Реконструкція електричної частини ПС-110/10 кВ «Магніт»

Головко, Максим Сергійович

Please use this identifier to cite or link to this item: https://er.chdtu.edu.ua/handle/ChSTU/7104

Title:	Реконструкція електричної частини ПС-110/10 кВ «Магніт»
Authors:	Семко, Олександр Вікторович Головко, Максим Сергійович
Keywords:	трансформаторна підстанція 110/10 кВ;реконструкція електричної частини ПС;силове обладнання;силові трансформатори
Issue Date:	Dec-2025
Abstract:	У роботі розглянуто будову, принцип роботи та систему управління підстанції 110/10 кВ «Магніт», проаналізовано її технічні параметри та обґрунтовано необхідність реконструкції для підвищення надійності й безпеки. Запропоновано рішення з модернізації електричної частини підстанції: виконано розрахунок навантажень, вибір потужності трансформаторів, визначено струми коротких замикань, обґрунтовано вибір обладнання та системи оперативного струму. Розроблено комплекс заходів з охорони праці, заземлення та блискавкозахисту, що забезпечує відповідність нормативним вимогам і підвищення експлуатаційної надійності об’єкта.
URI:	https://er.chdtu.edu.ua/handle/ChSTU/7104
Appears in Collections:	141 Електрична інженерія (Електротехнічні системи електроспоживання)

Files in This Item:

File	Description	Size	Format
Головко.pdf Restricted Access		4.55 MB	Adobe PDF	View/Open Request a copy

Show full item record

Extracted text

МІНІСТЕРСТВО ОСВІТИ І НАУКИ УКРАЇНИ
ЧЕРКАСЬКИЙ ДЕРЖАВНИЙ ТЕХНОЛОІЧНИЙ УНІВЕРСИТЕТ
Факультет електронних технологій, автотранспорту та машинобудування
(назва факультету)
Кафедра електротехнічних систем
(повна назва кафедри)

«До захисту допущено»
Завідувач кафедри ЕТС
Валентин ТКАЧЕНКО
______________________
“_____” __________2025 р.

Кваліфікаційна робота
на здобуття ступеня вищої освіти магістра

на тему:
«Реконструкція електричної частини ПС-110/10 кВ «Магніт»»

Виконав: здобувач вищої освіти 2 курсу, групи мЕСЕ–44
Спеціальності: 141 «Електроенергетика, електротехніка та електромеханіка»
(шифр і назва напряму підготовки, спеціальності)

Головко Максим Сергійович ____________
(прізвище, ім’я, по-батькові здобувача вищої освіти ) (підпис)

Науковий керівник РhD, ассистент Олександр СЕМКО ____________
(наук. ступінь, вчене звання Власне ім’я ПРІЗВИЩЕ) (підпис)

Нормоконтроль к.т.н., доцент Костянтин КЛЮЧКА ____________
(наук. ступінь, вчене звання Власне ім’я ПРІЗВИЩЕ) (підпис)

Засвідчую, що у цій кваліфікаційній роботі немає запозичень з праць інших
авторів без відповідних посилань.
Здобувач вищої освіти ______________
(підпис)

Черкаси 2025 р.
3
РЕФЕРАТ

По структурі робота складається зі вступу, трьох розділів основної
частини та висновків основних результатів дослідження. Загальна кількість
сторінок – 99, рисунків – 51, таблиць – 12, використаних літературних
джерел – 24.
Метою кваліфікаційної магістерської роботи є підвищення рівня
надійності, економічності та електробезпеки підстанції 110/10 кВ «Магніт»,
шляхом реконструкції та модернізації електричної частини.
На основі мети дослідження, сформульовані такі завдання:
1. Проаналізувати стан електричної частини підстанції.
2. Обґрунтувати, розрахувати та підібрати електротехнічне обладнання.
3. Запропонувати комплекс заходів електробезпеки та захисту ПС
110/10 «Магніт».
У першому розділі розглянуто будову та принцип роботи підстанцій,
особливості системи управління та контролю. Проведено аналіз обладнання
підстанції 110/10 кВ «Магніт», визначено її основні параметри. Встановлено
потребу у реконструкції для підвищення надійності та безпеки роботи.
У другому розділі зроблено пропозиції щодо реконструкції електричної
частини ПС. Виконано розрахунок електричних навантажень та оптимальний
вибір потужності трансформаторів. Розраховано струми трифазних та
однофазних коротких замикань. Обґрунтовано вибір електричного
обладнання, комутаційної апаратури та системи оперативного струму.
Визначено потреби підстанції у власному споживанні. Запропоновані
рішення забезпечують підвищення надійності, зниження втрат та захист
обладнання.
У третьому розділі запропоновано комплекс заходів безпеки та захисту.
Розроблено організаційні та технічні заходи з охорони праці при виконанні
робіт. Виконано детальний розрахунок заземлення: отримані параметри
відповідають нормативним вимогам, після оптимізації напруга дотику
4
знижена до безпечного рівня. Розраховано блискавкозахист за допомогою
подвійних стрижневих блискавковідводів висотою 25 м; забезпечено високий
рівень надійності (0,99). Передбачено комплексний захист трансформаторів
та розподільчих пристроїв від перенапруг.
Ключові слова: трансформаторна підстанція 110/10 кВ; реконструкція
електричної частини ПС; силове обладнання; надійність та безпека роботи
обладнання; силові трансформатори.

5
ЗМІСТ

ПЕРЕЛІК УМОВНИХ ПОЗНАЧЕНЬ, СИМВОЛІВ, СКОРОЧЕНЬ І
ТЕРМІНІВ ................................................................................................................ 7
ВСТУП ..................................................................................................................... 8
РОЗДІЛ 1. КОРОТКИЙ ОГЛЯД ЕЛЕКТРИЧНИХ ПІДСТАНЦІЙ .................. 10
1.1. Улаштування та принцип дії електричних підстанцій ........................... 10
1.2. Системи управління та контролю електричними підстанціями ........... 29
1.3. Особливості будови підстанцій 110/10 кВ .............................................. 30
1.4. Параметри, що характеризують роботу підстанції ПС-110/10 кВ
«Магніт» ................................................................................................................. 31
1.5. Висновки до розділу 1 ............................................................................... 32
РОЗДІЛ 2. РЕКОНСТРУКЦІЯ ЕЛЕКТРИЧНОЇ ЧАСТИНИ ПІДСТАНЦІЇ 34
2.1. Розрахунок електричних навантажень .................................................... 34
2.2. Вибір оптимальної потужності трансформаторів ................................... 36
2.3. Розрахунок струмів короткого замикання ............................................... 42
2.3.1. Вихідні дані для розрахунків ........................................................... 43
2.3.2. Розрахунок струмів трифазного короткого замикання в
характерних точках ......................................................................................... 48
2.3.3. Розрахунок струму однофазного короткого замикання в мережі
110 кВ ............................................................................................................... 53
2.4. Вибір електричного обладнання ПС ........................................................ 56
2.5. Вибір комутаційної апаратури .................................................................. 69
2.6. Оперативний струм .................................................................................... 80
2.7. Власні потреби підстанції ......................................................................... 80
2.8. Висновки до розділу 2 ............................................................................... 81
6
РОЗДІЛ 3. ЗАХОДИ БЕЗПЕКИ ТА ЗАХИСТУ ПС 110/10 «МАГНІТ».......... 83
3.1. Організаційні заходи .................................................................................. 83
3.2. Технічні заходи ........................................................................................... 84
3.3. Розрахунок заземлення підстанції ............................................................ 86
3.4. Розрахунок блискавкозахисту підстанції ................................................ 91
3.5. Висновки до розділу 3 ............................................................................... 94
ВИСНОВКИ ........................................................................................................... 95
СПИСОК ВИКОРИСТАНИХ ДЖЕРЕЛ ............................................................. 97

7
ПЕРЕЛІК УМОВНИХ ПОЗНАЧЕНЬ, СИМВОЛІВ, СКОРОЧЕНЬ І
ТЕРМІНІВ

АПВ – автоматичне повторне включення
ВРП – відкритий розподільчий пристрій
ГПП – головні понижуючі підстанції
ДЗТ – диференціальний захист трансформатора
ЕЕ – електрична енергія
КЗ – коротку замикання
КТП – комплектна трансформаторна підстанція
ЛЕП – лінія електропередач
НХ – неробочий хід
ПС – підстанція
РПН – пристрій регулювання напруги під навантаженням

8
ВСТУП

Актуальність дослідження. У сучасній електроенергетиці особливу
роль відіграють техніко-економічні показники, які тісно пов'язані з
надійністю та економічністю електричних мереж і підстанцій.
Трансформаторні понижуючі підстанції (ПС) систем електропостачання міст
і населених пунктів є найважливішими елементами розподілу електричної
енергії. У разі збоїв або аварій на понижуючих підстанціях, а також
невідповідності якості електроенергії встановленим нормам, споживачі
матимуть більші економічні втрати на всіх рівнях енергосистем і секторів
промисловості. З цієї причини до понижуючих трансформаторних підстанцій
систем електропостачання пред'являються підвищені вимоги до експлуатації,
що полягають у застосуванні сучасних надійних та економічних схемних
рішень з метою забезпечення безперебійного електропостачання споживачів
міст і населених пунктів, а також використання новітніх розробок
обладнання підстанцій. За останнє десятиліття в електроенергетиці з'явилися
інноваційні рішення в області електричних апаратів, мереж і схемних рішень
трансформаторних підстанцій. Використання таких рішень підвищує
надійність і експлуатаційні показники обладнання підстанцій, а також
покращує техніко-економічні характеристики як низьковольтних
розподільних підстанцій, так і енергосистеми в цілому.
Електрична енергія втрачає своє значення для сучасного суспільства,
якщо постачання до споживачів відбувається з перебоями або з низькою
якістю. Надійність енергопостачання залежить від стану обладнання між
виробником енергії (наприклад, гідроелектростанцією) та споживачем.
Хоча лінії електропередач та електротехнічне обладнання мають високі
розрахункові показники надійності, у їх роботі все ж трапляються відмови.
Причин багато, серед основних – вплив зовнішніх факторів та старіння
обладнання. Саме старіння є головною причиною зниження експлуатаційної
надійності та збільшення кількості відмов.
9
Підстанція 110/10 кВ «Магніт» відноситься до Канівської філії АТ
«Черкасиобленерго» введена в експлуатацію у минулому столітті, на якій не
проводилася масштабна реконструкція, що призвело до морального та
фізичного старіння встановленого обладнання. У зв’язку з цим питання
своєчасної реконструкції обладнання підстанції є актуальним.
Метою кваліфікаційної магістерської роботи є підвищення рівня
надійності, економічності та електробезпеки підстанції 110/10 кВ «Магніт»,
шляхом реконструкції та модернізації електричної частини.
На основі мети дослідження, сформульовані такі завдання:
1. Проаналізувати стан електричної частини підстанції.
2. Обґрунтувати, розрахувати та підібрати електротехнічне обладнання.
3. Запропонувати комплекс заходів електробезпеки та захисту ПС
110/10 «Магніт».
Об'єкт дослідження – електрична частина підстанції 110/10 кВ
«Магніт».
Предмет дослідження – схема електричних з'єднань системи
електропостачання трансформаторної підстанції.
Методи досліджень. Нормативно-технічні документи, навчальна
література та типові проєкти.
Новизна роботи полягає у проєкті реконструкції електричної частини
підстанції 110/10 кВ «Магніт» АТ «Черкасиобленерго».
Апробація роботи. Основні аспекти наукового дослідження
магістерської роботи були обговорені на студентській науково-практичній
конференції ЧДТУ, яка відбувалася 22-24 квітня 2025 р.

10
РОЗДІЛ 1
КОРОТКИЙ ОГЛЯД ЕЛЕКТРИЧНИХ ПІДСТАНЦІЙ

1.1. Улаштування та принцип дії електричних підстанцій

Підстанція – це споруда, що використовується для підвищення чи
зниження напруги в лініях електропередач [1, 2]. Напруга підвищується, у
випадку збільшення потужності, що передається на далекі відстані, і
знижується, коли потужність подається до лінії електропередач. Таким
чином, трансформаторна підстанція це об’єкт, який призначений для
передачі та розподілу електричної енергії до споживачів. Тому підстанції
повинні мати максимальну надійність, виконувати не тільки розподільні
властивості, а й захисні, містити компенсуючі пристрої.
Елементи типової підстанції представлені на рис. 1.1 [1].

Рис. 1.1. Елементи типової підстанції: 1 – ЛЕП (вхід високої напруги), 2 –
грозозахисний трос; 3 – ввідний вимикач; 4 – роз’єднувачі; 5 – силові
вимикачі; 6 – трансформатори струму; 7 – трансформатори напруги; 8 –
збірні шини; 9 –силовий трансформатор; 10 – пристрої релейного захисту і
автоматики; 11 – система управління і зв’язку; 12 – ЛЕП; Зона А – прийом і
комутація енергії з боку високої напруги; Зона B – розподіл і віддача енергії
після трансформатора

11
Існують багато типів електричних підстанцій. Залежно від їх характеру
та потужності для вирішення різноманітних завдань, підстанції можна
класифікувати за п'ятьма категоріями, на основі загальних характеристик [1]:
- в залежності від функціонального призначення;
- за рівнями робочої напруги;
- в залежності від місця розміщення;
Розглянемо підстанції залежно від функціонального призначення.
Підвищувальні підстанції (рис. 1.2). Підвищувальні підстанції
безпосередньо пов’язані з генерувальними установками, оскільки генерація
електроенергії відбувається при нижчих напругах. Відповідно, ці напруги
необхідно підвищувати для підвищення економічності передачі електричної
енергії на великі відстані. Підвищувальна підстанція обладнана захисними
вимикачами як з боку первинних ліній, так і з боку вторинних.

Рис. 1.2. Підвищуюча підстанція

Понижуюча підстанція (рис. 1.3). Знижувальні підстанції пов’язані з
центрами навантаження, оскільки для різних споживачів електроенергії
потрібні різні рівні напруги. Зазвичай знижувальні підстанції здатні
змінювати рівні напруги передачі з 330, 220, 110 кВ до 35, 10 і 6 кВ [9]. Лінії
електропередач підстанції потім з’єднують її бік низької напруги з
12
розподільчою підстанцією. Крім того, частина електроенергії може
безпосередньо відводитися від підстанції для використання в промислових
цілях.

Рис. 1.3. Понижуюча підстанція

Районна трансформаторна підстанція (рис. 1.4)– це електротехнічний
пристрій, який приймає, перетворює (знижує) та розподіляє електричну
енергію між споживачами на певній території, наприклад, в районі міста чи
селищі. Вона є різновидом комплектної трансформаторної підстанції (КТП),
яка складається з силових трансформаторів, розподільчих пристроїв високої
та низької напруги, а також систем захисту та автоматики, змонтованих у
єдиному корпусі [3].
Головні понижуючі підстанції (рис. 1.5). ГПП рівномірно розташовані
вздовж вторинних ліній передач, які суміжних із навантаженнями. Тут
напруги додатково знижуються з метою розподілу [3].

13

Рис. 1.4. Районна трансформаторна підстанція

Рис. 1.5. Головна понижуюча підстанція

Розподільчі підстанції (рис. 1.6) – це електроустановки, які приймають
електроенергію від магістральних чи міжрайонних ліній електропередач і
розподіляють її споживачам на потрібній напрузі. Ці підстанції мають
високовольтні повітряні лінії або кабелі, з однією нейтраллю з'єднаною із
землею та чотирма проводами під напругою [3].
Типи розподільчих підстанцій:
• Закриті (ЗРП) – розташовані всередині будівель, застосовуються в
містах.
14
• Відкриті (ВРП) – на відкритому повітрі, частіше використовуються для
високих напруг.
• Комплектні трансформаторні підстанції (КТП) – компактні,
заводського виготовлення, часто ставляться біля житлових чи
промислових об’єктів.

