Министерство науки и высшего образования Российской Федерации
Лысьвенский филиал федерального государственного автономного образовательного 
учреждения высшего образования

ВЫПУСКНАЯ КВАЛИФИКАЦИОННАЯ РАБОТА
на тему «Проект подстанции 110/35/10 в с.Березовка  Березовского муниципального округа Пермского края. »
студента группы ЭС-17-1споз по специальности 
13.02.07 «Электроснабжение (по отраслям)»
Куликова Дмитрия Валерьевича

Руководитель проекта: ________________________________ А.С. Антипанов

Консультант по
экономической части: ________________________________ К.В.Кондратьева

Консультант по промышленной экологии 
и охране труда: _______________________________________ А.К. Торощин

Рецензент:________________________________________ А.А. Царегородцев 

Допуск к защите:____________________________________М.В. Листопадова

Лысьва 2021 г
Министерство науки и высшего образования Российской Федерации
Лысьвенский филиал федерального государственного автономного образовательного 
учреждения высшего образования
«Пермский национальный исследовательский политехнический университет»

ВЫПУСКНАЯ КВАЛИФИКАЦИОННАЯ РАБОТА

на тему «Проект подстанции 110/35/10 в с.Березовка  Березовского муниципального округа Пермского края. »
студента группы ЭС-17-1споз по специальности 
13.02.07 «Электроснабжение (по отраслям)»

Куликов Дмитрий Валерьевич
Фамилия имя отчество студента

Руководитель работы (проекта): 	     Антипанов А.С.  \__________________\

Консультант по организационно -экономической части 
                                                                 Кондратьева К.В.\__________________\
 
Консультант по промышленной
экологии:				                   Торощин А.К. \__________________\

Консультант по
охране труда:				         Торощин А.К. \__________________\

Рецензент:          	                                Царегородцев А.А.\__________________\

Допуск к защите:				   Листопадова М.В.\__________________\

Лысьва, 2021 г.
РЕФЕРАТ
Выпускная квалификационная работа выполнена на 96 страницах, содержит 17 рисунков, 22 таблиц, 19 источников литературы. 
1.	Ключевые слова: ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ, СОВРЕМЕННОЕ ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЕ, ТРАНСФОРМАТОР, ПОДСТАНЦИЯ, ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ НАГРУЗКИ. 
Куликов Д.В. Разработка проекта трансформаторной подстанции для электроснабжения села Березовка, Березовского муниципального округа,  Пермского края; Лысьвенский филиал федерального государственного автономного образовательного учреждения высшего образования ЛФ ПНИПУ, специальность 13.02.07 «Электроснабжение (по отраслям)».  
Краткая характеристика содержания ВКР: 
1. Тема выпускной квалификационной работы «Проект подстанции 110/35/10 в с.Березовка  Березовского муниципального округа Пермского края.»
2. Цель выпускной квалификационной работы — разработать проект трансформаторной подстанции 110/35/10 кВ для электроснабжения потребителей с.Березовка . 
3. В ходе выполнения выпускной квалификационной работы выполнен анализ нагрузок потребителей с.Березовка и выбор силовых трансформаторов, произведен расчет токов короткого замыкания и выбор устройств защитной аппаратуры, произведен расчет заземляющего устройства. 
4. В выпускной квалификационной работе выполнен выбор современного и надежного электрооборудования. Материалы, которые используются в проекте, обладают высокими характеристиками, длительными сроками службы и просты в эксплуатации.

СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДЕНИЕ............................................................................................................... 5
1.  Технико-экономический расчёт ........................................................................ 7
2.  Расчет токов короткого замыкания.................................................................. 16
3. Выбор оборудования........................................................................................... 23
4. Расчёт заземляющего устройства...................................................................... 49
5. Релейная защита ................................................................................................. 53
6. Молниезащита понизительной подстанции…………….…………………….72
7. Режимы нейтралей сетей..................................................................................... 77
8. Учет электроэнергии и измерение электрических параметров в электроустановке...................................................................................................... 82
9. Разработка инструкции по обслуживанию и эксплуатации силовых трансформаторов....................................................................................................... 86
ЗАКЛЮЧЕНИЕ ......................................................................................................... 94
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ ............................................... 95

