Детальное руководство по расчету и проектированию трансформаторных подстанций: Методология, выбор оборудования и актуальные решения

В современной электроэнергетике, где непрерывность и качество электроснабжения являются критически важными факторами для функционирования всех сфер экономики и общества, проектирование трансформаторных подстанций (ТП) приобретает особую актуальность. ТП представляют собой ключевые узлы в электрических сетях, обеспечивающие преобразование и распределение электроэнергии от генерирующих источников к конечным потребителям. От качества их проектирования, обоснованности расчетов и правильности выбора оборудования напрямую зависят надежность, экономичность и безопасность всей энергосистемы.

Данное руководство призвано стать комплексным инструментом для студентов технических вузов, выполняющих курсовые работы по специальностям, связанным с электроэнергетикой и электротехникой. В нем последовательно и глубоко раскрыты все ключевые аспекты проектирования трансформаторных подстанций: от фундаментальных принципов расчета электрических нагрузок, учитывающих специфику потребителей различных категорий надежности, до тонкостей выбора силовых трансформаторов и оптимальных схем электрических соединений. Особое внимание уделено методике расчета токов короткого замыкания – критически важного этапа, определяющего выбор защитного и коммутационного оборудования. Кроме того, в работе представлен актуальный обзор нормативно-правовой базы, регламентирующей проектирование ТП в Российской Федерации, и рассмотрены передовые технологии и инновационные решения, способствующие повышению эффективности, надежности и безопасности современных подстанций. Цель руководства – не только предоставить студенту исчерпывающие теоретические знания, но и вооружить его практическими навыками для выполнения профессиональных инженерных задач.

Основы расчета электрических нагрузок потребителей

Правильное определение электрических нагрузок является решающим фактором при проектировании и эксплуатации электрических сетей систем электроснабжения, поскольку ошибка на этом этапе может привести как к неоправданным капитальным затратам на избыточное оборудование, так и к недостаточной надежности, перегреву и выходу из строя элементов системы. Учет этого аспекта на самых ранних стадиях проекта позволяет избежать дорогостоящих корректировок и аварий в будущем.

Определение и классификация электрических нагрузок

В основе любого проектирования лежит четкое понимание базовых терминов. Электрическая нагрузка – это мощность, потребляемая электроприемниками (ЭП) или передаваемая по элементам системы электроснабжения (СЭС) в определенный момент времени. Электроприемник – это аппарат, агрегат, механизм, предназначенный для преобразования электрической энергии в другой вид энергии (например, тепловую, механическую, световую). В свою очередь, потребителем электрической энергии является электроприемник или группа электроприемников, объединенных технологическим процессом и размещающихся на определенной территории (например, цех, предприятие, жилой квартал).

Электроприемники функционируют в различных режимах, что напрямую влияет на профиль их потребления мощности. Согласно ГОСТ 28173-89 (МЭК 34-1-83) и ГОСТ Р 51677-2000, различают восемь номинальных режимов работы ЭП:

1. Продолжительный (длительный) режим (S1): Работа ЭП при неизменной нагрузке в течение времени, достаточного для достижения установившейся температуры. Типичные примеры: насосы, вентиляторы, конвейеры.
2. Кратковременный режим (S2): Работа ЭП при неизменной нагрузке в течение ограниченного времени, не достаточного для достижения установившейся температуры, с последующим периодом отключения, достаточным для охлаждения до температуры окружающей среды. Пример: электроприводы задвижек.
3. Периодический повторно-кратковременный режим (S3): Чередование периодов работы при неизменной нагрузке и периодов отключения, при которых ЭП не успевает полностью остыть. Примеры: краны, лифты, станки с циклическим режимом.
4. Повторно-кратковременный с частыми пусками (S4).
5. Повторно-кратковременный с частыми реверсами (S5).
6. Режим с частыми коммутациями (S6).
7. Нестационарный режим (S7).
8. Смешанный режим (S8).

Эти режимы работы определяют не только выбор самого электроприемника, но и методику расчета его эквивалентной нагрузки при проектировании системы электроснабжения.

Виды расчетных нагрузок и их значение

При проектировании систем электроснабжения, в частности трансформаторных подстанций, определяют три основных вида электрических нагрузок, каждый из которых имеет свое специфическое применение:

1. Средняя за максимально загруженную смену (P_ср.max): Этот показатель отражает усредненную активную мощность, потребляемую в течение наиболее напряженной производственной смены. P_ср.max является отправной точкой для определения расчетной активной нагрузки P_р. Дополнительно, среднегодовая активная мощность P_ср используется для расчета годовых потерь электроэнергии, что критически важно для оценки эксплуатационных затрат и энергетической эффективности.
2. Расчетная активная (P_р) и реактивная (Q_р) нагрузки: Эти нагрузки являются фундаментальными для большинства инженерных расчетов.
   • P_р и Q_р используются для:
     • Расчета сетей по условиям допустимого нагрева проводников и кабелей, чтобы исключить перегрев и повреждение изоляции.
     • Выбора мощности силовых трансформаторов и преобразователей, гарантируя их работу без перегрузок в нормальных и аварийных режимах.
     • Определения максимальных потерь мощности, что напрямую влияет на экономичность эксплуатации системы.
     • Оценки отклонений и потерь напряжения в сети, обеспечивая качество электроэнергии у потребителей.
3. Максимальная кратковременная нагрузка (I_п): Этот вид нагрузки характеризует пиковые значения тока, возникающие в короткие промежутки времени (например, при пуске мощных электродвигателей). I_п необходима для:
   • Проверки колебаний напряжения, которые могут негативно сказаться на работе чувствительного оборудования.
   • Определения тока трогания токовой релейной защиты, что позволяет корректно настроить защиту от сверхтоков.
   • Выбора плавких вставок предохранителей, обеспечивая их своевременное срабатывание при КЗ и перегрузках.
   • Проверки электрических сетей по условиям самозапуска двигателей, что важно для восстановления работы оборудования после кратковременных перебоев в электроснабжении.

Таким образом, комплексный учет всех трех видов нагрузок позволяет создать надежную, экономичную и безопасную систему электроснабжения.

Методы расчета электрических нагрузок

На протяжении десятилетий методы расчета электрических нагрузок эволюционировали, стремясь к повышению точности и снижению необоснованных запасов. Исторически, при проектировании систем электроснабжения широко применялся метод упорядоченных диаграмм. Однако, в 1960-х годах произошел переход к более совершенному **методу расчета электрических нагрузок по коэффициенту расчетной мощности**. Этот переход позволил снизить расчетные значения электрических нагрузок на 15-30% за счет более точного учета реального режима работы электроприемников и их загрузки, что привело к значительной экономии капитальных затрат на оборудование.