Рис. 1.6. Розподільча підстанція

Мобільні підстанції (рис. 1.7) призначені тільки для спеціального
призначення і використовуються тимчасово, тобто, головним чином,
використовуються при енерговитратному будівництві. Передбачається, що
мобільна підстанція відповідає за потужністю устаткування, що
використовується при будівництві. Ці підстанції є джерелом тимчасового
електропостачання, дуже прості обслуговування. Мобільні підстанції
оснащені додатковим захистом від замикань, пожеж, несприятливих
погодних умов, проникнення всередину тощо [4].
15

Рис. 1.7. Функціонування мобільної підстанції

Промислові підстанції (рис. 1.8) – це електроустановки, які
забезпечують електроенергією підприємства та заводи. Вони приймають
електроенергію від мережі загального користування (зазвичай середньої або
високої напруги) і перетворюють її на рівень, потрібний для роботи
обладнання й технологічних процесів [3].

Рис. 1.8. Промислові підстанції

16
КТП (комплектна трансформаторна підстанція) – це готова до
встановлення й експлуатації підстанція заводського виготовлення (рис. 1.9).
Вона використовується для прийому, перетворення та розподілу
електроенергії, зазвичай у діапазоні 6–10 кВ → 0,4 кВ [3].

Рис. 1.9. Комплектна трансформаторна підстанція

Перетворювальні підстанції (рис. 1.10) – це спеціальні
електроустановки, які не просто знижують чи розподіляють напругу, а
перетворюють електроенергію з одного виду на інший [3].
Основні функції [3]:
• перетворення змінного струму в постійний (AC → DC) – для живлення
електротранспорту (метро, трамваї, тролейбуси);
• перетворення постійного струму в змінний (DC → AC) – у системах
відновлюваної енергетики (сонячні станції, вітроенергетика) ;
• зміна частоти струму – наприклад, 50 Гц → 16,7 Гц для залізничних
систем у деяких країнах;
• міжсистемні з’єднання – у високовольтних лініях постійного струму
(HVDC) для передавання енергії на великі відстані.
Приклади застосування:
• транспортні перетворювальні підстанції – живлять метро, трамваї та
тролейбуси напругою 600 – 825 в постійного струму;
• HVDC-конверторні станції – забезпечують передачу потужності на
сотні кілометрів із меншими втратами;
17
• промисловість – електролізні заводи, електропечі, зварювальне
обладнання;
• відновлювана енергетика – сонячні й вітрові електростанції, де
потрібна інверсія струму для видачі в мережу.

Рис. 1.10. Перетворювальна підстанція

Типи підстанцій залежно від розташування.
Зовнішня (відкрита) підстанція (рис. 1.11) – це електроустановка, в
якій основне обладнання (трансформатори, вимикачі, роз’єднувачі, шини,
вимірювальні прилади) розташоване під відкритим небом [1, 3].
Використовуються переважно для високих класів напруги (35 кВ, 110 кВ, 330
кВ і вище).
Простий приклад: ПС «Лозова» 330/110/35 кВ – велика відкрита
підстанція, що приймає електроенергію з високовольтної ЛЕП (330 кВ),
знижує її на 110 і 35 кВ та передає у регіональні мережі (рис. 1.11).
18

Рис. 1.11. Зовнішня (відкрита) підстанція 330кВ «Лозова»

Внутрішня (закрита) підстанція (рис. 1.12) – це підстанція, де все
основне обладнання (трансформатори, розподільчі пристрої, захист,
автоматика) розташоване всередині будівлі або кіоску. Використовуються: в
міських електромережаж – у житлових кварталах та торгівельних центрах;
великих промислових підприємствах – для живлення цехів [1, 3].

Рис. 1.12. Внутрішня (закрита) підстанція
19
Підстанція мачтового типу (рис. 1.13) (іноді називають мачтова
трансформаторна підстанція, МТП) – це різновид комплектної
трансформаторної підстанції (КТП), яку встановлюють на спеціальній
металевій або залізобетонній опорі ЛЕП [1, 3].

Рис. 1.13. Підстанція мачтового типу

Підземні підстанції (рис. 1.14) будуються частково в землі і частково
під землею. Ці підстанції будуються в перевантажених місцях, де
будівництво підстанцій відкритим способом практично неможливо.
Недоліком є складе проєктування таких підстанцій. Зазвичай рівень напруги
такої підстанції варіюється від 19...34 кВ до приблизно 2,4...4,1 кВ [4]. На
території України ПС такого типу немає.

Рис. 1.14. Підземні підстанції

20
Конструкції електричних підстанцій насамперед визначаються
потребами у них. Крім того, конструкція залежить від призначення
підстанції: внутрішня, генераторна, передавальна, перетворювальна,
комутаційна тощо. У разі необхідності об’єднання потужностей кількох
генераційних об’єктів (наприклад, декількох теплових і гідроелектростанцій,
з’єднаних разом), а також у великих енергогенеруючих системах
застосовуються колекторні підстанції для передачі енергії в один
передавальний блок від безлічі спільно розташованих агрегатів.
Розглянемо конструкцію основних компонентів електричних
підстанцій. Для контролю струмів та напруг, що протікають по обмотках,
використовуються трансформатори струму (рис. 1.15) та трансформатори
напруги (рис. 1.16). Обидва типи трансформаторів можуть також
інтегруватися в єдиний вимірювальний блок (рис. 1.17) [5]. Основне
призначення вимірювальних трансформаторів – понизити рівень струму до
діапазону 1…5 А та рівень напруги до 110 В. Крім того, напруга з цих
пристроїв може застосовуватися для живлення ланцюгів струмових і
захисних реле.

Рис. 1.15. Трансформатор струму Рис. 1.16. Трансформатор напруги
21

Рис. 1.17. Вимірювальний блок

Ізолятори. Існує багато типів ізоляторів, таких як проходові, підвісні,
опорні, стрижневі (рис. 1.18), тарілчасті та інші. Ізолятори застосовуються на
підстанціях для запобігання контакту людей та при короткому замиканні [5].

Рис. 1.18. Ізолятори

Роз’єднувачі – це один із важливих елементів електричних підстанцій і
електромереж, який використовується для ізоляції ділянок
електрообладнання від джерела живлення. Основна їхня функція –
22
забезпечити безпечний доступ для обслуговування чи ремонту обладнання
[5].

Рис. 1.19. Роз’єднувачі

Шинопровід. Шина є одним із ключових елементів підстанції та
виконує функцію провідника, який забезпечує підведення електричного
струму до точок підключення. Вона представляє собою електричне
з’єднання, що має вхідні та вихідні точки струму. У разі виникнення
несправності в шині, зокрема короткого замикання, всі елементи, підключені
до відповідної секції, підлягають автоматичному відключенню з метою
забезпечення повної ізоляції протягом короткого часу (наприклад, близько 60
мс), що запобігає підвищенню температури провідника та зменшує ризик
пошкоджень [5].
Шинопроводи класифікуються за конструктивними типами, серед яких
кільцева шина, подвійна шина, одиночна шина та інші. На рис. 1.20
представлено схему простої шини, яка вважається одним із найважливіших
компонентів електричної підстанції [5].

Рис. 1.20. Шинопровід на підстанції
23
Блискавковідводи (рис. 1.21) є одними з головних компонентів, що
застосовувалися в історії підстанцій. Вони виконують функцію захисту
обладнання підстанції від надвисоких напруг, обмежуючи як амплітуду, так і
тривалість струмового імпульсу. Блискавковідводи з’єднують лінію з землею
та підключаються до обладнання підстанції. Їхнє основне призначення
полягає у відведенні струму в землю під час стрибка напруги, що забезпечує
захист ізоляції та провідників від пошкоджень. Конструктивні та
функціональні особливості блискавковідводів різняться залежно від типу та
призначення [5].
Автоматичні вимикачі (рис. 1.22) є спеціалізованими пристроями,
призначеними для замикання та розмикання електричних ланцюгів у разі
виникнення несправності в системі. Вони забезпечують автоматичне
відключення пошкодженої ділянки мережі, тим самим запобігаючи
поширенню аварійних режимів та захищаючи обладнання від перевантажень
і коротких замикань. Принцип роботи автоматичних вимикачів ґрунтується
на виявленні перевищення допустимих параметрів струму або напруги і
подальшому розмиканні контактів ланцюга. Важливими характеристиками
цих пристроїв є швидкодія, надійність спрацювання та здатність витримувати
електричні та механічні навантаження під час аварійних режимів [5].

Рис. 1.21. Блискавковідводи Рис. 1.22. Автоматичні вимикачі

24
Релейний захист та автоматика (РЗА). Це одна з найважливіших
систем електричних підстанцій і електромереж, призначена для захисту
обладнання та автоматичного управління мережею [5].
Основні компоненти РЗА:
1. реле – пристрої, які «відчувають» аварійні умови (струм, напруга,
частота) і дають команду на вимикання та можуть бути
електромеханічними, електронними або мікропроцесорними;
2. автоматика – система команд для управління вимикачами,
трансформаторами, реакторами та іншими пристроями;
3. вимикачі – виконують безпосереднє відключення ушкодженої ділянки
мережі;
4. системи контролю та сигналізації – індикація стану обладнання та
аварійних ситуацій.

Рис. 1.23. Шафа РЗА

Реле є головним компонентом та чутливим пристроєм, який
призначений для виявлення несправностей, визначення їх місця та передачі
сигналу про спрацювання у конкретну точку ланцюга. Після отримання
команди від реле автоматичний вимикач розмикає контакти. Реле захищають
25
обладнання від інших пошкоджень, таких як пожежа, загроза для життя
людини, а також забезпечують локалізацію та усунення несправностей у
певній частині підстанції [6].
Конденсаторні батареї (рис. 1.24) являють собою комплект із
однакових конденсаторів, з’єднаних всередині загального корпусу
паралельно або послідовно . Вони використовується для корекції коефіцієнта
потужності та захисту електрообладнання підстанції. Батареї конденсаторів
функціонують як джерело реактивної потужності, зменшуючи фазову
різницю між струмом і напругою, що підвищує стабільність струму
живлення та запобігає виникненню небажаних процесів у системі підстанції.
Використання батарей конденсаторів є економічно ефективним засобом
підтримки необхідного коефіцієнта потужності [6].

Рис. 1.24. Конденсаторні батареї на підстанції

Деякі критично важливі елементи підстанції, зокрема аварійне
освітлення, релейна система та схеми автоматичного керування, живляться
від акумуляторних батарей (рис. 1.25). Розмір батареї визначається
26
необхідною напругою для забезпечення роботи ланцюга постійного струму.
Сучасні акумуляторні системи включають свинцево-кислотні та літій-іонні
батареї. Свинцево-кислотні батареї залишаються поширеними завдяки
відносно низькій вартості та надійності, тоді як літій-іонні батареї
забезпечують високу енергетичну щільність, тривалий термін служби та
менші розміри, що робить їх перспективним рішенням для сучасних
підстанцій [5, 6].
Високочастотний загороджувач (ВЧ-загороджувач, рис. 1.26) є
компонентом підстанції, який встановлюється на вхідних лініях для
фільтрації високочастотних коливань. Джерелами таких хвиль можуть бути
прилеглі підстанції або підключене навантаження, які порушують нормальні
параметри струму та напруги; тому їхнє придушення має важливе значення
для стабільності роботи системи [1, 5, 6]. ВЧ-загороджувач переважно блокує
високочастотні коливання, проте в деяких випадках може перенаправляти їх
на телекомунікаційну панель для подальшої обробки.

Рис. 1.25. Акумуляторні батареї для Рис. 1.26. Високочастотний
підстанцій загороджувач

Відкритий розподільчий пристрій (рис. 1.28) включає набір
комутаційних апаратів, таких як роз’єднувачі, перемикачі, вимикачі та
автоматичні вимикачі. ВРП обладнаний власною системою
блискавкозахисту. Основною особливістю цього устаткування є його
27
розташування на відкритому повітрі без захисту від впливу навколишнього
середовища, що визначає специфіку експлуатаційних вимог та необхідність
підвищеної надійності елементів конструкції [6].

Рис. 1.27. Відкритий розподільчий пристрій

Прилади обліку та індикації. На кожній підстанції встановлюється
значна кількість приладів для вимірювання та індикації електричних
параметрів, зокрема ваттметри, вольтметри, амперметри, вимірювачі
коефіцієнта потужності, лічильники активної та реактивної енергії тощо. Такі
прилади розташовуються у різних частинах підстанції та призначені для
контролю та керування величинами струму і напруги [6].
Обладнання для вимірювання струму встановлюється з метою
забезпечення зв’язку, диспетчерського управління, телеметрії та/або
ретрансляції сигналів. Зазвичай його розміщують у спеціальних приміщеннях
і підключають до силових ланцюгів високої напруги, що забезпечує точне
вимірювання та надійне функціонування системи контролю [7].
Захист обладнання підстанції від перенапруг [5, 6]. Перехідні процеси
в електричних системах підстанцій, що призводять до виникнення
перенапруг, обумовлені як природними, так і технічними факторами.
Основні причини перенапруг поділяються на два типи: перший пов’язаний із
раптовою зміною умов у системі, наприклад, скидом навантаження,
несправностями або операціями перемикання; другий – викликаний
28
зовнішніми факторами, зокрема впливом блискавки. Величина перенапруг
може перевищувати максимально допустимі значення напруги, що створює
загрозу пошкодження приладів, обладнання та ліній підстанції. Тому
необхідно застосовувати заходи захисту та знижувати рівень перенапруги,
забезпечуючи надійність і безпеку функціонування підстанції.
Відходячі фідери (рис. 1.28) представляють собою множину лінії, що
підключаються до підстанцій і забезпечують передачу електричної енергії до
споживачів. По суті, з’єднання здійснюється через шини підстанції, які
виконують роль розподільчого вузла. Таким чином, фідер є живильною
лінією, що відходить від шин підстанції і забезпечує постачання
електроенергії до конкретних точок споживання [5, 6].

Рис. 1.28. Відходячі фідери

На рис. 1.28 під терміном «фідер» розуміється вся мережа, підключена
до вимикача Ф103 на підстанції. У більш вузькому розумінні «фідер»
позначає головну ділянку кабелю від вимикача Ф103 до вимикача в
трансформаторній підстанції ТП-1.
У цьому підрозділі наведено приклади стандартних компонентів, що
застосовуються на електричних підстанціях, їхній склад може змінюватися
залежно від типу підстанції та її функціональних особливостей. Крім того, з
29
розвитком технологій багато компонентів модернізуються для відповідності
сучасним науково-технічним досягненням та забезпечення високих
експлуатаційних показників [1, 5, 6].

