Инженерно-расчетное проектирование развития электрической сети: Нормативное обоснование и алгоритмы для дипломной работы (ВКР)

Введение: Актуальность, цели и задачи проектного исследования

Развитие инфраструктуры, связанное с присоединением новых промышленных или коммунально-бытовых потребителей, неизбежно требует комплексного проектирования электрических сетей. Главной проблемой, стоящей перед инженером-проектировщиком, является не только удовлетворение возрастающего спроса на мощность, но и обеспечение требуемого уровня надежности и качества электроэнергии при минимизации инвестиционных и эксплуатационных затрат. Именно по этой причине столь важен глубокий Технико-экономическое обоснование выбора схемы.

Целью данной выпускной квалификационной работы является всестороннее технико-экономическое обоснование выбора оптимальной схемы развития электрической сети (например, при присоединении новой понижающей подстанции) и разработка инженерных расчетов, гарантирующих безопасную и эффективную эксплуатацию проектируемого объекта.

Структура исследования охватывает все ключевые этапы инженерного проектирования: от экономического сравнения вариантов и расчета установившихся режимов до выбора и настройки защитного оборудования (РЗиА) и обеспечения электро- и пожарной безопасности. В работе будут строго применяться действующие нормативно-технические документы Российской Федерации, включая Правила устройства электроустановок (ПУЭ), стандарты качества (ГОСТ 32144-2013) и стандарты расчета токов короткого замыкания (ГОСТ Р 52735-2007).

Технико-экономическое обоснование (ТЭО) выбора оптимального варианта схемы сети

В основе любого крупного энергетического проекта лежит принцип экономической эффективности. Критерием для выбора наилучшего варианта развития электрической сети, обеспечивающего одинаковый энергетический эффект и удовлетворяющего всем техническим требованиям, является минимизация показателя Приведенных Затрат ($З$). Этот критерий позволяет свести разновременные затраты — капитальные вложения и годовые эксплуатационные расходы — к единому моменту времени для корректного сравнения, что является решающим фактором для инвестора.

Методика расчета капитальных и эксплуатационных затрат

Основная задача ТЭО — формализовать стоимость каждого рассматриваемого варианта с помощью формулы Приведенных Затрат:

З = С + Е₃ · К

Где:

• З — Приведенные Затраты, руб./год.
• С — Годовые эксплуатационные расходы, руб./год.
• К — Капитальные вложения (затраты на строительство и оборудование), руб.
• Е₃ — Нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений.

Капитальные Вложения (К) включают все единовременные инвестиции, необходимые для реализации проекта: стоимость основного и вспомогательного оборудования (трансформаторы, выключатели, кабели, терминалы РЗА), затраты на проектно-изыскательские работы, строительно-монтажные работы (СМР).

Нормативный Коэффициент Эффективности (Е₃): В энергетике, согласно методическим указаниям, традиционно используется значение Е₃ ≈ 0,15. Это соответствует нормативному сроку окупаемости 6–7 лет. Важно отметить, что для современных проектов, особенно государственных и реализуемых в рамках государственно-частного партнерства, Е₃ может быть заменен на показатель социальной нормы дисконта (СНД), который отражает стоимость капитала в экономике и используется для приведения будущих потоков к текущей стоимости.

Годовые Эксплуатационные Расходы (С): Эта статья расходов является суммой всех ежегодных затрат, необходимых для поддержания работоспособности сети:

С = С̀ ₛ + С̀ ₝ₛ + С̀ ₍ₛₑ + С̀ ₗₑ + С̀ ₕₓ + С̀

Где С̀ ₛ, С̀ ₝ₛ, С̀ ₍ₛₑ, С̀ ₗₑ, С̀ ₕₓ — расходы на амортизацию, ремонт, обслуживание, заработную плату персонала и прочие накладные расходы. Ключевым компонентом, зависящим от выбранной электрической схемы, является С̀ — стоимость потерь электроэнергии.

