1. 4
РЕФЕРАТ
ПЗ 131 с, 18 рис., 35 таблиць, 21 джерело.
Об'єктом проектування є знижувальна підстанція для електропостачання
споживачів Шевченківського району міста Запоріжжя.
Мета роботи – розробканайбільш оптимального варіанту знижувальної
підстанції для електропостачання промисловихта комунальних споживачів
міського району.
Методи дослідження – технічний та економічний аналіз.
Результатом роботиє вибір силових трансформаторів, високовольтних
апаратів, струмопровіднихчастин та іншого обладнання підстанції; розрахунок
освітлення, заземлення та блискавкозахисту підстанції; розробкаорганізаційно-
економічних питань.
МЕРЕЖА, ЕЛЕКТРИЧНЕ НАВАНТАЖЕННЯ, ПІДСТАНЦІЯ, РІВЕНЬ
НАПРУГИ, ЗВЕДЕНІ ВИТРАТИ, ЯКІСТЬ ЕЛЕКТРОЕНЕРГІЇ, СЕКЦІЯ,
ВИМИКАЧ, ВЛАСНІ ПОТРЕБИ, РЕЛЕЙНИЙ ЗАХИСТ, ЗАЗЕМЛЕННЯ.

2. 5
ЗМІСТ
РЕФЕРАТ................................................................................................................. 4
ЗМІСТ...................................................................................................................... 5
ПЕРЕЛІК УМОВНИХ СКОРОЧЕНЬ....................................................................... 7
ВСТУП..................................................................................................................... 8
1 ЗАГАЛЬНА ХАРАКТЕРИСТИКА РАЙОНУ ТА СПОЖИВАЧІВ....................... 9
2 РОЗРАХУНОК ЕЛЕКТРИЧНИХ НАВАНТАЖЕНЬ ПІДСТАНЦІЇ ................... 11
2.1 Розрахунок електричних навантажень споживачів району .................... 14
2.2 Розрахунок навантаження власних потреб підстанції ............................ 19
2.3 Розрахунок загального навантаження підстанції.................................... 20
3 ВИБІР СХЕМИ ЕЛЕКТРОМЕРЕЖІ РАЙОНУ................................................... 22
3.1 Вибір місця розташування ПС «НЗ»....................................................... 23
3.2 Вибір напруг ліній зв’язку з енергосистемою та споживачами.............. 24
3.3 Вибір типу ліній електропередачі........................................................... 25
3.4 Вибір перерізів ліній ............................................................................... 26
4 ВИБІР КІЛЬКОСТІ ТА ПОТУЖНОСТІ ТРАНСФОРМАТОРІВ........................ 30
4.1 Вибір технічно обґрунтованої потужності трансформаторів ................. 31
4.2 Техніко-економічне порівняння трансформаторів різної потужності. ... 34
5 РОЗРОБКА ГОЛОВНОЇ СХЕМИ ЕЛЕКТРИЧНИХ З’ЄДНАНЬ........................ 42
6 РОЗРАХУНОК СТРУМІВ КЗ............................................................................. 44
7 ВИБІР СХЕМИ РОЗПОДІЛЬЧОЇ МЕРЕЖІ ........................................................ 50
7.1 Вибір типу схеми мережі........................................................................ 51
7.2 Визначення перерізу кабельних ліній..................................................... 53
7.3 Режими заземлення нейтралі .................................................................. 60
8 ВИБІР ШИН ТА ЕЛЕКТРИЧНИХ АПАРАТІВ ПІДСТАНЦІЇ ........................... 62

3. 6
8.1 Вибір шин ............................................................................................... 62
8.2 Вибір ізоляторів...................................................................................... 66
8.3 Вибір апаратів......................................................................................... 68
9 КОМПОНУВАННЯ ТА КОНСТРУКТИВНА ЧАСТИНА ПІДСТАНЦІЇ........... 71
9.1 Конструрція ВРП.................................................................................... 72
9.2 Приміщення підстанції ........................................................................... 74
10 ВЛАСНІ ПОТРЕБИ ПІДСТАНЦІЇ.................................................................... 75
10.1 Освітлення підстанції............................................................................ 76
10.2 Розрахунок силових навантажень власних потреб ............................... 82
10.3 Розрахунок струмів КЗ власних потреб ................................................ 84
10.4 Розрахунок та вибір елементів обладнання власних потреб підстанції 85
11 РЕЛЕЙНИЙ ЗАХИСТ ТА АВТОМАТИКА ПІДСТАНЦІЇ ............................... 88
11.1 Релейний захист трансформатору......................................................... 88
11.2 Захист ЗРП 10 кВ .................................................................................. 94
11.3 Автоматика підстанції........................................................................... 98
12 ОРГАНІЗАЦІЯ ПЛАНОВО-ПОПЕРЕДЖУВАЛЬНОГО РЕМОНТУ
ЕЛЕКТРОУСТАТКУВАННЯ НА ПІДСТАНЦІЇ..................................................100
13 ОХОРОНА ПРАЦІ...........................................................................................110
13.1 Розрахунок заземлюючого пристрою ..................................................111
13.2 Заходи з електробезпеки......................................................................118
13.3 Блискавкозахист...................................................................................121
13.4 Пожежна безпека .................................................................................124
13.5 Заходи з промислової санітарії та гігієни праці ...................................126
ВИСНОВКИ..........................................................................................................128
ПЕРЕЛІК ЛІТЕРАТУРИ.......................................................................................130

4. 7
ПЕРЕЛІК УМОВНИХ СКОРОЧЕНЬ
АБ – акумуляторна батарея
АСУ – автоматична система управління
ВП – власні потреби
ГЗ – газовийзахист
ГЗП – головна знижувальна підстанція
ДЗТ–диференційний захисттрансформатора
ЕУ –електроустановка
ЗП–заземлюючийпристрій
ЗПЕ– зшитийполіетилен
ЗПУ– загальнопідстанційний пункт управління
КЗ–короткезамиканя
КЛ–кабельна лінія
КРП–комплектний розподільчийпристрій
КТП–комплектна трансформаторнапідстанція
КСС–кривасилисвітла
МАХ –режим максимальних навантажень
МСЗ – максимальний струмовийзахист
MIN – режим мінімальних навантажень
ОЗЗ – однофазнезамикання на землю
ОЗП – основназаробітна плата
ОПН – обмежувач перенапруги
ПЛ – повітряна лінія
ПОС – постійний оперативний струм
ПС – підстанція
РЗ – релейний захист
РПН – регулювання під напругою
СЗ – струмовийзахист
ТЕП – техніко-економічне порівняння
ТП – трансформаторнийпункт
ТС – трансформаторструму
ЦЕН – центр електричних навантажень
ШОС – шафа оперативного струму

5. 8
ВСТУП
Сучасна енергетика України являє собою строкате різноманіття мереж та
підстанцій. На фоні старих будівель ТП, що були збудовані в сорокових роках
минулого століття, будуються нові підстанції, обладнані за останнім словом
техніки. Інновації в різних галузях виробництва тягнуть вперед, доповнюють і
розвивають електротехнічне обладнання, підвищуючи його надійність,
покращуючи робочі показники.
Також сучасні міста, поки що тільки метрополіси, пред’являють нові вимоги
до електроспоживання міст, зокрема відмовляються від використання повітряних
ліній 35 кВ та вище в користь поліетиленових, маслонаповнених або
надпровідних кабельних ліній, відмовляються від великих розподільчихпристроїв
за портальними схемами, в бік компактного блочного будівництва, або навіть
закритих РП.
Все це вкупі з постійним зростанням обсягу електроспоживання
промисловістюта комунальними споживачами, та високими технічними втратами
в мережах порівняно з іншими державами потребує значного обновлення та
технічного переозброєння підстанцій та ліній електропередач.
Звісно, не всі інновації є необхідними для впровадження на енергетичних
об’єктах, і не варто хапатися за нововведення, не доказавши їх технічної чи
економічної доцільності. Наприклад, мікропроцесорнийзахист, на який перейшло
близько 1,5% вітчизняних підстанцій, по багатьом показникам, зокреманадійності
та довговічності поступається традиційному захисту на електромеханічній базі, а
по вартості перевищує в десятки разів, не надаючи нічого принципово нового.
У дипломному проекті розглядається будівництво підстанції 150/35/10 кВ
«Новозапорізька», яка забезпечує електроенергією частину Шевченківського
району м. Запоріжжя. Проект підстанції спирається на реально існуючу схему
електричної мережі і виконаний на розрахунковий період 5-ти років після вводу в
експлуатацію з урахуванням перспективи розвитку мережі на наступні не менше 5
років. Спроектована підстанція по всім показникам перевершує реально існуючу,
чотирьох трансформаторну, яка займає площу 1,44 Га проти 0,49 Га
спроектованої двох трансформаторної.

