Проектирование понизительной подстанции 110/6 кВ: Структура и этапы курсовой работы

Раздел 1. Формулируем цели и анализируем исходные данные проекта

Проектирование понизительной подстанции 110/6 кВ — это комплексная инженерная задача, лежащая в основе надежного электроснабжения целых районов. Понизительные подстанции служат ключевым звеном в энергосистеме, их главная роль — преобразование высокого напряжения, используемого для передачи электроэнергии на большие расстояния, в более низкое, пригодное для распределения конечным потребителям. Понимание этой функции является первым шагом к успешному выполнению курсовой работы.

Фундаментом всего проекта служит техническое задание. Это не просто набор формальных требований, а источник ключевой информации для всех последующих расчетов. Стандартное задание на курсовой проект включает несколько обязательных компонентов:

• Схема прилегающей сети: Этот документ показывает, как проектируемая подстанция интегрируется в существующую энергосистему. Он содержит данные об источниках питания, линиях электропередачи и их параметрах, которые необходимы для расчета токов короткого замыкания.
• Суточный график нагрузки: Представляет собой график изменения потребляемой мощности в течение суток, как правило, для характерных сезонов (зима и лето). Анализ этого графика позволяет определить максимальную, минимальную и среднюю нагрузку — ключевые параметры для выбора силовых трансформаторов.
• Характеристика потребителей: В этом разделе указывается максимальная мощность нагрузки и категории потребителей по надежности электроснабжения (I, II или III). Эта информация напрямую влияет на выбор главной схемы электрических соединений и общую компоновку подстанции.

На основе анализа этих данных формулируются главные цели и задачи курсового проекта. Основная цель — разработать технически грамотный и экономически обоснованный проект понизительной подстанции, который обеспечивает надежное электроснабжение заданных потребителей. Задачи проекта детализируют этот процесс и ложатся в основу структуры пояснительной записки: от расчета нагрузок и выбора основного оборудования до проектирования систем защиты, управления и вспомогательных устройств.

Таким образом, первый этап работы — это не формальность, а глубокое погружение в контекст. Правильная интерпретация исходных данных определяет верное направление для всех последующих инженерных решений.

После того как мы полностью проанализировали исходные данные и четко определили цели, первым практическим шагом станет расчет реальных электрических нагрузок.

Раздел 2. Как выполнить расчет и прогнозирование электрических нагрузок

Расчет электрических нагрузок — это первый и один из самых ответственных расчетных этапов проектирования. Именно на основе этих вычислений будет выбираться основное и самое дорогостоящее оборудование подстанции — силовые трансформаторы. Ошибка на данном этапе может привести либо к необоснованному удорожанию проекта, либо к неспособности подстанции справиться с реальными нагрузками в будущем.

Методика обработки исходных данных начинается с анализа суточных графиков нагрузки. Обычно в задании приводятся графики для рабочего дня зимы и лета, так как они отражают режимы максимального и минимального потребления в году. Процесс обработки включает следующие шаги:

1. Определение характерных значений мощности: Для каждого из графиков (зимнего и летнего) определяются максимальная (Pmax), средняя (Pср) и минимальная (Pmin) активная мощность, а также соответствующие им реактивные мощности (Qmax, Qср, Qmin).
2. Расчет среднегодовых нагрузок: На основе сезонных данных вычисляются среднегодовые показатели активной и реактивной мощности. Эти значения являются базовыми для дальнейших технико-экономических расчетов.
3. Построение годового графика нагрузок по продолжительности: Это итоговый график, который сортирует все часовые значения мощности в течение года от максимального до минимального. Он наглядно показывает, как долго подстанция работает с той или иной нагрузкой, и является критически важным для проверки трансформаторов на допустимые перегрузки и для расчета потерь электроэнергии.

