Тупиковая подстанция ПС 110/10 кВ

Документация.cdw

Тупиковая ПС 11010 кВ
Ведомость ссылочных документов
Пояснительная записка
Полная принципиальная
Конструктивный чертеж

Спецификация 2.cdw

Спецификация 1.cdw

Пояснительная записка
Линия электропередачи
Полная принципиальная

ПЗ-тупиковая 110-10.doc

В данном курсовом проекте проектируется тупиковая подстанция 11010 кВ. Связь с системой по ВЛ 110 кВ потребитель НПЗ. Pmax10=28 МВт.
В данном проекте составляется единственный вариант структурной схемы производится выбор трансформаторов расчет количества линий выбор схем распределительных устройств разрабатывается схема питания собственных нужд подстанции. Для этой схемы производится расчет токов короткого замыкания. По полученным данным расчета токов короткого замыкания производим выбор выключателей разъединителей токоведущих частей подстанции.
В курсовом проекте выполняется чертеж полной принципиальной схемы подстанции а также конструктивный чертеж распределительного устройства с соответствующими спецификациями.
Проектируемая подстанция предназначена для работы в умеренном климате.
Составление структурных схем
Выбор числа и мощности трансформаторов
Расчет количества линий
Выбор схем распределительных устройств
Технико-экономический расчет варианта
Разработка схемы питания собственных нужд
Расчет токов короткого замыкания
Выбор выключателей и разъединителей
Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения
Выбор токоведущих частей
Выбор конструкции распределительных устройств
Электроэнергетика - составляющая часть энергетики обеспечивающая электрификацию хозяйства страны на основе рационального производства и распределения электроэнергии. Электроэнергетика отличается большим районообразующим значением. Она имеет очень важное преимущество перед энергией других видов - относительную легкость передачи на большие расстояния распределения между потребителями преобразования в другие виды энергии (механическую химическую тепловую свет). Передача энергии на большие расстояния способствует более эффективному освоению топливно-энергетических ресурсов независимо от их удаленности от места потребления.
Специфической особенностью электроэнергетики является то что ее продукция не может накапливаться для последующего использования поэтому потребление соответствует производству электроэнергии и во времени и по количеству (с учетом потерь).
Становление электроэнергетики России связано с планом ГОЭЛРО (1920 г.) сроком на 15 лет который предусматривал строительство 10 ГЭС общей мощностью 640 тыс. кВт. План был выполнен с опережением: к концу 1935 г. было построено 40 районных электростанций.
Таким образом план ГОЭЛРО создал базу индустриализации России и она вышла на второе место по производству электроэнергии в мире.
Россия не только полностью обеспечена топливно-энергетическими ресурсами но и экспортирует их.
Последние 50 лет электроэнергетика является одной из наиболее динамично развивающихся отраслей народного хозяйства России. Обеспечивая научно-технический прогресс она решающим образом воздействует не только на развитие но и на территориальную организацию производительных сил.
В данном курсовом проекте будет проектироваться тупиковая подстанция питающая предприятие УМПО.
Составление структурной схемы
При проектировании электроустановки до разработки главной схемы составляется структурная схема выдачи электроэнергии на которой показываются основные функциональные части электроустановки и связь между ними. Эта структурная схема будет вести к дальнейшей разработке более подробной и полной принципиальной схемы а также для общего ознакомления с работой электроустановки.
Рисунок 1.1 – Структурная схема
Выбор числа и мощности трансформаторов связи
Нормами технологического проектирования рекомендуется устанавливать на ПС два трансформатора связи так как в случае отключения одного из них оставшийся в работе смог частично или полностью обеспечить потребителей электроэнергией. Если же установить три и более трансформатора то это как правило будет нецелесообразно так как такая установка приведёт к значительному увеличению капиталовложений в схему распределительного устройства.
Расчет номинальной единичной мощности трансформатора производим по формуле:
где 14 – значение коэффициента учитывающего нагрузочную способность;
kотк – доля потребителей отключение которых допускается в аварийных режимах (в данном случае kотк=0 так как станкостроительная промышленность является потребителем I категории надежности);
nТ – число параллельно работающих трансформаторов.