6. 9
1 ЗАГАЛЬНА ХАРАКТЕРИСТИКА РАЙОНУ ТА СПОЖИВАЧІВ
Проектуєма підстанція розташована в Запоріжжі. Високовольтні лінії
передачі у ряді районів Запорізької області періодично піддаються ожеледно-
вітровим навантаженням, які приводять до аварійних ситуацій, що викликають
падіння опор і обрив проводів. Це призводить до відключення споживачів та
додатковим витратам. Найнебезпечнішими для ПЛ є так звані «крижані дощі», які
одночасно охоплюють дуже великі площі на рівні однієї або навіть декількох
областей, викликаючи чисельні аварійні ситуації в електропостачанні споживачів.
Визначення початкових розрахункових умов та заходи з підвищення
механічної міцності при проектуванні підстанції та конструктивної частини
повітряних ліній проводиться на основі карт кліматичного районування території
країни [1] за швидкісним натиском вітру, грозовою активністю та розміром
ожеледних утворювань. Карти складаються за даними багаторічних
метрологічних спостережень.
Кліматичні умови визначають інтенсивність і масштаби ожеледиці на
проводах ПЛ, причому істотний вплив на них встановлюють як природні умови
(висота над рівнем моря, ступінь заселення, перетнутий рельєф місцевості), так і
існуючи інженерні споруди (дамбі, водоскиди, ставки-охолоджувачі, смуги
суцільної забудови і т. п.).
Проектована підстанція та споруджувані лінії електропередачі знаходяться
в кліматичній зоні Запорізької області, яка відноситься до III району за
ожеледицею, та ІІІ району за тиском вітру. У відповідності до карт
територіального районування ПУЕ [1], та даних кліматичних служб, район
електропостачання характеризується наступними ознаками:
Таблиця 1.1 – Кліматичні умови району електропостачання
Характер ґрунту Чернозем малогумусний
Питомий опір ґрунту 50 Ом∙м
Середня глибина промерзання ґрунту 0,8 м
Середня зимоватемпература -4 °С
Середня літня температура 21,6 °С
Середньорічнатемпература 9 °С
Мінімальна температура -34 °С
Максимальна температура 40 °С
Вага ожеледдю 15 Н/м
Стінка ожеледдю 19 мм
Середня швидкість вітру 3,8 м/с

7. 10
Продовження таблиці 1.1
Максимальна швидкість вітру 28 м/с один раз в 15-20 років
Максимальний тиск вітру 500 Па
Тисквітру при ожеледі 300 Па
Тисквітру на провід діаметром 10 мм
покритий ожеледдю
10 Н/м
Кількість грозовихгодин 40 год/рік
Плясіння проводів Більше 0,2 в рік
При проектування нових промисловихелектричних мереж для забезпечення
надійного та економічного режиму електропостачання виробництва та
комунальних споживачів важливу роль відіграє детальний аналіз технічних
характеристик споживачів та всієї електричної системи промислового району в
нормальному та аварійному режимах роботи.
Основна частина промислових споживачів електричної енергії – це
електроспоживачі моторобудівного заводу «Мотор-Січ», більша частина котрих
відноситься до 2-ї категорії надійності електропостачання. До першої категорії
надійності відноситься лише група цехів лиття, які живляться від підстанцій П63,
П64, П65, П66, а також котельня заводу, яка живиться від П46. Також
електроенергію споживають таки невеликі підприємства, як: ювелірний завод
«Золоте століття» (П5); електротехнічний завод «Імпульс» (П5); хімчистка (П16);
взуттєва фабрика (П19); підприємство з переробки сміття «Ремондіс» (П20);
нафтобаза «Мотор-Січ»(П21); автогенна фабрика (П22); меблева фабрика (П62),
приватні склади.
Більша частина комунальних споживачів – це житлові масиви з будинками
вище 5 поверхів, які згідно [2] відносяться до 2-ї категорії надійності. Невеликою
(15%) є частка електроспоживання, що відходить на долю житлових будинків
старої забудівлі (2-5 поверхів) та приватного сектору. До комунальних споживачів
електроенергії відносяться також: станція КП «Водоканал», підприємство ЖКГ та
котельні.
До складу громадських споживачів електроенергії відносяться будинки
органів виконавчої влади (військова частина «Уральські казарми»,військкомат,
РВУМВС, районна адміністрація); початкові та середні навчальні заклади, лікарні
та поліклініки.
Враховуючи те, що на проектуємій підстанції має місце І та ІІ категорія
надійності електропостачання, надійність електропостачання повинні
забезпечуватися живленням від двох незалежних взаєморезервуючих джерел
живлення одного класу напруги та двома потужними трансформаторами.

8. 11
2 РОЗРАХУНОК ЕЛЕКТРИЧНИХ НАВАНТАЖЕНЬ ПІДСТАНЦІЇ
Важливим етапом в проектуванні електричної підстанції є розрахунок
електричних навантажень. Від правильності та точності цього розрахунку
залежить наступний правильний та економічний вибір обладнання, провідників,
трансформаторів. Існує багато методів розрахунку електричних навантажень,
основна задача яких – визначити пікові навантаження в час, коли максимальна
кількість споживачів отримує живлення.
В проектуємому районі споживачі неоднорідні за своїм складом і
характером навантаження. Наприклад, максимум навантаження житлових
споживачів приходиться на18-19 годину, коли населення повертається з роботи в
будинки, а максимум навантаження заводу приходиться на передобідній час. До
того ж в різні сезони року навантаження змінюється. Так як сумарне
навантаження підстанції складається з навантажень моторобудівного заводу,
житлового масиву, підстанцій «Трампарк» та «МЖК», а також навантаження
власних потреб самої підстанції, треба врахувати участь кожного з них в
максимумі навантажень підстанції. Виходячи з цього доцільним є розраховувати
загальне навантаження шляхом складання окремих групових та індивідуальних
графіків навантажень. Розрахунок електричних навантажень графічним методом
дозволяє найбільш точно розрахувати потужність та тривалість максимального
навантаження в різні періоди року, а також з найвищою точністю визначити такі
показники як річне споживання електроенергії, час найбільшого навантаження та
час максимальних втрат.
При виборі обладнання по наявній максимальній потужності, існує великий
ризик, що через деякий час після зростання навантажень, це обладнання
перестане задовольняти технічним умовам (тривало допустимому струму,
навантаженню) і його необхідно буде замінювати. Все це тягне за собою великі
капітальні витрати, і для того, щоб правильно оцінити те, чи інше технічне
рішення потрібно враховувати перспективи зростання навантажень та розвитку
підстанції на найближчі 5-10 років. Для цього використовуються статистичні дані
щодо динаміки зростання електроспоживання окремим групам споживачів
району.
Для розрахунку електричних навантажень використовуються наступні
вихідні дані: розрахункові навантаження підстанцій району (таблиця 2.1) та
групові графіки електричних навантажень для окремих споживачів (таблиця 2.2).

9. 12
Таблиця 2.1 – Вихідні дані по навантаженням підстанцій району
ПС1 𝑃розрКТП, кВт cos 𝜑 ПС 𝑃розрКТП, кВт cos 𝜑
П1 550 0,86 П36 1450 0,98
П2 450 0,92 П37 1350 0,98
П3 200 0,92 П38 1250 0,98
П4 250 0,96 П39 890 0,97
П5 450 0,87 П40 1400 0,98
П6 290 0,92 П41 1100 0,97
П7 180 0,96 П42 2600 0,98
П8 200 0,96 П43 1400 0,97
П9 550 0,92 П44 3600 0,97
П10 360 0,92 П45 900 0,96
П11 450 0,92 П46 2650 0,97
П12 650 0,92 П47 3200 0,97
П13 300 0,92 П48 1900 0,98
П14 450 0,92 П49 650 0,96
П15 480 0,93 П50 2100 0,97
П16 360 0,93 П51 1800 0,97
П17 450 0,92 П52 650 0,97
П18 300 0,95 П53 800 0,96
П19 420 0,97 П54 230 0,98
П20 650 0,97 П55 140 0,96
П21 490 0,96 П56 150 0,96
П22 280 0,88 П57 1700 0,97
П23 480 0,96 П58 50 0,96
П24 260 0,85 П59 70 0,96
П25 290 0,96 П60 50 0,96
П26 480 0,91 П61 1800 0,98
П27 390 0,93 П62 190 0,96
П28 280 0,92 П63 1300 0,98
П29 390 0,92 П64 880 0,97
П30 270 0,91 П65 960 0,97
П31 340 0,92 П66 600 0,96
П32 380 0,93 П67 210 0,97
П33 920 0,97 ПС «Трампарк» 7600 0,98
П34 1550 0,98
ПС «МЖК» 7200 0,97
П35 3200 0,98
1 Примітка: П1÷П32 – міські КТП; П33÷П67 – цехові КТП моторобудівного заводу

10. 13
Таблиця 2.2 – Вихідні дані по графікам навантажень
Моторобудівний завод
𝑡 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
Зима
P, % 50 65 85 60 60 75 70 60 70 85 100 70 60 70 80 70 60 70 90 70 65 75 70 60
Q, % 50 65 85 60 60 75 70 60 70 85 100 70 60 70 80 70 60 70 90 70 65 75 70 60
Літо
P, % 45 60 80 55 55 70 65 55 65 80 95 65 55 65 75 65 55 65 85 65 60 70 65 55
Q, % 45 60 80 55 55 70 65 55 65 80 95 65 55 65 75 65 55 65 85 65 60 70 65 55
Житловий масив
𝑡 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
Зима
P, % 35 35 35 35 35 40 50 75 65 55 55 55 55 45 50 60 65 90 100 90 80 60 45 40
Q, % 45 45 45 45 45 45 50 60 70 60 60 60 55 50 50 60 70 90 100 60 55 50 45 45
Літо
P, % 30 30 30 30 30 35 40 65 50 55 55 55 50 45 50 60 60 50 55 60 70 100 70 35
Q, % 45 45 45 45 45 45 50 60 60 60 60 60 55 50 50 60 60 60 65 80 90 95 70 45
ПС «Трампарк»
𝑡 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
Зима
P, % 30 25 25 25 25 30 40 60 65 70 75 60 60 60 65 65 65 80 100 85 75 70 60 45
Q, % 35 30 30 30 30 30 35 50 65 70 80 65 60 60 65 65 65 80 100 65 60 65 60 50
Літо
P, % 25 20 20 20 20 25 40 60 60 70 75 60 55 60 65 65 60 60 75 70 70 90 75 45
Q, % 35 30 30 30 30 30 40 55 65 70 80 65 60 60 65 65 60 65 80 80 80 90 75 50
ПС «Масложирокомбінат»
𝑡 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
Зима
P, % 45 45 45 45 50 55 70 85 80 90 100 85 70 75 75 80 80 85 95 90 75 65 55 50
Q, % 30 30 30 30 35 45 60 65 75 90 100 80 65 75 75 75 75 70 70 65 55 45 40 40
Літо
P, % 40 40 40 40 45 55 65 60 85 90 95 80 65 60 70 75 75 70 70 75 75 85 60 40
Q, % 35 35 35 35 35 45 65 75 80 90 95 80 60 60 70 75 75 70 70 70 65 65 50 40

