Тэц 560 мвт

Спец1.SPW

ПЗ.doc

Выбор двух вариантов структурных схем8
Выбор основного оборудования10
1 Выбор генераторов10
3 Выбор числа и мощности трансформаторов связи12
Схема перетоков мощностей для обоих вариантов16
1 Для первого варианта16
2 Для второго варианта17
Расчет количества линий распределительных устройств18
1. Расчёт количества линий на высокое напряжение18
2. Расчёт количества линий на среднее напряжение:19
3 Количество линий на низком напряжении19
Выбор схем распределительных устройств всех напряжений20
1 Выбор схемы РУВН-110 кВ20
2 Схема для РУ 35 кВ:21
Технико-экономическое сравнение двух вариантов23
1 Технико-экономическое сравнение производится по методу приведенных затрат.23
2 Расчет для первого варианта23
3 Расчет для второго варианта24
Схема собственных нужд26
1 Трансформаторы в блочной части выбираются по условиям:26
2 Выбор ТСН в неблочной части26
Расчет токов короткого замыкания28
2 Схема замещения.29
3 Расчет сопротивлений30
4 Преобразование схемы для точки К-132
5 Расчет токов короткого замыкания для точки К-133
6 Преобразование схемы для точки К-236
7 Преобразование схемы для точки К-338
8 Преобразование схемы для точки К-441
9 Преобразование схемы для точки К-542
10 Расчет токов короткого замыкания для точки К-544
Выбор выключателей и разъединителей47
1 Выбор выключателей на ОРУ-110кВ47
2 Выбор выключателей на ОРУ-35кВ49
3 Выбор выключателей на ГРУ цепь ввода генератора 63МВт50
4 Выбор выключателей на отходящие линии с ГРУ52
5 Выбор разъединителей56
6 Выбор разъединителей на ОРУ-110кВ56
7 Выбор разъединителей на ОРУ-35кВ57
8 Выбор разъединителей на ГРУ-10кВ58
Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения59
1 Проверка трансформаторов тока на ОРУ-110кВ59
2 Выбор трансформаторов тока на ОРУ-35кВ61
3 Выбор трансформаторов напряжения на ОРУ-110кВ63
4 Выбор трансформаторов напряжения на ОРУ-35кВ63
5 Выбор трансформаторов напряжения на ГРУ-10кВ64
Выбор токоведущих частей65
1 Выбор сборных шин и ошиновки на ОРУ-110кВ65
2 Выбор сборных шин и ошиновки на ОРУ-35кВ66
3 Выбор комплектного токопровода в цепи генератора на ГРУ67
5 Выбор сборных шин на ГРУ68
Выбор ограничителей перенапряжения70
1 Выбор ограничителей перенапряжения на 110кВ.70
2 Выбор ограничителей перенапряжения на 35кВ.70
3 Выбор ограничителей перенапряжения на 10кВ.70
Выбор конструкции распределительных устройств71
1 Требования к конструкциям ОРУ71
2 Конструкция ОРУ -110кВ71
3 Конструкция открытого РУ-35кВ72
4 Требования к конструкциям ЗРУ72
5 Конструкция РУ-10кВ72
В данном курсовом проекте рассчитываем и проектируем ТЭЦ 560 МВт.
В соответствии с заданием на курсовой проект составили два варианта структурных схем. Произвели выбор основного оборудования: генераторов блочных трансформаторов и трансформаторов связи подсчитали количество линий каждого РУ.
Затем произвели технико-экономическое сравнение обоих вариантов схем и выбрали экономически выгодный из них.
Согласно произведённому подсчёту нагрузок собственных нужд были выбраны трансформаторы собственных нужд.
Вычислили значения токов короткого замыкания и по ним из каталогов было выбрано и проверено остальное оборудование: выключатели разъединители измерительные трансформаторы тока и напряжения. Также были выбраны и проверены токоведущие части РУ. Даны описания конструкций всех РУ.
На основе выбранных схем РУ была сделана полная принципиальная схема станции.
Электроэнергетика в развитых странах мира является базовой отраслью топливно-энергетического комплекса и определяет состояние экономики. Помимо количественных и структурных изменений в электроэнергетике одна из важных тенденций - интеграция электроэнергетических систем (ЭЭС) и формирование региональных и межгосударственных энергообъединений. Целесообразность интеграции определяется возможностью использования системных эффектов в процессе маневрирования энергоресурсами генерирующими мощностями и потоками электроэнергии. Основная цель расширения и объединения ЭЭС состоит в предоставлении потребителям на всей территории энергообъединения электроэнергии и электроэнергетических услуг высокого качества и с высокой надежностью. Тем самым электроэнергетика все в большей мере приобретает функции инфраструктурной отрасли экономики.
Основная доля в структуре генерирующих мощностей приходится на тепловые электростанции работающие на органическом топливе кроме Латинской Америки где в силу природных условий получила приоритетное развитие гидроэнергетика
Согласно большинству прогнозов органическое топливо в ближайшие несколько десятилетий будет по-прежнему играть ведущую роль в структуре топливного баланса тепловых электростанций. Предпосылками для этого являются: благоприятная для потребителей ценовая конъюнктура органического топлива; хорошая техническая разработка технологий производства электроэнергии на базе органического топлива; значительные разведанные запасы нефти газа и угля и постепенный перевод в эту категорию части их геологических запасов.
В последнее десятилетие условия развития электроэнергетики России изменились. К изменениям оказывающим влияние на тенденции в развитии генерирущих мощностей можно отнести следующие.
- Значительно большее чем ранее внимание экологическим проблемам развития электроэнергетики со стороны населения и общественных организаций.. Надлежащий учет экологических факторов при размещении энергетических объектов в регионах ограничивает единичные мощности электростанций требует разнесения тепловых электростанций на большей территории снижения объемов водохранилищ ГЭС повышает интерес к использованию малых электростанций в т.ч. на возобновляемых энергоресурсах.
- Кризисные явления в энергетическом машиностроении и энергостроительной индустрии. Низкие темпы вводов генерирующих мощностей в последнее десятилетие и соответственно малые объемы заказов энергетического оборудования отразились на состоянии этих отраслей - ушли квалифицированные специалисты распались крупные строительные коллективы и пр. Восстановление производственного потенциала этих отраслей его обновление на современной основе потребуют значительных средств и времени.
- Реструктуризация и модернизация экономики страны на новой основе с активным применением энергосберегающих технологий что приведет в перспективе к снижению темпов роста спроса на электроэнергию. Это подтверждает опыт развитых зарубежных стран. Указанный фактор не способствует вводу достаточно крупных электростанций.
