Проектирование районной понизительной подстанции 110/35/10 кВ с трехобмоточными трансформаторами: Комплексный подход и актуальные нормативные требования

В современном мире, где электрическая энергия является кровеносной системой цивилизации, надежность и эффективность электроснабжения стоят во главе угла. Именно здесь районные понизительные подстанции занимают центральное место, выступая ключевыми узлами, которые трансформируют высокое напряжение магистральных линий в более низкие, распределяемые непосредственно потребителям. Подстанция 110/35/10 кВ с трехобмоточными трансформаторами, в частности, представляет собой сложный инженерный комплекс, призванный обеспечить бесперебойное, качественное и безопасное питание обширных территорий – от промышленных предприятий до жилых массивов.

Актуальность проектирования таких объектов не уменьшается, а только возрастает в условиях постоянного роста энергопотребления, ужесточения требований к надежности и качеству электроэнергии, а также необходимости внедрения современных, энергоэффективных и экологически безопасных решений. Для студентов технических вузов, будущих инженеров-энергетиков, глубокое понимание принципов и этапов такого проектирования является фундаментальной основой профессиональной подготовки. Данная работа призвана не только осветить теоретические аспекты, но и предложить практический, систематизированный подход к проектированию, основанный на действующей нормативно-технической документации Российской Федерации. Мы детально рассмотрим каждый этап – от выбора оборудования до обеспечения безопасности и качества электроэнергии, – что позволит сформировать целостное и глубокое представление о процессе создания надежной и эффективной районной понизительной подстанции.

Теоретические основы и нормативно-правовая база проектирования подстанций

Проектирование любой энергетической инфраструктуры начинается с четкого понимания ее роли в общей системе и строгого следования установленным правилам. В случае с районными понизительными подстанциями это означает глубокое погружение в нормативно-техническую базу и осмысление фундаментальных принципов, которые гарантируют безопасность, эффективность и надежность будущей эксплуатации. Какие же факторы оказывают наиболее значимое влияние на эти процессы?

Принципы проектирования электрических подстанций

Электрическая подстанция – это не просто набор оборудования, а сложный комплекс устройств, предназначенный для преобразования и распределения электрической энергии. Ее основная задача – понижение высокого напряжения, получаемого от линий электропередач (ЛЭП) энергосистем или электростанций (например, 750, 500, 220, 110, 150, 35 кВ), до более низких значений (обычно 6-10 кВ, иногда 35 кВ) для дальнейшего распределения потребителям. Подстанции также упрощают управление и обслуживание всей энергосистемой.

Классификация подстанций многогранна и зависит от целого ряда факторов:

• По функциональному назначению:
  • Главные понизительные подстанции (ГПП): Принимают энергию от энергосистемы и распределяют ее на более низких напряжениях.
  • Трансформаторные подстанции (ТП): Преобразуют энергию с высшего напряжения (35-10-6 кВ) на низшее (380 В) для непосредственного распределения.
  • Средневольтные ТП: Работают в диапазоне напряжений от 1 кВ до 35 кВ.
• По количеству уровней пониженного напряжения: Например, наша подстанция 110/35/10 кВ имеет два уровня трансформации (110 кВ в 35 кВ и 35 кВ в 10 кВ), что обеспечивает гибкость в распределении энергии.
• По наивысшему допустимому напряжению в сети: Определяет класс изоляции и тип оборудования.
• По расположению установки:
  • Открытые: Оборудование размещается на открытом воздухе (например, мачтовые подстанции).
  • Закрытые: Оборудование располагается внутри здания.
  • Пристроенные: Примыкают к основному зданию.
  • Встроенные: Интегрированы в контур здания.
  • Внутрицеховые: Расположены непосредственно внутри производственного цеха.
• По способу подключения к основным электролиниям:
  • Проходные: Включаются в рассечку основной магистрали.
  • Ответвительные: Подключены к конкретному сегменту линии.
  • Тупиковые: Сооружаются на отдельно выведенной линии в месте ее окончания.
• По количеству установленных трансформаторов и их мощности: Влияет на надежность и экономичность.
• По категории потребителей: Определяет требования к надежности электроснабжения.

Выбор именно районной понизительной подстанции 110/35/10 кВ с трехобмоточными трансформаторами обусловлен необходимостью обеспечения электроэнергией крупного района с разнообразными потребителями, требующими различных классов напряжения. Трехобмоточные трансформаторы, в свою очередь, позволяют гибко управлять распределением мощности на двух различных вторичных напряжениях (35 кВ и 10 кВ), оптимизируя потери и повышая маневренность энергосистемы. Цели такого проектирования — сокращение затрат на установку, монтаж и обслуживание, а также обеспечение надежной и бесперебойной работы подстанции и всей системы электроснабжения. И что из этого следует? Такой подход гарантирует, что энергетическая инфраструктура не только удовлетворяет текущие потребности, но и способна адаптироваться к будущим изменениям, обеспечивая устойчивое развитие региона.

Обзор нормативно-технической документации (НТД)

В сфере электроэнергетики каждая проектная и эксплуатационная деталь регламентируется обширным комплексом нормативно-технической документации. Игнорирование или незнание актуальных редакций этих документов может привести к серьезным ошибкам в проектировании, снижению безопасности и надежности объекта, а также юридическим последствиям. Ниже представлен детальный обзор ключевых НТД, которые являются фундаментом для проектирования районной понизительной подстанции 110/35/10 кВ.

Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей (ПТЭЭП):

• Актуальная редакция: Приказ Минэнерго РФ от 12.08.2022 № 811.
• Вступление в силу: 7 января 2023 года.
• Срок действия: До 7 января 2027 года.
• Суть: Устанавливает требования к организации эксплуатации электроустановок потребителей, их техническому обслуживанию, ремонту и испытаниям. Крайне важен для понимания эксплуатационных режимов и требований к проектируемым элементам.

Правила устройства электроустановок (ПУЭ):

• Актуальность: Действуют отдельные разделы и главы седьмого издания (2003 г.) и действующие разделы и главы шестого издания.
• Правовой статус: Применение ПУЭ носит добровольный характер в части, не противоречащей действующему законодательству РФ, так как документ не был зарегистрирован Минюстом России.
• Особенность: Поскольку сводная редакция Минэнерго ещё не разработана, необходимо руководствоваться обоими изданиями.
• Суть: Являются основополагающим документом, регламентирующим требования к устройству электроустановок, включая выбор схем, оборудования, защиту, заземление, освещение и другие аспекты, обеспечивающие безопасность и надежность.

Правила технической эксплуатации тепловых энергоустановок (ПТЭТЭ):

• Действующая редакция: Приказ Минэнерго РФ от 24.03.2003 № 115.
• Будущие изменения: С 1 сентября 2025 года вступают в силу новые Правила технической эксплуатации объектов теплоснабжения и теплопотребляющих установок, утвержденные Приказом Министерства энергетики РФ от 14.05.2025 № 511.
• Суть: Хотя подстанция является электрическим объектом, на ней могут присутствовать тепловые энергоустановки (например, системы отопления, вентиляции), для которых эти правила обязательны. Важно учитывать будущие изменения в НТД.

Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей (ПТЭЭСиС):

• Актуальная редакция: Приказ Минэнерго от 04.10.2022 № 1070.
• Вступление в силу: 6 марта 2023 года.
• Отмененная редакция: Предыдущая редакция от 19.06.2003 № 229.
• Суть: Регулируют эксплуатацию электрических станций и сетей, включая вопросы оперативного управления, технического обслуживания, ремонта, а также требования к персоналу. Необходимы для понимания функционирования подстанции как элемента энергосистемы.

Свод правил СП 256.1325800.2016 «Электроустановки жилых и общественных зданий. Правила проектирования и монтажа»:

• Сфера применения: Устанавливает правила проектирования и монтажа электроустановок вновь строящихся и реконструируемых жилых и общественных зданий. Распространяется на электрические цепи номинальным напряжением до 1000 В переменного тока и 1500 В постоянного тока включительно, а также на высоковольтные цепи (более 1000 В, но не выше 35 кВ) переменного тока.
• Особенность: Имеет многочисленные изменения (с 1 по 8).
• Суть: Несмотря на то, что подстанция является объектом электросетевого хозяйства, вспомогательные здания и сооружения на ее территории (например, здания ОПУ, ЗРУ 10 кВ) подпадают под действие этого СП в части проектирования внутренних электроустановок до 35 кВ.

Методические указания по технологическому проектированию подстанций переменного тока с высшим напряжением 35-750 кВ:

• Утверждение: Приказ Министерства энергетики Российской Федерации от 15.01.2024 № 6.
• Вступление в силу: По истечении трёх месяцев со дня официального опубликования (02.07.2024), за исключением пункта 22, который вступает в силу по истечении шести месяцев.
• Обязательность: Выполнение требований является обязательным для субъектов электроэнергетики и потребителей электрической энергии, владеющих объектами электросетевого хозяйства и/или энергопринимающими установками, входящими в состав электроэнергетической системы.
• Суть: Это один из наиболее актуальных и критически важных документов, регламентирующий определение технических и технологических решений, обеспечивающих функциональное назначение и надежную/безопасную работу подстанций. Он устанавливает требования к составу и выбору оборудования, его компоновке, определению электрических схем, оснащению системами технологического управления, РЗА, телемеханики и связи.