11. 14
2.1 Розрахунокелектричних навантажень споживачів району
Кожне з навантажень району має свій власний графік навантаження. В
вихідних даних задані розрахункові максимальні навантаження, коефіцієнти
потужності, та графіки навантажень усіх підстанцій району. Усіх споживачів
проектуємої підстанції можна розділити на чотири групи з різними графіками:
– навантаження моторобудівного заводу (включає в себе 35 підстанцій);
– житлового масиву (32 підстанції);
– навантаження підстанції «Трампарк»;
– навантаження ПС «МЖК».
Підстанції «Трампарк» та «МЖК» мають індивідуальні графіки
навантаження, тобто в час максимуму навантажень на шинах цих підстанцій буде
споживатися розрахункова максимальна потужність. Навантаження заводу та
житлового масиву мають груповий графік навантаження, тобто від показує
загальний характер навантаження даного типу споживачів. Максимальне
навантаження на шинах цих споживачів буде менше ніж сума розрахункових
навантажень усіх під’єднаних до шин споживачів, так як в час пікових
навантажень окремі максимальні навантаження підстанцій не будуть збігатися.
Для того щоб врахувати неодночасність збігання максимуму навантажень,
використовується коефіцієнт одночасності максимуму навантажень 𝑘о, який
приймається 0,85 для заводу, де навантаження більш однорідне та 0,7 для
житлового масиву. Для індивідуальних графіків навантаження, відповідно
коефіцієнт одночасності дорівнює одиниці.
Наступний розрахунок проводиться для машинобудівного заводу, інші три
групи споживачів розраховуються аналогічно. Результати розрахунку
навантажень споживачів району зводяться до таблиці 2.1.
Для розрахунку максимальних навантажень заводу сумуються розрахункові
потужності усіх підстанцій заводу з урахуванням коефіцієнта одночасності:
𝑃мах = 𝑘о ∙ ∑ 𝑃розрПС𝑖
𝑛
𝑖=1
, кВт (2.1)
𝑄мах = 𝑘о ∙ ∑ 𝑃розрПС𝑖 ∙ tg(arccos𝜑)
𝑛
𝑖=1
, кВАр (2.2)

12. 15
𝑆мах = √𝑃мах
2 + 𝑄мах
2 , МВА (2.3)
де 𝑃розрПС𝑖 – розрахунковеактивне навантаження 𝑖-ї підстанції, МВт;
cos 𝜑 – коефіцієнт потужностіпідстанції.
Згідно вихідним даним таблиці 2.1, цехові КТП заводу – це підстанції від
П33 до П67, тому для визначення сумарної потужностірозрахункові
навантаження цих підстанцій складаються:
𝑃мах = 0,85 ∙ 43,69 = 37,14 МВт
𝑄мах = 0,85 ∙ 10,24 = 8,7 МВАр
𝑆мах = √37,142 + 8,72 = 38,15 МВА
Згідно даним по графікам навантажень, максимальну потужність завод
споживаєв одинадцятугодину зимової доби. Так як графіки навантажень задані у
відносних одиницях (тобто у процентному співвідношенні усіх навантажень до
максимального навантаження), щоб отримати реальну картину справ, необхідно
перевести графік навантаження заводу в іменовані (тобто дійсні) одиниці. Щоб
перевести ординати графіків в іменовані одиниці використовуються наступні
формули:
𝑃𝑖 =
𝑃мах
100%
∙ 𝑃𝑖
′
,МВт (2.4)
𝑄𝑖 =
𝑄мах
100%
∙ 𝑄𝑖
′
,МВАр (2.5)
де 𝑃мах, 𝑄мах – активне та реактивне максимальні навантаження,МВт, МВАр;
𝑃𝑖
′
, 𝑄𝑖
′
– відносні значення активної та реактивної потужності на -му
ступені графіку, %.
Наприклад, навантаження заводув першу годинузимової добибуде
дорівнювати:

13. 16
𝑃1 =
37,14
100%
∙ 50 = 18,57 МВт
𝑄1 =
8,7
100%
∙ 50 = 4,35 МВт
Аналогічно розраховуємонавантаження на усіх інших ступенях графіків. В
результаті отримуємо таблицю 2.3 з отриманими ординатами, котрі для наочності
наносяться на сезоніграфіки навантажень (рисунок 2.1):
Таблиця 2.3 – Дані графіків навантаження моторобудівногозаводу
𝑖
Зимове навантаження Літнє навантаження
𝑃𝑖
′
, % 𝑃𝑖, МВт 𝑄𝑖
′
, % 𝑄𝑖, МВАр 𝑃𝑖
′
, % 𝑃𝑖, МВт 𝑄𝑖
′
, % 𝑄𝑖, МВАр
1 50 18,57 50 4,35 45 16,71 45 3,92
2 65 24,14 65 5,66 60 22,28 60 5,22
3 85 31,57 85 7,40 80 29,71 80 6,96
4 60 22,28 60 5,22 55 20,43 55 4,79
5 60 22,28 60 5,22 55 20,43 55 4,79
6 75 27,85 75 6,53 70 26,00 70 6,09
7 70 26,00 70 6,09 65 24,14 65 5,66
8 60 22,28 60 5,22 55 20,43 55 4,79
9 70 26,00 70 6,09 65 24,14 65 5,66
10 85 31,57 85 7,40 80 29,71 80 6,96
11 100 37,14 100 8,70 95 35,28 95 8,27
12 70 26,00 70 6,09 65 24,14 65 5,66
13 60 22,28 60 5,22 55 20,43 55 4,79
14 70 26,00 70 6,09 65 24,14 65 5,66
15 80 29,71 80 6,96 75 27,85 75 6,53
16 70 26,00 70 6,09 65 24,14 65 5,66
17 60 22,28 60 5,22 55 20,43 55 4,79
18 70 26,00 70 6,09 65 24,14 65 5,66
19 90 33,42 90 7,83 85 31,57 85 7,40
20 70 26,00 70 6,09 65 24,14 65 5,66
21 65 24,14 65 5,66 60 22,28 60 5,22
22 75 27,85 75 6,53 70 26,00 70 6,09
23 70 26,00 70 6,09 65 24,14 65 5,66

14. 17
Рисунок2.1 – Графіки навантаження моторобудівногозаводу
Для наступних розрахунків показників електричної мережі визначаються
необхідні параметри як час максимальних навантажень та час максимальних
втрат. Час максимальних навантажень – це час, за який система, працююча в
максимальному режимі спожила б стільки ж електроенергії, скільки споживає в
рік з заданим графіком навантаження. Час максимальних втрат – таж саме, тільки
відносно річних втрат електроенергії. Знаючи ці параметри можна розраховувати
річне споживання та річні втрати в любому елементі мережі.
Час використання максимуму навантаження розраховується заформулою:
𝑇мах =
𝑊р
𝑃мах
, год (2.6)
де 𝑊р – річне споживання електричної енергії, яке можна представитияк
суму споживання на протязі150 діб по літньому графіку та 225 діб
по зимовому, та розрахувати за формулою:
𝑊р = 215∙ ∑ 𝑃з𝑖
24
𝑖=1
+ 150 ∙ ∑ 𝑃л𝑖
24
𝑖=1
, МВт ∙ год (2.7)
0
5
10
15
20
25
30
35
40
1 2 3 4 5 6 7 8 9 101112131415161718192021222324
Середньодобове зимове навантаження
моторобудівного заводу
P, МВт Q, МВАр
0
5
10
15
20
25
30
35
40
1 2 3 4 5 6 7 8 9 101112131415161718192021222324
Середньодобове літнє навантаження
моторобудівного заводу
P, МВт Q, МВАр

15. 18
де 𝑃з𝑖, 𝑃л𝑖 – активне навантаження на 𝑖-му ступені відповідно зимового та
літнього графіка навантаження, МВт.
Для заводу:
𝑊р = 222 395 МВт∙ год
𝑇мах =
222 395
37,14
= 5989 год
Як відомо, втрати активної потужності в залежать від квадрату струму, який
в свою чергу залежить від напруги та повної потужності. Тому для визначення
часу максимальних втрат найбільш точним графічним методом будується
залежність 𝑆2
від 𝑡, інтегрується по 𝑡, ділиться на 𝑆мах
2
– в результаті отримується
значення 𝜏. Математично це розраховується за наступною формулою:
𝜏мах =
215∙ ∑ (𝑃з𝑖
2
+ 𝑄з𝑖
2
) + 150∙ ∑ (𝑃л𝑖
2
+ 𝑄л𝑖
2
)24
𝑖=1
24
𝑖=1
𝑃мах
2 + 𝑄мах
2
, год (2.8)
Для заводу:
𝜏мах = 4207 год
Перспективу зростання електричних навантажень з достатньоюточністю
можна розрахуватиза статистичнимиданими щодо річного приростунавантажень
в машинобудівної галузі даного району. Для цього використовується наступна
емпірична формула:
𝑆мах
′
= 𝑆мах ∙ (1 + 𝛼 ∙ 𝑡), (2.9)
де 𝑆мах – повне розрахунковенавантаження підстанції в перший рік роботи;
𝛼 – коефіцієнт річного приростурозрахунковихнавантажень, для
моторобудівногозаводута підстанцій «Трампарк» та «МЖК»
дорівнює 0,06; для житлового масиву дорівнює 0,08;
𝑡 – рік експлуатації.