В процессе расчетов вводятся важные аналитические показатели, такие как коэффициент формы графика (отношение среднеквадратичной мощности к средней) и коэффициент заполнения графика (отношение средней мощности к максимальной). Эти коэффициенты дают численную оценку неравномерности нагрузки и помогают точнее оценить годовые потери электроэнергии.

Точность и скрупулезность на этом этапе напрямую влияют на экономическую эффективность всего проекта. Завышенные расчетные нагрузки приведут к выбору избыточно мощных трансформаторов с большими потерями холостого хода, а заниженные — к их систематической перегрузке и преждевременному выходу из строя. Имея на руках точные расчетные значения нагрузок, мы можем перейти к самому ответственному этапу — выбору сердца подстанции, силовых трансформаторов.

Раздел 3. Выбираем силовые трансформаторы как основу подстанции

Выбор числа и мощности силовых трансформаторов — это центральный этап курсового проекта, который определяет не только технические характеристики, но и капитальные затраты, и будущие эксплуатационные расходы подстанции. Это решение представляет собой оптимизационную задачу, где необходимо найти баланс между надежностью, достаточной мощностью и экономической целесообразностью.

Процесс выбора начинается с определения ключевых критериев, которым должны соответствовать трансформаторы:

• Номинальная мощность: Мощность трансформаторов выбирается исходя из рассчитанных максимальных нагрузок с учетом их допустимой систематической перегрузки. Важно обеспечить питание всей нагрузки даже при аварийном отключении одного из трансформаторов (для двухтрансформаторных подстанций).
• Номинальные напряжения: Напряжения высшей (ВН) и низшей (НН) обмоток должны соответствовать напряжениям сети — 110 кВ и 6 кВ соответственно.
• Схема и группа соединения обмоток: Для сетей 110 кВ, как правило, применяются схемы соединения Y/Δ (звезда-треугольник) или Y/Y₀ (звезда-звезда с выведенной нейтралью), что обеспечивает стабильную работу в различных режимах.

Ключевой аспект этого раздела — технико-экономическое сравнение вариантов. Вместо того чтобы просто выбрать один подходящий трансформатор, хороший проект рассматривает несколько альтернативных вариантов. Например, можно сравнить установку двух мощных трансформаторов (допустим, 2х40 МВА) с установкой трех менее мощных (3х25 МВА). Сравнение проводится по приведенным затратам, которые включают:

1. Капитальные вложения: Стоимость самих трансформаторов, а также связанного с ними оборудования (фундаментов, маслоприемников, коммутационных аппаратов).
2. Ежегодные издержки: В основном это стоимость потерь электроэнергии в трансформаторах (потери холостого хода, зависящие от времени включения, и нагрузочные потери, зависящие от квадрата передаваемой мощности).

Вариант с наименьшими приведенными затратами за расчетный период эксплуатации и считается экономически наиболее целесообразным. Именно такой подход, а не простое соответствие мощности, демонстрирует глубокое понимание инженерной задачи.

Окончательный выбор конкретной модели трансформатора (например, ТДТН-40000/110) должен быть четко обоснован, исходя из проведенного анализа. Надежность, экономичность и соответствие всем расчетным режимам — вот три кита, на которых держится правильный выбор. Когда главные силовые элементы подстанции определены, необходимо спроектировать логическую структуру их соединений, то есть разработать главную схему.

Раздел 4. Разрабатываем главную схему электрических соединений

Главная схема электрических соединений (ГСЭС) — это, по сути, «конституция» подстанции. Она графически определяет полный состав основного электрооборудования (трансформаторов, выключателей, разъединителей, сборных шин) и устанавливает все логические связи между ними. ГСЭС является основополагающим документом, на базе которого разрабатываются все последующие схемы: релейной защиты и автоматики, собственных нужд, вторичных соединений и компоновки оборудования.

