція

АТ - автотрансформатор

ВН- вища напруга

в.п. - власні потреби

ВРП - відкритий розподільний пристрій

ГЕС - гідроєлектростанція

ЕС - електростанція

к.з. - коротке замикання

КФР - кошторисно-фінансовий розрахунок

КЭС - конденсаційна електростанція

ЛЕП - лінія електропередач

НН- нижча напруга

ПРТ - пускорезервный трансформатор

ПУЕ - правило установки електроустаткування

РП - розподільний пристрій

СН- середня напруга

ТВП - трансформатор власних потреб

ТЕЦ - теплоелектроцентраль

ТН - трансформатор напруги

ТС - трансформатор струму

ВСТУП

В українській енергетиці від виду використовуваних енергетичних ресурсів сучасні електричні станції поділяються на КЕС, ТЕЦ, АЕС, ГЕС й інші станції.

КЕС призначені для вироблення електроенергії й передачу її в енергетичну систему, а система - споживачам. Вироблення електроенергії на сучасних станціях становлять до 60%, коефіцієнт корисного дії станцій 30 ÷ 32%, напруга видачі в енергосистему й споживачам (на далекі відстані) 110 ÷ 750 кВ. Всі КЭС працюють по блоковому принципу. Побудова КЕС за блоковим принципом дає техніко-економічні переваги, які полягають в наступному:

· покращується застосування пара високих і надвисоких параметрів унаслідок простішої системи паропроводів, що особливо важливо для освоєння агрегатів великої потужності;

· спрощується і стає чіткішою технологічна схема ЕС, унаслідок чого збільшується надійність її роботи і полегшується експлуатація;

· скорочується об'єм будівельних і монтажних робіт;

· зменшуються капітальні витрати на споруду ЕС;

· забезпечується зручне розширення ЕС, причому нові енергоблоки при необхідності можуть відрізнятися від попередніх по своїх параметрах.

Сучасні КЕС оснащуються в основному енергоблоками 200-800 МВт. Застосування крупних агрегатів дозволяє забезпечити швидке нарощування потужностей електростанцій, прийнятні собівартість електроенергії і вартість встановленого кіловата потужності станції.

КЕС мають велике значення для всієї енергосистемі України.

1 Вибір структурної схеми КЕС

Як і схеми інших електростанцій (ТЕЦ, АЕС), схеми КЕС повинні виконуватися відповідно до вимог відносно надійності, ремонтопридатності, безпеки обслуговування, зручності експлуатації, гнучкості, можливості розширення, економічності.

Проектування головної схеми включає: вибір структурної схеми на підставі техніко-економічного розрахунку, вибір джерел живлення і схеми власних потреб, вибір і обґрунтування схем розподільних пристроїв (РП), розрахунок струмів короткого замикання на трьох ступенях напруги.

Головна електрична схема електростанції є частиною схеми енергосистеми. Електроенергія, що виробляється генераторами, передається через трансформатори і електричні з'єднання головної схеми і поступає в систему по повітряних і кабельних лініях.

Структурна електрична схема КЕС залежить від числа і одиничної потужності генераторів, що встановлюються.

У даній роботі спочатку намічається три логічно можливих варіанти структурних схем КЕС, які відрізняються розподілом генераторів між системами напруг, побудовою блоків, кількістю і типом трансформаторів.

Рисунок 1.1- Перший варіант структурної схеми КЕС -1500 МВт

Перший варіант: два блоки по 300 МВт на 220 кВ, три блоки по 300 МВт на 330 кВ (рис. 1.1).

Рисунок 1.2 - Другий варіант структурної схеми КЕС -1500 МВт

Другий варіант: три блоки по 300 МВт на 220 кВ і два блоки по 300 МВт на 330 кВ (рис. 1.2).

Для вибору одного з них надалі виконуватиму їх техніко-економічне порівняння.

1.1 Вибір генераторів і блокових трансформаторів

Генератори вибираю відповідно до завдання на проектування.

Таблиця 1.1- Паспортні дані турбогенераторів

Тип генератора	Номінальна потужність		U , кВ	cоsφ ном.	I , кА		Збудження	Система охолодження
	S , МВА	Р , МВт						Обмотка ротора	Обмотка статора
ТГВ-300-2У3	353	300	20	0,85	10,2	0,195	Тірісторна система самозбудження	Безпосереднє водневе	Непряме водневе

Для першого варіанту вибираємо блокові трансформатори. Вони вибираються з умови:

,

де - номінальна потужність трансформатора, МВА;

- розрахункова потужність трансформатора, МВА.

Розрахункова потужність трансформатора, МВА

, (1.1)

де - номінальна активна потужність генератора, МВт;

- витрати активної потужності на в.п.МВт;

= 0,62 (табл. 1.1);

= 0,7 (приймаю із завдання на проектування).

Витрати активної потужності в.п.,МВт

_. , (1.2)

де – коефіцієнт витрат електроенергії на власні потреби, який залежить від виду палива, способу його спалювання і типу станції; оскільки тип станції КЕС, вид палива - вугілля, то приймаю витрати на в.п. 4% від потужності генератора.

.

.

Вибираю трансформатор блоку 300 МВт, з вищою напругою 220 кВ ТДЦ-400000/220 з довідника [1]. Дані трансформаторів приведені в табл. 1.2.

Таблиця 1.2 - Паспортні дані трансформатора блоку 300МВт, з ВН 220кВ

Для другого варіанту структурної схеми (рис. 1.2) вибір блокових трансформаторів з вищою напругою 220 кВ здійснюється аналогічно попередньому випадку. Дані трансформатора приведені в табл. 1.2. і взяті з довідника [1].

Обираю трансформатор блоку 300 МВт, з вищою напругою 330 кВ ТЦ-400000/330 з довідника [1]. Дані трансформаторів приведені в табл. 1.3.

Таблиця 1.3 - Паспортні дані трансформатора блоку 300МВт, з ВН 330кВ

Для другого варіанту структурної схеми (рис. 1.2) вибір блокових трансформаторів з вищою напругою 330 кВ здійснюється аналогічно попередньому випадку. Дані трансформатора приведені в табл. 1.3. і взяті з довідника [1].

1.2 Вибір числа і потужності автотрансформаторів зв'язку

Потужність АТ зв'язку обирається по максимальному перетіканню потужності між розподільними пристроями ВН і НН, який визначаємо по найбільш важкому режиму з умови:

якщо, то ;

якщо, то .

Перетікання потужності через АТ зв'язку, МВА

,(1.3)

де - сумарна номінальна потужність генераторів, МВт;

- потужність навантаження, що видається довколишньому району, МВт;

- сумарна потужність в.п, МВт;

- іззавдання на проектування.

По формулі (1.3) розраховуємо чотири перетікання потужності через АТ зв'язку для першого варіанту структурної схеми (рис. 1.1):

Перетікання потужності в нормальному режимі при максимальному навантаженні МВт, в цьому випадку МВт, МВт.

.

Перетікання потужності в нормальному режимі при мінімальному навантаженні МВт, в цьому випадку,МВт

.

Перетікання потужності в аварійному режимі (один генератор відключений) при максимальному навантаженні МВт, в цьому випадку МВт, МВт

.

Перетікання потужності в аварійному режимі (один генератор відключений) при мінімальному навантаженні МВт, в цьому випадкуМВт, МВт

.

Для першого варіанту структурної схеми (рис. 1.1) найбільш важким режимом є аварійний режим при максимальному навантаженні. Тому, використовуючи умову вибору АТ зв'язку, одержимо:

,

звідси:

.

Вибираю комплект однофазних АТ зв'язку з вищою напругою 330 кВ АОДЦТН-133000/330/220 з довідника [1].

З міркувань надійності беремо АТ зв'язку .Дані приведені в табл. 1.5.

Таблиця 1.4 - Паспортні дані АТ зв'язку

Для другого варіанту структурної схеми (рис. 1.2), користуючись формулою (1.3), розраховуємо чотири перетікання потужності через АТ зв'язку:

Перетікання потужності в нормальному режимі при максимальному навантаженні МВт, в цьому випадкуМВт, МВт

.

Перетікання потужності в нормальному режимі при мінімальному навантаженні МВт, в цьому випадку МВт, МВт

.

Перетікання потужності в аварійному режимі (один генератор відключений) при максимальному навантаженні МВт, в цьому випадку МВт, МВт

.

Перетікання потужності в аварійному режимі (один генератор відключений) при мінімальному навантаженні МВт, в цьому випадку МВт, МВт

.

Для другого варіанту структурної схеми (Рис. 1.2) найбільш важким режимом є нормальний режим при мінімальному навантаженні. Тому, використовуючи умову при виборі трансформатора зв'язку, одержимо:

,

звідси:

Вибираю комплект однофазних АТ зв'язку вищою напругою 330 кВ АОДЦТН-133000/330/220 з довідника [1].

З міркувань надійності встановлюємо два АТ зв'язку паралельно. Дані АТ приведені в табл. 1.5.