Введение

В настоящее время стремительно развивающийся  научно-технический прогресс дал нам возможность  совершенствовать промышленную электроэнергетику. Создавать надежные и экономичные системы электроснабжения предприятий. Возможность внедрения вакуумного и элегазового электрооборудования, микропроцессорной техники в новых комплектных преобразовательных устройствах. В проектировании электроснабжения промышленных предприятий занято огромное количество инженерно-технических работников, имеющих значительный опыт. Однако в бурный прогресс в технике и, в частности, в энергетике выдвигают все новые проблемы и вопросы, которые должны учитываться при проектировании и сооружении современных сетевых объектов.
Проектируемая подстанция расположена в селе Березовка, Березовского муниципального округа. 
Данный округ является динамически развивающимся. В связи с активной застройкой района возникает необходимость в дополнительной мощности для питания электроприемников. 
Электроэнергией район обеспечивается от энергосистемы в данном проекте рассмотрен вопрос о питании  поселка в Березовском муниципальном районе по линиям 110 кВ, а также питание остальных потребителей напряжением 35 кВ и 10 кВ.
Непрерывность технологического процесса, тяжелые условия работы электроустановок и электрооборудования создают особые требования к системе электроснабжения. Это надежность и бесперебойность питания. 
При выборе главной схемы неотъемлемой частью ее построения являются обоснование и выбор параметров оборудования и аппаратуры и рациональная их расстановка в схеме, а также принципиальное решение вопросов защиты, степени автоматизации и эксплуатационного обслуживания подстанции. Последние вопросы в свою очередь оказывают непосредственное влияние на наличие или отсутствие эксплуатационного и ремонтного персонала на главной понизительной подстанции предприятия.
Надежность уже выбранной главной схемы электрических соединений определяется надежностью ее составляющих элементов, в число которых входят силовые трансформаторы, выключатели, разъединители, сборные шины, а также линии электропередачи.
В целях обеспечения бесперебойности питания электроэнергией ответственных потребителей и повышения устойчивости аппаратуры по отношению к токам короткого замыкания предусматривается автоматизация в системах электроснабжения АВР, АПВ, что позволяет обходиться без дежурного персонала на подстанциях. 
Экономическая целесообразность главной схемы электрических соединений предприятия определяется суммарными минимальными расчетными затратами.
На стороне 10 кВ приняты новые ячейки КРУН типа КМ-1 ,которые укомплектованы вакуумными выключателями BB/TEL-10, управление выключателями осуществляется блоками BU/TEL.
На 110 кВ установлены элегазовые выключатели ВГБУ – 110 У1 с моторным приводом.
Питание потребителей собственных нужд пс и цепей оперативного тока осуществляется от двух трансформаторов собственных нужд напряжением 10/0,4 мощностью кВA каждый. Щит СН состоит из двух секций, соединенных секционным автоматом, В нормальном режиме секционный автомат находится в отключенном положении. 

1. Технико-экономический расчёт

ХАРАКТЕРИСТИКА ОБЪЕКТА ПРОЕКТИРОВАНИЯ

Электроснабжение трансформаторной подстанции (ТП) 110/35/10 кВ для электроснабжения посёлка Березовка будет осуществляется по воздушным линиям (ВЛ). По степени надежности электроснабжения приемники Березовки согласно ТУ (техническим условиям) относятся к потребителям второй категории. Здание подстанции будет построено из кирпича и жб панелей.
Березовская подстанция будет единственная и самая современная на весь район. В задачи подстанции входит обеспечение электроэнергией жилых домов, муниципальных зданий и предприятиий березовского района. 
Отопление здания подстанции осуществляется централизованно от газовой котельной, расположенной неподалеку, то есть выполнение электрического отопления, согласно ТУ не предусмотрено.

Таблица .1 - Исходные данные .
Мощность КЗ Sкз, МВ А	IЗ, кА	Длина линии L110,км	Подстанция U, кВ	Напряжения U, кВ	Рmax, МВт	Cos 	
8000	1,25	20
	110/35/10	35
10	18,5
10,8	0,85
0,88	

1.1 Расчёт нагрузок на шинах ПС

1.1.1 Полные мощности подстанции по ступеням напряжения
S = = = 19,54 МВА S== = 12,22 МВА

1.1.2 Реактивные мощности ПС
Qм СН ===9,63 Мвар.

Qм НН ===5,32 Мвар.

1.1.3 Полные мощности ПС

РмВН= РмНН + РмСН=17+11=28 МВт.
Qм ВН= Qм НН + Qм СН=9,63+5,32=14,95 Мвар.
SмВН= ==31,74 МВА.	 

