эксплуатация. Учреждение высшего образования Ростовский государственный университет путей сообщения (фгбоу во ргупс)
 Скачать 0.77 Mb.
|
|
РОСЖЕЛДОР Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования «Ростовский государственный университет путей сообщения» (ФГБОУ ВО РГУПС) Факультет – Энергетический Кафедра «Автоматизированные системы электроснабжения» Специальность 23.05.05 – Системы обеспечения движения поездов Специализация – Электроснабжение железных дорог Составление годового плана-графика технического обслуживания и ремонта оборудования распределительного устройства тяговой подстанции Пояснительная записка к расчётно–графической работе по дисциплине «Эксплуатация технических средств обеспечения движения поездов» Студент группы ЭЖС–4–190 ____________ Д.С.Мехтиев Проверил к.т.н., доцент ___________ О.В. Кубкина 2022 Задание 1. Привести описание существующих методов оперативного и технического обслуживания тяговых подстанций. Выбрать метод оперативно-технического обслуживания заданной тяговой подстанции. 2. Составить годовой план-график технического обслуживания и ремонта оборудования заданного распределительного устройства на текущий год (таблица исходных данных). 3. Ответ на вопрос, приведенный в таблице исходных данных. Таблица 1 – Исходные данные Тип подстанции Тип РУ, заданного для составления графика ППР Срок действия РУ ТП после пуска в эксплуатацию, лет Оборудование для проведения ТО и вид работ Опорная 110/27,5/35 кВ РУ–27,5 18 Трансформатор тока ТФНД–35 Межремонтн ые испытания СОДЕРЖАНИЕ Введение…………………………………………………………………….. 4 1 Выбор методов оперативного и технического обслуживания ТП……… 5 2 Виды технического обслуживания и ремонта оборудования. Составление графиков ТО и ППР……………………………………………………. 7 3 Описание оборудования и ремонтных работ …………………………….. 11 Заключение………………………………………………………………….. 18 Список используемых источников………………………………………… 19 Приложение А………………………………………………………………. 20 4 ВВЕДЕНИЕ Тяговой подстанцией называется электроустановка, представляющая собой источник электроэнергии для всех видов электротранспорта. Электрическое оборудование подстанций должно обеспечивать надежное электроснабжение потребителей. Эксплуатацию тяговых подстанций необходимо организовать так, что бы было обеспечено бесперебойное электроснабжение электроподвижного состава, нетяговых железнодорожных и районных потребителей. Ответственность за исправное содержание и бесперебойную работу тяговой подстанции, организацию эксплуатации, экономию средств и электрической энергии, внедрение новой техники и передовых методов труда несут ответственность начальники тяговых подстанций и дистанций электроснабжения. В процессе эксплуатации конструктивные элементы оборудования изнашиваются, вследствие чего их эксплуатационные характеристики ухудшаются. Для того чтобы оборудование не вышло из строя и работало исправно, необходимо перелески проводить ремонт, а также плановое техническое обслуживание. В данной расчетно-графической работе разработана опорная тяговая подстанция напряжением 110/27,5/35 кВ. В ходе выполнения работы выбирается метод оперативно-технического обслуживания опорной тяговой подстанции 110/27,5/35 кВ, заполнится годовой план-график технического обслуживания и ремонта оборудования РУ – 27,5 кВ в соответствии со схемой опорной подстанции 110/27,5/35 кВ и заполнится таблица норм времени на межремонтные испытания трансформатора тока ТФНД-35. 5 1 Выбор методов оперативного и технического обслуживания ТП Метод оперативного обслуживания подстанции зависит от типа подстанции, местных условий, первичного напряжения, степени автоматизации, наличия телеуправления, удаленности жилья обслуживающего персонала и т.д. Оперативное обслуживание тяговых подстанций осуществляется следующими методами: – обслуживание с круглосуточным дежурством в два лица в смену.