Таблиця 1.5 - Паспортні дані АТ зв'язку

Таким чином, можна зробити висновок, що обидва варіанти структурних схем технічно реалізовуються. Для остаточного вибору схеми, яка піддасться детальному розрахунку треба зробити техніко-економічний розрахунок.

1.3 Техніко-економічний розрахунок

Перед техніко-економічним розрахунком намічаємо тип високовольтних вимикачів на напругу 220 кВ/ 330 кВі виписуємо укрупнені показники вартості осередків ВРП 220 кВ/ 330 кВстанції з вимикачем. Дані зведемо в табл. 1.6, 1.7.

Таблиця 1.6 - Укрупнені показники вартості осередку ВРП 220 кВ

Таблиця 1.7 - Укрупнені показники вартості осередку ВРП 330 кВ

Визначення капітальних вкладень.

До економічних показників відносять: капіталовкладення - К, приведені річні витрати - З і витрати - И. При порівняльному аналізі техніко-економічних показників різних варіантів структурних схем проектованої електричної станції облік капіталовкладень і річних експлуатаційних витрат, проводиться тільки для тих елементів схем, якими відрізняються порівнювані варіанти. Капіталовкладення для всієї решти елементів схем в цьому випадку не враховуються.

У капіталовкладення включають вартості трансформаторів і високовольтних вимикачів (укрупнені показники вартості осередків ВРП), тобто капіталовкладення визначаються по формулі, тис. у.о.

,(1.4)

де - розрахункова вартість всіх трансформаторів, тис. у.о.;

- кошторисна вартість всіх осередків, тис.у.о.

Розрахунок капіталовкладень для першого варіанту структурної схеми.

Порівнявши два варіанти розрахункових схем, одержимо, що в капіталовкладення першого варіанту входять: розрахункова вартість блокового трансформатора ТЦ-400000/330 і кошторисна вартість осередку ВРП з вимикачем ВВ-330-31,5/2000У1, тобто:

.(1.5)

Розрахункова вартість трансформаторів, тис. у.о.

,(1.6)

де - заводська вартість;

- коефіцієнт, який залежить від потужності трансформатора і береться з довідника [1].

Таблиця 1.8 - Значення коефіцієнта для трансформаторів

Тип
ТДЦ-400000/220	1,3
ТЦ-400000/330	1,35

Для трансформатора ТЦ-400000/330, використовуючи формулу (1.6) розрахункова вартість буде:

.

Капіталовкладення для першої структурної схеми по формулі (1.5):

.

Розрахунок капіталовкладень для другого варіанту структурної схеми.

У капіталовкладення другого варіанту входять: розрахункова вартість блокового трансформатора ТДЦ-400000/220, розрахункова вартість двох АТ зв'язку АОДЦТН-133000/330/220 і кошторисна вартість осередку ВРП з вимикачем ВВБ-220Б-31,5/2000У1, тобто:

.(1.7)

Для трансформатора АОДЦТН-133000/330/220, використовуючи таблицю 1.4 розрахункова вартість буде 450 тис. у.о..

Для трансформатора ТДЦ-400000/220, використовуючи формулу (1.6) розрахункова вартість буде:

.

Капіталовкладення для другої структурної схеми по формулі (1.7):

.

Визначення річних експлуатаційних витрат.

Річні експлуатаційні витрати, тис. у.о.

,(1.8)

де – амортизаційні відрахування (відрахування на реновацію і капітальний ремонт), тис.у.о;

– витрати від втрат електроенергії в блоковому трансформаторі, автотрансформатора зв'язку, тис. у.о.;

– витрати на обслуговування електроустановки (на поточний ремонт і зарплату персоналу), тис.у.о.

Амортизаційні відрахування, тис.у.о.

,(1.9)

де - відрахування на амортизацію, приймаю [4].

Витрати від втрат електроенергії в трансформаторах, тис.у.о.

,(1.10)

де с – вартість 1 кВт·г втрати електроенергії, коп./(кВт·г), в курсовому проекті приймаємо с = 10,0 коп./(кВт·г) [4];

∆ W - сумарні втрати електроенергії,кВт·г.

Сумарні втрати електроенергії:

,(1.11)

де - втрати електроенергії в АТ зв'язку

АОДЦТН-133000/330/220,кВт·г;

- втрати електроенергії в блоковому трансформаторі

ТЦ-400000/330,кВт·г.

Втрати електроенергії в двохобмоточних трансформаторах, кВт·г

,(1.12)

де - втрати потужності холостого ходукВт;

- втрати потужності короткого замиканнякВт;

t - тривалість роботи трансформатора, приймаємо рівним 8760 г;

- тривалість максимальних втрат, визначають по кривій [4,рис.5.6] залежно від тривалості використання максимального навантаження, яке дане в завданні проекту, г;

n - число паралельно працюючих трансформаторів;

- номінальна потужність трансформатора МВА;

- розрахункова (максимальна) потужність навантаження трансформатора, МВА.

Витрати на обслуговування електроустановки, тис. у.о.

,(1.13)

де - відрахування на обслуговування, [4].

Розрахунок для першого варіанту структурної схеми.

Амортизаційні відрахування, тис.у.о.

.

Втрати електроенергії в АТ зв'язку АОДЦТН-133000/330/220, кВт·г

.

Втрати електроенергії в блоковому трансформаторі

ТЦ-400000/330, кВт·г

.

Сумарні втрати електроенергії, кВт·г

.

Витрати від втрат електроенергії в трансформаторах, тис.у.о.

.

Витрати на обслуговування електроустановки, тис.у.о.

.

Річні експлуатаційні витрати, тис.у.о.

.

Розрахунок для другого варіанту структурної схеми.

Амортизаційні відрахування, тис.у.о.

.

Втрати електроенергії в АТ зв'язку АОДЦТН-133000/330/220, кВт·г

.

Втрати електроенергії в блоковому трансформаторі ТДЦ-400000/220, кВт·г

.

Сумарні втрати електроенергії, кВт·г

.

Витрати від втрат електроенергії в трансформаторах, у.о.

.

Витрати на обслуговування електроустановки, тис.у.о.

.

Річні експлуатаційні витрати, у.о.

.

Для визначення оптимальної структурної схеми з порівнюваних варіантів, яка підлягає подальшому розрахунку, складається підсумкова таблиця складових витрат (табл. 1.9) За даними з табл. 1.9 вибираємо варіант структурної схеми проектуємої електростанції, який має менші складові витрати.

Таблиця 1.9 - Складові витрати

З табличних даних ми можемо однозначно бачити, що перший варіант структурної схеми (рис. 1.1) виявився вигіднішим. Детальному розрахунку піддасться саме ця структурна схема.

2 Вибір джерел живлення власних потреб

Джерелом живлення власних потреб на КЕС є генератори, живлення подається від генератора через трансформатор в.п. (ТВП), який підключається відпаюванням від генератора.

2.1 Вибір робочих трансформаторів власних потреб

ТВП вибираю з умови:

,(2.1)

де – розрахункова потужність ТВП, МВА.

Розрахункова потужність ТВП, МВА

,(2.2)

де ;

(з початкових даних).

Розрахункова потужність ТВП для блоків 300 МВт, МВА

,

.

Робочі трансформатори в.п. блоків 300 МВт вибираю ТДНС-16000/20 з довідника [1]. Дані трансформаторів приведені в табл. 2.1.

Таблиця 2.1 - Паспортні дані ТВП

2.2 Вибір резервних трансформаторів власних потреб

Як резервні трансформатори в.п. вибираю ПРТ-пускорезервні трансформатори, які виконують функцію резервування і одночасно в них є потужність для пуску або зупинки іншого блоку, тобто у нього функції ширше, ніж у ТВП, тому потужність ПРТ приблизно в 1,5 разу більше потужності ТВП тобто:

.

Потужність ПРТ, МВА

.

Так як на таку потужність немає потрібного трансформатора, то від ПРТ доведеться відмовитися і поставити РТ, а також на кожному блоці поставити генераторні вимикачі.

Потужність РТ, МВА

Кількість РТ залежить від числа блоків, оскільки число блоків-п'ять отже, кількість РТ – один та ще один у холодному резерві.

Вибираю РТ-1 по довіднику [1]. Дані трансформатора приведені в табл.. 2.2.

Таблиця 2.2 – Паспортні дані РТ

Один РТ підключимо до середньої обмотки АТ підключаю до зв'язку, тобто схема включення РТ при наявності зв'язку з системою, тобто схема включення має вигляд:

Рисунок 2.1- Підключення ПРТ

3 Вибір схем розподільних пристроїв

3.1 Вибір схеми ВРП 330 кВ

Число ліній, що відходять від шин розподільного пристрою вищої напруги (РПВН) - 330 кВ, визначається по формулі:

,(3.1)

де - загальна потужність КЕС (із завдання на проектування), МВт;

- навантаження станції в літній період (із завдання на проектування), МВт;

- пропускна спроможність ЛЕП - 330 кВ, береться з довідника [1], МВт.