16. 19
Таким чином, рівняння перспективного навантаження моторобудівного
заводумає вигляд:
𝑆мах заводу
(𝑡)
= 38,15∙ (1 + 0,06∙ 𝑡)
Результати розрахунків електричних навантажень споживачів зведені в
таблицю 2.4. В таблиці також наведені перспективні навантаження на 5-му та 10-
му роціексплуатації.
Таблиця 2.4 – Результати розрахунку навантажень споживачів
Споживачі
𝑃мах ,
МВт
𝑄мах ,
МВАр
𝑆мах ,
МВА
𝑆мах
(5)
,
МВА
𝑆мах
(10)
,
МВА
𝑇мах ,год 𝜏мах , год
Моторобудівний завод 37,14 8,7 38,15 47,3 58,7 5989 4207
Житловий масив 8,62 3,49 9,3 12,3 16 4717 2858
ПС «Трампарк» 7,6 1,5 7,75 9,6 11,9 4852 3072
ПС «Масложирокомбінат» 7,2 1,8 7,42 9,2 11,4 5966 4276
2.2 Розрахунокнавантаження власних потреб підстанції
Власні потреби підстанції – це електродвигуни системи охолодження
трансформаторів, пристроїпідігріву шаф РП, електричне освітлення приміщень та
території ПС, опалювання приміщень та інше. Навантаження ВП підстанції
залежить від напруги ПС, потужності та схеми електричних з’єднань. В першому
наближенні для тупикової підстанції, напругою 110-220 кВ потужність власних
потреб можна визначити з довідкової літератури, наприклад [4]. Приймаємо
постійне навантаження на протязі доби: 𝑃ВП = 120 кВт; cos𝜑 = 0,92. Вважаємо,
що зимове та літнє навантаження власних потреб однакове, так як влітку
навантаження опалювання компенсується навантаженням систем охолодження.

17. 20
2.3 Розрахунокзагального навантаження підстанції
Загальне навантаження підстанції знаходиться шляхом прямого складання
графіків навантаження окремихспоживачів. Навантаження на 𝑖–му ступені
графіку навантаження ПС «НЗ» визначається занаступними формулами:
𝑃𝑖НЗ = 𝑃𝑖заводу + 𝑃𝑖жилмасиву + 𝑃𝑖Трампарку + 𝑃𝑖МЖК + 𝑃ВП (2.10)
𝑄𝑖НЗ = 𝑄𝑖заводу + 𝑄𝑖жилмасиву + 𝑄𝑖Трампарку + 𝑄𝑖МЖК + 𝑄ВП (2.11)
Результати розрахункуграфіків підстанції НЗ наводяться в таблиці 2.4.
Таблиця 2.5 – Дані графіків навантаження ПС «Новозапорізька»
𝑖
Зимове навантаження Літнє навантаження
𝑃𝑖, МВт 𝑄𝑖, МВАр 𝑆𝑖, МВА 𝑃𝑖, МВт 𝑄𝑖, МВАр 𝑆𝑖, МВА
1 27,23 7,05 28,13 24,20 6,71 25,11
2 32,42 8,28 33,46 29,39 7,94 30,44
3 39,84 10,02 41,09 36,82 9,68 38,07
4 30,56 7,85 31,55 27,53 7,50 28,54
5 30,92 7,94 31,92 27,89 7,50 28,88
6 37,66 9,42 38,82 34,99 8,99 36,13
7 38,51 9,51 39,66 35,43 9,24 36,61
8 39,55 9,31 40,63 35,03 9,13 36,20
9 42,42 10,94 43,81 39,25 10,24 40,57
10 48,23 12,24 49,76 46,37 11,81 47,85
11 54,90 13,88 56,63 52,68 13,36 54,35
12 41,54 10,68 42,89 39,32 10,24 40,63
13 36,75 9,29 37,90 33,72 8,76 34,84
14 39,96 10,16 41,23 37,02 9,46 38,21
15 44,48 11,11 45,85 42,26 10,59 43,57
16 41,99 10,59 43,30 39,77 10,15 41,05
17 38,71 10,07 40,00 35,68 9,21 36,85
18 46,08 11,78 47,56 38,17 10,06 39,48
19 56,61 14,18 58,36 47,17 12,21 48,72
20 46,82 10,41 47,96 40,15 10,99 41,63
21 42,26 9,54 43,32 39,16 10,82 40,63
22 43,15 10,14 44,32 47,70 12,02 49,19
23 38,52 9,36 39,64 40,32 10,21 41,59
24 32,87 8,33 33,91 29,86 7,90 30,89

18. 21
Рисунок 2.3 – Графіки навантаження ПС «Новозапорізька»
Після розрахункуграфіків навантаження підстанції «НЗ», параметри
річного графіку навантаження розраховуються по формулам 2.6, 2,8 аналогічно
наведеним вище. Після цього в таблицю 2.6 зводятьсязагальнірезультати
розрахункуусіх навантажень.
Таблиця 2.5 – Результати розрахунку електричних навантажень
Споживачі
𝑃мах ,
МВт
𝑄мах ,
МВАр
𝑆мах ,
МВА
𝑆мах
(5)
,
МВА
𝑆мах
(10)
,
МВА
𝑇мах , год 𝜏мах , год
Моторобудівний завод 37,14 8,7 38,15 47,3 58,7 5989 4207
Житловий масив 8,62 3,49 9,3 12,3 16 4717 2858
ПС «Трампарк» 7,6 1,5 7,75 9,6 11,9 4852 3072
ПС
«Масложирокомбінат»
7,2 1,8 7,42 9,2 11,4 5966 4276
ПС «Новозапорізька» 56,61 14,18 58,36 73 91,4 6076 4355
Таким чином, загальне навантаження підстанції «Новозапорізька» дорівнює
58,4 МВА на першому році експлуатації.
0
10
20
30
40
50
60
1 2 3 4 5 6 7 8 9 101112131415161718192021222324
Графік добового зимового навантаження
ПС "Новозапорізька"
P, МВт Q, МВАр
0
10
20
30
40
50
60
1 2 3 4 5 6 7 8 9 101112131415161718192021222324
Графік добового літнього навантаження
ПС "Новозапорізька"
P, МВт Q, МВАр

19. 22
3 ВИБІР СХЕМИ ЕЛЕКТРОМЕРЕЖІ РАЙОНУ
При виборі схеми електричної мережі району вирішуються такі питання, як:
– вибір місця розташування ПС;
– вибір кількості ліній зв’язку з енергосистемою;
– вибір номінальних напруг мережі;
– вибір типу та перерізу ліній електропередачі.
Оптимальне місце розташування ПС повинно забезпечувати мінімальні
зведені витрати на каналізацію електроенергії. Ця умова досягається
розташуванням підстанції поблизу, або в центрі електричних навантажень району.
При цьому потрібно враховувати, недоцільність прокладання міських мереж на
території підприємства, що ускладнює процедуру їх ремонту та експлуатації.
При виборі кількості ліній зв’язку з енергосистемою потрібно керуватися
критерієм мінімуму витрат за умови забезпечення необхідної надійності
електропостачання. Згідно сучасним нормам технологічного проектування
електричних мереж та підстанцій [2, 4, 5], живлення споживачів 1-ї категорії
повинно забезпечуватися від двох незалежних джерел живлення з перервою
електропостачання тільки на час автоматичного відновлення живлення.
Споживачів 2-ї категорії рекомендується забезпечувати живленням від двох
незалежних джерел зі взаємним резервуванням.
Від правильного вибору номінальних напруг мережі залежать техніко-
економічні показники усього проекту електропостачання. При виборі заниженої
номінальної напруги зростають втрати електроенергії, при виборі завищеної
напруги зростають капітальні витрати на обладнання. Для вибору оптимальної
номінальної напруги мережі вище 1 кВ потрібно враховувати: навантаження
мережі; відстань підстанції від джерел живлення та від споживачів; існуючі
напруги джерел живлення.
При виборі типу ліній електропередачі потрібно враховувати сучасні
напрями в електропостачанні, зокрема використання кабелів зі ЗПЕ-ізоляцією,
прокладання високовольтних кабельних ліній в умовах міської забудівлі замість
повітряних ліній.
Вибір перерізу ліній електропередачі здійснюється за критерієм мінімуму
зведених витрат, що дозволяє обрати оптимальні перерізи кабельних та
повітряних ліній в сучасних економічних умовах.

