Проектирование подстанции 110/35/10 кВ: Методы, расчеты, РЗА и заземление

3% — именно на столько, по прогнозам, вырастет электропотребление в России в 2025 году по сравнению с 2024-м, достигнув к 2030 году отметки в 1300 ТВт·ч. Этот неуклонный рост подчеркивает критическую важность и актуальность непрерывного развития и модернизации энергетической инфраструктуры, ключевым звеном которой являются районные понизительные подстанции. Они служат не просто узлами распределения, но и сердцем, обеспечивающим стабильное и надежное электроснабжение жилых, промышленных и сельскохозяйственных объектов.

Проектирование таких объектов, как понизительная подстанция 110/35/10 кВ, является фундаментальной задачей в инженерной подготовке специалистов-электроэнергетиков. Оно требует не только глубокого понимания теоретических основ, но и умения применять их на практике, строго следуя нормативной документации и учитывая перспективы развития энергосистемы. Данная курсовая работа призвана стать путеводителем в этом сложном, но увлекательном процессе, предлагая студентам всесторонний методологический подход к каждому этапу проектирования: от тонкостей обработки электрических нагрузок и выбора оптимального оборудования до разработки систем релейной защиты, заземления и молниезащиты.

Введение

Современная электроэнергетика немыслима без надежной и эффективной системы передачи и распределения электроэнергии, центральное место в которой занимают электрические подстанции. Они являются ключевыми элементами, преобразующими напряжение и распределяющими электроэнергию между различными потребителями. Проектирование районной понизительной подстанции 110/35/10 кВ — это сложная инженерная задача, требующая комплексного подхода и глубоких знаний в области электроэнергетики, релейной защиты, автоматики, а также строгого следования действующим нормам и стандартам.

Целью данной курсовой работы является разработка исчерпывающего, методологически обоснованного плана проектирования такой подстанции. В рамках проекта будут решены следующие задачи:

Определена методика обработки графиков электрических нагрузок и выбора требуемой мощности подстанции.
Обоснован выбор числа и мощности силовых трансформаторов.
Выбрана и аргументирована главная схема электрических соединений.
Выполнены расчеты токов короткого замыкания и предложены методы их ограничения.
Выбрано основное электрооборудование и токоведущие части.
Разработан комплекс релейной защиты и автоматики.
Спроектированы системы заземления и молниезащиты.

Выбор подстанции с номинальным напряжением 110/35/10 кВ обусловлен ее широким распространением в распределительных сетях, обеспечивающих электроснабжение крупных районов, промышленных предприятий, аграрных комплексов и населенных пунктов. Такая подстанция является типовым объектом для изучения ключевых аспектов проектирования, позволяя студентам освоить полный цикл инженерных расчетов и обоснований.

Структура проекта последовательно охватывает все стадии проектирования, начиная с анализа исходных данных и заканчивая разработкой защитных систем. Каждый раздел построен таким образом, чтобы не только представить необходимые расчеты, но и дать глубокое понимание принципов, лежащих в основе каждого проектного решения, с учетом актуальной нормативной базы Российской Федерации.

Характеристика объекта проектирования и исходные данные

Прежде чем приступить к техническим расчетам, необходимо четко определить контекст будущей подстанции. Это включает в себя не только географическое положение, но и детальный анализ будущих потребителей электроэнергии, их потребностей и требований к надежности.

Описание района электроснабжения и потребителей

Проектируемая районная понизительная подстанция 110/35/10 кВ предназначена для электроснабжения района, представляющего собой смешанную нагрузку: крупный аграрный комплекс, небольшой промышленный кластер и несколько населенных пунктов. Такое сочетание определяет многообразие электроприемников и, как следствие, сложный характер электрических нагрузок.

Аграрный комплекс включает в себя животноводческие фермы, зернохранилища, цеха по переработке сельскохозяйственной продукции, оросительные системы. Эти потребители характеризуются сезонными и суточными пиками нагрузки, например, связанными с работой насосов в период полива или оборудования для сушки зерна во время уборочной кампании. Большинство электроприемников здесь относятся ко II и III категориям надежности согласно ПУЭ, что подразумевает допустимость кратковременных перерывов в электроснабжении, но с обязательным обеспечением возможности восстановления подачи электроэнергии в течение определенного времени.

Промышленный кластер состоит из нескольких предприятий легкой и пищевой промышленности. Их нагрузка более стабильна в течение суток, но может иметь выраженные пики в начале и конце рабочих смен. Здесь присутствуют электроприемники I и II категорий надежности. Например, непрерывные технологические процессы требуют бесперебойного электроснабжения (I категория), в то время как вспомогательное оборудование может допускать кратковременные перерывы (II категория).

Населенные пункты формируют преимущественно бытовую и общественно-коммунальную нагрузку. Это освещение улиц и жилых домов, работа бытовых приборов, систем отопления и водоснабжения. В основном это потребители II и III категорий надежности, где перерыв в электроснабжении вызывает неудобства, но не приводит к серьезным экономическим или социальным последствиям.

Выбор места размещения подстанции обосновывается несколькими ключевыми факторами:

Близость к центрам нагрузок: Минимизация потерь электроэнергии в линиях 10 кВ и сокращение капитальных затрат на строительство распределительных сетей.
Наличие свободной территории: Достаточная площадь для размещения всего оборудования подстанции, включая открытые распределительные устройства (ОРУ) 110 и 35 кВ, закрытые распределительные устройства (ЗРУ) 10 кВ, трансформаторы, а также резервные площадки для будущего расширения.
Доступность транспортных путей: Удобство доставки крупногабаритного оборудования и материалов в процессе строительства и эксплуатации.
Соблюдение санитарно-защитных зон: Отсутствие жилых или общественных зданий в пределах нормативных расстояний от подстанции для минимизации воздействия электромагнитных полей и шума.
Инженерно-геологические условия: Устойчивый грунт, низкий уровень грунтовых вод, отсутствие карстовых явлений и других неблагоприятных факторов, которые могут усложнить строительство и эксплуатацию.

Сбор и анализ исходных данных

Тщательный сбор и детализация исходных данных являются краеугольным камнем успешного проектирования. Это не просто формальность, а основа для всех последующих расчетов и принятия решений. Для проектирования районной понизительной подстанции необходимы следующие сведения:

1. Данные от технологов:

Перечни электроприемников: Для каждого цеха, производственной линии, объекта аграрного комплекса или жилого фонда.
Номинальная (установленная) мощность (P_уст) каждого электроприемника: Это паспортная мощность оборудования.
Коэффициент использования (K_и): Отражает отношение средней активной мощности к номинальной за определенный период (смена, сутки, год). Например, для двигателей, работающих в циклическом режиме, K_и будет ниже 1.
Коэффициент реактивной мощности (cos φ): Показатель, характеризующий потребление реактивной мощности электроприемником. Важен для расчета полной мощности и выбора компенсирующих устройств.
Режим работы электроприемников: Непрерывный, повторно-кратковременный, кратковременный. Это влияет на выбор методов расчета нагрузок и коэффициентов.
Технологические графики работы: Суточные и годовые графики производства, позволяющие прогнозировать изменения электрической нагрузки.

2. Данные от сантехников:

Мощности насосов, систем вентиляции, отопления: Эти электроприемники также вносят существенный вклад в общую нагрузку подстанции.
Графики потребления воды, тепла: Позволяют прогнозировать работу соответствующих электроприемников.

3. Данные от отделов охраны труда и пожарной безопасности:

Требования к электробезопасности: Категории помещений по опасности поражения током, наличие взрывоопасных или пожароопасных зон, что влияет на выбор электрооборудования и систем защиты.
Требования к аварийному освещению и системам пожаротушения: Мощность и время работы этих систем должны быть учтены при расчете нагрузок, особенно в аварийных режимах.

4. Общие данные по району:

Планы развития района: Перспективы строительства новых жилых массивов, промышленных объектов, расширения аграрного комплекса на ближайшие 5-10 лет. Это критически важно для определения темпов роста нагрузок и выбора оборудования с запасом.
Климатические условия: Среднегодовые температуры, максимальные и минимальные значения, влажность, ветровые нагрузки, интенсивность грозовой деятельности. Эти данные влияют на выбор климатического исполнения оборудования (согласно ГОСТ 15150), расчеты систем заземления и молниезащиты.
Характеристики существующих электрических сетей: Схемы, напряжения, типы и сечения линий, точки присоединения к энергосистеме.
Геологические и геодезические изыскания: Состав грунтов, уровень грунтовых вод, удельное сопротивление грунта. Необходимы для проектирования фундаментов и заземляющих устройств.

Исходные данные, как правило, оформляются в виде детализированных таблиц, например, по следующей структуре:

Таблица 1. Фрагмент исходных данных по электроприемникам

№ п/п	Наименование электроприемника	Количество, шт.	P_уст, кВт	K_и	cos φ	Режим работы	Категория надежности
1	Насос водоснабжения	2	15	0,7	0,85	Непрерывный	II
2	Вентилятор цеха	4	7,5	0,6	0,8	Повторно-крат.	II
3	Освещение производственное	150	0,2 (ед.)	0,9	0,95	Кратковременный	III
4	Станки с ЧПУ	5	20	0,8	0,88	Непрерывный	I

Полученные данные служат основой для последующих расчетов электрических нагрузок, что является отправной точкой для выбора мощности трансформаторов и проектирования всей подстанции.

Обработка электрических нагрузок и выбор мощности подстанции

Определение электрических нагрузок — это один из наиболее критичных этапов проектирования подстанции. От его точности зависит правильность выбора мощности трансформаторов, сечений проводников, уставок релейной защиты и, в конечном итоге, экономическая эффективность и надежность всей системы электроснабжения.

Методы расчета электрических нагрузок

Выбор адекватного метода расчета нагрузок позволяет избежать как избыточных капитальных затрат на завышенное оборудование, так и проблем с надежностью при заниженной мощности. В инженерной практике используются два основных подхода:

1. Метод расчета по номинальной мощности с использованием коэффициента спроса (K_с).

Этот метод является относительно простым и применяется, как правило, для предварительных расчетов, а также для определения общезаводских нагрузок или для групп электроприемников, однородных по режиму работы. Суть метода заключается в определении расчетной активной мощности (P_p) путем умножения установленной мощности (P_уст) на коэффициент спроса:

P_p = P_уст · K_с

Где:

P_уст — суммарная установленная мощность группы электроприемников.
K_с — коэффициент спроса, учитывающий неполную загрузку и несовпадение максимумов потребления отдельных электроприемников внутри группы.

Типовые значения K_с варьируются в широких пределах:

Для асинхронных двигателей мощностью до 10 кВт K_с составляет 0,30-0,50.
Для асинхронных двигателей свыше 10 кВт K_с находится в диапазоне 0,60-0,80.
Для синхронных двигателей K_с может достигать 0,70-0,90.
Для осветительной нагрузки промышленных зданий K_с обычно составляет 0,8 для административно-бытовых корпусов и до 1 для небольших производственных помещений.

Преимущества: Простота применения, особенно при ограниченных исходных данных.

Недостатки: Является приближенным, может давать погрешности при расчетах для больших сечений проводников и сложных, неоднородных групп электроприемников.