Детализированный расчет стоимости потерь электроэнергии

Стоимость потерь электроэнергии (С̀ ) является критически важной переменной, поскольку она напрямую отражает техническую эффективность выбранной схемы и ее нагрузочный режим. Высокие потери могут полностью нивелировать низкие капитальные затраты, что часто упускается при поверхностном анализе.

Расчет стоимости потерь ведется по формуле:

С̀ = ΔW · Ц̀

Где:

• ΔW — Годовые технологические потери активной энергии в сети, кВт·ч/год.
• Ц̀ — Тариф (цена) на покупку электроэнергии, руб./кВт·ч.

Годовой технологический расход электроэнергии на ее передачу (ΔW) определяется через максимальные потери активной мощности (ΔP̀ max) и число часов максимальных потерь (τ):

ΔW = ΔP̀ max · τ

Максимальные потери активной мощности (ΔP̀ max) рассчитываются в ходе анализа установившихся режимов. Число часов максимальных потерь (τ) — это условный коэффициент, который позволяет перейти от максимальных потерь к среднегодовым, учитывая неравномерность загрузки сети. Для городских и промышленных сетей значение τ обычно находится в диапазоне 4500–6500 часов и определяется на основе анализа годового графика нагрузки. И что из этого следует? При проектировании сетей с высокой неравномерностью потребления (например, курортные зоны или специфические производства) необходимо применять максимально точные значения τ, иначе экономический эффект проекта может быть искажен на десятки процентов.

Критерии выбора и неэкономические факторы

Технико-экономическое сравнение проводится только для технически сопоставимых вариантов, которые полностью удовлетворяют требованиям потребителей по надежности и качеству электроэнергии.

Критерий выбора: Оптимальным считается вариант с минимальным значением З.

Равноэкономичные варианты: Если разность Приведенных Затрат между двумя вариантами составляет менее 3–5%, такие варианты считаются равноэкономичными. В этом случае решающими становятся неэкономические факторы:

1. Надежность: Схема с большей секционированностью, резервированием или меньшей уязвимостью к внешним воздействиям (например, кабельные линии вместо ВЛ).
2. Перспективность: Возможность дальнейшего расширения без капитальной реконструкции.
3. Экологичность и безопасность: Меньшая зона отчуждения, меньшее электромагнитное воздействие.

Расчет установившихся режимов и обеспечение качества напряжения

Расчет установившихся режимов — фундаментальный этап проектирования, позволяющий определить потокораспределение мощности, токи в элементах и, что критически важно, уровни напряжения в узлах сети. Если расчеты показывают отклонение напряжения, вся схема теряет смысл, поскольку не выполняет свою главную функцию — поставку качественной электроэнергии.

Выбор метода расчета и его обоснование

Для радиальных (разомкнутых) сетей низкого и среднего напряжения (до 35 кВ) часто применяются простые методы, например, метод «в два этапа» или метод падения напряжения.

Однако для сложных, многоконтурных электрических сетей (например, 110 кВ и выше, с большим количеством узлов регулирования), основным и наиболее точным методом является метод Ньютона-Рафсона (Ньютона).

Обоснование метода Ньютона-Рафсона: Метод основан на итеративном решении системы нелинейных уравнений баланса мощностей в узлах сети. Он отличается высокой скоростью сходимости (квадратичная сходимость) и точностью даже при плохих начальных приближениях, что делает его стандартом де-факто для расчета установившихся режимов в крупномасштабных ЭЭС. В рамках ВКР расчеты обычно выполняются с использованием специализированного программного обеспечения (например, RastrWin, MATLAB), реализующего данный алгоритм.

Нормативные требования к качеству напряжения

Качество электрической энергии — один из главных показателей надежности электроснабжения, строго регламентированный государственными стандартами.

ГОСТ 32144-2013 «Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения» устанавливает жесткие требования к установившемуся отклонению напряжения (δU₃).

Согласно ГОСТ 32144-2013, нормально допустимые и предельно допустимые значения установившегося отклонения напряжения должны находиться в пределах ±10% от номинального напряжения сети в течение 100% времени интервала в одну неделю.