1.2. Системи управління та контролю електричними підстанціями

Перші електричні підстанції забезпечували управління та регулювання
обладнання вручну, а також ручний збір даних щодо навантаження,
споживання електроенергії, виниклих збоїв та несправностей. Зі збільшенням
складності розподільних мереж виникла економічна потреба в автоматизації
моніторингу та управління підстанціями із централізованого пункту для
забезпечення координації в надзвичайних ситуаціях та зниження
експлуатаційних витрат [1].
На ранніх етапах дистанційного керування підстанціями
використовували спеціальні комунікаційні проводи, які часто проходили
поруч із силовими ланцюгами. Сьогодні для обміну даними між
інтелектуальними електронними пристроями та диспетчерськими центрами
застосовуються стандартизовані протоколи, такі як DNP3, IEC 61850,
Modbus, RS-232/422/485, а також радіопередача, волоконно-оптичні лінії та
виділені провідні канали дистанційного управління в системах SCADA [7].
Розподілене автоматичне управління підстанціями є ключовим
елементом концепції інтелектуальної мережі (Smart Grid). Системи
управління підстанціями, Ethernet-комутатори та вбудовані комп’ютери
MOXA повинні відповідати стандартам IEC 61850-3 та IEEE 1613 [7].
Розвиток мікропроцесорної техніки забезпечив експоненційне
збільшення кількості параметрів доступних для контролю та моніторингу.
Стандартизовані протоколи зв’язку сьогодні гарантують надійний та
ефективний обмін даними між компонентами підстанцій і диспетчерськими
центрами, що підвищує надійність та ефективність роботи електричних
мереж [1].
30
1.3. Особливості будови підстанцій 110/10 кВ

Підстанція 110/10 кВ призначена для приймання, перетворення,
розподілу енергії та електропостачання споживачів електроенергією
напругою 10 кВ. Підключення підстанції до енергосистеми здійснюється
(рекомендується) двома кабельними лініями 110 кВ або повітряну лінію 110
кВ.
ПС 110/10 кВ може експлуатуватися за таких кліматичних умов:
• діапазон температур повітря від -45 °С до +45 °С;
• максимальна висота над рівнем моря – 1000 м.
Максимальний розмір розрахункової шумової санітарно-захисної зони
для ПС 110/10 кВ становить 15 м. Рівень електромагнітного випромінювання
за межами санітарно-захисної зони не повинен перевищувати максимально
допустимі рівні, зазначені у ДСН 239-96 та ДСанПіН № 3.3.6.096-2002.
Навколишнє середовище не повинно бути вибухонебезпечним, у ньому
повинні відсутні струмопровідний пил, їдкі гази та пари з концентраціями,
які можуть руйнувати матеріали та ізоляцію, типу I та II за ГНД
341.004.003.001-2002 та СОУ-Н МЕВ 40.1-00100227-70:2012.
Рекомендовані вимоги при виборі трансформатора для ПС [1]:
− трансформатор повинен бути масляного типу та придатний для
зовнішнього встановлення;
− параметри трансформатора повинні відповідати характеристикам
підстанції;
− конструкція трансформатора повинна забезпечувати можливість його
технічного обслуговування та ремонту для забезпечення тривалої
безвідмовної експлуатації.
− трансформатор повинен витримувати перевантаження, різкі зміни
напруги та навантаження, у тому числі короткі замикання;
− матеріали, що застосовуються в трансформаторі, повинні бути
високого класу, мати відповідний призначенню клас ізоляції,
31
витримувати зміни температури та атмосферні умови, що виникають
під час нормальної експлуатації, і не змінювати свої властивості з
часом;
− усі зовнішні елементи, включаючи проходові ізолятори з їхніми
опорами, повинні бути спроектовані так, щоб уникнути утворення
місць скупчення води;
− всі струмопровідні елементи, з’єднання та контакти повинні мати
достатній переріз і площу поверхні для безперервної передачі робочих
струмів без надмірного нагрівання. усі елементи повинні бути надійно
закріплені болтами або монтажними гвинтами достатнього розміру.

1.4. Параметри, що характеризують роботу підстанції ПС-110/10 кВ
«Магніт»

До підстанції «Магніт» підключено кілька великих та невеликих
споживачів споживачів. До великих споживачів відносяться ПАТ
«Електромеханічний завод «Магніт», АТ «Канівський маслосирзавод» та
інші промислові підприємства м. Канева. Також до підстанції приєднані
побутові споживачі міста.
Однолінійна схема підстанції «Магніт»110/10 кВ представлена на рис.
1.29.
Вхідна частина 110 кВ. Живлення надходить по двох незалежних
лініях W1 та W2. Для приєднання ліній встановлені вимикачі QS1 і QS2. Між
ними передбачені секційні вимикачі QS3–QS4, що дозволяють об’єднати
обидві секції шин 110 кВ.
Силові трансформатори 110/10 кВ. T1 і T2 – силові трансформатори
ТДН-10000/110/10, які знижують напругу з 110 кВ до 10 кВ.
Перед трансформаторами встановлені вимикачі QR1 і QR2, що
забезпечують захист і можливість відключення.
Також передбачені заземлювальні ножі QN1 та QN2.
32

Рис. 1.29. Однолінійна схема ПС 110/10 кВ «Магніт»

Розподільчий пристрій 10 кВ (РП 10 кВ). Приєднання трансформаторів
до шин здійснюється через вимикачі Q1 і Q2. Шини 10 кВ мають секційний
вимикач Q3, що дозволяє працювати як в роздільному, так і в паралельному
режимі.
Від шин 10 кВ живляться декілька фідерів для споживачів середньої
напруги.
Трансформатори власних потреб 10/0,4 кВ. T3 і T4 – понижувальні
трансформатори, які забезпечують живлення розподільчих пристроїв низької
напруги РП ВП 0,4 кВ. Вони використовуються для живлення допоміжних
систем та локальних споживачів.

1.5. Висновки до розділу 1

У результаті проведеного огляду встановлено, що трансформаторні
підстанції є невід’ємною ланкою енергосистеми, яка забезпечує приймання,
33
перетворення, розподіл та передачу електричної енергії споживачам різних
рівнів напруги. Здійснено класифікацію підстанцій за функціональним
призначенням, рівнем робочої напруги та умовами розташування, що
дозволяє визначити їх оптимальне застосування в конкретних умовах.
Проаналізовано склад основних елементів підстанцій, до яких належать
силові та вимірювальні трансформатори, комутаційні апарати, збірні шини,
системи релейного захисту та автоматики. Визначено, що їх правильний
добір та узгоджене функціонування забезпечують безперебійну роботу
підстанцій, захист обладнання від аварійних режимів та можливість
оперативного управління.
Особливу увагу приділено підстанціям класу напруги 110/10 кВ, які є
базовими для живлення промислових підприємств та міських розподільчих
мереж.
Аналіз технічного стану підстанції «Магніт», яка має типову структуру,
що включає два незалежні вводи 110 кВ, силові трансформатори типу ТДН-
10000/110/10 показав необхідність у її реконструкції із заміною силового
обладнання, кабельних ліній зв'язку, пристрої релейного захисту та
автоматики, розподільчих пристроїв.
Реконструкцією підстанції досягаються дві мети:
- покращення економічних показників експлуатації підстанції від
реалізації проекту;
- підвищення надійності роботи підстанції за рахунок застосування
більш простої та зручної в експлуатації схеми підстанції, застосування
високотехнологічного обладнання.

34
РОЗДІЛ 2
РЕКОНСТРУКЦІЯ ЕЛЕКТРИЧНОЇ ЧАСТИНИ ПІДСТАНЦІЇ

2.1. Розрахунок електричних навантажень

Трансформатор характеризується трьома основними номінальними
параметрами: напругою, струмом та повною потужністю. Оскільки ці
параметри взаємопов’язані, достатньо вказати напругу з струмом або повну
потужність.
При розрахунку навантаження для існуючої електричної системи або
при розробці нової системи застосовують лінійні діаграми, що відображають
добове споживання електроенергії (рис. 2.1) та річне споживання, яке
приведене до часу роботи підстанції (рис. 2.2). На цих графіках враховується
сумарне навантаження окремих споживачів, яке має забезпечуватися даною
підстанцією.

Рис. 2.1. Добовий графік навантаження

35

Рис. 2.2. Річний графік навантаження

За рік підстанція передає споживачам ЕЕ

Wріч =∑Рі ⋅Ті , (2.1)
33

де Рі – споживання активної енергії, МВт;
Ті – час, протягом якого споживалася активна енергія, год.
Кількість Рі і величина Ті визначаються з рис. 2.1 для кожного i-го
інтервалу

Wріч =15 ⋅914 +13,5 ⋅365+12 ⋅545+10,5 ⋅1280 +

+ 9 ⋅2195+ 7,5 ⋅3457 = 84340 МВт ⋅ год.

Визначимо середнє годинне навантаження

W
Р річ
сер. річ = , (2.2)
Т річ

де Т річ = 8760 год – річний час роботи підстанції [8].

36
Р 84340
сер. річ = = 9,62 МВт.
8760

Відношення середнього годинного навантаження до максимальної
годинної споживаної потужності називається коефіцієнтом заповнення
річного графіка та визначається за виразом [8]

Р
К сер.год
З. річ = , (2.3)
Рмакс

де Рмакс =15 МВт – визначене із графіку рис. 2.1

2.2. Вибір оптимальної потужності трансформаторів

З урахуванням допустимих аварійних та систематичних перевантажень
приймається найбільше значення потужності трансформатора.
Номінальна потужність трансформаторів

S S
≈ спож.макс ⋅К12
тр.ном , (2.4)
1,4(п −1)

де Sспож.макс – максимальна споживана потужність за годину;
К12 – коефіцієнт участі в навантаженні споживачів 1-ї та 2-ї категорій
[8];
п – кількість паралельно працюючих трансформаторів (n = 2) ;
1,4 – коефіцієнт, що враховує здатність навантаження.

S 1,5 ⋅0,8
тр.ном ≈ = 8,6 МВА.
1,4(2 −1)

37
Для оцінки характеристик попередньо приймаємо два трансформатора
за найближчими великими значеннями повної потужності: 10 та 16 МВА.
Тип трансформатора – ТДН (трифазний, з природною циркуляцією масла та
примусовою циркуляцією повітря, РПН). Основні параметри обраних типів
трансформаторів представлено у таблиці 2.1.
Виконаємо порівняння двох попередньо обраних трансформаторів за їх
техніко-економічними показниками.

Таблиця 2.1.
Параметри обраних типів трансформаторів
Тип трансформатора
Параметр
ТДН-10000/110/10 ТДН-16000/110/10
Номінальна потужність, кВА 10000 16000
Вища напруга, кВ 115 115
Нижча напруга, кВ 10,5 10,5
Схема та група з'єднання обмоток Ун/Д-11 Ун/Д-Д
Напруга КЗ, % 8,0 10,0
Струм неробочого ходу, % 0,4 0,4
Маса, кг 20710 29650
Примітка РПН+8х1,5% для власних потреб

Втрати реактивної потужності трансформатора в режимі НХ
визначаються за виразом

I0 ⋅ SQ = ном.тр
0 , (2.5)
100

де I0 – струм неробочого ходу (приймається за паспортними даними), А;
Sном.тр – номінальна повна потужність трансформатора, МВА.
38
Втрати реактивної потужності трансформатора в режимі короткого
замикання (КЗ) визначаються за виразом

u
Q = K (%) ⋅ Sном.тр
КЗ , (2.6)
100

де uK (%) – напруга короткого замикання (приймається за паспортними
даними), %.
Коефіцієнт завантаження

К Sмакс
Зав = , (2.7)
Sном.тр

Активні втрати потужності при короткому замиканні трансформатора

PK = ∆PK + KП ⋅QКЗ , (2.8)

де ∆PK – втрати короткого замикання (паспортні дані), кВт;
KП – коефіцієнт підвищення втрат активної потужності у зв'язку з
передачею реактивної потужності (довідкове дане).
Приведені втрати потужності при неробочому ході трансформатора

P0 = ∆P0 + KП ⋅Q0 , (2.9)

де ∆P0 – втрати неробочого ходу (паспортне дане), кВт.
Приведені втрати потужності

P = P + K 2
тр 0 Зав ⋅PК . (2.10)

39
Економічне навантаження трансформаторів

S S п(п 1) P
= − 0
ЕПС ном.тр . (2.11)
Pтр

Втрати електроенергії на підстанції

∆WПС =∑∆W0i +∑∆WKi =∑∆W0i +∑∆WK .b.i =
k 1 (2.12)
=∑ni ⋅P0 ⋅T
 
i +∑ P
n К .В ⋅Кзав.і ⋅Tі .
i=1  

Розрахунки втрат приведено у таблицях 2.2 та 2.3.
Ціна 1 кВт·год електроенергії, грн/кВт·год

С α
Е = + β . (2.13)
Т м

За рік втрати у трансформаторах у грошовому еквіваленті
розраховуються за виразом

ВЕ = ∆WПС ⋅СЕ . (2.14)

Величина відрахувань за рік

В0 = рсум ⋅К. (2.15)

Величина експлуатаційних витрат за рік визначається

В = В0 + ВЕ . (2.16)
40
Приведені витрати до типу трансформатора

Впр = Ен ⋅К + В. (2.17)

Розрахуємо техніко-економічні показники трансформатора ТДН-
10000/110/10:
Таблиця 2.2
Втрати електроенергії у ТДН-10000/110/10
i- W , W ,
інтервал Sв.і, MBA n T , год 0i
i i К Ki
кВт·год Зав кВт·год
1 15000 2 916 21860 1,5 113743
2 13500 2 354 8636 1,4 33986
3 12000 2 545 12104 1,2 43437
4 10500 2 1271 32744 1,1 78229
5 9000 2 2186 5174 0,8 98226
6 7500 2 3448 81993 0,7 107568
Разом 210240 474944

Q 0,4 ⋅10000
0 = = 40 квар,
100
Q 10,5 ⋅10000
КЗ = =1050 квар,
100
К 15000
Зав = =1,5,
10000
PK = 58+ 0,05 ⋅40 =110,5 кВт,
P0 =10 +1,5 ⋅40 =12 кВт,
Pтр =12 +1,52 ⋅110,5 =117,8 кВт,
SЕПС =10000 2(2 −1) 12
=1513 кВА,
177,8
∆WПС = 210240 + 474944 = 68518 кВт∙год,
41
С 552
Е = +1,3 =10,5 грн/кВт·год,
7598,7
ВЕ = 68518 ⋅10,5 = 719439 грн,
В0 = 0,085 ⋅178000 =151300 грн,
В = 719439 +151300 = 870739 грн,
Впр = 0,16 ⋅178000 + 870739 = 899219 грн.

Розрахуємо техніко-економічні показники трансформатора ТДН-
ТДН-16000/110/10:

Таблиця 2.3
Втрати електроенергії у ТДН-16000/110/10
i- W , W ,
інтервал Sв.і, MBA ni T 0i Ki
i, год К
кВт·год Зав
кВт·год
1 15000 2 916 29642 0,9 66475
2 13500 2 354 11693 0,8 21474
3 12000 2 545 17790 0,7 25898
4 10500 2 1271 41304 0,6 45362
5 9000 2 2186 71250 0,5 57747
6 7500 2 3448 113039 0,4 61563
Разом 283822 279620

Q 0,4 ⋅16000
0 = = 64 квар,
100
Q 10,5 ⋅16000
КЗ = =1680 квар,
100
К 15000
Зав = = 0,9,
16000
PK = 85+ 0,05 ⋅1680 =168 кВт,
P0 =12 + 0,9 ⋅64 =16,2 кВт,
Pтр =12 +1,52 ⋅168 =172,44 кВт,
42
SЕПС =16000 2(2 16
−1) = 6983 кВА,
168
∆WПС = 283822 + 278620 = 562442 кВт∙год,
ВЕ = 562442 ⋅10,5 =1190562 грн,
В0 = 0,094 ⋅3120000 = 293280 грн,
В =1190562 + 293280 =1483842 грн,
Впр = 0,16 ⋅3120000 +1483842 =19830420 грн.