Расчет ожидаемой электрической нагрузки предприятия может также выполняться по **удельным показателям электропотребления**. К ним относятся:

• Удельный расход электроэнергии на единицу продукции (например, кВт·ч на тонну металла, штуку изделия).
• Удельная плотность нагрузок на единицу производственной площади (например, кВт на м² цеха).

Эти показатели должны включать электропотребление как основных технологических механизмов, так и электроприемников, обеспечивающих вспомогательные нужды предприятия (освещение, вентиляцию, водоснабжение, канализацию и т. п.), давая комплексное представление о потребностях объекта.

Основные методы расчета электрических нагрузок, применяемые сегодня, включают:

• Метод по номинальной мощности и коэффициенту использования (K_И): Применяется для индивидуальных ЭП до 1 кВ, работающих в длительном режиме. Расчетные нагрузки принимаются равными средним значениям нагрузок за наиболее загруженную смену.
• Метод по номинальной мощности и коэффициенту спроса (K_С).
• Метод по средней мощности и расчетному коэффициенту.
• Метод по средней мощности и отклонению расчетной нагрузки от средней.
• Метод по средней мощности и коэффициенту формы графика нагрузки.

Для электроприемников напряжением выше 1 кВ расчет производится аналогично ЭП до 1 кВ, но вместо коэффициента использования (K_И) используется **коэффициент загрузки (K_З)**, если от технологов получены коэффициенты, характеризующие реальную загрузку электродвигателей. K_З более точно отражает фактическую загрузку оборудования.

При расчете реактивной мощности для различных режимов работы ЭП используют следующие соотношения:

• Для электроприемников **повторно-кратковременного режима (ПКР)**: Q_р = 0.87 × P_р.
• Для электроприемников **длительного режима**: Q_р = 0.75 × P_р.

Коэффициент сменности по энергоиспользованию (a), отражающий распределение потребления энергии по сменам, обычно находится в диапазоне 0.5-0.9. Например, в машиностроении он может составлять 0.6-0.7, в металлургии — до 0.9, а на предприятиях с прерывистым циклом производства — 0.5-0.6.

Эффективное число электроприемников (n_э) – важный параметр для расчета групповых нагрузок, позволяющий учесть совместное влияние множества ЭП.

• Для однотипных электроприемников с примерно одинаковой номинальной мощностью в группе:
  nэ = PН / pН
  где P_Н — групповая номинальная активная мощность, p_Н — номинальная мощность одного электроприемника.
• При значительном числе электроприемников (например, на магистральных шинопроводах, шинах цеховых трансформаторных подстанций, в целом по цеху, корпусу, предприятию) можно использовать упрощенное выражение:
  nэ = PН / pН.МАКС
  где p_Н.МАКС — номинальная мощность наиболее мощного ЭП группы.

Важно помнить, что расчетная мощность любой группы электроприемников не может быть меньше номинальной мощности наиболее мощного электроприемника группы. Это правило предотвращает ситуации, когда сечение кабеля к индивидуальному ЭП, выбираемое по его номинальной мощности, может оказаться больше сечения кабеля питающей сети, что является нелогичным и экономически неэффективным.

Выбор числа, мощности и типа силовых трансформаторов

Сердцем любой трансформаторной подстанции являются силовые трансформаторы, и их выбор — это сложный инженерный компромисс между надежностью электроснабжения, экономичностью капитальных и эксплуатационных затрат, а также учетом перспективного развития нагрузок. Почему так важно сбалансировать эти факторы? Потому что недооценка одного из них может привести к перебоям в работе, высоким расходам или невозможности масштабирования системы.

Категории электроснабжения и тип подстанции

Принцип выбора числа и мощности трансформаторов тесно связан с категорией надежности электроснабжения потребителей, которые определены в Правилах устройства электроустановок (ПУЭ).

• Однотрансформаторные подстанции
  • Применяются для объектов III категории электроснабжения, для которых допускается перерыв электроснабжения на время не более одних суток. К таким потребителям относятся объекты, перерыв электроснабжения которых не приводит к значительным последствиям (например, небольшие административные здания, складские помещения).
  • Могут также использоваться для питания электроприемников II категории, при условии резервирования мощности по перемычкам на вторичном напряжении или при наличии складского резерва трансформаторов, что обеспечивает возможность быстрого восстановления питания в случае отказа основного трансформатора.
• Двухтрансформаторные подстанции
  • Применяются при значительном числе потребителей II категории или при наличии потребителей I категории.
    • I категория электроприемников – это те, перерыв электроснабжения которых может повлечь за собой угрозу для жизни людей, значительный ущерб народному хозяйству, нарушение функционирования особо важных объектов. Для них требуется бесперебойное электроснабжение от двух независимых взаимно резервирующих источников.
    • II категория электроприемников – это те, для которых перерывы в электроснабжении допускаются на время, необходимое для включения резервного питания оперативными переключениями дежурного персонала или автоматическими устройствами.
  • Обоснованы также при неравномерном суточном и годовом графике нагрузки предприятия, или при сезонном режиме работы со значительной разницей нагрузки в сменах, поскольку позволяют более гибко управлять загрузкой и оптимизировать потери.

Определение коэффициентов загрузки и мощности трансформаторов

Для обеспечения бесперебойного питания и оптимальной работы трансформаторов, важным параметром является коэффициент загрузки (K_з), который отражает отношение расчетной мощности к номинальной мощности трансформатора.

• Для бесперебойного питания нагрузок I и II категорий на главных понижающих подстанциях (ГПП) промышленных предприятий рекомендуется устанавливать два трансформатора с коэффициентом загрузки в нормальном режиме 0.6-0.7. Это позволяет в послеаварийном режиме (при выходе из строя одного трансформатора) перегружать оставшийся трансформатор, обеспечивая требуемую мощность потребителям.
• Для цеховых трансформаторов:
  • Для двухтрансформаторных подстанций с преобладающей нагрузкой I категории целесообразно принимать K_з = 0.65-0.7.
  • Для однотрансформаторных подстанций с преобладающей нагрузкой II категории и резервированием по перемычкам на вторичном напряжении K_з = 0.7-0.8.
  • При потребителях III категории коэффициент загрузки трансформатора может быть принят равным 1, поскольку допускаются длительные перерывы в электроснабжении для ремонта.

