Курсовая работа: Проект реконструкції відкритих розподільчих пристроїв 220 кВ на Бурштинській ТЕС

Курсовая работа: Проект реконструкції відкритих розподільчих пристроїв 220 кВ на Бурштинській ТЕС

Анотація

В даному дипломному проекті представлено проект реконструкції ВРП 220 кВ на Бурштинській ТЕС. Проект включає заміну вимикачів, роз’єднувачів, вимірювальних трансформаторів струму і напруги і ОПН на нові.

Доцільність реконструкції пояснюється моральною і фізичною застарілістю обладнання.

В роботі особлива увага приділяється вибору вимикачів, так як станція в основному націлюється на експорт електроенергії закордон, що вимагає більшої надійності роботи обладнання.

Пояснювальна записка містить 58 сторінок.

Графічна частина складається з 3 листів формату А1.

The summary

In this bachelor’s degree work the project of reconstruction of outdoor switchgear 220 kV on Burshtyn’s power plant is presented. The project includes the replacement of breakers, disconnectors, current and potential transformers and overvoltage limiters on the new ones.

The expediency is explained by obsolescence and physical depreciation of equipment.

Particular attention is given to selection of breakers, as the station in main is aimed at export the electric power abroad, which request more efficiency of the working of the equipment.

The explanatory note consists of 58 pages.

Graphic part includes 3 sheets of paper, size A1.

Зміст

Вступ

Розділ 1 Загальні відомості

1.1 БуТЕС: історія розвитку та існуючий стан

1.2 Схема електричних з’єднань

1.3 Склад обладнання

1.4 Схема видачі потужності

Розділ 2 Реконструкція ВРП 220 кВ

2.1 Задачі реконструкції

2.2 Заміна обладнання

2.2.1 Струми КЗ

2.2.2 Вибір та перевірка обладнання

2.2.3 Характеристики вибраного обладнання

Розділ 3 Розрахунок заземлення і блискавкозахисту

Висновок

Література

Розділ 1 Загальні відомості

1.1 БуТЕС: історія розвитку та існуючий стан

Бурштинська теплова електрична станція (БТЕС), до 1996 р. - Бурштинська державна районна електростанція (БДРЕС). Відповідно до Указу Президента України за № 282 / 95 від 04.04.1995 р. "Про структурну перебудову в електроенергетичному комплексі України", з квітня 1995 р. Бурштинська ДРЕС на правах відокремленого структурного підрозділу входить до складу енергогенеруючої компанії ДАЕК "Західенерго" (з квітня 2000 р. - ВАТ "Західенерго"). З 1996 р. підлягає приватизації в єдиному майновому комплексі акціонерного товариства, державна частка майна складає 70,1 /о. Орган управління і Мінпаливенерго України.

Бурштинська ТЕС виробляє електричну і теплову енергію, виконує ремонти, налагоджування та обслуговування обладнання, роботи по капітальному будівництву, реконструкції та ремонти об'єктів, будівель і споруд, одне з найбільших в Івано-Франківській області підприємств, на частку якого припадає 24 /о промислового виробництва.

БТЕС розташована поблизу м. Бурштин Івано-Франківської області, на ріці Гнила Липа, на площі у 25 га. її водоймище, місткістю 50 млн.м5 займає понад 1260 га. Максимальна глибина -8 м, середня - 3-3,5 м.

Електростанцію споруджено у 1962-1969 рр. із збірного залізобетону за

методом потокового будівництва.

Бурштинська ТЕС виробляє електричну і теплову енергію, виконує ремонти, налагоджування та обслуговування обладнання, роботи по капітальному будівництву, реконструкції та ремонти об'єктів, будівель і споруд, одне з найбільших в Івано-Франківській області підприємств, на частку якого припадає 24 % промислового виробництва.

У машзалі довжиною 0,5 км розмістились 12 енергоблоків-близнюків. 28 квітня 1965 року дав промисловий струм 1-й турбоагрегат потужністю 200 МВт, а 30 грудня 1969 року, майже на рік раніше запланованого, став до ладу 12-й енергоблок, і Бурштинська ДРЕС вийшла на проектну потужність – 2400 МВт.

З 31 січня 1991 р. перемарковано потужність на 2 300 МВт (4x185; 8x195 МВт). Фактична потужність на 01.01.2004р. становить не більше 2 000 МВт. Втрачена потужність - 300 МВт - наслідок тривалої (33-38 років) експлуатації енергоблоків з напрацюванням кожним з них подвійного розрахункового технічного ресурсу (по 210-240 тис. год) і кількістю пусків від 600 до 1000 без достатнього рівня ремонтного обслуговування через відомі фінансово-економічні проблеми.

Вироблена електроенергія розподіляється 10-ма лініями електропередач високої напруги 220, 330, 400 кВ, які з'єднують станцію із споживачами та іншими енергосистемами.

Димові труби (перша - висотою 180 м, друга і третя - по 250 м) вперше у світовій практиці побудовано з протитисненням між залізобетонною оболонкою та цегельним газовідвідним стволом, що уможливило збільшити термін їх експлуатації та зменшити вартість.

1970-74 рр. Впроваджено заходи по забезпеченню вибухонебезпеки пилосистем котлоагрегатів. Всі пилосистеми переведено на сушіння вугілля димовими газами замість гарячого повітря, що дозволило повністю ліквідувати в них вибухи.

1975 р. Впроваджено АСУ ТП, яка забезпечила персонал оперативною інформацією щодо техніко-економічних показників з виданням контрольованих параметрів на дисплей та друкувальний пристрій. Зросла економічність і надійність роботи станції, підвищено ефективність роботи оперативного персоналу.

1975-78 рр. Виконано заміну турболентних пальників на прямоточні, що дало можливість зменшити витрати електроенергії на тягнення та вдування, знизити ремонтні витрати.

1978 р. На енергоблоці №12 введено в експлуатацію установку по відбору сухої золи з електрофільтрів продуктивністю 10 т за годину. Зараз функціонує 5 таких установок (на блоках №№ 8-12). Річне відвантажування золи споживачам може становити близько 130 тис.т. 1978-80 рр. Впроваджено високоефективну схему пилоприготування котлів високими концентраціями під розрідженням, що дозволило знизити ремонтні витрати, підвищити культуру виробництва, ліквідувати запиленість котельного цеху, знизити майже в 1,5 рази викиди шкідливих речовин в атмосферу.