2. Метод по средней мощности с использованием расчетного коэффициента (K_p) — метод упорядоченных диаграмм.

Этот метод более точный и рекомендуется для расчета силовых нагрузок напряжением до 1 кВ, особенно когда имеются детальные данные о количестве электроприемников, их мощности и режимах работы. Он подходит для групп электроприемников с большим числом и разнообразным характером работы, а также для цеховых шинопроводов и шин РУ 6-10 кВ.

Расчет активной мощности (P_p) по этому методу определяется по формуле:

P_p = P_с · K_p

Где:

P_с — средняя активная мощность группы электроприемников.
K_p — расчетный коэффициент, зависящий от эффективного числа электроприемников и коэффициента использования.

Расчет средней активной мощности (P_с) для группы однотипных электроприемников:

P_с = P_ном · K_и · N

Где:

P_ном — номинальная мощность одного электроприемника.
K_и — коэффициент использования.
N — количество электроприемников.

Преимущества: Повышенная точность, учитывает детальные характеристики электроприемников и их режимы работы.

Недостатки: Требует более обширных и детализированных исходных данных, сложнее в применении.

При проектировании подстанции 110/35/10 кВ целесообразно использовать комбинацию этих методов: для предварительной оценки и определения нагрузки верхних уровней (110, 35 кВ) можно использовать метод коэффициента спроса, а для детализированных расчетов нагрузок на шинах 10 кВ и ниже — метод средней мощности и расчетного коэффициента.

Построение и анализ графиков нагрузок

Графики нагрузок являются визуальным и аналитическим инструментом, позволяющим понять динамику потребления электроэнергии, выявить пиковые и минимальные значения, а также определить среднесуточные и годовые показатели.

Для районной понизительной подстанции строятся:

Суточные графики активной (P), реактивной (Q) и полной (S) мощности: Эти графики показывают изменение нагрузки в течение 24 часов. Они позволяют определить максимальные и минимальные суточные нагрузки, что критично для выбора мощности трансформаторов и проверки их перегрузочной способности. Например, для сельскохозяйственного района пики могут приходиться на утренние и вечерние часы активной работы, а ночные часы будут характеризоваться минимальной нагрузкой.
Годовые графики активной, реактивной и полной мощности: Эти графики отражают сезонные изменения нагрузки. Для аграрного комплекса характерны ярко выраженные сезонные пики (посевные, уборочные работы), а для жилого сектора — пики в отопительный сезон. Годовые графики позволяют оценить среднегодовую нагрузку и спланировать ремонтные работы оборудования в периоды минимального потребления.
Суммарные графики нагрузки потребителей: Построение отдельных графиков для каждой группы потребителей (промышленность, сельское хозяйство, жилой сектор) и их последующее суммирование позволяет учесть эффект разновременности максимумов и получить более реалистичный общий график нагрузки подстанции.

Анализ графиков позволяет:

Определить максимальные и минимальные значения нагрузки для каждого вида мощности.
Вычислить средние значения нагрузки.
Определить коэффициент формы графика, который характеризует равномерность нагрузки.
Идентифицировать периоды пиковых и минимальных нагрузок, что важно для оперативного управления и планирования режимов работы.
Оценить потребность в компенсации реактивной мощности.

Пример фрагмента суточного графика активной мощности:

Время, ч	P_{аграрный}, МВт	P_пром., МВт	P_{бытовой}, МВт	P_{суммарная}, МВт
00-04	1,2	0,8	0,5	2,5
04-08	3,5	1,5	0,8	5,8
08-12	6,0	2,5	1,2	9,7
12-16	5,5	2,2	1,0	8,7
16-20	4,8	2,0	1,5	8,3
20-24	2,5	1,0	2,0	5,5

На основе таких таблиц строятся графические зависимости, которые затем используются для определения расчетных нагрузок.

Определение расчетных нагрузок и выбор режима работы

После построения и анализа графиков нагрузок переходят к определению расчетных значений, которые служат основой для выбора оборудования подстанции. Здесь особую роль играют режимные коэффициенты, учитывающие специфику работы различных потребителей и энергосистемы в целом.

Коэффициенты, используемые при расчете:

Коэффициент спроса (K_с): Как обсуждалось ранее, используется для перехода от установленной к расчетной мощности.
Коэффициент одновременности максимумов нагрузки (K_о.max): Учитывает несовпадение максимумов нагрузок отдельных потребителей, питающихся от одной подстанции.
- Для утреннего максимума силовой нагрузки промышленного объекта K_о.max обычно составляет 0,7-0,95.
- Для осветительной нагрузки K_о.max — 0,8-1,0.
- Для производственных потребителей коэффициенты дневного и вечернего максимума принимаются равными 1 и 0,6 соответственно.
- Для бытовых потребителей (дома без электроплит) — 0,3-0,4 (дневной) и 1 (вечерний).
Коэффициент разновременности максимумов (k_р.м): Характеризует несовпадение пиков нагрузки между различными подстанциями или крупными узлами. Определяется как отношение максимальной нагрузки подстанции (P_пс) к сумме максимальных нагрузок потребителей (ΣP_i), питающихся от подстанции:
k_р.м = P_пс / ΣP_i
Коэффициент попадания в максимум энергосистемы (k_м): Определяет долю нагрузки подстанции, которая приходится на период прохождения максимума нагрузки всей энергосистемы. Это важно для расчетов потокораспределения в сетях.
k_м = P_пс(нб) / P_пс

Где P_пс(нб) — нагрузка подстанции в период максимума нагрузки энергосистемы, а P_пс — максимальная нагрузка самой подстанции.

Порядок определения расчетных нагрузок:

Расчет активной расчетной нагрузки (P_р) для каждой группы потребителей: Используются выбранные методы расчета (K_с или K_p).
Расчет реактивной расчетной нагрузки (Q_р): Обычно определяется через активную нагрузку и средневзвешенный коэффициент мощности (cos φ) для группы электроприемников.
Q_р = P_р · tg φ

Где tg φ = √(1 — cos² φ) / cos φ.
Расчет полной расчетной нагрузки (S_р):
S_р = √(P_р² + Q_р²)

или

S_р = P_р / cos φ

Для всей подстанции суммирование нагрузок производится с учетом коэффициента одновременности максимумов, если потребители разнородны, или с учетом коэффициента разновременности максимумов, если подстанция питает несколько крупных, но различных по графику потребителей.

Пример расчета полной расчетной нагрузки (гипотетический):

Допустим, после расчетов для отдельных групп потребителей, максимальная активная нагрузка подстанции (P_пс) составила 15 МВт, а реактивная (Q_пс) — 8 МВАр.

Тогда полная расчетная нагрузка подстанции:

S_пс = √((15 МВт)² + (8 МВАр)²) = √(225 + 64) = √289 = 17 МВА.

Этот показатель является ключевым для выбора номинальной мощности силовых трансформаторов.

Применение нормативных документов при расчете нагрузок

При расчете электрических нагрузок необходимо строго руководствоваться действующей нормативной документацией. Одним из ключевых документов является РД 34.20.178-82 (СО 153-34.20.178-82) «Методические указания по расчету электрических нагрузок в сетях 0,38 — 110 кВ сельскохозяйственного назначения».

Хотя этот документ первоначально был разработан для сельскохозяйственных сетей, его принципы и методики расчета применимы и для других типов нагрузок, особенно в части, касающейся определения перспективных нагрузок и использования режимных коэффициентов.

Значение этого РД:

Повышение точности расчетов: Методика, заложенная в документе, позволяет более детально учесть специфику потребителей, их режимы работы и влияние внешних факторов.
Снижение трудозатрат: РД содержит типовые таблицы и рекомендации, которые упрощают процесс сбора и обработки исходных данных для сетей 10-110 кВ.
Оптимизация капитальных затрат: Точный расчет нагрузок позволяет избежать завышения мощности трансформаторов и сечений кабелей, что ведет к значительной экономии на строительстве и эксплуатации сетей. Документ способствует учету фактической загрузки трансформаторов, что особенно важно для рационального использования ресурсов.
Планирование развития: РД предусматривает определение электрических нагрузок не только для вновь сооружаемых, но и для реконструируемых сетей, а также для разработки схем перспективного развития, что соответствует принципу долгосрочного планирования.

Использование данного РД в сочетании с общими положениями ПУЭ и ГОСТов обеспечивает методологическую корректность и обоснованность всех расчетов нагрузок, что является залогом надежности и эффективности проектируемой подстанции.

Выбор числа и мощности силовых трансформаторов

Выбор силовых трансформаторов — это центральная задача при проектировании подстанции, определяющая ее пропускную способность, надежность и экономичность. Этот процесс включает в себя определение оптимального количества, номинальной мощности, типа и конструктивных особенностей трансформаторов, а также группы и схемы соединения их обмоток.

Критерии выбора числа трансформаторов

Число устанавливаемых трансформаторов на подстанции напрямую зависит от требований к надежности электроснабжения потребителей, которые, согласно ПУЭ, делятся на три категории.

1. Потребители I категории надежности:

Это электроприемники, перерыв в электроснабжении которых может повлечь за собой угрозу для жизни людей, значительный ущерб народному хозяйству, нарушение функционирования особо важных объектов или сложные технологические процессы.

Требования: Электроснабжение должно осуществляться от двух независимых источников питания, при этом прекращение подачи электроэнергии допускается только на время автоматического перехода на второй источник питания (например, с помощью устройств АВР).
Выбор: Для таких потребителей на подстанции обязательно устанавливают два трансформатора. Это позволяет обеспечить бесперебойное питание даже при выходе из строя одного трансформатора, когда оставшийся в работе агрегат принимает на себя всю или большую часть нагрузки.

2. Потребители II категории надежности:

Это электроприемники, перерыв в электроснабжении которых приводит к массовому недоотпуску продукции, массовым простоям рабочих, нарушениям нормальной деятельности значительного числа городских и сельских жителей.

Требования: Энергоснабжение должно осуществляться от двух независимых источников питания, с допустимым временным отсутствием энергоснабжения на время переключения на резервный источник, как правило, не более 0,5 часа.
Выбор: Для подстанций, питающих преимущественно потребителей II категории, также устанавливают два трансформатора. Целесообразность двухтрансформаторной схемы также возрастает при:
- Значительном числе потребителей II категории.
- Неравномерном суточном и годовом графике нагрузки.
- Сезонном режиме работы, когда в пиковые периоды требуется полная мощность, а в межсезонье один трансформатор может работать в оптимальном режиме.

3. Потребители III категории надежности:

Это электроприемники, допускающие перерыв в энергоснабжении на время, необходимое для ремонта или замены поврежденного элемента системы электроснабжения, но не более 24 часов подряд и не более 72 часов за год суммарно.

Требования: Могут быть запитаны от одного источника питания.
Выбор: Для таких потребителей достаточно одного трансформатора. Однако один трансформатор также может быть выбран:
- В случае возможности резервирования электроснабжения от другого источника питания с помощью АВР.
- На первом этапе строительства двухтрансформаторной подстанции, когда перспективная нагрузка еще не достигла проектных значений.