Выбор ГСЭС — это поиск компромисса между надежностью, экономичностью и эксплуатационной гибкостью. Чем сложнее схема, тем она, как правило, надежнее и гибче в управлении, но при этом и дороже. Поэтому при проектировании предпочтение отдается типовым схемам, которые регламентированы стандартами и проверены многолетней практикой эксплуатации. Отход от типовых решений требует серьезных технико-экономических обоснований.

Для распределительного устройства (РУ) напряжением 110 кВ наиболее распространены следующие схемы:

• Схема «мостик»: Простая и экономичная схема, часто применяемая на тупиковых и транзитных подстанциях с небольшим числом присоединений. Ее недостаток — ремонт любого элемента моста требует отключения транзита или обоих трансформаторов.
• Схема «четырехугольник»: Более гибкая и надежная схема. Позволяет выводить в ремонт любой выключатель без прерывания питания потребителей.
• Одна секционированная система шин: Классическая и очень надежная схема. Позволяет проводить ремонтные работы на одной секции шин, в то время как другая остается в работе. Является одной из самых распространенных для подстанций 110/6 кВ.

Для РУ 6 кВ выбор обычно стоит между одной или двумя (чаще всего секционированными) системами шин. Двойная система шин обеспечивает максимальную надежность, позволяя запитать всех потребителей от любой из секций, что критически важно при наличии потребителей I категории.

Алгоритм выбора схемы основывается на анализе следующих факторов:

1. Категория надежности потребителей: Потребители I категории требуют наличия резервного питания, что делает обязательным использование схем с двумя трансформаторами и секционированными системами шин.
2. Число присоединений: Чем больше линий и трансформаторов, тем более сложная и гибкая схема требуется.
3. Перспективы развития: Схема должна допускать возможность подключения новых потребителей в будущем без коренной реконструкции.

Обоснование выбора конкретной схемы — обязательная часть проекта, где студент должен доказать, что принятое решение является оптимальным для заданных условий. Утвержденная схема соединений показывает, как оборудование работает в нормальном режиме. Теперь необходимо просчитать, что произойдет в аварийных ситуациях, и подготовиться к расчету токов короткого замыкания.

Раздел 5. Выполняем расчет токов короткого замыкания для проверки оборудования

Короткое замыкание (КЗ) — это одно из самых опасных аварийных явлений в энергосистеме. В момент КЗ ток в цепи возрастает в десятки раз, что приводит к колоссальным электродинамическим усилиям, способным разрушить оборудование, и к термическому воздействию, вызывающему перегрев и возгорание токоведущих частей. Расчет токов КЗ является обязательным и критически важным этапом проектирования, так как его результаты используются для выбора и проверки практически всего высоковольтного оборудования, а также для настройки устройств релейной защиты.

Основная цель расчета — определить максимальные значения токов КЗ в различных точках проектируемой подстанции. Существует несколько видов КЗ, но для целей курсового проекта, как правило, рассчитываются:

• Трехфазное КЗ: Обычно приводит к наибольшим электродинамическим воздействиям на оборудование.
• Однофазное КЗ (замыкание на землю): В сетях 110 кВ и выше с глухозаземленной нейтралью токи однофазного КЗ могут превышать токи трехфазного КЗ, что делает их расчетными для проверки термической стойкости и выбора защит.
• Двухфазное КЗ: Также рассматривается в полном анализе, но часто его значения являются промежуточными между трех- и однофазным.

Процесс расчета можно разбить на несколько последовательных шагов:

1. Составление схемы замещения: Вся сложная энергосистема, включая генераторы, линии и трансформаторы, представляется в виде упрощенной электрической схемы, состоящей из ЭДС и сопротивлений ее элементов.
2. Расчет сопротивлений элементов: Вычисляются или принимаются по справочным данным индуктивные сопротивления всех компонентов схемы замещения: системы, воздушных линий, силовых трансформаторов.
3. Расчет токов КЗ: Используя законы электротехники (например, закон Ома для полной цепи), определяются токи в начальный момент времени (ударный ток) и в установившемся режиме. Расчеты проводятся для нескольких ключевых точек: на шинах 110 кВ и 6 кВ.
4. Приведение токов: При расчете КЗ за трансформатором (например, на шинах 6 кВ) необходимо корректно привести сопротивления элементов сети 110 кВ к ступени напряжения 6 кВ.