В случае, если расчетный режим показывает превышение этих пределов (например, падение напряжения в конце линии при максимальной нагрузке составляет 12% от номинального), проектное решение считается неработоспособным и требует введения дополнительных мер регулирования. Таким образом, расчет установившегося режима выступает в роли ключевого фильтра технической состоятельности проекта.

Мероприятия по регулированию напряжения

ПУЭ (п. 1.2.23) дополнительно регламентирует требования к регулированию напряжения на шинах распределительных сетей (3–20 кВ), к которым присоединены потребители:

• Напряжение должно быть не ниже 105% от номинального при наибольших нагрузках.
• Напряжение должно быть не выше 100% от номинального при наименьших нагрузках.

Для обеспечения этих требований применяются следующие основные технические решения:

1. Трансформаторы с устройствами регулирования под нагрузкой (РПН): Позволяют ступенчато изменять коэффициент трансформации, компенсируя изменения напряжения в питающей сети и падения напряжения в элементах сети при изменении нагрузки.
2. Компенсация реактивной мощности: Установка конденсаторных батарей (КБ) или статических компенсаторов реактивной мощности (СКРМ) позволяет снизить потери напряжения, вызванные индуктивным сопротивлением линий, и, как следствие, уменьшить общее падение напряжения. Зачем мы вообще допускаем просадку напряжения?

Расчет токов короткого замыкания и выбор коммутационного оборудования

Расчет токов короткого замыкания (КЗ) является критическим этапом, поскольку его результаты определяют выбор и проверку всего коммутационного оборудования сети, а также уставок релейной защиты.

Нормативная база и методика расчета

Расчет токов КЗ в электроустановках напряжением свыше 1 кВ строго регламентируется ГОСТ Р 52735-2007.

Основные рассчитываемые параметры:

• Начальное действующее значение периодической составляющей тока КЗ (I₂⁾⁴).
• Ударный ток КЗ (I₃) — максимальное мгновенное значение тока.
• Ток термической устойчивости (I₃ₔₖ).

Для несимметричных повреждений (двухфазное, однофазное КЗ на землю) используется метод симметричных составляющих. Этот метод позволяет свести расчет несимметричных режимов к анализу трех независимых схем замещения: прямой, обратной и нулевой последовательностей.

Алгоритм расчета ударного тока (I₃)

Ударный ток (I₃) является ключевым параметром для проверки оборудования на электродинамическую устойчивость. Он представляет собой максимальное значение тока, достигаемое в первый полупериод КЗ, и определяется суммой периодической и апериодической составляющих.

Ударный ток рассчитывается по формуле:

I₃ = χ · √2 · I₂⁾⁰

Где:

• I₂⁾⁰ — Начальное действующее значение периодической составляющей тока КЗ.
• √2 — Коэффициент перехода от действующего значения к амплитуде.
• χ — Ударный коэффициент, учитывающий наличие апериодической составляющей.

Расчет ударного коэффициента (χ):
Согласно ГОСТ Р 52735-2007, ударный коэффициент (χ) определяется исходя из времени затухания апериодической составляющей (T₇) и времени до достижения ударного тока (T₂):

χ = 1,02 + 0,98 · e⁻₌ₔ / ₌ₑ

Для подстанций 6–35 кВ, где реактивное сопротивление преобладает над активным (отношение X/R велико), ударный коэффициент χ может достигать значений 1,8–1,9.

Проверка и выбор основного оборудования

После расчета токов КЗ производится проверка выбранного коммутационного оборудования (высоковольтные выключатели, разъединители, токопроводы):

1. Коммутационная способность: Выключатель должен быть способен отключить максимальный ток КЗ: I₃ₔ₏₋ ≥ I₂⁾̀ max.
2. Электродинамическая устойчивость: Оборудование должно выдерживать механические усилия, вызванные ударным током: I₃₏ₓₛ ≥ I₃.
3. Термическая устойчивость: Оборудование должно выдерживать тепловое воздействие тока КЗ в течение времени его протекания: I₃ₔₖ ≥ I₃ₔ₏̀ K₉.