Установка более двух трансформаторов:

Рассматривается для крупных промышленных предприятий с сильно выраженными толчковыми нагрузками, при необходимости использования двух средних напряжений (например, 35 кВ и 10 кВ) с разделением нагрузки, или если мощности двух стандартных трансформаторов недостаточно для покрытия расчетной нагрузки с учетом резервирования. Однако это значительно усложняет схему и увеличивает капитальные затраты.

В нашем случае, поскольку подстанция питает смешанный район с потребителями I и II категорий надежности (промышленный кластер, аграрный комплекс), оптимальным решением будет установка двух силовых трансформаторов. Это обеспечивает необходимый уровень надежности и возможность проведения ремонтных работ без полного прекращения электроснабжения.

Расчет и выбор номинальной мощности трансформаторов

После определения числа трансформаторов переходят к расчету и выбору их номинальной мощности (S_ном). Это один из самых ответственных этапов, поскольку он напрямую влияет на стоимость оборудования, потери электроэнергии и устойчивость работы подстанции.

1. Расчет номинальной полной мощности для одного трансформатора:

Если подстанция имеет один трансформатор (для потребителей III категории или на первом этапе развития), его номинальная полная мощность должна быть выше расчетной полной нагрузки (S_p). Как правило, для обеспечения оптимального режима работы и возможности кратковременных перегрузок, номинальная мощность выбирается с небольшим запасом:

S_ном ≥ 1,15 · S_p

Где:

S_ном — номинальная полная мощность выбираемого трансформатора.
S_p — расчетная полная нагрузка подстанции, определенная на этапе обработки нагрузок. S_p = √(P_p² + Q_p²) или S_p = P_p / cos φ, где P_p и Q_p — расчетные активная и реактивная нагрузки.

2. Расчет номинальной полной мощности для двухтрансформаторных подстанций:

Для подстанций с двумя трансформаторами (питающими I и II категории надежности) расчет более сложен и учитывает не только нормальный режим работы, но и послеаварийный. В аварийном режиме, при отключении одного трансформатора, оставшийся должен обеспечить питание ответственных потребителей.

Формула для определения требуемой номинальной мощности трансформатора (S_ном) в двухтрансформаторной схеме с учетом коэффициента допустимой перегрузки (K_ав) и количества отключенных трансформаторов (n_отк):

S_ном ≥ (P_max + P_ав) / (n_т - n_отк) · K_ав

В этой формуле:

P_max — максимальная активная нагрузка подстанции в нормальном режиме.
P_ав — здесь является не отдельным расчетным параметром, а отражает требование к оставшемуся в работе трансформатору обеспечить питание ответственных потребителей в аварийном режиме за счет его перегрузочной способности. В практических расчетах для двухтрансформаторных подстанций проверка на послеаварийный режим часто выражается через полную расчетную нагрузку ΣS_p и коэффициент максимально допустимой перегрузки.
n_т — общее количество трансформаторов на подстанции (в нашем случае n_т = 2).
n_отк — количество отключенных трансформаторов в аварийном режиме (обычно принимается равным 1).
K_ав — коэффициент допустимой перегрузки трансформатора в аварийном режиме.

Детализация коэффициента допустимой перегрузки (K_ав):

Для сухих трансформаторов K_ав может быть принят до 1,2.
Для масляных трансформаторов K_ав = 1,0 соответствует коэффициенту загрузки 0,5 (для двухтрансформаторной подстанции) или 0,666 (для трехтрансформаторной подстанции).
K_ав = 1,1 соответствует коэффициенту загрузки 0,55 (для двухтрансформаторной подстанции) или 0,735 (для трехтрансформаторной подстанции).

Трансформаторы допускают послеаварийную перегрузку (при выходе из строя одного трансформатора двухтрансформаторной подстанции) не более 140% от номинальной мощности. Однако такая перегрузка ограничена по времени: не более 6 часов в сутки и не более 5 суток подряд. При этом коэффициент нагрузки суточного графика в условиях перегрузки должен быть не более 0,75. Это означает, что в аварийном режиме оставшийся трансформатор должен быть способен выдержать 1,4 S_ном, но общая расчетная полная нагрузка потребителей, которые не могут быть отключены, не должна превышать 0,75 от суммарной полной мощности всех трансформаторов. Таким образом, проверка на послеаварийный режим часто формулируется как:

1,4 · S_ном ≥ 0,75 · ΣS_p

Где ΣS_p — суммарная расчетная полная мощность всех потребителей.

Прогнозируемый темп роста электропотребления:

Важным аспектом выбора мощности является учет перспективного роста нагрузок. В России прогнозируется рост электропотребления на уровне 3% в 2025 году по сравнению с 2024 годом, а среднегодовой прирост за период 2023-2028 годов ожидается около 1,83%. К 2030 году уровень электропотребления может достигнуть 1300 ТВт·ч. На этот рост влияют такие факторы, как:

Развитие майнинга и искусственного интеллекта, требующих значительных объемов электроэнергии.
Потепление климата, увеличивающее потребление электроэнергии на кондиционирование летом.
Развитие экономики и промышленности, рост производства.
Изменение бытового уклада населения (например, увеличение использования электромобилей и бытовой техники).

Поэтому при выборе номинальной мощности трансформаторов необходимо заложить определенный запас, который позволит подстанции работать эффективно в течение не менее 5-10 лет без необходимости замены оборудования. Обычно этот запас составляет 15-25% от текущей расчетной нагрузки.

Особенности конструкции и типов трансформаторов

В сетях 110 кВ наиболее часто применяются двухобмоточные (110/6–10 кВ) и трехобмоточные (110/35/6–10 кВ) трансформаторы единичной мощностью от 6,3 до 40 МВ·А. Для районных понизительных подстанций чаще всего используются мощности 10–16 МВ·А. Практика проектирования и эксплуатации также показывает, что трансформаторы мощностью 1000 кВА (и в меньшей степени 630 кВА) считаются оптимальными для многих применений. Стандартная шкала мощностей трансформаторов включает 250, 400, 630, 1000, 1600, 2500 кВА и далее в МВ·А.

По конструктивному исполнению трансформаторы делятся на:

1. Масляные трансформаторы:

Преимущества: Отличный отвод тепла от обмоток и сердечника благодаря масляному охлаждению, хорошая диэлектрическая пропитка изоляции, надежная защита активных частей от воздействия окружающей среды, относительно невысокая стоимость.
Недостатки: Повышенная пожароопасность (минеральное масло горюче), необходимость регулярного обслуживания (анализ масла), большие габариты и вес.
Системы охлаждения: Естественное масляное (М), масляное с принудительной циркуляцией воздуха (Д), масляное с принудительной циркуляцией масла и воды (Ц). Выбор системы охлаждения влияет на габариты, стоимость и допустимые режимы работы.

2. Сухие трансформаторы:

Преимущества: Высокая пожаробезопасность (не используют горючие жидкости), экологичность, меньшие габариты по сравнению с масляными той же мощности, отсутствие необходимости в масляном хозяйстве. Могут устанавливаться внутри зданий, близко к потребителям.
Недостатки: Более высокая стоимость, чувствительность к перегрузкам, ограниченная мощность, требуют специального ухода за изоляцией.
Применение: Применяются там, где важны пожаробезопасность и экологичность, например, в жилых комплексах, торговых центрах, больницах, внутрипроизводственных подстанциях.

По способу регулирования напряжения:

1. Трансформаторы с регулированием напряжения под нагрузкой (РПН):

Позволяют изменять коэффициент трансформации (и, соответственно, выходное напряжение) без отключения трансформатора от сети.
Имеют большое число ступеней переключения (например, 13 ступеней в пределах от -9% до +9% или 17 ступеней от -12% до +12%), что обеспечивает точное поддержание напряжения у потребителей.
Применяются на подстанциях с большой нагрузкой и протяженными линиями, где необходимо поддерживать стабильное напряжение.

2. Трансформаторы с переключением без возбуждения (ПБВ):

Регулирование напряжения возможно только при полном отключении трансформатора от сети (без возбуждения).
Имеют ограниченное число ступеней переключения (например, 5 ступеней от -5% до +5%).
Используются на подстанциях, где колебания напряжения не критичны или где допускаются кратковременные отключения для регулирования.

Для районной понизительной подстанции 110/35/10 кВ, как правило, выбираются трехобмоточные масляные трансформаторы с РПН, так как они обеспечивают необходимую гибкость в работе с двумя уровнями среднего напряжения (35 и 10 кВ) и позволяют поддерживать стабильное напряжение у потребителей, что критично для качества электроэнергии. Выбор конкретной мощности осуществляется из стандартного ряда, ближайшего к расчетному значению, с учетом перспективного роста нагрузок.

Главные схемы электрических соедине��ий подстанций

Главная схема электрических соединений – это основа, определяющая всю архитектуру подстанции, ее функциональность, надежность и экономичность. Она представляет собой совокупность основного электрооборудования (трансформаторы, линии), сборных шин, коммутационной и другой первичной аппаратуры со всеми связями между ними. Выбор этой схемы является определяющим на самых ранних этапах проектирования.

Общие требования к схемам электрических соединений

Проектирование главной схемы подчиняется ряду фундаментальных принципов, которые должны быть соблюдены для обеспечения эффективной и безопасной работы подстанции в течение всего срока службы.

1. Надежность электроснабжения потребителей:

Это свойство электроустановки обеспечивать бесперебойную подачу электроэнергии нормированного качества. Надежность оценивается частотой и продолжительностью нарушения электроснабжения потребителей, а также относительным аварийным резервом.
Принципы обеспечения:
- Два независимых источника питания: Для потребителей I и II категорий надежности обязательно использование двух независимых источников, способных полностью или частично резервировать друг друга.
- Устройства автоматического включения резерва (АВР): Применяются для быстрого автоматического переключения нагрузки с основного источника на резервный в случае аварии.
- Дизельные электростанции (ДЭС) или источники бесперебойного питания (ИБП): Используются для особо ответственных потребителей I категории, где даже кратковременный перерыв недопустим.
Пример: Для потребителей II категории, не допускающих перерывов длительностью более 0,5 часа, нормативный показатель надежности может составлять до 2,5 отказов в год. Повреждение электрооборудования в любой части схемы не должно нарушать электроснабжение, выдачу электроэнергии в энергосистему или транзит мощности.

2. Приспособленность к проведению ремонтных работ:

Схема должна обеспечивать возможность вывода в ремонт любого элемента оборудования (выключателя, трансформатора, секции шин) без полного отключения потребителей.
Решения: Использование схем с двумя системами сборных шин или обходными выключателями, которые позволяют перевести нагрузку на резервную шину или обходной элемент на время ремонта. Например, две системы сборных шин дают возможность ремонтировать одну систему без потери присоединений.

3. Оперативная гибкость электрической схемы:

Это способность схемы быстро и эффективно адаптироваться к изменениям режимов работы энергосистемы, нагрузок или при возникновении аварий.
Оценка: Оценивается количеством, сложностью и продолжительностью оперативных переключений.
Решения: Современные подстанции достигают высокой гибкости за счет использования дистанционных операций, автоматизированных систем управления и средств автоматики, что минимизирует время реакции на изменения.