Такой метод применяют на тяговых подстанциях с первичным напряжением 220 кВ, а также на опорных подстанциях напряжением 35–110 кВ или же обеспечивающих электроснабжение ответственных районных потребителей. – обслуживание с круглосуточным дежурством в одно лицо.На одиночное дежурство переводятся такие подстанции, на которых исключена ошибочность операций с разъединителями (наличие блокировок от неправильных операций с разъединителями, приводов для дистанционного управления разъединителями, ограждений всех токоведущих частей в соответствии с правилами техники безопасности). – обслуживание с дежурством на дому.При таком методе обслуживания электромеханик в течение одной части рабочего времени находится на подстанции, а другой части – дома без права ухода, так как при аварийной ситуации или по указанию диспетчера он обязан прибыть на подстанцию. На квартире у электромеханика устанавливают пульт с необходимой вызывной сигнализацией. – обслуживание без дежурного персонала.Непременное условие – наличие системы телемеханики и вызова начальника тяговой подстанции или старшего электромеханика на подстанцию в аварийных ситуациях. Существуют следующие методы технического обслуживания ТП: 6 – кустовой метод – объединение 3х–4 ТП в одно подразделение под руководством одного начальника. Общий штат куста из 3 подстанций (обычно 1 опорная и 2 промежуточные) составляет 15 человек. На каждой ТП, входящих в куст остается эксплуатационный персонал не более 2–3 человек. Преимущества такого метода – сокращение штата и повышение производительности труда. – централизированный метод – все виды ремонтов выполняются специализированной комплексной бригадой РРУ. Недостатком такого метода является значительные непроизводственные затраты рабочего времени на проезд бригад РРУ к месту работы. Комплексный метод ремонта – все ремонтно–профилактические работы на подстанции, с учетом их объемов, сложности и периодичности делят на три комплекса, объединяемые малым, средним и большим комплексными ремонтами с 6–ми летним ремонтным циклом. Малый комплексный ремонт (МКР) включает в себя все работы, выполняемые ежеквартально персоналом подстанции по текущему ремонту выключатели, фидеров, инверторов, преобразователей и общеподстанционных устройств собственных нужд. Средний комплексный ремонт (СКР) производится ежегодно бригадами РРУ совместно с персоналом подстанции. Большой комплексный ремонт (БКР) соответствует капитальному ремонту подстанции. Выполняется 1 раз в 6 лет работниками подстанции, РРУ и специализированных ремонтных баз. Для данного тяговой подстанции выбран кустовой метод обслуживание с круглосуточным дежурством в два лица в смену. 7 2 Виды технического обслуживания и ремонта оборудования. Составление графиков ТО и ППР Для оборудования тяговых подстанций в соответствии со стандартом виды технического обслуживания и ремонта разделяются на плановые и неплановые. В свою очередь плановые ТО и ремонта разделит на осмотр, текущий ремонт, тепловизионное обследование, межремонтные испытания, капитальный ремонт. Плановые ремонты проводят в соответствии с требованиями нормативно–технической документации независимо от технического состояния оборудования в момент начала ремонта, а неплановые проводятся с целью устарения последствий отказов в работе оборудования и защит, повреждений оборудования аварийными токами, атмосферными и коммутационными воздействиями, механических повреждений, течи масла. Осмотр без вывода из работы проводят в целях выявления видимых без приближения к токоведущим частям повреждений устройств и сооружения и визуальной оценки технического состояния объектов. Текущий ремонт выполняет для выявления тех несоответствий в техническом состоянии объекта, которые не могут быть выявлены в ходе осмотра без вывода из работы. Текущий