На основі техніко-економічного розрахунку, обираємо трансформатор
ТДН-10000/110/10, тому що витрати нижчі менші ніж для ТДН-16000/110/10.

2.3. Розрахунок струмів короткого замикання

Розрахунок електромагнітних перехідних процесів у СЕП при коротких
замиканнях, як найбільш характерних збудженнях, має важливе значення для
проєктування та експлуатації. Такий розрахунок передбачає знаходження
значень струму та інших параметрів режиму КЗ у точці виникнення КЗ або в
інших точках СЕП чи вітках мережі при заданих умовах. Розрахунки режиму
КЗ необхідні для вирішення таких завдань[9]:
• виявлення умов роботи споживачів енергії при можливих КЗ та
допустимості того чи іншого режиму;
• вибір та перевірка електроустаткування за умов КЗ;
• проєктування і налагодження засобів релейного захисту та
системної автоматики, вибір запобіжних пристроїв автоматичних
комутаційних апаратів;
• зіставлення, оцінка та вибір схем електричних з'єднань СЕП;
• координація і оптимізація значень струмів та потужності КЗ;
• оцінка стійкості режиму СЕП та її вузлів навантаження;
• проєктування заземлювальних пристроїв;
43
• визначення впливу струмів КЗ на лінії зв'язку;
• вибір розрядників для захисту електроустановок від перенапруги;
• аналіз аварій в електроустановках;
• проведення різних випробувань у СЕП.
Розрахункову схему СЕП можна безпосередньо використовувати для
обчислення струмів КЗ аналітичними методами. При цьому вважають, що КЗ
– симетричне і перехідний процес аналізується в одній фазі. Для цього
здійснюють перехід від розрахункової схеми до схеми заміщення, суть якого
– в заміні окремих елементів електричними еквівалентами, з'єднаними у
такій же послідовності.
Розрахунок ведеться згідно [10].
Основною причиною порушення нормального режиму роботи СЕП є
виникнення короткого замикання в мережі або в елементах
електрообладнання внаслідок пошкодження ізоляції або неправильних дій
обслуговуючого персоналу.
Загалом для СЕП великих підприємств урахування явищ, що
характеризують процес КЗ, при розрахунку параметрів режиму – справа
трудомістка. Точне визначення струмів та напруг КЗ являє собою громіздке
завдання, розв'язуване з використанням методів розрахунку, орієнтованих на
застосування засобів обчислювальної техніки.
Для вирішення більшості практичних завдань проєктування та
експлуатації СЕП допустима деяка похибка у визначенні струмів КЗ,
значення якої необхідно співвідносити з цільовим призначенням розрахунку.
Тому можливе введення низки обмежень та припущень, що ідеалізують та
спрощують опис процесу КЗ і дають змогу використовувати уточнені або
спрощені методи розрахунку.
2.3.1. Вихідні дані для розрахунків

Для вирішення більшості практичних завдань проєктування та
експлуатації СЕП допустима деяка похибка у визначенні струмів КЗ,
44
значення якої необхідно співвідносити з цільовим призначенням розрахунку.
Тому можливе введення низки обмежень та припущень, що ідеалізують та
спрощують опис процесу КЗ і дають змогу використовувати уточнені або
спрощені методи розрахунку [9].
Розрахункову схему СЕП можна безпосередньо використовувати для
обчислення струмів КЗ аналітичними методами [10]. Вона містить реальні
елементи (на різних ступенях напруги) з електромагнітними зв'язками,
опорами втрат і розсіювання. З можливістю застосування методів теорії
електричних кіл у розрахунках струмів КЗ схему СЕП слід подавати у
вигляді електричного контуру. При цьому вважають, що КЗ – симетричне і
перехідний процес аналізується в одній фазі. Для цього здійснюють перехід
від розрахункової схеми до схеми заміщення, суть якого – в заміні окремих
елементів електричними еквівалентами, з'єднаними у такій же послідовності.
Розрахунок ведемо методом точного зведення в іменованих одиницях
[10].
Точне зведення в іменованих одиницях виміру полягає в перерахуванні
значень показників елементів на ступень напруги, який називають основним.
Таким може бути будь-який ступень напруги СЕП, у тому числі – й
фіктивний.
Зведення значень параметрів режиму Ei, Ui , Ii та опору zi елемента в
іменованих одиницях з i–го ступеня напруги, віддаленого від основного
кількома послідовно ввімкненими трансформаторами з фактичними
коефіцієнтами трансформації n1, n2, ..., nm , здійснюється за
співвідношеннями:


E = Ei ⋅n1 ⋅n2 ⋅ ⋅ ⋅nm ; (2.18)


U = Ui ⋅n1 ⋅n2 ⋅ ⋅ ⋅nm ; (2.19)

45

I = Ii (2.20)
n1 ⋅n2 ⋅ ⋅ ⋅nm
z = z ⋅ (n ⋅n ⋅ ⋅ ⋅n ).2i 1 2 m , (2.21)

  
де E, U, I, z – зведені величини, а коефіцієнт трансформації ni кожного
трансформатора визначають як відношення напруги холостого ходу
обмотки, зверненої до основного ступеня напруги, до напруги
холостого ходу обмотки, зверненої до ступеня напруги, де міститься
елемент, параметри якого зводяться.
Якщо первинні параметри режиму E* (ном), U* (ном), I* (ном) та опір
z* (ном) елемента задані у відносних одиницях виміру щодо номінальних умов
(номінальна напруга Uном та потужність Sном на i-му ступені напруги), то
їхні зведені до основного ступеня напруги значення в іменованих одиницях
виміру встановлюють за виразами:


E = E *(ном) i ⋅Uном ⋅n1 ⋅n2 ⋅ ⋅ ⋅nm ; (2.22)


U = U* (ном) i ⋅Uном ⋅n1 ⋅n2 ⋅ ⋅ ⋅nm ; (2.23)


I = I Sном
* (ном) i ; (2.24)
3 ⋅Uном ⋅n1 ⋅n2 ⋅ ⋅ ⋅nm

2
z = z Uном 2
* (ном) i ⋅ ⋅ (n
S 1 ⋅n2 ⋅ ⋅ ⋅nm ) ; (2.25)
ном

z = z Uном 2
* ном і ⋅ ⋅ (n
3 ⋅ I 1 ⋅n2 ⋅ ⋅ ⋅nm ) . (2.26)
ном

46
У схемі заміщення, де значення показників елементів зведені за
вказаними співвідношеннями, обчислені значення параметрів режиму будуть
натуральними тільки для основного ступеня напруги. Для іншого ж ступеня
напруги СЕП натуральні значення струму та напруги визначають
перерахуванням за відповідними коефіцієнтами трансформації
трансформаторів між шуканим і основним ступенями.
Вихідними даними для розрахунку струмів короткого замикання є
прийнята схема електропостачання, величина потужності короткого
замикання на шинах районної підстанції та конкретні дані елементів схеми
заміщення.
Для розрахункової схеми (рис. 2.3) складаємо схему заміщення,
виходячи з розрахункових умов і враховуючи прийняті у стандарті [9, 10]
припущення.

Рис. 2.3. Розрахункова схема розрахунку КЗ

Схему складаємо однолінійною (рис. 2.4).

Рис. 2.4. Схема заміщення для розрахунку струмів КЗ
47
Додатковими вихідними даними до розрахунку струмів КЗ є:
- номінальна напруга енергосистеми UС=110 кВ:
- потужність КЗ на шинах районної підстанції SКЗ=1600 МВ • А;
- довжина повітряної лінії lл=50 км.
Розрахунок струмів короткого замикання виконуємо для найбільш
характерних точок, в яких передбачається встановлення апаратів захисту.
Розрахунок виконуємо у відносних базисних одиницях, при цьому всі
опори схеми заміщення приводяться до базисних умов.
За базисні умови приймаємо: Sб =100 МВА, Uб1 =115 кВ, Uб2 =10,5 кВ

S
Iб = б , (2.27)
3 ⋅ Uб
I 100
б1 = = 0,5кА,
3 ⋅115
I 100
б1 = = 5,5кА.
3 ⋅10,5

Визначаємо опори схеми заміщення у відносних базисних одиницях:
– електричної системи

Х S
с =
б , (2.28)
Sк.з.
Х 100
с = = 0,063 .
1600

– повітряної лінії 110, кВ

Rпл = r0л ⋅ l
S
л ⋅
б
2 , (2.29)
Uб1

48
Rпл = 0,38 ⋅50 100
⋅ 2 = 0,144;
115

де lл– довжина повітряної лінії, км;
r0л, x0л– активні та індуктивні опори повітряної лінії, Ом/км

X Sб
пл = x0л ⋅ lл ⋅ 2 , (2.30)
Uб1
Хпл = 0,06 ⋅50 100
⋅ = 0,032.
1152

– трансформатора ПС

Uкз S
Х тр = ⋅ б ,. (2.31)
100 Sн.тр

де Uкз – напруга короткого замикання трансформатора, %;
Sн.тр – номінальна потужність трансформатора, МВА;
Х 10,5 100
тр = ⋅ =1,6.
100 6,3
2.3.2. Розрахунок струмів трифазного короткого замикання в
характерних точках

В точці К1. Визначаємо сумарний реактивний і активний опір до
розглядаємої точки КЗ і визначаємо повний опір.
Струм короткого замикання в розглядаємій точці визначаємо за виразом

І
І б1
кз(К1) = , (2.32)
Х 2
сум(К1) + R 2
сум(К1)
49
І 0,5
кз(К1) = = 2,99 кА ;
0,0852 + 0,1442
Хсум(К1) = Хс + Хпл , (2.33)
Хсум(К1) = 0,063+ 0,023 = 0,085 ;
R сум(К1) = R пл , (2.34)
Rсум(К1) = 0,144 .

Ударний струм короткого замикання в точці К1 визначаємо за виразом

і уд(К1) = 2 ⋅ Ікз(К1) ⋅ к уд(К1) ; (2.35)

де куд – ударний коефіцієнт, що визначаємо за виразом

R
−3,14( сум(К1) )
к =1+ е Хсум(К1)
уд(К1) , (2.35)

3,14( 0,144
− )
куд(К1) =1+ 2,718 0,085 =1,07.
іуд(К1) = 2 ⋅2,99 ⋅1,07 = 4,5 кА.

В точці К2

І Іб2
кз(К2) = ,
Х2
сум(К2) + R2
сум(К2)
І 5,5
кз(К2) = = 3,13 кА;
1,7522 + 0,1442
Хсум(К2) = Хс + Хпл + Хтр ,
50
Хсум(К2) = 0,063+ 0,023+1,66 =1,752;
Rсум(К2) = Rпл ,
Rсум(К2) = 0,144 .

Ударний струм короткого замикання в точці (К2) визначаємо за виразом:

іуд(К2) = 2 ⋅ Ікз(К2) ⋅куд(К2);
іуд(К2) = 2 ⋅3,13 ⋅1= 4,4кА
R
−3,14( сум(К2) )
к 1 Х
= + е сум(К2)
уд(К2) ,
3,14(0,144
− )
к 1,752
уд(К2) =1+ 2,718 =1.

В точці К3

І Іб2
кз(К3) = ,
Х2 2
сум(К3) + Rсум(К3)
І 5,5
кз(К3) = =1,75 кА,
1,832 + 2,542
Хсум(К3) = Хс + Хпл + Хтр + Хл1,
Хсум(К3) = 0,063+ 0,023+1,66 + 0,084 =1,83;
Rсум(К3) = Rпл + Rл1,
Rсум(К3) = 0,144 + 2,4 = 2,54 .

Ударний струм короткого замикання в точці (К3) визначаємо за виразом:

іуд(К3) = 2 ⋅ Ікз(К3) ⋅куд(К3);
51
іуд(К3) = 2 ⋅1,76 ⋅1,06 = 2,61 кА
R
−3,14( сум(К3) )
к Хсум(К3)
уд(К3) =1+ е ,
2,54
−3,14( )
к 1,83
уд(К3) =1+ 2,718 =1,06.

В точці К4

І Іб2
кз(К4) =
Х2 2
сум(К4) + Rсум(К4)
І 5,5
кз(К4) = = 2,22кА
1,8242 +1,682
Хсум(К4) = Хс + Хпл + Хтр + Хл2 ,
Хсум(К4) = 0,063+ 0,023+1,66 + 0,072 =1,824 ;
Rсум(К4) = Rпл + Rл2 ,
Rсум(К4) = 0,144 +1,54 =1,68 .

Ударний струм короткого замикання в точці (К4) визначаємо за виразом:

іуд(К4) = 2 ⋅ Ікз(К4) ⋅куд(К4);
іуд(К4) = 2 ⋅2,22 ⋅1,04 = 3,24 кА
R
−3,14( сум(К4) )
к 1 е Х
= + сум(К4)
уд(К4) ,
3,14(1,684
− )
куд(К4) =1+ 2,718 1,824 =1,04 .

В точці К5

52
І Іб2
кз(К5) = ,
Х2 + R2
сум(К5) сум(К5)
І 5,5
кз(К5) = = 2,5 кА,
1,822 +1,2442
Хсум(К5) = Хс + Хпл + Хтр + Хл3 ,
Хсум(К5) = 0,063+ 0,023+1,66 + 0,068 =1,82;
Rсум(К5) = Rпл + Rл3 ,
Rсум(К5) = 0,144 +1,1=1,244 .
Ударний струм короткого замикання в точці (К5) визначаємо за виразом:

іуд(К5) = 2 ⋅ Ікз(К5) ⋅куд(К5);
іуд(К5) = 2 ⋅2,5 ⋅1,03 = 3,61 кА,
R
−3,14( сум(К5) )
к Х
уд(К5) =1+ е сум(К5) ,
3,14(1,244
− )
к =1+ 2,718 1,82
уд(К5) =1,03.

Результати розрахунків заносимо до таблиці 2.4.

Таблиця 2.4
Струми короткого замикання в СЕП
Точка КЗ Хк, в.о. Rк, в.о. Zк, в.о. ІКЗ. кА іуд. кА
К1 0,085 0,144 0,17 2,99 4,5
К2 1,752 0,144 1,76 3,13 4,4
К3 1,83 2,544 3,14 1,75 2,6
К4 1,824 1,684 2,48 2,22 3,23
К5 1,82 1,244 2,2 2,5 3,6

53
2.3.3. Розрахунок струму однофазного короткого замикання в
мережі 110 кВ

Для розрахунку струму однофазного замикання на землю приймаємо
електричну схему трансформатора 110/10 кВ і складаємо схему заміщення
(рис. 2.4 а; в) з струмом короткого замиканням в точці А. На базі цих схем
приводимо схему нульової послідовності (рис. 2.5). Розрахунок ведемо у
відносних одиницях.
Індуктивний опір нульової послідовності повітряної ліні визначаємо
через опір лінії прямої послідовності з врахуванням коефіцієнта n, величина
якого залежить від конструктивного виконання лінії, згідно виразу

х л0 = n ⋅ x пл , (2.36)

де n - коефіцієнт в залежності від типу монтажу лінії, n=3,5 для
одноланцюгової лінії без тросів.

хл0 = 3,5 ⋅0,023 = 0,08.
А
Sк.з
а).
А
Хс Хл Хтр1 Хтр2
в).