4. Экономическая целесообразность:

Выбранная схема должна быть оптимальной с точки зрения суммарных затрат на ее сооружение и эксплуатацию.
Оценка: Оценивается по приведенным затратам, которые включают:
- Капиталовложения на сооружение подстанции (стоимость оборудования, строительно-монтажные работы).
- Эксплуатационные расходы (потери электроэнергии, затраты на обслуживание, ремонт, персонал).
- Возможный ущерб от нарушения электроснабжения потребителей (особенно для I и II категорий).
Выбор: Оптимальный вариант схемы электроснабжения выбирается на основе сравнения приведенных годовых затрат для нескольких альтернативных схем.

5. Допустимый уровень токов короткого замыкания (КЗ):

Схема должна быть спроектирована таким образом, чтобы токи КЗ не превышали допустимых значений для выбранного оборудования, что регулируется ГОСТ Р 52735-2007 и ГОСТ 27514-87.
Решения: При необходимости ограничения токов КЗ могут применяться секционирование сетей, деление электроустановки на независимо работающие части, а также установка специальных токоограничивающих устройств.

Факторы, влияющие на выбор схемы

Помимо общих требований, существует ряд специфических факторов, которые оказывают существенное влияние на выбор главной схемы конкретной подстанции:

1. Значение и роль подстанции для энергосистемы:

Подстанция может быть предназначена для питания отдельных крупных потребителей, крупных городских или сельскохозяйственных районов, а также для связи различных частей энергосистемы.
Шины высшего напряжения подстанции могут являться узловыми точками, осуществляя транзит мощности. Чем выше значение подстанции, тем более надежная и сложная схема требуется. Линии электропередачи напряжением 330 кВ и более относятся к особо опасным и технически сложным объектам, что обуславливает повышенный уровень ответственности и, соответственно, требования к схеме.

2. Положение подстанции в энергосистеме:

Тупиковая подстанция: Получает электроэнергию от одной электроустановки по одной или нескольким параллельным линиям. Схемы таких подстанций, как правило, наиболее простые.
Ответвительная подстанция: Присоединяется глухой отпайкой к одной или двум проходящим линиям.
Проходная подстанция: Включается в рассечку одной или двух линий с двусторонним или односторонним питанием. Она транзитирует мощность, что требует более сложных и надежных схем.
Узловая подстанция: К ней присоединено более двух линий питающей сети, приходящих от двух или более электроустановок. Это наиболее ответственный тип подстанции, требующий схем с высокой степенью резервирования и оперативной гибкости.

3. Схемы и напряжения прилегающих сетей:

Схема подстанции должна быть согласована со схемами вышестоящих и нижестоящих сетей, обеспечивая их эффективное взаимодействие и резервирование.

4. Категории потребителей по степени надежности электроснабжения:

Как уже отмечалось, наличие потребителей I и II категорий диктует необходимость использования двухтрансформаторных схем с резервированием и АВР.

5. Перспектива расширения и промежуточные этапы развития:

Схема должна быть «растущей», то есть адаптированной для поэтапного ввода нового оборудования (дополнительные трансформаторы, присоединения) без необходимости «коренных переделок». «Коренные переделки» означают полную замену оборудования или изменение компоновки распределительного устройства (РУ), что приводит к значительным временным и финансовым затратам. Предотвращение таких переделок возможно при изначальном учете перспектив развития схемы и соответствующем проектировании.

Обзор типовых главных схем для подстанций 110/35/10 кВ

Для подстанций 110/35/10 кВ используются различные типовые главные схемы, каждая из которых имеет свои преимущества и недостатки с точки зрения надежности, стоимости и эксплуатационной гибкости. Выбор конкретной схемы осуществляется на основе технико-экономических расчетов, учитывающих все вышеперечисленные факторы.

Примеры типовых схем:

1. Схема «блок линия-трансформатор» (для 110 кВ):

Каждому трансформатору соответствует одна питающая линия 110 кВ.
Преимущества: Простота, низкая стоимость.
Недостатки: Низкая надежность при повреждении линии или трансформатора (отключение блока). Не подходит для потребителей I и II категорий.

2. Схема «мостик с выключателями в цепях трансформаторов» (для 110 кВ):

Два трансформатора подключаются к одной системе шин 110 кВ через свои выключатели, а сама система шин имеет два выключателя, образующих мостик.
Преимущества: Высокая надежность. При отключении одного выключателя или повреждении трансформатора, нагрузка может быть переключена на другой трансформатор или секцию шин.
Недостатки: Более сложная и дорогая, требует большего количества выключателей.

3. Схема «две системы шин» (для 110, 35, 10 кВ):

Присоединения (линии, трансформаторы) могут быть подключены к одной из двух систем сборных шин. Между системами шин устанавливается секционный выключатель.
Преимущества: Высокая надежность и ремонтопригодность. Ремонт одной системы шин не нарушает работу подстанции, так как нагрузка может быть переведена на другую систему. Высокая оперативная гибкость.
Недостатки: Высокая стоимость, большое количество оборудования, сложная релейная защита.
Применение: Часто используется на узловых и проходных подстанциях, а также для питания потребителей I категории.

4. Схема «две системы шин с обходной шиной» (для 110, 35, 10 кВ):

Дополнительно к двум системам шин имеется обходная шина.
Преимущества: Позволяет выводить в ремонт любой выключатель присоединения без отключения этого присоединения (через обходной выключатель). Еще более высокая ремонтопригодность и гибкость.
Недостатки: Наиболее дорогая и сложная схема.

Для нашей районной понизительной подстанции 110/35/10 кВ, с учетом наличия потребителей I и II категорий надежности, а также необходимости обеспечения резервирования и ремонтопригодности, на стороне 110 кВ целесообразно рассмотреть схему «мостик с выключателями в цепях трансформаторов» или «две системы шин». На стороне 35 и 10 кВ, в зависимости от количества отходящих линий и их ответственности, также могут применяться схемы с одной или двумя секционированными системами шин. Детальный выбор будет сделан на основе технико-экономического сравнения альтернативных вариантов.

Расчеты токов короткого замыкания и методы их ограничения

Короткие замыкания (КЗ) — это одни из самых опасных аварийных режимов в электрических сетях, способные вызвать серьезные повреждения оборудования и значительные перерывы в электроснабжении. Расчет токов КЗ является обязательным этапом проектирования для обеспечения электродинамической и термической стойкости оборудования, а также для правильной настройки релейной защиты.

Причины и последствия коротких замыканий

Короткими замыканиями называют ненормальные режимы работы электрической установки, при которых происходит замыкание между фазами (трехфазное, двухфазное, двухфазное на землю) или между фазой и землей (однофазное замыкание на землю в сетях с глухо- и эффективно-заземленными нейтралями). Также к КЗ относятся витковые замыкания в электрических машинах и трансформаторах.

Причины КЗ могут быть разнообразны:

Повреждение изоляции (старение, механические воздействия, перенапряжения).
Ошибки персонала при оперативных переключениях или ремонтных работах.
Разрушение оборудования (например, опор ЛЭП).
Внешние воздействия (удар молнии, падение деревьев, наезд транспорта).

Последствия протекания токов КЗ крайне разрушительны:

1. Значительные электродинамические усилия: Между проводниками, по которым протекает большой ток КЗ, возникают силы электродинамического взаимодействия. Эти силы могут достигать огромных значений, вызывая деформацию или разрушение шин, проводников, изоляторов, а также повреждение элементов коммутационных аппаратов. Наибольшие электродинамические силы возникают при ударном токе КЗ.

Формула для расчета электродинамических сил (F) между двумя параллельными проводниками:
F = 2 · 10^-7 · (i₁ · i₂ / a) · l · K_ф

Где:
- i₁, i₂ — мгновенные значения токов в проводниках, А.
- a — расстояние между осями проводников, м.
- l — длина проводников, м.
- K_ф — коэффициент формы, учитывающий форму проводников и их расположение.
Допустимые механические напряжения в материале проводников: Например, для алюминия — 70 МПа, для стали — 160 МПа. Превышение этих значений приводит к необратимым деформациям.

2. Повышенный нагрев проводников и оборудования: Протекание больших токов КЗ приводит к выделению значительного количества тепла (джоулевы потери). Этот нагрев может быть настолько интенсивным, что вызывает:

Ускоренное старение и разрушение изоляции: При достижении критических температур изоляционные материалы теряют свои диэлектрические свойства.
Сваривание контактов: Контакты коммутационных аппаратов могут свариться, что препятствует их размыканию.
Потеря механической прочности шин и проводов: Из-за перегрева металл может терять свои прочностные характеристики.
Предельно допустимые температуры: Для медных шин — 300 °C, для алюминиевых — 200 °C, для кабелей с бумажной пропитанной изоляцией до 10 кВ — 200 °C, для кабелей с ПВХ и резиновой изоляцией — 150 °C.
При расчетной продолжительности КЗ до 1 секунды процесс нагрева можно считать адиабатическим, то есть теплообмен с окружающей средой не учитывается.

3. Снижение напряжения на шинах подстанции: В процессе КЗ напряжение в сети резко падает, что может привести к отключению других потребителей, не затронутых непосредственно аварией, и нарушению устойчивости работы энергосистемы.

4. Развитие аварии: Если поврежденный участок не будет своевременно отключен, КЗ может распространиться на другие элементы сети, усугубляя масштабы аварии.

Методики расчета токов короткого замыкания

Для точного и надежного проектирования расчет токов КЗ должен выполняться в соответствии с утвержденными стандартами и методиками. В Российской Федерации это, прежде всего, ГОСТ Р 52735-2007 «Короткие замыкания в электроустановках. Методы расчета» и РД 153-34.0-20.527-98 «Методические указания по расчету токов короткого замыкания и выбору электрооборудования».

Основные положения методик:

1. Виды КЗ для расчетов:

Для определения электродинамической стойкости аппаратов и жестких шин: Принимается трехфазное КЗ как наиболее тяжелый случай по ударному току.
Для определения термической стойкости аппаратов и проводников: Также принимается трехфазное КЗ. На генераторном напряжении электростанций — трехфазное или двухфазное, в зависимости от того, какое из них приводит к большему нагреву.
Для выбора параметров срабатывания релейной защиты: Необходимы как максимальные, так и минимальные значения токов КЗ. Максимальные токи определяют верхний предел срабатывания защит и отключающую способность выключателей. Минимальные токи используются для проверки чувствительности защит.

2. Схемы замещения:

Для расчета токов КЗ первичная схема электрических соединений преобразуется в схемы замещения прямой, обратной и нулевой последовательностей (для несимметричных КЗ).
Источники питания замещаются источниками ЭДС за комплексными сопротивлениями, а пассивные элементы (трансформаторы, линии, реакторы) — комплексными сопротивлениями соответствующей последовательности.

3. Учет источников питания:

При расчете начального значения периодической составляющей тока трехфазного КЗ должны быть учтены все синхронные генераторы и компенсаторы, а также синхронные и асинхронные электродвигатели мощностью более 100 кВт, подключенные к шинам 6–10 кВ, так как они вносят свой вклад в ток КЗ.

4. Приближенные инженерные методы:

В практических расчетах допускается использование ряда упрощенных инженерных методов, если их погрешность не превышает 5-10%. К таким методам относятся:
- Метод симметричных составляющих: Для расчета несимметричных КЗ.
- Метод эквивалентных ЭДС (МЭЭ).
- Метод расчетных кривых (МРК).
- Метод относительных единиц.
- Метод эквивалентной мощности.
При расчетах токов КЗ в распределительных сетях 6–10 кВ часто принято не учитывать переходное сопротивление в месте КЗ, рассматривая все повреждения как металлические, что упрощает расчет и дает запас.