Кроме перечисленных, при проектировании необходимо учитывать ГОСТы (например, ГОСТ 13109-97 по качеству электроэнергии, ГОСТ 28249-93 и ГОСТ Р 52735-2007 по расчету токов КЗ), СНиПы, РД (РД 34.21.122-87, СО 153-34.21.122-2003 по молниезащите) и другие отраслевые стандарты. Эти документы создают строгий, но необходимый каркас для разработки проекта, гарантируя его соответствие современным требованиям безопасности, надежности и эффективности.

Этапы проектирования трансформаторной подстанции

Проектирование трансформаторной подстанции – это не одномоментный акт, а многоступенчатый процесс, требующий систематического подхода и последовательного выполнения работ. Каждый этап является логическим продолжением предыдущего и критически важен для достижения конечной цели – создания надежного и экономически обоснованного проектного решения.

1. Составление технического задания (ТЗ):
   • Суть: Это отправная точка любого проекта. ТЗ является документом, в котором заказчик совместно с проектировщиком формулирует основные требования к будущей подстанции. В нем указываются:
     • Цели и задачи проектирования.
     • Требуемые классы напряжения (например, 110/35/10 кВ).
     • Предполагаемые нагрузки и категории надежности электроснабжения потребителей.
     • Особые условия эксплуатации (климатические, геологические).
     • Требования к составу оборудования, системам РЗА, учета, связи.
     • Сроки выполнения работ и бюджетные ограничения.
   • Значение: Четко сформулированное ТЗ минимизирует риски недопонимания и корректировок на последующих этапах.
2. Мониторинг работы действующей подстанции и анализ ее основных показателей (при наличии):
   • Суть: Если проектируется реконструкция или расширение существующего объекта, проводится всесторонний анализ его текущего состояния, характеристик оборудования, загрузки, потерь, аварийности.
   • Значение: Позволяет выявить «узкие места», определить потенциал для модернизации и учесть опыт эксплуатации при разработке нового проекта.
3. Разработка проектной документации:
   • Суть: Наиболее объемный и ответственный этап, включающий в себя:
     • Выбор принципиальных решений: Определение главной схемы электрических соединений, выбор типа и количества трансформаторов, распределительных устройств.
     • Технико-экономическое обоснование: Сравнение вариантов, расчет капитальных и эксплуатационных затрат, оценка надежности и долговечности.
     • Расчеты: Токов короткого замыкания, электрических нагрузок, уставок релейной защиты, параметров заземляющего устройства, молниезащиты.
     • Выбор оборудования: Коммутационных аппаратов, измерительных трансформаторов, источников оперативного тока, аппаратуры РЗА.
     • Разработка компоновочных решений: Размещение оборудования на площадке, проектирование зданий и сооружений.
     • Составление проектной документации: В соответствии с ГОСТ Р 21.1101-2013 и другими нормативными документами.
   • Рекомендуемый состав документации (часть «Электроснабжение. Подстанции»):
     • Пояснительная записка.
     • Принципиальная схема главных цепей.
     • Принципиальные схемы релейной защиты, автоматики (РЗА), управления, измерения и сигнализации.
     • План размещения оборудования.
     • Кабельный журнал.
     • Спецификации оборудования.
   • Значение: На этом этапе формируется вся техническая база будущего объекта.
4. Составление технологической документации:
   • Суть: Включает в себя разработку инструкций по эксплуатации, техническому обслуживанию, ремонту оборудования и систем подстанции.
   • Значение: Обеспечивает безопасную и эффективную эксплуатацию объекта после ввода в действие.
5. Согласование готового проекта:
   • Суть: Проектная документация проходит согласование с надзорными органами (Ростехнадзор), сетевыми компаниями, энергосбытовыми организациями, а также с местными административными и экологическими службами.
   • Значение: Подтверждает соответствие проекта всем нормативным требованиям и стандартам.
6. Рассмотрение проекта членами экспертной комиссии и составление исполнительной документации:
   • Суть: Проект может быть направлен на экспертизу для оценки его соответствия требованиям технических регламентов, сметной стоимости. После строительства объекта формируется исполнительная документация, отражающая фактическое выполнение работ и внесенные изменения.
   • Значение: Экспертиза гарантирует качество проекта, а исполнительная документация является основой для дальнейшей эксплуатации и ремонта.
7. Вручение согласованной документации заказчику:
   • Суть: Завершающий этап проектных работ, после которого заказчик может приступать к реализации проекта.

Важно отметить, что проектирование должно основываться на утвержденных схемах развития энергосистемы, электрических сетей района/города, внешнего электроснабжения объекта, а также схем ремонта и обслуживания. При расширении или реконструкции допускаются обоснованные отступления от норм НТП ПС, но только при условии их согласования с электросетевыми компаниями на стадии формирования задания на проектирование.

Выбор числа, мощности силовых трансформаторов и главной схемы электрических соединений

Сердцем любой подстанции являются силовые трансформаторы, а ее кровеносной системой – главная схема электрических соединений. Оптимальный выбор этих элементов определяет надежность, экономичность и безопасность всей системы электроснабжения, делая этот этап одним из наиболее ответственных в проектировании.

Определение расчетных электрических нагрузок и выбор места расположения подстанции

Прежде чем приступить к выбору трансформаторов, необходимо четко представлять, какую нагрузку они должны будут обслуживать. Это не просто цифра, а комплексный показатель, отражающий потребности потребителей во времени.

Методики определения максимальной полной расчетной нагрузки:
Расчетная нагрузка – это не сумма всех мощностей всех электроприемников, а статистически обоснованное значение, учитывающее их одновременную работу. Методики определения включают:

1. Метод коэффициента спроса: Для каждого типа потребителей (жилые дома, промышленные цеха, административные здания) определяются коэффициенты спроса (отношение расчетной нагрузки к установленной мощности). Суммирование этих нагрузок дает общую расчетную нагрузку.
2. Метод упорядоченных диаграмм: Строятся графики изменения мощности для различных групп потребителей в течение суток, недели, года. Эти графики суммируются, и по ним определяются максимальные значения нагрузки.
3. Метод удельных электрических нагрузок: Для новых объектов, где нет данных об установленной мощности, используются усредненные удельные показатели нагрузки на единицу площади, на одного жителя или на единицу продукции.

Анализ суточных и годовых графиков нагрузок:

• Суточный график: Показывает, как изменяется потребление энергии в течение 24 часов. Типичные пики наблюдаются утром и вечером, провалы – ночью.
• Годовой график: Отражает сезонные изменения, например, пики потребления зимой (отопление, освещение) и летом (кондиционирование).
  Эти графики критически важны для определения максимальной нагрузки (ΣS_р), на которую будут рассчитываться трансформаторы, а также для оценки коэффициента загрузки и выбора режима работы двухтрансформаторных подстанций (например, отключение одного трансформатора в период снижения нагрузки).

Применение картограмм нагрузок для определения оптимального местоположения подстанции:

• Что это: Картограмма нагрузок – это графическое представление распределения электрических нагрузок на определенной территории. На карте района точками или областями обозначаются потребители, а их размер или цвет отражает величину нагрузки.
• Применение: С помощью картограммы можно определить центр электрических нагрузок (ЦЭН) – это гипотетическая точка, в которой сосредоточена вся нагрузка района. Размещение подстанции максимально близко к ЦЭН имеет ряд преимуществ:
  • Уменьшение потерь электроэнергии: Более короткие линии распределения означают меньшие потери.
  • Снижение падения напряжения: Обеспечение нормированного качества электроэнергии.
  • Снижение стоимости электрической сети: Меньшая протяженность кабельных и воздушных линий.

Учет внешних факторов:
Выбор места расположения подстанции также зависит от множества других факторов:

• Неблагоприятные условия окружающей среды: Заболоченные участки, оползневые зоны, высокая сейсмическая активность, наличие вредных выбросов в атмосферу.
• Наличие значительного количества подземных коммуникаций: Водопровод, канализация, газопроводы, теплотрассы, линии связи могут существенно усложнить и удорожить строительные работы.
• Технологический процесс производства: Для промышленных предприятий подстанция должна быть интегрирована в логистику и производственные потоки, не мешая им.
• Динамическое развитие нагрузок: Проект должен предусматривать возможность расширения и увеличения мощности подстанции в будущем, учитывая перспективы развития района.

Обоснование выбора числа и мощности силовых трансформаторов

Выбор числа и мощности трансформаторов является краеугольным камнем проектирования, напрямую влияющим на надежность и экономичность электроснабжения.