Приймаю МВт, таким чином число ліній, що відходять від шин розподільного пристрою вищої напруги (РПВН) - 330 кВ:

,

тобто число ліній рівне чотирьом.

Загальне число приєднань до шин високої напруги:

,(3.2)

де - число приєднань від АТ зв'язку до шин ВН;

- число приєднань від блокових трансформаторів до шин ВН.

Число приєднань на шинах РПВН - 330 кВ:

.

Для розподільного пристрою вищої напруги 330 кВз числом приєднань вісім є три варіанти схем. Схема дві системи шин з півтора вимикачами на приєднанні є дуже надійною при к.з. і ремонті, ремонт будь-якого вимикача проводитися без перерви живлення і без складних перемикань, роль роз'єднувачів-тільки ремонтні апарати. Вона більш доцільною при рівній кількості блоків та ліній. Схема дві системи шин з чотирма вимикачами на два приєднання також є дуже надійною при к.з. і ремонті, ремонт вимикача проводитися без перерви живлення і без складних перемикань, роль роз'єднувачів – ремонтні апарати. Схема два зв’язаних чотирьохкутника економічна (вісім вимикачів на вісім приєднань), дозволяє робити випробування й ревізію будь-якого вимикача без порушення роботи її елементів. Схема має високу надійність, однак стає менш надійною через розрив кілець. Конструкція ВРП за схемою із двома системами шин і з півтора вимикача на три приєднання досить економічна, надійна й зручна в обслуговуванні, обираю цю схему.

Рисунок 3.1- Дві системи шин чотирма вимикачами на два приєднання

3.2Вибір схеми ВРП 220 кВ

Число ліній, що відходять від шин РП нижчої напруги з двох вищих, РП - 220 кВ , визначається по формулі:

,(3.3)

де - навантаження станції в зимовий період (із завдання на проектування), МВт;

- пропускна спроможність ЛЕП - 220 кВ, береться з довідника [1], МВт.

Приймаю МВт, таким чином, число ліній, що відходять від шин РП нижчої напруги з двох вищих РП- 220 кВ:

,

тобто число ліній рівне трьом.

Розраховуємо загальне число приєднань до шин нижчої напруги з двох вищих:

,(3.4)

де - число приєднань від АТ зв'язку до шин 220 кВ;

- число приєднань від блокових трансформаторів до шин 220 кВ.

- число приєднань від ПРТ до шин 220 кВ

Число приєднань на шинах РП - 220 кВ,

Для розподільного пристрою нижчої напруги із двох вищих з числом приєднань шість приймаю схему дві системи шин з обхідною з фіксованим приєднанням елементів. У цій схемі ремонт вимикачів проводиться без перерви живлення з використанням обхідних систем шин, можливий почерговий ремонт систем шин без перерви живлення.

Для великого числа приєднань. РП на 220 кВ має вигляд:

Рисунок 3.2- Дві системи шин з обхідною з фіксованим приєднанням елементів

4 Розрахунок струмів короткого замикання

Для визначення струмів короткого замикання необхідно скласти схему заміщення (Рис. 4.1), яка відповідає початковій розрахунковій схемі (Рис. 1.1). Схемою заміщення називається електрична схема, аналогічна початковій розрахунковій, але в ній відсутні магнітні зв'язки.

Рисунок 4.1 - Схема заміщення

Результати розрахунків струмів к.з. зводимо в табл. 4.1.

Таблиця 4.1 - Струми короткого замикання

5 ВИБІР УСТАТКУВАННЯ

5.1 Вибір устаткування на напрузі 330 кВ

Усе устаткування перевіряється по цим вядношенням,

,

де -номінальна напруга;

- робоча напруга.

,

де - номінальний струм;

- робочий струм.

5.1.1 Вибір вимикачів

Вимикачі вибирають по нормальному режиму, а перевіряють по аварійному режиму, оскільки схема РП на вищій напрузі 330 кВ, з чотирма вимикачем на три приєднання, то визначають, вимикачі по стуму найпотужнішого приєднання.

Робочий струм вимикача, А

,(5.1)

де - повна потужність АТ, МВА;

– номінальна напруга, кВ.

.

Умова вибору

,

.

Приймаю всі вимикачі для РП однакового типу ВВ-330Б-31,5/2000У1 [1].

Таблиця 5.1 – Паспортні дані вимикача

Умова вибору виконується

,

.

Перевірка на відключаючи здатність.

Умова перевірки

,(5.2)

де - номінальний струм відключення вимикача;

- періодична складова часу.

,(5.3)

де - номінальне значення аперіодичної складової;

- аперіодична складова струму к.з..

Періодична складова часу τ, кА

,(5.4)

де , і –періодичні складові часу систем і блоків, кА.

Оскільки к.з. віддалене від джерела, то іне затухають, тоді

і, а від блоків затухає, тоді:

,(5.5)

де - коефіцієнт загасання (береться по кривих, залежить від τ і віддаленості к.з.) [4].

Найменший час від початку к.з. до моменту розбіжності дугогаснихконтактів, с

,(5.6)

де - мінімальний час спрацьовування релейногозахисту, с;

– власний час відключення вимикача, з (табл. 5.1).

.

Номінальний струм блоків, приведений до того ступеня напруги, кА

,(5.7)

де - кількість блоків;

- номінальна активна потужність генератора, МВт (табл. 1.1);

- середня напруга ступеня, де відбулося к.з., кВ;

- номінальне значення cos генератора (табл.. 1.1).

.

Віддаленість точки к.з. від блоків

.(5.8)

.

Коефіцієнт загасання

.

.

Умова перевірки виконується

.

Перевірка на аперіодичну складову. Умова перевірки (5.3).

Номінальне значення аперіодичної складової, кА, що допускається

,(5.9)

де - нормоване значення змісту аперіодичної складової в струмі к.з. % (табл. 5.1);

- номінальний струм відключення, кА (табл. 5.1).

.

Аперіодична складова струму к.з. від системи 1, у момент розбіжності контактів τ, кА

,(5.10)

де – постійна часу загасання аперіодичної складової від системи 1, (табл. 4.1).

.

Аперіодична складова струму к.з. від системи 2, у момент розбіжності контактів τ, кА

,(5.11)

де – постійна часу загасання аперіодичної складової від системи 2, (табл. 4.1)

.

Аперіодична складова струму к.з. від блоків, у момент розбіжності контактів τ, кА

,(5.12)

де – постійна часу загасання аперіодичної складової від блоків, с. (табл. 4.1)

.

Аперіодична складова струму к.з. у момент розбіжності контактів τ, кА

,(5.13)

.

Умова перевірки не виконується, тому робиться перевірка по повному струму к.з.

.

Перевірка на динамічну стійкість.

Умова перевірки

.(5.14)

Ударний струм к.з., кА

,(5.15)

де, - ударні струми систем і блоків, кА(табл. 4.1).

.

Умова перевірки виконується

.

Перевірка на термічну стійкість.

Умова перевірки

, якщо (5.15)

, якщо (5.16)

де - срередньоквадратичне значення струму за час його протікання (струм термічної стійкості) (табл. 5.1), кА² ;

- повний час відключення струму к.з., с;

- розрахунковий тепловий імпульс струму, кА² ·с;

- тривалість протікання струму термічної стійкості (табл. 5.1), с.

Повний час відключення струму к.з., с

,(5.17)

де - час дії релейного захисту, приймається рівним 0,3 с;

- повний час відключення вимикача (табл. 5.1), с.

.

Оскільки то:

.

Оскільки, тобто, то формула визначення

має вигляд,кА² ·с

(5.18)

де - еквівалентна періодична складова струму, від систем і генераторів, кА;

- питомі теплові імпульси генератора (беруться по кривих);

- постійна часу загасання аперіодичної складової від еквівалентної гілки, с.

Для визначення еквівалентної періодичної складової від систем і генераторів.

Умова перевірки виконується

.

Всі перевірки вимикача ВВ-330Б-40/2000У1 виконуються.

5.1.2 Вибір роз’єднувачів

Приймаю роз’єднувачі РНД – 330/3200 У1 [1].

Таблиця 5.2 – Паспортні дані роз’єднувачів

Умова вибору виконується

,

.

Перевірка на динамічну стійкість.

Умова перевірка

.(5.19)

Умова перевірки виконується

.

Перевірка на термічну стійкість. Умова перевірки (5.15),

.

Умова перевірки виконується

.

Роз'эднувач проходить всі перевірки. Приймаю для установки на ВН 330кВ роз'эднувач РНД – 330/3200 У1.

5.1.3 Вибір трансформаторів струму

Оскільки на приєднанні АТ настороні ВН із приладів ставлять лише амперметри, тому клас точності не лімітується.

Приймаю ТФУМ 330- У1 [1].В усіх останніх ланцюгах РП приймаю такий же тип ТС.

Робочий струм вимикача, кА

,(5.20)

де - повна потужність АТ, МВА;

– номінальна напруга, кВ.