Важно отметить, что нормальный режим работы трансформатора предполагает его загруженность на 90% или даже 95% от номинальной мощности, что характерно для периодов пиковых нагрузок или для однотрансформаторных подстанций с потребителями III категории. Однако, для двухтрансформаторных подстанций с потребителями I и II категорий, для обеспечения надежности и возможности перегрузки в послеаварийном режиме, коэффициент загрузки в нормальном режиме обычно составляет 60-70%.

Выбор трансформатора по расчетной мощности заключается в сравнении полной мощности объекта (кВА) и интервалов допустимой нагрузки трансформаторов. Для потребителей I и II категорий выбор производится с учетом допустимой перегрузки до 40% на время, необходимое для переключения на резервный источник или ввода в работу второго трансформатора. Продолжительность такой перегрузки может составлять от 6 часов до 2 суток в зависимости от величины перегрузки и температуры охлаждающей среды, согласно ГОСТ 14209-97 «Руководство по нагрузке силовых трансформаторов». Формула для выбора мощности:

Sтр ≥ Sнб / 1.4

где S_тр — номинальная мощность трансформатора, S_нб — суммарная подключенная мощность в момент максимума.

Коэффициент загрузки трансформаторов в нормальном и послеаварийном режимах рассчитывается как:

Kз = (Pрасч / Sном) × 100%

Единичные мощности трансформаторов рекомендуется унифицировать. Это упрощает монтаж, эксплуатацию и замену поврежденных трансформаторов, сокращая номенклатуру запасных частей.

Существуют также ограничения по размещению трансформаторов:

• Суммарная мощность масляных трансформаторов внутрицеховой подстанции, установленных на втором этаже, не должна превышать 1000 кВА. Установка выше второго этажа не допускается из соображений пожарной безопасности и допустимой нагрузки на перекрытия (согласно ПУЭ, раздел 4.2).
• Трансформаторы мощностью 630 кВА и менее следует применять для питания вспомогательных цехов и участков предприятий.
• Для подстанций 220 кВ и ниже мощность трансформаторов среднего напряжения (СН) с низшим напряжением (НН) 0.4 кВ не должна быть более 630 кВА; для подстанций 330 кВ и выше — не более 1000 кВА.

Оптимизация режимов работы трансформаторов

Выбор оптимального режима работы двухтрансформаторной подстанции, включающий использование одного или двух трансформаторов в зависимости от уровня нагрузки, имеет ключевое значение для энергетических систем, поскольку снижение потерь энергии способствует экономии и устойчивости энергоснабжения.

Потери мощности в трансформаторе состоят из двух основных компонентов:

1. Потери холостого хода (P_хх): Эти потери обусловлены магнитными явлениями в сердечнике трансформатора и практически не зависят от нагрузки. Они присутствуют, пока трансформатор включен в сеть.
2. Потери короткого замыкания (P_кз): Эти потери возникают в обмотках трансформатора из-за протекания тока нагрузки и изменяются пропорционально квадрату нагрузки.

Количество активных трансформаторов на подстанции определяется на основе условия минимизации суммарных потерь мощности. Экономически эффективный режим работы двух и более трансформаторных подстанций со всеми включенными трансформаторами наблюдается при коэффициентах загрузки не менее 0.5-0.7. При низких нагрузках (например, в ночное время или при сезонном спаде производства) может быть экономически выгоднее отключить один из трансформаторов, чтобы минимизировать суммарные потери холостого хода, даже если это увеличит потери короткого замыкания в оставшемся в работе трансформаторе.

Выбор схем электрических соединений распределительных устройств

Схема электрических соединений распределительных устройств (РУ) — это, по сути, архитектурный план подстанции, определяющий ее функциональность, надежность и гибкость в эксплуатации. Правильный выбор схемы является краеугольным камнем проектирования, и от него зависит долгосрочная эффективность и безопасность всей системы.

Основные требования и классификация подстанций по присоединению

К схемам распределительных устройств подстанций предъявляется целый комплекс требований, направленных на обеспечение эффективной и безопасной работы энергосистемы:

• Надежность: Способность схемы обеспечить бесперебойное электроснабжение потребителей даже в случае отказа отдельных элементов.
• Экономичность: Минимизация капитальных затрат на оборудование и эксплуатационных расходов.
• Наглядность и простота: Легкость понимания схемы для оперативного персонала, что упрощает управление и снижает вероятность ошибок.
• Возможность и безопасность обслуживания и ремонтов: Должна быть обеспечена возможность вывода в ремонт любого элемента без полного отключения подстанции или с минимальными перерывами.
• Расширяемость: Возможность подключения новых линий или трансформаторов в будущем без существенной перестройки существующей схемы.
• Компактность: Оптимальное использование площади подстанции, особенно в условиях ограниченного пространства.

Окончательный выбор схемы производится на основании технико-экономических расчетов, при этом сначала выбираются варианты, обеспечивающие требуемую надежность, а затем из них выбирается наиболее экономичный. Нетиповая схема применяется лишь при наличии серьезного технико-экономического обоснования или специального требования заказчика.

По типу присоединения к электрической сети подстанции классифицируются на:

• Тупиковые (концевые) подстанции: Присоединяются в конце магистральных или радиальных сетей. Характеризуются одним источником питания и относительно простой схемой.
• Ответвительные подстанции: Питаются от линий электропередачи через ответвления. Это более дешевый вариант, так как в точке присоединения не требуется установка дорогостоящей коммутационной аппаратуры.
• Проходные подстанции: Присоединяются к сети путем захода на нее одной линии с двусторонним питанием. Применяются в простых замкнутых сетях. Позволяют обеспечить двустороннее питание участков сети.
• Узловые подстанции: Присоединяются к сети не менее чем по трем линиям, являясь важными точками распределения мощности и обеспечивая высокую надежность за счет множественных связей.

Типовые схемы РУ для различных классов напряжения

Схемы РУВН (распределительных устройств высокого напряжения) понижающих подстанций определяются типом подстанции и её расположением в схеме сети.

• Для крупных подстанций 220 кВ со значительной мощностью трансформаторов и автотрансформаторов (как правило, более 125 МВ·А), питающихся по двум линиям, применяется схема РУВН «Четырехугольник». Эта схема обеспечивает высокую надежность электроснабжения потребителей за счет возможности вывода в ремонт любого выключателя или участка шин без перерыва питания.
• Для РУ 220 кВ, как правило, применяются одинарные секционированные системы шин. Двойные и обходные системы шин используются только при специальном обосновании, например, при необходимости обеспечения повышенной надежности питания особо ответственных потребителей (I категории) или минимизации времени перерыва электроснабжения при отказах оборудования.
• На проходных подстанциях 110-220 кВ при количестве присоединений 5 и более и отсутствии жестких требований к надежности потребителей применяют схему «одна рабочая секционированная выключателями и обходная система шин с подключением трансформаторов к секциям шин через отделители и короткозамыкатели». Это позволяет выводить в ремонт отдельные элементы без полного отключения подстанции.
• Для тупиковых подстанций 35-220 кВ при присоединении двух трехфазных цепей линий рекомендуется применять схему «два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий».
• Для РУ 110-220 кВ с большим числом присоединений применяется схема с двумя рабочими и обходной системами шин с одним выключателем на цепь.
• В распределительных устройствах 330-750 кВ применяется схема с двумя системами шин и тремя выключателями на две цепи (для шести присоединений необходимо девять выключателей).