1.2 Расчет годового потребления энергии

По расчетным графикам нагрузок (Приложение №1) рассчитывается годовая энергия потребления

1.2.1 Энергия зимних суток

W = Р1 t1 + Р2 t2 + Р3 t3 + Р4 t4 + Р5 t5 = 5*6+8*4+11*6+7*6+5*2 = =180 МВт* час. 
W = Р1 t1 + Р2 t2 + Р3 t3 + Р4 t4 + Р5 t5 = 6*4+8*4+12*2+17*6+16*2+12*4+6*2 =274 МВт* час.

1.2.2 Энергия летних суток

W=  Р6 t6 + Р7 t7 + Р8 t8 + Р9 t9 + Р10 t10 = 4*8+7*2+10*6+6*4+4*4 = 146 МВт* час. 
W =Р6 t6 + Р7 t7 + Р8 t8 + Р9 t9 + Р10 t10 =4*6+6*2+12*2+16*6+10*4+4*4 =212 МВт* час.

1.2.3 Электрическая энергия, потреблённая за год по каждому графику
NЗ=213 – количество зимних суток; NЛ=152 – количество летних суток;

WГОД = WЗС NЗ + WЛС NЛМВт час 
W= WNЗ + W NЛ = 274*213+212*152=90586МВт* час.
W= WNЗ + W NЛ = 180*213+146*152=60532 МВт* час.

1.3 Время максимума потребления нагрузки

ТМ = , час.
ТМ, СН = =  = 5328,59 час.
ТМ, НН = =  = 5502,9 час.
Т М ,ВН =  = = 5397,06час.

1.4 Время максимальных потерь энергии -

Рассчитывается, за год на каждом напряжении. Годовая продолжительность времени потерь принимается календарная Т=8760 часов 

, час.

для каждой из сторон:

τ СН = =3779,62 час.
τ НН = =3982,88час.
τ ВН = =3858,83 час.	

1.5 Выбор трансформаторов 

Трансформатор выбирается с учётом его загрузки и с учётом максимально допустимой S мах.вн.
В нашем случае S мах.вн. 31,74 МВА, согласно ПУЭ выбираем трансформаторы по 70% загрузке в нормальном режиме.

Sном.т = 0,7* S м ВН = 0,7*31,74 = 22,22 МВА. 

По таблице 3.6 стр.150 [2] выбираем трансформатор. 
Вариант 1. ТДТН-25000/110 - трансформатор 3-х фазный; система охлаждения: дутье 
Вариант 2. ТДТН-40000/110 -  3-х обмоточный с наличием устройства РПН. 

Таблица. 2 - Технические параметры трансформаторов
Тип	Sном	U (кВ)	Pк кВт	Pхх кВт	Uк%	Iхх %	
	МВА	ВН	СН	НН	В-Н		В-С	В-Н	С-Н		
ТДТН-25000/  110 	25	115	38,5	10,5	140	28,5	10,5	17,5	6,5	0,7	
ТДТН-40000/110 	40	115	38,5	10,5	200	39	10,5	17,5	6,5	0,6	

1.6 Расчёт потерь электроэнергии в трансформаторах

1.6.1 Вариант-1
1 Определяем коэффициент аварийной перегрузки.

= 1,33

Выбранный трансформатор удовлетворяет условию:
Кп.ав = 1,33 < Кдоп = 1,4 
2 Определяем потери мощности в трансформаторе:

Рк.в.= Рк.с.= Рк.н.=0,5* Рк.вн-сн=0,5*140=70кВт

3. Определяем потери электроэнергии в трансформаторе:

1.6.2 Вариант-2
1. Определяем коэффициент аварийной перегрузки 

= 0,83
Выбранный трансформатор не удовлетворяет условию: 
Кп.ав = 0,83 < Кдоп = 1,4 

Т.к. в аварийных ситуациях есть возможность отключения потребителя 3-й категории, то оставляем для дальнейших расчетов данный трансформатор.
2. Определяем потери мощности в трансформаторе:

Рк.в.= Рк.с.= Рк.н.=0,5* Рк.вн-сн=0,5*140=70кВт

3. Определяем потери электроэнергии в трансформаторе:

1.7 Приведенные затраты

1.7.1 Стоимость потерь электроэнергии
Стоимость потерь энергии в трансформаторах

=3,74 руб/кВт час – стоимость потерь электроэнергии (по данным  ОАО МРСК Урала).
Вариант 1
 = 4250326,7 руб.
Вариант-2
 = 6260614 руб.