- Существенное повышение неопределенности в спросе на электроэнергию в перспективе из за неопределенности рыночной конъюнктуры но сравнению с плановой экономикой. Действие этого фактора требует существенного увеличения адаптивности развития электроэнергетики к изменяющимся условиям что реально может быть обеспечено за счет относительно небольших энергетических установок сооружаемых за короткое время.
Таким образом новые условия развития электроэнергетики в России приводят к существенным изменениям в структуре генерирующих мощностей темпах их роста размещении электростанций.
Выбор двух вариантов структурных схем
Для первого варианта станции устанавливаем два генератора мощностью по 63 МВт каждый работающие на шины низкого напряжения. На шины высокого напряжения 110 кВ устанавливаем четыре блока генератор-трансформатор с мощностью генераторов по 110 МВт каждый.
Связь между распределительными устройствами происходит через трёхобмоточные трансформаторы связи.
Связь с энергосистемой производится через РУВН 110 кВ.
Для второго варианта станции устанавливаем два генератора мощностью по 63 МВт каждый работающие на шины низкого напряжения. На шины высокого напряжения 110 кВ устанавливаем два блока генератор-трансформатор мощностью генераторов по 220 МВт каждый.
Связь между распределительными устройствами также происходит через два трёхобмоточных трансформатора связи.
Выбор основного оборудования
Все генераторы выбираем серии Т3В : Т3В – 63 – 2; Т3В – 110 – 2 ; Т3В – 220 – 2.
Турбогенераторы Т3В отличаются доступностью внутренних элементов для осмотра и ремонта из-за большого числа люков в обшивке просторных концевых частей корпуса статора отсутствие жестких требований к герметичности корпуса. Они по всем параметрам соответствуют мировому уровню а по ряду характеристик (КПД устойчивость запасы мощности безопасность простота обслуживания) превосходит его.
Таблица 2.1 Технические данные генераторов
2. Выбор блочных трансформаторов
Условия выбора блочных трансформаторов:
Найдем реактивную мощность генератора Q МВАр:
где Р - номинальная мощность генератора МВт.
cos - коэффициент мощности генератора.
Qнг 63= 63 = 4725 МВАр
Qнг 110= 110 = 825 МВАр
Qнг 220= 220 = 13634 МВАр
Расход активной и реактивной мощности на собственные нужды Р МВт и Q МВАр:
где n% - процентный расход на собственные нужды зависит от вида топлива и мощности генератора для газа n% = 66. [ 2 табл. 1.4 ]
Qсн 110 = = 544 МВАр
Qсн 220 = = 899 МВАр
Мощность проходящая через блочный трансформатор S МВА:
Sбл 110 = = 12845 МВА
Sбл 220 = = 24174 МВА
Выбираем трансформаторы:
В блоке с генератором Т3В-110-2 подходит трансформатор типа ТДЦ-125000110
) 125 МВА ~ 12843 МВА.
Так как промышленностью не выпускается трансформаторы с мощностью большей 125 МВА и UН=105кВ то принимаем что генератор Т3В-110-2 работает на 97% мощности.
В блоке с генератором Т3В-220-2 подходит трансформатор типа ТДЦ-250000110
) 250 МВА > 24174 МВА
3 Выбор числа и мощности трансформаторов связи
На ТЭЦ рекомендуется устанавливать два параллельно работающих трансформатора связи.
Трансформаторы связи выбирают по условиям:
Так как у нас структурная схема на низкой стороне в первом и втором варианте одинаковая то выбор трансформатора выполняем одним расчетом:
Определим суммарную активную мощность собственных нужд на ГРУ МВт:
где - активная суммарная мощность генераторов работающих на ГРУ МВт.
Найдём суммарную реактивную мощность генераторов работающих на шины ГРУ :
Определим суммарную реактивную мощность собственных нужд на ГРУ МВАр = (2.7)
Найдём минимальную потребляемую активную и реактивную энергию с шин ГРУ P МВт и Q МВАр:
P = 076 69 = 5244 МВт
где сos - коэффициент мощности потребляемой нагрузки с шин ГРУ.
Q = 5244 =29719 МВАр
Рассчитаем мощность проходящую через трансформаторы S МВА:
Sт = 87662 = 4383 МВА
Для первого и второго варианта структурных схем выбираем трансформатор связи типа: ТДТН – 63000110 УХЛ1
Выбранный трансформатор необходимо проверить в двух режимах:
) Аварийное отключение одного из трансформаторов с 40% пеегрузкой второго:
Рассчитаем максимальную реактивную мощность потребляемую с шин ГРУ Qmax гру МВАр:
Qmax гру = 69 = 391 МВАр
Определяем нагрузку на трансформаторе Sт МВА:
где P - максимальная активная мощность потребляемая с шин ГРУ.
Условие выполняется.
) Аварийное отключение одного из генераторов на ГРУ при максимальной нагрузке на шинах генераторного и среднего напряжения:
Рассчитаем активную и реактивную мощность двух генераторов работающих на шине ГРУ Рнггру(n-1) МВт Qнггру(n-1) МВАр: (2.13)
Qнггру(n-1) = 63 = 4725 МВАр (2.14)
Теперь рассчитаем реактивную максимальную нагрузку потребляемую с шин среднего напряжения Q МВАр:
Qmax ср = Pmax ср (2.15)
где P - максимальная активная мощность потребляемая с шин среднего напряжения МВт.
Qmax ср = 30 = 17 МВАр
Рассчитаем нагрузку на трансформаторе Sт МВА:
Принимаем трёхобмоточный трансформатор связи для первого и второго варианта схем типа: ТДТН – 63000110-у1
Таблица 2.2 Технические данные трансформаторов
Д- масляный с естественной циркуляцией масла и принудительной циркуляцией воздуха;
ДЦ- с принудительной циркуляцией масла и воздуха;
Схема перетоков мощностей для обоих вариантов
1 Для первого варианта
2 Для второго варианта
Расчет количества линий распределительных устройств
1. Расчёт количества линий на высокое напряжение
Расчет для первого варианта структурных схем :
Рассчитаем суммарную активную мощность собственных нужд на ТЭЦ МВт:
= Рснбл + Рснгру (3.1)
= 7264 + 4158 2 = 37356 МВт
Определим общее количество линий на высокое напряжение:
где Рст - активная мощность станции МВт.