Для повышения надежности в ряде схем между секциями систем сборных шин принята установка двух последовательно включенных выключателей (схема «двойной выключатель»). Это характерно, например, для схем РУ 10(6) кВ, где установка одного секционного выключателя допускается только при соответствующих технико-экономических обоснованиях (например, при отсутствии потребителей I категории и возможности быстрого восстановления питания по другим связям). Применение двух выключателей позволяет проводить ремонт одного из них без отключения секции шин.

Коммутационная аппаратура и видимый разрыв

Важнейшим аспектом безопасности и ремонтопригодности является требование к коммутационной аппаратуре:

• Во всех цепях распределительных устройств должна быть предусмотрена установка разъединяющих устройств с видимым разрывом. Это обеспечивает возможность отсоединения всех аппаратов каждой цепи со всех ее сторон, что гарантирует безопасность персонала при проведении работ.
• Видимый разрыв может отсутствовать в комплектных распределительных устройствах заводского изготовления (в том числе с заполнением элегазом — КРУЭ) с выкатными элементами или при наличии надежного механического указателя гарантированного положения контактов. В таких случаях конструктивное решение обеспечивает эквивалентный уровень безопасности.

Радиальные схемы распределения электроэнергии целесообразно применять:

• При сосредоточенных нагрузках.
• Для питания мощных электроприемников с нелинейными, резко переменными, ударными нагрузками.
• При повышенных требованиях к надежности электроснабжения, поскольку обеспечивают прямое и, как правило, резервированное питание от источника к потребителю.

Методика расчета токов короткого замыкания и выбор оборудования

Расчет токов короткого замыкания (КЗ) является одной из наиболее ответственных и сложных задач при проектировании электрических установок. От точности этих расчетов зависит не только корректная работа релейной защиты, но и безопасность всего оборудования и персонала.

Назначение и последствия расчетов токов КЗ

Расчеты токов короткого замыкания выполняются с несколькими ключевыми целями:

1. Выбор уставок устройств релейной защиты и автоматики (РЗА), их наладка и проверка поведения в аварийных ситуациях. Правильные уставки РЗА обеспечивают селективное и быстрое отключение поврежденных участков, минимизируя ущерб.
2. Проверка электрических аппаратов (выключателей, разъединителей, короткозамыкателей, сборных шин и т. д.) на термическую и динамическую стойкость при протекании токов КЗ. Это гарантирует, что оборудование выдержит ударные механические нагрузки и термическое воздействие без разрушения.
3. Реализация алгоритмов определения места повреждения (ОМП) на воздушных линиях электропередачи, что позволяет оперативно выявлять и устранять аварии.

Последствия протекания токов КЗ весьма серьезны и разрушительны:

• При КЗ резко снижается сопротивление электрической цепи, а сила тока в короткозамкнутой цепи намного превышает силу рабочего тока. Ток может превышать номинальный рабочий ток в 10-20 раз и более, достигая значений в десятки и сотни килоампер.
• Протекание тока КЗ выделяет огромное количество тепла, что вызывает опасный нагрев неповрежденных линий и оборудования, приводя к термическому разрушению изоляции, расплавлению проводников.
• Значительные электродинамические силы, возникающие при КЗ, могут вызвать механические повреждения оборудования, деформацию шин, разрушение изоляторов.

Наибольшая сила тока возникает, как правило, при трехфазном коротком замыкании (3ФКЗ) в высоковольтных сетях, поэтому ее определяют для выбора электрического оборудования. Однако, в низковольтных сетях, а также в сетях с заземленной нейтралью, однофазные замыкания на землю могут иметь сопоставимые или даже большие токи из-за низкого сопротивления контура замыкания.

Классификация токов КЗ и методы расчета

При расчете КЗ различают несколько характерных значений тока:

• Полный ток КЗ: Сумма периодической и апериодической составляющих тока.
• Ударный ток КЗ (i_уд): Максимальное мгновенное значение полного тока КЗ. Используется для проверки оборудования на динамическую стойкость.
• Начальный ток КЗ (I»_кз): Периодическая составляющая тока КЗ в начальный момент времени. Критичен для выбора тока срабатывания быстродействующих устройств релейной защиты.
• Установившийся ток КЗ (I_уст): Периодическая составляющая тока после окончания переходного процесса, когда апериодическая составляющая затухает.

Вычислению токов КЗ предшествует составление **эквивалентной расчетной схемы замещения сети** и приведение ее к простейшему виду, в которой все элементы заменяются своими электрическими сопротивлениями (активными и реактивными). Для источников питания обязательно указывают ЭДС.

Элементами эквивалентной расчетной схемы являются:

• Генераторы
• Трансформаторы и автотрансформаторы
• Синхронные компенсаторы
• Воздушные и кабельные линии электропередачи
• Реакторы
• Устройства продольной емкостной компенсации
• Обобщенная и двигательная нагрузка.

Обобщенная нагрузка в схемах замещения при расчете токов КЗ учитывается через ее эквивалентное сопротивление, если ее вклад в ток КЗ является существенным. Двигательная нагрузка, особенно синхронные и крупные асинхронные двигатели, моделируется как источники ЭДС с соответствующими переходными сопротивлениями, поскольку они могут подпитывать место короткого замыкания. Это особенно важно при определении токов КЗ в сетях СН тепловых электростанций или на вторичном напряжении крупных промышленных подстанций, если двигатели подключены близко к месту КЗ (на расстоянии до 2-3 ступеней трансформации, или их суммарная мощность составляет значительную долю от мощности КЗ).

При расчете токов КЗ для известной первичной схемы необходимо составить **схемы замещения прямой последовательности**. Для расчета токов **несимметричных КЗ** (например, однофазного КЗ, двухфазного КЗ) используют **метод симметричных составляющих**. Для этого предварительно необходимо составить схемы замещения прямой, обратной и нулевой последовательностей. Значения токов однофазного КЗ чаще всего используются для проверки чувствительности защитных аппаратов к токам КЗ.