ремонт обеспечивает поддержание оборудования в работоспособном состоянии в период гарантированных сроков до очередного планового ремонта. Тепловизионное обследование проводят на предмет выявления мест повышенного нагрева. Обследование должно выполняться с помощью тепловизоров или инфракрасных термометров. Межремонтные испытания выявляют скрытие дефекты оборудования в период между двумя капитальными ремонтами. Капитальный ремонт предназначен для восстановления их исправности и ресурса, близкого к полному, посредством замены или восстановления любых составных частей. 8 Годовой план–график технического обслуживания и ремонта оборудования РУ – 27,5 кВ представлен в таблице 1. 9 Таблица 1 – годовой план–график технического обслуживания и ремонта оборудования РУ – 27,5 кВ Оборудование К оли че ств о В ид ре мон та П ери од ич нос ть П ос ле дн ий с рок ре мон та Н орма в ре ме ни на е ди ни цу О бщ ие з атра ты норма ч ас а О бщ ие з атра ты норма ч ас а Распределение работ по месяцам П ри ме ча ни е Наименование Тип Р РУ Э ЧЭ Р РУ Э ЧЭ В се го А пре ль Ма й С ен тя брь 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 Вакуумные выключатели ВБС–35III– 25/1600 УХЛ1 3 ТР 1 раз в 5 лет 2019 - 2,21 - 6,63 6,63 - - - ТО 1 раз в 2 года 2022 - - - - - - - Вакуумные выключатели ВБС–27,5IV– 25/1600 УХЛ1 4 ТР 1 раз в 5 лет 2019 - 2,21 - 8,84 8,84 - - - ТО 1 раз в 2 года 2022 - - - - - - - Вакуумные выключатели ВБЭТ–35III– 25/1600 УХЛ1 1 ТР 1 раз в 5 лет 2019 - 2,21 - 2,21 2,21 - - - ТО 1 раз в 2 года 2022 - - - - - - - Выключатели масляные ВМК–27,5Э– 1000/15 1 ТР 1 раз в 3 года 2022 - 5,14 - 5,14 15,66 - - - ТО 1 раз в 2 года 2022 - - - - - - - МИ 1 раз в 12 лет 2016 10,52 - 10,52 - - - - ИМ 1 раз в 4 года 2020 - - - - - - - Разъединители наружной установки с полимерными изоляторами РДЗ–2–35/1000 УХЛ1 1 ТР 1 раз в 6 лет 2022 - 3,24 - 3,24 5,48 - - - ТО 1 раз в 2 года 2022 - - - - - - - МИ 1 раз в 12 лет 2016 2,24 - 2,24 - - - - 10 Продолжение таблицы 1 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 Разъединители горизонтально– повторного типа РГ–35/2000 УХЛ1 5 ТР 1 раз в 4 года 2020 - 3,24 - 16,2 - - - ТО 1 раз в 2 года 2022 - - - - - - - МИ 1 раз в 8 лет 2020 2,24 - 11,2 - - - - Разъединители горизонтально– повторного типа РГП–35/2000 УХЛ1 14 ТР 1 раз в 4 года 2020 - 3,24 - 45,36 - - - ТО 1 раз в 2 года 2022 - - - - - - - МИ 1 раз в 8 лет 2020 2,24 - 31,36 - - - - Опорные трансформаторы тока ТОЛ–35Б–IIУ1 2 ТР 1 раз в 3 года 2022 - 0,73 - 1,46 - - - ТО 1 раз в 2 года 2022 - - - - - - - МИ 1 раз в 12 лет 2016 0,145 - 0,29 - - - - Трансформаторы тока встроенные ТВ–35 1 ТР 1 раз в 2 года 2022 - 0,73 - 0,73 - - - ТО 1 раз в 2 года 2022 - - - - - - - МИ 1 раз в 8 лет 2020 0,145 - 0,145 - - - - Трансформаторы тока ТРГ–35 4 ТР 1 раз в 3 года 2022 - 0,73 - 2,92 - - - ТО 1 раз в 2 года 2022 - - - - - - - МИ 1 раз в 12 лет 2016 0,145 - 0,58 - - - - Трансформаторы тока с фарфоровой изоляцией ТФНД–35 2 ТР 1 раз в 3 года 2022 - 0,73 - 1,46 - - - ТО 1 раз в 2 года 2022 - - - - - - - МИ 1 раз в 12 лет 2016 0,145 - 0,29 - - - - Трансформаторы напряжения масляные ЗНОМ–35 2 ТР 1 раз в 2 года 2022 - 2,06 - 4,12 - - - ТО 1 раз в 3 года 2022 - - - - - - - МИ 1 раз в 8 лет 2020 0,83 - 1,66 - - - - 11 Продолжение таблицы 1 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 Ограничители напряжения нелинейные ОПН–27,5– УХЛ1 6 ТО 1 раз в 2 года 2022 - - - - - - - МИ 1 раз в 4 года 2020 4,13 - 24,78 - - - - 12 3 Описание оборудования и ремонтных работ Трансформатор ТФНД–35 – это однофазный масляный однокаскадный измерительный трансформатор тока с внешней фарфоровой изоляцией. Предназначен для уменьшения высоких первичных значений тока до значений пригодных для измерений, вырабатывает сигнал измерительной информации для электроизмерительных приборов, а