Важно понимать, что расчет ведется для режима максимальной мощности системы, чтобы получить наибольшие возможные значения токов. Именно эти пиковые значения являются «испытанием» для оборудования.

Полученные максимальные значения токов КЗ (ударный ток, апериодическая составляющая, термический эквивалент) являются критически важными параметрами. Вооружившись ими, мы можем перейти к выбору конкретных аппаратов для распределительных устройств.

Раздел 6. Подбираем и проверяем аппараты распределительного устройства 110 кВ

Выбор оборудования для открытого распределительного устройства (ОРУ) 110 кВ — это методичный процесс, где каждый аппарат подбирается и проверяется в строгом соответствии с Правилами устройства электроустановок (ПУЭ) и расчетными данными. Систематический подход позволяет избежать ошибок и гарантировать надежную и безопасную работу подстанции. Процесс выбора для каждого типа оборудования следует единому алгоритму.

Основное оборудование ОРУ 110 кВ включает:

• Выключатели: Главные коммутационные аппараты, предназначенные для включения и отключения цепей как в нормальных, так и в аварийных режимах (при коротких замыканиях).
• Разъединители: Используются для создания видимого разрыва в цепи, что необходимо для безопасного проведения ремонтных работ. Они не предназначены для отключения токов нагрузки или КЗ.
• Ограничители перенапряжений (ОПН): Аппараты для защиты изоляции оборудования от грозовых и коммутационных перенапряжений.

Алгоритм выбора и проверки оборудования:

1. Определение назначения и требований: Для каждой цепи (ввод, линия к трансформатору) определяется функция аппарата.
2. Выбор по номинальным параметрам: Аппарат выбирается из каталога производителя по следующим условиям:
   • Номинальное напряжение аппарата должно быть не ниже номинального напряжения сети (Uном.апп ≥ Uном.сети).
   • Длительно допустимый ток аппарата должен быть не меньше максимального рабочего тока цепи (Iдлит.доп ≥ Iраб.макс).
3. Проверка по условиям короткого замыкания: Это самый ответственный этап.
   • Проверка на электродинамическую стойкость: Оборудование проверяется на способность выдержать механические усилия, вызванные ударным током КЗ. Ток электродинамической стойкости аппарата должен быть больше расчетного ударного тока (iдин ≥ iуд).
   • Проверка на термическую стойкость: Аппарат проверяется на способность выдержать нагрев, вызванный током КЗ в течение времени его протекания. Ток термической стойкости аппарата (Iтерм) и время его протекания (tтерм) должны удовлетворять условию проверки.
   • Проверка выключателя по отключающей способности: Это ключевая проверка. Номинальный ток отключения выключателя должен быть больше, чем расчетный ток КЗ в точке его установки (Iоткл.ном ≥ Iкз).
4. Обоснование выбора: В пояснительной записке приводится маркировка выбранного аппарата и все расчеты, подтверждающие его пригодность.

Такой структурированный подход гарантирует, что каждый элемент на стороне высокого напряжения будет надежно работать во всех режимах. После комплектации стороны высокого напряжения необходимо по аналогичному алгоритму выбрать оборудование для распределительного устройства низшего напряжения.

Раздел 7. Комплектуем распределительное устройство 6 кВ

Выбор оборудования для распределительного устройства (РУ) 6 кВ во многом аналогичен процедуре для стороны 110 кВ, однако имеет свои особенности. Чаще всего РУ 6 кВ выполняются в виде комплектных распределительных устройств (КРУ), представляющих собой заводские шкафы с уже встроенным оборудованием (выключателем, разъединителями, измерительными трансформаторами). Несмотря на это, проверка всего оборудования по расчетным данным остается обязательной.