Ближайшим по номинальной мощности является трансформатор типа ТРДН-25000110 параметры которого приведены в таблице 2.1.
Т а б л и ц а 2.1 – Технические данные силового трансформатора
Затем проводим проверку допустимости систематических нагрузок и аварийных перегрузок. Для этого рассчитывается тепловой режим трансформаторов. Расчет ведется при условиях когда один трансформатор по каким либо причинам выведен из работы и вся нагрузка приходится на один оставшийся в работе трансформатор.
Произведем расчет температуры в установившемся тепловом режиме. Для этого приведем график суточной нагрузки и для упрощения и уменьшения объема расчетов преобразуем его в график годовой нагрузки.
Рисунок 2.1 – Суточный график нагрузки
Рисунок 2.2 – Годовой график нагрузки
Производим расчёт относительного годового износа изоляции трансформатора исходя из изменения температуры наиболее нагретой точки обмотки трансформатора в течение суток и года на основании введённых данных.
Для расчета в данной программе необходимо вычислить коэффициенты К1 и К2 для летнего и зимнего графика нагрузки.
Рисунок 2.3 – Суточный летней график нагрузки
Определим коэффициенты для графика летней нагрузки:
Рисунок 2.4 – Суточный зимней график нагрузки
Определим коэффициенты для графика зимней нагрузки:
Характеристики трансформатора
естественная циркуляция масла
Эквивалентные и максимальные температуры охлаждающей среды
Рисунок 2.4 – Отчет программы «Transformator»
Для более детального рассмотрения произведённых программой расчётов необходимо нажать на одну из четырёх кнопок в окне отчёта. Здесь представлена информация в более наглядном и упрощённом графическом варианте (рис. 2.5 и 2.6).
Рисунок 2.4 – График за зимний период
Рисунок 2.5 – График за летний период
Относительный износ изоляции трансформаторов оказался небольшим по значению и следовательно трансформаторы способны стабильно и надежно работать в течение длительного периода времени.
На подстанциях на высоком напряжении количество линий определяют по формуле:
где P1Л=25 50 МВт – пропускная способность линии.
Т.к. предприятие легкой промышленности является потребителем второй категорий (электроприемники второй категории в нормальных режимах должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых взаимно резервирующих источников питания) примем количество линий равным двум (nЛВН=2).
На РУ 10 кВ количество линий определяется экономической плотностью тока зависящая от вида проводника числа часов использования максимальной нагрузки региона где проложен проводник и прочих.
Для начала определим максимальный ток линий отходящих к потребителю по формуле:
Далее определим суммарное сечение всех кабельных линий которые отходят к потребителю по формуле:
где jЭ – экономическая плотность тока определяемая по справочникам ПУЭ.
Согласно НТП на подстанциях необходимо использовать кабели с медными жилами. Из ПУЭ находим что при Тmax>5000 ч для алюминиевых кабелей экономическая плотность тока равна 12 Амм2.
Принимая за экономическое сечение одной кабельной линии 150 мм2 произведем расчет количества отходящих линий:
Для надежности и простоты вычислений примем количество отходящих линий равным 10.
Согласно НТП от распределительного устройства 10 кВ к потребителю должны отходить кабели с медными токопроводящими жилами с изоляцией из сшитого полиэтилена. Так как не известны условия прокладки кабелей выберем кабель ПвПу (кабель с медными жилами и изоляцией из пероксидносшитого полиэтилена).
Из справочника определим значение допустимого продолжительного тока для данного кабеля и произведем проверку по допустимому току:
где Imax1Л – максимальный ток протекающий по одной линии.
Выбранные кабели проходят по допустимому току.
1. Выбор схемы распределительного устройства на высоком напряжении 110 кВ.
Распределительное устройство высокого напряжения имеет две линии.