Формулы и рекомендации по снижению токов КЗ

Для выполнения расчетов сопротивлений различных элементов схемы замещения их необходимо привести к одной базисной ступени напряжения. Сопротивление элемента на ступени с напряжением U_тр.н1 (Z₁) приводится к ступени с напряжением U_тр.н2 по формуле:

Z'1 = Z1 × (Uтр.н2 / Uтр.н1)2

Для трансформаторов с РПН (регулированием напряжения под нагрузкой) приведение сопротивлений выполняют для двух крайних положений переключателя РПН при расчете максимального и минимального тока КЗ.

Если задана мощность КЗ на шинах ВН, сопротивление системы x_с (Ом) рассчитывают по формуле:

xс = Uс2 / Sк

где U_с — среднее номинальное напряжение системы (кВ), S_к — мощность КЗ на шинах ВН подстанции (МВ·А).

Расчет токов трехфазного КЗ выполняется по следующей формуле:

Iкз = Uср.НН / √(RΣ2 + XΣ2)

где U_ср.НН — среднее номинальное напряжение сети, в которой произошло короткое замыкание (В); R_Σ и X_Σ — соответственно суммарное активное и суммарное индуктивное сопротивления прямой последовательности цепи КЗ (мОм).

В приближенных вычислениях напряжения U_тр.н1 и U_тр.н2 принимают равными средним номинальным напряжениям соответствующих ступеней трансформации: 0.4; 6.3; 10.5; 20; 37; 115; 230 кВ. Эти значения являются типичными и используются в расчетах согласно действующим стандартам и методическим указаниям, включая ГОСТ 21128-83 и ГОСТ 721-78.

При расчетах особое внимание должно быть уделено:

• Корректности расчетной схемы и схемы замещения.
• Точному определению сопротивлений всех элементов схемы.
• Приведению сопротивлений к базисным условиям.
• Учету подпитки токов КЗ от всех источников, включая двигатели.
• Правильному выбору высоковольтных выключателей и разъединителей по токам КЗ.

Для снижения токов КЗ в сетях электроснабжения, особенно при большой мощности трансформаторов, применяются различные меры. Например, при мощности трансформаторов 25 МВ·А и более (а также для трансформаторов с напряжением обмотки низшего напряжения 6 кВ и выше) рекомендуется использовать **трансформаторы с расщепленной обмоткой низшего напряжения**. Это позволяет увеличить эквивалентное реактивное сопротивление и ограничить токи короткого замыкания между секциями, что уменьшает воздействие КЗ на оборудование.

Нормативно-правовая база проектирования трансформаторных подстанций

Проектирование трансформаторных подстанций — это не только инженерное искусство, но и строго регламентированный процесс, подчиняющийся обширному своду нормативных документов. Знание и неукоснительное соблюдение этих норм являются залогом безопасности, надежности и законности любого электроэнергетического проекта. Отклонения от этих требований могут привести к серьезным штрафам, авариям и даже уголовной ответственности.

Общие положения и основные документы

В Российской Федерации процесс проектирования, расчета и выбора оборудования трансформаторных подстанций регламентируется актуальными редакциями следующих нормативных документов и стандартов:

• Правила устройства электроустановок (ПУЭ): Это основополагающий документ, устанавливающий общие требования к электроустановкам, их элементам, выбору оборудования, защите, заземлению и другим аспектам, влияющим на безопасность и надежность. Действующая редакция ПУЭ (с 2003 года) является обязательной к применению.
• Национальные стандарты (ГОСТ Р): Определяют требования к качеству, безопасности, совместимости оборудования и методам испытаний.
• Строительные нормы и правила (СНиП), ныне переформатированные в Своды правил (СП): Регламентируют строительные аспекты, включая требования к зданиям и сооружениям подстанций, противопожарные нормы.
• Отраслевые стандарты (СТО): Разрабатываются крупными энергетическими компаниями (например, ПАО «Россети») и детализируют требования к проектированию, строительству и эксплуатации объектов в рамках их сетей.

Специализированные нормативные акты

Помимо общих документов, существуют специализированные стандарты, регулирующие конкретные аспекты проектирования ТП:

• Для расчета токов короткого замыкания:
  • ГОСТ Р 52735-2007 (МЭК 60909-0:2001) «Короткие замыкания в системах переменного тока трехфазные. Методы расчета». Этот стандарт является основным для определения токов КЗ.
  • СТО 34.20.527-2018 «Методические указания по расчету токов короткого замыкания в электроустановках переменного тока» (или его актуальной версией). Этот документ детализирует применение методов расчета КЗ в соответствии с российской практикой.
• Для проектирования электроснабжения промышленных предприятий:
  • Исторически использовались НТП ЭПП-94. Однако, в настоящее время активно применяются и другие актуализированные нормативно-технические документы, такие как СП 256.1325800.2016 «Электроустановки жилых и общественных зданий. Правила проектирования и монтажа» (частично применимые к административным и вспомогательным зданиям промпредприятий), а также различные ведомственные нормативные документы.
• Для качества электрической энергии:
  • В настоящее время качество электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения должно обеспечиваться в соответствии с ГОСТ 32144-2013 «Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения». Этот стандарт заменил ранее действовавший ГОСТ 13109-97.
• Для схем электрических соединений распределительных устройств подстанций:
  • СТО 56947007–29.240.30.010–2008 «Типовые схемы электрических соединений подстанций 35–750 кВ и основные решения по их применению». Этот документ является ключевым для выбора и обоснования схем РУ. Он также дополняется и уточняется ведомственными нормативными документами сетевых компаний.

Важно отметить, что некоторые документы, такие как «Типовые схемы принципиальные электрические распределительных устройств 6–750 кВ подстанций и указания по их применению» (выпуск 14198 тм-т1 1979 года), являются устаревшими. При работе над курсовой или дипломной работой студент ОБЯЗАН использовать только актуальные редакции стандартов и нормативных документов, поскольку применение недействующих норм может привести к ошибкам в проектировании и несоответствию современным требованиям безопасности и надежности.

Современные технологии и инновационные решения в трансформаторных подстанциях

Эволюция трансформаторных подстанций не стоит на месте, и современные КТП (комплектные трансформаторные подстанции) — это высокотехнологичные комплексы, где инновации играют ключевую роль в повышении эффективности, надежности, безопасности и снижении эксплуатационных затрат. Внедрение передовых решений позволяет не только оптимизировать работу существующих систем, но и создавать новые, более гибкие и устойчивые энергетические инфраструктуры.