Процесс выбора и проверки охватывает следующие элементы:

• Выключатели 6 кВ: В современных проектах предпочтение отдается вакуумным или элегазовым выключателям из-за их высокой надежности и минимальных эксплуатационных затрат, хотя масляные выключатели также могут рассматриваться.
• Разъединители и сборные шины: Являются частью конструкции КРУ или выбираются отдельно для РУ со сборными шинами.
• Силовые кабели отходящих линий: Выбираются по длительно допустимому току и проверяются на термическую стойкость к токам КЗ.

Алгоритм проверки остается прежним: сначала выбор по номинальным параметрам (напряжению и току), а затем — обязательная проверка на стойкость к токам короткого замыкания, рассчитанным для шин 6 кВ.

Особое внимание на стороне 6 кВ уделяется проверке токоведущих частей — сборных шин и силовых кабелей. Они должны выдерживать не только максимальный рабочий ток без перегрева, но и термическое воздействие токов КЗ.

Детальный разбор проверки шин и кабелей:

1. Выбор по длительному току: Сечение шины или кабеля выбирается таким образом, чтобы их длительно допустимый ток был больше или равен максимальному рабочему току линии. При этом учитываются поправочные коэффициенты на температуру окружающей среды и условия прокладки.
2. Проверка на термическую стойкость: Выбранное сечение проверяется на способность выдержать нагрев при коротком замыкании. Минимально допустимое сечение по термической стойкости сравнивается с фактически выбранным. Если выбранное сечение меньше, его необходимо увеличить.
3. Проверка на электродинамическую стойкость (для шин): Жесткие шины и поддерживающие их изоляторы проверяются на механическую прочность при воздействии ударного тока КЗ.

Комплектация РУ 6 кВ завершает выбор основного силового оборудования подстанции. Когда все силовое коммутационное оборудование выбрано, необходимо обеспечить систему его «органами чувств» — измерительными трансформаторами для цепей релейной защиты и учета.

Раздел 8. Проектируем системы измерения, которые обеспечат контроль и защиту

Измерительные трансформаторы — это «органы чувств» подстанции. Они выполняют двойную, критически важную роль: понижают высокие значения тока и напряжения до безопасных уровней для подключения измерительных приборов (амперметров, вольтметров, счетчиков) и устройств релейной защиты и автоматики. От правильности их выбора зависит точность учета электроэнергии и, что еще важнее, своевременное срабатывание защит при аварийных ситуациях.

Проектирование включает выбор двух типов устройств:

• Трансформаторы тока (ТТ): Включаются последовательно в силовую цепь и преобразуют большой первичный ток в малый вторичный (обычно 1 А или 5 А).
• Трансформаторы напряжения (ТН): Включаются параллельно силовой цепи (между фазой и землей) и понижают высокое первичное напряжение до стандартного вторичного (обычно 100 В).

Пошаговый выбор трансформаторов тока (ТТ):

ТТ устанавливаются во всех цепях, где требуется контроль тока или защита от сверхтоков. В курсовом проекте их необходимо выбрать для:

• Вводов и отходящих линий 110 кВ.
• Цепей силового трансформатора со стороны 110 кВ и 6 кВ.
• Секционного выключателя 6 кВ.
• Всех отходящих кабельных линий 6 кВ.

Для каждого ТТ выполняется следующая процедура:

1. Выбор по номинальным параметрам: ТТ выбирается по номинальному напряжению, первичному и вторичному токам. Номинальный первичный ток ТТ должен быть больше максимального рабочего тока цепи.
2. Выбор по классу точности: Для цепей учета выбирается более высокий класс точности (например, 0,5), для цепей защиты — более низкий (например, 10Р).
3. Проверка для цепей защиты: Выполняется расчет погрешности ТТ в режиме короткого замыкания. Погрешность не должна превышать 10%, чтобы обеспечить правильную работу релейной защиты. Эта проверка является ключевой для ТТ.
4. Проверка на электродинамическую и термическую стойкость: Аналогично силовому оборудованию, ТТ проверяется на устойчивость к токам КЗ.