Таблиця 5.3 – Паспортні дані трансформаторів струму.

Умова вибору виконується

,

.

Перевірка на динамічну стійкість. Умова перевірки (5.19)

Умова перевірки виконується

.

Перевірка на термічну стійкість. Умова перевірки (5.15),

.

Умова перевірки виконується

.

Перевірка класу точності.

Умова перевірки

,(5.21)

Складається таблиця приладів тих, що підключаються до ТС.

Таблиця 5.4 – Паспортні дані приладів ТС в ланцюзі ВН АТ і Трансформатору блоку

Опір приладів, Ом

,(5.22)

де - потужність приладів найбільш завантаженої фази

(табл. 5.8), ВА.

.

Вторинне номінальне навантаження () ТСв класі точності 0,5 складає 50 Ом. Опір контактів (), оскільки число приладів менше трьох, приймаю 0,05 Ом, тоді опір приладів буде, Ом:

,(5.23)

.

У ланцюзі генератора приймаю сполучаючи кабелі з алюмінієвими жилами, орієнтовно завдовжки м.

Перетин сполучаючих дротів,мм²

,(5.24)

де - щільність струму для алюмінію, рівна 0,0283 (Ом∙мм² /м).

.

Приймаю контрольний кабель АКРВГ з жилами перетином 4 (мм² ), оскільки за умовами міцності перетин для алюмінієвих жил не повинно бути менше 4 (мм² ) по ПУЕ. В полі ЛЕП і блоку приймаю ТС такого ж типу.

Вибір ТТ в полі ЛЕП та блоку. Аналізуючи всі поля на напрузі 330кВ роблю висновок ,що при виводі у ремонт деяких вимикачів, через ввімкнуті вимикачі із протікаючи струмів найбільшими будуть струми ЛЕП, тому робочій струм розраховуємо по формулі:

,(5.25)

де, - пропускна спроможність ЛЭП – 330 кВ МВА;

– номінальна напруга, кВ.

=0,84(з початкових даних).

Умова вибору виконується

,

.

Перевірки на динамічну і термічну стійкість будуть виконуватись, як ТС в полі ЛЕП та блоку знаходяться в легших умовах ніж в ланцюзі ВН АТ.

Перевірка класу точності. Умова перевірки (5.21).

Складається таблиця приладів тих, що підключаються до ТС.

Таблиця 5.5 – Паспортні дані приладів ТС в полі ЛЕП і блоку

Опір приладів (5.22), Ом

.

Вторинне номінальне навантаження () ТТв класі точності 0,5 складає 50 Ом. Опір контактів (), оскільки число приладів менше трьох, приймаю 0,1 Ом, тоді опір приладів буде (5.23), Ом

.

У ланцюзі генератора приймаю сполучаючи дротів з алюмінієвими жилами, орієнтовно завдовжки м.

Перетин сполучаючих дротів,

.

Приймаю контрольний кабель АКРВГ з жилами перетином 4 (мм² ), оскільки за умовами міцності перетин для алюмінієвих жил не повинно бути менше 4 (мм² ) по ПУЕ.

5.1.4 Вибір трансформаторів напруги

Приймаю ТННКФ-330-83У1-1 [1].

Таблиця 5.6 – Паспортні дані ТН

Тип трансформатора	U ном.обм В			S номв класі точності ВА			S пред ВА	Схема з'єднання
	U 1	U 2	U 2 доп	0,5	1	3
НКФ-330-83У1			100	400	600	1200	2000	1/1/1-0-0

Умова вибору виконується

.

Перевірка класу точності.

Умова перевірки

.(5.26)

Складається таблиця приладів тих, що підключаються до ТН.

Таблиця 5.7 – Паспортні дані приладів ТН

Вторинне навантаження, ВА

,(5.27)

де, - загальна споживана активна потужність приладів, Вт;

- Загальна споживана реактивна потужність приладів, ВА.

.

Умова перевірки виконується

.

Прийнятий ТН працюватиме у вибраному класі точності.

5.1.5 Вибір ошиновки поля

Вибираються збірні шини по струму найбільшого приєднання.

Найбільшим струмом є струм АТ і блоку.

Приймаю сталеалюміневі дроти круглої форми АСО-240/39, по два дроти в кожній фазі [1].

Таблиця 5.8 – Паспортні дані дроти АСО-240/39

Умова вибору виконується

,

.

Перевірка на корону.

Умова перевірки, кВ/см

.

Напруженість навколо дроту, кВ/см

,(5.28)

де - коефіцієнт, що враховує число дротів у фазі;

- число дротів у фазі;

- радіус одиничного дроту, см;

- середньогеометрична відстань між дротами, см;

- еквівалентний радіус розщеплених дротів, див.

,(5.29)

де - найменша допустима відстань в просторі між сусідніми фазами у момент їх найбільшого зближення, м.

,(5.30)

де - відстань між фазами, приймаю рівним - 450 см.

,(5.31)

.

.

.

.

Початкова критична напруженість електричного поля, кВ/см

,(5.32)

де - коефіцієнт, що враховує шорсткість поверхні дроту (для багатодротяних дротів [1]).

.

.

.

Умова перевірки виконується, кВ/см

.

Перевірку на термічну стійкість не проводять, оскільки шини виконані голими дротами на відкритому повітрі.

5.1.6 Вибір ошиновки ЛЕП і Блоку

Робочий струм, А

,(5.33)

де, - пропускна спроможність ЛЕП – 330 кВ МВА;

– номінальна напруга, кВ.

Перетин вибирається по економічній щільності струму,

,(5.34)

де - економічна щільність струму, рівне 1 А/ [4].

.

Приймаю сталеалюміневі дроти круглої форми АСО-240/39, по два дроти в кожній фазі [1],дані приймаю з (табл. 5.8).

Умова вибору виконується

,

.

Перевірку на термічну стійкість не проводять, оскільки шини виконані голими дротами на відкритому повітрі.

Перевірку на коронування не проводимо, оскільки вище було показано, що дріт АСО-240/39 не коронує.

5.2 Вибір устаткування на напруги 20 кВ

5.2.1 Вибір вимикачів

Вибираю вимикачі по струму генераторів.

Робочий струм вимикача, А

,(5.35)

де - повна потужність генератора, МВА;

– номінальна напруга, кВ.

.

Приймаю і встановлюємо автоматичний генераторний комплекс всі вимикачі однакового типу АГК – 20/20000/160 [1].

Таблиця 5.1 – Паспортні дані вимикача

Умова вибору виконується

,

.

Перевірка на відключаючу здатність.

Умова перевірки

,(5.36)

.

Перевірка на аперіодичну складову. Умова перевірки (5.3).

Номінальне значення аперіодичної складової (5.9), кА

.

Аперіодична складова струму к.з. від системи 1, у момент розбіжності контактів τ,кА

,(5.37)

де – постійна часу загасання аперіодичної складової від генератора, с. (табл. 4.1).

.

Умова перевірки не виконується, тому робиться перевірка по повному струму к.з.

.

Перевірка на динамічну стійкість. Умова перевірки (5.14).

Умова перевірки виконується

.

Перевірка на термічну стійкість. Умова перевірка (5.15 і 5.16).

Повний час відключення струму к.з.(5.17), с

.

Оскільки то:

.

Оскільки, тобто, то формула визначення

має вигляд,кА² ·с

(5.38)

Для визначення еквівалентної періодичної складової від систем і генераторів.

Умова перевірки виконується

.

Всі перевірки вимикача АГК-20/20000/160 виконуються.

5.2.1 Вибір трансформаторів струму

Береться клас точності 0,5, оскільки є лічильники. Приймаю ТШЛ 20Б- I I [1].

Таблиця5.9 –Паспортні данніТС

Умова вибору виконується

,

.

Перевірка класу точності. Умова перевірки (5.21).

Складається таблиця приладів тих, що підключаються до ТС.

Таблиця 5.10 – Паспортні дані приладів ТС

Опір приладів (5.22), Ом:

.

Вторинне номінальне навантаження () ТС в класі точності 0,2 складає 1,2 Ом. Опір контактів (), оскільки число приладів більше трьох, приймаю 0,1 Ом, тоді опір приладів буде (5.24), Ом:

.

У ланцюзі генератора приймаю сполучаючи кабелі з алюмінієвими жилами, орієнтовно завдовжки м.

Перетин сполучаючих дротів (5.24),

.

Приймаю контрольний кабель АКРВГ з жилами перетином 4 (), оскільки за умовами міцності перетин для алюмінієвих жил не повинно бути менше 4 () по ПУЭ. Перевірка на термічну стійкість. Умова перевірки (5.13).

.

У генераторі 300 МВт, враховуючи його особливу відповідальність, приймаю час з, тобто за часом роботи резервної РЗ [4].

Сумарний імпульс квадратичного струму к.з. на шинах 20 кВ на КЭС орієнтовно можна визначити по наступній формулі (5.38), ,

.