Р1л - пропускная способность одной линии МВт. [ 3. с 21]
Принимаем количество линий равное тринадцати. Количество тупиковых линий равно.
Количество линий отходящих в энергосистему определяется:
nл.сист = nлин - nтуп (3.3)
Расчет для второго варианта структурных схем :
= Рснбл + Рснгру (3.4)
= 14522 + 4158 2 = 37356 МВт
Р1л - пропускная способность одной линии МВт. [3. с 21]
Принимаем количество линий равное тринадцати Количество тупиковых линий равно.
nл.сист = nлин - nтуп (3.6)
2. Расчёт количества линий на среднее напряжение:
где Рmax - максимальная активная мощность потребляемая с шин среднего напряжения МВт.
Принимаем количество линий равное трем.
3 Количество линий на низком напряжении
Принимаем количество линий равное двадцати четырем.
Выбор схем распределительных устройств всех напряжений
1 Выбор схемы РУВН-110 кВ
Для РУВН-110 кВ обоих вариантов структурных схем выбираем схему с двумя рабочими с секционированными выключателями и обходной системами шин с двумя обходными и с двумя шиносоединительными выключателями. Эта схема применяется при числе присоединений 12 и более в данном случае на РУ-110кВ 19 присоединений (4 блочных трансформатора 2 трансформатора связи 10 системных линий и 3 тупиковых) для первого варианта и 17 присоединений (2 блочных трансформатора2 трансформатора связи 10 системных линий и 3 тупиковых) для второго варианта выбранных схем.
Шиносоединительный выключатель нормально включен и выравнивает напряжение по системам шин. Секции шин соединены между собой нормально включенными (для выравнивания напряжения по секциям шин) секционными выключателями. Обходной выключатель нормально отключен шинные разъединители в цепи обходного выключателя так же отключены. Обходная система шин вместе с обходным выключателем служат для вывода в ремонт любого выключателя а так же систему шин не нарушая работы присоединений.
Схема для первого варианта :
Схема для второго варианта:
На РУСН-35 кВ применяем одну секционированную систему шин в нормальном режиме секционный выключатель включён и выравнивает потенциалы по секциям шин. Недостаток этой схемы состоит в том что при выводе в ремонт или коротком замыкании на одной из секций шин отключится часть потребителей количество присоединений равно 5-ти (3-и линии 2-а трансформатора связи). Присоединения фиксированные.
2 Схема для РУ 35 кВ:
На генераторное распределительное устройство применим одну секционированную системную сборных шин. Шины ГРУ секционируются по количеству генераторов секционный выключатель нормально включён для выравнивания потенциалов по секциям шин. Для ограничения токов которого замыкания на шинах в цепи секционного выключателя применяется секционный реактор. Питающие потребитель линии запитываются с шин ГРУ через групповые реакторы они предусмотрены для:
- ограничения тока короткого замыкания в линии с целью установки малогабаритных вакуумных выключателей встроенных в КРУ;
- поддержание напряжения на шинах в пределах 65% от номинального напряжения при коротком замыкании в линии;
- уменьшение габаритов ГРУ за счёт уменьшения количества присоединений к шинам.
Технико-экономическое сравнение двух вариантов
1 Технико-экономическое сравнение производится по методу приведенных затрат.
Подсчитаем капитальные затраты по вариантам. Для этого составим таблицу в которую вносятся только те элементы на которые варианты различаются.
Таблица 6.1 - Разница капитальных вложений в строительство ТЭЦ по вариантам
Наименование и тип оборудования
Стоимость единицы тыс.руб.
Трансформатор ТДЦ-125000110
Трансформатор ТДЦ-250000110
2 Расчет для первого варианта
Рассчитаем потери энергии на блочных трансформаторах кВтч:
где - потери на холостом ходу в трансформаторе кВт.
t – число часов работы трансформатора в году ч.
- потери при коротком замыкании в трансформаторе кВт.
- мощность проходящая через трансформатор МВА.
- номинальная мощность трансформатора МВА.
- число часов максимальных потерь. Зависит от числа часов использования максимума нагрузки. [ 1 С. 396]
Потери в трансформаторе ТДЦ-125000110
Потери в трансформаторе ТДЦ-250000110
Так как трансформаторов четыре то:
Так как трансформаторов два то:
Определим эксплуатационные затраты тыс.руб:
- стоимость потерянной электроэнергии в трансформаторах тыс.рубкВтч:
где - стоимость одного кВтч (150 копкВтч)
- расходы на ремонт амортизацию и содержание персонала. Они составляют 8-9% от капитальных затрат тыс.руб.
Подсчитаем затраты по варианту тыс.руб. :
где - нормативный коэффициент эффективности
3 Расчет для второго варианта
Определим эксплуатационные затраты по варианту 2
Так как разница составляет 5 % варианты структурных схем практически экономически равнозначны. Для дальнейших расчетов выбираем второй вариант структурных схем так как он экономичнее.
Схема собственных нужд
Для обеспечения технологического процесса работы станции необходимо запитывать потребителей собственных нужд: электродвигатели освещение отопление и так далее. Для этого на станции сооружается два РУ собственных нужд:6 кВ и 04 кВ
На ТЭЦ можно выделить блочную и неблочную часть.
Согласно НТП питание собственных нужд в блочной части осуществляется отпайкой с выводов генератора через понижающие трансформаторы.
1 Трансформаторы в блочной части выбираются по условиям:
Для генератора Т3В-220-2 принимаем трансформатор типа: ТРДНС – 2500015-У1
2 Выбор ТСН в неблочной части
Питание рабочих секций собственных нужд в неблочной части выполняется с шин ГРУ причем с одной секции шин ГРУ можно запитывать не более 2-х рабочих секций собственных нужд. Количество рабочих секций собственных нужд в неблочной части определяется количеством котлов. На ГРУ в проектируемой станции предусматривается четыре котла. Два котла запитывается с первой секции сн и два- со второй.
Питание на резервную магистраль подается от резервного источника. На данной электростанции питание на резервную магистраль подается через пуско – резервный трансформатор собственных нужд с низкой обмотки трансформатора связи до выключателя.
Трансформаторы собственных нужд в неблочной части выбираются по условиям:
Подходит трансформатор типа: ТДНС-1600020 У1
Так же на ТЭЦ предусматривается резервные ТСН которые должны быть такими же как и самый мощный рабочий включая блочную часть.