Рис. 2.5. Електрична схема і схема заміщення для розрахунку
однофазного КЗ
54
А
Хс0 Хл0 Хтр1 0 Хтр2 0
Uл 0

Рис. 2.6. Схема для розрахунку опору нульової послідовності

Опори обмоток нульової послідовності трансформатора залежать від
схеми з’єднання обмоток трансформатора - при схемі з’єднання зірка з
нульовим виводом-трикутник (рис. 2.6) мають ті ж значення, як і прямої
послідовності.
Однофазний струм короткого замикання на шинах 110 кВ ПС
визначаємо через трифазний струм КЗ.

S(1) (3)
к = k ⋅Sк , (2.37)

де к – коефіцієнт, значення якого залежить від відстані КЗ, від шин районної
підстанції, 0 ≤ k ≤1,5 , при КЗ, у віддаленій точці (поблизу трансформатора
ПС) k=1,5.

S(1)к =1,5 ⋅1600 = 2400 МВА.

Струм однофазного КЗ, на шинах ПС визначаємо виразом:

S(1)
I (1) к
kc = , (2.38)
3 ⋅ U1

55
де U1 - номінальна напруга на шинах ПС,U1=110 кВ.

I(1) 2400
kc = =12,6 кА.
3 ⋅110

Опір нульової послідовності системи ( xco у відносних
одиницях)визначаємо з виразу

I (1)кc 3 ⋅1
= ; (2.39)
Iб x c1 + x c2 + x co

з цього виразу находимо xС0

3 ⋅1 ⋅ І
х со = б − х с1 − х с2 , (2.40)
І (1)
кс

де хс1, хс2 – відповідно опори прямої і оберненої послідовності системи,

х с1 = х с2 = х с .
х 3 ⋅1⋅5,5
со = − 0,063− 0,063 =1,18.
12,6

Згідно з рисунком 6.3 визначаємо результативний опір схеми нульової
послідовності для однофазного струму КЗ, як паралельне з’єднання двох
гілок

хо = (хсо + х ло ) х тр1о + х тр2о (2.41)
х (1,18+ 0,08) ⋅ (1,66 +1,66)
0 = = 0,9 .
(1,18+ 0,08) + (1,66 +1,66)
56
Струм однофазного КЗ, у віддаленій точці визначаємо за виразом

І (1) 3 ⋅1⋅ Iб
kA1 = (2.42)
хрез1 + хрез2 + хо

хрез1 = хрез2 = хс1 + хл1 = 0,063+ 0,023 = 0,085 ,
І(1) 3 ⋅1⋅5,5
kА1 = =15,2 кА .
0,085+ 0,085+ 0,9

2.4. Вибір електричного обладнання ПС

Електроустаткування, розташоване на підстанції, спроектоване для
забезпечення безперебійної подачі електроенергії кінцевим споживачам. Для
надійного функціонування системи застосовується безліч компонентів
електричних підстанцій, вихідні та вхідні ланцюги, кожен з яких має
автоматичні вимикачі, ізолятори, трансформатори, систему шин тощо.
Безпека та захист обладнання, а також працюючого персоналу також є
вагомим чинником. Для цього робиться блискавкозахист, заземлення
обладнання та огородження.
Вибір високовольтних вимикачів. Вимикачі змінного струму працюють
у наступній послідовності. Спочатку формується сильноточна дуга, коли
контакти починають розмикатися, а потім відбувається гасіння дуги, коли
контакти повністю розмикаються. Автоматичні вимикачі можуть бути
вимкнені лише тоді, коли струм проходить через точку перетину нуля
сигналу змінного струму. Добре, що це відбувається 100 або 120 разів на
секунду для енергосистем з частотою струму 50 та 60 Гц. При перетині нуля
дуга короткочасно припиняє електропровідність, і переривник тимчасово
стає розімкнутим ланцюгом.
57
Однак відразу після проходження струму через нуль напруга починає
накопичуватися в проміжку між контактами. Для розмикання необхідно, щоб
повітряний зазор всередині вимикача був здатний витримувати перенапругу
(тобто повністю відновлювати свою діелектричну міцність) протягом
наступного напівперіоду, не відчуваючи діелектричного пробою.
Коли автоматичний вимикач намагається вимкнутись, залишкові гарячі
гази та плазма з дуги можуть призвести до руйнування зазору, що призведе
до займання дуги. У цьому випадку автоматичний вимикач повністю
працюватиме протягом наступного напівперіоду змінного струму, поки не
з'явиться інша можливість розмикання при наступному переході струму
через нуль. Якщо цей процес гасіння не буде реалізовуватися щоразу, тепло
від дуги може пошкодити або зруйнувати вимикач. Більш того, струм
короткого замикання, що продовжує протікати, може пошкодити дорогі
силові трансформатори та інше обладнання. Ця надзвичайно небезпечна
ситуація може виникнути, коли струм КЗ вищий, ніж здатність
автоматичного вимикача або якщо автоматичний вимикач вийшов з ладу
через старіння і накопичене пошкодження в результаті попередніх операцій
переривання.
Однак, якщо гарячі гази в зазорі будуть достатньо охолоджені або
розсіяні, а вільні електрони в зазорі видалені, дуга може бути відвернена від
повторного займання. В цьому випадку вимикач відновлює свою повну
діелектричну міцність у розімкнутому ланцюзі, і переривник успішно
виконує своє завдання переривання ланцюга. У всіх випадках дуга має бути
повністю погашена, щоб переривник успішно перервав ланцюг та захистив
енергосистему [11].
Високовольтні вимикачі використовують різні методи для гасіння дуги.
Деякі низьковольтні вимикачі розтягують і охолоджують дугу за допомогою
магнітних полів, що генеруються самим вимикачем, часто у поєднанні з
примусовим потоком газу, який відштовхує дугу від контактів. Дуга далі
додатково розтягується шляхом її проштовхування через ряд рознесених
58
охолоджувальних пластин, що сприяють подальшому розтягуванню,
швидкому охолодженню й, зрештою, гасінню дуги.
Інші вимикачі занурюють розмикаючі контакти в діелектричний газ під
тиском, такий як гексафторид сірки (SF₆), CO₂ або газові суміші. SF₆ є сильно
електронегативним газом – він швидко захоплює та видаляє будь-які вільні
електрони в проміжку. Оскільки вільні електрони необхідні для пробою та
провідності газу, їхнє видалення дозволяє вимикачу швидко відновити повну
діелектричну міцність [11].
Інший тип вимикача розмикає контакти у високому вакуумі. Високий
вакуум зазвичай є чудовим діелектриком, здатним витримувати відносно
високі напруги на відносно невеликому проміжку. При розмиканні
сильноточний вакуумний вимикач використовує електроди спеціальної
форми та електромагнітні сили для швидкого обертання дуги по контактних
поверхнях. Це запобігає локальному перегріванню контактів (та
термоелектронній емісії електронів) у будь-якій точці, а сам вакуум дозволяє
металевій плазмі (необхідній для підтримання безперервної вакуумної дуги)
швидко дифундувати з проміжку. Ці процеси забезпечують швидке
відновлення діелектричної міцності вакуумного вимикача під час розмикання
[11].
У високовольтних системах кілька ідентичних вимикачів SF₆ або
вакуумних елементів можуть бути з’єднані послідовно, щоб розподілити
загальну напругу між кількома вимикачами. Спеціальні методи (зазвичай
високовольтні конденсатори, підключені до кожного елемента вимикача)
застосовуються для рівномірного розподілу високої напруги між
комутаційними елементами.
Інші типи автоматичних вимикачів використовують потужний потік
стисненого повітря для швидкого видалення плазми та гарячих газів і заміни
їх холоднішим повітрям. Такі повітряні вимикачі також проштовхують дугу
між охолоджувальними пластинами гасіння дуги. Інший тип вимикача гасить
дугу під охолоджувальною ванною з ізоляційного масла (масляні вимикачі).
59
У більш нових конструкціях енергосистем сучасні вакуумні або елегазові
вимикачі встановлюються замість застарілих масляних або повітряних
дугогасильних вимикачів завдяки їх меншому розміру, зниженим вимогам до
технічного обслуговування та підвищеній довгостроковій надійності [11].
Для сторони вищої напруги для ПС «Магніт» обрано елегазовий
колонковий вимикач LTB 145 D з пружинним приводом типу BLK 222
виробництва ABB [27] (рис. 2.7, табл. 2.5).

Рис. 2.7. Елегазовий вимикач колонковий LTB 145 D: 1 – дугогасна
камера; 2 – опорний ізолятор; 3 – опорна стійка; 4 – шафа керування з
приводом BLK 222; 5 – пружина; 6 – газові трубки у захисному коробі; 7 –
монітор густини газу; 8 – отвори для приєднання заземлення; 9 – сполучна
тяга у захисній трубі; 10 – вказівник положення вимикача

60
Таблиця 2.5
Вибір вимикача
Розрахункові дані Каталожні дані Умови вибору
Uн=110 кВ Uн=110 кВ Uном ≤ Uном к
Iмах=41,5 А Iн=2500 А Іроз ≤ Іном
іуд =4,5 кА Iм.м.ск.= 102 кА іу ≤ Imax дин
Іnt =2,99 кА Iвідкл. =40 кА I n t ≤ Iв і д к л
Вк = І2
t=∞ ⋅ tф = Вк = І ⋅ t =
m m ВК ≤ І2
Т ⋅ tT
= 4,52 ⋅0,035 = 0,7 102 ⋅0,035 = 3,57

Для сторони нижчої напруги обрано вакуумний вимикач ВВ/TEL 10-
20/1000 виробництва ВП «ЕНЕРГОСПЕЦСЕРВІС» [13], перевагою якого є
використання у ньому вакуумної дугогасильної камери четвертого
(останнього) покоління (рис. 2.8, табл. 2.6).

Рис. 2.8. Вакуумний вимикач ВВ/TEL 10-20/1000
61
Таблиця 2.6
Вибір ввідного вимикача 10 кВ
Розрахункові дані Каталожні дані Умови вибору
Uн=10 кВ Uн=10 кВ Uном ≤ Uном к
Iмах(ввід)=444,54 А Iн=1000 А Іроз ≤ Іном
іуд =4,4 кА Iм.м.ск.= 52 кА іу ≤ Imах дин
Іnt =3,13 кА Iвідкл. =20 кА I n t ≤ Iв і д к л
В = І2
к t=∞ ⋅ tф = Вк = Іm ⋅ tm =
ВК ≤ І2
2 52 0,12 6,24 Т ⋅ tT
= 4,4 ⋅0,12 = 2,32 = ⋅ =

Вибір роз’єднувача. Для вхідного кола обрано горизонтально-
поворотний роз’єднувач типу РДЗ-110 (рис. 2.9, табл. 2.7).

Рис. 2.9. Горизонтально-поворотний роз’єднувач типу РДЗ-110

62
Таблиця 2.7
Вибір роз’єднувача
Розрахункові дані Каталожні дані Умови вибору
Uн=110 кВ Uн=110 кВ Uном ≤ Uном к
Iмах=41,5 А Iн=1000 А Іроз ≤ Іном
іуд =4,5 кА Iед.ст.= 80 кА іy ≤ Imах дин
Іnt =2,99 кА It.cт. =31,5 кА ВК ≤ І2
Т ⋅ tT

Вибір трансформатора струму. Для сторони вищої напруги обрано
трансформатор струму 4NC5222‑2CE21 200/5, 5VA (рис. 2.10, таблиці 2.8 і
2.9) [14].

Рис. 2.10. Трансформатор струму 4NC5222‑2CE21

Таблиця 2.8
Вибір трансформатора струму 4NC5222‑2CE21 200/5, 5VA
Розрахункові дані Каталожні дані
Uн=10 кВ Uн=10 кВ
Iмах(ввід)= 444,54 А Iн=500 А
іуд =4,4 кА ід= 70 кА
В 2
к = Іt=∞ ⋅ tф = 4,42 ⋅0,12 = 2,32 В = І2
к t ⋅ tт.с. = 70 ⋅1= 70
63
Таблиця 2.9
Вторинне навантаження для трансформатора струму
Навантаження, В·А
Фаза Амперметр ABB Ватметр Schneider Лічильник енергії Разом, В·А
PM5110 Electric PM5561 типу СО-ЕА15-Р
Фаза А 0,1 0,1 0,5 0,7
Фаза В - - - -
Фаза С - 0,1 0,5 0,6

Сумарний опір приладів вторинного навантаження трансформаторів
струму

S
Z прилад. 0,7
прилад. = 2 = 2 = 0,02 Ом. (2.43)
I2 5

Сумарний опір проводів підключення вторинного навантаження
трансформаторів струму

Zпров. = Z2.ном. − Zприлад. − Zк =1,1− 0,02 − 0,15 = 0,93 Ом. (2.44)

За відомою потужністю та розрахованим опором проводів визначаємо
їх переріз

ρ ⋅ l
S р 0,02 ⋅120
= = = 2,6 мм2. (2.45)
Zпров. 0,93

За довідником приймаємо найближче більше стандартне значення
мідного проводу – 2,5 мм².
Для сторони нижчої напруги попередньо необхідно розрахувати струм
тривалого режиму.

64
1,4 ⋅ S
І = ном.тр
макс ≤ Іном , (2.46)
3Uном
І 1,4 ⋅10000
макс = ≤ 809 А.
3 ⋅10

За розрахованим струмом обрано прохідний трансформатор струму
ТПОЛУ-10 виробництва ТОВ «Славгор Енерго Україна» (рис. 2.11) [16].

Рис. 2.11. Трансформатор струму ТПОЛУ-10

Трансформатори напруги. Для сторони вищої напруги обрано
заземлений трансформатор напруги індуктивний газонаповнений серії ЗНОГ-
110-III-У1 виробництва ВАТ «Запорізький завод високовольтної апаратури»»
(рис. 2.12, табл. 2.10 і 2.11) [17].

Таблиця 2.10
Основні параметри ЗНОГ-110-III-У1
Параметр Од.вимір Значення
Найбільша робоча напруга кВ 126/√3
Клас точності вторинних обмоток - 0,2/0,5/1,0
Номінальна потужність вторинної обмотки ВА 1000
Склад суміші газів_номінальний тиск (тиск
заповнення) - Елегаз 0,5(5)
65

Рис. 2.12. Трансформатор напруги серії ЗНОГ-110-III-У1

Таблиця 2.11
Вторинне навантаження для трансформатора напруги ЗНОГ-110-III-У1
Навантаження, В·А
Фаза Ватметр Schneider Лічильник енергії типу Разом, В·А
Electric PM5561 СО-ЕА15-Р
Фаза А 0,1х6=0,6 0,1х6=0,6 1,2
Фаза В - - -
Фаза С 0,1х6=0,6 0,1х6=0,6 1,2

Для сторони нижчої напруги обрано трансформатор напруги трифазний
антирезонансний з природним масляним охолодженням ЗНМИ-12
виробництва ВАТ «Запорізький завод високовольтної апаратури» (рис. 2.13,
табл. 2.12) [17].