Инновационные материалы и энергоэффективность

Одним из наиболее значимых направлений развития является применение **инновационных материалов** в производстве силовых трансформаторов. Традиционная электротехническая сталь постепенно уступает место более совершенным сплавам.

• Аморфные и нанокристаллические сплавы для магнитопроводов трансформаторов позволяют значительно сократить потери холостого хода (до 70-80%) по сравнению с традиционной электротехнической сталью. Это достигается за счет уникальной структуры материала, которая минимизирует потери на перемагничивание и вихревые токи.
• Помимо снижения потерь, эти материалы также снижают вероятность образования паразитных токов и, как следствие, повышают общий коэффициент полезного действия (КПД) трансформаторов. Это имеет прямое экономическое и экологическое значение, сокращая потребление электроэнергии на собственные нужды подстанции и уменьшая выбросы парниковых газов.

Автоматизация, мониторинг и релейная защита

Цифровая трансформация энергетического сектора привела к повсеместному внедрению **автоматизированных систем управления и мониторинга (АСУТП) подстанций**. Эти системы значительно расширяют функциональные возможности ТП:

• Дистанционный контроль и управление оборудованием, что позволяет оперативно реагировать на изменения в сети и проводить переключения без непосредственного присутствия персонала.
• Автоматическая диагностика состояния оборудования, предсказание возможных отказов и планирование технического обслуживания.
• Сбор и анализ данных о работе сети, что позволяет оптимизировать режимы работы, выявлять узкие места и повышать общую эффективность.

Внедрение АСУТП приводит к сокращению эксплуатационных затрат на 15-25% за счет снижения потребности в оперативном персонале, оптимизации режимов работы и увеличения межремонтных интервалов.

Ключевым элементом современных подстанций являются **микропроцессорные устройства релейной защиты и автоматики (МП РЗА)**. Они представляют собой серьезный шаг вперед по сравнению с электромеханическими аналогами:

• Компьютеризированная настройка и отслеживание рабочих процессов в удалённом режиме.
• Широкий спектр функций: селективная защита от всех видов повреждений, автоматическое повторное включение (АПВ), автоматическое регулирование напряжения, осциллографирование аварийных процессов, а также самодиагностика и удаленная параметризация.
• Существенное повышение надежности и оперативности управления за счет высокой скорости действия и точности срабатывания.

Внедрение и развитие таких технологий, как микропроцессорные устройства и системы телеметрии, сделали возможным переход к более устойчивым и эффективным энергетическим решениям, формируя основу для цифровых подстанций будущего.

Повышение надежности и безопасности

Надежность электроснабжения — это приоритет, и современные технологии предлагают ряд решений для ее повышения:

• Аппаратное резервирование элементов систем электроснабжения — это классический, но постоянно совершенствуемый подход. Создание резервных линий, трансформаторов и коммутационных аппаратов позволяет быстро восстанавливать питание при отказе основного оборудования.
• Модернизация устаревшего оборудования, включая замену разъединителей 110 кВ и трансформаторов тока и напряжения на современные с **элегазовой изоляцией (SF₆)**. Элегазовое оборудование обладает меньшими габаритами, высокой надежностью, устойчивостью к загрязнениям и значительно более длительным сроком службы, что повышает общую безопасность и качество энергоснабжения.
• Поэтапные подходы к повышению надежности сети включают использование подстанционных выключателей с автоматическим повторным включением (АПВ) и **реклоузеров на линии**.
  • Реклоузеры, оснащенные микропроцессорной РЗА и вакуумными выключателями, повышают надежность электроснабжения потребителей на 40-80%. Это достигается за счет быстрого автоматического определения места короткого замыкания, его изоляции и восстановления питания на неповрежденных участках сети. Опыт эксплуатации как в России, так и за рубежом подтверждает высокую эффективность этих устройств.

Оптимизация и энергосбережение

Современные трансформаторные подстанции также интегрируют решения, направленные на оптимизацию собственного потребления энергии:

• Оптимизация работы систем охлаждения трансформаторов и реакторов. Применение систем с регулируемой скоростью вращения вентиляторов позволяет адаптировать интенсивность охлаждения к фактической нагрузке и температуре окружающей среды, снижая потребление электроэнергии.
• Повышение эффективности систем отопления зданий подстанций и использование тепловых потерь трансформаторов и реакторов в качестве источников тепла. Это позволяет снизить собственные нужды подстанции и достичь экономии электроэнергии до 10-15%, особенно в холодное время года.
• Внедрение автоматизированных систем мониторинга расхода на собственные нужды подстанций (СН ПС) и регулярная актуализация норм расхода позволяют адекватно оценивать их эффективность, выявлять возможности для дальнейшей оптимизации и контролировать энергетическую дисциплину.

Эти инновационные решения не только повышают технические характеристики ТП, но и способствуют устойчивому развитию электроэнергетики, снижая ее воздействие на окружающую среду и повышая экономическую привлекательность.

Выводы

Проектирование трансформаторных подстанций – это многогранный инженерный процесс, требующий глубоких знаний в области электроэнергетики, точных расчетов и неукоснительного соблюдения нормативных требований. Данное руководство послужило мостом между фундаментальными теоретическими знаниями и их практическим применением, предоставив студентам комплексную методологию для выполнения курсовой работы.

Мы проследили путь от определения электрических нагрузок, являющихся отправной точкой любого проекта, до выбора оптимального числа и мощности силовых трансформаторов, учитывая категории надежности потребителей и экономические факторы. Детально рассмотрены схемы электрических соединений распределительных устройств, где надежность, экономичность и ремонтопригодность выступают ключевыми критериями. Особое внимание уделено методике расчета токов короткого замыкания, жизненно важной для обеспечения безопасности и правильного выбора всего электрооборудования. Мы также актуализировали нормативно-правовую базу, подчеркнув важность использования действующих ГОСТов, СТО и ПУЭ. Наконец, обзор современных технологий и инновационных решений продемонстрировал, как применение передовых материалов, автоматизированных систем, микропроцессорной релейной защиты и оптимизации режимов работы существенно повышает эффективность, надежность и безопасность трансформаторных подстанций, давая количественные оценки этих преимуществ.

Для студента, выполняющего курсовую работу, критически важно не просто механически следовать формулам, но и развивать глубокое понимание принципов, лежащих в основе каждого расчета и каждого проектного решения. Это позволит не только успешно справиться с текущей задачей, но и заложить прочный фундамент для будущей профессиональной деятельности в динамичной и ответственной сфере электроэнергетики. Помните, что каждый элемент трансформаторной подстанции – от мельчайшего контакта до многотонного трансформатора – служит единой цели: безопасно и эффективно доставлять электрическую энергию потребителям.