Цели расчетов токов КЗ:

Выбор и проверка электрооборудования: По условиям отключающей способности, электродинамической и термической стойкости.
Выбор уставок и оценка действия релейной защиты и автоматики: Обеспечение селективности и быстродействия защит.
Определение влияния токов нулевой последовательности: На линии связи.
Выбор заземляющих устройств: По токам замыкания на землю.

При расчете токов КЗ для проектируемой подстанции 110/35/10 кВ следует исходить из предусматриваемых для электроустановки условий длительной ее работы, учитывая перспективу развития внешних сетей и генерирующих источников не менее чем на 5 лет.

Методы ограничения токов короткого замыкания

Рост мощности энергосистем и увеличение числа присоединений ведут к росту токов КЗ, что может превысить коммутационную и динамическую стойкость существующего оборудования. Поэтому на этапе проектирования необходимо предусмотреть меры по их ограничению.

Основные способы ограничения токов короткого замыкания:

1. Применение токоограничивающих реакторов:

Принцип: Реактор — это индуктивное устройство, устанавливаемое в электрическую сеть последовательно пути протекания тока. Он увеличивает полное сопротивление участка цепи, тем самым ограничивая ток КЗ.
Применение: Часто устанавливаются на сборных шинах распределительных устройств 6-10 кВ или в цепях отходящих линий. Могут быть одинарными, сдвоенными или групповыми.

2. Расщепление обмотки низшего напряжения у двухобмоточного или трехобмоточного трансформатора:

Принцип: Вместо одной обмотки низшего напряжения трансформатор имеет две или более, намотанных отдельно и подключенных к разным секциям шин. Это увеличивает индуктивное сопротивление между секциями, что эквивалентно включению реактора, и, соответственно, ограничивает ток КЗ.
Применение: Эффективный метод для подстанций, питающих несколько секций шин.

3. Разделение участков электрических сетей (секционирование):

Принцип: Электрическая сеть или сборные шины подстанции делятся на несколько секций, каждая из которых может питаться независимо. В нормальном режиме секционный выключатель может быть отключен, что снижает ток КЗ в два раза при повреждении на одной из секций.
Применение: Повышает надежность работы сетей, поскольку при аварии отключается только поврежденная секция, а остальные продолжают работать.

4. Повышение напряжения:

Принцип: Переход на более высокий класс напряжения для передачи той же мощности приводит к снижению рабочих токов. При прочих равных условиях, это может привести к снижению относительного тока КЗ (хотя абсолютные значения могут быть иными).
Применение: Долгосрочная мера при развитии энергосистем.

5. Применение блочных соединений генератор – трансформатор, генератор – трансформатор – линия без поперечных связей:

Принцип: Минимизация количества коммутационных аппаратов и сборных шин между блоками, что снижает число возможных мест КЗ и их тяжесть.
Применение: Характерно для крупных электростанций, но принципы могут быть применены и при проектировании подстанций.

6. Другие методы, используемые в отечественных энергосистемах:

Стационарное и автоматическое деление сети: Деление сети на отдельные участки, которые могут быть объединены в нормальном режиме и автоматически разделены при КЗ.
Токоограничивающие аппараты: Специальные устройства, предназначенные для сверхбыстрого ограничения токов КЗ.
Разземление нейтралей части силовых трансформаторов сети или их заземление через реакторы и резисторы: Изменение режима нейтрали может существенно влиять на токи однофазных замыканий на землю.

При проектировании районной понизительной подстанции 110/35/10 кВ, наиболее актуальными методами ограничения токов КЗ будут секционирование сборных шин 35 кВ и 10 кВ (если позволяет схема), применение трансформаторов с расщепленными обмотками на стороне 10 кВ и, при необходимости, установка токоограничивающих реакторов в цепях отходящих линий 10 кВ. Выбор конкретных методов и их параметры будут определены на основе детальных расчетов токов КЗ и технико-экономического анализа.

Выбор основного электрооборудования и токоведущих частей

Выбор основного электрооборудования — это критически важный этап, определяющий надежность, безопасность и долговечность всей подстанции. Каждый аппарат должен быть подобран с учетом как нормальных, так и аварийных режимов работы, а также соответствовать действующим нормативным требованиям.

Общие принципы выбора оборудования

Выбор электрических аппаратов производится после тщательного подсчета электрических нагрузок и выбора марок проводов и кабелей. Процесс основывается на двух группах условий:

1. Условия нормального режима:

Эти условия определяют способность аппарата длительно пропускать рабочий ток без перегрева и выдерживать номинальное напряжение.

По номинальному напряжению (U_{ном.аппарата} ≥ U_{ном.установки}): Номинальное напряжение аппарата должно быть равно или выше номинального напряжения электроустановки, в которой он будет работать. Это обеспечивает надежную изоляцию.
По номинальному току (I_{ном.аппарата} ≥ I_р.макс): Номинальный ток аппарата должен быть равен или превышать максимальный длительный рабочий ток (расчетный максимальный ток) присоединения. Это гарантирует отсутствие перегрева при длительной работе.
По температуре окружающей среды: Аппарат должен соответствовать климатическому исполнению, предусмотренному для данной местности (согласно ГОСТ 15150) и условиям установки (открытая/закрытая).

2. Условия аварийного режима (короткого замыкания):

Эти условия определяют способность аппарата выдерживать механические и тепловые воздействия токов КЗ, а также коммутировать их.

По отключающей способности: Коммутационный аппарат (выключатель) должен быть способен надежно отключить максимальный ток КЗ, возникающий в точке его установки. Его номинальный отключающий ток должен быть больше или равен расчетному току КЗ.
По электродинамической стойкости: Аппарат, шины и опорные конструкции должны выдерживать ударный ток КЗ без деформаций, разрушений или нарушения работы. Ударный ток КЗ — это мгновенное значение тока в первый полупериод КЗ.
По термической стойкости: Аппарат и проводники должны выдерживать тепловое воздействие тока КЗ в течение всего времени его протекания (от момента возникновения до отключения защитой) без достижения предельно допустимых температур. Его номинальный ток термической стойкости должен быть больше или равен расчетному току КЗ, умноженному на время его протекания.

Для выбора аппаратов необходимо знать как номинальные данные электрических установок (номинальные токи и напряжения), так и расчетные токи короткого замыкания.

Выбор силовых трансформаторов

Выбор силовых трехобмоточных трансформаторов 110/35/10 кВ является основополагающим. Он включает в себя следующие критерии:

Номинальные напряжения: Соответствие классам напряжения сети (110 кВ со стороны ВН, 35 кВ со стороны СН, 10 кВ со стороны НН).
Номинальная мощность: Выбирается по расчетной полной нагрузке с учетом перспективного роста и требований к резервированию в аварийном режиме, как было детально рассмотрено ранее.
Группа и схема соединения обмоток: Определяет фазный сдвиг между напряжениями обмоток и влияет на режимы работы сети. Типичные схемы для трехобмоточных трансформаторов: Y/Y/Δ (звезда/звезда/треугольник) или Y/Δ/Y. Выбор схемы соединения обмоток «звезда-зигзаг» при мощности до 250 кВА и «треугольник-звезда» при мощности 400 кВА и выше на напряжении до 1000 В применяется для обеспечения надежности действия защиты от однофазных замыканий в сетях с глухозаземленной нейтралью.
Способ регулирования вторичного напряжения: Для подстанций 110/35/10 кВ, как правило, выбираются трансформаторы с регулированием напряжения под нагрузкой (РПН) для поддержания стабильного уровня напряжения у потребителей.
Система охлаждения: Определяется мощностью трансформатора и условиями окружающей среды. Основные системы охлаждения масляных трансформаторов включают естественное воздушное (М), масляное с принудительной циркуляцией воздуха (Д), масляное с принудительной циркуляцией масла и воды (Ц). Выбор системы охлаждения влияет на габариты, стоимость и допустимые режимы работы трансформатора. Для крупных трансформаторов чаще всего применяются системы Д или Ц.
Режим нагрузки: Трансформатор должен быть рассчитан на характерный для подстанции график нагрузки (например, с пиковыми и минимальными значениями).

Выбор коммутационных аппаратов

Коммутационные аппараты (выключатели, разъединители) предназначены для включения и отключения электрических цепей в нормальных и аварийных режимах.

1. Выключатели:

Назначение: Отключение и включение цепей под током, в том числе и при коротких замыканиях.
Критерии выбора:
- Номинальное напряжение: U_{ном.выключателя} ≥ U_{ном.сети}.
- Номинальный ток: I_{ном.выключателя} ≥ I_р.макс.
- Номинальный отключающий ток КЗ: I_{откл.ном} ≥ I_{КЗ.макс} (максимальное значение тока КЗ в точке установки выключателя).
- Номинальный ток термической стойкости: Должен быть проверен по условию I²_{КЗ.действ} · t_откл ≤ I²_{терм.ном} · t_ном.
- Номинальный ток электродинамической стойкости (ударный ток): I_{дин.ном} ≥ i_уд.КЗ.
Типы: Для РУ 110 и 35 кВ часто используются элегазовые или вакуумные выключатели. Для РУ 10 кВ — вакуумные выключатели.

2. Разъединители:

Назначение: Создание видимого разрыва цепи при отсутствии тока для обеспечения безопасности ремонтных работ. Не предназначены для отключения токов нагрузки или КЗ.
Критерии выбора:
- Номинальное напряжение: U_{ном.разъединителя} ≥ U_{ном.сети}.
- Номинальный ток: I_{ном.разъединителя} ≥ I_р.макс.
- Номинальный ток термической стойкости: Проверяется на термическую стойкость при КЗ.
- Номинальный ток электродинамической стойкости: Проверяется на электродинамическую стойкость при КЗ.

Выбор измерительных трансформаторов

Измерительные трансформаторы тока (ТТ) и напряжения (ТН) используются для преобразования высоких значений токов и напряжений в стандартные, безопасные для измерительных приборов, счетчиков и релейной защиты.

1. Трансформаторы тока (ТТ):

Назначение: Преобразование больших токов первичной цепи в малые (обычно 1 или 5 А) для измерительных приборов и релейной защиты.
Критерии выбора:
- Номинальное напряжение: Соответствие классу напряжения цепи.
- Номинальный коэффициент трансформации: K_т = I_1ном / I_2ном, где I_1ном — номинальный первичный ток, I_2ном — номинальный вторичный ток. Выбирается исходя из максимального рабочего тока присоединения. Допускается применение ТТ с завышенным коэффициентом трансформации (по условиям электродинамической и термической стойкости или защиты шин), если при максимальной нагрузке присоединения не может быть обеспечен необходимый класс точности присоединенных измерительных приборов.
- Класс точности: Для коммерческого учета (счетчиков) требуется класс точности 0,2S или 0,5S. Для измерительных приборов — 0,5 или 1. Для релейной защиты — 10Р или 5Р. Нагрузка вторичных обмоток, к которым присоединяются счетчики, не должна превышать номинальных значений.
- Электродинамическая и термическая стойкость: ТТ должны выдерживать токи КЗ без повреждений.