Выбор трансформаторов напряжения (ТН):

ТН устанавливаются, как правило, на каждой секции сборных шин. Их выбор проще: они подбираются по номинальному напряжению, классу точности и требуемой вторичной нагрузке (мощности, которую они должны питать). Мы выбрали основное оборудование и средства его контроля. Теперь нужно обеспечить энергией вспомогательные системы самой подстанции.

Раздел 9. Рассчитываем систему собственных нужд подстанции

Система собственных нужд (СН) — это «система жизнеобеспечения» подстанции. От ее надежной работы зависит функционирование всех ключевых систем: управления, защиты, охлаждения, освещения и обогрева. Даже при полном погашении подстанции система СН должна обеспечивать питание самых ответственных потребителей, например, оперативных цепей постоянного тока.

Проектирование системы СН включает несколько этапов:

1. Определение состава и мощности потребителей: Сначала составляется полный список потребителей СН, которые делятся на группы переменного и постоянного (оперативного) тока. К ним относятся:
   • Приводы выключателей и разъединителей.
   • Системы охлаждения силовых трансформаторов (вентиляторы, насосы).
   • Обогрев шкафов наружной установки и помещений.
   • Рабочее и аварийное освещение территории и зданий.
   • Цепи релейной защиты, автоматики и управления (система оперативного тока).
2. Расчет суммарной нагрузки СН: Нагрузки всех потребителей суммируются с учетом коэффициентов одновременности и спроса для определения расчетной мощности, необходимой для выбора трансформатора собственных нужд (ТСН).
3. Выбор числа и мощности ТСН: Для надежности на подстанциях обычно устанавливают два ТСН. Их мощность выбирается с запасом на основе расчетной нагрузки. Схема питания, как правило, предусматривает их подключение к выводам 6 кВ силовых трансформаторов.
4. Выбор аппаратов защиты 0,4 кВ: После выбора ТСН необходимо защитить его самого и отходящие линии 0,4 кВ. Для защиты самого ТСН на стороне 6 кВ обычно используется высоковольтный предохранитель. На стороне 0,4 кВ для защиты отходящих линий к потребителям СН выбираются автоматические выключатели, которые проверяются по длительному току и отключающей способности при КЗ в сети 0,4 кВ.

Оперативный ток — это особо важная часть системы СН. Он обеспечивает питание цепей управления и защиты, которые должны работать даже при отсутствии переменного напряжения на подстанции. Для этого используются аккумуляторные батареи, которые постоянно находятся в режиме подзаряда.

Правильно спроектированная система собственных нужд гарантирует управляемость и работоспособность подстанции в любых, даже самых тяжелых аварийных режимах. Обеспечив подстанцию внутренним питанием, необходимо позаботиться о внешней безопасности — защите от замыканий на землю и ударов молнии.

Раздел 10. Как спроектировать заземление и молниезащиту

Обеспечение безопасности персонала и защита оборудования от природных явлений — неотъемлемая часть проектирования подстанции. Эти задачи решаются с помощью двух систем: заземляющего устройства (ЗУ) и системы молниезащиты. Расчет этих систем является стандартным и обязательным разделом курсового проекта.