20. 23
3.1 Вибір місця розташування ПС «НЗ»
Згідно з рекомендаціями [5], підстанція розташовується на кордоні
підприємства зі сторони підвода живлячих ліній, по можливості поблизу центру
електричних навантажень.
Координатицентру електричних навантажень можна визначити за
наступними формулами:
𝑥цен =
∑ 𝑃розр𝑖 ∙ 𝑥𝑖
𝑛
𝑖=1
∑ 𝑃розр𝑖
𝑛
𝑖=1
(3.1)
𝑦цен =
∑ 𝑃розр𝑖 ∙ 𝑦𝑖
𝑛
𝑖=1
∑ 𝑃розр𝑖
𝑛
𝑖=1
(3.2)
де 𝑃розр𝑖 – розрахунковаактивна потужність 𝑖-ї підстанції (таблиця 2.1);
𝑛 – кількість ПС району електропостачання;
𝑥𝑖, 𝑦𝑖 – координати 𝑖-ї ПС на генплані району.
Розрахований ЦЕН вказаний на генплані (перше креслення графічної
частини), він знаходиться на території підприємства між КТП П38 та П41.
З урахуванням вимог до ділянки для будівництва підстанції, обирається
ділянка на перехресті вул. Іванова та пр. Моторобудівників. Обране місце
розташування підстанції вказане на генплані району. Воно має наступні переваги:
– Максимально наближене до центру електричних навантажень заводу;
– Знаходиться зі сторони джерела живлення, що, враховуючи характер
міської забудівлі, забезпечує максимально зручний захід для повітряних
ліній усіх напруг;
– Знаходиться поблизу автомобільних шляхів міста та залізничних шляхів
підприємства, на яких можливе розвантаження важкого обладнання,
будівельних конструкцій та матеріалів;
– Дозволяє територіально відокремити мережі заводу та міста.
Відстань від ПС «ДД» до місця розташування підстанції дорівнює 3,5 км.
Відстань від обраного місця розташування підстанції до ПС «Трампарк» дорівнює
2,3 км, до ПС «МЖК» – 1,9 км.

21. 24
3.2 Вибір напруг ліній зв’язкуз енергосистемою та споживачами
Визначення номінальної напруги лінії, що відходить від ПС «Дніпро-
Донбас» та живить ПС «Новозапорізька»проводимо заформулоюСтілла:
𝑈 = 4,34 ∙ √ 𝑙 + 0,016∙ 𝑃 , кВ (3.3)
де 𝑙 – довжина лінії, км;
𝑃 – активне навантаження одного ланцюга лінії, кВт.
Так як ПС «Новозапорізька» живить споживачів 1-ї та 2-ї категорії, для
електропостачання цієї ПС обирається двохланцюгова лінія. Потужність, що
проходить по одномуланцюгу лінії дорівнює половинірозрахункової потужності
підстанції.
𝑈ДД−НЗ = 4,34 ∙ √3,5 + 0,016∙ (56610/2) = 92,7 кВ
Оптимальна напруга для цієї лінії – 110 кВ, але виходячис того, що наявні
існуючі напруги на ПС «ДД» – 330/150/10, а введення нового ступеня напруги
пов’язанез великими капіталовкладеннями, обираємо 𝑈номДД−НЗ = 150 кВ.
Визначення номінальних напруг ліній, що відходять від ПС «НЗ» та
живлять ПС «Масложирокомбінат» та ПС «Трампарк» здійснюється аналогічно за
формулоюСтілла. Для живлення обираються двохланцюгові лінії, так як
споживачіцих ПС – 2-ї категорії.
𝑈НЗ−МЖК = 4,34∙ √1,9+ 0,016 ∙ (7200 2⁄ ) = 33,5 кВ
𝑈НЗ−Трампарк = 4,34 ∙ √2,3 + 0,016∙ (7600 2⁄ ) = 34,5 кВ
Для електропостачання ПС «Масложирокомбінат» та ПС «Трампарк»
обираємо 𝑈ном = 35 кВ.
Для міських та промисловихрозподільчихмереж згідно з рекомендаціями
[2, 4] схему електропостачання рекомендовано виконувати напругою 10 кВ.

22. 25
3.3 Вибір типу ліній електропередачі
Для напруги 150 кВ обирається двоцепова повітряна лінія на металевих
опорах.
Для напруги 35 кВ, оптимальними за показником зведених витрат є
повітряні лінії, – базова вартість двоцепової ПЛ з металевими опорами дорівнює
𝑐пл = 0,5 млн.грн/км, а базова вартість двоцепової КЛ дорівнює
𝑐кл = 1,9 млн.грн/км [5, з урахуванням індексу цін 1,4]. Але при використанні
повітряних ліній в міських умовах мають місце наступні недоліки: 1) замикання
на землю лінії 35 кВ створює небезпечні напруги кроту та дотику; 2) охоронні
зониПЛ займають багато території; 3) вартість прокладання ПЛ в міських умовах
збільшується. Тому необхідно провести економічну оцінку прокладання
кабельних ліній.
1) Оцінка повітряних ліній 35 кВ
Характер міської забудівлі району електропостачання дозволяє створити
зону відчуження вздовж вулиці Іванова. Для електропостачання ПС «Трампарк»
обирається трасадовжиною 2,3 км, яка проходить по вулиці Іванова вздовж зони
відчуження біля приватного сектору, по території військових казарм, перетинає
вулицю Стефанова та вздовж території електровозоремонтного заводу підходить
на ПС. Для електропостачання ПС «МЖК» обирається трасадовжиною 1,9 км яка
проходить по вулиці Іванова вздовж зони відчуження, та повертає по провулку
Відрадному в бік ПС. Сумарна вартість повітряних ліній:
КПЛ = 𝑘у ∙ с0 ∙ ( 𝑙1 + 𝑙2),млн.грн. (3.4)
де 𝑘у – коефіцієнт ускладнення будівництва ПЛ в умовах міської забудівлі
[5], дорівнює 1,6.
КПЛ = 1,6∙ 0,5 ∙ (2,3 + 1,9) = 3,36 млн.грн
2) Оцінка кабельних ліній 35 кВ
Використання кабельних ліній дозволяєскоротитидовжинутраси
НЗ-Трампарк до 2,2 км, траси НЗ-МЖК до 1,6 км.
ККЛ = скл ∙ ( 𝑙1 + 𝑙2) = 1,9 ∙ (2,2 + 1,6) = 7,22 млн.грн

23. 26
Амортизаційні та експлуатаційні витрати у ПЛ та КЛ 35 кВ приблизно
однакові. Зведені витрати цілком залежать від капітальної вартості, яка у КЛ на
115% вище, ніж у ПЛ. Щільність житлової забудови в місцях проходження траси
ПЛ мала (приватний сектор), тому доцільніше використовувати повітряні лінії на
металевих опорах. Необхідність використання металевих, а не залізобетонних
опор диктується складністю траси.
Для мережі 10 кВ використовуютьсякабельні лінії з прокладанням в ґрунті.
Обираються кабелі з ізоляцією зі зшитого поліетилену, які випускаються ЗАО
«Южкабель». Марка кабелю АПвЭгП – алюмінієві жилі, ізоляція з зшитого
поліетилену, мідний екран по ізольованій жилі, прокольна герметизація екрану
водонабрякаючими стрічками, зовнішня оболонка з поліетилену. Вибір кабелю з
зшитого поліетилену замість класичного кабелю з паперово-просоченою
ізоляцією обумовлений наступними перевагами:
– підвищена навантажувальна здатність, обумовлена більш високою
допустимою температурою ізоляції в робочому режимі;
– мала вага та менший зовнішній діаметр, що полегшує прокладку кабелів;
– відсутність рідини в конструкції кабелю, що суттєво знижує витрати на
спорудження, ремонт та експлуатацію.
3.4 Вибір перерізів ліній
Приведені в ПУЕ [1] нормативи економічної густини струму в наш час
застаріли. Вони були розраховані наприкінці 90-х років, та не відповідають
сучасним економічним умовам. Вибір економічно-обґрунтованого перерізу ЛЕП
проводиться по критерію мінімуму питомих зведених витрат.
З = Ен ∙ К + И , грн/км (3.3)
де Ен – нормативний коефіцієнт капіталовкладень, дорівнює 0,125 рік-1;
К – питомі капітальні вкладення в будівництво ЛЕП, грн/км;
И – питомі операційні витрати, грн/км.

24. 27
Капіталовкладення в спорудження ЛЕП як правило, моделюють лінійною
функцією, яка містить дві складові: не залежну від перерізу та пропорційну
перерізу:
К = К′ + К′′ ∙ 𝐹 , грн/км (3.4)
де К′ – коефіцієнт не залежних від перерізу витрат, грн/км;
К′′ – коефіцієнт залежних від перерізу витрат, згідно [6] для кабельних
ліній 10 кВ зі ЗПЕ ізоляцією дорівнює 2500 грн/км∙мм2, згідно [7]
для повітряних ліній 35-150 кВ дорівнює900 грн/км∙мм2.
𝐹 – переріз кабелю, мм2.
Операційні витрати включають в себе: амортизаційні відрахування, витрати
на обслуговування та вартість втрат електроенергії:
И = ( 𝑎ам + 𝑎об) ∙ К + 3 ∙ 𝐼нр мах
2
∙
𝜌
𝐹
∙ 𝜏мах ∙ 𝑐ел (3.5)
де 𝑎ам – амортизаційні відрахування на капітальний ремонт та повне
відновлення лінії, для ПЛ 35 кВ і вище на металевих опорах
дорівнює 0,024; для КЛ 10 кВ зі ЗПЕ-ізоляцією дорівнює 0,037 [8];
𝑎об – коефіцієнт витрат на обслуговування лінії, для ПЛ 35 кВ і вище на
металевих опорахдорівнює 0,004; для КЛ 10 кВ зі ЗПЕ-ізоляцією
дорівнює 0,02 [8];
𝐼нр мах – максимальний струм лінії в нормальномурежимі, А;
𝜌 – питома електрична провідність матеріалу жили кабелю, для
алюмінію дорівнює 0,0271 Ом ∙ мм2
/м;
𝜏мах – час максимальних втрат лінії, визначається з табл. 2.8, годин;
𝑐эл – середня оптоваціна електричної енергії, згідно даних НКРЕ, на
2012 рік дорівнює 0,7 грн/кВт∙год.
Таким чином, питомі зведені витрати приймають наступний вигляд:
З = (Ен+ 𝑎ам + 𝑎об) ∙ (К′ + К′′ ∙ 𝐹) + 3 ∙ 𝐼нр мах
2
∙
𝜌
𝐹
∙ 𝜏мах ∙ 𝑐ел (3.6)