1978-88 рр. На п’ятьох енергоблоках впроваджено розімкнені пилосистеми, що дало змогу підвищити навантажувальну спроможність кожного енергоблоку на 5 МВт, покращити процес горіння, зменшити пошкодження пароперегрівників.

1984 р. На електростанції проведено значний обсяг реконструктивних робіт по переведенню на спалювання природного газу всіх 12 енергоблоків, 1985-88 рр. На двох енергоблоках виконано реконструкцію котлів із заміною РПП на ТПП і установкою скляного повітронагрівника замість калорифера. Навантажувальну спроможність енергоблоків підвищено на 5 МВт, присмокти холодного повітря знижено на 16 %, ККД котла виріс на 1,2 %.

1985, 1990 рр. Вперше у світовій практиці на енергоблоках №№ 10, 9 введено в експлуатацію два асинхронізованих синхронних турбогенератори АСТГ-200, які можуть працювати в режимах вироблення та споживання реактивної енергії, що дозволило підвищити надійність роботи всіх генераторів ТЕС, зменшити втрати електроенергії в мережах. 1988 р. На всіх енергоблоках встановлено модулі-регістратори температури металу пароперегрівників, в результаті чого значно знизились пошкодження поверхонь нагріву, підвищилась надійність роботи пароперегрівників і культура обслуговування котлоагрегатів.

1990 р. Львівським відділенням ТЕП ведеться проектування нової конструкції електрофільтрів з високим (99,6%) ККД уловлювання.

1994-95 рр. Розпочато роботи по реконструкції електрофільтрів на енергоблоках №11 і №12.

1996р. Розпочато підготовку ТЕС до роботи по схемі «острова Бурштинської ТЕС» від’єднанням від ОЕС України і паралельно з Європейською об'єднаною енергосистемою ОЕС UCTE.

1998 р. Виконано реконструкцію і введено в експлуатацію цех утилізації відходів виробництва (ЦУВВ) з річною продуктивністю по випуску до 120 тис.м3 керамзиту.

2001р. Введено в експлуатацію енергоблок № 8 після капремонту з реконструкцією електрофільтрів котла і реанімацією потужності до 185 МВт в плані підготовки до роботи по схемі «острова Бурштинської ТЕС».

2002р. Введено в експлуатацію енергоблок № 12 після капремонту з заміною ЦВТ і ЦСТ турбіни, заміною електрофільтрів, газоходів і димососів котла, з реабілітацією потужності до 195 МВт в плані підготовки до роботи по схемі «острова Бурштинської ТЕС».

2002р. Закінчено роботи по підготовці електростанції до роботи по схемі «острова» з впровадженням електронних автоматичних систем регулювання потужності на енергоблоках і ТЕС в цілому. Пробна (квітень 2002р.), підконтрольна (липень 2002 р. - червень 2003 р.) робота ТЕС в режимі "острова" з позитивною оцінкою з боку Технічного Комітету UCTE.

2003р. Введено в експлуатацію енергоблок № 6 після капремонту з частковою

реконструкцією електрофільтрів, газоходів і димососів котла з реабілітацією

потужності до 195 МВт в плані забезпечення роботи по схемі «острова»|

2004р. Введено в експлуатацію енергоблок № 11 після капремонту з заміною електрофільтрів, газоходів і димососів котла з реабілітацією потужності до 195 МВт в плані забезпечення роботи по схемі «острова».

2002-2004 рр. Забезпечено постійну роботу електростанції по схемі «острова Бурштинської ТЕС» від’єднало від ОЕС України і в паралельному режимі з Європейською OEC UCTE з експортними поставками електроенергії до 500 МВт на годину.

Бурштинська ДРЕС була базовим підприємством у Львівській енергосистемі, яка обслуговувала п’ять областей України. До того ж, 30% виробленої електроенергії (майже 5 млрд. кВт.год щороку) через міжнародну енергосистему «Мир» вона постачала на експорт до Болгарії, НДР, Польщі, Угорщини, Чехословаччини, Румунії. Досягнення бурштинських енергетиків двічі, у 1967 та 1971 рр., презентувались на ВДНГ СРСР у Москві.

А влітку 1974 р. у Бурштині відбувся Міжнародний симпозіум енергетиків країн-членів Ради Економічної Взаємодопомоги.

Основним технологічним паливом є кам'яне вугілля Львівсько-Волинського вугільного басейну, окрім якого використовується донецьке та сілезьке вугілля, допоміжним (як підсвітка) є природний газ та мазут. Якість вугілля, що надходить, значно нижча від проектних норм. Це негативно впливає на роботу котлів, оскільки вони не пристосовані для спалювання непроектного твердого палива (низької якості з високою зольністю), що призводить до додаткового спалювання мазуту та газу.

Починаючи з 2001 року Бурштинська ТЕС працює з приростом виробництва електроенергії. Найбільш динамічно обсяги її виробництва зростають з 2002 року, що пов'язано з використанням експортних можливостей електростанції.

Реалізація програми інтеграції південно-західної частини ОЕС України, так званого "острова Бурштинської електростанції", в об'єднання енергосистем країн Європи UCTE є одним з найбільш значних досягнень у діяльності НЕК “Укренерго”, спрямованій на інтеграцію України до Європейської спільноти. Розробка програми розпочалася в 1995 році спільно з європейськими енергосистемами та енергогенеруючою компанією ВАТ "Західенерго" і завершилась включенням "острова" на паралельну роботу з енергооб'єднанням UCTE 1 липня 2002 року.

"Острів" утворює Бурштинська електростанція ВАТ “Західенерго” (Івано-Франківська обл.) разом з прилеглою до неї електромережею та власними споживачами електроенергії в межах Закарпатської і частково Івано-Франківської та Львівської областей і охоплює територію площею 27 тис. км2 з населенням близько 3 млн. чоловік.

Покриття навантаження споживачів "острова" здійснюється, крім Бурштинської ТЕС, Калуською теплоелектроцентраллю (Івано-Франківська обл.) і Теребля-Ріцькою гідроелектростанцією (Закарпатська обл.), загальна наявна генерація яких оцінюється в 1950 МВт.

В "острові" сформовані електричні зв'язки з країнами UCTE, а також з Румунією на напрузі 220, 400 і 750 кВ, а саме:

- з угорською енергосистемою: одна ЛЕП 750 кВ, одна ЛЕП 400 кВ, дві ЛЕП 220 кВ;

- зі словацькою енергосистемою: одна ЛЕП 400 кВ;

- з румунською енергосистемою: одна ЛЕП 400 кВ.