Список использованной литературы

1. Правила устройства электроустановок. Все действующие разделы ПУЭ 6 и ПУЭ 7, с изм. и доп., по состоянию на 15 августа 2005 г. Новосибирск: Сиб. унив. изд-во, 2005. 854 с., ил.
2. Справочник по электроснабжению промышленных предприятий. В 2-х кн. Под общ. ред. А.А. Федорова и Г.В. Сербиновского. Кн.2. Технические сведения об оборудовании. М., «Энергия», 1973. 528 с. с ил.
3. Справочник по электротехнике электрооборудованию: Учеб. пособие для вузов. 2-е изд., доп. М.: Высш. Шк., 2000. 255 с., ил.
4. Электрооборудование электрических станций и подстанций: Учебник для сред. проф. образования. / А.Д. Рожкова, Л.К. Карнеева, Т.В. Чиркова. М.: Издательский центр «Академия», 2004. 448 с.
5. Электротехнический справочник. В 4 т. Т 2.Электротехнические изделия и устройства. / Под общей ред. профессоров МЭИ. В.Г. Герасимова и др. (гл. ред. И.Н. Орлов). 9-е изд., стер. М.: Издательство МЭИ; 2003. 518 с.
6. Кабышев А. В. Электроснабжение объектов. Ч. 1. Расчет электрических нагрузок, нагрев проводников и электрооборудования: учебное пособие. URL: https://www.elbook.ru/files/KABYSHEV_AV_Elektrosnabzhenie_obektov_CH_1_Raschet_elektricheskih_nagruzok_nagrev.pdf (дата обращения: 03.11.2025).
7. Будзко И. А., Левин М. С. Электроснабжение сельскохозяйственных предприятий и населенных пунктов (1985) / РАСЧЕТ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК ПРОМЫШЛЕННЫХ ПРЕДПРИЯТИЙ. URL: https://www.bntu.by/ucf/2021-03/raschet-elektricheskih-nagruzok-promyshlennyh-predpriyatij.pdf (дата обращения: 03.11.2025).
8. Рузанова Н. И., Мурашов А. О. Расчет электрический нагрузок. Практическое пособие (2022). URL: https://radiohata.ru/books/elektro-energetika/raschet-jelektricheskij-nagruzok-prakticheskoe-posobie-ruzanova-n-i-murashov-a-o/ (дата обращения: 03.11.2025).
9. Хакимзянов Э. Ф., Писковацкий Ю. В. Расчет токов короткого замыкания : учебно-методическое пособие (2022). URL: https://kgeu.ru/Files/Publs/Doc/2022/194_2022.pdf (дата обращения: 03.11.2025).
10. Курганов В. В. Метод расчета токов короткого замыкания за трансформатором. URL: https://elib.gstu.by/bitstream/handle/123456789/27339/Метод%20расчета%20токов%20короткого%20замыкания%20за%20трансформатором.pdf?sequence=1&isAllowed=y (дата обращения: 03.11.2025).
11. Кокин С. Е., Дмитриев С. А., Хальясмаа А. И. Схемы электрических соединений подстанций : учебное пособие (2015). URL: https://elib.urfu.ru/bitstream/10995/36025/1/978-5-7996-1457-7_2015.pdf (дата обращения: 03.11.2025).
12. ПРОЕКТИРОВАНИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ ПОДСТАНЦИЙ СИСТЕМ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ (2023). URL: https://www.vlsu.ru/files/DSpace/2023/%D0%9F%D1%80%D0%BE%D0%B5%D0%BA%D1%82%D0%B8%D1%80%D0%BE%D0%B2%D0%B0%D0%BD%D0%B8%D0%B5%20%D1%8D%D0%BB%D0%B5%D0%BA%D1%82%D1%80%D0%B8%D1%87%D0%B5%D1%81%D0%BA%D0%B8%D1%85%20%D0%BF%D0%BE%D0%B4%D1%81%D1%82%D0%B0%D0%BD%D1%86%D0%B8%D0%B9%20%D1%81%D0%B8%D1%81%D1%82%D0%B5%D0%BC%20%D1%8D%D0%BB%D0%B5%D0%BA%D1%82%D1%80%D0%BE%D1%81%D0%BD%D0%B0%D0%B1%D0%B6%D0%B5%D0%BD%D0%B8%D1%8F.pdf (дата обращения: 03.11.2025).
13. Эрнст А. Д. РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ В ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СИСТЕМАХ Учебное пособие (2012). URL: https://elib.nvsu.ru/docs/29729.pdf (дата обращения: 03.11.2025).
14. Типовые схемы принципиальные электрические распределительных устройств 6-750х8 подстанций Выпуск 1979г № 407-03-239. URL: https://files.stroyinf.ru/Data2/1/4293815/4293815414.pdf (дата обращения: 03.11.2025).
15. Современные технологии в комплектных трансформаторных подстанциях: Инновации, энергоэффективность и безопасность. URL: https://aisen.kz/blog/sovremennye-tekhnologii-v-komplektnykh-transformatornykh-podstantsiyakh (дата обращения: 03.11.2025).
16. Инновационные технологии в производстве трансформаторных подстанций. URL: https://kzelectric.kz/blog/innovacionnye-tekhnologii-v-proizvodstve-transformatornykh-podstancij (дата обращения: 03.11.2025).
17. Ключевые технологии в производстве трансформаторных подстанций: что нужно знать? URL: https://belenergoprom.by/klyuchevye-tekhnologii-v-proizvodstve-transformatornyh-podstancij-chto-nuzhno-znat/ (дата обращения: 03.11.2025).
18. Эволюция трансформаторных подстанций: Переход от традиционных к современным решениям. URL: https://belenergoprom.by/evolyutsiya-transformatornyh-podstantsij-perehod-ot-traditsionnyh-k-sovremennym-resheniyam/ (дата обращения: 03.11.2025).
19. Как выбрать силовой трансформатор по мощности? URL: https://kubanshit.ru/kak-vybrat-silovoj-transformator-po-moshhnosti/ (дата обращения: 03.11.2025).
20. Выбор числа и мощности трансформаторов: принципы и правила. URL: https://venergetike.ru/vybor-chisla-i-moshhnosti-transformatorov-principy-i-pravila.html (дата обращения: 03.11.2025).
21. Выбор числа и мощности трансформаторов. URL: https://electricalschool.info/main/raschet/558-vybor-chisla-i-moschnosti-transformatorov.html (дата обращения: 03.11.2025).
22. Выбор числа и мощности трансформаторов цеховых трансформаторных подстанций. URL: https://studfile.net/preview/4312675/page:14/ (дата обращения: 03.11.2025).