Умова перевірки виконується

.

5.2.2 Вибір трансформаторів напруги

У ланцюзі комплектного струмопровода встановлюється два комплекти ТН, до одного приєднуються вимірювальні прилади і прилади контролю ізоляції в ланцюзі генератора, інший РЗ.

Береться клас точності 0,5, оскільки є лічильники.

Приймаю ТНЗНОМ-20-63 У2 [1].

Таблиця 5.11 – Паспортні дані ТН

Тип трансформатора	U ном.обм У			S номв класі точності ВА			S пред ВА	Схема з'єднання
	U 1	U 2	U 2 доп|	0,2	0,5	1
ЗНОМ-20-63У2				50	75	150	630	1/1/1-0-0

Умова вибору виконується

.

Перевірка класу точності. Умова перевірки (5.21)

Складається таблиця приладів тих, що підключаються до ТН.

Таблиця 5.12 – Паспортні дані приладів ТН

Вторинне навантаження, ВА

.

Умова перевірки виконується

.

Прийнятий ТН працюватиме у вибраному класі точності.

5.2.3 Вибір струмопровода

Ділянка від генератора до силового трансформатора виконується комплектною пофазно екранованим струмопровідом.

Максимальний робочий струм генератора, кА

,(5.39)

де - номінальна активна потужність генератора, МВт;

- косинус генератора;

- номінальна напруга генератора, кВ.

.

Приймаю струмопровідТЭКН-Е-20-12500-400 [1].

Таблиця 5.13 – Паспортні дані струмопровода

Тип струмопровод	U ном кВ	А	Iдин кА	Токоведуча Шина мм	Екран мм
ТЭКН-Е-20-10000-300	20	12500	400

Умова вибору виконується

,

.

Перевірка на динамічну стійкість. Умова перевірки (5.19).

Умова перевірки виконується

.

5.2.4 Вибір відпаювання струмопровода

Робочий струм ТВП, А

,(5.40)

де - номінальна потужність ТВП, МВА;

- номінальна напруга генератора, кВ.

.

Приймаю струмопровідТЭКН-20/2000-610 У1.[1]

Таблиця 5.14 – Паспортні дані струмопровода

Умова вибору виконується

,

.

Перевірка на динамічну стійкість. Умова перевірки (5.19).

Умова перевірки виконується

.

5.3 Вибір устаткування на напрузі 6,3 кВ

Робочий струм в ланцюзі ТВТ, кА

,(5.41)

де - потужність ТВП, МВА;

- номінальна напруга в.п., кВ.

5.3.1 Вибір вимикачів в ланцюзі введення робочого живлення

Приймаю вимикач ВЭ-6-40/1600У3 [1].

Таблиця 5.15 – Паспортні дані вимикача

Умова вибору виконується

,

.

Перевірка на відключаючи здатність. Умова перевірки (5.2).

Умова перевірки виконується

.

Найменший час від початку к.з. до моменту розбіжності дугогаснихконтактів (5.6), с

.

Оскільки з, то робиться перевірка на аперіодичну складову. Перевірка на аперіодичну складову. Умова перевірки (5.3). Номінальне значення аперіодичної складової (5.9), кА,

.

Аперіодична складова струму у момент розбіжності контактів τ (5.10), кА

.

Умова перевірки виконується

.

Перевірка на динамічну стійкість. Умова перевірки (5.19). Умова перевірки виконується

.

Перевірка на термічну стійкість. Умова перевірки (5.13 і 5.14).

Повний час відключення струму к.з. (5.15), з

.

Оскільки, то:

.

Формула визначення має вигляд (5.38), кА2·с

.

Умова перевірки виконується

.

5.3.2 Вибір вимикачів в ланцюзі двигунів і в ланцюзі трансформаторів другого ступеня трансформації

Робочий струм ланцюга двигунів і ланцюга трансформаторів другого ступеня трансформації, А

,(5.42)

де - номінальна потужність трансформатора другого ступеня трансформації, В·А.

.

Встановлюються вимикачі такого ж типу.

Приймаю вимикач ВЭ-6-40/1250У3 [1].

Таблиця 5.16 – Паспортні дані вимикача

Умова вибору виконується

,

.

Перевірка на відключаючи здатність. Умова перевірки (5.2), потім (5.3).

Умова перевірки виконується

.

Найменший час від початку к.з. до моменту розбіжності дугогасних контактів (5.6), с

.

Оскільки з, то робиться перевірка на аперіодичну складову.

Перевірка на аперіодичну складову. Умова перевірки (5.3).

Номінальне значення аперіодичної складової (5.9), кА

.

Аперіодична складова струму к.з. від двигунів, у момент розбіжності контактів τ, кА

.(5.42)

Приймаю для двигунів Та рівним 0,04 с.

.

Аперіодична складова струму к.з. від системи, у момент розбіжності контактів τ, кА

.(5.43)

.

Сумарна аперіодична складова струму к.з. у момент розбіжності контактів τ, кА

.(5.44)

.

Умова перевірки виконується

.

Перевірка на динамічну стійкість. Умова перевірки (5.19)

.(5.45)

Ударний струм к.з. від двигунів, кА

,(5.46)

де - ударний коефіцієнт, для двигунів рівний 1,65.

.

.

Умова перевірки виконується

.

Перевірка на термічну стійкість. Умова перевірки (5.15 і 5.16).

Повний час відключення струму к.з. (5.17), з

.

Оскільки, то:

.

Оскільки, тобто, то формула визначення (5.18), кА2•с

.

.

5.3.3 Вибір крП

Вибираються КРП по типу вимикача. Для вимикачів в ланцюзі введення робочого живлення і в ланцюзі двигунів і в ланцюзі трансформаторів другого ступеня трансформації приймаю КРП КЭ – 6/40 [1].

Таблиця 5.17 – Паспортні дані КРП

Тип КРП	U н , кВ	I н збірних шин А	I н шафа, А	Число і перетин силових кабелів в шафах ліній, що відходять,	I н, відкл , кА	I дин , кА	Тип привода
КЭ – 6/40	6	1250	1250	4(3×240)	40	128	Вбудований пружинний

5.3.4 Вибір трансформаторів струму

Береться клас точності 0,5, оскільки є лічильники.

Приймаю ТПЛ-10 У3 [1].

Таблиця 5.18 – Паспортні дані ТС

Умова вибору виконується

,

.

Перевірка класу точності. Умова перевірки (5.21).

Складається таблиця приладів, що підключаються до ТС.

Таблиця 5.19 – Паспортні дані приладів ТС

Опір приладів (5.22), Ом:

.

Опір контактів (), оскільки число приладів рівне трьом приймаю 0,1 Ом, тоді опір приладів буде (5.23), Ом:

.

В ланцюзі в.п. приймаю сполучаючи кабелі з алюмінієвими жилами орієнтовно завдовжки м.

ТС на в.п. встановлюю в двох фазах, оскільки однофазне к.з. не є к.з., то двох ТС достатньо для вимірювань.

Розрахункова довжина траси, м

,(5.47)

.

Перетин сполучаючих дротів (5.24), мм²

.

Приймаю контрольний кабель АКРВГ з жилами перетином 4 мм² , так як за умов міцності перетин для алюмінієвих жил не належний бути менше 4 мм² по ПУЕ.

Перевірка на динамічну стійкість. Умова перевірки (5.19). Умова перевірки виконується.

.

Перевірка на термічну стійкість. Умова перевірки (5.15), кА·с

.

Умова перевірки виконується

.

5.3.5 Вибір трансформаторів напруги

В ланцюзі в.п. струмопровіду встановлюю два комплекти ТН типу ЗНОЛ.06-6 У3 [1]., до одного приєднуються вимірювальні прилади і прилади контролю ізоляції в ланцюзі в.п., інший - для РЗ.

Береться клас точності 0,5, оскільки є лічильники.

Таблиця 5.20 – Паспортні дані ТН

Тип трансформатора	, кВ	, кВ	, кВ	, ВА	, ВА	Схема з'єднання
ЗНОЛ.06-6 У3	6			50	400	1/1/1-0-0

Умова вибору виконується

.

Перевірка класу точності. Умова перевірки (5.26).

Складається таблиця приладів, що підключаються до ТН.

Таблиця 5.21 – Паспортні дані приладів ТН

Прибор	Тип прибора	однієї обмотоки, ВА	Число обмоток	cosφ	sinφ	Число приладів	Загальна
							, Вт	, ВА
Вольтметр	Э-378	2	1	1	0	2	4
Ватметр	Д-335	0,5	2	1	0	1	1
Лічильник активної потужності	И-680	2	2	0,38	0,925	1	4	9,7
Датчик активної потужності	Е-829	10	-	1	0	1	10
Разом	19	9,7

.

Умова перевірки виконується

.

Прийнятий ТН працюватиме у вибраному класі точності.

Приймаю такий же ТН для РЗ, але з додатковою вторинною обмоткою (В).