Критерии выбора числа трансформаторов:

• Категория потребителей по надежности электроснабжения (согласно ПУЭ):
  • I категория: Потребители, перерыв в электроснабжении которых ведет к угрозе жизни людей, значительному ущербу экономике, нарушению функционирования важных объектов. Для них необходимы двухтрансформаторные подстанции, обеспечивающие бесперебойное электроснабжение с устройствами автоматического включения резерва (АВР). В послеаварийном режиме один трансформатор должен обеспечить питание всех потребителей.
  • Особая группа I категории: Требует дополнительного питания от третьего независимого источника.
  • II категория: Потребители, перерыв в электроснабжении которых приводит к массовому недоотпуску продукции, простою рабочих. Рекомендуются двухтрансформаторные подстанции или однотрансформаторные при наличии централизованного «складского» резерва (возможность быстрой замены поврежденного трансформатора) или резервирования по сети низкого напряжения.
  • III категория: Все остальные потребители, допускающие перерыв в электроснабжении до 24 часов. Для них, как правило, применяются однотрансформаторные подстанции, поскольку это наиболее экономичное решение.
• Удельная мощность (S_уд): Если S_уд ≥ 0,4 кВА/м², целесообразно применять двухтрансформаторные подстанции, независимо от требований надежности, так как это снижает потери и улучшает регулирование напряжения.
• Экономический анализ: Двухтрансформаторные подстанции целесообразны при неравномерном суточном и годовом графике нагрузки, позволяя отключать один трансформатор в период снижения нагрузки, что снижает холостые потери.

Выбор мощности трансформаторов:

• По средней нагрузке за наиболее загруженную смену: Это начальный этап. Расчетная максимальная нагрузка определяется исходя из производственных процессов или жилищного фонда.
• Проверка по удельному расходу электроэнергии: Позволяет уточнить расчет, учитывая фактическое потребление.
• Стандартная шкала мощностей: Для проектирования новых ТП применяется стандартная шкала: 100, 160, 250, 400, 630, 1000 кВА и т.д.
• Коэффициенты загрузки (К_з): Отражают оптимальное использование мощности трансформатора:
  • I категория: К_з = 0,6-0,7 (для обеспечения резерва).
  • II категория: К_з = 0,7-0,8.
  • III категория: К_з = 0,9-0,95.
• Для двухтрансформаторных подстанций: При нормальном режиме работы двух трансформаторов их коэффициент загрузки может быть 0,7. При отключении одного, второй перегружается на 30%, что допустимо в аварийном режиме.
• Расчетная номинальная мощность трансформатора (S_{тр. расч}):
  • Для однотрансформаторных подстанций:

    Sтр. расч = ΣSр / Кα
    

    Где:

    • ΣS_р – максимальная полная нагрузка предприятия (кВА).
    • К_α – коэффициент допустимой перегрузки трансформаторов (обычно 1,0-1,4 в зависимости от длительности перегрузки и типа трансформатора).
  • Для двухтрансформаторных подстанций:

    Sтр. расч = (ΣSр / 1,4) / 0,75
    

    Где:

    • ΣS_р – максимальная полная нагрузка предприятия (кВА).
    • 1,4 – коэффициент, учитывающий максимально возможную перегрузку трансформатора в послеаварийном режиме (допустимая перегрузка одного трансформатора при выходе из строя другого).
    • 0,75 – коэффициент, учитывающий возможное отключение неответственных потребителей в период послеаварийной перегрузки (для снижения нагрузки на оставшийся в работе трансформатор).
• Типы трансформаторов:
  • ГПП, ПГВ, УРП: Рекомендуются трансформаторы с высшим напряжением U_ВН ≥ 35 кВ и системой регулирования напряжения под нагрузкой (РПН), например, марки ТМН.
  • Цеховые ТП/КТП: Рекомендуются трансформаторы с высшим напряжением U_ВН = 6-10 кВ и системой регулирования напряжения путём переключения без возбуждения (ПБВ), например, марки ТМ.
• Мощность 630 кВА и менее: Обычно применяются для питания вспомогательных цехов и участков предприятий.

Главные схемы электрических соединений: принципы выбора и сравнение

Главная схема электрических соединений – это своего рода архитектурный план энергетического объекта, определяющий взаимосвязь основного электрооборудования (генераторов, трансформаторов, линий), сборных шин, коммутационной и другой первичной аппаратуры. Выбор этой схемы является определяющим на этапе проектирования, поскольку он задает полный состав элементов и характер связей. Схемы изображаются в однолинейном исполнении, показывая все элементы в отключенном положении. Какие факторы следует учесть, чтобы гарантировать оптимальное решение?

Основные требования к главной схеме:

1. Надежность: Ключевое свойство. Повреждение любого элемента не должно приводить к полному прекращению электроснабжения или выдачи мощности. Схема должна обеспечивать бесперебойное питание потребителей.
2. Ремонтопригодность: Возможность вывода в ремонт любого элемента без нарушения электроснабжения или транзита мощности.
3. Гибкость: Способность быстро восстанавливать питание после аварии, изменять конфигурацию сети при необходимости.
4. Простота и наглядность: Легкость в эксплуатации и управлении.
5. Экономичность: Минимальные капитальные и эксплуатационные затраты при заданном уровне надежности.
6. Возможность поэтапного развития: Схема должна допускать расширение РУ без значительной реконструкции и перерывов в питании.
7. Ограничение отключений: Число одновременно отключаемых защитами выключателей не должно превышать двух для одной линии и четырех для одного трансформатора.
8. Автоматическое восстановление питания: Для I категории потребителей перерыв допускается только на время автоматического восстановления.

Факторы, влияющие на выбор схемы РУ ВН ПС:

• Класс напряжения: Определяет тип и габариты оборудования (например, для 110 кВ применяются открытые РУ с соответствующей изоляцией).
• Тип подстанции: Тупиковая, отпаечная, проходная, узловая – каждый тип имеет свои особенности подключения к сети.
• Единичная мощность силового трансформатора: Чем больше мощность, тем выше требования к коммутационной способности аппаратов и токовой стойкости шин.
• Чувствительность защит головных участков ЛЭП: Схема должна обеспечивать селективность и быстродействие защит.
• Системная автоматика: Учитывается наличие и возможность интеграции противоаварийной автоматики (АВР, АПВ, АОН).
• Категория потребителей: Определяет требования к резервированию и возможности перерыва электроснабжения.

Технико-экономическое сравнение вариантов:
Выбор главной схемы – это всегда результат технико-экономического сравнения нескольких конкурентоспособных вариантов. Для этого используется формула приведенных годовых затрат:

Zi = Cэ,i + kн,эKi + Уi

Где:

• Z_i – приведенные годовые затраты по i-му варианту, руб/год.
• C_э,i – эксплуатационные расходы i-го варианта (зарплата персонала, амортизация, ремонт, потери электроэнергии), руб/год.
• k_н,э – нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений (обычно 0,1-0,12).
• K_i – капитальные затраты i-го варианта (стоимость оборудования, монтажа, строительства), руб.
• У_i – убытки потребителя от перерыва электроснабжения i-го варианта (только для сравнения вариантов с разной надежностью), руб/год.

Задача – выбрать вариант с минимальными приведенными затратами при условии выполнения всех технических требований и норм.

При проектировании подстанции 110/35/10 кВ с трехобмоточными трансформаторами, вероятнее всего, будут рассматриваться схемы с несколькими системами шин (например, одна или две рабочие системы шин на каждой стороне напряжения), обеспечивающие гибкость и надежность. Также будет предусмотрена компенсация реактивной мощности для оптимизации режимов работы и снижения потерь.

Расчет токов короткого замыкания и выбор основного электрооборудования

Короткое замыкание (КЗ) — это аварийный режим, который может привести к серьезным повреждениям оборудования, пожарам и угрозе для жизни персонала. Поэтому точный расчет токов КЗ и последующий выбор электрооборудования, способного выдержать эти экстремальные нагрузки, являются критически важными этапами проектирования подстанции.

Методологии расчета токов короткого замыкания

Расчет токов КЗ позволяет определить параметры аварийного режима и выбрать оборудование с соответствующей коммутационной и термической стойкостью.

Общие подходы и стандарты:

• ГОСТ 28249-93 «Короткие замыкания в электроустановках. Методы расчета в электроустановках переменного тока напряжением до 1 кВ»: Этот стандарт устанавливает общую методику расчета токов КЗ для низковольтных электроустановок. Допускаются упрощенные методы расчетов, если их погрешность не превышает 10%.
• ГОСТ Р 52735-2007 «Короткие замыкания в электроустановках. Методы расчета в электроустановках переменного тока напряжением свыше 1 кВ»: Распространяется на трехфазные электроустановки напряжением свыше 1 кВ промышленной частоты. Устанавливает методы расчета токов симметричных и несимметричных КЗ в начальный и произвольный моменты времени. Для этого диапазона напряжений также допускаются упрощенные методы с погрешностью не более 5-10%.

Детальный алгоритм расчета токов КЗ включает определение:

1. Начального значения периодической составляющей тока КЗ (I»_к): Это теоретическое значение тока в первый момент КЗ, определяемое на основе сверхпереходных реактивных сопротивлений оборудования.
2. Апериодической составляющей тока КЗ (i_апер): Затухающая составляющая тока, обусловленная индуктивностью цепи.
3. Ударного тока КЗ (i_уд): Максимальное мгновенное значение тока КЗ, включающее периодическую и апериодическую составляющие. Он используется для проверки оборудования на динамическую стойкость.
4. Действующего значения периодической составляющей тока КЗ в произвольный момент времени (I_к(t)): Используется для проверки оборудования на термическую стойкость, так как оно отражает энергию, выделяющуюся при КЗ.