У складі мережі "острова" задіяні сім ПС напругою 220 і 400 кВ сумарною трансформаторною потужністю 1800 МВА та автотрансформатор 750/330 кВ потужністю 1000 МВА на ПС 750 кВ Західноукраїнська. Протяжність ЛЕП "острова" складає: 750 кВ - 209 км, 400 кВ - 340 км, 330 кВ - 42 км, 220 кВ - 600 км.

Досягнення. В ході реалізації програми проведено модернізацію об'єктів "острова" для доведення їх до стандартів, прийнятих в UCTE і забезпечення режиму паралельної роботи, зокрема:

- для забезпечення надійності паралельного режиму роботи "острова" та належної якості електроенергії змонтовано і введено в роботу систему регулювання частоти і потужності на базі комп'ютеризованого центрального регулятора;

- проведено суттєву модернізацію телекомунікаційної мережі з впровадженням сучасних систем збору і передачі телеінформації та волоконно-оптичних ліній зв'язку, що забезпечило можливість її функціонування на базі сучасних цифрових технологій, дозволило значно збільшити обсяги, швидкість і географію передачі телеінформації, а також інтегрувати частину телекомунікаційної мережі Західної ЕС в телекомунікаційну мережу країн енергооб'єднання UCTE;

- на енергооб'єктах "острова" впроваджено сучасну надійну апаратуру релейного захисту виробництва фірми "Siemens";

- на ПС 750 кВ “Західноукраїнська” встановлено три фази шунтуючих реакторів 750 кВ виробництва фірми АВВ для забезпечення належного рівня напруги в мережі "острова".

Реалізація цієї програми створила передумови для збереження позицій України на Європейському ринку електроенергії та нарощування експорту електроенергії, наблизила оснащеність електромережі засобами регулювання параметрів і автоматизації процесів до сучасного світового рівня, забезпечила належну якість електроенергії, а також підвищила надійність електропостачання споживачів регіональної енергосистеми, мінімізувала наслідки аварій за рахунок можливості взаємодопомоги в аварійних ситуаціях.

Підготовка до паралельної роботи “острова” з UCTE і п’ятирічний досвід роботи в цьому режимі підтверджує належний стан стан обладнання і рівень оперативно-диспетчерського управління українською енергосистемою та високий професійний рівень українських енергетиків.

1.2 Схема електричних з’єднань

На Бурштинській ТЕС розміщено 12 енергоблоків, кожен з яких складається з генератора і трансформатора. З 1 по 7 блоки приєднані до ВРП 220 кВ, з 8 по 12 – до ВРП 330 кВ. Крім цього, на станції є ВРП 400 кВ, яке приєднується до ВРП 220 і 330 кВ за допомогою автотрансформаторів. Шини ВРП 400 з’єднані з ВРП 220 кВ через автотрансформатори 2АТ і 3АТ, ВРП 220 і ВРП 330 – через 1АТ-А і 1АТ-Б, ВРП 330 і ВРП 400 – через 6АТ. Автотрансформатор 5АТ приєднаний до ВРП 220 кВ і призначений для живлення місцевих районів. На всіх ВРП встановлені трансформатори струму і напруги, а також ВДТ, які живляться від шин НН автотрансформаторів.

Рис. 1. Схема електричних з'єднань

1.3 Склад обладнання

До основного обладнання на станції входять блочні генератори і трансформатори, автотрансформатори, трансформатори струму та напруги, вольтодобавачні трансформатори, трансформатори власних потреб, роз’єднувачі, вимикачі, обмежувачі перенапруги.

Таблиця 1. Блочні турбогенератори з водневим охолодженням ТГВ – 200; ТГВ-200М

Таблиця 2. Трифазні блочні трансформатори з примусовою циркуляцією повітря і масла з ненаправленим потоком масла ТДЦ-250000/220/15,75; ТДЦ-250000/330/15,75

Таблиця 3. Автотрансформатори 1АТ-А, 1АТ-Б – АТДЦТН-240000/330/220/35; 2АТ, 3АТ – 2х3хАОДЦТН-133000/400/220/35; 5АТ – АТДЦТН – 125000/220/110/35; 6АТ – 3хАОДЦТН-210000/400/330/35

Таблиця 4. Вольтодобавочний трансформатор ВРТДНУ-405000/35/35

Таблиця 5. Трансформатори власних потреб ТРДН-25000/35/6,3-6,3;ТРДН-32000/35/6,3-6,3

Таблиця 6. Трансформатор струму ТФЗМ-220

Таблиця 7. Трансформатор напруги НКФ-220

Таблиця 8. Роз’єднувач РДЗ-1-220/3200

Таблиця 9. Повітряні вимикачі ВВН-220-15

Таблиця 10. Обмежувач перенапруги ОПН-220

1.4 Схема видачі потужності

Від розподільчих пристроїв БуТЕС відходять 9 ЛЕП напругою 110-400 кВ. Лінія 110 кВ приєднана до Бурштинської підстанції і забезпечує енергією навколишні райони. Лініями 220 кВ БуТЕС зв’язана з Калуською і Стрийською підстанціями по дві лінії на кожну. За допомогою ліній 330 кВ станція здійснює транзит потужності до двох великих обласних центри Тернополя та Івано-Франківська. Лінією 400 кВ, яка з’єднує станцію з підстанцією «Мукачеве», здійснюється експорт електроенергії закордон.

Умовні позначення

Рис 2. Схема видачі потужності БуТЕС

2. Реконструкція ВРП 220 кВ

2.1 Задача реконструкції

Головною причиною реконструкції відкритих розподільчих пристроїв на Бурштинській ТЕС є застарілість обладнання і невідповідність його новим євростандартам, так як воно було закладене у 60-хх роках минулого століття. Це, в свою чергу, є причиною частих поломок і відказів обладнання. Більшість обладнання, яке зараз встановлене, не випускається, і запасних деталей для ремонту дістати практично неможливо.

На рівні з новими технологіями, що почали застосовувати на електростанціях, почали застосовувати нове технологічне обладнання розподільчих пристроїв, а саме елегазове обладнання. Елегаз, в порівнянні з повітрям має вдвічі більшу діелектричні міцність і кращі дугогасильні властивості при атмосферному тиску. Також, відключення елегазових вимикачів відбувається практично безшумно.