Принимаем резервные ТСН: ТРДНС – 2500010 У1
Таблица 7.1 Технические данные трансформаторов
Р - обмотка низшего напряжения расщеплена на две;
Д - масляный с естественной циркуляцией масла и принудительной циркуляцией воздуха;
Н - с регулированием напряжения под нагрузкой;
С - в конце буквенного обозначения - для собственных нужд электростанций;
Расчет токов короткого замыкания
Расчеты токов КЗ необходимы:
- для сопоставления оценки и выбора главных схем электрических станций сетей и подстанций;
- выбора и проверки электрических аппаратов и проводников;
- проектирования и настройки устройств релейной защиты и автоматики;
- анализа аварий в электроустановках и электрических системах;
-проверки оборудования на термическую и динамическую устойчивость.
Для упрощения расчетов токов короткого замыкания принимают следующие допущения:
-отсутствие качаний генераторов (принимается что в процессе короткого замыкания генераторы вращаются синхронно);
-линейность всех элементов схемы (не учитывается насыщение магнитных систем);
- все нагрузки представляются в виде постоянных индуктивных сопротивлений;
- пренебрежение активными сопротивлениями элементов;
- пренебрежение распределенной емкостью электрических линий;
- симметричность всех элементов схемы за исключением места короткого замыкания;
- пренебрежение током намагничивания трансформаторов.
Расчет проводим в относительных единицах для этого принимают S6 = 1000 МВА.
Порядок расчета токов КЗ:
)Составляется расчетная схема;
)По расчетной схеме составляется схема замещения;
)Рассчитываются сопротивления схемы замещения;
)Рассчитываются токи.
Рисунок 8.1- Расчетная схема
Рисунок 8.2- Схема замещения.
3 Расчет сопротивлений
Прежде чем рассчитывать токи необходимо выбрать секционный реактор установленный на ГРУ.
Секционный реактор выбирается по условиям:
Максимальный ток для секционного реактора:
где SНОМG- полная номинальная мощность генератора UНОМG- напряжение на выводах генератора.
Выбираем реактор РБГ 10-2500-020 У3
Расчет сопротивлений производим в относительных единицах. Принимаем базисную мощность равную SБ=1000МВА.
Рассчитаем сопротивление энергосистемы:
SБ- базисная мощность;
SН- мощность энергосистемы.
Рассчитаем сопротивление линий:
где - удельное сопротивление 1км линии. Для линий 6 - 220 км =04 Омкм;
UСР - ближайшее большее напряжение по ряду средних напряжений кВ.
Рассчитаем сопротивление блочного трансформатора ТДЦ-250000150:
где - индуктивное сопротивление обмоток трансформатора.
Рассчитаем сопротивление генераторов Т3В-63-2:
где Хd” – сверхпереходное сопротивление генератора по продольной оси.
Рассчитаем сопротивления трансформаторов связи ТДТН-63000110:
Так как на ТЭЦ низкая обмотка трехобмоточного трансформатора связи должна обращаться в ноль меняем местами XТС и XТН.
Рассчитаем сопротивления высокой и средней обмотки:
Рассчитаем сопротивление реактора:
где XНР- номинальное сопротивление реактора. Указывается в типе реактора.
Найдем сопротивление трансформатора собственных нужд (ТСН) ТРДНС 2500015:
Так как трансформатор с расщеплённой обмоткой то формуле из [1. стр101]
4 Преобразование схемы для точки К-1
Рисунок 8.3- Преобразования схемы относительно точки К-1
Отбрасываем сопротивления X17 и X19 так как они равны нулю.
Объединяем сопротивления всех линий в одну складывая их параллельно. X28=X2X3X4X5X6X7X8X9X10X11=
Сложим последовательно сопротивления энергосистемы и линий:
X29=X1+X28=055+0072=0622
Ток при коротком замыкании течет через сопротивления X12 X13 X14 X15X16 X22 X18 X24 X23. Не учитываем сопротивления X25 X26 X27 X20 X21 так как ток при коротком замыкании в точке К-1 через них не течет.
Перейдем к следующей схеме:
Рисунок 8.4- Лучевая схема для точки К-1
5 Расчет токов короткого замыкания для точки К-1
Расчет начального действующего значения периодической составляющей тока КЗ IП0 (t=0)
Определим базисный ток IБ:
где SБ-базисная мощность UСРКЗ- напряжение на той ступени где произошло КЗ.
Рассчитаем IП0 энергосистемы и генераторов:
где ЕX” – сверхпереходное ЭДС источника. Для системы ЕX”=1. XРЕЗ – результирующее сопротивление генерирующей ветви до точки КЗ.
ЕX”=113 100мВт и выше
Расчет ударного тока iУД
где КУД – ударный коэффициент. [1 табл.3.6 с.110]
Расчет апериодической составляющей тока КЗ в момент времени
где момент разведения контактов выключателя Та -постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ.
Расчет периодической составляющей тока КЗ в момент времени
Так как система является источником бесконечной мощности то
Для остальных генерирующих ветвей нужно сначала определить источником какой мощности они являются. Для этого определим номинальный ток:
Определим соотношение
Значит генератор G1 является источником конечной мощности. По кривой соответствующей каждому значению для определим коэффициент :
Для генераторов G3G4:
Значит это источник ограниченной мощности. =083
Таблица 8.1-Суммарные токи короткого замыкания для точки К-1
6 Преобразование схемы для точки К-2
Рисунок 8.5- Преобразования схемы относительно точки К-2
Ветви генераторов G3 и G4 симметричны относительно точки К2 поэтому сопротивление реактора X23 находится между узлами равных потенциалов следовательно ток кз через реактор протекать не будет.
Для дальнейших преобразований воспользуемся методом коэффициентов участия:
Рисунок 8.6- Преобразования схемы относительно точки К-2
Для перехода к лучевой схеме воспользуемся методом коэффициентов участия:
Рисунок 8.7- Лучевая схема для точки К-2
Токи КЗ для остальных точек находятся аналогичным способом как и для точки К-1.
Таблица 8.2-Суммарные токи короткого замыкания для точки К-2
7 Преобразование схемы для точки К-3
Рисунок 8.8- Преобразования схемы относительно точки К-3
X44=X20+X21 =115+115=23
Рисунок 8.9- Преобразования схемы относительно точки К-3
Преобразуем треугольник в звезду.
Воспользуемся методом коэффициентов участия:
Рисунок 8.10- Преобразования схемы относительно точки К-3
X51=X50+X24=101+194=295
Рисунок 8.11- Лучевая схема для точки К-3
Таблица 8.3-Суммарные токи короткого замыкания для точки К-3
8 Преобразование схемы для точки К-4
Не учитываем сопротивления Х23Х20Х21Х25Х26Х27.