На РУ 110 кВ принимаем схему четырехугольника т. к. на стороне ВН проектируемой ПС имеется всего четыре присоединения. Эта схема считается простой наглядной и надежной схемой позволяет уменьшить расход электрооборудования и строительных материалов снизить стоимость распределительного устройства ускорить его монтаж. Данная схема позволяет производить опробование и ревизию любого выключателя без нарушения работы ее элементов. Такие схемы получили широкое распространение на подстанциях для которых перспектив развития не предвидится.
2 Выбор схемы РУ на низком напряжении 10 кВ.
Для РУ 6-35 кВ применяется схема с двумя секционированными системами сборных шин. На каждую цепь необходим один выключатель который служит для включения и отключения цепи в нормальном и аварийном режиме. Достоинством схемы является простота. Операции с разъединителями необходимы только при выводе присоединения в целях обеспечения безопасного производства работ. Вследствие однотипности простоты операций с разъединителями аварийность из-за неправильных действий с ними дежурного персонала мала что относятся к достоинствам рассматриваемой схемы. Помимо этого авария на сборных шинах приводит к отключению только одного источника и половины потребителей;
Вторая секция и все присоединения к ней остаются в работе.
Недостатки схемы РУ напряжением 6-35 кВ:
При повреждении и последующем ремонте одной секции ответственные потребители нормально питающиеся с обеих секций остаются без резерва а потребители нерезервированные по сети отключаются на все время ремонта и источник питания отключается на все время ремонта.
Схема с двумя секционированными системами сборных шин применяется для подстанций на напряжение 6-35 кВ и для питания собственных нужд станций где возможно применение КРУ.
Количество отходящих линий равняется 10.
Рисунок 4.1- Неполная принципиальная схема проектируемой подстанции
Технико-экономическое расчет выбранного варианта.
ТЭС производится по методу приведенных затрат.
З- затраты тыс.руб. которые определяется по формуле
гдеК- капитальные затраты на приобретенный монтаж и наладку оборудования тыс.руб;
- нормативный коэффициент эффективности который зависит от срока окупаемости и для энергетики равен 012;
С- эксплутационные расходы тыс.руб.
Эксплутационные расходы С тыс.руб. определяется по формуле
где - стоимость потерь на электрическую энергию тыс.руб.;
- амортизационные отчисления на ремонт и обслуживание оборудования стоимость расходов на заработную плату.
Стоимость потерь на электрическую энергию тыс.руб. определяется
где - стоимость 1 потерянной энергии коп; Принимается равной 2 руб.
- потери электрической энергии в трансформаторах .
Потери электрической энергии в двухобмоточных трансформаторах определяется по формуле
где- соответственно потери мощности на х.х. и к.з. берутся по паспортным данным трансформатора кВт;
Т- число часов работы трансформатора ч.
- максимальная мощность передаваемая через трансформатор МВА;
- номинальная мощность трансформатора МВА;
- продолжительность максимальных потерь ч.
Стоимость тыс.руб. определяется по формуле
При расчете капитальных затрат К тыс.руб учитывается только разница в оборудовании рассматриваемых вариантов.
Таблица 5.1- Капитальные затраты
Суммарная стоимостьтыс.руб.
1 Рассчитываем потери электрической энергии в трансформаторе с расщепленной обмоткой низкого напряжения.
При Тмах =76285 ч =7150 ч.
=009*148000=13320 т.руб.
С=227482+13320=15595 т.руб.
З=148000*012+15595=33355 т.руб.
Мощность потребителей собственных нужд невелика следовательно они могут присоединяются к электросети 380220 В получающую питание от понижающих трансформаторов.
Мощность трансформаторов собственных нужд в свою очередь выбирается исходя из значений нагрузок собственных нужд которые рассчитываются в таблице 6.1.
Т а б л и ц а 6.1 – Общие нагрузки собственных нужд подстанции
Наименование приемников
Отопление освещение вентиляция ЗРУ совмещенного с ОПУ
Отопление освещение вентиляция здания разъездного персонала
Подогрев приводов и выключателей ВН
Охлаждение трансформаторов
Подогрев приводов разъединителей ВН
Устройство автоматического управления оперативным током АУОТ -2М
Устройство сигнализаторов напряжения
Расчетная нагрузка считается по формуле:
Расчетная нагрузка :
НТП предписывают устанавливать на всех подстанциях не менее двух трансформаторов собственных нужд. Мощность каждого трансформатора собственных нужд с низким напряжением 04 кВ не должна превышать 630 кВА для подстанций 110-220 кВ.