5.3.6 Вибір збірних шин

Вибирають збірні шини по струму найбільшого приєднання.

Струмом найбільшого приєднання є струм 1466 А.

Приймаю алюмінієві односмугові шини, прямокутного перетину100×8 мм, с [1], шини приймаю рас положення горизонтально при цьому загрузка зменшиться на 8%, тоді .

Умова перевірки виконується

,

.

Перевірка на термічну стійкість.

Умова перевірки

.(5.48)

Мінімальний перетин по умові термічної стійкості, мм²

,(5.49)

де - коефіцієнт, який рівний 90 ()для алюмінієвих

шин [1], (мм² ).

.

.

Умова перевірки виконується

.

Перевірка на динамічну стійкість.

Умова перевірки

,(5.50)

де - допустима механічна напруга в матеріалішин, приймаю рівним 49 МПа [1];

- розрахункова механічна напруга в матеріалі шин, МПа. Розрахункова механічна напруга в матеріалі шин, МПа

,(5.51)

де - момент опору шини щодо осі, перпендикулярно дії

зусилля, Н∙см [1];

- вигинаючий момент, см³ .

Момент опору, см³

,(5.52)

де - питома електродинамічна сила, Н/м;

- максимальна довжина прольоту між ізоляторами, м.

Питома електродинамічна сила, Н/м

,(5.53)

де - відстань між фазами, рівна 40-60 см.

.

Вигинаючий момент, см³

,(5.54)

де - ширина смуги, см;

- висота смуги, см.

.

.

Умова перевірки виконується

.

5.3.7 Вибір струмопроводу в ланцюзі введення робочого живлення

Вибирають струмопровід по струму найбільшого приєднання.

Струмом найбільшого приєднання є струм в ланцюзі трансформатора в.п. 1466 А.

Приймаю комплектний струмопровід ТЗК-10-1600-51 [1].

Таблиця 5.22 - Паспортні дані струмопровіду

Умова вибору виконується

,

.

Перевірка на динамічну стійкість. Умова перевірки (5.19).

Умова перевірки виконується

.

Умова перевірки основного устаткування (вимикачів, роз'єднувачів, трансформаторів струму та напруги, шин) виконується, на вищій напрузі видачі потужності 330 кВ, у ланцюзі блоку, на генераторній напрузі й у ланцюзі власних потреб.

6 ЗАХИСТ СИЛОВИХ ТРАНСФОРМАТОРІВ

При експлуатації силових трансформаторів можуть виникати не нормальні режими роботи й ушкодження.

Види ушкоджень:

1) Замикання між фазами в обмотках і на виводах трансформатора;

2) Виткові замикання в обмотках однієї фази;

3) Замикання на землю в обмотках або на виводах однієї фази;

4) Пожежа заліза трансформатора.

Міжфазні замикання найчастіше відбуваються на виводах трифазних трансформаторів. Струми у вторинній і первинній обмотках розподіляються. Міжфазні ушкодження в обмотках відбуваються значно рідше.

Виткові замикання є найбільш імовірними. Замикання однієї фази на землю становлять серйозну небезпеку тільки в тому випадку, якщо нейтраль трансформатора глухо заземлена.

Пожежа заліза відбувається у випадку порушення між залізної ізоляції й викликається тим, що в місці її ушкодження збільшуються втрати на гістерезис і вихрові струми. Ці втрати викликають місцеве нагрівання заліза, ведучий до подальшого руйнування ізоляції, але трапляється рідко.

К.З. обмоток й ушкодження заліза ставиться до внутрішніх ушкоджень трансформатора, замикання й ушкодження висновків - до зовнішнього.

До не нормальних режимів відноситься:

· перевантаження трансформаторів;

· зниження масла;

· коротке замикання в нутрі трансформаторів.

Силові трансформатори, відповідно до «Правил пристрою електроустаткування», повинні бути обладнані релейним захистом, що реагують на всі види ушкоджень і ненормальних режимів, для швидкого автоматичного відключення й попереджувальних сигналів.

Релейний захист повинен мати наступні властивості:

1) Селективність, для відключення ушкодженої ділянки.

2) Чутливість, для реагування на самі незначні порушення нормальних режимів.

3) Швидкодія, необхідне для запобігання або зменшення розмірів ушкоджень.

4) Резервування, при не спрацьовуванні одного захисту, та інша повинна відключити.

5) Надійність, безвідмовна дія захисту.

На станціях для захистів силових трансформаторів релейний захист поділяється на:

1) Електричний захист, до неї ставиться: газове, струмове відсічення, диференціальний, максимальний струмовий захисти. Всі ці захисти всі зв'язані електрична.

2) Технологічний захист, до неї ставиться: газовий, азотний і плівковий захисти.

Надалі будемо розглядати принцип дії технологічних захистів.

6.1 Газовий захист трансформаторів

Однієї з найбільш чутливих захистів, що реагують на ушкодження усередині кожуха трансформатора, а також на зниження рівня масла.

Усякі ушкодження усередині трансформатора супроводжується більш-менш інтенсивним газоутворенням і рухом масла. Це явище лягло в основу створення газових захистів. Основною частиною є газове реле.

На трансформаторів між розширником і баком установлене газове реле, це реле реагує на:

· Виділення газу при внутрішніх ушкодженнях;

· Виділення повітря, що потрапило в масло при виконанні ремонтних робіт;

· Відхід масла з розширника.

Газове реле має герметично закритий корпус, установлюваний у розрізі мастилопроводу між баком трансформатора й розширника. У верхній частині корпуса реле, розташованої вище мастилопроводу й призначеної для вловлювання газів, що піднімаються із трансформатора в розширник, врізане оглядове скло з розподілом, що дозволяють визначити об'єм масла, витиснутого з реле газом, що скопилися в ньому. Для випуску газів з реле на його кришці є краник. У корпусі реле є два поплавці: нижній що відключає й верхній сигнальний. При незначних газо- і воздуховідіління у верхній частині реле скапичуеться газ або повітря, витиснення з нього масло, при цьому верхній поплавець опускається й замикає свій контакт. Нижній поплавець, що відключає, розташований у корпусі реле проти вхідного отвору й реагує на бурхливе виділення газу з бака трансформатора й на випуск масла. При замиканні нижніх контактів відключаються вимикачі й із трансформаторів знімається напруга.

На автотрансформаторі крім газового реле, що перебуває між баком й основним відсіком розширника, установлені три струминних реле між камерою перемикача й додатковим відсіком розширника, які спрацьовують на відключення трансформатора. Автотрансформатори пристроєм контролю працездатності контактів реле.

Дії нижніх контактів, що відключають, газового реле потрібно переводити на сигнал у наступних випадках:

· При несправності газового захисту;

· При проведенні робіт у цепах газового захисту;

· При регенерації масла, що перебуває в роботі трансформатора;

· При долівки масла в бак трансформатора.

Після долівки масла, після уведення в роботу елементів системи охолодження трансформатора, протягом двох - трьох годин переконатися, що повітря більше не поступає.

Перед уведенням трансформатора в роботу й при черговому огляді газового реле необхідно:

· Через оглядове скло й через спускний краник перевіряти відсутність газу в корпусі газового реле;

· Стежити, щоб впускний краник був закритий і через нього не було пропуску масла;

· Стежити за цілісністю й чищенням оглядового скла;

· Стежити за станом проводів, що підходять до газового реле.

При спрацьовуванні газового захисту на сигнал забороняється підходити до включеному трансформатору на відстані 10м. При цьому для трансформаторів 35 ÷ 330 кВ необхідно:

· Негайно розвантажити й відключити трансформатор;

· Викликати персонал для проведення хромотографічного аналізу;

· Відібрати проби масла й газу на хромотографічний аналіз;

· Оглянути стан масло насосів охолодження трансформатора;

· Усунути причину появи газу.

· Увести трансформатор у роботу.

За результатами хромотографічного аналізу масла й газу, при виділенні негорючого газу трансформатори 35 ÷ 220 кВ можуть бути уведені в роботу, а трансформатори й автотрансформатор 330 кВ - тільки після повного лабораторного обстеження й висновку комісії про справність трансформатора.

Якщо причиною спрацьовування газового захисту на сигнал з'явилася течі масла з бака, то необхідно, не виводячи газового захисту, у можливо короткий час розвантажити й відключити.

6.2 Азотний і плівковий захист трансформаторів

Блокові силові трансформатори живлять шини 330 кВ, обладнані пристроєм азотного захисту. Азотний захист силових трансформаторів призначений для захисту ізоляції й масла від старіння. Крім контакту трансформаторного масла з атмосферою, азотний захист запобігає влученню вологи й кисню, чим попереджає старіння масла й подовжується термін служби силових трансформаторів.

Перед підключенням балона до ємкості з нього повинен бути взятий аналіз азоту на чистоту, що повинна бути не менш 99,5%. Відбір аналізу виконує персонал хімцеха. На балоні, повинна бути наклеєна бирка, на якій указується номер балона, дата відбору аналізу й підпис особи зробившого аналіз.