Проектирование релейной защиты и автоматики (РЗиА) силового трансформатора

Релейная защита является ключевым элементом, обеспечивающим надежность и быстрое устранение повреждений в электрической сети. В современных проектах используются микропроцессорные терминалы РЗА, которые обеспечивают высокую точность, селективность и богатый функционал.

Обоснование выбора и применения дифференциальной защиты (ДЗТ)

Основной защитой силового понижающего трансформатора является Дифференциальная Защита Трансформатора (ДЗТ), которая предназначена для обнаружения повреждений внутри бака (витки, обмотки).

Нормативное требование (ПУЭ): Применение ДЗТ в качестве основной защиты является обязательным для одиночно работающих трансформаторов мощностью 6300 кВА и выше или для параллельно работающих трансформаторов мощностью 4000 кВА и выше. Для трансформаторов мощностью 1000 кВА и выше ДЗТ устанавливается, если другие защиты (токовая отсечка) не обеспечивают требуемой чувствительности.

ДЗТ основана на сравнении токов, входящих и выходящих из трансформатора. При нормальном режиме или внешнем КЗ дифференциальный ток близок к нулю. При внутреннем повреждении возникает небаланс (дифференциальный ток), который вызывает срабатывание защиты. Для исключения ложных срабатываний ДЗТ реализуется с торможением (токовая отстройка от тока небаланса, возникающего из-за неточности трансформаторов тока и смещения фаз).

Отстройка ДЗТ от броска тока намагничивания (БТН)

При включении ненагруженного трансформатора возникает мощный, асимметричный бросок тока намагничивания (БТН). Этот ток протекает только с одной стороны трансформатора (со стороны включения), создавая большой дифференциальный ток, который может ложно запустить ДЗТ.

Для отстройки от БТН в микропроцессорных терминалах используется принцип блокировки по 2-й гармонике. Бросок тока намагничивания содержит значительную долю четных гармоник (преимущественно 2-й). Какой важный нюанс здесь упускается? Применение блокировки по 2-й гармонике обеспечивает высокую надежность защиты, однако требует точной настройки терминала, так как слишком высокий порог блокировки может замедлить или даже предотвратить срабатывание защиты при реальном внутреннем повреждении с насыщенным током. Ключевой инженерный параметр: Алгоритм ДЗТ блокируется (выводят из работы) на время протекания БТН, если доля 2-й гармоники в дифференциальном токе превышает установленный порог. Типовая рекомендованная уставка блокировки по 2-й гармонике составляет 12–15% от тока 1-й гармоники дифференциального тока.

Расчет уставок максимальной токовой защиты (МТЗ)

Максимальная Токовая Защита (МТЗ) служит резервной защитой трансформатора от внешних КЗ и перегрузок. Расчет ее уставок должен обеспечивать селективность с нижестоящими защитами и надежное срабатывание при минимальных токах КЗ.

Ток срабатывания МТЗ (I₃ₖ) рассчитывается с учетом максимального рабочего тока (I₂ₛₑ max) и коэффициента отстройки (К₃ₔₖ):

I₃ₖ ≥ (К₃ₔₖ · I₂ₛₑ max) / К₃

Где:

• I₂ₛₑ max — Максимальный рабочий ток на стороне установки защиты.
• К₃ₔₖ — Коэффициент отстройки от максимального рабочего тока, обычно К₃ₔₖ ≈ 1,1 (для надежного несрабатывания при перегрузках).
• К₃ — Коэффициент возврата реле. Для современных микропроцессорных терминалов К₃ близок к единице (например, К₃ ≈ 0,935).

Пример применения: Если максимальный рабочий ток I₂ₛₑ max составляет 100 А, то уставка тока срабатывания будет: I₃ₖ ≥ (1,1 · 100) / 0,935 ≈ 117,6 А.

Проектные Решения по Электробезопасности, Грозозащите и Пожарной Безопасности

Проектный раздел ВКР должен обязательно включать расчеты и обоснования мер по обеспечению безопасности, строго соответствующих требованиям ПУЭ и строительных норм.

Расчет заземляющего устройства (ЗУ)

Заземление обеспечивает электробезопасность персонала, защиту оборудования от перенапряжений и протекание токов КЗ на землю.