При использовании на подстанции с постоянным дежурством двух трансформаторов собственных нужд можно допустить что каждый из них способен на перегрузку на 30 % в течение двух часов после аварийного отключения.
Расчет единичной мощности трансформатора собственных нужд:
Трансформаторы собственных нужд должны работать раздельно на стороне низшего напряжения с АВР.
Выберем трансформатор собственных нужд типа ТСЗ-10010.
Таблица 6.2 – Технические данные трансформатора собственных нужд
Схема питания собственных нужд представлена следующим образом:
Рисунок 6.1 – Схема питания собственных нужд
Расчеты токов КЗ необходимы:
- для сопоставления оценки выбора главных схем электрических станций сетей и подстанций;
- выбора и проверки электрических аппаратов и проводников;
- проектирования и настройки устройств РЗ и автоматики;
- проектирования заземляющих устройств;
- определения влияния токов нулевой последовательности линий электропередачи на линии связи;
- анализа аварий в электроустановках и электрических системах;
- анализа устойчивости работы энергосистем.
1 Составление расчетной схемы
Расчетная схема электроустановки - упрощенная однолинейная схема установки с указанием всех элементов а также их параметров влияющие на токи КЗ и следовательно они должны быть учтены при выполнении операций расчета. Вид расчетной схемы будет следующим:
Рисунок 7.1 – Расчетная схема
2 Составление схемы замещения цепи и определение ее параметров
Схема замещения - электрическая схема соответствующая по исходным данным расчетной схеме но в которой все магнитные связи заменены электрическими.
Рисунок 7.2 – Схема замещения
Расчет параметров схемы замещения а также токов КЗ произведем приближенно в относительных единицах. Базисную мощность условно примем Sб=1000МВА для упрощения выполнения вычислительных операций.
3 Расчет тока короткого замыкания в точке К1
Рисунок 7.3 – Схема замещения для расчета тока КЗ в точке К1
(а – исходная схема б – схема приведенная к простейшему виду)
Произведем расчет периодического тока КЗ:
Произведем расчет апериодической составляющей тока КЗ:
Произведем расчет ударного тока КЗ:
где kуд=1717 – ударный коэффициент
Так как источником является энергосистема (источник бесконечной мощности) то Iп.о.=Iп..=497 кА.
4 Расчет тока короткого замыкания в точке К2
Рисунок 7.4 – Схема замещения для расчета тока КЗ в точке К2
(а – исходная схема б – приведение к простейшему виду)
Рассчитаем периодический ток КЗ:
Используя предыдущие расчёты приведём схему к расчётному виду
где kуд=182 – ударный коэффициент
Так как источником является энергосистема (источник бесконечной мощности) то Iп.о.=Iп..=62 кА.
5 Расчет тока короткого замыкания в точке К3
Рисунок 7.5 – Схема замещения для расчета тока КЗ в точке К3
Так как источником является энергосистема (источник бесконечной мощности) то Iп.о.=Iп..=237 кА.
Результаты расчетов токов КЗ сведем в таблицу.
Т а б л и ц а 7.1 – Сводная таблица токов КЗ
1 Выберем выключатели на стороне 110 кВ. Для начала рассчитаем максимальный расчетный ток:
Выберем выключатель элегазовый колонковый типа ВГТ-110.
Т а б л и ц а 8.1 – Технические данные выключателя ВГТ-110
Проверим выключатель по условиям КЗ.
На возможность отключения апериодической составляющей тока КЗ:
На электродинамическую стойкость:
На термическую стойкость:
Выбранный выключатель проходит по всем условиям КЗ.
2 Выберем разъединители на стороне 110 кВ.
Выбираем разъединитель наружной установки серии РГ-1101000 УХЛ1.