Крім цього, елегазові вимикачі мають ще кілька переваг у порівнянні з повітряними, а саме: зникає необхідність у компресорному господарстві, що знижує втрати потужності на власні потреби; менші габарити дозволяють зменшити затрати на грозозахист і зменшити площу самого розподільчого пристрою; також елегезаві вимикачі є безпечнішими і довговічнішими в експлуатації.

Крім елегазових вимикачів, на розподільчих пристроях встановлюють нові тими трансформаторів струму і напруги, які заповнюються сумішшю з кварцового піску і масла, що збільшує діелектричну міцність. Також використовують новий тип роз’єднувачів, які надійніше працюють у важких погодних умовах.

Все це обладнання різко знижує витрати на експлуатацію і ремонти, підвищує рівень надійності передачі потужності.

2.2 Заміна обладнання

2.2.1 Струми КЗ

Рис. 3. План ВРП-220 кВ

Таблиця 11. Струми КЗ

2.2.2 Вибір та перевірка обладнання

Усі елементи розподільчого пристрою електричної станції повинні надійно працювати в умовах тривалих нормальних режимів, володіти термічною і динамічною стійкістю при коротких замиканнях. Тому перевірка відповідностей їх параметрів при роботі в різних режимах є дуже важливою.

Також необхідно враховувати фактори навколишнього середовища (вологість, температура, висота над рівнем моря та ін.), так як може виникнути необхідність встановлення обладнання з підвищеною надійністю.

Вимикачі та роз'єднувачі

Вибір вимикачів та роз'єднувачів виконується за параметрами наведеними в табл. 12 і 13.

Таблиця 12

Таблиця 13

Вибір вимикача

Таблиця 14. Паспортні дані елегазового вимикач HPL- 245В1

Перевірка:

Номінальна напруга:

Номінальний струм:

Посилений струм:

По вимикаючій здатності:

На електродинамічну стійкість:

                                              На термічну стійкість:

Вибраний вимикач відповідає усім вимогам.

Таблиця 15. Паспортні дані роз’єднувача SGF 245

Перевірка:

Номінальна напруга:

Номінальний струм:

Посилений струм:

На електродинамічну стійкість:

На термічну стійкість:

Вибраний роз’єднувач відповідає усім вимогам.

Вимірювальні трансформатори напруги і струму

Вимірювальні трансформатори напруги і струму використовуються в ланцюгах змінного струму електроустановок високої напруги, коли пряме вмикання в первинні ланцюги контрольно-вимірювальних приладів, реле і приладів автоматики технічно неможливо та не відповідає техніці безпеки.

Вибір та перевірка трансформаторів напруги і струму виконується за параметрами наведеними в табл. 16 і 17.

Таблиця 16

Таблиця 17

Паспортні дані вибраних трансформаторів струму і напруги наведено в табл. 18 і 19.

Таблиця 18. Паспорті дані трансформатор струму IMB 245

Номінальний імпульс квадратичного струму:

Вибраний трансформатор струму відповідає усім вимогам.

Таблиця 19. Паспорті дані трансформатора напруги CPA 245

Вибраний трансформатор напруги відповідає усім вимогам.

2.2.3 Характеристики вибраного обладнання

Вимикач

Вимикачі HPL можуть працювати з одно- і триполюсним управлінням. Вимикачі з однією дугогогасильною камерою на полюс можуть працювати в обох режимах управління. Вимикачі з декількома дугогогасильними пристроями допускають управління лише на один полюс.

Три полюси вимикача вмонтовуються на окремих полюсних опорах. При трьох-полюсному режимі управління полюса вимикача і привід сполучені між собою тягою. Кожен полюс вимикача обладнаний своєю окремою відключаючою пружиною.

Кожен полюс вимикача є герметичною заповненою елегазом (SF6) колонкою, яка має дугогасильний пристрій, порожнистий опорний ізолятор і корпус механізму.

Експлуатаційна надійність і термін служби елегазового (Sf6) вимикача багато в чому залежать від здатності забезпечити герметизацію об'єму з елегазом Sf6 і нейтралізувати дію вологості і продуктів розкладання газу.

•Ризик витоку газу незначний завдяки вживанню подвійних кільцевих і хрестоподібних ущільнень з каучуку нітрилу.

•У кожній дугогасительной камері поміщається фільтр (десикант) абсорбції, який поглинає вологу і продукти розкладання.

•Оскільки відключаюча здатність залежить від щільності елегазу Sf6, полюс вимикача HPL обладнаний монітором щільності.

Монітором щільності є реле тиску з температурною компенсацією. Тому попереджувальний сигнал і функція блокування включаються лише у тому випадку, коли тиск елегазу знижується із-за його витоку.

Рис 4. Автоматичний вимикач HPL-В2. 1-дугогасильна камера. 2- опорний ізолятор. 3-опорна конструкція. 4-шафа управління з приводом BLG. 5-відключаюча пружина з корпусом. 6-монітор щільності газу (з протилежного боку). 7-покажчик положення вимикача

Конструктивні особливості авто компресійного (Auto-puffertm) дугогасильного пристрою

Дугогасильні пристрої автокомпресорного типу (Auto-puffer™) (рис.5)демонструють свої розрахункові переваги при відключенні великих струмів (наприклад, номінального струму КЗ). На початку процесу відключення, авто компресорний дугогасильний пристрій починає працювати так само, як і компресійний. Відмінність же в принципі їх дії при відключенні великих і малих струмів виявляється лише після появи дуги.

Рис 5. 1. Верхній струмопровід 2. Нерухомий дугогасильний контакт 3. Рухливий дугогасильний контакт 4. Автокомпресорний об'єм 5. Компресорний об'єм 6. Клапан наповнення 7. Нерухомий поршень 8. Сопло 9. Головний нерухомий контакт 10. Головний рухливий контакт 11. Клапан автокомпресії  12. Компресорний циліндр 13. Клапан скидання надлишкового тиску 14. Нижній струмопровід

Коли дугогасильні контакти відокремлюються, між рухомим і нерухомим дугогасильними контактами утворюється дуга. Під час горіння дуги, вона в деякій мірі блокує потік елегазу (SF6) через сопло. Дуга, що горить, характеризується дуже високою температурою і потужним випромінюванням тепла і починає нагрівати елегаз (SF6) в обмеженому газовому об'ємі. Таким чином, тиск усередині як автокомпресорного, так і компресорного об'єму зростає як із-за підвищення температури від дуги, так і внаслідок стискування газу в загальному просторі між компресійним циліндром і нерухомим поршнем.