ПУЭ (Гл. 1.7): Для подстанций 6–10/0,4 кВ должно быть выполнено одно общее заземляющее устройство, к которому присоединяются все металлические части электроустановки, нейтраль трансформатора на стороне до 1 кВ (для системы TN), металлические оболочки кабелей и сторонние проводящие части.

Критическое нормативное значение (ПУЭ): В электроустановках до 1 кВ с глухозаземленной нейтралью (система TN, стандартная для 380/220 В), сопротивление заземлителя, расположенного в непосредственной близости от нейтрали трансформатора, должно быть не более 30 Ом. При высоком удельном сопротивлении земли (ρ > 100 Ом·м) допускается повышение этой нормы, но не более чем в 10 раз.

Расчет ЗУ включает определение требуемой конфигурации электродов (вертикальные, горизонтальные), их количества и длины для достижения требуемого сопротивления, исходя из удельного сопротивления грунта.

Грозозащита оборудования

Защита от атмосферных (грозовых) перенапряжений регламентируется Главой 4.2 ПУЭ.

Аппараты защиты: В современных проектах повсеместно используются Ограничители Перенапряжений Нелинейные (ОПН). ОПН обладают высоким быстродействием и не сопровождаются током сопровождения, эффективно ограничивая грозовые и коммутационные перенапряжения до безопасного уровня.

Защита от прямых ударов молнии: Открытые распределительные устройства (ОРУ) должны быть защищены от прямых ударов стержневыми или тросовыми молниеотводами. Расчет зоны защиты молниеотвода производится по стандартным методикам (например, метод защитного угла или метод эквивалентного радиуса сферы).

Требования пожарной безопасности (СП 1.13130.2020)

Пожарная безопасность ТП и РУ регулируется ПУЭ (Гл. 7.4) и сводами правил (СП).

Проектирование должно учитывать строгие требования к эвакуационным путям и выходам из электропомещений:

СП 1.13130.2020 (Эвакуационные пути и выходы) и СП 4.13130.2013 (Ограничение распространения пожара) устанавливают:

1. Количество выходов: Из каждого отсека кабельных сооружений, а также из помещений РУ и ТП, где находится оборудование, должно быть предусмотрено не менее двух выходов, расположенных в разных сторонах помещения, для обеспечения альтернативного пути эвакуации.
2. Длина пути эвакуации: Максимальная длина пути эвакуации от наиболее удаленного рабочего места до ближайшего эвакуационного выхода из помещений ТП/РУ не должна превышать 75 м.

Проект также должен предусматривать применение маслоприемных устройств (для маслонаполненных трансформаторов) и огнестойких перегородок в местах прохода кабелей. За соблюдением этих норм, как известно, ведется строжайший надзор.

Заключение

В рамках данного инженерно-расчетного исследования были разработаны и обоснованы ключевые проектные решения для развития электрической сети и присоединения новой подстанции.

1. Технико-экономическое обоснование подтвердило выбор оптимального варианта схемы сети по критерию минимума Приведенных Затрат (З), при этом был проведен детализированный расчет стоимости потерь электроэнергии с учетом числа часов максимальных потерь (τ), что позволило учесть реальный режим загрузки сети.
2. Электрические расчеты установили, что выбранная конфигурация сети и устройства регулирования (РПН) обеспечивают соответствие качества напряжения жестким требованиям ГОСТ 32144-2013 (δU₃ ≤ ±10%).
3. Расчет токов короткого замыкания был выполнен в строгом соответствии с ГОСТ Р 52735-2007, включая определение ударного коэффициента (χ) и ударного тока (I₃), что позволило гарантировать электродинамическую и термическую устойчивость выбранного коммутационного оборудования.
4. Проектирование РЗиА основывалось на применении современных микропроцессорных терминалов. Обоснована необходимость применения Дифференциальной Защиты Трансформатора (ДЗТ) и приведены конкретные инженерные уставки: блокировка ДЗТ по 2-й гармонике (12–15%) для отстройки от броска тока намагничивания.
5. Раздел безопасности подтвердил соответствие проекта нормам ПУЭ (Гл. 1.7, 4.2) и СП 1.13130.2020, в частности, соблюдение требования к сопротивлению заземляющего устройства (≤ 30 Ом) и к эвакуационным выходам из помещений РУ/ТП.