Для расчета точки К-4 воспользуемся преобразованиями для точки К-1
Рисунок 8.12- Преобразования схемы относительно точки К-4
Рисунок 8.13 Лучевая схема для точки К-4
Таблица 8.4-Суммарные токи короткого замыкания для точки К-4.
9 Преобразование схемы для точки К-5
При КЗ в точке К-5 двигатели подключенные к ней переходят в режим генератора и начинают подпитывать точку КЗ.
Рисунок 8.14- Преобразования схемы относительно точки К-5
X54=X25+X27=0635+889=9525
Рисунок 8.15- Преобразования схемы относительно точки К-5
Рисунок 8.16- Лучевая схема для точки К-5
10 Расчет токов короткого замыкания для точки К-5
так как система является источником бесконечной мощности то
Расчет токов короткого замыкания для точки К-5 со стороны двигателя:
Таблица 8.5-Суммарные токи короткого замыкания для точки К-5
Таблица 8.6- Расчетные токи короткого замыкания
Наиме- нование ветви
На выводах генератора G1
Выбор выключателей и разъединителей
Выключатели и разъединители выбираются в зависимости от исполнения распределительного устройства. Распределительное устройство 10кВ выполняется закрытым а распределительные устройства 35 и 110кВ – открытыми.
Выключатель является основным коммутационным аппаратом в электрических установках он служит для отключения и включения цепи в любых режимах.
В учебном проектировании выключатели выбирается по цепи самого мощного присоединения. Мощность ЛЭП принимается равной пропускной способности линии. Мощность в цепях обмоток трансформаторов равна перетокам мощности через трансформатор.
1 Выбор выключателей на ОРУ-110кВ
Выбор выключателей производится по цепи самого мощного присоединения. На ОРУ-110кВ самым мощным присоединением является блок генератор-трансформатор.
где SНОМ –мощность проходящая через присоединение генератор-трансформатор.
IMAX.ЦЕПИ = IНОМ.ЦЕПИ =126кА
Выбираем вакуумный Выключател Элегазовый Баковый типа ВЭБ-110 II 40 2500 УXЛ1
Выключатель имеет пружинный привод и встроенные трансформаторы тока.
Выбранный выключатель необходимо проверить по условиям:
)На отключающую способность
- номинальный ток отключения выключателя;
- действующее значение периодической составляющей тока КЗ.
) На способность отключения апериодической составляющей тока КЗ
-апериодическая составляющая тока КЗ в момент расхождения контактов ;
-номинальное допускаемое значение апериодической составляющей в отключаемом токе для времени
где - нормированное процентное содержание апериодической составляющей в отключаемом токе.
=40%- паспортные данные
)На электродинамическую устойчивость
-наибольший пик (ток электродинамической стойкости);
=102кА - паспортные данные
)На термическую устойчивость
ВК - тепловой импульс
где - действующее значение периодической составляющей тока КЗ в момент t=0 от эквивалентного источника кА; - эквивалентная постоянная времени затухания с; tОТКЛ - расчетная продолжительность КЗ с.
где tС.З – время срабатывания защиты с; tО.В – время отключения выключателя с.
tОТКЛ =001+0055=0065с
где IТ - ток термической стойкости кА; tТ - время протекания тока термической стойкости с.
Условия выполняются.
2 Выбор выключателей на ОРУ-35кВ
Самое мощное присоединение на ОРУ-35кВ это цепь трансформатора связи.
где SНОМ – мощность проходящая через трансформатор связи.
В случае отключения одного из трансформаторов связи:
IMAX.ЦЕПИ =2 IНОМ.ЦЕПИ
IMAX.ЦЕПИ =2014=028кА
Выбираем элегазовый баковый выключатель 38PM31-12 с встроенными трансформаторами тока. Выключатель имеет пружинный привод.
3 Выбор выключателей на ГРУ цепь ввода генератора 63МВт
Наибольший ток нормального режима принимается при загрузке генератора до номинальной мощности PНОМ при номинальном напряжении и cos
где PНОМ – номинальная активная мощность генератора.
Наибольший ток послеаварийного или ремонтного режима определяется при условии работы генератора при снижении напряжения на 5%
Выбираем выключатель МГ-10-500063 УЗ
Маломасляный генераторный горшковый выключатель. Имеет два стальных бочка на полюс и по две пары рабочих и дугогасительных контактов. Мощные рабочие контакты позволяют увеличить номинальный ток этих выключателей а двукратный разрыв тока и специальные камеры гашения приводят к увеличению отключающей способности.
384 кА2с> 106133 кА2с
Значения токов короткого замыкания при выборе выключателей на ГРУ – цепь ввода генератора 63 МВт выбираем не по суммарному значению тока КЗ а по току который течет в цепи генератора.
4 Выбор выключателей на отходящие линии с ГРУ
где PМ - максимальное потребление с шин низкого напряжения.
Номинальный ток одной линии:
Выбираем выключатель ВВЭ-М-10-20630 У3. Предназначен для коммутации электрических цепей при нормальных и аварийных режимах в промышленных и сетевых установках в сетях трехфазного переменного тока с изолированной или заземленной через дугогасительный реактор нейтралью частоты 50 и 60 Гц на номинальное напряжение до 12 кВ. Имеет электромагнитный привод.
Э-электромагнитный привод
М-Модернизированный.
Так как выключатель не проходит по отключающей способности необходимо выбрать групповой реактор на отходящие линии.
Условия выбора реактора:
Намечаем к установке реактор РБС-10-2Х630-04 УЗ
Распределив равномерно шесть кабельных линий между двумя ветвями реактора проверим загрузку каждой ветви:
Определим результирующее сопротивление цепи КЗ до места установки реактора (К-3):
Определим требуемое сопротивление цепи КЗ для снижения тока КЗ до требуемой величины IП0ТРЕБ :
где - наименьшее значение требуемого тока КЗ за реактором.
Исходя из отключающей способности выключателя:
где -паспортные данные выключателя Ta=01 для ветви защищенной реактором 630А
Исходя из термической стойкости кабелей
Выбираем наименьшее =1723
Определим сопротивление реактора:
Выбираем реактор РБС-10-2630-04 УЗ
Рассчитываем токи КЗ за реактором (К-6) :
Выбранный реактор проверяем по условиям:
) )На электродинамическую устойчивость
кА3435кА так как при расчете сопротивления мы имеем погрешность то ток кз рассчитывается с погрешностью (примерно 10%). Допускаем что ударный ток удовлетворяет нашим условиям.