также цепей релейной защиты и автоматики. Одновременно служит изоляцией вторичных цепей от высокого первичного напряжения, что в свою очередь позволяет сделать работу в электроустановках более безопасной. Трансформатор ТФНД–35 предназначен для установки в электрические сети переменного тока промышленной частоты 50 или 60 Гц. Трансформатор тока ТФНД–35 состоит из первичной и вторичной обмоток, помещенных в фарфоровую покрышку, заполненную трансформаторным маслом. В качестве маслорасширителя используется верхняя часть фарфоровой покрышки. Колебания уровня масла контролируют с помощью маслоуказателя, установленного в верхней части крышки. Основание трансформаторов представляет собой металлический сварной цоколь, с одной стороны которого расположена клеммная коробка. Крепление фарфоровой покрышки к основанию механическое. Общий вид трансформаторов тока ТФНД–35 показан на рисунке 1. Трансформаторы ТФНД–35 обладают следующими преимуществами: – трансформаторы обладают широким спектром технических характеристик (широкий диапазон первичных токов, классов точности, вторичных нагрузок). Возможность изготовления трансформатора с любым сочетанием класса точности и вторичной нагрузки; – высокое качество, надежность, долговечность, и точность измерений; – удобный способ монтажа. 13 Рисунок 1 – Общий вид трансформаторов тока ТФНД–35 Далее опишем технологическую карту текущего ремонта трансформаторов тока ТФНД–35. 1. Состав исполнителей: Электромеханик – 1 Электромонтер ТП 5 разряда – 1 2. Условия выполнения работ Работа выполняется со снятием напряжения и по наряду. 3. Защитные средства, приборы, инструмент, приспособления и материалы: Каски защитные, пояс предохранительный, диэлектрические перчатки, диэлектрические боты, лестница, закоротки, мост Р5026М (Р595), установка испытательная ЛВИ–100 или АИИ–70 (АИД–70), мегаомметры на напряжение 1000 и 2500 В (или универсальный), ключи гаечные, плоскогубцы комбинированные, отвертки, ёмкости для отбора проб масла, растворитель органический, обтирочный материал. 4. Подготовительные работы и допуск к работе 4.1. Накануне выполнения работ подать заявку на вывод в ремонт присоединения, содержащего в своей цепи трансформатор тока. 14 4.2. Проверить исправность и сроки годности защитных средств, приборов, подготовить инструмент, монтажные приспособления и материалы. 4.3. После выписки наряда производителю работ получить инструктаж у лица, выдавшего наряд. 4.4. Оперативному персоналу выполнить подготовку рабочего места. Производителю работ проверить выполнение технических мероприятий по подготовке рабочего места. 4.5. Произвести допуск бригады к работе. 4.6. Производителю работ провести инструктаж члену бригады, объяснив ему порядок и условия выполнения работы. 5. Схема последовательного технологического процесса Таблица 2 – Схема последовательного технологического процесса № п.п. Наименование операций Содержание операций, технологические требования и нормы 1 2 3 1 Осмотр трансформатора Осмотреть трансформатор, проверить целостность и чистоту изоляции, наличие и надежность заземления бака (корпуса) электроустановки и вторичных обмоток на заземляющий контур электроустановки, у масляных трансформаторов – отсутствие течи масла 2 Отсоединение шин и кабелей Отсоединить шины первичной обмотки трансформатора и закрепить их на расстоянии от выводов, достаточном для проведения испытаний. Выводы всех обмоток трансформатора закоротить и заземлить. 