Расчет заземляющего устройства (ЗУ)

Заземляющее устройство преследует две главные цели: обеспечение электробезопасности людей путем снижения напряжений прикосновения и шага, а также обеспечение правильной работы электрооборудования и релейной защиты. Расчет ЗУ выполняется в следующей последовательности:

1. Определение исходных данных: Ключевым параметром является удельное сопротивление грунта, которое зависит от его типа и влажности.
2. Расчет требуемого сопротивления ЗУ: Нормируемое значение сопротивления ЗУ зависит от напряжения подстанции и токов замыкания на землю.
3. Выбор конструкции заземлителя: Обычно ЗУ представляет собой замкнутый контур из горизонтальных полос стали по периметру оборудования, дополненный вертикальными стержневыми электродами для снижения сопротивления.
4. Проверка ключевых параметров безопасности: После предварительного выбора конструкции выполняется проверочный расчет. Напряжение прикосновения (напряжение между рукой человека, касающегося корпуса оборудования, и его ногами) и шаговое напряжение (напряжение между двумя ногами человека) в аварийном режиме не должны превышать допустимых значений. Если проверка не проходит, конструкцию ЗУ усложняют (увеличивают число электродов, уменьшают шаг сетки).

Проектирование молниезащиты

Прямой удар молнии в оборудование ОРУ может привести к его полному разрушению. Для защиты от таких ударов используется система молниезащиты, состоящая из молниеотводов.

• Принцип действия: Молниеотвод (стержневой или тросовый) перехватывает разряд молнии и отводит ее ток в землю через заземляющее устройство, не давая ему поразить защищаемое оборудование.
• Зоны защиты: Каждый молниеотвод создает вокруг себя зону, внутри которой оборудование считается защищенным с определенной степенью надежности. Форма и размеры этой зоны зависят от высоты молниеотвода.
• Расчет и выбор: Задача проектировщика — выбрать тип, высоту и места установки молниеотводов таким образом, чтобы все оборудование ОРУ 110 кВ и силовые трансформаторы оказались внутри их зон защиты. Чаще всего для подстанций используют отдельно стоящие стержневые молниеотводы или тросовые молниеотводы, натянутые между порталами.

Все основные технические расчеты и выборы завершены. Следующий этап — это физическое размещение всего выбранного оборудования на территории подстанции.

Раздел 11. Разрабатываем компоновку и конструктивные решения

Компоновка подстанции, или разработка генерального плана, — это этап, на котором все ранее выбранное оборудование «находит свое место» на земле. Это переход от абстрактных схем и расчетов к физическому проектированию объекта. Главная цель — разместить оборудование на плане таким образом, чтобы обеспечить компактность, удобство эксплуатации, безопасность персонала и возможность дальнейшего расширения.

Процесс компоновки строится на нескольких ключевых принципах:

• Соблюдение изоляционных расстояний: Это важнейшее требование безопасности. Между токоведущими частями разных фаз, а также от токоведущих частей до заземленных конструкций и земли должны выдерживаться минимально допустимые расстояния по воздуху. Эти расстояния нормируются ПУЭ и зависят от класса напряжения.
• Функциональное зонирование: Оборудование располагается в логической последовательности. Например, оборудование, относящееся к одной ячейке ОРУ 110 кВ (выключатель, разъединители), размещается в ряд.
• Обеспечение транспортных путей: Необходимо предусмотреть подъездные пути для автотранспорта и ремонтной техники, а также возможность доставки и монтажа тяжелого оборудования, в первую очередь — силовых трансформаторов.
• Удобство эксплуатации: Расположение оборудования должно обеспечивать удобный и безопасный доступ персонала для проведения осмотров, оперативных переключений и ремонтных работ.

На генеральном плане подстанции схематично отображается расположение следующих ключевых объектов:

1. Открытое распределительное устройство (ОРУ) 110 кВ: Включает порталы, выключатели, разъединители, измерительные трансформаторы, расположенные на фундаментах.
2. Силовые трансформаторы: Устанавливаются на своих фундаментах, оборудованных маслосборниками на случай утечки масла.
3. Здание комплектного распределительного устройства (КРУ) 6 кВ и общеподстанционного пункта управления (ОПУ).
4. Кабельные каналы и лотки для прокладки силовых и контрольных кабелей.
5. Дороги, ограждения и система заземления.