2. Трансформаторы напряжения (ТН):

Назначение: Преобразование высоких напряжений первичной цепи в стандартные низкие (обычно 100 В) для измерительных приборов и релейной защиты.
Критерии выбора:
- Номинальное напряжение: Соответствие классу напряжения цепи.
- Номинальный коэффициент трансформации: K_U = U_1ном / U_2ном.
- Класс точности: Аналогично ТТ, выбирается в зависимости от назначения (измерение, учет, защита).
- Схема соединения: Звезда/звезда, звезда/разомкнутый треугольник.

Выбор токоведущих частей и изоляторов

Токоведущие части и изоляторы обеспечивают проведение тока и электрическую изоляцию между токоведущими частями и землей, а также между фазами.

1. Токоведущие части (шины, провода, кабели):

Шины: Для распределительных устройств 110, 35 и 10 кВ выбираются жесткие или гибкие шины.
- Материал: Медь или алюминий (чаще).
- Сечение: Определяется по условиям:
  - Длительно допустимого тока: I_доп ≥ I_р.макс.
  - Нагреву при КЗ (термическая стойкость): Выдерживание теплового импульса тока КЗ.
  - Электродинамической стойкости: Выдерживание механических сил при КЗ.
  - Потери напряжения: Соответствие допустимым нормам.
  - Коронный разряд: Для высоких напряжений (110 кВ и выше) сечение шин выбирается с учетом минимизации потерь на коронный разряд.
Провода и кабели:
- Марка и сечение: Выбираются по аналогичным условиям, что и шины. Для воздушных линий — по механической прочности, допустимому нагреву и коронному разряду. Для кабельных линий — по допустимому нагреву и токовой нагрузке.

2. Изоляторы:

Назначение: Электрическая изоляция токоведущих частей от земли и между фазами.
Типы: Опорные, проходные, подвесные (для ОРУ).
Материал: Фарфор, полимерные материалы (стеклопластик).
Критерии выбора:
- Номинальное напряжение: Соответствие классу напряжения сети.
- Механическая прочность: Способность выдерживать нагрузки от проводов, шин, собственного веса и внешних воздействий (ветер, гололед).
- Длина пути утечки: Для работы в условиях загрязнения и влажности.
- Разрядное напряжение: В сухом и мокром состоянии, а также при импульсах молнии.

При выборе всего электрооборудования необходимо учитывать перспективу развития энергосистемы (не менее чем на 5 лет), чтобы избежать преждевременной замены оборудования из-за роста нагрузок или токов КЗ.

Релейная защита и автоматика подстанции

Релейная защита и автоматика (РЗА) — это «нервная система» подстанции, которая обеспечивает ее безопасное и надежное функционирование, мгновенно реагируя на аварийные ситуации и предотвращая их развитие. Без РЗА современная энергосистема не могла бы существовать.

Задачи и виды релейной защиты

Релейная защита работает в аварийных ситуациях, ее основная задача — быстро и селективно выявить повреждение в электроустановке, локализовать его и отключить поврежденный участок от энергосистемы.

Основные задачи РЗА:

Выявление поврежденного участка и его быстрое автоматическое отключение: Это позволяет предотвратить дальнейшее развитие аварии и минимизировать ущерб оборудованию.
Сигнализация о нарушениях нормальных режимов работы: Защита не всегда отключает оборудование, иногда она лишь сигнализирует о неисправности (например, о перегрузке или снижении изоляции), позволяя оператору принять меры.
Предотвращение развития аварий и минимизация их последствий: Защита должна действовать таким образом, чтобы отключить минимально необходимый объем оборудования, сохраняя работоспособность остальной части энергосистемы.

Основные виды релейной защиты, применяемые на подстанциях 110/35/10 кВ:

1. Максимальная токовая защита (МТЗ):

Принцип: Срабатывает при превышении током в защищаемой цепи определенного уставки.
Применение: Широко используется для защиты от междуфазных КЗ и перегрузок на отходящих линиях 10 кВ, а также в качестве резервной защиты для трансформаторов.

2. Дифференциальная защита:

Принцип: Сравнивает токи на входе и выходе защищаемого объекта (трансформатора, генератора, шин). При равенстве токов защита бездействует, при их неравенстве (то есть при внутреннем повреждении) — срабатывает.
Применение: Высокочувствительная и быстродействующая защита. Применяется для защиты обмоток силовых трансформаторов, сборных шин и крупных генераторов.

3. Дистанционная защита (ДЗ):

Принцип: Измеряет полное сопротивление линии до места КЗ. Чем ближе КЗ, тем меньше сопротивление.
Применение: Основная защита для протяженных воздушных и кабельных линий 110 кВ и выше, а также 35 кВ. Обеспечивает селективность по дальности.

4. Газовая защита (ГЗ):

Принцип: Реагирует на выделение газов (при неполных замыканиях, перегреве) или падение уровня масла (при утечке) внутри бака масляного трансформатора.
Применение: Основная защита для масляных трансформаторов мощностью от 630 кВА и выше. Различают сигнальную и отключающую ступени.

5. Токовая отсечка:

Принцип: Срабатывает мгновенно (без выдержки времени) при очень больших токах, значительно превышающих максимальный рабочий ток.
Применение: Используется для защиты от близких КЗ, где не требуется селективность по времени, а важна скорость отключения.

6. Защита минимального напряжения:

Принцип: Срабатывает при снижении напряжения ниже определенного уровня.
Применение: Используется для защиты электродвигателей от глубоких просадок напряжения, а также в схемах автоматики.

7. Логическая защита шин (ЛЗШ):

Принцип: Комплексная защита, которая в случае КЗ на шинах отключает все присоединения к ним.
Применение: Защита сборных шин РУ 110, 35 и 10 кВ.

8. Дуговая защита:

Принцип: Реагирует на световую вспышку, вызванную электрической дугой при КЗ.
Применение: Используется для защиты закрытых распределительных устройств (ЗРУ) 6-10 кВ, где дуговое КЗ может привести к быстрому разрушению оборудования.

9. Токовая защита нулевой последовательности:

Принцип: Реагирует на токи замыкания на землю в сетях с заземленной нейтралью.
Применение: Защита от однофазных замыканий на землю, особенно в сетях 110 кВ и выше с эффективно заземленной нейтралью.

Устройства автоматики в составе РЗА

Помимо релейной защиты, комплекс РЗА включает в себя различные устройства автоматики, которые направлены на повышение надежности и улучшение качества электроснабжения.

1. Автоматическое повторное включение (АПВ):

Принцип: Автоматически повторно включает отключившийся выключатель через заданное время после его срабатывания от защиты. Большинство КЗ (до 90% на воздушных линиях) являются самоустраняющимися (например, перекрытие изоляции молнией, касание ветки), и АПВ позволяет восстановить электроснабжение без участия персонала.
Эффективность: Доля успешных АПВ составляет 50-90%.

2. Автоматическое включение резерва (АВР):

Принцип: В случае исчезновения напряжения на основном источнике питания (например, при отключении трансформатора или линии), АВР автоматически переключает нагрузку на резервный источник.
Применение: Широко используется на подстанциях для питания потребителей I и II категорий надежности, обеспечивая быстрое восстановление электроснабжения.

3. Автоматическая частотная разгрузка (АЧР):

Принцип: При критическом снижении частоты в энергосистеме (что указывает на дефицит активной мощности) АЧР автоматически отключает наименее важные потребители, предотвращая полный развал энергосистемы.
Применение: Системная автоматика, важная для поддержания устойчивости всей энергосистемы.

4. Устройства резервирования при отказе выключателя (УРОВ):

Принцип: Если выключатель, которому выдана команда на отключение от защиты, по какой-либо причине не сработал, УРОВ через определенную выдержку времени отключает соседние выключатели, обеспечивая отключение поврежденного участка.
Применение: Повышает надежность отключения повреждений, особенно при отказах основного оборудования.

Принципы расчета и выбора уставок РЗА

Расчеты токов короткого замыкания (как максимальных, так и минимальных значений) являются ключевыми для определения уставок (параметров срабатывания) релейной защиты.

Порядок расчета и выбора уставок:

Определение максимальных и минимальных токов КЗ:
- Максимальные токи КЗ: Используются для выбора уставок срабатывания защит (чтобы защита не срабатывала при нормальных режимах и перегрузках, но надежно действовала при КЗ), а также для проверки коммутационной способности выключателей.
- Минимальные токи КЗ: Используются для проверки чувствительности защит. Защита должна сработать при минимальном возможном токе КЗ на самом удаленном участке защищаемой зоны.
Обеспечение селективности:
- Защита должна отключать только поврежденный участок, оставляя в работе остальную, неповрежденную часть сети. Селективность достигается выбором соответствующих уставок по току и выдержек времени.
- Принцип ступенчатой селективности: защиты, расположенные ближе к месту повреждения, должны иметь меньшую выдержку времени, чем защиты, расположенные дальше.
Обеспечение быстродействия:
- Защита должна срабатывать максимально быстро, чтобы минимизировать время протекания тока КЗ и снизить ущерб оборудованию.
Обеспечение чувствительности:
- Защита должна надежно срабатывать при всех видах КЗ в своей зоне действия, даже при минимальных токах.
Учет типов трансформаторов и распределительных устройств:
- Для разных типов трансформаторов (трехобмоточные, с РПН) и РУ (ОРУ, ЗРУ) применяются специфические комплексы защит и методики их расчета.

Разработка комплекса РЗА для понизительной подстанции 110/35/10 кВ включает в себя не только выбор типов защит, но и детальный расчет их уставок, проверку селективности и чувствительности, а также разработку принципиальных схем вторичных соединений. Все это должно соответствовать требованиям ПУЭ, ГОСТов и отраслевых стандартов.

Проектирование систем заземления и молниезащиты

Системы заземления и молниезащиты являются неотъемлемой частью любой электрической подстанции, обеспечивая безопасность персонала, надежную работу оборудования и защиту от атмосферных и коммутационных перенапряжений. Их проектирование требует строгого соответствия многочисленным нормативным документам и глубокого понимания физических процессов.

Принципы и виды систем заземления

Заземление — это преднамеренное электрическое соединение какой-либо точки сети, электроустановки или оборудования с заземляющим устройством. Главная цель заземления — предотвращение поражения электрическим током людей, находящихся вблизи или работающих с электроустановкой, а также обеспечение нормального функционирования электроустановки в различных режимах.

Система заземления электроустановок — это комплекс, состоящий из заземляющего контура (заземлителя) и проводников, соединяющих его с корпусами оборудования, нейтралью трансформатора или другими точками сети для обеспечения стекания в землю избыточного тока (токов утечки, токов замыкания на землю, токов молнии).

Классификация устройств заземления в России (согласно ПУЭ и ГОСТ Р 50571.1-2009):

Классификация устройств заземления подразумевает градацию по виду нейтрали (заземленная/изолированная), способу прокладывания от понижающей подстанции до электроустановки и способу подключения нагрузки к нейтрали. Для обозначения систем заземления используются буквы английского алфавита:

T (Terra) – заземление (непосредственное соединение с землей).
N (Neutral) – нейтраль (соединение с нейтралью источника питания).
I (Isolated) – изолированное (нейтраль изолирована от земли или заземлена через большое сопротивление).
C (Combined) – общая (объединение функций нулевого защитного и нулевого рабочего проводников).
S (Separate) – раздельная (разделение функций нулевого защитного и нулевого рабочего проводников).