Періодично один раз у шість місяців персонал хімцеха повинен проводити аналіз газу в трансформаторі. Зміст кисню при цьому повинне бути не більше 1%.

При спустошенні ємкостей потрібно обновлять азотом. Азотна система вважається щільної, якщо підживлення потрібно не частіше один раз у шість місяців.

При огляді системи азотного захисту черговий персонал повинен:

· Стежити за станом устаткування й балонів, за відповідністю арматур робочому режиму;

· Перевірити ступінь зволоження силікагелю у фільтрі по кольорах;

· Стежити за наявністю азоту в ємностях й у балонах;

· Вчасно добавлять в систему азот;

· Не можна допускати переповнення ємкостей.

При експлуатації азотного захисту не можна залишати намаслений простір розширника без зв'язку з ємкостями або атмосферою, у противному випадку може відбутися ушкодження скла вихлопної труби й помилкова робота захисту. Тому не можна одночасно закривати на тривалий час (більше 20 хв.) вентилі між ємностям і розширником, не можна допускати зживання шлангів між ємкостями й розширником трансформатора. Не можна допускати підвищення рівня масла в розширнику до максимальної верхньої межі, щоб уникнути влучення його в ємкості.

Трансформатори 220 кВ, для захисту масла обладнані плівковим захистом, що являє собою еластичну гумову плівку, поміщену в основний відсік розширника. При установці плівкової оболонки й внутрішньо стінкою розширника витиснуте повітря. Зазначений простір з атмосферою зв'язку не має. Внутрішньо простір оболонки пов'язане з атмосферою через спеціальний люк і воздухосушиник.

7 КОШТОВНО-ФІНАНСОВИЙ РОЗРАХУНОК БУДІВНИЦТВА КЕС

Вартість промислового будівництва КЕС визначається згідно кошторисно-фінансового розрахунку (КФР), що складається з 12 глав, кожна з яких має цільове призначення. Кошторисна вартість будівництва КЕС визначається як сума капітальних витрат по окремих главах КФР.

Виходячи з питомих капітальних вкладень, розраховується загальна торба капітальних вкладень.

К = К_пит ∙ N_у , (7.1)

деК - загальна вартість витрат по даному розділу КФР, млн.грн;

К_пит - норматив питомих капітальних вкладень у промислове будівництво КЕС, грн/кВт;

N у- встановлена потужність КЕС, кВт.

Розрахована загальна вартість витрат за кожним із розділів 1 – 7 КФР розподіляється за видами робіт та витрат пропорційно відсоткам згідно табл. 1[6].

На КЕС потужністю 5×300 МВт, що працює на газу, витрати по розділу 1 «Підготовка території будівництва», розраховуються і розподіляються наступним чином.

Загальна вартість капітальних вкладень по розділу 1, млн. грн:

,

в тому числі витрати на:

- будівельні роботи млн. грн.

- монтажні роботи млн. грн.

- устаткування млн. грн.

- інші витрати млн. грн.

ВСЬОГО: млн. грн.

Аналогічно розраховуємо і розподіляємо витрати по розділам 2-7 КФР.

Витрати по головному корпусі КЕС заданої потужності визначаються, виходячи з нормативів вкладень головному корпусу.

К = К_г +К_п ∙ (n -1),(7.2)

де К - сумарні капіталовкладення в головний корпус заданої потужності, млн. грн;

К_г - капітальні вкладення в головний (перший) агрегат, млн. грн;

К_п - капітальні вкладення в подальші агрегати, млн. грн;

n - кількість агрегатів (блоків) на КЕС.

Витрати на головний корпус КЕС заданої потужності визначаються, виходячи з нормативів вкладень на головний корпус, приведених у додатку 2[6].

На КЕС потужністю 5×300 МВт, що працює на газу загальна вартість витрат на будівництво головного корпусу складає, млн. грн.:

Всі наступні розділи та витрати КФР є комплексними й по ним розраховуються тільки загальна вартість та питомі капітальні вкладення.

При виконанні кошторисно-фінансового розрахунку не враховані витрати на екологічну складову та житлове будівництво.

Таблиця 7.1 – Кошторисно-фінансовий розрахунок капітальних вкладень у споруду КЕС для блоків 5 х 300 МВт, що працюють на газу.

8 ОХОРОНА ПРАЦІ І НАВКОЛИШНЬОГО СЕРЕДОВИЩА

8.1 Загальні питання охорони праці

Поняття «Охорона праці» означає систему законодавчих актів, соціально-економічних, організаційних, технічних і лікувально-профілактичних заходів і засобів, що забезпечують безпеку, збереження здоров'я і працездатності людини в процесі праці.

Одним із законодавчих актів з охорони праці, є Конституція України, де вказано, що: «Кожен має право на належні, безпечні і здорові умови праці...».

Завданням розділу є аналіз технологічного процесу при роботі в електроустановках машзалу КЕС, виявлення небезпечних і шкідливих виробничих чинників, розробка заходів для створення умов праці, безпечних для життя і здоров'я людини, а також вживання заходів з пожежної безпеки.

Завдяки застосуванню архітектурно-планувальних методів можна досягти зниження шуму в машзалі КЕС. У виробничих приміщеннях КЕС і це досягається шляхом акустичній обробки стін і стель звукопоглинальними матеріалами, що дозволяють знизити рівень шуму на 10 дБА.

Силове обладнання (агрегати, трансформатори та ін.), що створюють великий шум або вібрацію повинні бути розміщені в окремих ізольованих приміщеннях. Для забезпечення безпечного обслуговування обладнання, воно повинне розміщуватися з відповідними інтервалами, необхідними для безперешкодного пересування людей.

Мікроклімат повітря робочої зони. Повітря робочої зони виробничих приміщень визначають наступні параметри: температура повітря в приміщенні, відносна вологість повітря, швидкість руху повітря. Ці параметри окремо і в комплексі впливають на організм людини, визначаючи його самопочуття.

Неї параметри мікроклімату встановлюються для робочої зони виробничих приміщень відповідно до вимог ДСТУ 12.1.005-91.

Таблиця 8.1-Припустимі параметри метеорологічних умов

Оптимальний мікроклімат в приміщенні забезпечує підтримку теплової рівноваги між організмом і навколишнім середовищем. Підтримка на заданому рівні параметрів, що визначають мікроклімат, може здійснюватися з допомогою: кондиціонування повітря, опалювання, вентиляційних, пристроїв автоматичного регулювання, контролю і сигналізації, нагрівальних приладів і т.п.

Освітлення приміщення машзалу. Для створення нормальних умов праці важливе значення має освітлення робочих місць. У машзалі КЕС передбачається штучне робоче і аварійне освітлення.

Таблиця 8.2- Характеристика виробничого освітлення

Характеристика зорової роботи	Розряд і під розряд зорової роботи	Природне освітлення		Штучне освітлення
		вид	е%	вид	Еmin , лк	Джерела світла, тип світильника
Середньою точності	IVг	сполучне	0,9	комбіноване	300	Н>6 дугові ртутні лампи ДРЛ-250, ГсРМ-25

8.2 Аналіз умов праці і виявлення небезпечних і шкідливих чинників у машзалі КЕС

При аналізі роботи КЕС можна виділити ряд небезпечних і шкідливих чинників. Так, при роботі силового устаткування і електромагнітних пристроїв змінного струму виникає електромагнітний шум - безладне поєднання звуків різної інтенсивності і частоти, які заважають праці і відпочинку людини. Всяке зростання шуму над порогом чутності збільшує м'язову напругу і, отже, підвищує витрату м'язової енергії. Шуми високої інтенсивності негативно впливають на людину.

Повітря робочих приміщень може виявитися насиченим домішками шкідливих газів або шкідливого пару, що виділяються при виробничих процесах. Токсичні пари і гази, проникаючи в організм людини при диханні, викликає отруєння.

Причинами поразки людини електричним струмом можуть бути: безпосередній дотик до струмопровідних частин, що знаходяться під напругою або наближення до них, дотик до металевих корпусів електроприймачів, що опинилися під напругою внаслідок пошкодження ізоляції, дія напруги поблизу місць замикання струмоведучих частин на землю.

Таким чином, на базі аналізу умов праці і технологічного процесу на КЕС виявлено наступні небезпечні і шкідливі чинники:

1) Підвищена запиленість повітря робочої зони;

2) Підвищений рівень шуму на робочому місці;

3) Підвищений рівень вібрації;

4) Підвищена рухливість повітря;

5) Підвищена напруга в електричному ланцюзі, замикання якого може пройти через тіло людини;

6) Підвищений рівень статичної електрики;

7) Підвищений рівень електромагнітних випромінювань;

8) Підвищена напруженість електричного поля;

9) Брак природного світла;

10) Недостатня освітленість робочої зони;

11) Хімічні шкідливі і дратівливі чинники;

12) Підвищена або знижена температура повітря робочої зони.