При расчетах токов КЗ рекомендуется учитывать следующие факторы:

• Сопротивление электрической дуги в месте КЗ: Дуга увеличивает общее сопротивление цепи, снижая ток КЗ. Однако для повышения запаса прочности часто принимают, что дуга отсутствует, или учитывают ее сопротивление с коэффициентом.
• Изменение активного сопротивления проводников короткозамкнутой цепи вследствие их нагрева при КЗ (эффект теплового спада тока КЗ): При нагреве проводников их сопротивление увеличивается, что приводит к снижению тока КЗ со временем.
• Влияние комплексной нагрузки: Если номинальный ток электродвигателей нагрузки превышает 1,0% начального значения периодической составляющей тока КЗ, их вклад в ток КЗ необходимо учитывать.
• Упрощения: Допускается максимально упрощать и эквивалентировать внешнюю сеть по отношению к месту КЗ, а также не учитывать ток намагничивания трансформаторов, если это не приводит к существенной погрешности.

Пример расчета начального тока трехфазного КЗ на шинах 10 кВ подстанции:

Для расчета начального тока трехфазного короткого замыкания (I»_к) используется метод замещения. Составляется схема замещения в относительных единицах, где все элементы приводятся к одной базовой мощности (S_Б) и базовому напряжению (U_Б).

Предположим, у нас есть:

• Мощность системы (S_С) = ∞ (для простоты, если система мощная)
• Мощность трехобмоточного трансформатора (S_ном) = 63 МВА
• Напряжения обмоток: 110 кВ / 35 кВ / 10 кВ
• Напряжения КЗ (из паспорта трансформатора):
  • u_к^(ВН-СН) = 10,5%
  • u_к^(ВН-НН) = 18,5%
  • u_к^(СН-НН) = 7,5%

Базовая мощность: S_Б = 100 МВА
Базовое напряжение на стороне 10 кВ: U_БНН = 10 кВ

Сначала определим индуктивные сопротивления обмоток трансформатора. Для трехобмоточных трансформаторов сопротивления обмоток ВН, СН, НН в относительных единицах можно найти, решая систему уравнений:

xВН + xСН = uк(ВН-СН) ⋅ (SБ / Sном)
xВН + xНН = uк(ВН-НН) ⋅ (SБ / Sном)
xСН + xНН = uк(СН-НН) ⋅ (SБ / Sном)

Где:

• x_ВН, x_СН, x_НН – индуктивные сопротивления обмоток ВН, СН, НН в относительных единицах, приведенные к базовой мощности.

Пересчитаем процентные напряжения КЗ к S_Б = 100 МВА:

uк(ВН-СН)' = 10,5% ⋅ (100 / 63) ≈ 16,67%
uк(ВН-НН)' = 18,5% ⋅ (100 / 63) ≈ 29,37%
uк(СН-НН)' = 7,5% ⋅ (100 / 63) ≈ 11,90%

Теперь решим систему:

1. x_ВН + x_СН = 0,1667
2. x_ВН + x_НН = 0,2937
3. x_СН + x_НН = 0,1190

Сложим все уравнения:

2(xВН + xСН + xНН) = 0,1667 + 0,2937 + 0,1190 = 0,5794
xВН + xСН + xНН = 0,2897

Теперь вычтем каждое изначальное уравнение:

xНН = (xВН + xСН + xНН) - (xВН + xСН) = 0,2897 - 0,1667 = 0,1230 отн. ед.
xСН = (xВН + xСН + xНН) - (xВН + xНН) = 0,2897 - 0,2937 = -0,0040 отн. ед.
xВН = (xВН + xСН + xНН) - (xСН + xНН) = 0,2897 - 0,1190 = 0,1707 отн. ед.

Общее сопротивление цепи до точки КЗ на шинах 10 кВ:
Если КЗ происходит на шинах 10 кВ, то сопротивление до точки КЗ будет определяться сопротивлением системы и сопротивлением обмотки НН трансформатора. Поскольку S_С = ∞, то сопротивление системы x_С = 0.
Таким образом, полное сопротивление до точки КЗ X_Σ = x_НН = 0,1230 отн. ед.

Базовый ток на стороне 10 кВ:

IБНН = SБ / (√3 ⋅ UБНН) = 100 МВА / (√3 ⋅ 10 кВ) ≈ 5773,5 А

Начальный ток трехфазного КЗ:

I"к = IБНН / XΣ = 5773,5 А / 0,1230 ≈ 46939 А = 46,9 кА

Важное замечание: Расчетные значения токов КЗ должны учитывать развитие сетей и генерирующих источников на максимально возможный срок, но не менее 5 лет, чтобы гарантировать, что выбранное оборудование будет соответствовать требованиям даже в перспективе.

Выбор и проверка основного электрооборудования

После расчета токов КЗ можно приступать к выбору оборудования, которое должно соответствовать как нормальным, так и аварийным режимам работы.

Выбор коммутационных аппаратов (выключатели, разъединители):

1. По номинальному напряжению: U_{ном.аппарата} ≥ U_р (рабочее напряжение).
2. По номинальному току: I_{ном.аппарата} ≥ I_р.макс (максимальный длительный рабочий ток).
3. По отключающей способности: I_{откл.ном} ≥ I»_к (начальный ток КЗ).
4. По термической стойкости: I_{терм.ном} ≥ I_к(t) (действующее значение тока КЗ за время отключения).
5. По динамической стойкости: i_{дин.ном} ≥ i_уд (ударный ток КЗ).

Выбор измерительных трансформаторов тока (ТТ) и напряжения (ТН):
Эти аппараты служат для понижения высоких уровней тока/напряжения до значений, безопасных для измерительных приборов и устройств РЗА, обеспечивая при этом гальваническую развязку первичных и вторичных цепей.

• ТТ:
  • По номинальному напряжению: U_н.ТТ ≥ U_р.
  • По номинальному току первичной обмотки: I_1н.ТТ ≥ I_р.макс.
  • По термической стойкости: I_{1терм.ном.ТТ} ≥ I_к(t).
  • По динамической стойкости: i_{дин.ном.ТТ} ≥ i_уд.
• ТН:
  • По номинальному напряжению: U_н.ТН ≥ U_р.
  • По классу точности: В зависимости от назначения (измерение, защита).

Выбор токоведущих частей (шин):

• По длительно допустимому току: I_{доп.шины} ≥ I_р.макс (с учетом температуры окружающей среды и способа прокладки). Для гибких сборных шин на стороне 110 кВ и выше это основной критерий.
• По термической стойкости: Определяется допустимой температурой нагрева шины при прохождении тока КЗ. Требуется, чтобы тепловой импульс, создаваемый током КЗ, не превышал допустимого для материала шины.

  q = Iк(t)2 ⋅ tк (тепловой импульс тока КЗ)
  

  qдоп (допустимый тепловой импульс для шины)
  

  Необходимо: q ≤ q_доп

• По динамической стойкости: При КЗ в шинах возникают значительные электродинамические силы, которые могут привести к механическому повреждению. Необходимо сопоставлять механические напряжения, возникающие в материале шин, с допустимыми напряжениями.
  • Особенно актуально для шин РУ 35 кВ и выше.

Методы ограничения токов короткого замыкания

Снижение токов КЗ – это важная задача, позволяющая использовать менее мощное и, следовательно, более дешевое оборудование, а также повысить надежность энергосистемы.

1. Повышение напряжения сетей:
   • Принцип: Увеличение класса напряжения линии при той же передаваемой мощности приводит к уменьшению рабочего тока (P = √3 ⋅ U ⋅ I ⋅ cosφ). Поскольку сопротивление линии не меняется пропорционально, это также ведет к уменьшению относительного сопротивления и, как правило, к снижению токов КЗ в абсолютном выражении.
   • Применение: Эволюция энергосистем всегда шла по пути увеличения классов напряжения.
2. Секционирование электрических сетей:
   • Принцип: Разделение сети на несколько независимых участков с помощью секционных выключателей или разъединителей. Это исключает параллельную работу источников энергии или уменьшает число параллельно работающих линий, тем самым ограничивая путь тока КЗ.
   • Применение: Широко используется на шинах распределительных устройств подстанций, где секции могут быть соединены нормально отключенными выключателями, включающимися при аварии на одной из секций.
3. Блочное включение:
   • Принцип: Прямое подключение генератора к трансформатору без шин со стороны генераторного напряжения. Это уменьшает количество элементов, через которые может пройти ток КЗ, и упрощает схему.
   • Применение: Используется на электростанциях.
4. Применение токоограничивающих реакторов:
   • Принцип: Специальные индуктивные катушки, включаемые последовательно в цепь. Они увеличивают общее индуктивное сопротивление цепи, тем самым снижая ток КЗ.
   • Применение: Часто используются на шинах 6-10 кВ, где токи КЗ могут быть очень высоки.
5. Применение трансформаторов с расщепленными обмотками:
   • Принцип: Трансформаторы, у которых вторичная обмотка разделена на несколько частей, каждая из которых имеет повышенное индуктивное сопротивление относительно других.
   • Применение: Позволяют снизить токи КЗ на вторичной стороне, особенно на шинах низкого напряжения.