Тиск газу в автокомпресорному об'ємі продовжує підвищуватися до тих пір, поки не стане достатньо високим для того, щоб закрити автокомпресорний клапан. Весь елегаз (SF6), необхідний для гасіння дуги, тепер обмежений в замкнутому автокомпресорному об'ємі, і його тиск в цьому об'ємі може додатково підвищуватися лише із-за нагріву дугою. Приблизно у той же самий час, тиск газу в нижньому компресійному об'ємі досягає рівня, достатнього для відкриття клапана скидання надлишкового тиску. Оскільки елегаз (SF6) з компресійного об'єму виходить через клапан скидання надлишкового тиску, це знижує потребу в додатковій робочій енергії приводу, необхідній, щоб витримати стискування елегазу при одночасному збереженні швидкості розбіжності контактів, що необхідно для витримки напруги, що відновлюється на контактах.

Коли струм проходить через нульове значення, дуга стає порівняно слабкою. У цей момент потік стислого елегазу (SF6) виходить з автокомпресорного об'єму через сопло і гасить дугу.

При операції включення відкривається клапан наповнення і елегаз поступає як в компресорний, так і автокомпресорний об'єми.

При відключенні слабких струмів автокомпресорні дугогасильні пристрої працюють, по суті, аналогічно компресійним пристроям. Тобто створюваний елегазом тиск недостатній для закриття автокомпресорного клапана. В результаті фіксований автокомпресорний об'єм і компресорний об'єм формують один загальний об'єм стискування. В цьому випадку тиск елегазу (SF6), необхідний для переривання дуги, досягається звичайним механічним способом від енергії приводу, як в звичайному компресійному пристрої дугогасіння.

Проте, на відміну від компресорного пристрою, автокомпресорний пристрій потребує меншої енергії приводу для механічного створення тиску елегазу при відключенні струмів, менших номінального значення струму КЗ (тобто порядку 20%–30%).

У розімкненому положенні, між нерухомим і рухливим контактами існує достатній ізоляційний проміжок, здатний забезпечити номінальні рівні діелектричної міцності.

При операції включення відкривається клапан наповнення і елегаз (SF6) поступає в автокомпресорний і компресорний об'єми. Оскільки для відключення слабких струмів досить середнього рівня тиску елегазу (SF6), що створюється механічним способом, а для переривання великих струмів відключення використовується теплова енергія дуги, що створює додатковий тиск елегазу в обмеженому об'ємі, для роботи автокомпресорного дугогасильного пристрою потрібна менша (приблизно на 50%) робоча енергія приводу, чим для роботи компресорного пристрою гасіння дуги.

Здатність до комутації струмів

Всі вимикачі типа HPL здатні відключати струми КЗ в течію максимум 40 мс. Завдяки оптимізації конструкції контактів і швидкості їх руху ми можемо також гарантувати відключення ємкісних струмів з дуже низькою вірогідністю повторних пробоїв.

При відключенні індуктивних струмів величину перенапружень невелика завдяки оптимальному гасінню дуги під час переходу струму через нульове значення.

Діелектрична міцність

Вимикач HPL володіє високою діелектричною міцністю навіть при атмосферному тиску елегазу ЗР6 унаслідок оптимізації розміру міжконтактного проміжку.

Стабільність часу спрацьовування

Для керованої комутації особливо поважно, щоб час операцій включення і виключення був постійним. Ми можемо гарантувати точність витримки часу ±1 мс для всіх вимикачів HPL.

Корозійна стійкість

Вибір алюмінію і його сплавів для виготовлення компонентів (корпуси приводів, високовольтні апаратні виводи, шафи) забезпечують високу міру корозійної стійкості без необхідності додаткового захисту. Для експлуатації в екстремальних зовнішніх умовах вимикачі серії HPL можуть поставлятися із захисними лакофарбними покриттями. Опорна конструкція і захисні труби для тяги механізмів управління виконані із сталі гарячого цинкування.

Стійкість до дії кліматичних чинників

Виключателі HPL призначені і застосовуються для роботи в різних кліматичних умовах, від полярних до пустинних.

Сейсмостійкість

Всі вимикачі типа HPL мають механічну міцну конструкцію завдяки оптимізації конструкції полюсів і опор, розрахованих на стійкість до сейсмічних прискорень до 3 м/с 2, (0,3д) без додаткових запобіжних засобів. Завдяки посиленню конструкції опор і ізоляторів або вживанню амортизаторів сил землетрусу, або поєднанню перерахованих заходів, вимикачі можуть витримувати сейсмічні прискорення набагато вище 5 м/с2 (0,5 д).

Мінімальний об'єм вимог до технічного обслуговування

Експлуатаційна надійність і термін служби елегазового (SF6) вимикача багато в чому залежать від забезпечення надійної герметизації об'єму з елегазом Sf6 і нейтралізаціями дії вологості і продуктів розкладання газу усередині камери. Тому вимикач HPL розрахований на термін експлуатації більше 30 років або 10 000 механічних операцій (без навантаження). При комутації струмів, число операцій до терміну проведення обслуговування вимикача визначається залежно від струму, що відключається.

Рис. 6 Габарити — НРL-245В1

Роз'єднувач SGF 245

Високовольтні роз’єднувачі застосовуються для електричного роз'єднання високовольтних мереж. У відключеному положенні вони утворюють видимий ізоляційний проміжок. Високовольтні роз’єднувачі здійснюють перемикання без навантаження. Окрім цього основного призначення роз’єднувач використовують також для інших цілей, оскільки їхня конструкція дозволяє, а саме: 1) для увімкнення і вимкнення ненавантажених силових трансформаторів і ліній обмеженої потужності і довжини при строго установлених умовах; 2) для переключень (в нормальних умовах) приєднань РП з однієї системи збірних шин на іншу без переривання струму; 3) для заземлення вимкнених та ізольованих ділянок системи за допомогою допоміжних ножів, передбачених для цієї цілі.

Рис. 7. Роз'єднувач SGF 245

Двохколонкові поворотні роз’єднувачі типа SGF (далі — роз’єднувачі), що описуються, є однополюсними роз’єднувачами зовнішньої установки. Два або три полюси можуть бути механічно зв'язані разом, тим самим формуючи групу.