3 Измерение сопротивления изоляции обмоток Измерение сопротивления изоляции первичных обмоток проводится мегаомметром на напряжение 2500 В. Перед испытаниями для снятия остаточных зарядов обмотка трансформатора должна быть заземлена на время не менее 2 минут. Провода для подключения мегаомметра должно 15 быть гибкими, имеет повышенную изоляцию, касание ими Продолжение таблицы 2 1 2 3 заземленных частей должно быть исключено. Перед началом измерений проверить исправность мегаометра. Затем подключить клемму «Л» мегаоммтер к одному из выводов испытуемой заземленной первичной обмотки трансформатора, клемму «З» – к заземленному баку (корпусу) трансформатора. Снять заземление с испытуемой обмотки, подать напряжение на эту обмотку и отсчитать по шкале мегаомметра сопротивление изоляции. Замер выполнить не менее 3 раз, вычислить среднее арифметическое значение. Испытанную обмотку заземлить и закоротить. Сопротивление изоляции первичной обмотки должно быть не менее значения предыдущего или заводского испытания. При изменениях сопротивления изоляции обмоток трансформаторов тока наружной установки в условиях повышенной влажности воздуха рекомендуется применять охранное кольцо из двух-трех витков гибкой медной проволоки, установленное ниже верхнего фланца изолятора на высоте от 10 до 20 мм. Клемму «Э» мегаомметра следует подключать к этому кольцу. Отсоединить заземление вторичных обмоток трансформаторов тока. Аналогичным порядком, но мегаомметром на напряжение 1000 В, выполнить измерение сопротивления изоляции вторичных обмоток (каждой в отдельности, включая и неиспользуемые) вместе с присоединенными к ним вторичными цепями. Восстановить заземление вторичных обмоток, убедиться в наличии закороток на неиспользуемых обмотках. 4 Испытание повышенным Заземлить корпус и высоковольтный вывод испытательной установки (сечение проводов не менее 4 мм 2 ). Проверить 16 напряжением промышленной частоты работу защиты испытательной установки, для чего высоковольтный вывод испытательного трансформатора Продолжение таблицы 2 1 2 3 заземлить, переключатель защиты установить в положение «чувствительная» и медленно поднять напряжение. При этом выключатель должен отключить установку. Аналогично проверить защиты при положении переключателя «грубая». Снять заземление с высоковольтного вывода испытательного трансформатора и плавно поднять напряжение до максимального значения, при этом не должно быть перекрытий внутри установки. Снизить напряжение до нулевого значения, отключить установку от сети. На высоковольтный вывод испытательного трансформатора наложить заземляющую штангу и соединить его с выводом первичной обмотки трансформатора тока. Снять заземляющую штангу с высоковольтного вывода испытательного трансформатора. Подать напряжение на установку и поднять его до 1/3 испытательного с произвольной скоростью. Дальнейшее повышение напряжения должно быть быстрым и плавным, но позволяющим снимать показания измерительного прибора. Испытания проводятся в течение 1 минуты. Значения испытательного напряжения принимаются согласно документации, а при её отсутствии равно 95,0. После окончания испытания напряжения плавно и быстро снизить 1/3 испытательного трансформатора. Установить заземление на испытанную обмотку. Отсоединить установку от вывода первичной обмотки трансформатора. Изоляция считается выдержавшей испытания, если в течение испытания не было перекрытий, разрядов, запаха дыма и гари, снижения напряжения, а также мастных 17 нагревов изоляции (проверяется сразу после окончания испытания, отключения установки и наложения заземления). Отсоединить заземление вторичных обмоток трансформатора Продолжение таблицы 2 1 2 3 тока. Аналогичным порядком, но напряжением 1,0 кВ, выполнить испытание вторичных обмоток (каждой в отдельности, включая и неиспользуемые) вместе с присоединенными к ним вторичными цепями. Восстановить заземление вторичных обмоток, убедиться в наличии закороток на неиспользуемых обмотках. 5 Присоединение шин Поочередно закрепить шины на выводах обмоток. 6. Окончание работ 6.1. Собрать приборы, инструменты, приспособления и материалы. 6.2. Возвратиться в щитовую тяговой подстанции. 6.3. Сдать рабочее место допускающему и закрыть наряд. 