Выбор и применение методов ограничения токов КЗ является комплексной задачей, требующей технико-экономического обоснования. Главная цель – обеспечить надежность и безопасность при минимальных затратах на оборудование.

Проектирование систем релейной защиты и автоматики (РЗА), измерения, учета электроэнергии и источников оперативного тока

Современная подстанция – это не только мощные трансформаторы и коммутационные аппараты, но и сложнейшая интеллектуальная система, обеспечивающая ее безопасную, надежную и эффективную работу. Эту роль выполняют комплексы релейной защиты и автоматики (РЗА), системы измерения и учета электроэнергии, а также бесперебойные источники оперативного тока.

Общие принципы построения систем РЗА

Роль и значение РЗА: Релейная защита и автоматика – это «мозг» и «нервная система» подстанции. Ее основная задача – быстро и селективно выявлять повреждения и ненормальные режимы работы в энергосистеме, отключать поврежденные элементы и восстанавливать нормальное функционирование, предотвращая распространение аварии и минимизируя ущерб. На подстанции 110/35/10 кВ РЗА является ключевым элементом обеспечения надежности электроснабжения.

Современные принципы построения РЗА:

1. Микропроцессорные терминалы: Сегодня основная масса РЗА реализуется на базе микропроцессорных терминалов, которые вытеснили традиционные электромеханические и полупроводниковые реле. Они обеспечивают:
   • Высокое быстродействие: Отключение повреждения за доли секунды.
   • Высокую чувствительность: Способность обнаруживать даже незначительные повреждения.
   • Идеальную селективность: Отключение только поврежденного участка, не затрагивая исправные.
   • Многофункциональность: Объединение в одном устройстве множества защитных функций (токовые, дистанционные, дифференциальные, газовые и др.), автоматики (АВР, АПВ) и функций измерения, мониторинга и диагностики.
   • Надежность: Самодиагностика, резервирование функций.
   • Гибкость и адаптивность: Возможность легко изменять уставки и логику работы с помощью программного обеспечения.
   • Интеграция в АСУ ТП: Простая передача данных в верхние уровни управления.
2. Резервирование: Для ответственных объектов предусматривается полное резервирование защит – основной и резервной, работающих от разных измерительных трансформаторов тока и напряжения, а иногда и от разных источников оперативного тока.
3. Автоматика:
   • Автоматическое повторное включение (АПВ): После кратковременного отключения линии, вызванного, например, грозовым перекрытием, АПВ автоматически пытается повторно включить линию.
   • Автоматический ввод резерва (АВР): При исчезновении напряжения на одной секции шин или отключении трансформатора, АВР автоматически подключает резервный источник питания.
   • Противоаварийная автоматика: Комплексы автоматики, направленные на предотвращение системных аварий (АОН – автоматическое отключение нагрузки, АЧР – автоматическая частотная разгрузка).

Требования к РЗА:

• Быстродействие: Минимальное время отключения повреждения.
• Селективность: Отключение только поврежденного элемента.
• Чувствительность: Способность реагировать на минимальные изменения параметров.
• Надежность: Безотказность в работе.
• Устойчивость: К внешним воздействиям и помехам.

Выбор и обоснование систем оперативного тока

Оперативный ток – это источник энергии для питания вторичных цепей подстанции: управления коммутационными аппаратами (включение/отключение), релейной защиты, автоматики, телемеханики, сигнализации, а также аварийного освещения. Его бесперебойность критически важна для функционирования подстанции.

Назначение оперативного тока:

• Питание катушек электромагнитных приводов выключателей для включения и отключения.
• Питание устройств релейной защиты и автоматики.
• Питание контрольно-измерительных приборов.
• Питание систем сигнализации и телемеханики.
• Аварийное освещение.

Классификация систем оперативного тока:

1. Постоянный оперативный ток от аккумуляторных батарей (АБ):
   • Преимущества: Высокая надежность, независимость от режима работы и состояния первичных цепей, обеспечение необходимого уровня напряжения и мощности. Способны выдавать кратковременные пиковые нагрузки (до 5 секунд) для катушек приводов выключателей.
   • Недостатки: Высокая стоимость, необходимость зарядных агрегатов, специальные помещения для АБ, квалифицированный уход.
   • Применение: Наиболее надежная система, обязательная для ответственных подстанций с высокими требованиями к надежности (например, ГПП, крупные узловые ПС). Для повышения надежности сеть постоянного тока секционируется на несколько участков, имеющих самостоятельное питание от сборных шин батареи. Наиболее ответственными являются шинки управления, к которым подключаются устройства релейной защиты и электромагниты отключения выключателей.
2. Переменный оперативный ток:
   • Источники: Измерительные трансформаторы тока (ТТ) и напряжения (ТН), трансформаторы собственных нужд (ТСН).
   • Преимущества: Простота реализации, низкая стоимость.
   • Недостатки: Зависимость от режима работы первичных цепей. При КЗ или исчезновении напряжения на первичной стороне может пропасть и оперативный ток. Требует дополнительных источников питания импульсного действия (конденсаторы или индукционные накопители) для обеспечения энергии отключения выключателей.
   • Применение: Ограниченное, чаще для менее ответственных потребителей или как резерв к основным системам.
3. Выпрямленный оперативный ток:
   • Источники: Выпрямительные установки и специальные блоки питания, получающие переменный ток от ТТ, ТН и ТСН.
   • Преимущества: Дешевле постоянного, проще в обслуживании.
   • Недостатки: Также зависим от первичных цепей.
   • Применение: На подстанциях 35 кВ и ниже с выключателями, укомплектованными электромагнитными приводами. Допускается на подстанциях 110-220 кВ с числом выключателей на стороне высшего напряжения не более двух (с электромагнитным приводом) или не более трех (с пружинными или пневматическими приводами).
4. Смешанный оперативный ток: Использует комбинацию различных систем для оптимизации надежности и стоимости.

Обоснование выбора оптимальной системы для районной понизительной подстанции 110/35/10 кВ:
Для районной понизительной подстанции 110/35/10 кВ, обслуживающей потребителей I и II категорий, система постоянного оперативного тока от аккумуляторных батарей является наиболее предпочтительной и часто обязательной. Это обусловлено высокими требованиями к надежности электроснабжения и способности АБ обеспечивать гарантированное питание РЗА и приводов выключателей даже при полном обесточивании подстанции. Дополнительно, для повышения надежности, оперативные цепи защищаются автоматическими выключателями, подавая питание на каждый выключатель через отдельные аппараты, что предотвращает распространение КЗ в цепях оперативного тока.

Системы измерения и учета электроэнергии

Измерение: Контрольно-измерительные приборы (амперметры, вольтметры, ваттметры, варметры, частотомеры) устанавливаются для оперативного контроля параметров режима работы подстанции. Они позволяют дежурному персоналу отслеживать нагрузки, напряжение, частоту и своевременно реагировать на отклонения от нормы. Современные подстанции оснащаются цифровыми измерительными приборами, интегрированными в АСУ ТП.

Учет электроэнергии:

• Коммерческий учет: Предназначен для расчетов с поставщиками и потребителями электроэнергии. Должен быть максимально точным и соответствовать требованиям рынка электроэнергии.
• Технический учет: Используется для контроля баланса электроэнергии на подстанции, выявления потерь, оптимизации режимов.
  Выбор приборов учета (счетчиков) осуществляется с учетом классов точности, типа измеряемой энергии (активная, реактивная), тарифных зон. Они должны соответствовать требованиям Федерального закона «Об электроэнергетике» и Правилам оптового и розничных рынков электроэнергии.

Инженерные решения для обеспечения безопасности эксплуатации и компоновки подстанции

Безопасность – это безусловный приоритет в электроэнергетике. Проектирование подстанции должно включать комплекс инженерных решений, направленных на защиту персонала, оборудования и окружающей среды от природных явлений (молния), внутренних повреждений (КЗ) и ошибок эксплуатации. Параллельно с этим, оптимальная компоновка сооружений на площадке играет ключевую роль в обеспечении удобства обслуживания и минимизации рисков.

Системы заземления и молниезащиты

Молниезащита и заземление – это два взаимосвязанных аспекта, обеспечивающих электрическую безопасность подстанции.