Основные режимы работы нейтрали в электросетях:

1. Глухозаземленная нейтраль: Нейтраль трансформатора или генератора, присоединенная непосредственно к заземляющему устройству.

Применение: В большинстве электросетей до 1 кВ (0,4 кВ), а также в сетях 110 кВ и выше как частный случай эффективно заземленной нейтрали.
Достоинства: Защита от поражения током (быстрое отключение при однофазном замыкании на корпус), стабилизация потенциала нейтрали.
Недостатки: Любое однофазное замыкание на землю является коротким замыканием, что приводит к срабатыванию защиты и перерывам в электроснабжении.
Системы заземления: TN-C, TN-S, TN-C-S. Общепринятыми для России считаются эти три системы.
- TN-C: Объединенный нулевой защитный (PE) и нулевой рабочий (N) проводник (PEN). Самая старая и экономичная, но наименее безопасная.
- TN-S: Раздельные PE и N проводники от источника питания. Наиболее безопасная и современная.
- TN-C-S: PEN проводник до определенной точки, затем разделение на PE и N. Компромисс между TN-C и TN-S.

2. Изолированная нейтраль: Нейтраль трансформатора или генератора, не присоединенная к заземляющему устройству или присоединенная через большое сопротивление приборов.

Применение: В трехпроводных сетях 380-660 В с повышенными требованиями электробезопасности (например, в шахтах, подвижных электроустановках), а также в сетях 3-33 кВ с малыми токами замыкания на землю.
Достоинства: Возможность продолжения работы сети при однофазном замыкании на землю (не требуется немедленное отключение), малый ток в месте повреждения.
Недостатки: Высокая вероятность возникновения опасных дуговых перенапряжений, сложность построения селективных защит.
Система заземления: IT.

3. Эффективно заземленная нейтраль: Нейтраль трехфазной электрической сети выше 1000 В, коэффициент замыкания на землю в которой не более 1,4.

Применение: В сетях 110 кВ и выше.
Достоинства: Ограничение перенапряжений на неповрежденных фазах, что позволяет снизить требования к изоляции оборудования.
Недостатки: Возникновение больших токов КЗ при однофазном замыкании на землю.

4. Компенсированная нейтраль (резонанснозаземленная): Нейтраль, заземленная через индуктивное сопротивление (дугогасящий реактор). Применяется для компенсации емкостного тока замыкания на землю.

5. Резистивнозаземленная нейтраль: Нейтраль, заземленная через активное сопротивление (резистор). Применяется для ограничения токов замыкания на землю и уменьшения перенапряжений.

Расчет и проектирование заземляющего устройства

Проектирование заземляющего устройства (ЗУ) для трансформаторной подстанции является сложной задачей, требующей особых знаний и внимания к деталям. Основным нормативным документом для этих целей является СТО 56947007-29.130.15.114-2012 «Руководящие указания по проектированию заземляющих устройств подстанций напряжением 6-750 кВ (с Изменениями)». Положения этого СТО обязательны для применения всеми проектными, строительно-монтажными, наладочными, эксплуатационными и ремонтными организациями.

Основные требования и критерии проектирования ЗУ:

1. Предельные значения сопротивления заземления и напряжения прикосновения:

Согласно СТО, при проектировании ЗУ должны соблюдаться предельные значения как по сопротивлению заземления, так и по напряжению прикосновения.
Сопротивление заземления:
- Для электросетей с глухозаземленной нейтралью до 0,4 кВ (например, на стороне 10 кВ подстанции, если нейтраль глухозаземленная) максимальное сопротивление заземления составляет 4 Ом.
- Для электроустановок выше 1000 В с эффективно заземленной нейтралью и токами КЗ ≥ 500 А (что характерно для 110 кВ) максимальное сопротивление заземления не должно превышать 0,5 Ом. Сопротивление искусственных заземлителей в этом случае не должно быть менее 1,0 Ом.
- Для снижения импульсного сопротивления заземления оборудования в помещениях РУ рекомендуется выполнять сетку с шагом не более 2 м.
Напряжение прикосновения: Предельно допустимое напряжение прикосновения определяется по ГОСТ 12.1.038-82 и зависит от времени отключения КЗ. Для рабочих мест РУ при расчете допустимых значений напряжения прикосновения принимается время действия резервной защиты, а для остальной территории – основной защиты. Это критически важно для безопасности персонала.

2. Определение наибольшего тока, стекающего с заземлителя в землю (I_з):

Этот ток является исходным для расчета ЗУ и его величина зависит от режима рабочего заземления сети. Для сетей 110 кВ с эффективно заземленной нейтралью I_з может быть равен току однофазного КЗ на землю.

3. Конструкция заземляющего устройства:

ЗУ обычно представляет собой систему горизонтальных и вертикальных заземлителей, объединенных в контур.
Материалы: Сталь (уголок, пруток, полоса), медь.
Форма: Чаще всего используется замкнутый контур вокруг подстанции с дополнительными электродами внутри контура, особенно в местах расположения оборудования с высоким потенциалом (трансформаторы, ОРУ).
Глубина заложения: Зависит от характеристик грунта и требований к сопротивлению.

Этапы расчета ЗУ:

Сбор исходных данных (геологические изыскания, удельное сопротивление грунта).
Определение расчетного тока замыкания на землю.
Предварительный выбор конфигурации ЗУ.
Расчет сопротивления растеканию тока для выбранной конфигурации.
Проверка напряжения прикосновения и шага.
Оптимизация конструкции при необходимости.

Проектирование молниезащиты подстанции

Молниезащита подстанции 110/35/10 кВ — это жизненно важный аспект проектирования, направленный на защиту оборудования и персонала от прямых ударов молнии и вторичных воздействий (индуктированных перенапряжений).

Системы молниезащиты делятся на:

1. Внешняя молниезащита:

Молниеприемники: Предназначены для непосредственного перехвата разряда молнии. Могут быть стержневыми (отдельно стоящие или установленные на оборудовании), тросовыми (над проводами ЛЭП или оборудованием) или в виде сетки (для зданий ЗРУ). Для подстанций со ЗРУ на крыше допускается выполнять сетку молниеприемников с размерами ячеек не более 10×10 м.
Токоотводы: Соединяют молниеприемники с системой заземления, обеспечивая безопасный путь для тока молнии в землю.
Система заземления: Общая для молниезащиты и электроустановки, обеспечивает растекание тока молнии в землю. При напряжении сети от 110 кВ с глухозаземленной нейтралью сопротивление заземления может составлять не более 0,5 Ом.

2. Внутренняя молниезащита:

Система уравнивания потенциалов: Соединение всех металлических частей оборудования, корпусов, трубопроводов с системой заземления для предотвращения возникновения опасных разностей потенциалов.
Устройства защиты от импульсных перенапряжений (УЗИП): Устанавливаются на вводах в здания, в цепях питания чувствительного оборудования для ограничения перенапряжений.

Защита оборудования от грозовых и коммутационных перенапряжений:

Вентильные разрядники (РВ): Устанавливаются для защиты оборудования от перенапряжений. При повышении напряжения до определенного уровня разрядник пробивается, отводя импульс в землю, затем восстанавливает изоляционные свойства.
Ограничители перенапряжений нелинейные (ОПН): Современные устройства защиты, обладающие значительно лучшими характеристиками, чем РВ. Они не пробиваются, а плавно изменяют свое сопротивление при изменении напряжения, эффективно ограничивая импульсы перенапряжений.

Стандарты, регулирующие молниезащиту подстанций:

СО 153-34.21.122-2003 «Инструкция по устройству молниезащиты зданий, сооружений и промышленных коммуникаций».
ГОСТ Р 50571.19-2000 (МЭК 60364-4-442-93) «Электроустановки зданий. Часть 4. Требования по обеспечению безопасности. Защита от перенапряжений. Защита от атмосферных перенапряжений».
ГОСТ Р 50571.20-2000 (МЭК 60364-4-443-95) «Электроустановки зданий. Часть 4. Требования по обеспечению безопасности. Защита от перенапряжений. Защита от перенапряжений, возникающих при атмосферных разрядах или коммутационных переключениях».
ГОСТ Р 59789-2021 (МЭК 62305-3:2010) «Защита от молнии. Часть 3. Повреждения сооружений и опасность для жизни».

Проектирование систем заземления и молниезащиты должно проводиться с учетом типа грунта, климатических особенностей района, уровня грозовой деятельности и категории надежности оборудования, обеспечивая комплексную защиту подстанции.

Выводы и заключение

Проектирование районной понизительной подстанции 110/35/10 кВ — это сложная, многоэтапная инженерная задача, успешное решение которой требует глубоких теоретических знаний и строгого применения нормативной документации. В ходе выполнения данной курсовой работы были последовательно рассмотрены и проработаны все ключевые аспекты этого процесса, что позволяет подтвердить достижение поставленных целей и задач.

Мы углубились в методики обработки графиков электрических нагрузок, показав, как детализация исходных данных и применение различных коэффициентов (K_с, K_о.max, k_р.м, k_м) позволяет перейти от установленной мощности к точным расчетным значениям. Подчеркнута важность РД 34.20.178-82 для обеспечения точности расчетов, особенно в условиях динамично развивающихся потребителей.

Детально обоснован выбор числа и мощности силовых трехобмоточных трансформаторов, исходя из категорий надежности потребителей (I, II, III), а также с учетом перспективного роста электропотребления в России, который, по прогнозам, достигнет 1300 ТВт·ч к 2030 году. Приведены формулы и критерии для проверки трансформаторов на перегрузочную способность в послеаварийных режимах, включая допущение 140% перегрузки на срок до 6 часов.

Рассмотрены и проанализированы главные схемы электрических соединений подстанций, акцентируя внимание на требованиях к надежности, ремонтопригодности, оперативной гибкости и экономической целесообразности. Были выделены факторы, влияющие на выбор схемы, такие как роль подстанции в энергосистеме (тупиковая, проходная, узловая) и необходимость адаптации к будущему расширению без «коренных переделок».

Выполнен обзор расчетов токов короткого замыкания, подчеркнута их роль в обеспечении электродинамической и термической стойкости оборудования. Приведены примеры расчета электродинамических сил и предельно допустимых температур для проводников, а также рассмотрены ключевые методы ограничения токов КЗ, включая реакторы, расщепление обмоток и секционирование сети.

Обоснован выбор основного электрооборудования (коммутационных аппаратов, измерительных трансформаторов, токоведущих частей и изоляторов) на всех уровнях напряжения (110, 35, 10 кВ) с учетом нормальных и аварийных режимов работы, а также соответствия актуальным ГОСТам и ПУЭ.

Разработан комплекс релейной защиты и автоматики (РЗА), охватывающий основные виды защит (МТЗ, дифференциальная, дис��анционная, газовая) и автоматики (АПВ, АВР, АЧР, УРОВ). Объяснены принципы их функционирования, роль в обеспечении селективности и быстродействия, а также влияние расчетов токов КЗ на выбор уставок РЗА.