25. 28
Аналітично оптимальний переріз по критерію мінімуму зведених витрат на
спорудження та експлуатацію ЛЕП отримується диференціацією по перерізу
виразу (3.6). Точкамінімуму знаходиться привирішенні рівняння 𝑑З 𝑑𝐹⁄ = 0.
𝑑З
𝑑𝐹
= К′′ ∙ (Ен+ 𝑎ам + 𝑎об) − 3 ∙ 𝐼нр мах
2
∙
𝜌
𝐹2
∙ 𝜏мах ∙ 𝑐ел (3.7)
𝐹опт = 𝐼нр мах ∙ √
3 ∙ 𝜌 ∙ 𝜏мах ∙ 𝑐ел
К′′ ∙ (Ен+ 𝑎ам + 𝑎об)
(3.8)
Оптимальний переріз повітряної лінії:
𝐹опт ПЛ = 𝐼нр мах ∙ √
3 ∙ 0,0271∙ 𝜏мах ∙ 0,7
900 ∙ (0,125 + 0,024+ 0,004)
= 0,02 ∙ 𝐼нр мах ∙ √ 𝜏мах (3.9)
Оптимальний переріз кабельної лінії 10 кВ зі ЗПЕ-ізоляцією:
𝐹опт КЛ = 𝐼нр мах ∙ √
3 ∙ 0,0271∙ 𝜏мах ∙ 0,7
2500∙ (0,125+ 0,037+ 0,02)
= 0,011 ∙ 𝐼нр мах ∙ √ 𝜏мах (3.10)
За наведеним вище критерієм мінімуму зведених витрат обирається
перерізи повітряних ліній 150 та 35 кВ. Для цього визначається струм, який
проходить по ПЛ в нормальному режимі роботи:
𝐼нр ПЛ =
𝑆мах
√3 ∙ 𝑈ном ∙ 𝑛
, А (3.11)
де 𝑆мах – повне навантаження лінії в режимі МАХ, кВА;
𝑈ном – номінальна напруга лінії, кВ;
𝑛 – кількість ланцюгів в ПЛ.
Так як навантаження 𝑆мах буде зростати з року в рік, згідно наведеному в
розділі 2 прогнозі, для того щоб врахувати фактор часу, при розрахунках
обирається потужність на п’ятому році експлуатації. Таким чином нормальні
струми в лініях «ДД-НЗ», «НЗ-Трампарк» та «НЗ-МЖК» дорівнюють:

26. 29
𝐼нр ДД−НЗ =
73000
√3 ∙ 150∙ 2
= 140 А
𝐼нр НЗ−Трампарк =
9600
√3 ∙ 35∙ 2
= 79 А
𝐼нр НЗ−МЖК =
9200
√3 ∙ 35∙ 2
= 76 А
Визначаємо оптимальний переріз ПЛ по формулі 3.9:
𝐹опт ДД−НЗ = 0,02 ∙ 140 ∙ √4355 = 185 мм2
𝐹опт НЗ−Трампарк = 0,02∙ 79 ∙ √3072 = 88 мм2
𝐹опт ДД−НЗ = 0,02∙ 76 ∙ √4276 = 99 мм2
За умовою корони мінімальний переріз ПЛ 150 кВ – 120 мм2. Для лінії «ДД-
НЗ» з обираємо провід АС-185/29. Для лінії «НЗ-Трампарк» з запасом на
зростання навантаження обираємо провід АС-95/16. Для лінії НЗ-МЖК обираємо
провід АС-95/16.
Обраніпроводиперевіряються за умовоютривало допустимого нагріву:
𝐼тр доп ≥ 𝐼мах ПЛ (3.12)
де 𝐼тр доп – тривало допустимийструм для обраного перерізу, визначається з
[1, табл. 1.3.29].
𝐼мах ПЛ – максимальний струм лінії, визначається запотужністю 10 року
навантаження, при відключенні одного ланцюга дволанцюгової
лінії:
ПЛ «ДД-НЗ»: 510 > 352 – умова виконується;
ПЛ «НЗ-Трампарк»: 330 > 196 – умова виконується;
ПЛ «НЗ-МЖК»: 330 > 188 – умова виконується.

27. 30
4 ВИБІР КІЛЬКОСТІ ТА ПОТУЖНОСТІ ТРАНСФОРМАТОРІВ
Для забезпечення необхідної надійності електропостачання споживачів 1-ї та
2-ї категорії на ПС встановлюється два три обмоткових трансформатори [4].
Згідно ГОСТ 14209-97 потужність трансформаторів повинна обиратися з
урахуванням допустимих температур та термічного зносу. При відключенні
одного з трансформаторів, той, що залишився в роботі повинен забезпечити
безперервне живлення електроприймачів 1-ї категорії та перерву в
електропостачанні споживачів 2-ї категорії не більше двох годин.
При виборіпотужності трансформаторів повиннавраховуватися перспектива
зростання навантаження не менше ніж на 5 років. Згідно нормам технологічного
проектування підстанцій [5], при зростанні навантажень понад розрахунковий
рівень, збільшення потужності підстанції робиться шляхом заміни
трансформаторів на більш потужні.
В даному розділі вирішуються наступні задачі:
– Вибір технічно обґрунтованої потужності трансформатора для
навантажень першого року експлуатації;
– Техніко-економічне порівняння 3-х варіантів трансформаторів:
меншої, технічно обґрунтованої та більшої потужності. Порівняння виконується
за критерієм сумарних дисконтованих витрат на протязі 10 років. При цьому
враховуються такі чинники як: зростання навантажень; зменшення терміну
служби трансформатору при систематичних перевантаженнях; витрати на
реконструкцію підстанції з заміною трансформаторів, втрата потенційного
прибутку при використанні холодного трансформаторного резерву. Втрати від
перерву електропостачання в ТЕП не враховуються, так як підстанція
проектується з пріоритетом надійності і відключення споживачів 2-ї категорії на
час більше двох годин технологічно не розглядається.
Вибір критерію дисконтованих витрат обумовлений тим, що для
будівництва підстанції використовується не інвестиційний, а виробничий та
фінансовий капітал обласної електропостачаючої організації «Обленерго», яка
може залучити для будівництва власні ліквідні технічні засоби (трансформатори)
та вилучити їх на інші дільниці, коли вони перестануть задовольняти технічним
умовам.
Для спрощення обчислень, припускаємо зростання тарифів пропорційним
інфляції, тому розрахунок ведемо в цінах базового року.

28. 31
4.1 Вибір технічно обґрунтованої потужностітрансформаторів
Потужність одного трансформаторавизначаєтьсяпо графіку навантажень.
Критерієм виборує зношення ізоляції трансформатору [11].
Розрахунокпроводитьсяв наступній послідовності:
1) По добовомуграфіку навантаження визначається
середньоквадратичненавантаження:
𝑆сер.кв = √
1
24
∙ ∑ 𝑆𝑖
224
𝑖=1 , МВА (4.1)
де 𝑆𝑖 – повна потужність навантаження на і-му ступені графіку, МВА.
𝑆сер.кв = √
1
24
∙ 43029 = 42,3 МВА
2) Отримана потужність округляється до найближчої стандартної 𝑆ном =
40 МВА, яка наноситься на добовіграфіки навантаження підстанції (рисунок4.1).
Рисунок 4.1 – Графіки навантаження ПС «НЗ» для вибору трансформаторів
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
55
60
1 2 3 4 5 6 7 8 9 101112131415161718192021222324
Графік добового зимового навантаження
ПС "Новозапорізька"
S, МВА Sном, МВА
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
55
60
1 2 3 4 5 6 7 8 9 101112131415161718192021222324
Графік добового літнього навантаження
ПС "Новозапорізька"
S,… Sном, МВА

29. 32
3) Визначається коефіцієнт літнього та зимового завантаження
трансформаторів в нормальномурежимі:
𝐾НР =
𝑆махНЗ
2 ∙ 𝑆ном
(4.2)
𝐾з НР =
56,61
2 ∙ 40
= 0,71
𝐾л НР =
52,68
2 ∙ 40
= 0,66
4) З [7, табл. G.1] визначаються значення еквівалентної температури
охолоджуючогоповітря для зимового талітнього сезонів. Для Запоріжжя
𝜃охол.зим = −4,0 °С; 𝜃охол.літ = 21,6 °С.
5) Розраховуєтьсямаксимальнеперевантаження в аварійному режимі:
𝐾ПАР =
𝑆махНЗ
𝑆ном
(4.3)
𝐾з ПАР =
56,61
40
= 1,42
𝐾л ПАР =
52,68
40
= 1,32
6) Розраховуєтьсяпопереднєперевантаження графіку:
𝐾2
′
=
1
𝑆ном
∙ √
∑ 𝑆𝑖П
2
∑ 𝑡𝑖П
(4.4)
де 𝑆𝑖П – потужність 𝑖-го ступеня графіку в зоні перевантаження, МВА. Для
зимового графіку, перевантаження триває з 18-ї по 22 годину; для
літнього – з 9-ї по 12 годину(див. рисунок4.1);
∑ 𝑡𝑖П – тривалість добовогоперевантаження, годин.