66

Рис. 2.13. Трансформатор напруги ЗНМИ-12

Таблиця 2.12
Характеристики ЗНМИ-12

Параметр Од.вимір. Значення
Клас напруги обмоток:
первинної кВ 10
вторинної основної кВ 0,1
Схема та група з'єднання обмоток - УН/УН/П-О
Гранична потужність обмоток:
первинної ВА 1000
вторинної основної ВА 900
Найбільша тривала допустима робоча напруга
первинної обмотки кВ 12 (7,2)
Клас точності: первинної/вторинної
основної/вторинної додаткової - 0,5/1,0/3,0
Напруга короткого замикання між первинною
та основною вторинною обмотками, UK % 0,9

Навантаженням трансформатора напруги є 8 лічильників енергії СО-
ЕА15-Р із сумарною споживаною потужністю 0,8 ВА.
Зробимо розрахунок та вибір гнучких шин на стороні 110 кВ.
Тривалий максимальний струм

67
S
І = ном.тр 10000
макс = = 74 А. (2.47)
3Uном 3 ⋅110

Приймаємо економічну густину струму 1,4 А/мм2. Тоді переріз
провідника

S І 74
= ном = = 52,9 мм2. (2.48)
jек 1,4

Приймаємо неізольований сталеалюмінієвий провід АС 95/16:
- електричний опір на 1 км проводу постійного струму – 0,3007 Ом;
- відповідає ДСТУ 15150;
- площа перерізу проводу за елементами – 112,33 мм2;
- допустимий струм 330 А.
Перевіримо обраний провід АС 95/16 [8] за умовами коронування.
Відстань між сусідніми фазами D приймаємо рівним 250 см [6]. Тоді
середня довжина лінії між сусідніми проводами фаз має довжину, що
визначається за виразом

Dcер. =1,26 ⋅D,
(2.49)
Dcер. =1,26 ⋅250 = 316 см.

У безпосередній близькості від проводу напруженість електричного
поля залежить від рівня номінальної напруги та геометрії лінії

Е 0,35 ⋅U
= ном
D , (2.50)
r ср
0 ⋅ lg r0

де r0 – радіус проводу, см [6].
68
Е 0,35 ⋅110
= =12,4 кВ/см.
1,3 ⋅ lg 316
1,3

Максимально допустима напруженість електричного поля навколо лінії

Е0 = 30,3 т1 0,3 
⋅  + . (2.51)
 r 0 

де m — коефіцієнт шорсткості поверхні проводу. Приймаємо m = 0,8 [6].

 
Е 30,3 0,8 1 0,3
0 = ⋅  +  = 30,6 кВ/см.
 1,3 

Негативні умови для коронного розряду виникають за умови

1,07 ⋅Е ≤ 0,9 ⋅Е0 , (2.52)
1,07 ⋅12,4 ≤ 0,9 ⋅30,6 кВ/см.

Умова виконується.
Виконуємо розрахунок та вибір гнучких шин на стороні 10 кВ.
Тривалий максимальний струм визначається за виразом

S
І = ном.тр 10000
макс = = 808 А. (2.53)
3Uном 3 ⋅10

Приймаємо неізольований сталеалюмінієвий провід 3хАС 240/39:
• електричний опір 1 км проводу постійному струму – 0,1222 Ом;
• відповідає ДСТУ 15150;
• площа перерізу проводу по елементах – 274,66 мм²;
69
• допустимий струм 1830 А (що більше за розрахунковий).
Провід на стороні нижчої напруги перевіряється на термічну стійкість
до струмів короткого замикання. Оскільки гнучка шина складається з трьох
проводів, струм короткого замикання розподілиться між ними відповідно до
формули:

І ІКЗ 11020
КЗ1 = = = 3658 А. (2.54)
3 3

Мінімально необхідна площа перерізу гнучкої шини визначається за
формулою:

І
S КЗ1 ⋅ tср.з 3658 ⋅ 0,5 2
min = = = 29 мм . (2.55)
C 91

де С – термічний коефіцієнт для нормальних умов. Згідно з [6] приймаємо
рівним С = 91;
tср.з – часова характеристика захисної апаратури. Приймаємо 0,5 с [8].
Умова виконується.

2.5. Вибір комутаційної апаратури

Газове реле для трансформатора. Воно є захисним пристроєм,
встановленим у верхній частині маслонаповненого бака трансформатора.
Воно виконує дві функції. Реле виявляє повільне накопичення газів,
формуючи сигнал після того, як зібрана певна їх кількість. Крім того, воно
реагує на раптову зміну тиску, що супроводжує швидке утворення газу
(внаслідок внутрішньої несправності), швидко ініціюючи відключення
70
трансформатора. Незначна або повільно прогресуюча несправність, як
правило, призводить до повільного утворення газу.
Приклади несправностей, пов’язаних із спрацюванням газового реле
при повільному накопиченні газу в баку:
• протікання струму через дефектні опорні та ізоляційні конструкції;
• дефектні з’єднання на клемах обмотки, що викликають нагрівання;
• незначні проблеми з пристроєм РПН тощо.
Основні несправності, що призводять до швидкого утворення великого
об’єму газів:
• короткі замикання між витками та обмотками.
• замикання відкритих ланцюгів, що призводять до сильного іскріння
тощо.
Неможливість відключення трансформатора в умовах несправності
може призвести до серйозного пошкодження обладнання через високий тиск
газу та масла, а також до його електричного пошкодження.
Робота газового реле базується на таких процесах, що відбуваються в
трансформаторі при інтенсивному утворенні газу. Внутрішні електричні
несправності трансформатора призводять до утворення іонізованих газів.
Утворені гази піднімаються через масло до верхньої частини обладнання та
накопичуються в газовому реле. Як тільки накопичується достатній об’єм
газу, контакти всередині газового реле спрацьовують, надсилаючи сигнал
тривоги.
У разі появи сигналу від газового реле необхідно відібрати та
проаналізувати утворений газ. Цей аналіз, разом із визначенням швидкості
накопичення газу, дозволяє правильно оцінити технічний стан
трансформатора та визначити порядок дій. Якщо аналіз показує, що
несправність розвивається, пристрій повинен бути виведений з експлуатації.
Вибираємо двопоплавкове газове реле Бухгольца BF-80/10
виробництва Maschinenfabrik Reinhausen GmbH – MR (Німеччина) (рис. 2.14)
[18].
71

Рис. 2.14. Газове реле Бухгольца BF-80/10

Реле оснащене наступною системою комутації:
• перемикаючий контакт: магнітний пускач;
• клапанний затвор: утримується магнітом;
• час спрацювання клапанного затвора: <0,1 с при збільшенні
накопичення газу з 200 см³ до 300 см³ та швидкості течії ізоляційної
рідини 0,65 м/с.
Диференціальний захист трансформатора (ДЗТ). Диференціальний
захист – це захист трансформатора для певної зони або одиниці обладнання.
Він базується на тому факті, що лише у разі внутрішніх несправностей у
контрольованій зоні диференціальний струм (різниця між вхідним та
вихідним струмами) буде високим.
Однак диференціальний струм іноді може бути значним навіть без
внутрішньої несправності. Це пов’язано з певними характеристиками
трансформаторів струму (різні рівні насичення, нелінійності), які вимірюють
вхідні та вихідні струми та захищеного силового трансформатора. За
винятком пускового струму та струму перенасичення, більшість інших
проблем можна вирішити за допомогою диференціального захисного реле,
яке додає до звичайного диференціального реле дві обмежувальні котушки,
живлені від проточного зонного струму, шляхом правильного вибору
72
результуючої відсоткової диференціальної характеристики та правильного
підключення трансформаторів струму з кожного боку силового
трансформатора.
Диференціальні захисні реле експлуатуються вже багато років.
Виконаємо розрахунок параметрів диференціального струмового
захисту. Первинний струм для сторони 110 кВ

S
І ном.тр 10000
макс = = = 50 А.
3Uср 3 ⋅115

Первинний струм для сторони 10,5 кВ

S
І ном.тр 10000
макс = = = 550 А.
3Uном 3 ⋅10,5

Схема з'єднання трансформатора струму на стороні високої напруги –
«трикутник», на стороні низької напруги – «зірка». Коефіцієнт схеми
трансформатора тока Ксх на стороні високої напруги – « 3 », на стороні
низького напруги – «1» [19]. Коефіцієнт трансформації трансформатора
струму КІ на стороні високого рівня напруги 200/5, на стороні низької
напруги 2000/5.
Вторинний струм у ланцюзі захисту для сторони 115 кВ

І Іном. ⋅Ксх 50 ⋅ 3
ном.2 = = = 2,2 А.
КІ 200 / 5

Приймаємо ІВН = 2,2 А.
Вторинний струм у плечах захисту для боку 10,5 кВ

73
І Іном. ⋅Ксх 50 ⋅ 3
ном.2 = = =1,4 А.
КІ 2000 / 5

Приймаємо ІНН =1,4 А.
Для РПН приймаємо діапазон регулювання від UРПН .min = 96,5 кВ до
UРПН .max =126 кВ.
Тоді середнє значення діапазону регулювання

U U
= РПН .min + (UРПН .max −UРПН .min )
РПН .сер , (2.56)
2
U 97 + (126 − 97)
РПН .сер = =112 кВ.
2

Межі діапазону регулювання РПН

U 100%(UРПН .max −U )
∆РПН = РПН .min , (2.57)
2 ⋅UРПН .сер
U 100 ⋅ (126 − 97)
∆РПН = =12,9 %.
2 ⋅112

Відносний струм зовнішнього короткого замикання

І ІКЗ
КЗ.зов.макс = , (2.58)
Іном
І 1040
КЗ.зов.макс = = 21 А.
50

Струм спрацьовування реле струмової відсічки

74
І К ⋅ І
= сх КЗ.зов.макс
сер.св , (2.59)
Ксх
І 1,73 ⋅21
сер.св = =17,9 А.
200 / 5

Приймаємо найближче ціле значення – 18 А.
Для розрахунку уставки диференціального захисту приймаємо за
довідковою літературою Квідс.=1,3; коефіцієнт, що враховує перехідний
режим роботи Кпер = 2,0; коефіцієнт однотипності Кодн = 1,0; відносне
значення струму намагніченості ε= 0,1; Δfдод=0,04.
Диференціальний струм

Ідиф = Квідс (Кпер ⋅Кодн ⋅ε +U∆РПН + ∆fдод ), (2.60)
Ідиф =1,3(2,0 ⋅1,0 ⋅0,1+ 0,129 + 0,04) = 0,5А.

Коефіцієнт зниження гальмівного струму

Кзн.г.І =1− 0,5(Кпер ⋅Кодн ⋅ε +U∆РПН + ∆fдод ), (2.61)
Кзн.г.І =1− 0,5(2,0 ⋅1,0 ⋅0,1+ 0,129 + 0,04) = 0,8А.

Гальмівний коефіцієнт

100 ⋅К
К = відс (Кпер ⋅Кодн ⋅ε +U∆РПН + ∆fдод )
г , (2.62)
Кзн.г.І
100 ⋅1,3(2,0 ⋅1,0 ⋅0,1+ 0,129 + 0,04
К )
г = = 60 .
0,8

Приймаємо: базову уставку ступеня Iд1/Iном = 0,3; першу точку зламу
гальмівної характеристики Im1/Iном=0,5; другу точку зламу гальмівної
75
характеристики Im2/Iном=2,0; уставку блокування від другої гармоніки
Iдг2/Iдг1=0,15.
Під розраховані параметри обираємо сучасне цифрове реле
диференціального захисту трансформаторів SIPROTEC 7SJ82 [20]
виробництва SIEMENS (Німеччина) (рис. 2.15).

Рис. 2.15. Цифрове реле диференціального захисту трансформаторів
SIPROTEC 7SJ82

Його переваги:
− диференційний захист із пофазним вимірюванням;
− чутливе вимірювання для визначення пошкоджень з малими за
величиною струмами;
− швидке відключення при пошкодженнях з більшими за величиною
струмами;
− блокування при стрибках струму намагнічування;
− захист від коротких замиканнях або на землю;
76
− захист від перевантажень із вимірюванням або без вимірювання
температури;
− захист зворотної послідовності;
− захист при відмові вимикача;
− обмежений захист від низько- або високоомних замикань на землю.
На рисунку 2.16 показана типовa схема підключення реле SIPROTEC
7SJ82 до трансформатора.
Для підвищення надійності електропостачання живлячі лінії
оснащуються системою автоматичного повторного включення (АПВ)
вимикача. По суті, це автоматичний вимикач із відповідними захисними
реле, механізмом, який дозволяє автоматично його закривати після
відключення та контролером, який забезпечує функцію автоматичного
повторного включення.
Принцип роботи автоматичного повторного включення такий: при
виявленні несправності вимикач відключається, після чого контролер очікує
протягом заданого часу, перш ніж знову ввімкнути вимикач. Якщо все в
порядку, процес завершується, але якщо несправність зберігається, вимикач
знову відключається, і після додаткової затримки контролер повторно його
включає та знову перевіряє наявність несправності. Якщо несправність
зберігається після повторного включення, вимикач знову відключається.

Рис. 2.16. Схема підключення реле SIPROTEC 7SJ82 до трансформатора
77
Головним елементом АПВ є його блок керування. На сьогоднішній
день – це мікропроцесорний пристрій, що найчастіше конструктивно входить
до складу комплексного пристрою релейного захисту, наприклад, типу УЗА-
10 РС14 (рис. 2.17) [21].

Рис. 2.17. Пристрій релейного захисту УЗА-10 РС14

Для захисту трансформатора від перевантажень за струмом
застосовуємо запобіжники та реле максимального струму. Запобіжник
повинен мати номінальне значення значно вище максимального струму
навантаження трансформатора, щоб витримувати короткочасні
перевантаження, які можуть виникати. Крім того, запобіжники повинні
витримувати пускові струми намагнічування, що виникають під час подачі
живлення на силові трансформатори.
Запобіжники з високою відключаючою здатністю (HRC) (рис. 2.18),
хоча й дуже швидкодіючі при роботі з великими струмами пошкодження,
надзвичайно повільні при струмах, що утричі перевищують їхнє номінальне
значення. З цього випливає, що такі запобіжники мало що роблять для
захисту трансформатора, виконуючи лише функцію захисту системи шляхом
відключення несправного трансформатора після того, як відмова досягне
розвиненої стадії.
78
Для високої сторони типовий номінал запобіжника розрахований на
номінальний струм 16 А та струм повного навантаження 5,25 А.

Рис. 2.18. Запобіжники з високою відключаючою здатністю

З появою елегазових вимикачів захист силових трансформаторів може
забезпечуватися відключенням за струмом. Наприклад, відключення
контролюється запобіжниками з обмеженням часу, підключеними до
вторинних обмоток вбудованих трансформаторів струму, або реле, що
підключені до трансформаторів струму, розташованих на первинній стороні
трансформатора.
Реле максимального струму також застосовуються на силових
трансформаторах, які обладнані стандартним керуванням вимикача.
Покращення захисту досягається двома способами: усуваються
надмірні затримки плавкого запобіжника HRC при нижчих струмах
короткого замикання, а також додатково до функції максимального струму,
передбачено елемент відключення при замиканні на землю [5].
Характеристика часової затримки повинна бути вибрана так, щоб розрізняти
захист кола на вторинній стороні.
Звичайний захист від замикань на землю із застосуванням елементів
максимального струму не забезпечує повноцінного захисту обмоток
трансформатора. Це особливо стосується обмотки, з’єднаної зіркою із
заземленою нейтраллю.
79
Ступінь захисту значно підвищується завдяки застосуванню
обмеженого захисту від замикань на землю (або захисту REF). Це схема
захисту пристрою для однієї обмотки трансформатора. Схема може бути з
високим або низьким імпедансом. Для високоімпедансного типу залишковий
струм трьох лінійних трансформаторів струму врівноважується з виходом
трансформатора струму в нейтральному провіднику. У зміщеній версії з
низьким імпедансом трифазні струми та струм нейтралі стають входами
заміщення для диференціального елемента.
Система працює для несправностей у зоні між трансформаторами
струму, тобто для несправностей у розглядуваній обмотці. Система
залишається стабільною для всіх несправностей за межами цієї зони.
Підвищення ефективності захисту досягається не лише завдяки
використанню миттєвого реле з низьким порогом спрацювання, але й тому,
що вимірюється весь струм пошкодження, а не лише перетворена складова у
первинній обмотці ВН (якщо обмотка «зірки» є вторинною обмоткою).
Обмежений захист від замикань на землю часто застосовується навіть
тоді, коли нейтраль надійно заземлена. Оскільки струм короткого замикання
залишається високим навіть на останньому витку обмотки, забезпечується
практично повне покриття при замиканні на землю. Це є покращенням
порівняно з характеристиками систем, які не вимірюють струм нейтрального
провідника.
Захист від замикання на землю, що застосовується до «трикутної» або
«незаземленої обмотки зірки», за своєю природою є обмеженим, оскільки
компоненти нульової послідовності не можуть передаватися через
трансформатор на інші обмотки.
Обидві обмотки трансформатора можуть захищатися окремо за
допомогою обмеженого захисту від замикань на землю, тим самим
забезпечуючи високошвидкісний захист від замикань на землю для всього
трансформатора за допомогою відносно простого обладнання.