Т а б л и ц а 8.2 – Технические данные разъединителя РГ-1101000 УХЛ1
Проверим разъединитель на электродинамическую стойкость:
Проверим разъединитель на термическую стойкость:
Выбранный разъединитель проходит по всем условиям КЗ.
3 Выбор выключателей РУНН 10 кВ.
Выбор вводных и секционных выключателей.
В нормальном режиме ток через вводной выключатель составляет:
На случай если один из трансформаторов выходит из строя или выводится в ремонт то максимальный ток через выключатель
Максимальный и номинальный ток линии вычисляется следующим образом:
На сторону НН устанавливается КРУ серии К 70 СЭЩ со встроенными контактами и выключателями типа VD-4-10-25630 в цепи отходящих линий и VD-4-10-252500 в цепи выключателей ввода и секционных выключателей.
1 Выбор измерительных трансформаторов на стороне 110 кВ
Выбор измерительных трансформаторов тока.
Трансформатор тока предназначен для уменьшения первичного тока до значений наиболее удобных для измерительных приборов и реле а также для отделения цепей измерения и защиты от первичных цепей высокого напряжения. Трансформаторы тока устанавливаются на каждом выключателе. Трансформаторы тока выбирают по напряжению и максимальному току цепи.
Т а б л и ц а 9.1 – Технические данные трансформатора ТГФ-110.
Проверим выбранный трансформатор тока.
На вторичную нагрузку:
Так как индуктивное сопротивление приборов очень мало то считают что :
Представим определение потребляемой мощности приборов в виде таблицы.
Т а б л и ц а 9.2 – Приборы нагружающие TГФ-110
Наименование приборов
Многофункциональный измерительный прибор
Регистратор аварийных процессов
Сопротивление контактов примем равным rконт=005 Ом.
На подстанциях с высшим напряжением 110-220 кВ во вторичных цепях применяются провода с медными жилами (ρ=00175).
По условию прочности сечение медных жил не должно быть меньше 25 мм2.
Определяем сечение проводов:
Выбирается медный провод сечением 25 мм2. Зная сечение кабеля определяем истинное значение rпров:
Таким образом вторичная нагрузка равна:
Выбор измерительных трансформаторов напряжения.
Трансформатор напряжения предназначен для понижения высокого напряжения до стандартного значения 100 и 100√3 В и для отделения цепей измерения и релейной защиты от первичных цепей высокого напряжения.
Трансформаторы напряжения выбираются по номинальному напряжению установки.
Выбираем трансформатор напряжения электромагнитный однофазный типа ЗНОГ-110.
Т а б л и ц а 9.3 – Технические данные трансформатора ЗНОГ
Sном ВА в классе точности
Проверим напряжения на вторичную нагрузку:
Нагрузку на вторичную обмотку приведем в виде таблицы.
Т а б л и ц а 9.4 – Приборы нагружающие ЗНОГ
Многофункциональный прибор
Выбранный трансформатор напряжения проходит по вторичной нагрузке.
2 Выбор измерительных трансформаторов на стороне 10 кВ.
Выбор трансформаторов тока производится по напряжению и максимальному току цепи.
Для отходящих линий ток будет следующим:
Для вводных ячеек и секционных выключателей ток будет следующим:
Проверяем трансформатор тока серии ТОЛ-СЭЩ-10-2005 в цепях отходящих линий и ТОЛ-СЭЩ-10-25005 в цепях вводов и секционных выключателей поставляемые в комплекте с КРУ-СЭЩ К-70.
Т а б л и ц а 9.5 – Технические данные трансформатора ТОЛ-10-25005
На термическую устойчивость:
Так как индуктивное сопротивление приборов очень мало то считаем что :
Т а б л и ц а 9.6 - Приборы нагружающие ТОЛ-10-25005
Сопротивление контактов принимаем равным rконт=005 Ом.
На подстанциях с высшим напряжением 110 кВ применяются провода с медными жилами (ρ=00175).
По условию прочности сечение медных жил не должно быть меньше 25 мм2.
Выбранный трансформатор тока удовлетворяет всем требованиям.