30. 33
𝐾2з
′
=
1
40
∙ √
11809
5
= 1,21
𝐾2л
′
=
1
40
∙ √
8541
4
= 1,15
7) Порівнюються значення 𝐾2
′
та 𝐾мах. Якщо 𝐾2
′
≥ 0,9 ∙ 𝐾мах,
перевантаження трансформатору приймається 𝐾2 = 𝐾2
′
;якщо 𝐾2
′
≤ 0,9 ∙ 𝐾мах,
приймається 𝐾2 = 0,9 ∙ 𝐾мах.
𝐾2з = 0,9 ∙ 1,42 = 1,28
𝐾2л = 0,9 ∙ 1,32 = 1,19
8) Згідно [7, табл. Н.1] для трансформаторів з природноюциркуляцією
масла та примусовоюциркуляцією повітря, при 𝜃 = −4 °С та тривалості
перевантаження більше 4 годин, допустимеперевантаження складає 1,45; при 𝜃 =
21,6 °С та тривалостіперевантаження більше 4 годин, допустимеперевантаження
складає 1,3.
Обранийтрансформатор ТДТН-40000/150-70У1 відповідає ГОСТ 14209-97.

31. 34
4.2 Техніко-економічне порівняння трансформаторів різної потужності.
Для порівняння обираються 3типа трансформаторів, потужністю відповідно
25, 40 та 63 МВА. Табличні дані цих трансформаторів наведені в таблиці 4.1. В
першому випадку трансформатори працюють в режимі систематичних
перевантажень, в другому – в режимі оптимального завантаження, в третьому – в
режимі недовантаження.
Таблиця 4.1 – Технічні дані трансформаторів ГПП
Тип
Напруга обмотки, кВ
𝑃х,
кВт
𝐼х,
%
𝑃к,
кВт
𝑈к, %
ВН СН НН
ВН-
СН
ВН-
НН
СН-
НН
ТДТН-25000/150-70У1
158 38,5 11
34 0,9 145
10,5 18 6ТДТН-40000/150-70У1 53 0,8 185
ТДТН-63000/150-70У1 67 0,7 285
Вартість трансформаторної комірки, визначається з укрупнених показників
вартості спорудження підстанцій [6, з урахуванням індексу цін 1,3]. Вартість
трансформатора ТДТН-25000/150-70У1 дорівнює 8 860 тис. грн.; ТДТН-
40000/150-70У1 – 12 110 тис. грн.; ТДТН-63000/150-70У1 – 15 360 тис. грн.
Згідно [7], максимально допустиме навантаження трансформатору на
протязі 24 годин на добу не повинно перевищувати 145% в зимовий сезон та
130% в літній сезон. Тому при перевищенні цих значень трансформатори
підстанції повинні бути замінені на більш потужні.
Частка споживачів 3-ї категорії, яку можна відключити на довгий термін
при аварійному відключенні трансформатора – нікчемна, близько 1% в сумарному
навантаженні. Тому якщо розрахункові післяаварійне перевантаження перевищує
вказані вище значення, необхідним є встановлення на підстанції холодного
трансформаторного резерву, яке дозволить відновити живлення споживачів 2-ї
категорії не пізніше ніж через 2 години після аварійного або планового
відключення трансформатора.
Для визначення, на якому році експлуатації необхідна реконструкція з
заміною трансформатору, або встановлення резервного трансформатору,
складається таблиця максимальних нормальних та після аварійних перевантажень
трансформаторів. Перспективи зростання навантаження, що наведені в підрозділі
2.4 розраховуються на 10 років.

32. 35
Таблиця 4.2 – Перевантаження трансформаторів*
Рік
експлуатації
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
𝑆мах з, МВА 58,36 62,03 65,71 69,38 73,06 76,74 80,41 84,09 87,77 91,44
𝑆мах л , МВА 54,35 57,77 61,20 64,62 68,05 71,47 74,89 78,32 81,74 85,17
25
МВА
𝑘з НР 1,17 1,24 1,31 1,39 1,46 1,53 1,61 1,68 1,76 1,83
𝑘л НР 1,09 1,16 1,22 1,29 1,36 1,43 1,50 1,57 1,63 1,70
𝑘з ПАР 2,10 2,23 2,37 2,50 2,63 2,76 2,89 3,03 3,16 3,29
𝑘л ПАР 1,96 2,08 2,20 2,33 2,45 2,57 2,70 2,82 2,94 3,07
40
МВА
𝑘з НР 0,73 0,78 0,82 0,87 0,91 0,96 1,01 1,05 1,10 1,14
𝑘л НР 0,68 0,72 0,76 0,81 0,85 0,89 0,94 0,98 1,02 1,06
𝑘з ПАР 1,31 1,40 1,48 1,56 1,64 1,73 1,81 1,89 1,97 2,06
𝑘л ПАР 1,22 1,30 1,38 1,45 1,53 1,61 1,69 1,76 1,84 1,92
63
МВА
𝑘з НР 0,46 0,49 0,52 0,55 0,58 0,61 0,64 0,67 0,70 0,73
𝑘л НР 0,43 0,46 0,49 0,51 0,54 0,57 0,59 0,62 0,65 0,68
𝑘з ПАР 0,83 0,89 0,94 0,99 1,04 1,10 1,15 1,20 1,25 1,31
𝑘л ПАР 0,78 0,83 0,87 0,92 0,97 1,02 1,07 1,12 1,17 1,22
* Сірим кольором виділені роки, коли необхідне встановлення більш потужних
трансформаторів, або встановлення холодного резерву.
Як видно з результатів таблиці обрані три варіанти трансформаторів для
порівняння мають наступні сценарії розвитку:
– Варіант перший: встановлюються трансформатори ТДТН-25000/150-70У1, які
працюватимуть 4 роки в режимі систематичних перевантажень. На п’ятому
році експлуатації проводиться реконструкція підстанції з заміною
трансформаторів на більш потужні ТДТН-40000/150-70У1, які працюватимуть в
режимі систематичних перевантажень на 9-му та 10 році експлуатації влітку.
При цьому в обох випадках встановлюється трансформаторний резерв.
– Варіант другий: встановлюються трансформатори ТДТН-40000/150-70У1, які
працюватимуть в режимі систематичних перевантажень на 9-му та 10 році
експлуатації влітку. На третьому році експлуатації встановлюється
трансформаторний резерв.
– Варіант третій: встановлюються трансформатори ТДТН-63000/150-70У1 які
усі 9 років працюють в режимі недовантаження, і лише на десятому році
працюють в режимі оптимального завантаження, при цьому витрати на
трансформаторний резерв повністю відсутні.

33. 36
В якості критерію для порівняння обираємо економічний показник
сумарних дисконтованихвитрат, якій основанийна законі вартостіта враховує усі
грошові та амортизаційні витрати, які мають місце на протязі розрахункового
терміну експлуатації, а також втрату потенційного прибутку при простоюванні на
підстанції холодного трансформаторного резерву. Сумарні дисконтовані витрати
розраховуються за наступною формулою:
Зд = К + П + ∑ И𝑖
Тр
𝑖=1
− Л (4.5)
де К – сумарні капіталовкладення;
П – втрата потенційного прибутку;
𝑇р – розрахунковийтермін;
И𝑖 – операційні витрати 𝑖-го року експлуатації;
Л – ліквідна вартість основнихфондів.
Сумарні капіталовкладення складаються з витрат на покупку, доставку та
монтаж (демонтаж при реконструкції) обладнання:
К = 𝑛 ∙ КТ ∙ (1 + 𝑘т + 𝑘м) (4.6)
де КТ – заводськаціна трансформаторів;
𝑘т – коефіцієнт, враховуючий вартість транспортування
трансформаторів, дорівнює0,05;
𝑘м – коефіцієнт, враховуючий вартість монтажу нового трансформатора,
дорівнює 0,1;
𝑛 – кількість трансформаторів.
Втрата потенційного прибутку розраховується лише при встановленні на
підстанції холодного трансформаторного резерву. В нормальному режимі
резервний трансформатор не працює, це мертвий капітал, законсервовані гроші,
які не приносять прибутку. Потенційний прибуток – це прибуток, який можна
було б отримати, вклавши гроші в прибуткове виробництво або цінні папери:
П = КТ ∙ ((1 + 𝑚) 𝑡
− 1)
де 𝑚 – середня річна нормаприбутку в регіоні, приймається 5%;
𝑡 – тривалість використання трансформаторав якості резерву, років.

34. 37
Операційні витрати 𝑖-го рокуексплуатації складаються з витрат на
обслуговування та вартості втрат електричної енергії:
И𝑖 = О𝑖 + С∆𝑊𝑖
Витрати на обслуговування дорівнюють близько 3% від капітальної вартості
трансформатора [9]:
О𝑖 = 𝑛 ∙ 0,03∙ Кт
Втрати електричної енергії залежать від графіку навантаження та
максимального навантаження підстанції. Для спрощення графік навантаження
приймається незмінним і втрати електричної енергії в розраховуються за часом
максимальних втрат 𝜏:
С∆𝑊𝑖
= (𝑃х ∙ 𝑛 ∙ 8760 +
1
𝑛
∙
𝑃к ∙ 𝑆мах 𝑖
2
𝑆ном т
2
∙ 𝜏мах) ∙ сел
де 𝑃х, 𝑃к – втрати холостого ходута короткого замикання трансформатору,
табличні дані, кВт;
𝑆мах 𝑖 – максимальна потужність на -му роціексплуатації, визначається
за виразом 2.8, МВА;
𝑆ном т – номінальна потужність трансформатора, МВА;
сел – оптоваціна електричної енергії, дорівнює 0,7 грн/кВт·год.
Ліквідна вартість основнихфондів розраховуєтьсяяквартість нового
обладнання, помноженого на скороченнятерміну служби внаслідок амортизації:
Л = 𝑛 ∙ КТ ∙
Тнорм − Текспл − ∑ 𝐿 𝑖
Текспл
𝑖=1
Тнорм
де Тнорм – нормативний термін служби трансформатора, дорівнює25 рокам;
Текспл – термін експлуатації трансформатора, років;
𝐿 𝑖 – річне скорочення терміну служби при систематичних
навантаженнях трансформаторубільше допустимих значень2 .
2 Згідно [11, табл. 6] для трансформаторів з системою охолодження ONAF та запорізьких сезонних
температур допустиме навантаження трансформаторів без скорочення терміну служби дорівнює 1,15 взимку та
1,00 влітку.