80
2.6. Оперативний струм

Оперативний струм, зазвичай від блоку акумуляторних батарей,
потрібен для підтримання безпечної та безперебійної роботи пристроїв
релейного захисту, автоматики та керування приєднаннями. І якщо на
підстанціях із малою автоматизацією роль оперативного струму не дуже
висока, то на сучасних підстанціях роль акумуляторних батарей є значною.
У разі аварії можуть знеструмитися всі фідери, що виходять із
підстанції, або не перейти на резервне живлення зі сторони високої напруги.
В якості акумуляторних батарей використовуємо 2 батареї, що
складаються зі 104 елементів, типу 12 GroE 300 classic [22]. Для батареї у
будівлі ЗПУ передбачається окреме приміщення з системою припливно-
витяжної вентиляції та опаленням. Усі елементи акумуляторної батареї
розміщуються у 2 ряди на стелажах, що постачаються в комплекті з
акумуляторною батареєю (рис. 2.19).

Рис. 2.19. Блок акумуляторних батарей типу 12 GroE 300 classic

2.7. Власні потреби підстанції

Для забезпечення безперебійної експлуатації, створення відповідного
технічним умовам клімату (температура, вологість тощо) підстанція
споживає певну кількість електроенергії, більшість якої припадає на
81
опалення взимку. Найенерговитратнішим обладнанням підстанції є
маслогосподарство. На підстанції 110/10 кВ у середньому на нього припадає
120 кВт. Енергія також витрачається на обігрів шаф керування,
електроприводів роз'єднувачів, вентиляцію та освітлення. Загалом на
підстанції «Магніт» на власні потреби витрачалося 163,9 кВт електроенергії.
Після модернізації системи освітлення, споживання знизилося на 4,5 кВт та
становить 160 кВт. Потужність трансформатора власних потреб визначається
за виразом

Sтр.ВП = 0,7 ⋅РВП = 0,7 ⋅160 =112 кВт (2.63)

Обираємо силовий масляний трансформатор серії ТМГ. Розраховану
потужність задовольняє трансформатор ТМГ-160/10/0,4-У1. Кількість
встановлених трансформаторів – 2.

2.8. Висновки до розділу 2

У другому розділі безпосередньо виконані розрахунки електричних
параметрів підстанції 110/10 кВ «Магніт», за результатами яких були
визначені необхідні параметри обладнання підстанції.
У ході виконання роботи було проведено комплексний аналіз і техніко-
економічне обґрунтування реконструкції електричної частини підстанції. На
основі розрахунків добових і річних графіків споживання визначено середнє
годинне навантаження та коефіцієнт заповнення, що дозволило оцінити
реальні режими роботи підстанції.
На етапі вибору трансформаторів було розглянуто кілька можливих
варіантів. За результатами техніко-економічного порівняння обрано
трансформатор ТДН-10000/110/10, який забезпечує оптимальне
82
співвідношення між експлуатаційними витратами та енергетичною
ефективністю.
Особлива увага приділена розрахунку струмів короткого замикання у
характерних точках схеми. Отримані значення підтвердили можливість
коректного вибору апаратів комутації та захисту. Уточнено параметри для
однофазних і трифазних коротких замикань, а також визначено ударні
струми, що забезпечило правильний підбір вимикачів та іншої апаратури.
У роботі виконано вибір обладнання для сторони високої та низької
напруги: сучасних елегазових і вакуумних вимикачів, роз’єднувачів,
трансформаторів струму та напруги Проведена перевірка надійності та
відповідності технічним умовам підтвердила правильність зробленого
вибору.
Додатково передбачено встановлення сучасних засобів захисту
трансформаторів, зокрема газового реле та диференціального захисту, що
значно підвищує рівень експлуатаційної безпеки та зменшує ризики
аварійних ситуацій.
Таким чином, розроблені рішення щодо реконструкції електричної
частини підстанції 110/10 кВ «Магніт» дозволяють:
• підвищити надійність електропостачання споживачів;
• зменшити експлуатаційні витрати та втрати електроенергії;
• забезпечити відповідність сучасним вимогам електробезпеки та
енергетичної ефективності.
Отримані результати підтверджують доцільність запропонованих
заходів і можуть бути використані при практичній реалізації реконструкції
підстанції 110/10 кВ «Магніт».

83
РОЗДІЛ 3
ЗАХОДИ БЕЗПЕКИ ТА ЗАХИСТУ ПС 110/10 «МАГНІТ»

3.1. Організаційні заходи

Організаційні заходи, спрямовані на підвищення безпеки робіт під час
реконструкції підстанції, пов’язані з порядком організації робіт, а саме з
оформленням наряду-допуску (або іншим аналогічним документом, у якому
зазначено перелік робіт, що виконуються на підстанції), допуском до роботи,
здійсненням нагляду під час робіт, оформленням перерви в роботі та
завершенням робіт.
Перед видачею допуску до роботи необхідно переконатися, що
проведена оцінка будь-яких електричних небезпек, які можуть завдати шкоди
ремонтному персоналу, а також перевірити вжиті заходи безпеки.
Оцінка електробезпеки повинна враховувати тип використовуваного
електрообладнання, спосіб його використання та оточуюче середовище.
Працівник, який виписує наряд на роботу, повинен:
• перевірити, що працівники знають, як безпечно користуватися
електрообладнанням та інструментом;
• перевірити, що використовувана (тимчасова) електрична мережа не
перевантажена, оскільки це може призвести до загоряння;
• перевірити, що немає підвислих кабелів, через які можна перечепитися
або які можуть впасти;
• під час виконання робіт слід звертати увагу на документацію та
пам’ятати, що електричні кабелі можуть знаходитися всередині стін,
підлоги та стелі (особливо при бурінні в цих місцях) тощо;
84
• переконатися, що кожен, хто працює зі струмом має достатні навички,
знання та досвід для цього, пройшов відповідні інструктажі та має
необхідні посвідчення;
• перед використанням переконатися, що електрообладнання, яким
користуються працівники, знаходиться в справному стані та придатне
до експлуатації.
Рекомендується розглянути можливість використання пристрою
захисного відключення між джерелом живлення та обладнанням, особливо
при роботі на відкритому повітрі або у вологому чи обмеженому просторі.
Якщо обладнання (наприклад, драбини, стріла крана, кузов самоскида або
щогла риштувань) знаходиться на відстані менше шести метрів від
високовольтної лінії електропередачі, необхідно вжити додаткові заходи
безпеки.

3.2. Технічні заходи

Більшість електричних аварій та уражень електричним струмом
трапляються через те, що люди працюють на/або поруч із обладнанням, яке:
• вважається відключеним, але насправді знаходиться під напругою або
навантаженням;
• відомо, що обладнання ввімкнене, але особи, які беруть участь у роботі
не мають відповідної кваліфікації або не вжили належних запобіжних
заходів.
Насамперед, для безпечної роботи на обладнанні, його обслуговування
та ремонту необхідно, щоб саме обладнання було правильно спроектоване та
встановлене. Найбільшу небезпеку становить деяке старе обладнання, яке все
ще використовується. Наприклад, розподільні щити відкритого типу. У таких
випадках працівники повинні мати достатні знання та досвід, щоб розпізнати
небезпеку та уникнути її. Цей тип обладнання має знаходитися в безпечному
приміщенні або зоні з доступом лише для осіб із спеціальними
85
повноваженнями. Але навіть у цьому випадку необхідно додатково захистити
відкритий, неізольований тип обладнання, щоб запобігти випадковому
контакту з частинами під напругою.
Деяке обладнання працює при таких низьких напругах, що не може
спричинити шкідливий удар струмом, але навіть при цих наднизьких
напругах може виникнути дуга. Це може бути викликано перегрівом
провідників або вибухонебезпечною середою. Наприклад, короткозамкнутий
акумулятор може спричинити перегрівання провідників і навіть вибух
батареї.
Завжди слід обирати обладнання, відповідне до середовища, в якому
воно використовується. Наприклад, надмірно вологі умови збільшують ризик
травм через зниження ефективності ізоляції. Обладнання, схильне до корозії,
може працювати не так, як задумано.
Забезпечити безпеку робіт можна ще на етапі проектування, наприклад:
• вимикачі-роз’єднувачі повинні мати блокувальний пристрій, пристрій
фіксації або інші засоби для закріплення їх у відключеному положенні;
• ланцюги та обладнання повинні бути встановлені так, щоб усі секції
системи могли бути ізольовані за потреби;
• вимикачі навантаження повинні бути розташовані належним чином і
так, щоб ланцюги та обладнання могли бути ізольовані без
відключення інших ланцюгів, які повинні продовжувати роботу;
• пристрої, що використовуються для ізоляції ланцюгів, повинні бути
чітко позначені, щоб показати їхнє відношення до обладнання, яке
вони контролюють, якщо не може бути жодних сумнівів у тому, що це
очевидно для всіх зацікавлених осіб.
Панелі керування (шафи керування) повинні бути спроектовані з
ізольованими провідниками та мати захисне покриття.
За можливості слід уникати робіт у реальному часі під час введення в
експлуатацію та пошуку несправностей; наприклад, використовуючи
86
належним чином спроектоване обладнання з вбудованими випробувальними
та діагностичними засобами.

3.3. Розрахунок заземлення підстанції

Система заземлення підстанції є невід’ємною частиною будь-якої
електричної системи. Належне заземлення підстанції є суттєвим і дуже
важливим з двох причин [23, 24].
По-перше, це засіб розсіювання електричного струму в землю без
перевищення робочих меж обладнання, тим самим захищаючи його від
виходу з ладу.
По-друге – це забезпечує безпечне середовище для захисту персоналу
поблизу заземлених об’єктів від небезпеки ураження електричним струмом у
разі виникнення несправності.
Система заземлення включає всі взаємопов’язані засоби заземлення в
зоні підстанції, зокрема підземну заземлювальну сітку, повітряні
заземлювальні провідники, нейтральні провідники, підземні кабелі,
фундаменти, глибокі колодязі тощо.
Заземлювальна сітка складається з горизонтальних взаємопов’язаних
неізольованих провідників та заземлювальних стержнів. При проєктуванні
заземлювальної мережі для контролю рівнів напруги до безпечних значень
слід враховувати загальну систему заземлення, щоб забезпечити безпечну
систему з мінімально економічними витратами [23, 24].
Інформація про опір системи заземлення, величину струму мережі та
підвищення потенціалу землі також може бути використана для визначення
того, чи будуть перевищені допустимі параметри для енергетичного
обладнання та персоналу підстанції.
Безпечне заземлення вимагає взаємодії двох складових: контакт із
землею через неізольовані провідники, розташовані на певній глибині під
поверхнею землі, та електричне з’єднання цієї сітки з корпусами обладнання,
87
встановленого на підстанції (рис. 3.1). Часто вважають, що до будь-якого
заземленого предмета людина може безпечно доторкнутися [23, 24].

Рис. 3.1. Заземлення підстанції

Але низький опір заземлення підстанції сам по собі не є гарантією
безпеки. Не існує прямого зв’язку між опором системи заземлення в цілому
та максимальним ударним струмом, якому може піддаватися людина.
Підстанція з відносно низьким опором заземлення може бути
небезпечною, тоді як інша підстанція з дуже високим опором заземлення
може бути безпечною або може бути зроблена безпечною завдяки
ретельному проєктуванню. Існує багато параметрів, які впливають на
напруги всередині та навколо зони підстанції. Оскільки напруги залежать від
місця встановлення, неможливо спроєктувати одну систему заземлення,
прийнятну для всіх місць.
Тому виконаємо розрахунок заземлення нашої досліджуваної станції
[23, 24].
88
Заземлювальну сітку сформуємо з вертикальних заземлювачів,
поздовжніх та поперечних заземлювальних смуг, з’єднаних між собою (рис.
3.2).

Рис. 3.2. Заземлювальний пристрій ВРУ-110 кВ

Задаємося вихідними даними для розрахунку. Тривалість впливу
вражаючого струму складається з часу дії релейного захисту та часу
відключення вимикача і становить 0,04 с. Найбільша допустима напруга
дотику – 500 В. Ґрунт на підстанції однорідний чорнозем, тому ρ1=ρ2=85
Ом∙м. Довжина вертикального заземлювача lв = 5 м. Відстань між
вертикальними заземлювачами a = 5 м. Довжина горизонтального
заземлювача Lг = 5 м. Площа сітки заземлення S = 240 м². Параметр М = 0,5
для ρ1/ρ2 = 1,0. Електричний опір тіла людини Rл = 1000 Ом. Електричний
опір протікання струму від ступні людини Rс = 750 Ом [23, 24].
Тоді коефіцієнт β

β Rл 1000
= = = 0,6 . (3.1)
Rл + Rс 1000 + 750

89
Коефіцієнт дотику

К М ⋅ β 0,5 ⋅06
дот = = = 0,2. (3.2)
0,45 lв ⋅ LГ  0,45 5 ⋅128 

 a S  
  5 250 


Напругу заземлювача визначаємо за виразом

U
U = пр.доп 500
з = = 2500 В. (3.3)
Кдот 0,2

Отримане значення 2,5 кВ менше граничних 10 кВ. Опір контуру
заземлення

R U з 2500
з = = =1,01 Ом. (3.4)
Sз 0,4 ⋅6200

Поздовжні та поперечні заземлювальні смуги утворюють квадратні
комірки 15 × 15 м. Кількість комірок по довгій стороні

m L
= г 128
= = 4,3. (3.5)
2 S 2 ⋅15

Приймаємо чотири комірки.
Кількість вертикальних заземлювачів

п 4 S 4 ⋅15
в = = =12 шт. (3.6)
lв 5

90
Приймаємо дванадцять штук. Загальна довжина всіх вертикальних
заземлювачів

lв = пв ⋅ Lв =12 ⋅5 = 60 шт. (3.7)

Задаємося глибиною залягання сітки t = 0,8 м. Тоді відносна глибина
залягання

t t + Lв 0,8+ 5
відн. = = = 0,4 . (3.8)
S 15

Оскільки розрахункове значення tвідн. = 0,4 ≥ 0,1 величина A
визначається за виразом

А = 0,41− 0,25tвідн. = 0,41− 0,25 ⋅0,4 = 0,31. (3.9)

Загальний опір заземлювача

R А ⋅ ρе А ⋅ ρ
з = + е , (3.10)
S Lг + Lв
R 0,3 ⋅85 0,3 ⋅85
з = + = 0,85 Ом.
15 124 + 60

Отримане значення 0,85 Ом менше розрахункового допустимого
значення 1,01 Ом. Напруга дотику

Uдот = Кдот ⋅ I з ⋅Rз , (3.11)
Uдот = 0,2 ⋅6200 ⋅0,85 =1054 В.