Системы заземления:

• Принципы проектирования: Заземляющее устройство (ЗУ) – это преднамеренное электрическое соединение части электроустановки с заземляющим устройством. Для подстанций 110 кВ ЗУ обычно представляет собой сложную сетку из стальных полос или круглых проводников, заглубленных в землю по всей территории объекта. Эта сетка обеспечивает:
  • Безопасность персонала: Снижение потенциала на металлоконструкциях до безопасного уровня при пробое изоляции или воздействии молнии.
  • Защиту оборудования: Создание пути для стекания токов КЗ и грозовых перенапряжений.
  • Работу защитных устройств: Обеспечение необходимого тока для срабатывания релейной защиты.
• Подключение металлоконструкций: К заземляющей сетке должны быть надежно подключены все токопроводящие металлические конструкции: корпуса оборудования (трансформаторы, выключатели), опоры порталов, ограждения, здания, кабельные лотки, молниеприемники.
• Постоянное заземление нейтрали:
  • Все автотрансформаторы и обмотки 330-750 кВ трансформаторов должны иметь постоянно заземленную нейтраль.
  • Обмотки 110-220 кВ трансформаторов с пониженным относительно требований ГОСТ уровнем изоляции нейтрали также должны быть постоянно заземлены.
  • Нейтрали обмоток 110-220 кВ трансформаторов, у которых испытательные напряжения изоляции соответствуют требованиям ГОСТ и которые в процессе эксплуатации могут быть изолированы от земли, должны быть защищены вентильными разрядниками (сейчас ОПН).

Системы молниезащиты:
Молниезащита – это комплексная задача, требующая многоуровневого подхода, включающего внешнюю (молниеприемники, токоотводы, система заземления) и внутреннюю защиту.

• Нормативная база: Молниезащита подстанций регулируется рядом нормативных документов, включая РД 34.21.122-87, СО 153-34.21.122-2003 и ПУЭ 7-е издание.
• Элементы внешней молниезащиты:
  • Молниеприемники: Принимают разряд молнии. Для ОРУ большой площади (как на подстанции 110 кВ) часто применяется стержневая молниезащита, состоящая из высоких мачт (до 40-50 метров), расположенных по периметру подстанции или на прожекторных опорах/порталах. Также может использоваться молниеприемная сетка из стальной оцинкованной проволоки диаметром 8 мм, прокладываемая с шагом не более 10×10 м на крышах зданий.
  • Токоотводы: Обеспечивают как минимум два различных пути тока молнии к заземлителю, минимизируя сопротивление и предотвращая искрение.
  • Система заземления: Является неотъемлемой частью молниезащиты, обеспечивая растекание тока молнии в землю.
• Внутренняя молниезащита: Предотвращает вторичные воздействия молнии (перенапряжения, электромагнитные помехи) на внутренние цепи и оборудование.
• Применение ограничителей перенапряжений нелинейных (ОПН):
  • ОПН обладают более низкими значениями остающихся напряжений при грозовых перенапряжениях по сравнению с традиционными вентильными разрядниками.
  • Их установка значительно повышает надежность грозозащиты подстанций 110 кВ и выше.
  • Установка дополнительных ОПН в линейных ячейках подстанций 110–220 кВ на расстоянии не более 30 м от оборудования обеспечивает каскадный принцип ограничения грозовых перенапряжений, что еще больше повышает надежность молниезащиты.
• Защита закрытых РУ: Когда распределительные устройства находятся внутри объекта (например, ЗРУ 10 кВ), внешнюю защиту обеспечивает само здание, а внутри объекта устанавливается только защитный контур для предотвращения перенапряжения.
• Этапы создания системы молниезащиты: Включают анализ объекта и оценку рисков, разработку проекта, согласование с надзорными органами, монтаж, пусконаладочные работы и испытания.

Компоновка сооружений на площадке подстанции

Оптимальное размещение оборудования и зданий на территории ��одстанции – это не только вопрос эстетики, но и важнейший аспект безопасности, удобства эксплуатации и ремонтопригодности.

Выбор площадки:

• Географическое положение: Вблизи центра электрических нагрузок (ЦЭН) для минимизации потерь и стоимости сети.
• Соблюдение законодательства: Земельное законодательство, акты по охране природы.
• Градостроительные планы: На основании схем развития электрических сетей района и материалов проекта районной планировки.
• Технико-экономическое сравнение: Анализ нескольких вариантов площадок.

Принципы компоновки (регламентированы Методическими указаниями по технологическому проектированию подстанций):

1. Функциональное зонирование: Четкое разделение территории на зоны по функциональному назначению (ОРУ 110 кВ, ОРУ 35 кВ, ЗРУ 10 кВ, трансформаторные площадки, здания ОПУ, складские помещения, пожарные резервуары, автодороги).
2. Минимизация площади: Компактное размещение оборудования без ущерба для безопасности и удобства обслуживания.
3. Безопасность:
   • Разрывы между оборудованием: Соблюдение нормативных расстояний для обеспечения безопасности при эксплуатации и предотвращения распространения пожара.
   • Противопожарные проезды: Обеспечение доступа пожарной техники.
   • Ограждения: Разделение зон высокого напряжения от низкого, ограничение доступа посторонних.
   • Маслосборники: Для силовых трансформаторов, предотвращающие разлив масла в случае аварии.
4. Удобство эксплуатации и обслуживания:
   • Доступность: Обеспечение легкого доступа к оборудованию для осмотра, ремонта и замены.
   • Пути эвакуации: Четко обозначенные и свободные.
   • Освещение: Адекватное освещение всех зон.
5. Экономичность: Оптимизация кабельных трасс, трубопроводов, дорог.
6. Учет внешних факторов:
   • Рельеф местности: Минимизация объемов земляных работ.
   • Существующие коммуникации: Прокладка кабелей и трубопроводов без пересечения с существующими.
   • Неблагоприятные условия окружающей среды: Учет направления преобладающих ветров (для предотвращения распространения загрязнений), затопляемости, сейсмической активности.
7. Перспектива развития: Возможность расширения подстанции в будущем без кардинальной перекомпоновки.

Пример компоновки может включать размещение трансформаторов на открытых площадках, ОРУ 110 кВ и 35 кВ также на открытых площадках, а ЗРУ 10 кВ и здание общеподстанционного пункта управления (ОПУ) – в закрытых помещениях. Такое расположение обеспечивает как безопасность, так и рациональное использование территории.

Регулирование напряжения на подстанции и поддержание качества электроэнергии

Качество электроэнергии – это один из фундаментальных показателей надежности и эффективности энергосистемы. Отклонения напряжения от номинального значения могут привести к некорректной работе оборудования, снижению его срока службы и увеличению потерь. Поэтому регулирование напряжения на подстанции является важнейшей задачей.

Способы и устройства регулирования напряжения

Регулирование напряжения на силовых трансформаторах осуществляется путем изменения коэффициента трансформации (k_тр), что достигается изменением числа витков в первичной или вторичной обмотке. Существует два основных метода:

1. Переключение без возбуждения (ПБВ – Переключение Без Возбуждения):
   • Принцип работы: Изменение числа витков обмотки (обычно ВН) осуществляется только тогда, когда трансформатор полностью обесточен и заземлен, то есть выведен из эксплуатации.
   • Область применения: Главным образом используется для плановых сезонных переключений, когда изменения нагрузки в сети носят долгосрочный характер (например, зимний/летний режим). Диапазон регулирования обычно составляет ±5%.
   • Преимущества: Конструктивная простота и низкая стоимость.
   • Недостатки: Сопряжено с прерыванием электроснабжения потребителей, что недопустимо для I и II категорий надежности.
2. Регулирование под нагрузкой (РПН – Регулирование Под Нагрузкой):
   • Принцип работы: Механизм, позволяющий изменять число витков обмотки трансформатора (обычно ВН) без отключения его от сети, то есть под напряжением и нагрузкой. РПН автоматически меняют положение ответвителя в зависимости от измеренного напряжения, компенсируя изменения нагрузки и обеспечивая постоянное выходное напряжение.
   • Область применения: Наиболее распространенный метод регулирования напряжения в силовых трансформаторах, особенно на ответственных подстанциях, таких как районная понизительная 110/35/10 кВ.
   • Диапазон регулирования: Позволяет осуществлять довольно большой диапазон регулирования – до ±10-12%, а в некоторых случаях (трансформаторы типа ТДН с высшим напряжением 110 кВ) до 16% при 9 ступенях регулирования.
   • Преимущества: Обеспечивает непрерывность электроснабжения, позволяет оперативно реагировать на колебания напряжения в сети, поддерживает стабильный уровень напряжения у потребителей.
   • Недостатки: Усложнение конструкции трансформатора и удорожание, необходимость в более сложном обслуживании.
   • Запрещено: Производить переключение ответвлений на трансформаторах с РПН рукояткой или кнопкой управления в приводном механизме устройства РПН, находящихся под напряжением. Переключение должно осуществляться дистанционно из ОПУ или с помощью автоматики.

Поддержание качества электроэнергии

Поддержание качества электроэнергии – это комплекс мер, направленных на обеспечение соответствия показателей электроэнергии (частоты, напряжения, синусоидальности кривой напряжения) установленным нормам.

Нормативные требования к качеству электрической энергии:

• ГОСТ 13109-97 «Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения»: Этот стандарт устанавливает допустимые отклонения показателей качества электроэнергии.
  • Отклонения напряжения на выводах приемников: Регламентируются на уровне ±5% в нормальном режиме и до ±10% в послеаварийном режиме.
  • Частота: Отклонения также нормируются (обычно ±0,2 Гц в нормальном режиме).

Цели регулирования напряжения:

• В местных распределительных сетях: Поддержание отклонений напряжения в пределах, установленных ГОСТ 13109-97, для обеспечения корректной работы электроприемников.
• В районных распределительных сетях: Обеспечение экономичного режима их работы за счет уменьшения потерь мощности и энергии.