35. 38
Розрахунокскорочення терміну служби виконується за
методикоюГОСТ 14209-97 [11].
Нижче наводиться економічнийрозрахунокпершого варіанту тр-рів.
Розрахункидругого та третього варіанту проводятьсяаналогічно. Результати усіх
розрахунків зводятьсяв порівняльну таблицю 4.4.
Економічний розрахунок першого варіанту проводиться в наступній
послідовності:
1) Сумарні капіталовкладення складаються з сумарної вартості робочих та
резервнихтрансформаторів, та сумарної вартостітранспортування, монтажу
та наступного демонтажу трансформаторів:
К = 3 ∙ 8 860∙ (1 + 0,05∙ 2 + 0,1∙ 2) + 3 ∙ 12 110 ∙ (1 + 0,05 + 0,1) =
= 34 554 + 41 780 = 76 334 тис.грн.
2) Втрата потенційного прибутку розраховується для 4-х років простою в
резерві трансформатора ТДТН-25000/150-70У1 та 6 років трансформатора
ТДТН-40000/150-70У1:
П = 8 860 ∙ ((1 + 0,05)4
− 1) + 12 110∙ ((1 + 0,05)6
− 1) =
= 1 909+ 4 119 = 6 028 тис. грн.
3) Операційні витрати на першому року експлуатації складаються з:
– витрат на обслуговування:
О1 = 2 ∙ 0,03 ∙ 8 860 = 531,6 тис.грн;
– вартостівтрат електричної енергії:
С∆𝑊1
= (34∙ 2 ∙ 8760 +
1
2
∙
145∙ 58,362
252
∙ 4355) ∙ 0,7 = 1 621 тис. грн.
И1 = 532 + 1 621 = 2 153 тис.грн.

36. 39
Ті ж самі розрахункипроводяться для усіх 10-ти років експлуатації.
Результати зводяться в таблицю 4.3.
Таблиця 4.3 – Результати розрахунку щорічних витрат першого варіанту
Рік 𝑆мах, МВА Л𝑖, років О𝑖, тис. грн. С∆𝑊𝑖
, тис. грн. И𝑖, тис. грн.
1 58,4 0,048 532 1621 2 153
2 62,0 0,085 532 1778 2 309
3 65,7 0,230 532 1944 2 475
4 69,4 0,515 532 2119 2 651
5 73,1 0 727 1591 2 317
6 76,7 0 727 1688 2 414
7 80,4 0 727 1790 2 516
8 84,1 0 727 1896 2 623
9 87,8 0,024 727 2008 2 734
10 91,4 0,036 727 2124 2 850
Сумарні 6 486 18 558 25 044
4) Ліквідна вартість основнихфондів – це вартість двохтрансформаторів
ТДТН-25000/150-70У1 після 4-х років експлуатації в режимі систематичних
перевантажень та двох трансформаторів ТДТН-40000/150-70У1 після 6 років
експлуатації в режимі нормальних навантажень, з урахуванням літніх
перевантажень на протязі 9-го та 10-го року; вартість двох нових
трансформаторів, які використовувались в якості резерву.
Л1 = 2 ∙ 8 860∙
25 − 4 − 0,048 − 0,085− 0,23− 0,515
25
= 14 409 тис. грн.
Л2 = 2 ∙ 12 110∙
25 − 6 − 0,024− 0,036
25
= 18 349 тис.грн.
Л3 = 8 860+ 12 110 = 20 970 тис.грн.
Л = 14 409+ 18 349+ 20 970 = 53 728 тис.грн.

37. 40
5) Сумарні дисконтовані витрати на протязідесятироків експлуатації в
цінах базового року дорівнюють:
Зд = 76 334+ 6 028 + 25 044− 53 728 = 53 678 тис.грн.
Таблиця 4.4 – Техніко-економічне порівняння трансформаторів
Показник Варіант 1 Варіант 2 Варіант 3
Тип трансформаторів
ТДТН-
25000/150-70У1
ТДТН-
40000/150-70У1
ТДТН-
63000/150-70У1
Сумарні
капіталовкладення за 10
років експлуатації,
тис. грн.
76 334 41 780 35 328
Втрата потенційного
прибутку,
тис. грн.
6 028 5 782 0
Операційні витрати на
обслуговування за 10
років експлуатації,
тис. грн.
6 486 7 226 9 216
Вартість втрат
електричної енергії в
трансформаторі
за 10 років,
тис. грн.
18 558 16 583 14 479
Ліквідна вартість
обладнання,
тис. грн.
53 728 26 584 18 432
Сумарні дисконтовані
витрати на протязі 10
років експлуатації,
тис. грн.
53 678 44 827 40 591
Згідно розрахункам, перший варіант є економічно невигідним. Порівняємо
другийта третій варіант:
∆З =
Зд2 − Зд3
Зд2
∙ 100% =
44 827− 40 591
44 827
∙ 100% = 9,4%
Висновок: з урахуванням перспективи зростання навантаження, сумарні
дисконтовані витрати за 10 років у трансформаторів з завищеною потужністю на

38. 41
9,4% нижче ніж у трансформаторів з технічно-обґрунтованою потужністю.
Сумарні дисконтовані витрати другого варіанту можна було б знизити до
значення 40 500 тис. грн. за рахунок зменшення втрат потенційного прибутку,
якщо в якості резервного трансформатору використовувати старий
трансформатор, начальні капіталовкладення в який не перевищать 3 200 тис. грн.
(тобто з остаточним терміном експлуатації менше 6,5 років).
При розгляданні рівноцінних за сумарними витратами варіантів перевага
надається більш надійному, більш зручному в експлуатації, більш компактному,
маючому більші запаси стійкості вузлів навантаження. Тому обирається третій
варіант: два трансформатори ТДТН-63000/150-70У1.

39. 42
5 РОЗРОБКА ГОЛОВНОЇ СХЕМИ ЕЛЕКТРИЧНИХ З’ЄДНАНЬ
Від вибору головної схеми електричних з’єднань підстанції залежать
показники надійності підстанції та зручності експлуатації. Підстанція повинна
задовольняти вимогам противоаварійної автоматики та мати перспективи
розвитку. Вибір головних схем 150, 35 та 10 кВ здійснюється на основі
використання блочних схем, які пропонуються Рівненським заводом
високовольтної апаратури [16], з урахуванням вимог норм технологічного
проектування підстанцій.
По способу приєднання до мережі підстанція є тупиковою. Довжина
повітряної лінії 150 кВ – 3,5 км. Згідно [14], ймовірність її пошкодження,
дорівнює 0,018 пошкоджень у рік, а час виявлення місця пошкодження та ремонту
триває близько 8-10 годин. Враховуючи, що трансформатор працює в режимі
недовантаження, та при аварійному відключенні лінії забезпечує безперервне
живлення усіх споживачів, згідно рекомендаціям [15] обираємо ти на стороні 150
кВ схему з двох блоків «лінія-трансформатор» з від’єднувачами. Відповідно до
вимог ПУЕ, для захисту лінії, обладнання РП та трансформатору передбачається
надійна передача сигналу для відключення вимикача в голові лінії.
Для розподільчого пристрою 35 кВ при двох трансформаторах з
нерозщепленою обмоткою згідно рекомендаціям [14] використовується схема з
однією секціонованою вимикачем системою шин. Секціонування шин
виконується так, щоб кожна секція шин отримувала живлення від різних джерел.
Кількість приєднань та навантаження на секціях шин розподіляється по
можливості порівну. В нормальному режимі роботи секційний вимикач
вимкнений (роздільна робота секцій шин). Недоліками даної схеми є те, що на
весь час проведення контроля або ремонта секції збірних шин одне джерело
живлення вимикається.
У відповідності до вимог надійності, простоти та зручності експлуатації
найоптимальнішою для розподільчого пристрою 10 кВ є одна секціонована
вимикачем система шин. Але проектуєма підстанція має особливості, які не
дозволяють використовувати цю схему з’єднання. Справа в тому, що сучасні РП
10 кВ звичайно виконується комплектними, тобто набираються зі стандартних
камер, в які вбудоване обладнання, пристрої релейного захисту та автоматики.
Максимальний номінальний струм збірних шин таких камер дорівнює 3150 А.
Згідно розрахованим даним по перспективним навантаженням (таблиця 2.5)
максимальний струм навантаження 10 кВ на перший рік експлуатації дорівнює
2515 А, на п’ятий рік дорівнює 3160 А, на десятий – 3962 А. Це означає, що після

40. 43
п’яти років експлуатації збірні шини комірок КРП перестануть задовольняти
умовам тривало допустимого нагріву. Згідно норм технологічного проектування
підстанцій [5], проектування повинне проводитися з урахуванням перспективи
розвиткуне менше ніж на п’ять років. Тому для зменшення струму що проходить
по збірним шинам, використовується дві секціоновані вимикачами системи шин.
Рисунок 5.1 – Принципова електрична схема ПС «Новозапорізька»