Принцип дії

Роз’єднувач і заземлювач управляються окремо. Виконання управляючого механізму роз’єднувача і заземлювача є таким, що у мертва позиція проходить швидко перед тим, як досягається кінцева позиція. Отже, автоматичне відкриття або закриття роз’єднувача, наприклад, із-за зовнішніх впливів (коротке замикання, шторм, землетрус) неможливе.

Енергія передається від операційного механізму роз’єднувача до ротаційної основи. Розкіс сполучає обидва ротаційні п'єдестали кожного полюса, що гарантує одночасну дію. Протягом операції обидві половини контактів повертаються на кут 90о і розміщуються паралельно один до одного і такими ж кутами до несучої рами відкритого роз’єднувча.

Привідний механізм

Всі роз'єднувачі можуть бути може бути забезпечені ручним приводним механізмом чи механізмом з електроприводом. Кожен триполюсний роз’єднувач має лишу один привідний механізм.

Привідний механізм закріплений поперечно до основи. Якщо роз'єднувачі закріплені дуже високо, привідний механізм установлюється в межах досяжності, використовуючи додаткові поворотний шарнір і перемикальну ручку.

Автоматичне перемикання

Автоматичне перемикання приєднується безпосередньо до приводного механізму. Механічний контроль автоматичного перемикання приводного механізму виконаний таким чином, що управляючий сигнал подається після того, як привідний механізм досягнув кінцевого положення і відбулося блокування заземляючого ножа роз’єднувача.

Блокування

Роз'єднувач і заземляючий ніж можуть блокуватися один одним, протягом ручної дії лише можливо діяти з заземляючим ножем роз’єднувача у відкритій позиції і роз’єднувача з заземляючим ножем у відкритій позиції.

Для роз’єднувачів з електроприводом і заземляючих ножів з ручним управлінням, механічний замок може також бути забезпечений заземляючого ножа, зважаючи, що операційний механізм роз’єднувача блокується електрично. Якщо використовуються механізми з приводом, то може бути забезпечено електричне блокування обох операційних механізмів. Блокувальний магніт може бути встановлений як додатковий взаємозв'язаний засіб в разі ручного управління, який в роз'єднаному стані, унеможливлює дію операційного механізму. Також можуть використовуватися інші види замків

Рис. 8. Основні розміри роз’єднувача

Таблиця 20. Основні розміри роз’єднувача

Трансформатори струму

Рис. 9 Трансформатор струму типу IMB

1.  Газова подушка

2.  Кришка отвору для заливки масла (не показано)

3.  Кварцовий пісок

4.  Струмопровід з паперовою ізоляцією

5.  Сердечники/вторинні обмотки

6.  Коробка вторинних виводів

7.  Ємнісний вивід

8.  Розширювальна система

9.  Показник рівня масла

10.  Вивід первинної обмотки

11.  Заземляючий вивід

Первинна обмотка

Первинна обмотка складається з одного або декількох паралельних алюмінієвих або мідних провідників U-подібної форми, виконаних за типом введення з ємкісними обкладаннями. Технологія намотування ізоляції автоматизована, що покращує якість, спрощує процес і його керованість.

Провідники ізольовані спеціальним папером, що має високу діелектричну і механічну міцність, низькі діелектричні втрати, підвищену стійкість до старіння.

Подібна конструкція також добре підходить і для первинних обмоток з великою кількістю ампера-витків. Це використовуються при низьких первинних струмах, наприклад для захисту від несиметрії в конденсаторних батареях.

Сердечники и вторинні обмотки

У трансформаторах струму типа IMB можна легко реалізувати будь-яку конфігурацію сердечників вторинних обмоток.

Сердечники для вимірів виготовляються із сплаву нікелю, що володіє малими втратами (тобто високим класом точності) і низьким рівнем насичення.

Сердечники для захисту виконані з високоякісної сталевої стрічки з орієнтованою структурою. За замовленням в трансформаторі можуть бути застосовані сердечники, що мають немагнітний зазор. Вторинна обмотка складається з мідного дроту з двошаровою емалевою ізоляцією, тому витоки струму між обмотками і між додатковими відпаюваннями обмоток незначні.

Просочення

Обмотки проходять сушку під вакуумом. Після збірки трансформатора весь вільний внутрішній простір (приблизно 60%) заповнюється чистим сухим кварцовим піском. Підготовлений таким чином трансформатор вакуумувався і заповнюється дегазованим мінеральним маслом, яке перемішується з піском, проникає в ізоляцію і просочує її. Після цього трансформатор герметизується і у такому вигляді.

Бак та ізолятор

Основою трансформатора є алюмінієвий бак, в якому розташовані сердечники з вторинними обмотками. Ізолятор, що вмонтовується на кришці бака, є високоміцною фарфоровою покришкою з коричневою глазур'ю. На вимогу замовника покришка може бути виконана зі світло-сірого фарфору або органічної для кремнію гуми. Система ущільнень трансформатора складається з кільцевих прокладок ущільнювачів.

Розширювальна система

Трансформатори IMB забезпечені розширювальною системою, змонтованою вище за верхній торець фарфорової покришки. Герметична розширювальна система як робочий елемент в якій застосований азот, дозволяє компенсувати зміну об'єму масла у всьому діапазоні робочих температур.

Застосування азотної подушки дозволило підвищити експлуатаційну надійність трансформатора і звести до мінімуму його обслуговування. Вживання такої системи в IMB стало можливим завдяки скороченню об'єму масла за рахунок заповнення вільних об'ємів кварцовим піском, при цьому відносно великої об'єм газу дозволяє компенсувати зміну тиску.

Система сильфонів, застосована в трансформаторах на великі струми, складається з декількох сильфонів з неіржавіючої сталі, поміщених в масло і таких, що не входять в контакт з атмосферою. Термічна зміна об'єму масла і надлишковий внутрішній тиск компенсується зміною об'єму сильфонів. За замовленням розширювальними системами на основі сильфонів можуть бути укомплектовані трансформатори і на малі первинні струми.

Ємнісний вивід

Ємкісні обкладки в ізоляції первинного струмопроводу можуть використовуватися як ємкісний дільник напруги. Для цього з передостаннього шару ємкісних обкладань через прохідний ізолятор в стінці бака виводиться відпаювання. Перевагою ємкісного виводу є те, що він дозволяє перевіряти стан ізоляції через вимір кута діелектричних втрат під високою напругою. Вивід також може використовуватися для вказівки наявності напруги, синхронізації і тому подібне, проте його вихідна потужність обмежена низькою ємкістю шарів.