) На термическую устойчивость
) На остаточное напряжение
)Проверим потери напряжения в нормальном режиме
Выключатель ВВЭ-М-10-20630 У3 и реактор РБС-10-2Х630-04 УЗ проходят.
5 Выбор выключателей в системе собственных нужд
Выбираем выключатель ВВЭ-М-10-201600 У3. Предназначен для коммутации электрических цепей при нормальных и аварийных режимах в промышленных и сетевых установках в сетях трехфазного переменного тока с изолированной или заземленной через дугогасительный реактор нейтралью частоты 50 и 60 Гц на номинальное напряжение до 12 кВ. Имеет электромагнитный привод.
Выключатель предназначен для работы в шкафах КРУ и шкафах КСО.
5 Выбор разъединителей
Разъединители выбираются по условиям:
6 Выбор разъединителей на ОРУ-110кВ
Выбранный разъединитель проверяем по условиям:
7 Выбор разъединителей на ОРУ-35кВ
8 Выбор разъединителей на ГРУ-10кВ
Выбираем разъединитель РРЧ-206300 МУ3. Разъединитель высокого напряжения внутренней установки РРЧ-206300МУ3 предназначен для включения и отключения обесточенных участков электрической цепи находящихся под напряжением. Р -разъединитель;Р - рубящий;Ч - для частых коммутаций;З - индекс обозначающий наличие заземлителей;У3 - климатическое исполнение и категория размещения по ГОСТ15150-69 и ГОСТ 15543.1-89.
Выбор разъединителей на отходящие линии с шин ГРУ не производим так как они встроены в КРУ К-104.
Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения
Трансформаторы тока выбираются по условиям:
1 Проверка трансформаторов тока на ОРУ-110кВ
Трансформатор тока ТВТ-110-1-15005 встроенный для трансформаторов и автотрансформаторов. Т-трансформатор тока; В-встроенный; Т-для силовых трансформаторов и автотрансформаторов;
Выбранный трансформатор тока проверяем:
) На вторичную нагрузку
Так как индуктивное сопротивление приборов очень мало то будем считать что Z2r2
r2НОМ - допустимая вторичная нагрузка; r2РАСЧ – расчетное сопротивление приборов и проводов во вторичной обмотке.
r2РАСЧ = r2ПРИБ + r2КОНТАКТ + r2ПРОВОД
где r2ПРИБ –сопротивление приборов подключенных ко вторичной обмотке; r2КОНТАКТ – сопротивление контактов во вторичной обмотке; r2ПРОВОД – сопротивление проводов.
Таблица 10.1-Вторичная нагрузка трансформатора тока
где -суммарная мощность потребляемая приборами; I2НТА- номинальный ток протекающий во вторичной обмотке трансформатора тока.
r2КОНТАКТ =005 Ом так как число приборов меньше трех
r2ПРОВОД = r2НОМ - r2ПРИБ - r2КОНТАКТ
где S2Н –номинальная вторичная нагрузка ВА.
r2ПРОВОД =12-002-005=113 Ом
Определим сечение провода:
где lРАСЧ- расчетная длина провода. Для РУ-110кВ lРАСЧ = 75-100м. Принимаем lРАСЧ =100м.
- удельное сопротивление провода. Для проводов с медными жилами
Округляем до SПРОВОД=25мм2. По условию прочности сечение не должно быть меньше 25 мм2 для медных жил (ПУЭ п.3.4.4).
Выбрав SПРОВОД уточним rПРОВОД:
Тогда r2РАСЧ =002+005+07=077 Ом.
2 Выбор трансформаторов тока на ОРУ-35кВ
Трансформатор тока ТВТ 35-III-6005 встроенный для трансформаторов и автотрансформаторов. Т-трансформатор тока; В-встроенный; Т-для силовых трансформаторов и автотрансформаторов; номер конструктивного варианта исполнения (I II III);
Трансформатор тока проверяем:
Таблица 10.2-Вторичная нагрузка трансформатора тока
Потребляемая мощностьВА
r2КОНТАКТ =005 Ом так как число приборов равно трем
r2ПРОВОД =12-005-0044=1106 Ом
Длина для РУ-35кВ lРАСЧ = 60-75м. Принимаем lРАСЧ =75м
Тогда r2РАСЧ =0044+005+0525=0619 Ом.
Выбор трансформаторов напряжения
Трансформаторы напряжения выбираются по условиям:
3 Выбор трансформаторов напряжения на ОРУ-110кВ
Для определения S2РАСЧ составляем таблицу.
Таблица 10.3-Вторичная нагрузка трансформатора напряжения
Наимено-вание прибора
Сборные шины высшего напряжения
Регистрирующие приборы
Суммирующий ваттметр
Приборы синхронизации
Обходной выключатель
S2РАСЧ = 169 ВА. Подходит трансформатор CPA 123 S2НОМ.TV = 200 ВА класс точности 05.
Устанавливаем по одному на каждую систему шин.
4 Выбор трансформаторов напряжения на ОРУ-35кВ
Таблица 10.4-Вторичная нагрузка трансформатора напряжения
Регистрир. вольтметр
Трансформатор связи (СН)
S2РАСЧ = 38 ВА. Подходит трансформатор 3НОЛ-35-10 У3
S2НОМ.TV = 75ВА класс точности 05.
З-заземляемый;Н- напряжения;О- однофазный;Л- с литой изоляцией;
Устанавливаем по одному на каждую секцию.
5 Выбор трансформаторов напряжения на ГРУ-10кВ
Таблица 10.5-Вторичная нагрузка трансформатора напряжения
Секции шин генератор. напряжения
Вольтметр для измерения
Вольтметр для измерения 3-х фаз. U
Трансформатор связи (НН)
S2РАСЧ = 132 ВА. Подходит трансформатор 3НОЛ-06-10 У3
S2НОМ.TV = 150ВА класс точности 1
Выбор токоведущих частей
Основное электрическое оборудование электростанций и подстанций (генераторы трансформаторы синхронные компенсаторы) и аппараты в этих цепях (выключатели разъединители и др.) соединяются между собой проводами разного типа которые образуют токоведущие части электрической установки.
1 Выбор сборных шин и ошиновки на ОРУ-110кВ
В РУ-110кВ применяются гибкие шины выполненные проводами АС.