Средства регулирования напряжения на стороне низшего напряжения районных подстанций:

• Трансформаторы с регулированием под нагрузкой (РПН): Основное средство, как было описано выше.
• Линейные регуляторы (ЛР): Специальные трансформаторы, включаемые последовательно в линию и позволяющие изменять напряжение на определенном участке.
• Синхронные компенсаторы (СК): Могут генерировать или потреблять реактивную мощность, тем самым влияя на уровень напряжения в узле сети.

Централизованное и местное регулирование:

• Централизованное: Регулирование напряжения на центре питания (ЦП) – крупной подстанции или электростанции – осуществляется диспетчером энергосистемы. На подстанциях 110 кВ и выше регулирование напряжения в сети осуществляет именно он.
• Местное: Осуществляется на отдельных участках сети или подстанциях, изменяя напряжение только в данной точке.

Совместная разработка вопросов регулирования напряжения и компенсации реактивной мощности:
Эти два аспекта неразрывно связаны. Разве можно эффективно регулировать напряжение без должной компенсации реактивной мощности?

• Регулирование напряжения: Позволяет поддерживать уровень напряжения.
• Компенсация реактивной мощности: Снижает потери напряжения в линии, тем самым облегчая задачу регулирования и уменьшая общие потери энергии.
• Критерий правильности выбора: Минимизация приведенных затрат (капитальных и эксплуатационных) при условии обеспечения сетью всех технических условий, включая нормированное качество напряжения.

На подстанциях 110 кВ, 35 кВ, 6 кВ разрабатывается график напряжений, который определяет оптимальные значения напряжений на шинах и соответствующие положения ответвлений РПН (ПБВ) трансформаторов. После каждого переключения РПН или ПБВ трансформаторов на подстанции необходимо своевременно проводить высоковольтные испытания силовых трансформаторов для контроля состояния их изоляции.

Заключение

Проектирование районной понизительной подстанции 110/35/10 кВ с трехобмоточными трансформаторами – это сложный, многогранный процесс, требующий глубоких инженерных знаний, скрупулезного следования нормативно-техническим документам и способности интегрировать различные инженерные решения в единое, надежное и экономичное целое.

В ходе данной работы были всесторонне рассмотрены ключевые аспекты этого процесса:

• Мы углубились в теоретические основы, определив роль подстанций в энергосистеме, их классификацию и обосновав выбор конкретного типа подстанции. Особое внимание было уделено актуальной нормативно-правовой базе, включая детальный анализ новейших редакций ПТЭЭП (Приказ Минэнерго РФ от 12.08.2022 № 811), ПТЭТЭ (Приказ Минэнерго РФ от 24.03.2003 № 115 с учетом предстоящих изменений от 01.09.2025), ПТЭЭСиС (Приказ Минэнерго от 04.10.2022 № 1070) и, что особенно важно, Методических указаний по технологическому проектированию подстанций переменного тока (Приказ Минэнерго РФ от 15.01.2024 № 6), который вступил в силу в июле 2024 года и является обязательным для исполнения. Также были подробно описаны этапы проектирования – от ТЗ до исполнительной документации.
• Были представлены методики определения расчетных электрических нагрузок, обоснован выбор числа и мощности силовых трансформаторов на основе категорий потребителей и технико-экономических расчетов, а также проанализированы принципы выбора главной схемы электрических соединений, учитывающие надежность, ремонтопригодность и гибкость.
• Мы детально изучили методологии расчета токов короткого замыкания в соответствии с ГОСТ 28249-93 и ГОСТ Р 52735-2007, продемонстрировав пример расчета и обосновав выбор основного электрооборудования по всем необходимым параметрам стойкости. Также были рассмотрены эффективные методы ограничения токов КЗ.
• Критически важный раздел был посвящен проектированию систем релейной защиты и автоматики (РЗА), включая современные микропроцессорные терминалы. Особое внимание уделено выбору и обоснованию систем оперативного тока, сравнительному анализу постоянного, переменного и выпрямленного тока, подчеркнув приоритет аккумуляторных батарей для ответственных объектов.
• В части инженерных решений по безопасности были подробно описаны системы заземления и молниезащиты, включая применение ОПН и каскадного принципа защиты, а также принципы оптимальной компоновки сооружений на площадке.
• Наконец, мы рассмотрели методы регулирования напряжения (РПН и ПБВ), их влияние на качество электроэнергии и необходимость совместной разработки с компенсацией реактивной мощности для поддержания параметров качества в соответствии с ГОСТ 13109-97.

Принятые в данном исследовании проектные решения полностью соответствуют актуальным требованиям нормативно-технической документации РФ, направлены на обеспечение максимальной надежности, безопасности и экономичности эксплуатации подстанции. Проведенный анализ и систематизация материала демонстрируют глубокое понимание предмета и формируют необходимые проектные компетенции, что делает данную работу ценным пособием для студентов и молодых специалистов в области электроэнергетики.