Т а б л и ц а 9.7 – Технические данные трансформатора ТОЛ-10-2005
Проверяют выбранный трансформатор тока.
Т а б л и ц а 9.8 – Приборы нагружающие ТОЛ-10-2005
Счетчик активной и реактивной энергии
Сопротивление контактов принимается равным rконт=005 Ом.
Теперь зная сечение кабеля определяем истинное значение rпров:
На РУНН проектируемой подстанции трансформаторы напряжения устанавливаются на каждой секции систем шин.
Трансформаторы напряжения выбираются только по номинальному напряжению установки.
Выбираем трансформатор напряжения серии ЗНОЛ-10 (однофазный трансформатор напряжения с литой изоляцией с одним заземляющим вводом обмотки высокого напряжения.
Т а б л и ц а 9.9 – Технические данные трансформатора ЗНОЛ-10
Проверяем выбранный трансформатор напряжения на вторичную нагрузку:
Т а б л и ц а 9.10 – Приборы нагружающие ЗНОЛ
Счетчик активной и реактивной энергий
Понизительный трансформатор на НН
Регистратор аварийных процессов
Выбор токоведущих частей.
1 Выбор шин и ошиновок на ОРУ – 110 кВ и токоведущих частей от РУ к выводам трансформаторов
В данном курсовом проекте нашей задачей в этом разделе является выбрать шины и ошиновку РУ–110кВ а также подобрать токопровод для соединения обмотки низкого напряжения трансформатора связи с КРУ–10кВ
Согласно ПУЭ в РУ–110кВ в качестве шин и ошиновки применяются гибкие шины выполненные проводами АС.
Сечение принимаем по допустимому току при максимальной нагрузке на шинах.
Выбранные шины проходят по всем условиям.
В качестве ошиновок выбираем сталеалюминиевые провода марки АС.
Выбираем провода по условию допустимого тока:
Предварительно выбираем провод АС-24032.
Т а б л и ц а 10.2 – Геометрические и электрические параметры провода АС
Проверим выбранные провода на термическое действие тока КЗ:
Для сталеалюминиевых проводов СТ=76 Ас12мм2:
Так как ток КЗ меньше 20 кА то проверка проводов на электродинамическое действие тока КЗ не производится.
Проверка по условиям короны:
Выбранный провод проходит по всем условиям.
Выбор сборных шин 10 кВ и ошиновок.
Сборные шины по экономической плотности тока не выбираются следовательно принимаем сечение по допустимому току (Imax= 2428 А).
Предварительно выберем жесткую медную шину коробчатого сечения.
Т а б л и ц а 10.2 – Геометрические и электрические параметры шин
Проверка на термическую стойкость:
Проверка на механическую прочность.
Механический расчет производится без учета механических колебаний так как шины коробчатого сечения имеют значительный большой момент инерции. Принимается что швеллеры шин соединены жестко между собой по всей длине сварным швом тогда момент инерции сопротивления Wy0-y0=237 см3.
Так как шины соединены жестко по всей длине то П=0.
Шины механически прочны если выполняется условие:
В качестве ошиновок выбираем алюминиевые шины прямоугольного сечения.
Т а б л и ц а 10.3 – Геометрические и электрические параметры шин
Проверка шин на механическую прочность.
Напряжение в материале шины возникающее при воздействии изгибающего момента:
Выбор конструкций распределительных устройств
Распределительное устройство – электроустановка предназначенная для приема и распределения электрической энергии содержащая электрические аппараты шины и вспомогательные устройства.
Так как потребителем является УМПО а следовательно распределительное устройство высокого напряжения будет открытого типа. Распределительное устройство низкого напряжения в проектируемой подстанции является закрытым. К конструкциям открытых и закрытых распределительных устройств существует ряд требований.
Расстояние между токоведущими частями и от них до различных элементов ОРУ должно выбираться в соответствии с требованиями ПУЭ.
Все аппараты ЗРУ должны располагаться на невысоких основаниях (металлических или железобетонных). По территории ЗРУ предусматриваются проезды для возможности механизации монтажа и ремонта оборудования. Шины могут быть гибкими из многопроволочных проводов или жестких труб. Жесткие шины должны крепиться с помощью опорных изоляторов на железобетонных или металлических стойках.