91
Напруга дотику вийшла більшою за допустиме значення 500 В. Для
зменшення додамо шар гравію товщиною 2 см з питомим опором 3000 Ом·м.
Перераховуємо напругу дотику.

β Rл 1000
= = = 0,2 ,
Rл + Rс 1000 + 3000
К 0,5 ⋅0,2
дот = = 0,04,
0,45 5 ⋅128 
 5 250 
 
U
U 500
з =
пр.доп = =12500 В.
Кдот 0,04
R 12500
з = = 0,5 Ом.
0,4 ⋅6200
Uдот = 0,2 ⋅6200 ⋅0,5 = 420 В.

Таким чином, умова виконана.

3.4. Розрахунок блискавкозахисту підстанції

Блискавка – це електричний розряд статичної електрики між хмарою та
землею або між хмарами. Удар блискавки – це сильний струмовий розряд,
який триває лише кілька мільйонних долей секунди [23, 24].
На підстанції можуть виникати стрибки напруги від впливу блискавки,
або стрибки, що надходять на підстанцію по вхідних лініях, або прямі удари
блискавки по обладнанню підстанції.
Проєктування ізоляції на підстанціях потребує визначення величини,
частоти повторюваності та типу перенапруги, що накладає певні вимоги на
ізоляцію підстанції.
92
Захист електрообладнання від блискавки має першочергове значення
для роботи енергосистеми. Вихід обладнання з ладу через блискавку може
спричинити серйозні перебої та збільшені експлуатаційні витрати.
Більшість пристроїв для захисту обладнання від прямих ударів
блискавок забезпечує екранування, наприклад, щогли та/або сталеві троси.
Пристрої захисту від перенапруг використовуються на силових
трансформаторах для захисту обмоток трансформатора. Щогли можуть бути
встановлені на сталевих конструкціях або як окремі конструкції.
Вхідні розподільчі лінії також оснащені розрядниками для захисту від
перенапруг, щоб убезпечити обладнання підстанції від стрибків напруги, що
надходять на станцію через розподільчі лінії.
Таким чином, основними методами блискавкозахисту є [23, 24]:
1. встановлення щогл;
2. правильно встановлені екрановані проводи та опори;
3. правильне заземлення обладнання;
4. правильно розрахована система заземлення.
Захист силового трансформатора має першочергове значення. Тому
щогла повинна бути розташована поруч із трансформатором, щоб
трансформатор знаходився в зоні захисту, а не поруч. На рис. 3.3. зображена
методика визначення захисних зон, коли захист здійснюється за допомогою
блискавкозахисних щогл [23, 24].

Рис. 3.3. Методика визначення захисних зон: 1 – межі зони захисту на
рівні; 2 – те саме на рівні землі
93
Для підстанції «Магніт» обираємо метод подвійного стрижневого
блискавковідводу висотою h = 25 м з високим рівнем надійності (0,99).
Визначимо відстань між щоглами [23, 24]:

Lc = 2,5 ⋅h = 2,5 ⋅25 = 62,5 м. (3.12)

Попередньо приймаємо відстань між щоглами: довжина між щоглами
a₁ = 45 м, ширина між щоглами a₂ = 30 м. Розраховуємо діагональ
геометричної фігури – прямокутника, сформованого цими сторонами:

L = а2
1 + а2 = 452 + 302
2 = 55 м. (3.13)

Умова безперервності блискавкозахисту виконується, оскільки L = 55
м ≥ Lc = 62,5 м
Визначимо основні розміри конуса захисту стрижневого
блискавковідводу [23, 24]:
а) висота

h0 = 0,8 ⋅h = 0,8 ⋅25 = 21 м;

б) радіус

r0 =1,2 ⋅ r =1,2 ⋅25 = 30 м.

На висоті hₓ = 6 м радіус зони захисту

r0 ⋅ (h0 − hх ) 30 ⋅ (21− 6
r )
х = = = 21,4 м.
h0 21

94
3.5. Висновки до розділу 3

У результаті проведених досліджень у третьому розділі було визначено
комплекс організаційних, технічних та інженерних заходів, необхідних для
забезпечення надійної та безпечної експлуатації підстанції 110/10 кВ
«Магніт».
Організаційні заходи передбачають суворий контроль за виконанням
робіт лише за наявності наряду-допуску, перевірку справності обладнання
електричних мереж, а також залучення персоналу, що має належну
кваліфікацію, досвід та відповідні посвідчення. Особливий акцент зроблено
на запобіганні ризикам ураження електричним струмом у зонах прихованої
прокладки кабелів та під час робіт біля високовольтних ліній електропередач.
Технічні заходи спрямовані на мінімізацію аварійних ситуацій, що
виникають через роботи на обладнанні під напругою. Запропоновано
застосування сучасних методів ізоляції, блокування та чіткого маркування
обладнання, а також використання вологозахищених та корозійностійких
приладів. Наголошено на доцільності зменшення робіт у режимі «під
напругою» за рахунок впровадження діагностичних і випробувальних
систем.
У ході інженерного розрахунку системи заземлення встановлено, що
опір заземлювального пристрою становить 0,85 Ом, що відповідає
нормативним вимогам (≤1,01 Ом). Первинний розрахунок показав
перевищення напруги дотику, однак після додавання шару гравію її значення
знижено до 420 В, що забезпечує безпечні умови експлуатації.
Розрахунок блискавкозахисту підтвердив ефективність застосування
подвійного стрижневого блискавковідводу висотою 25 м. Визначено, що
силовий трансформатор знаходиться у зоні надійного захисту, а рівень
забезпечення безпеки становить 0,99, що свідчить про високу ефективність
системи захисту від перенапруг.

95
ВИСНОВКИ

1. Аналіз технічного стану підстанції «Магніт» АТ
«Черкасиобленерго», яка має типову структуру, що включає два незалежні
вводи 110 кВ, силові трансформатори типу ТДН-10000/110/10 показав
необхідність у її реконструкції із заміною силового обладнання, кабельних
ліній зв'язку, пристроїв релейного захисту та автоматики, розподільчих
пристроїв.
2. У ході виконання роботи було проведено комплексний аналіз і
техніко-економічне обґрунтування реконструкції електричної частини
підстанції. На основі розрахунків добових і річних графіків споживання
визначено середнє годинне навантаження та коефіцієнт заповнення, що
дозволило оцінити реальні режими роботи підстанції.
3. На етапі вибору трансформаторів було розглянуто декілька
можливих варіантів. За результатами техніко-економічного порівняння
обрано трансформатор ТДН-10000/110/10, який забезпечує оптимальне
співвідношення між експлуатаційними витратами та енергетичною
ефективністю.
4. У роботі було зроблено розрахунок струмів короткого замикання у
характерних точках схеми, на основі який коректно обрано апарати комутації
та захисту. Уточнено параметри для однофазних і трифазних коротких
замикань, а також визначено ударні струми, що забезпечило правильний
вибір вимикачів та іншої апаратури.
5. У роботі виконано вибір обладнання для сторони високої та низької
напруги: сучасних елегазових і вакуумних вимикачів, роз’єднувачів,
трансформаторів струму та напруги Проведена перевірка надійності та
відповідності технічним умовам підтвердила правильність зробленого
вибору. Додатково передбачено встановлення сучасних засобів захисту
трансформаторів, зокрема газового реле та диференціального захисту, що
96
значно підвищує рівень експлуатаційної безпеки та зменшує ризики
аварійних ситуацій.
6. Визначено комплекс організаційних, технічних та інженерних
заходів, необхідних для забезпечення надійної та безпечної експлуатації
підстанції 110/10 кВ «Магніт».
Організаційні заходи передбачають суворий контроль за виконанням
робіт лише за наявності наряду-допуску, перевірку справності обладнання
електричних мереж, а також залучення персоналу, що має належну
кваліфікацію, досвід та відповідні посвідчення. Особливий акцент зроблено
на запобіганні ризикам ураження електричним струмом у зонах прихованої
прокладки кабелів та під час робіт біля високовольтних ліній електропередач.
Технічні заходи спрямовані на мінімізацію аварійних ситуацій, що
виникають через роботи на обладнанні під напругою. Запропоновано
застосування сучасних методів ізоляції, блокування та чіткого маркування
обладнання, а також використання вологозахищених та корозійностійких
приладів. Наголошено на доцільності зменшення робіт у режимі «під
напругою» за рахунок впровадження діагностичних і випробувальних
систем.
У ході інженерного розрахунку системи заземлення встановлено, що
опір заземлювального пристрою становить 0,85 Ом, що відповідає
нормативним вимогам (≤1,01 Ом). Первинний розрахунок показав
перевищення напруги дотику, однак після додавання шару гравію її значення
знижено до 420 В, що забезпечує безпечні умови експлуатації.
Розрахунок блискавкозахисту підтвердив ефективність застосування
подвійного стрижневого блискавковідводу висотою 25 м. Визначено, що
силовий трансформатор знаходиться у зоні надійного захисту, а рівень
забезпечення безпеки становить 0,99, що свідчить про високу ефективність
системи захисту від перенапруг.

97
СПИСОК ВИКОРИСТАНИХ ДЖЕРЕЛ

1. Бровков В. А., Кузнєцов В. Г. Електричні станції та підстанції :
навч. посіб. – Харків : ХНУМГ, 2015. – 248 с.
2. IEEE Std 738-2012, IEEE Std 80-2013, IEEE Std 142-2007. IEEE
Standards for Substation Design, Grounding, and Transmission Lines. – New
York: IEEE, 2007–2013. – 520 p.
3. Трансформаторна підстанція [Електронний ресурс]. – Режим
доступу: https://uk.wikipedia.org/wiki/Трансформаторна_підстанція (дата
звернення: 19.09.2025).
4. Американська торговельна палата в Україні. Підземні та мобільні
підстанції електропередачі – рішення для захисту української енергосистеми
[Електронний ресурс]. – Режим доступу: https://chamber.ua/ua/news/pidzemni-
ta-mobilni-pidstantsii-elektroperedachi-rishennia-dlia-zakhystu-ukrainskoi-
enerhosystemy/ (дата звернення: 19.09.2025).
5. Електрообладнання підстанцій / під ред. А. І. Бондаренка. – Київ :
Вища школа, 2010. – 312 с.
6. Ковальчук В. П. Електричні підстанції та мережі : навч. посіб. –
Львів : Львівська політехніка, 2015. – 276 с.
7. Головко М. С., Семко О. В. Безперервний контроль стану
силових трансформаторів систем електропостачання у процесі їх
експлуатації. // Збірник тез доповідей студентської науково-практичної
конференції ЧДТУ (22–24 квітня 2025 р.) [Електронний ресурс] / упоряд.:
Єгорова О. В., Захарова О. В., Тичков В. В. та ін. – Черкаси : ЧДТУ, 2025. –
С. 120. – Режим доступу: http://chdtu.edu.ua (дата звернення: 19.09.2025).
8. Маляренко В. А., Кудря С. О. Електропостачання промислових
підприємств. – Харків : ХНУРЕ, 2014. – 350 с.
9. IEC 60909-0:2016. Short-circuit currents in three-phase a.c. systems –
Part 0: Calculation of currents. – Geneva : International Electrotechnical
Commission, 2016. – 248 p.
98
10. IEEE Std 141-1993 (Red Book). IEEE Recommended Practice for
Electric Power Distribution for Industrial Plants. – New York : IEEE, 1993. – 832
p.
11. Букович Н. В. Протиаварійна режимна автоматика
електроенергетичних систем. – Львів : Вид-во Львівської політехніки, 2003. –
220 с.
12. Вимикачі колонкові елегазові : довідник покупця. – Вид. 2. –
Київ: Техніка, 2004. – 136 с.
13. ВП «ЕНЕРГОСПЕЦСЕРВІС». Вакуумний вимикач ВВТЕЛ
[Електронний ресурс]. – Режим доступу:
https://energservisvp.kr.ua/ua/p1428915169-vakuumnij-vimikach-
vvtel.html?srsltid=AfmBOortGQ50_N3Qt5OXeXkDfKQBmKQD0b6fIW2p8r09
Guxcyu1x7Mi2 (дата звернення: 19.09.2025).
14. Інструкція з монтажу горизонтально-поворотного роз'єднувача
РДЗ-110 [Електронний ресурс]. – Режим доступу:
https://smarttender.biz/Attachment/DownloadAttachmentByKey?keyId=213d0f28-
1584-4c8e-a426-20413f076a74 (дата звернення: 19.09.2025).
15. Монада. Інтернет-магазин. Current Transformer 2.5A/5VA
[Електронний ресурс]. – Режим доступу:
https://monada.com.ua/product/4nc5222-2ce2-current-transformer-2-5a-
5va/?utm_source=chatgpt.com (дата звернення: 19.09.2025).
16. ТОВ «Славгор Енерго Україна». [Електронний ресурс]. – Режим
доступу: https://slavgorenergo.com.ua/ua/ (дата звернення: 19.09.2025).
17. ВАТ «Запорізький завод високовольтної апаратури».
[Електронний ресурс]. – Режим доступу: http://zva.zp.ua/ (дата звернення:
19.09.2025).
18. ТОВ «СтандартПрилад». Газове реле Бухгольца BF-80-10
[Електронний ресурс]. – Режим доступу: https://standart-
pribor.com.ua/product/gazovoe-rele-buhgolcza-bf-80-10/ (дата звернення:
19.09.2025).
99
19. Осташевський М. О., Юр'єва О. Ю. Електричні машини і
трансформатори: навч. посіб. / за ред. д-ра техн. наук, проф. В. І. Мілих. –
Київ : Каравела, 2018. – 452 с.
20. SIEMENS. SIPROTEC 7SJ82 – Захист від перевантаження по
струму та живлення [Електронний ресурс]. – Режим доступу:
https://www.siemens.com/ua/uk/produkty/enerhetyka/avtomatizatsiya-
intelektualni-merezhi/tsyfrovyy-releynyy-zakhyst/siprotec5/zakhyst-vid-
perevantazhennya-po-strumu-ta-zhyvlennya/sprotec-7sj82.html (дата звернення:
19.09.2025).
21. EMV Energo AG. Релейний захист RZL-05T [Електронний
ресурс]. – Режим доступу: https://relsis.ua/ua/products/relay-protection-
automation/rzl-05/rzl-05-spl/rzl-05t (дата звернення: 19.09.2025).
22. ТОВ «Дует Пауер». Акумуляторні батареї GNB Industrial Power
Classic Groe [Електронний ресурс]. – Режим доступу: https://www.duet-
power.com.ua/akkumuljatornye-batarei/stacionarnye-
akkumuljatory/akkumuljatory-gnb-industrial-power/classic/classic-groe/ (дата
звернення: 19.09.2025).
23. Бондаренко В. Ф., Ковальчук В. П. Електробезпека. Заземлення
та блискавкозахист : навч. посіб. – Київ : Вища школа, 2012. – 215 с.
24. Тесленко В. І., Соколовський Л. І. Захист електроустановок від
перенапруг та блискавки. – Київ : Техніка, 2011. – 198 с.

ChSTU repository

ChSTU repository preserves and enables easy and open access to all types of digital content including text, images, moving images, mpegs and data sets