1.7.2 Капитальные затраты

Таблица 3
Наименование оборудования	Стоимость единицы оборудования, тыс.тенге	Первый вариант.	Второй вариант.	
		Кол-во	Общая стоимость, тыс.рублей	Кол-во	Общая стоимость, тыс.рублей	
ТДТН-25000/110	90*300=27000	2	54000	-	-	
ТДТН-40000/110	130*300= =39000	-	-	2	78000	
Ячейка ОРУ-110	50*300=15000	2	30000	2	30000	
Ячейка ОРУ-35	11*300=3300	9	29700	9	29700	
КРУ-10	3,72*300=1116	20	22320	20	22320	
К	-	-	136020	-	160020	

Стоимость оборудования по таб. П5.1, П5.4 [1]. Коэффициент пересчета 300 (по данным ОАО МРСК Урала).

1.7.3 Стоимость отчислений на амортизацию ремонт и обслуживание

,

где  - норма амортизационных отчислений от капитальных затрат и эксплуатацию, табл. 10.2 [ 2 ].
К - сумма полученных капитальных затрат из таблицы №3 по вариантам.

1-Вариант
 = 12785,8 тыс.рублей

2-Вариант
 =15041,8 тыс.рублей

1.7.4 Приведённые затраты

где  - нормативный коэффициент экономической эффективности.

1-Вариант
=6290402тыс.рублей
2-Вариант
=4285370,2 тыс.рублей
Вывод: Для дальнейшего расчёта выбираю Вариант-1 с наименьшими затратами.

2. Расчет токов короткого замыкания

2.1 Базисные величины

- базисная мощность
, , - базисные напряжения
Базисный ток ступени КЗ

 =  = 50,2кА
 =  = 156кА
 =  = 550кА

2.2 Расчёт сопротивлений в схеме замещения в относительных единицах

2.2.1 Энергосистема

2.2.2 Линия

2.2.3 Трансформатор

2.2.4 Преобразуем исходную схему: т.к. Q1 и Q2 отключены, то Х2, Х4, Х6, Х8 –не учитываются

2.2.5 Преобразуем схему замещения относительно К-1 из рис. 2.3

 

2.2.6 Преобразуем схему замещения относительно К-2 из рис. 2.3

2.2.7 Преобразуем схему замещения относительно К-3 из рис. 2.3

 

2.3 Определение токов короткого замыкания

2.3.1 Начальная периодическая составляющая тока к.з.

К-1 .
К-2 
К-3  

где ЕсII =1 - э.д.с. источника в относительных единицах.

2.3.2 Мгновенное амплитудное значение ударного тока к.з.

,

где Ку - ударный коэффициент по т.3.8 [1]

К-1 
К-2 
К-3 

2.3.3 Действующее значение ударного тока к.з.

К-1 
К-2 
К-3 
Определим значение токов КЗ для любого момента времени переходного процесса КЗ

К-1 кА

Та=0,03 [2] таблица 3,8

=0,035+0,01=0,045с

[2] рисунок 3.25

К-2  кА

Та=0,05 [2] таблица 3,8

К-3 кА

[2] рисунок 3.25
Полный импульс квадратичного тока КЗ

где 

Таблица 4 - Сводная таблица токов КЗ 
								
К-1	115	50,2	6,9	15,6	9	4,3	25,47	
К-2	37	156	3,1	8	4,74	1,84	5,14	
К-3	10.5	550	7,2	18,47	11	4,57	27,4	

3. Выбор оборудования

3.1 Оборудование 110 кВ

Q – выключатель наружной установки
QS – разъединитель наружной установки 
ТА – трансформатор тока встроенный 
Гибкая ошиновка.
Рабочий ток:

Рабочий максимальный ток:

3.1.1 Выбор выключателя и разъединителя
По каталогу выбираю выключатель элегазовый типа: ВГБУ-110У1
Элегазовые баковые выключатели серии ВГБ.
Элегазовые баковые выключатели серии ВГБ разработаны на базе хорошо известного принципа гашения дуги. При срабатывании выключателя элегаз сжимается и выбрасывается через контакты выключателя, осуществляя гашение дуги.
Этот принцип гашения и конструкция дугогасительных камер хорошо зарекомендовали себя в комплексных распределительных устройствах (КРУЭ) и отдельно стоящих выключателях (ВЭК) с элегазовой изоляцией, эксплуатирующихся с 1979 года.
Выключатели предназначены для эксплуатации на открытом воздухе в районах с умеренным и холодным климатом (исполнение У1 и УХЛ1) и соответствуют международным и российским стандартам. Достоинства:
- Заземленный резервуар (повышенная безопасность);
- Повышенная сейсмостойкость (низкий центр тяжести);
- Минимальная необходимость в обслуживании;
- Повышенная надежность, безопасность и простота конструкции;
- Встроенные трансформаторы тока;
- Минимальное время монтажа; 
- Пластиковые вводы с кремнийорганической резиной
По каталогу выбираю разъединитель типа: РГ-110/1000. УХЛ1