Список использованной литературы

1. Ананичева С.С. Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. Екатеринбург: УГТУ-УПИ, 1995. 55 с.
2. Бургсдорф В.В., Якобс А.И. Заземляющие устройства электроустановок. М.: Энергоатомиздат, 1987. 400 с.
3. Богатырёв Л.Л., Богданова Л.Ф. Расчёт релейной защиты элементов электроэнергетической системы. Екатеринбург: УГТУ-УПИ, 1995. 38 с.
4. Гервиц М.Н., Кокин С.Е., Нестеренков В.П. Проектирование подстанций: Учеб. Пособие. Свердловск: УПИ, 1988. 85 с.
5. Методы расчёта параметров электрических сетей и систем: Методическое пособие по курсу «Электрические системы и сети» / С.С Ананичева, П.М. Ерохин, А.Л. Мызин. Екатеринбург: УГТУ-УПИ, 1977. 55 с.
6. Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электроэнергетическая часть станций и подстанций. М.: Энергоатомиздат, 1989. 605 с.
7. Правила устройства электроустановок. М.: Энергоиздат, 1986. 648 с.
8. Рожкова Л.Д., Козулин В.С. Электрооборудование станций и подстанций. 3-е изд. М.: Энергоатомиздат, 1987. 648 с.
9. Рокотян С.С., Шапиро И.М. Справочник по проектированию электроэнергетических систем. 3-е изд. М.: Энергоатомиздат, 1995. 349 с.
10. Степанчук К.Ф. Техника высоких напряжений. Минск: Высшая школа, 1983. 265 с.
11. Справочник по электроснабжению и электрооборудованию: в 2 т. / Под общ. Ред. А.А. Федорова. Т.2. Электрооборудование. М.: Энергоатомиздат, 1987. 592 с.
12. Электротехнический справочник: В 3-х т. Т. 3. 2 кн. Кн. 1. Производство и распределение электрической энергии / Под общ. Ред. Профессоров МЭИ: И.Н. Орлова (гл. ред.) и др. 7-е изд., испр. И доп. М.: Энергоатомиздат, 1988. 880 с.
13. Проектирования подстанций различных видов. URL: https://www.bte.ru/articles/osobennosti-i-printsipy-proektirovaniya-podstantsiy (дата обращения: 13.10.2025).
14. Молниезащита электрической подстанции 110 кВ. URL: https://zandz.com/molniezaschita_podstancii_110_kv.html (дата обращения: 13.10.2025).
15. Выбор числа и мощности трансформаторов. URL: https://electricalschool.info/main/electrosnab/1162-vybor-chisla-i-moshhnosti-transformatorov.html (дата обращения: 13.10.2025).
16. Выбор токоведущих частей и электрического оборудования подстанции. URL: https://studfile.net/preview/6029895/page:14/ (дата обращения: 13.10.2025).
17. Как выполняется регулирование напряжения на трансформаторе. URL: https://samelectrik.ru/regulirovanie-napryazheniya-transformatora-ustrojstva-pbv-i-rpn-principy-i-osobennosti-raboty-regulyatorov-napryazheniya.html (дата обращения: 13.10.2025).
18. Расчет числа и мощности трансформаторов трансформаторных подстанций, количество трансформаторов, выбор мощности ТП — Online Electric. URL: https://online-electric.ru/raschet-chisla-i-moshchnosti-transformatorov-transformatornykh-podstantsij.html (дата обращения: 13.10.2025).
19. Главные схемы электростанций и подстанций. URL: https://elektro.kh.ua/glavnye-sxemy-elektrostancij-i-podstancij/ (дата обращения: 13.10.2025).
20. Монтаж молниезащиты подстанций в Москве — ЭЛЕКТРОЛАБА.ru. URL: https://elektrolaba.ru/molniezashchita-podstancii/ (дата обращения: 13.10.2025).
21. Выбор трансформатора — fas2204.ru. URL: https://fas2204.ru/raschety/vybor-transformatora/ (дата обращения: 13.10.2025).
22. Регулирование напряжения и обслуживание регулирующих устройств трансформаторов. URL: https://elektro.kh.ua/regulirovanie-napryazheniya-i-obsluzhivanie-reguliruyushhix-ustrojstv-transformatorov/ (дата обращения: 13.10.2025).
23. Регулирование напряжения в трансформаторах — ООО «НОМЭК». URL: https://nomec.ru/blog/regulirovanie-napryazheniya-v-transformatorakh/ (дата обращения: 13.10.2025).
24. Выбор систем оперативного тока и источников оперативного тока. URL: https://forca.ru/knigi/inzhenernye-sistemy/spravochnik-po-proektirovaniyu-podstanciy/glava-6-sistemy-sobstvennyh-nuzhd-i-operativnogo-toka/6-vybor-sistem-operativnogo-toka-i-istochnikov-operativnogo-toka.html (дата обращения: 13.10.2025).
25. Концепция регулирования напряжения в трансформаторах — Знания. URL: https://znanija.com/task/75333555 (дата обращения: 13.10.2025).
26. Выбор главной схемы подстанции — Требования к системам электроснабжения и основные принципы их построения на примере РП-2 ОАО «НЛМК» — Studbooks.net. URL: https://studbooks.net/1359676/elektrotehnika/vybor_glavnoy_shemy_podstantsii (дата обращения: 13.10.2025).
27. ГОСТ Р 52735-2007 Короткие замыкания в электроустановках. Методы расчета в. URL: https://docs.cntd.ru/document/1200063266 (дата обращения: 13.10.2025).
28. Расчет и выбор числа и мощности трансформаторов. URL: https://studfile.net/preview/4442111/page:3/ (дата обращения: 13.10.2025).
29. Регулирование напряжения на трансформаторной подстанции — МЕГАВАТТ-Сервис. URL: https://megawatt-service.ru/regulirovanie-napryazheniya-na-transformatornoy-podstancii/ (дата обращения: 13.10.2025).
30. Регулирование напряжения трансформатора — Википедия. URL: https://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%A0%D0%B5%D0%B3%D1%83%D0%BB%D0%B8%D1%80%D0%BE%D0%B2%D0%B0%D0%BD%D0%B8%D0%B5_%D0%BD%D0%B0%D0%BF%D1%80%D1%8F%D0%B6%D0%B5%D0%BD%D0%B8%D1%8F_%D1%82%D1%80%D0%B0%D0%BD%D1%81%D1%84%D0%BE%D1%80%D0%BC%D0%B0%D1%82%D0%BE%D1%80%D0%B0 (дата обращения: 13.10.2025).
31. Молниезащита оборудования ПС 110–220 кВ с помощью ОПН от набегающих волн перенапряжений с линий электропередачи при демонтаже грозозащитного троса на подходе к подстанциям. URL: https://cyberleninka.ru/article/n/molniezaschita-oborudovaniya-ps-110-220-kv-s-pomoschyu-opn-ot-nabegayuschih-voln-perenapryazheniy-s-linii-elektroperedachi-pri-demontazhe (дата обращения: 13.10.2025).
32. КОРОТКИЕ ЗАМЫКАНИЯ В ЭЛЕКТРОУСТАНОВКАХ. URL: https://docs.cntd.ru/document/871000670 (дата обращения: 13.10.2025).
33. Этапы проектирования ТП — ООО Центр Энергетических Решений и Инноваций. URL: https://ceri.ru/etapy-proektirovaniya-tp/ (дата обращения: 13.10.2025).
34. ЭлектрО — Основные требования к главным схемам электроустановок — uCoz. URL: https://energo-info.ucoz.ru/index/0-36 (дата обращения: 13.10.2025).
35. Выбор числа и мощности трансформаторов цеховых трансформаторных подстанций. URL: https://studfile.net/preview/16281864/page:7/ (дата обращения: 13.10.2025).
36. Скачать ГОСТ 28249-93 Короткие замыкания в электроустановках. Методы рас. URL: https://gostperevod.ru/gost/28249-93.html (дата обращения: 13.10.2025).
37. ГОСТ 28249-93 Короткие замыкания в электроустановках. Методы расчета в электроустановках переменного тока напряжением до 1 кВ (Переиздание) — docs.cntd.ru. URL: https://docs.cntd.ru/document/9010408/ (дата обращения: 13.10.2025).
38. Оперативный ток, источники постоянного тока | Справочник по проектированию подстанций — электрические сети. URL: https://electric-220.ru/news/operativnyj_tok_istochniki_postojannogo_toka/2010-09-02-140 (дата обращения: 13.10.2025).
39. Приказ Министерства энергетики Российской Федерации от 15 января 2024 г. № 6 «Об утверждении Методических указаний по технологическому проектированию подстанций переменного тока с высшим напряжением 35 — 750 кВ» (документ не вступил в силу) — Система ГАРАНТ. URL: https://www.garant.ru/products/ipo/prime/doc/408890106/ (дата обращения: 13.10.2025).
40. Выбор и проверка токоведущих частей и электрического оборудования трансформаторной подстанции — Studbooks.net. URL: https://studbooks.net/1359676/elektrotehnika/vybor_proverka_tokoveduschih_chastey_elektricheskogo_oborudovaniya_transformatornoy_podstantsii (дата обращения: 13.10.2025).
41. Схемы электрические электростанций и подстанций — Главная. URL: https://www.power-e.ru/article/scheme/ (дата обращения: 13.10.2025).
42. Регулирование напряжения в электрических сетях. URL: https://studfile.net/preview/5799196/page:14/ (дата обращения: 13.10.2025).
43. Способы и средства регулирования напряжения у электроприемников. URL: https://studfile.net/preview/9924970/page:18/ (дата обращения: 13.10.2025).
44. Инструкция по регулированию напряжения в сети предприятия — forca.ru. URL: https://forca.ru/rukovodstva/instrukciya-po-regulirovaniyu-napryazheniya-v-seti-predpriyatiya.html (дата обращения: 13.10.2025).
45. ОНТП 5-78 Нормы технологического проектирования подстанций с высшим напряжением 35. URL: https://docs.cntd.ru/document/1200000213 (дата обращения: 13.10.2025).
46. Молниезащита трансформаторных подстанций от прямых ударов молнии в Москве. URL: https://alef-em.ru/uslugi/molniezashchita-transformatornykh-podstantsiy (дата обращения: 13.10.2025).
47. Источники оперативного тока подстанций | Аккумуляторы и СН | Справка — forca.ru. URL: https://forca.ru/knigi/inzhenernye-sistemy/spravochnik-po-proektirovaniyu-podstanciy/glava-6-sistemy-sobstvennyh-nuzhd-i-operativnogo-toka/istochniki-operativnogo-toka-podstanciy.html (дата обращения: 13.10.2025).
48. Проектирование систем электроснабжения: особенности и этапы — «Бюро технических экспертиз». URL: https://bte.ru/articles/proektirovanie-sistem-elektrosnabzheniya-osobennosti-i-etapy (дата обращения: 13.10.2025).
49. Электроснабжение: выбор и проверка токоведущих частей и коммутационных аппаратов — DOKUMEN.PUB. URL: https://dokumen.pub/elektrosnabzhenie-vybor-i-proverka-tokovedushchih-chastey-i-kommutatsionnyh-apparatov-9785438711254.html (дата обращения: 13.10.2025).
50. Источники оперативного тока на подстанциях. URL: https://forca.ru/knigi/inzhenernye-sistemy/spravochnik-po-proektirovaniyu-podstanciy/glava-6-sistemy-sobstvennyh-nuzhd-i-operativnogo-toka/4-istochniki-operativnogo-toka-na-podstanciyah.html (дата обращения: 13.10.2025).
51. Схемы электрических соединений подстанций: учебное пособие. Уральский федеральный университет. URL: https://elar.urfu.ru/bitstream/10995/36734/1/978-5-7996-1681-3_2015.pdf (дата обращения: 13.10.2025).
52. Источники оперативного тока. URL: https://forca.ru/knigi/inzhenernye-sistemy/spravochnik-po-proektirovaniyu-podstanciy/glava-6-sistemy-sobstvennyh-nuzhd-i-operativnogo-toka/3-istochniki-operativnogo-toka.html (дата обращения: 13.10.2025).
53. Особенности и этапы проектирования электроснабжения — Sostav.ru. URL: https://sostav.ru/publication/osobennosti-i-etapy-proektirovaniya-elektrosnabzheniya-61476.html (дата обращения: 13.10.2025).
54. Проектирование и реконструкция электроподстанций | СЭСП. URL: https://sesp.ru/uslugi/proektirovanie-i-rekonstruktsiya-elektropodstantsij/ (дата обращения: 13.10.2025).
55. Выбор коммутационного оборудования и токоведущих частей электрических — Томский политехнический университет. URL: https://www.lib.tpu.ru/fulltext/m/2023/m07.pdf (дата обращения: 13.10.2025).
56. Выбор токоведущих частей распределительных устройств | Электрическая часть электростанций | Архивы | Книги — forca.ru. URL: https://forca.ru/knigi/inzhenernye-sistemy/elektricheskaya-chast-elektrostanciy-i-podstanciy/vybor-tokoveduschih-chastey-raspredelitelnyh-ustroystv.html (дата обращения: 13.10.2025).