Этот раздел курсового проекта обычно представляется в графической части на чертеже формата А1. Когда техническая часть полностью проработана, а оборудование размещено на плане, остается финальный и не менее важный шаг — правильное оформление всей проделанной работы.

Раздел 12. Финальные штрихи, составление пояснительной записки и заключения

Завершающий этап курсового проекта — это систематизация всех выполненных расчетов и принятых решений в единый документ, состоящий из пояснительной записки и графической части. Качественное оформление не менее важно, чем правильные расчеты, так как оно демонстрирует профессионализм и умение структурировать техническую информацию.

Структура пояснительной записки

Пояснительная записка, объем которой может достигать 50-60 страниц, является основным текстовым документом проекта. Рекомендуется придерживаться классической академической структуры:

• Титульный лист: Оформляется по стандартам учебного заведения.
• Аннотация/реферат: Краткое изложение сути проекта, его целей, задач и основных результатов.
• Содержание: Перечень всех разделов с указанием страниц.
• Введение: Описывается актуальность темы, характеристика объекта проектирования.
• Расчетные разделы: Каждый этап проектирования, от расчета нагрузок до выбора молниезащиты, оформляется как отдельная глава. В каждом разделе должны присутствовать не только конечные результаты, но и ход рассуждений, формулы и обоснование принятых решений.
• Заключение: Это один из самых важных разделов. Здесь не просто перечисляются выполненные действия, а подводится итог всей работе. Необходимо кратко суммировать ключевые технические решения (например, «…выбраны два трансформатора мощностью 40 МВА каждый на основе технико-экономического сравнения…», «…принята схема одна секционированная система шин 110 кВ, обеспечивающая необходимую надежность…») и подтвердить, что цели проекта достигнуты.
• Список использованных источников: Перечень учебников, стандартов (ГОСТ, ПУЭ), каталогов оборудования, которые использовались в работе.

Графическая часть проекта

Графическая часть обычно выполняется на листах формата А1 и наглядно иллюстрирует основные проектные решения. Обязательный состав чертежей включает:

1. Главная схема электрических соединений подстанции.
2. План компоновки основного оборудования (генеральный план).
3. При необходимости могут добавляться схемы релейной защиты, собственных нужд и другие чертежи.

Финальный совет: перед сдачей проекта обязательно проверьте соответствие оформления требованиям ГОСТ и методическим указаниям вашей кафедры. Аккуратность, логичность изложения и грамотное оформление — залог высокой оценки вашей работы.

Список использованной литературы

1. Справочник по проектированию электрическиx сетей / под ред. Д.Л.Файбисовича. — 4-е изд., перераб. и доп. — М.: ЭНАС, 2012. — 376 с. : ил.
2. ГОСТ 14209-85 Руководство по нагрузке силовыx масляныx трансформаторов.
3. Козулин В.С., Рассказчиков А.В. Понизительная подстанция: Метод. указания по выполнению курсового проекта/ Иван. гос. энерг. ун-т им. В.И.Ленина; Сост. В.С.Козулин, А.В.Рассказчиков. — Иваново, 2007.
4. Сxемы принципиальные электрические распределительныx устройст подстанций 35 — 750 кВ, 2007.
5. Нормы теxнологического проектирования подстанций переменного тока с высшим напряжением 35 -750 кВ. — М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2009. — 80с.
6. 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.: Энергоатомиздат, 1989. — 608 с.: ил.
7. Балаков Ю.Н., Мисриxанов М.Ш., Шунтов А.В. Проектирование сxем электроустановок: Учебное пособие для вузов, — 2-е изд., стереот., — М.: Издательский дом МЭИ, 2006. — 288 с., ил.
8. Выключатели элегазовые серии ВГТ на 35, 110 и 220 кВ. Режим доступа: www.energomash.ru
9. Сайт ОАО "Свердловский завод трансформаторов тока". Режим доступа: http://www.cztt.ru/main.htm