23. Выбор числа и мощности трансформаторов на подстанциях. URL: https://studfile.net/preview/5237721/page:47/ (дата обращения: 03.11.2025).
24. Схемы электрических соединений подстанции. URL: https://docviewer.yandex.ru/view/0/%D0%A2%D0%B5%D0%BA%D1%81%D1%82_%D0%BF%D0%BE%D1%81%D0%BE%D0%B1%D0%B8%D1%8F_%D0%BF%D0%BE%D0%BB%D1%83%D1%82%D0%BE%D1%80%D0%BD%D1%8B%D0%B9.doc?page=19&*=mK1m1S8d31u1%2FSK24Y8T5561o3B7bnVuc2VydG9wQDEzNTQzNDUwNQ%3D%3D&lang=ru&surl=https%3A%2F%2Fwww.vyatsu.ru%2Fstudentu%2Fobrazovatelnye-programmy%2Fkafedry%2Fkafedra-elektronnoy-vychislitelnoy-tekhniki%2Fuchebno-metodicheskoe-obespechenie-disciplin-kafedry%2Feksplyataciya-elektrooborudovaniya%2F425946%2Fuchebnyy-kurs-ekspluataciya-elektrooborudovaniya%2F2-5-shemy-elektricheskikh-soedineniy-podstancii.html&showPdf=true (дата обращения: 03.11.2025).
25. Определение расчетных нагрузок промышленных предприятий и сельских районов. URL: https://studfile.net/preview/791888/page:11/ (дата обращения: 03.11.2025).
26. Как определить экономически выгодные режимы использования трансформаторов двухтрансформаторных подстанций? URL: https://stroyone.com/kak-opredit-ekonomicheski-vygodnye-rezhimy-ispolzovaniya-transformatorov-dvukhtransformatornykh-podstantsiy (дата обращения: 03.11.2025).
27. Расчет и выбор оборудования районных трансформаторных подстанций: учеб. пособие. URL: https://dokumen.pub/raschet-i-vybor-oborudovaniia-rayonnykh-transformatornykh-podstantsii-ucheb-posobie.html (дата обращения: 03.11.2025).
28. Как улучшить надежность сети: 5 этапов. URL: https://nojapower.ru/blog/kak-uluchshit-nadezhnost-seti-5-etapov/ (дата обращения: 03.11.2025).
29. Расчет токов короткого замыкания и выбор электрических аппаратов. URL: https://www.bsatu.by/sites/default/files/pages/15102014_104100_metod_ukazaniya_tkz.pdf (дата обращения: 03.11.2025).
30. Выбор схем распределительных устройств подстанций. URL: https://studfile.net/preview/8061435/page:10/ (дата обращения: 03.11.2025).
31. Расчет токов короткого замыкания и выбор оборудования. URL: https://e.mail.ru/attaches/0/0117/011707d853b0c8e27c093a1c2262d057 (дата обращения: 03.11.2025).
32. Справочник по проектированию подстанций — Расчет токов короткого замыкания. URL: https://forca.ru/spravka/proektirovanie/kratkoe-zamykanie-raschet-tokov.html (дата обращения: 03.11.2025).
33. Методические указания расчет токов коротких замыканий. URL: https://www.mechanotronica.ru/assets/files/documents/sto/sto_34_20_527_2018.pdf (дата обращения: 03.11.2025).
34. Лекция. Электрические нагрузки промышленных предприятий. URL: https://aues.kz/old/electrosnab-prom-predp-3-lection (дата обращения: 03.11.2025).
35. Оптимизация режимов работы силовых трансформаторов. URL: https://cyberleninka.ru/article/n/optimizatsiya-rezhimov-raboty-silovyh-transformatorov (дата обращения: 03.11.2025).
36. Схемы и подстанции электроснабжения. URL: https://studfile.net/preview/16281857/page:6/ (дата обращения: 03.11.2025).
37. Оптимизация режимов — основа эффективности больших энергосистем. URL: https://www.ees-eaec.org/upload/eeseaec-01-2016.pdf (дата обращения: 03.11.2025).
38. Ток короткого замыкания, от чего зависит величина тока КЗ. URL: https://electricalschool.info/main/raschet/559-tok-korotkogo-zamykanija-ot-chego.html (дата обращения: 03.11.2025).
39. Расчет ТКЗ в электрических сетях. URL: https://studfile.net/preview/791888/page:16/ (дата обращения: 03.11.2025).
40. Указания по расчету электрических нагрузок. URL: http://docs.cntd.ru/document/456079010 (дата обращения: 03.11.2025).
41. Выбор электрической схемы трансформаторной подстанции. URL: https://electro-magazine.ru/news/vybor-jelektricheskoj-shemy-transformatornoj-podstancii (дата обращения: 03.11.2025).
42. Анализ способов повышения надежности аппаратным резервированием объектов электроэнергетики. URL: https://tsn-electro.ru/articles/analiz-sposobov-povysheniya-nadezhnosti-apparatnym-rezervirovaniem-obektov-elektroenergetiki (дата обращения: 03.11.2025).
43. Оптимизация режимов работы силовых трансформаторов понижающих подст. URL: https://elib.gstu.by/bitstream/handle/123456789/10002/Оптимизация%20режимов%20работы%20силовых%20трансформаторов%20понижающих%20подст.pdf?sequence=1&isAllowed=y (дата обращения: 03.11.2025).
44. Повышение надёжности трансформаторных подстанций 10/0,4 кв заменой одного трансформатора на два. URL: https://cyberleninka.ru/article/n/povyshenie-nadyozhnosti-transformatornyh-podstantsiy-10-0-4-kv-zamenoy-odnogo-transformatora-na-dva (дата обращения: 03.11.2025).
45. Схемы электрические электростанций и подстанций. URL: https://studfile.net/preview/6910606/page:14/ (дата обращения: 03.11.2025).
46. Повышение надежности работы трансформаторной подстанции при замене основного оборудования. URL: https://apni.ru/article/117-povyshenie-nadejnosti-raboti-transformatornoi-p (дата обращения: 03.11.2025).
47. Основные направления повышения надежности электроснабжения устройств СЦБ. URL: https://scbist.com/zhelezobetonnye-mosty-i-truby/1628-osnovnye-napravleniya-povysheniya-nadezhnosti-elektrosnabzheniya-ustroystv-scb.html (дата обращения: 03.11.2025).
48. Методы определения расчетных электрических нагрузок. URL: https://studfile.net/preview/791888/page:17/ (дата обращения: 03.11.2025).