Підключене навантаження має бути менше 10 кОм, при цьому якщо вивід не використовується, він має бути заземлений.

Клімат

Трансформатори призначені для роботи у всіх кліматичних зонах світу — від полярної до пустель.

Термін служби

Герметичність трансформатора IMB, а також низька і рівнорозподілена напруженість електричного поля в ізоляції первинної обмотки гарантують надійність роботи трансформатора в течію понад 30 років.

Заповнення кварцовим піском

Вживання кварцового піску дозволило понизити об'єм масла, а також забезпечити підвищену механічну стійкість сердечників і первинної обмотки при перевезенні і дії струмів КЗ.

Гнучкість конструкції

Трансформатори струму IMB випускаються на первинні струми до 4000 А. За рахунок збільшення об'єму бака трансформатори можуть бути укомплектовані великим числом сердечників вторинних обмоток або сердечниками з великим поперечним перетином.

Стійкість до корозії

Застосування алюмінієвих сплавів гарантує високу стійкість трансформатора до корозії без яких-небудь додаткових заходів захисту. Анодування компонентів IMB 36-170 кВ виконується під замовлення. У районах з украй важкими умовами експлуатації металеві деталі IMB можуть бути покриті спеціальною фарбою.

Сейсмостійкість

Конструкція трансформаторів IMB має високу механічну міцність, що забезпечує їх надійну роботу при землетрусах без вживання демпферів.

Таблиця 21. Габаритні розміри трансформатора тока IMB 245

Рис. 10 Габаритні розміри трансформатора тока IMB 245

Трансформатори напруги

Ємнісний дільник напруги СPА

1. Розширювальна система

2. Ємнісні елементи

3. Ввід проміжної напруги

8. Плоский лінійний вивід, 4 отвори 10. Виведення низької напруги (для підключення апаратури ВЧ зв'язки) Електромагнітний блок ЕОА або ЕОВ 4. Покажчик рівня масла

5. Компенсуючий реактор

6. Антиферорезонансний ланцюг

7. Первинна і вторинна обмотки

9. Газова подушка

11. Коробка виводів

12. Сердечник

Рис 11. Трансформатор напруги CPA245

Ємкісні вимірювальні трансформатори напруги (ЕТН) і конденсатори зв'язку призначені для установки між фазою і землею в мережах з ізольованою або заземленою нейтраллю.

Конструкція і відмінності СРА і СРВ

Ємкісний трансформатор напруги з електромагнітним блоком типа ЕОА називається СРА, а з електромагнітним блоком типа ЕОВ — СРВ. Конструкції блоків ЕОА і ЕОВ в цілому ідентичні, проте ЕОВ має більший бак. Це дозволяє збільшити габаритні розміри сердечника, і, отже, підвищити потужність обмоток і їх клас точності.

Стандартний ємкісною дільник, що має позначення СЗА (висока ємкість) або СЗВ (надвисока ємкість), вмонтовується на електромагнітному блоці, і разом з ним утворює ємкісною трансформатор напруги. Конденсатор зв'язку (використовуваний без електромагнітного блоку ємкісної дільник) має позначення ССА (висока ємкість) або ССВ (надвисока ємкість).

Ємкісний дільник напруги

Ємкісний дільник напруги складається з одного або двох модулів, встановлених один на іншій. Кожен модуль містить велика кількість послідовно сполучених ємкісних елементів з масляною ізоляцією. Модулі заповнені синтетичним маслом, що знаходиться під невеликим надлишковим тиском, який створює розширювальна система. У конструкції використовуються кільцеві прокладки ущільнювачів.

Конструкція ємкісних елементів відповідає вимогам комерційного обліку електроенергії і вони складаються з алюмінієвої фольги, електротехнічного паперу і поліпропіленової плівки, просочених синтетичним маслом, що має кращі діелектричні властивості, чим звичайне мінеральне масло, і вживаним для комбінованого діелектрика. Завдяки комбінуванню паперу і поліпропіленової плівки цей діелектрик практично повністю нечутливий до температурних змін.

Електромагнітний блок

Ємкісною дільник напруги і електромагнітний блок сполучені за допомогою внутрішніх введень, що забезпечує високу точність вимірів.

Електромагнітний блок розміщується в герметичному алюмінієвому баку, заповненому мінеральним маслом. Він складається з мідного дроту з двошаровою емалевою ізоляцією, а також сердечника, зібраного з листів високоякісної трансформаторної сталі.

Первинна обмотка складається з основної і декількох зрівняльних обмоток, використовуваних для налаштування коефіцієнта трансформації. Номінальна проміжна напруга складає приблизно 22/л/З кВ.

ЕОА і ЕОВ забезпечені вбудованим компенсуючим реактором, який сполучений послідовно з дільником напруги і первинною обмоткою. Цей реактор компенсує кут зрушення фази, викликаний ємкісним дільником напруги. Налаштування ємкісного і індуктивного опорів кожного трансформатора здійснюється індивідуально перед перевіркою його класу точності.

Клімат

Трансформатори призначені для роботи у всіх кліматичних зонах світу — від полярної до пустель.

Ферорезонанс

Низька індукція у поєднанні з ефективним демпфуючим ланцюгом забезпечує безпечне і надійне загасання ферорезонансу при всіх частотах і напрузі до номінального коефіцієнта напруги.

Термін служби

Низька напруженість на ємкісних елементах забезпечує надійність роботи і термін служби трансформатора, що перевищує 30 років.

Властивості в перехідних процесах

Висока проміжна напруга і велика ємкість забезпечують більш кращі параметри загасання перехідних процесів в трансформаторі, чим це міжнародними стандартами, що передбачено діють.

Регулювання

Зрівняльні обмотки для налаштування коефіцієнта трансформації виведені в коробку вторинних виводів і можуть використовуватися для корекції класу точності.

Високочастотний зв'язок

Компенсуючий реактор, підключений на стороні високої напруги первинної обмотки трансформатора СРА або СРВ, дозволяє підключати до ємкісного дільника апаратуру високочастотного зв'язку (при частотах більше 400 кГц).

Паразитна ємкість

Вживання компенсуючого реактора на стороні високої напруги основної первинної обмотки забезпечує зниження паразитної ємкості до 200 пФ і менш, що регламентоване стандартами МЕК.