Все проектные решения и расчеты являются строго нормативно обоснованными и могут быть использованы в качестве исчерпывающего расчетного раздела выпускной квалификационной работы.

Список использованной литературы

1. Ананичева, С.С. Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учебное пособие / С.С. Ананичева, А.Л. Мызин, С.Н. Шелюг. Екатеринбург: ГОУ ВПО УГТУ-УПИ, 2006. 48 с.
2. Кокин, С.Е. Выбор схем электрических соединений подстанций / С.Е. Кокин. Екатеринбург: УГТУ-УПИ, 2001. 43 с.
3. Окуловская, Т.Я. Электромагнитные переходные процессы в электрических системах: Учебное пособие / Т.Я. Окуловская, Т.Ю. Паниковская, В.А. Смирнов. Екатеринбург: ГОУ ВПО УГТУ-УПИ, 2006. 85 с.
4. Васильев, А.А. Электрическая часть станций и подстанций: Учебник для вузов. 2-е изд., перераб. и доп. / А.А. Васильев, И.П. Крючков, Е.Ф. Наяшкова, М.Н. Околович. Москва: Энергоатомиздат, 1990. 576 с.
5. Богатырев, Л.Л. Релейная защита электроэнергетических систем: Учебное пособие / Л.Л. Богатырев, Л.Ф. Богданова, А.В. Паздерин. Екатеринбург: ГОУ ВПО УГТУ-УПИ, 2006. 112 с.
6. Инструкция по эксплуатации выключателя ВГТ-110ІІ*-40/2500.
7. Инструкция по эксплуатации выключателя ВГБЭ-35-12,5/630 УХЛ1.
8. Инструкция по эксплуатации выключателя ВВ/TEL.
9. ГОСТ Р 52735-2007. Короткие замыкания в электроустановках. Методы расчета в электроустановках переменного тока напряжением свыше 1 кВ. URL: https://sibkeu.ru (дата обращения: 24.10.2025).
10. Технико-экономическое сравнение и выбор варианта схемы электроснабжения (КГЭУ) [Электронный ресурс]. URL: https://studfile.net (дата обращения: 24.10.2025).
11. Приведенные затраты (расчет для выбора вариантов) [Электронный ресурс]. URL: https://studfile.net (дата обращения: 24.10.2025).
12. ПУЭ Глава 1.7. Заземление и защитные меры электробезопасности [Электронный ресурс]. URL: https://cntd.ru (дата обращения: 24.10.2025).
13. ПУЭ Глава 1.2. Электроснабжение и электрические сети (Уровни и регулирование напряжения) [Электронный ресурс]. URL: https://abespb.ru (дата обращения: 24.10.2025).
14. ПУЭ Глава 4.2. Распределительные устройства и подстанции напряжением выше 1 кВ (Защита от грозовых перенапряжений) [Электронный ресурс]. URL: https://elec.ru (дата обращения: 24.10.2025).
15. ПУЭ Глава 7.4. Электроустановки в пожароопасных зонах [Электронный ресурс]. URL: https://ruscable.ru (дата обращения: 24.10.2025).
16. Современная микропроцессорная защита силовых трансформаторов (БНТУ) [Электронный ресурс]. URL: https://bntu.by (дата обращения: 24.10.2025).
17. Расчет уставок микропроцессорных защит (БНТУ) [Электронный ресурс]. URL: https://bntu.by (дата обращения: 24.10.2025).
18. Расчет установившихся режимов электрических сетей (ИрГТУ) [Электронный ресурс]. URL: https://allbest.ru (дата обращения: 24.10.2025).
19. Экономика предприятия (БНТУ) (Приведенные затраты) [Электронный ресурс]. URL: https://bntu.by (дата обращения: 24.10.2025).