Под силовыми трансформаторами предусматривается маслоприемник укладывается слой гравия толщиной 25 см и масло стекает в аварийных случаях в маслосборники. Кабели оперативных цепей цепей управления релейной защиты автоматики и воздухопроводы прокладывают в лотках из железобетонных конструкций без заглубления их в почву или в металлических лотках подвешенных к конструкциям ЗРУ.
Открытое распределительное устройство должно быть ограждено.
Закрытые распределительные устройства должны обеспечивать надежность работы электроустановки что может быть выполнено только при правильном выборе и расстановке электрооборудования при правильном подборе типа и конструкции РУ в соответствии с ПУЭ.
Неизолированные токоведущие части во избежание случайных прикосновений к ним должны быть помещены в камеры или ограждены. Ограждение может быть сплошным или сетчатым. Во многих конструкциях ЗРУ применяется смешанное ограждение. Высота такого ограждения должна быть не меньше 19 м.
Неизолированные токоведущие части расположенные над полом на высоте до 25 м должны ограждаться сетками причем высота прохода под сеткой должна быть не менее 19 м.
Осмотры оборудования производятся из коридора обслуживания ширина которого должна быть не меньше 12 м.
Если в коридоре ЗРУ размещены приводы разъединителей и выключателей то ширина такого коридора управления должна быть соответственно 15 и 2 м.
Из помещений ЗРУ предусматриваются выходы наружу или в помещения с несгораемыми стенами и перекрытиями.
В ЗРУ предусматривается естественная вентиляция помещений трансформаторов и реакторов а также аварийная вытяжная вентиляция коридоров обслуживания.
В данном курсовом проекте была спроектирована тупиковая подстанция 11010 кВ. Связь с системой по ВЛ 110 кВ потребителем является УМПО Pmax10=58 МВт.
В данном проекте был составлен единственный вариант структурной схемы производен выбор трансформаторов связи расчет количества линий выбор схем распределительных устройств. Также была разработана схема питания собственных нужд подстанции. Для единственного варианта структурной схемы был произведен расчет токов короткого замыкания. По полученным данным расчета токов короткого замыкания был выполнен выбор выключателей разъединителей токоведущих частей подстанции.
В курсовом проекте выполнен чертеж полной принципиальной схемы подстанции а также конструктивный чертеж открытого распределительного устройства с соответствующими спецификациями.
Спроектированная подстанция предназначена для работы в умеренном климате.
Правила устройства электроустановок (ПУЭ 7 издание). – М.:НЦ ЭНАС 2003.
Рожкова Л.Д. Электрооборудование станций и подстанций: Учебник для средн. проф. образования Л.Д. Рожкова Л.Н. Карнеева Т.В. Чиркова. – М.:Издательский центр «Академия» 2004.-648 с.
Выбор схем электрических соединений подстанций: Методические указания по дисциплине «Электрическая часть электрических станций и подстанций»С.Е.Кокин. Екатеринбург:УГТУ-УПИ 2001.
Нормы технологического проектирования подстанций переменного тока с высшим напряжением 35-750 кВ – 4-е изд. перераб. и доп. № 13865 тм – т1. – М.: «Энергосетьпроект» 1991.
Неклепаев Б.Н. Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций :Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учеб. пособие для вузов. – 4-е изд. перераб. и доп. – М.: Энергоатомоиздат 1989.- 608 с.
Волкова Т.Ю. Юлукова Г.М. Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования по дисциплине «Электроэнергетика». – Уфа: УГАТУ 2004.

Полная принципиальная.cdw

Полная принципиальная схема
Схема электрическая принципиальная

План ОРУ 110 кВ. ВГТ.cdw

План и разрез ячейки ОРУ-110 кВ
Схема электрическая расположения
Выключатель типа ВГТ-110-402500
Трансформатор тока типа TГФ-110-6005
Трансформатор напряжения типа ЗНОГ-110
Разъединитель типа РГ-1101000