Сечение гибких шин и токопроводов выбирается по допустимому току при максимальной нагрузке на шинах то есть по току наиболее мощного присоединения (в данном случае по блочному трансформатору ТДЦ-250000150).
IНОРМ.ЦЕПИ=IMAX.ЦЕПИ=1268 А
Выбираем для ОРУ-110кВ сталеалюминевые провода марки АС-40022.Принимаем два провода.
IДОП=2*830=1660А; (для открыт. помещения) [4табл 1.3.29]
Радиус провода r0=266см;
Расстояние между фазами D=250см. Фазы расположены горизонтально. [1 417стр]
Проверка провода производится по следующим условиям:
)По допустимому току
)Проверка на термическую стойкость тока КЗ не производится так как шины выполнены на открытом воздухе голыми проводами
) На электродинамическую стойкость не проверяем так как IП0=205кА ~ 20кА.
) Проверка по условиям кронирования
Определяем начальную критическую напряженность:
где m- коэффициент учитывающий шероховатость поверхности провода m=082 [1 стр.191]; r0-радиус провода см.
Определяем напряженность вокруг провода:
где U=11*UНОМ- линейное напряжение кВ;
- коэффициент учитывающий число проводов n в фазе;
rЭ – эквивалентный радиус расщепленных проводов а=20см[1стр.192 табл.4.5].
При горизонтальном расположении фаз
2 Выбор сборных шин и ошиновки на ОРУ-35кВ
В РУ-35 кВ применяются гибкие шины выполненные проводами АС. Принимаем сечение по допустимому току при максимальной нагрузке на шинах равной току наиболее мощного присоединения – трансформатора связи.
IНОРМ.ЦЕПИ=IMAX.ЦЕПИ=280 А
Выбираем для ОРУ-35кВ сталеалюминевые провода марки АС-9516.
IДОП=330А; (вне помещения) [4 табл 1.3.29]
Радиус провода r0=0675см;
)Проверка на термическую стойкость не производится так как шины выполнены на открытом воздухе.
) На электродинамическую стойкость не проверяем так как IП0=1518кА 20кА.
3 Выбор комплектного токопровода в цепи генератора на ГРУ
Проверяем токопровод по условиям:
4 Выбор комплектного токопровода в цепи блочного генератора 220МВт
5 Выбор сборных шин на ГРУ
В закрытых РУ 6-10кВ ошиновка и сборные шины выполняются жесткими алюминиевыми шинами.
Сборные шины по экономической плотности тока не выбираются (ПУЭ п.1.3.28) поэтому выбор сечения шин производим по допустимому току.
Наибольший ток в цепи сборных шин:
Принимаем шины коробчатого сечения 2 (150677)мм2 и сечением 21785мм2 IДОП.НОМ=5650А.
Принимаем среднемесячную температуру наиболее жаркого месяца равной 300С. Поправочный коэффициент на температуру воздуха (300С) равен 094 тогда
IДОП =0945650=5311А что больше IMAX.
Предполагаем что сборные шины будут расположены в вершинах прямоугольного треугольника. Расстояние между фазами aX=aY=08м l=2м. [1стр.176].
Проверяем шины по условиям:
)На термическую стойкость
qMIN – минимальное сечение по термической стойкости;
q- выбранное сечение.
где tОТКЛ=4с для цепей генераторов мощностью 60МВт и более
где С1=91 для шин из алюминия АДН [1стр.141табл.3.16]
Шины термически стойки так как qMINq=3570 мм2
)На механическую прочность
Расчет производим без учета колебательного процесса так как шины коробчатого профиля обладают большим моментом инерции. Принимаем что швеллеры шин соединены жестко по всей длине сварным швом тогда момент сопротивления Wy0-y0=167 см3. При расположении шин в вершинах прямоугольного треугольника расчетную формулу принимаем по таблице 4.3 [1стр.185].
Напряжение в материале шин от взаимодействия между фазами:
при жестком соединении элементов шин коробчатого профиля.
Шины механически прочны.
Выбор ограничителей перенапряжения
1 Выбор ограничителей перенапряжения на 110кВ.
Согласно напряжению установки 110 кВ выбираю ограничитель напряжения типа ОПН-110 УХЛ1 который удовлетворяет условию:
2 Выбор ограничителей перенапряжения на 35кВ.
Согласно напряжению установки 35 кВ выбираю ограничитель напряжения типа ОПН-35 УХЛ1 который удовлетворяет условию:
3 Выбор ограничителей перенапряжения на 10кВ.
Согласно напряжению установки 10 кВ выбираю ограничитель напряжения типа ОПН-10 ХЛ1 который удовлетворяет условию:
Выбор конструкции распределительных устройств
Согласно ПУЭ при напряжении 10кВ на станции сооружаются закрытые распределительные устройства (ЗРУ) при напряжении 35кВ и выше сооружаются открытые распределительный устройства (ОРУ) при условии что станция не находится в химически активной зоне или в районе Крайнего Севера.
1 Требования к конструкциям ОРУ
Открытые РУ должны обеспечить надёжность работы безопасность и удобство обслуживания при минимальных затратах на сооружение возможность расширения. Максимальное применение крупноблочных узлов заводского изготовления.
Все аппараты ОРУ обычно располагаются на невысоких основаниях. По территории ОРУ предусматриваются проезды для возможности механизации монтажа и ремонта оборудования. Гибкие шины крепятся с помощью подвесных изоляторов на порталах.
Под силовыми трансформаторами и баковыми выключателями 110кВ укладывается слой гравия толщиной не менее 25 см и предусматривается сток масла в аварийных случаях в систему отвода ливневых вод. Кабели оперативных цепей цепей управления релейной защиты автоматики и воздухопроводы прокладываются в лотках из железобетонных конструкций без заглубления их в почву или в металлических лотках подвешенных к конструкциям ОРУ.
Открытое РУ должно быть ограждено.