Таблиця 22. Габаритні розміри CPA 245

Рис 12. Габаритні розміри CPA 245

ОПН

Обмежувачі перенапружень (ОПН) виробництва АББ служать для первинного захисту від грозових і комутаційних перенапружень. Для обмеження перенапружень вони зазвичай встановлюються устаткуванню, що паралельно захищається. Активні елементи (оксидні для цинку варістори) обмежувачів перенапруження АББ виготовляються з керамічного матеріалу з високою нелінійною характеристикою, який в основному складається з оксиду цинку, змішаного з оксидами інших металів.

Процедура вибору

Процедура вибору складається з двох основних етапів:

- вибір електричних характеристик ОПН відповідно до параметрів мережі;

- вибір механічних характеристик ОПН і його кліматичного виконання.

Рис 13. Процедура вибору ОПН. Um - Клас напруга мережі. Uc - Найбільша робоча напруга. Ur - Номінальна напруга ОПН. TOV - тимчасові перенапруження. T - Коефіцієнт тимчасових перенапружень. до - Коефіцієнт замикання на землю. Ups - Захисний рівень при комутаційних перенапруженнях. Upl - Захисний рівень при грозових перенапруженнях. Uws - Рівень ізоляції при комутаційних перенапруженнях. Uwl - Рівень ізоляції при грозових перенапруженнях

Таблиця 23. Основні дані

Вибір ОПН:

1)   Необхідно вибрати наступне більше стандартне значення .

2)  Для 245 кВ буде ОПН класу лінії 4, тобто PEXLIM P. Цей ОПН має значення  2,5 т. е. при 20 кА. При  запас надійності захисту складе (550/450-1)х100 = 22 %.

3)  Цей запас нормальний, оскільки, залежно від ефекту відстані і можливого старіння ізоляції, запас знижується до 10-15 %, враховуючи ефект відстані і вибрану крутість і амплітуду імпульсу. Тому дуже поважно, щоб ОПН був встановлений як можна ближче до об'єкту, що захищається.

4)  При необхідному шляху витоку 6000 мм, т. е. 24,5 мм/кВ, потрібно вибрати покришку XV245 (XV245 для PEXLIM P).

5)  У такому разі позначення типа вибраного ОПН буде наступним:

PEXLIM P 180-XV245.

Таблиця 24. Паспортні дані ОПН PEXLIM P 180-XV245

Рис 14. Габаритні розміри покришки

Розділ 3 Розрахунок заземлення і блискавкозахисту

Захисному заземленню підлягають металеві не струмопровідні частини електричного обладнання, які внаслідок несправності ізоляції можуть бути під напругою і до яких можливий дотик людини

Виконаємо розрахунок заземляючого пристрою ВРП 220 кВ площею 270´85 м

Рис. 15. Спрощена схема заземляючого пристрою

Визначимо питомий опір ґрунту:

- пісок;

- чорнозем.

Визначимо глибину верхнього шару грунту: .

Визначимо глибину залягання заземлення: .

Визначимо висоту вертикальних заземлень: .

Відстань між вертикальними заземлювачами:.

Приймаємо допустиму напругу дотику по тривалості протікання струму через тіло: .

Визначимо за планом ВРП довжину горизонтальних заземлень::

Діючий план перетворюваний в розрахункову квадратну модель із стороною:

,

.

Визначимо число вертикальних заземлень по периметру контура:

.

Число вертикальних заземлень:

,

.

Приймаємо =101.

Загальні довжини вершин заземлювачів:

,

.

Відносні глибина:

.

Загальний опір складного заземлення:

,

де,

так як

;

 - еквівалентний опір землі, Ом∙м:

Визначаємо

так як

відповідно

.

.

Визначимо коефіцієнт напруги дотику:

,

де М - параметр, залежний від :

М=0,82 ,

 - коефіцієнт, визначуваний по опору тіла людини і опору протікання струму від степені:

,

де  - опір тіла людини, Ом:

, [1, 598]

 - опір протікання струму від ступів, Ом:

,

.

.

Визначимо напругу на заземленні:

Повинна виконуватися умова:

Умова виконується.

Визначимо опір заземляючого пристрою:

Повинна виконуватися умова:

Умова виконується.

Визначимо напругу дотику:

,

Повинна виконуватися умова:

,

.

Умова виконується.

Захист від прямих ударів блискавки здійснюється за допомогою стержневих громозводів. На підстанції шириною  і довжиною  доцільно встановлювати 28 громозводів висотою 25 м, максимальна висота об’єкта, що захищається,

Знаходимо зону захисту одного громозводу:

де  − перевищення громозводу над рівнем .

Зона захисту двох громозводів має вигляд рис.16.

Рис. 16. Зона захисту двох стержневих громозводів

Знайдемо зони захисту для кожного з двох попарно розташованих громозводів по периметру. Результати розрахунку приведені в табл. 25 і рис 17.

Таблиця 25

Рис.17. Грозозахист по периметру ВРП 220 кВ

Висновок

Після проведення реконструкції на ВРП 220 кВ на Бурштинській ТЕС збільшилася надійність роботи станції. Нове обладнання володіє більш високою надійністю і терміном служби. Крім цього, вимикачі і роз'єднувачі розраховані на достатньо велике число механічних операцій, що зменшує ймовірність їх поломки і спрощує процедуру контролю за технічним станом. Також, при використанні елегазових вимикачів замість повітряних зникає потреба в компресорній станції і зменшує споживання станцією електроенергії на власні потреби.

Література

1.  Электрооборудование станций и подстанций./ Л.Д.Рожков,

2.  В.С.Козулин. – К.: Энергия, 1975, –701 с.

3.  Правила устройств электроустановок – М.:Энергоатомиздат, 1987. –568 с.

4.  Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учеб. пособие для вузов./ Неклепаев Б. П., Крючков И. П..— 4-е изд, перераб. и доп. — М.: Энергоатом-издат, 1989. —608 с.

5.  Выбор коммутационных аппаратов и токоведущих частей распределительных устройств электрических станций и подстанций./ Ю.А. Леньков, Г.Х. Хожин. – Павлодар. Изд-во ПГУ, 2002. – 210 с.

6.  Выключатели колонковые элегазовые. Справочник покупателя. – АББ

7.  Environmental Product Declaration. Center Breaker Disconnector type SGF range 123 - 245 kV. – ABB

8.  Высоковольтные ограничители перенапряжений нелинейные (ОПН) Руководство для покупателя. – АББ

9.  Измерительные трансформаторы. Справочник покупателя. – АББ