6.4. Результаты проведенных измерений оформить протоколом. В таблице 3 приведен состав персонала и проводимые работы межремонтных испытаний трансформатора ТФНД–35. Расчет нормы времени на измеритель приведен в таблицу 4. Таблица 3 – Состав персонала и проводимые работы Состав исполнителей Количество исполнителей Измеритель работы Норма времени на измеритель, чел.-ч Электромеханик – 1 Электромонтер ТП 5 разряда – 1 2 Один трансформатор 1,6 18 № п/п Содержание работы Учтенный объем работы на измеритель Оперативное время на учтенный объем работы, чел.-мин 1 2 3 4 1 Осмотр трансформатора 1 трансформатор 3,1 Продолжение таблицы 3 1 2 3 4 2 Отсоединение шин и кабелей То же 6,8 3 Измерение сопротивления изоляции обмоток –<<– 4,3 4 Испытание повышенным напряжением промышленной частоты –<<– 60,7 5 Присоединение шин –<<– 6,7 Итого 81,6 Таблица 4 – расчет нормы времени на измеритель РАСЧЕТ НОРМЫ ВРЕМЕНИ НА ИЗМЕРИТЕЛЬ Категория затрат времени T ОП Т ПЗ Т ОБ Т ОТп Т % к Т ОП – 8,3 5,4 3,8 – чел.-мин 81,6 6,8 4,4 3,1 95,9 19 ЗАКЛЮЧЕНИЕ По итогу расчетно-графической работы был выбран метод оперативно- технического обслуживания опорной подстанции 110/27,5/35 кВ, заполнен годовой план-график технического обслуживания и ремонта оборудования РУ – 27,5 кВ в соответствии со схемой опорной подстанции 110/27,5/35 кВ и заполнена таблица норм времени на межремонтные испытания трансформатора тока ТФНД-35. Схема опорной подстанции 110/27,5/35 кВ представлена в Приложении 1. Также были описаны методы оперативно-технического обслуживания, видов ТО и ремонта, конструкции трансформатора тока ТФНД-35, порядок подготовки к проведению межремонтных испытаний трансформатора тока ТФНД-35 и последовательности выполнения межремонтных испытаний трансформатора тока ТФНД-35. 20 СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМЫХ ИСТОЧНИКОВ 1 Монтаж, наладка, обслуживание и ремонт электрических установок: Учебник / Б.Г. Южаков; ГОУ «Учебно-методический центр по образованию на железнодорожном транспорте», 2008. – 412 с. 2 Обслуживание электроподстанций оперативным персоналом / А.А. Филатов; - СПб.: Издательство ДЕАН, 2012. – 368 с., ил. 3 Нормы времени и нормативы численности на текущий ремонт и межремонтные испытания оборудования тяговых и трансформаторных подстанций железных дорог для ОАО «РЖД»; Москва, 2007 г. 4 Распоряжение ОАО «РЖД» об утверждении и вводе в действие правил содержания тяговых подстанций, трансформаторных подстанций и линейных устройств системы тягового электроснабжения; 2018 г. 5 Технологические карты на межремонтные испытания оборудования тяговых подстанций электрифицированных железных дорог» для ОАО «РЖД», 2005 г. 6 Тяговые и трансформаторные подстанции: учебное пособие / С.Д. Мрыхин; ФГБОУ ВПО РГУПС. – Ростов-н/Д, 2014г. 21 Приложение А ОПН-27,5 ОПН-27,5 РГ-35/ 2000 УХЛ1 ТРГ-35 ТФНД-35 ЗНОМ-35 ВБС-35III-25/ 1600 УХЛ1 ТОЛ-35Б- IIУ1 РУ-27,5 кВ Фидер ДПР 1 Фидер ДПР 2 Фидер КС 1 Фидер КС 3 Фидер КС 2 Рельсовый Фидер Запасной выключатель с а в КЗП КЗП ОПН-27,5-УХЛ1 ОПН-27,5-УХЛ1 ОПН-27,5- УХЛ1 ОПН-27,5- УХЛ1 ОПН-27,5- УХЛ1 ОПН- 27,5- УХЛ1 РГ-35/2000 УХЛ1 РГ-35/2000 УХЛ1 РГ-35/2000 УХЛ1 РГП-35/ 2000 УХЛ1 РДЗ-2-35/ 1000 УХЛ1 РГП-35/ 2000 УХЛ1 РГП-35/ 2000 УХЛ1 РГП-35/ 2000 УХЛ1 РГП-35/ 2000 УХЛ1 РГП-35/ 2000 УХЛ1 РГП-35/ 2000 УХЛ1 РГП-35/ 2000 УХЛ1 РГП-35/ 2000 УХЛ1 РГП-35/ 2000 УХЛ1 РГП-35/ 2000 УХЛ1 РГП-35/ 2000 УХЛ1 РГП-35/ 2000 УХЛ1 ВБС-35III-25/ 1600 УХЛ1 ВБС-27,5IV- 25/1600 УХЛ1 ВБС-27,5IV- 25/1600 УХЛ1 ВБС-27,5IV- 25/1600 УХЛ1 ВБЭТ-35III- 25/1600 УХЛ1 ТВ-35 ТОЛ-35Б- IIУ1 ТРГ-35 ТРГ-35 ЗНОМ-35 РГ-35/2000 УХЛ1 ВБС-35III-25/ 1600 УХЛ1 ВМК-27,5Э- 1000/15 ТФНД-35 Фидер КС 4 РГП-35/ 2000 УХЛ1 ВБС-27,5IV- 25/1600 УХЛ1 ТРГ-35 РГП-35/ 2000 УХЛ1 Рисунок А.1 – принципиальная схема РУ–27,5 опорной тяговой подстанции 110/27,5/35 кВ |