Наконец, детально рассмотрено проектирование систем заземления и молниезащиты. Были классифицированы системы заземления по виду нейтрали (глухозаземленная, изолированная, эффективно заземленная) и их применение в России (TN-C, TN-S, TN-C-S). Подчеркнута роль СТО 56947007-29.130.15.114-2012 в регулировании требований к сопротивлению заземления и напряжению прикосновения, а также рассмотрены внешняя и внутренняя молниезащита с применением ОПН и разрядников.

В целом, представленный проект демонстрирует комплексный и методологически выверенный подход к проектированию районной понизительной подстанции 110/35/10 кВ. Принятые проектные решения основаны на актуальной нормативной базе, обеспечивают высокий уровень надежности и безопасности, а также учитывают экономическую целесообразность и перспективы развития. Данная работа послужит прочной основой для дальнейшего углубленного изучения и практического применения полученных знаний в области электроэнергетики.

Список использованной литературы

Ананичева С.С. Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. Екатеринбург: УГТУ-УПИ, 1995. 55 с.
Рожкова Л.Д., Козулин В.С. Электрооборудование станций и подстанций. 3-е изд. М.: Энергоатомиздат, 1987. 648 с.
Рокотян С.С., Шапиро И.М. Справочник по проектированию электроэнергетических систем. 3-е изд. М.: Энергоатомиздат, 1995. 349 с.
Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электроэнергетическая часть станций и подстанций. М.: Энергоатомиздат, 1989. 605 с.
Степанчук К.Ф. Техника высоких напряжений. Минск: Высшая школа, 1983. 265 с.
Справочник по электроснабжению и электрооборудованию: в 2 т. / Под общ. ред. А.А. Федорова. Т. 2. Электрооборудование. М.: Энергоатомиздат, 1987. 592 с.
Электротехнический справочник: В 3 т. Т. 3. 2 кн. Кн. 1. Производство и распределение электрической энергии / Под общ. ред. И.Н. Орлова и др. 7-е изд., испр. и доп. М.: Энергоатомиздат, 1988. 880 с.
Бургсдорф В.В., Якобс А.И. Заземляющие устройства электроустановок. М.: Энергоатомиздат, 1987. 400 с.
Богатырёв Л.Л., Богданова Л.Ф. Расчёт релейной защиты элементов электроэнергетической системы. Екатеринбург: УГТУ-УПИ, 1995. 38 с.
Правила устройства электроустановок. М.: Энергоиздат, 1986. 648 с.
Гервиц М.Н., Кокин С.Е., Нестеренков В.П. Проектирование подстанций: учеб. пособие. Свердловск: УПИ, 1988. 85 с.
Ананичева С.С., Ерохин П.М., Мызин А.Л. Методы расчёта параметров электрических сетей и систем: Методическое пособие по курсу «Электрические системы и сети». Екатеринбург: УГТУ-УПИ, 1977. 55 с.
Саитбаталова Р.С., Варламов Н.И., Галеева Р.У. Практические методы расчета токов короткого замыкания: учеб. пособие. 3-е изд. доп. Казань: Казан. гос. энерг. ун-т, 2015. 178 с.
Кокин С.Е., Дмитриев С.А., Хальясмаа А.И. Схемы электрических соединений подстанций: учебное пособие. Екатеринбург: Изд-во Урал. ун-та, 2015. 100 с.
СТО 56947007-29.130.15.114-2012. Руководящие указания по проектированию заземляющих устройств подстанций напряжением 6-750 кВ (с Изменениями).
РТМ 36.18.32.4-92. Указания по расчету электрических нагрузок.
РД 34.20.178-82. Методические указания по расчету электрических нагрузок в сетях 0,38 — 110 кВ сельскохозяйственного назначения.
ГОСТ Р 52735-2007. Короткие замыкания в электроустановках. Методы расчета.
Основные требования к главным схемам электрических станций и подстанций. (2025-07-01).
Методы и средства ограничения токов короткого замыкания. (2025-07-01).
3.5 Определение мощности и выбор трансформаторной подстанции Расчётная мощность трансформаторной подстанции, установленной в тупиковой части выработки, определяется по формуле. (2025-07-01).
Подбор трансформатора тока — ГОСТ, ПУЭ, таблицы, формулы. electricalblog.tech (2025-06-22).
Как рассчитать мощность трансформаторной подстанции. Энерготрест (2024-07-18).
Требования к заземлению трансформаторной подстанции согласно IEEE Std 80-2000 (2024-01-24).
22. Способы ограничения токов короткого замыкания. (2023-01-30).
Выбрать количество и мощность силовых трансформаторов для подстанции. Ответы (2023-04-09).
Заземление электроустановок и оборудования — правила и требования. EZETEK (2018-05-01).
Методические указания расчет токов коротких замыканий и — Механотроника (2018-03-23).
Расчет электрических нагрузок трансформаторной подстанции (2015-06-25).
ВЫБОР ЧИСЛА И МОЩНОСТИ ТРАНСФОРМАТОРОВ ДЛЯ СХЕМЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ, СОДЕРЖАЩЕЙ МУЛЬТИКОНТАКТНЫЕ КОММУТАЦИОННЫЕ СИСТЕМЫ Текст научной статьи по специальности — КиберЛенинка.
ПУЭ: Учет с применением измерительных трансформаторов. ElectroShock.
ПУЭ: Глава 1.4. Выбор электрических аппаратов и проводников по условиям короткого замыкания. HSE Blog.
ПУЭ: 1.8.16. Силовые трансформаторы, автотрансформаторы, масляные реакторы и заземляющие дугогасящие реакторы (дугогасящие катушки). ElectroShock.
ПУЭ. Раздел 4. Глава 4.2. Распределительные устройства и подстанции напряжением выше 1 кВ. Установка силовых трансформаторов и реакторов. Библиотека — Элек.ру.
Проектирование заземления и молниезащиты. Типовые проекты, расчеты, сметы. ZandZ.com.
БАКАЛАВРСКАЯ РАБОТА — Тольяттинский государственный университет.

С этим материалом также изучают

Диплом по релейной защиты Расчёт релейной защиты сети 110кВ и двухобмоточного трансформатора

... Расчет уставок релейной защиты для трансформатора Т3 45 4.4.1 Расчет уставок дифференциальной защиты ... и подстанций: Практикум для студентов ... указания по расчету токов короткого ... минимальной части или элемента установки, ... безопасности) при эксплуатации ...

Электромотор питается от сети с напряжением 220 В. Сопротивление обмотки мотора 2 Ом. Сила потребляемого тока 10 А. Найти потребляемую мощность и КПД мот

... для полной цепи ток в ней равен, а напряжение на зажимах источника. Замыкая ключ, мы уменьшаем сопротивление нагрузки ... Сила потребляемого тока 10 А. Найти потребляемую мощность и КПД ... источника? Задача №7. При подключении лампочки к батарее ...

Как спроектировать привод с редуктором для курсовой работы — пошаговый пример с расчетами

Подробное руководство по курсовому проектированию привода с редуктором, охватывающее все этапы от выбора типа редуктора и кинематического расчета до подбора подшипников, материалов и оформления по ГОСТ. Изучите методику расчета зубчатых передач, валов и получите уверенность в своем проекте.

Методика выполнения курсовой работы по расчету магистрального трубопровода при капитальном ремонте

Разбираем все этапы курсовой работы по ремонту трубопровода. Внутри: пошаговые методики расчета балластировки, тягового усилия и подбора трубоукладчиков.

РАСЧЕТ МОЩНОСТИ И ВЫБОР ТИПА ЭЛЕКТРОДВИГОТЕЛЬНОГО УСТРОЙСТВА ПЕРЕМЕНОГО ТОКА ДЛЯ ПРИВОДА РАБОЧЕГО МЕХАНИЗМА

... Расчет проводов……………………………………………………………...10 3. Выбор аппаратов управления и защиты……………………………………11 4. Расчет мощности ... (редуктор, мультипликатор или т.п.). Список использованной литературы 1. Электротехника: Учебник для неэлектротехн. спец. ...

Разработка Методологии Адаптации Отраслевых ИТ-Решений 1С для Автоматизации Учета Путевых Листов и Расчета Заработной Платы в АТП (на примере 1С:Управление Автотранспортом)

Комплексная методология адаптации 1С:УАТ для автоматизации учета путевых листов (ЭПЛ), ГСМ и расчета сдельной зарплаты в АТП. Экономическое обоснование и ROI проекта.

Разработка информационной системы для учета педагогической нагрузки: этапы и структура дипломного проекта

Ищете образец дипломной работы по учету нагрузки? Наше руководство проведет через все этапы: от анализа предметной области и проектирования БД до выбора технологий.

Как рассчитать ректификационную колонну для курсовой работы подробный пример с расчетами

Детальный разбор всех этапов расчета ректификационной колонны для курсовой работы. Внутри вы найдете пошаговый пример, включая материальный баланс, определение числа тарелок, гидравлический расчет и подбор вспомогательного оборудования.

Как спроектировать несущие конструкции для курсовой работы – полный разбор с расчетами и чертежами

Изучите подробный пример выполнения курсовой работы по проектированию несущих конструкций каркасного дома. В статье рассмотрены все этапы от сбора нагрузок и расчета железобетонных колонн, плит, ригелей до оформления пояснительной записки согласно актуальным нормам.

Проектирование Трехкорпусной Выпарной Установки для Концентрирования Водного Раствора NaOH: Углубленный Расчет и Анализ

Разработка проекта трехкорпусной выпарной установки для концентрирования NaOH. Расчеты, выбор материалов, энергоэффективность, безопасность и экология. Актуально на 2025 год.

Введение

Характеристика объекта проектирования и исходные данные

Описание района электроснабжения и потребителей

Сбор и анализ исходных данных

Обработка электрических нагрузок и выбор мощности подстанции

Методы расчета электрических нагрузок

Построение и анализ графиков нагрузок

Определение расчетных нагрузок и выбор режима работы

Применение нормативных документов при расчете нагрузок

Выбор числа и мощности силовых трансформаторов

Критерии выбора числа трансформаторов

Расчет и выбор номинальной мощности трансформаторов

Особенности конструкции и типов трансформаторов

Главные схемы электрических соедине��ий подстанций

Общие требования к схемам электрических соединений

Факторы, влияющие на выбор схемы

Обзор типовых главных схем для подстанций 110/35/10 кВ

Расчеты токов короткого замыкания и методы их ограничения

Причины и последствия коротких замыканий

Методики расчета токов короткого замыкания

Методы ограничения токов короткого замыкания

Выбор основного электрооборудования и токоведущих частей

Общие принципы выбора оборудования

Выбор силовых трансформаторов

Выбор коммутационных аппаратов

Выбор измерительных трансформаторов

Выбор токоведущих частей и изоляторов

Релейная защита и автоматика подстанции

Задачи и виды релейной защиты

Устройства автоматики в составе РЗА

Принципы расчета и выбора уставок РЗА

Проектирование систем заземления и молниезащиты

Принципы и виды систем заземления

Расчет и проектирование заземляющего устройства

Проектирование молниезащиты подстанции

Выводы и заключение

Список использованной литературы

С этим материалом также изучают

Похожие записи