2 Конструкция ОРУ -110кВ
ОРУ -110кВ с двумя секционированными системами шин и одной обходной системами шин выполнено с использованием железобетонных конструкций. Две
секции рабочей шины примыкают друг к другу а обходная система шин отнесена за линейные порталы. Выводы к трансформаторам пересекают обе секции рабочей системы шин. Выключатели устанавливаются в один ряд. Перед выключателями имеется автодорога для проезда ремонтных механизмов провоза оборудован0ия. Соединение между выключателями трансформаторами тока над проездом выполнено жёсткой ошиновкой. Во всех цепях установлены однополюсные двухколонковые разъединители. Под внутренней секцией рабочей системы шин асимметричное (килевое) расположение разъединителей
3 Конструкция открытого РУ-35кВ
В данном ОРУ все оборудование смонтировано на заводе доставлено на станцию для монтажа. Разъединители в блоках расположены на небольшой высоте. Для безопасности при обслуживании блок имеет сетчатое заграждение. Блок Б-1 это металлическая конструкция на которой смонтированы выключатель ВБН-35-3151600 УХЛ1 шинный и линейный разъединитель РГТ-35-1000УЗ. Привод выключателя установлен в шкафу закрепленном на той же металлической конструкции. Выключатель и разъединитель сблокированы между собой для предотвращения неправильных операций. Аппараты релейной защиты автоматики измерения и сигнализации размещаются в релейном шкафу рядом со шкафом привода. Блок Б-2 так же состоит из металлической конструкции на которой смонтированы трансформаторы напряжения (ЗНОЛ-35-10УЗ) предохранители вентильные разрядники и разъединители с двумя заземляющими ножами. На конструкции крепится релейный шкаф.
Шаг ячейки- 25 метра.
4 Требования к конструкциям ЗРУ
Закрытое РУ должно обеспечивать надёжность работы электроустановки. Обслуживание ЗРУ должно быть удобным и безопасным. Размещение оборудования в РУ должно обеспечивать хорошую обозреваемость удобство
ремонтных работ полную безопасность при ремонтах и осмотрах. Для безопасности соблюдаются минимальные расстояния от токоведущих частей до различных элементов ЗРУ. Неизолированные токоведущие части во избежание случайных прикосновений к ним должны быть помещены в камеры или ограждены. Из помещений ЗРУ предусматриваются выходы наружу или в помещения с несгораемыми стенами и перекрытиями. ЗРУ должно обеспечивать пожарную безопасность.
РУ должно быть экономичным.
5 Конструкция РУ-10кВ
Основой ячеек является стальной каркас на который опираются плиты междуэтажного перекрытия на высоте 48 м. Всё оборудование расположено в два ряда. Рабочая система шин размещается в центральном отсеке ре-зервная – в боковых отсеках по длине здание разделено поперечными стенами отделяющими одну секцию от другой. Перегородки ячеек первого этажа выполнены из железобетонных плит а второго этажа – из асбоцементных плит укреплённых на металлическом каркасе. Блоки сборных шин и шинных разъединителей опираются на металлический каркас ячеек первого этажа где расположены ячейки КРУ. Фундаментом для ячеек служит железобетонные конструкции туннелей для силовых и контрольных кабелей. Подвод охлаждающего воздуха для сборных шин осуществляется из центрального коридора первого этажа. Нагретый воздух сбрасывается через проёмы жалюзи на втором этаже. Шкаф КРУ состоит из жёсткого металлического корпуса внутри которого размещена вся аппаратура. Для безопасного обслуживания и локализации аварий корпус разделён на отсеки металлическими перегородками и автоматически закрывающимися металлическими шторками. Выключатель с приводом установлен на выкатной тележке. В верхней и нижней частях тележки расположены подвижные разъединяющие контакты которые при вкатывании тележки в шкаф замыкаются с шинными и линейными неподвижными контактами. При выкатывании тележки с предварительно отключённым выключателем разъёмные контакты отключаются и выключатель при этом будет отсоединён от сборных шин и кабельных вводов.
Отсек сборных шин устанавливается на корпусе шкафа. Верх отсека имеет поворотную крышку для монтажа сборных шин сверху. Сборные шины связаны с разъединяющим контактом шинами через проходные изоляторы.
Приборный шкаф КРУ представляет собой металлическую конструкцию на фасадной дверце которой размещаются приборы измерения счётчики ключи управления и аппаратура сигнализации. На задней стенке установлен короб для шинок вторичных соединений. Блок для релейной аппаратуры поворотного типа установлен внутри шкафа. Цепи вторичных соединений тележки и релейного шкафа соединяются гибким шлангом с многоконтактным штепсельным разъёмом.
Произведен расчет ТЭЦ 560 МВт по наиболее экономичному варианту схемы. Выбрано основное оборудование и рассчитано количество линий выбрана схема РУ. Генераторы выбраны современные с тройным водяным охлаждением. Произведен расчет токов трехфазного короткого замыкания для пяти точек по результатам которого были выбраны выключатели разъединители трансформаторы тока и напряжения а также токоведущие части.
Кроме того был произведен выбор ОПН изоляторов схемы питания собственных нужд ТЭЦ и выбор трансформаторов собственных нужд.
Выбор современного оборудования позволяет повысить суммарный КПД и надёжность работы электростанции а так же улучшить экологические показатели процесса производства электроэнергии.
В графической части приведены схема электрическая принципиальная ТЭЦ 560 МВт разрез ячейки РУ-110кВ.
Электрооборудование электрических станций и подстанций: Учебник для сред.проф.образования Л.Д.Рожкова Л.К.Корнеев Т.В.Чиркова.-М.: Издательский центр “Академия” 2004. – 448с.
Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования по дисциплине “Электроэнергетика”Уфимск.авиац.техн.ун-т.;Сост. Т.Ю.Волкова Г.М.Юлукова.
Электрооборудование станций и подстанций (справочные материалы) Под ред. Б.Н.Неклепаева – Москва:”Энергия” 1978.
Методические указания по курсовому и дипломному проектированию по дисциплине “Электроэнергетика” Уфимск.авиац.техн.ун-т.; Сост. Т.Ю.Волкова Г.М.Юлукова.
Нормы технологического проектирования тепловых станций ВНТП 1988.

Чертеж.cdw

ORU110.cdw

Две рабочие и обходная
Схема электрическая расположения

Спец2.SPW

ведомость документов_10.cdw

Ведомость технического проекта
Полная принципиальная
Разрез ячейки ОРУ110кВ
Пояснительная записка

спец3.cdw

Спецификация элементов
Разъединитель обходной
Линейный разъединитель
Разъединитель килевого
Шинный разъединитель

0 Титульный.doc

Уфимский государственный авиационный технический университет
Кафедра Электромеханики
ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА
к курсовому проекту по « электроэнергетике »
(обозначение документа)
на курсовое проектирование по элетроэнергетике
выдано сентябрь 2013 г. студенту третьего курса
Срок выполнения декабрь 2013 г.
Руководитель проекта Волкова Т.Ю. _
Пояснительная записка - с рисунками и расчетными таблицами
Зав. Кафедрой Руководитель проекта _