8.3 Розробка заходів і технічних рішень для створення здорових і безпечних умов праці

Вимоги до планування будівлі. Основою безпеки при роботі в електроустановках машзалу КЕС є правильне і раціональне розміщення обладнання в приміщенні. Фундамент машзалу може бути бутовим на цементному розчині. Стіни виконані з блоків, перекриття у вигляді монолітів бетону. Підлога виконується цементною, у підлозі закладаються труби для прокладки силових і контрольних кабелів. Стеля і стіни приміщення фарбуються кислостійкой масляною фарбою, а підлога робиться з асфальту.

8.4 Електробезпека

Захисне заземлення. Для забезпечення безпечної напруги на частинах устаткування що нормально не знаходиться під напругою, але що можуть опинитися під напругою, передбачено зовнішній контур заземлення.

Перевіряються ланцюги між заземлювачами і заземлюючими елементами. Слід перевірити перетини, цілість і міцність провідників заземлення і занулення, їх з'єднань і приєднань. Не повинно бути обривів і видимих дефектів в заземлюючих провідниках, що сполучають апарати з контуром заземлення.

Захисне відключення. У тих випадках, коли пристрій захисного заземлення не може забезпечити безпечної експлуатації електричної установки або з економічних міркувань його не вигідно встановлювати, то доцільно на додаток до захисного заземлення застосувати захисне відключення.

Захисне відключення - система захисту, що забезпечує безпеку шляхом автоматичного відключення електроустановки при виникненні аварійної ситуації (пошкодженні), що викликає небезпеку поразки людей електричним струмом. Небезпека поразки виникає при наступних пошкодженнях електроустановки: замикання на землю, зниження опору ізоляції, несправність заземлення.

Захисне відключення має ряд переваг перед заземленням: швидкодія, незалежність від величини струму спрацьовування автоматів і запобіжників.

Контроль і профілактика ізоляції . Контроль ізоляції - вимірювання його активного або омічний опір з метою виявлення дефектів і попередження замикань на землю і коротких замикань.

Щоб запобігти замиканню на землю і інші пошкодження ізоляції, при яких виникає небезпека-поразки людей електричним струмом, а також виходить з ладу устаткування, необхідно проводити випробування підвищеною напругою та контроль ізоляції. При випробуваннях підвищеною напругою дефекти ізоляції виявляються унаслідок пробою і подальшого пропалювання ізоляції.

Електричні засоби захисту і пристосування на КЕС. При експлуатації діючих електроустановок важливу роль, в забезпеченні безпеки технічного персоналу грають електротехнічні засоби захисту і запобіжні пристосування, які розділяють на основні і та додаткові.

Основними ізолюючими електрозахисними засобами, вживаними в електроустановках до 1000 В, є ізолюючі штанги, ізолюючі і електровимірювальні кліщі, покажчики напруги, діелектричні рукавички, слюсарно-монтажний інструмент з ізольованими рукоятками.

Додаткові захисні засоби випробовуються підвищеною напругою, не залежною від робочої напруги електроустановки, в якій вони повинні застосовуватися. В електроустановках напругою до 1000 В додатковими захисними засобами є діелектричні калоші, діелектричні гумові килимки і ізолюючі підставки.

Існує також низка технічних заходів:

1) Заходи, що перешкоджають помилковій подачі напруги;

2) Вивішування плакатів і застережливих знаків;

3) Установлення тимчасових огорож;

4) Накладання переносних заземлень на струмопровідні шини обладнання, що ремонтується з боку можливих джерел появи напруги та ін.

Застережні знаки, плакати повинні бути виготовлені з матеріалу, що не проводить електричний струм.

8.5 Протипожежні заходи у машзалі КЕС

Пожежна безпека на підприємствах забезпечується системою запобігання пожежі шляхом організаційних заходів і технічних засобів, що забезпечують неможливість виникнення пожежі, а також системою пожежного захисту, направленого на запобігання дії на людей небезпечних чинників пожежі і обмеження матеріального збитку від нього.

Небезпечними чинниками пожежі для людей є відкритий вогонь і іскри, токсичні продукти горіння, дим, знижена концентрація кисню в повітрі і ін.

В цілях запобігання пожежі передбачаються наступні заходи:

1) Запобігання утворенню горючого середовища;

2) Запобігання утворенню горючого середовища або внесення до нього джерел запалення;

3) Підтримання температури і тиску горючого середовища нижче максимального допустимих по горючості.

У разі виникнення пожежі, первинним засобом гасіння є вогнегасники. Для ліквідації загоряння в електроустановках і агрегатах, що знаходяться під напругою застосовуються вогнегасники з такими речовинами, які гасять вогонь як брометіл, вуглекислий газ та ін.

Вогнегасники типа ОУ-5 є сталевим балоном, наповненим рідкою вуглекислотою і забезпечений спеціальним вентилем-замком і розтрубом. Вогнегасники і інші засоби, необхідні для гасіння пожежі розташовуються на пожежних щитах. Крім того, у машзалі КЕС необхідна наявність ящиків з сухим піском.

ВИСНОВОК

В результаті виконаної роботи був проведений розрахунок електричних параметрів електричної станції, вибір силового обладнання, головної схеми, схеми живлення власних потреб та резервного живлення власних потреб, намітили типи вимикачі та провели техніко-економічний розрахунок.

В другій частині зробив розрахунок струмів короткого замикання і провели вибір основного устаткування (вимикачів, роз'єднувачів, трансформаторів струму та напруги, шин) на вищій напрузі видачі потужності 330 кВ, у ланцюзі блоку, на генераторній напрузі й у ланцюзі власних потреб. Було детальне розглянуто питання методів та засобів захисту силових трансформаторів. Провів кошторисно-фінансовий розрахунок капітальних вкладень КЕС 1500 МВт, що працює на газу. Крім того для життя, безпеки та здоров’я людини розглянув питання охорони праці і навколишнього середовища.

ПЕРЕЛІКДЖЕРЕЛ ІНФОРМАЦІЇ

1. Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учебное пособие для вузов. – М.: Энергоатомиздат, 1989.

2. Васильев А.А., Крючков И.П., Наяшкова Е.Ф., Околович М.Н. Электрическая часть станций и подстанций: Учебник для вузов. – М.: Энергоатомиздат, 1990.

3. «Сборник эксплуатационных инструкций электроцеха Змиевской ТЭС», п. Комсомольский, 1998.

4. Рожкова Л.Д., Козулин В.С. Электрооборудование станций и подстанций. - М.: Энергоатомиздат, 1987.

5. Вороновский Г.К., Пискурев М.Ф., Данилова Е.А. Расчет токов короткого замыкания по курсу «Электромагнитные переходные процессы»: Методические указания. Харьков: НТУ «ХПИ», 2004.

6. Данилова Е.А., Пригодо Г.В., Сергеев С.А. Проектирование электрической части станций по курсу «Проектирование электрических станций и подстанций»: Методические указания к выполнению курсового проектирования. Харьков: НТУ «ХПИ», 2005.

7. Методические указания по выполнению экономической части бакалаврской работы по теме «Определение сметной стоимости строительства КЭС» Сост. Доц. Попазов Л.С. – Харьков: ХГПУ, 2000.

8. Долин П.А. Справочник по технике безопасности – М.: Энергоиздат, 1984.

9. СНиПП – 4 79 Строительные нормы и правила. Естественное и искусственное освещение. Нормы проектирования. – М.: Стройиздат, 1983.

10. Закон Украины об охране труда от 2.11.1992г. 2.1 Гост. 12.1.005 – 88 2. Гост 12.1.000 – 88 ССБТ. Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны. Введ. 01.01.К9

Позиц. позначен.	Найменування	Кіль-кість	Примітка
Q44…Q55	ВЭ –6– 40/1250 У3: 6,3 кВ	12
Роз’єднувачі
QS1...QS33	220 кВ	33
QS51	220 кВ	1
QS34…QS68	РНД - 330/3200 У1: 330 кВ	64
QS69…QS70	10,5 кВ	2
QS71…QS75	20 кВ	3
Трансформатори струму
ТА1...ТА26	ТФУМ – 330 А У1: 1000 А; 1 А	26
ТА27…ТА32	220 кВ	6
ТА33...ТА38	ТФУМ – 330 А У1: 1000 А; 1 А	6
ТА39...ТА44	10,5 кВ	6
ТА45...ТА80	ТФУМ – 330 А У1: 1000 А; 1 А	36
ТА81...ТА125	ТШЛ– 20 Б - II: 12000 А; 5 А; 20 кВ	44
ТА126...ТА155	ТПЛ – 10 У3: 1500 А; 5 А; 10,5 кВ	30
Трансформатори напруги
ТV1…ТV6	НКФ - 330 - 83У1: В; В; 100В	6
ТV7…ТV12	ЗНОМ -20- 63У2: В; В;100/3 В	6
ТV13…ТV18	ЗНОЛ.06 - 6У1: В; В; 100 В	6
Двигуни
М1…М2	6,3 кВ	2