Таблица 5- Выбор выключателя и разъединителя. 
№	Условия выбора	Расчетные данные	Каталожные данные	
			ВГБУ-110У1	РГ-110/1000 УХЛ1	
1	 кВ	110 	126кВ	110кВ	
2	 А	185 	2000	1000	
3		4,3	20,36	-	
4	 кА	6,9	50	31,5	
5	кА 	15,6	125	80	
6	 кА²·с	25,47	50²·3=7500	40²·3=4800	
7	Привод		Моторный	ПРГ-6	

Проверка по отключающей способности:

3.1.2 Выбор трансформаторов тока
По каталогу выбираю встроенные трансформаторы тока типа: ТВ-110

Таблица 6 - Каталожные данные
Тип ТТ	Uн, кВ	Ном. ток	Z2 ВА	Дин. ст-ть	Тер. ст-ть.	
		I1ном	I2ном		Кд	iдин.	Кт	Iт	tт 	
ТВ-110	110	200	5	60	16	-		20	3 	

Таблица 7- Сравнение данных
Расчетные данные.	Каталожные данные.	
	ТВТ-110	
U=110 кВ	U=110 кВ	
Iраб.макс= 185 А	Iном=200 А	
Вк=25,47 кА2с	 кА2с	

Перечень необходимых измерительных приборов выбираю по таблице 4.11 стр.362 [2] 
Параметры приборов выбираю по таблице П4.7 [2] 
Схема подключения приборов: 

Э-335 Sприб=0,5 ВА

Рис. 3.1- Схема соединения вторичных цепей ТТ.

3.1.3 Выбор гибких шин
Согласно ПУЭ § 1.3.28 шины в пределах РУ выбираются по допустимому току с учетом минимального сечения по коронированию из условия: 
Iдоп Iр.м.
По таблице 7.35 [3] выбираю провод марки: АС-70/11, d=11,4мм, Iдоп=265 А >Iр.макс=185 А	
Поверка на схлестывание не производится т.к Iпо≤20кА.
Согласно [1] § 2.5.41 по условию коронирования принимается минимальное сечение 70 мм2 . Учитывая, что на ОРУ- 110 кВ расстояние меньше, чем на воздушных линиях, в данном разделе рассмотрим расчет: 
Начальная критическая напряженность:

где m=0,82 – коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности провода. 
r0 – радиус провода 

r0= 

Напряженность электрического поля вокруг не расщепленного провода:

где U – максимальное линейное напряжение =121кВ
Дср – среднее геометрическое расстояние между проводами фаз =1,26Д, 
где Д – расстояние между соседними фазами, Д=300 см.

Дср=1,26·300=378 см. 

Проверка: провода не будут коронировать, если наибольшая напряженность поля у поверхности любого провода не более 0,9·E0. Таким образом, условие образования короны можно записать в виде: 

кВ/см

По условию коронирования провод АС-70/11 проходит
Для крепления проводов на опоры выбираю подвесные изоляторы типа:
ПС-70Д в колличестве 8 штук.

3.2 Оборудование 35 кВ

1. Q – Вакуумный выключатель 
2. QS – Разъединитель 
3. ТА – трансформатор тока 
4. Гибкая ошиновка. 

3.2.1 Выбор выключателя и разъединителя
По каталогу выбираю выключатель типа: ВБС-35III-25/1000 УХЛ1
Выключатели вакуумные с электромагнитным приводом, с усиленной изоляцией, наружной установки предназначены для работы в электрических сетях на открытых частях станций, подстанций, для тяговых подстанций электрифицированных железных дорог, в распределительных устройствах в сетях трёхфазного переменного тока. Предназначены для замены маломасляных выключателей ВМУЭ-35II-25/1250 УХЛ1, ВМК-35-20/1000 У1 и масляных баковых выключателей МКП-35-20/1000 У1, С-35М-630-10 У1, ВТ-35-12,5/630 У1. Выключатели соответствуют требованиям ГОСТ 687-78, ГОСТ 18397-86, КУЮЖ.674153.003ТУ
По каталогу выбираю разъединитель типа: РГ-35/1000 УХЛ1

Таблица 8- Выбор выключателя и разъединителя.
№	Условия выбора	Расчетные данные	Каталожные данные	
			ВБС-35III-25/630 УХЛ1	РГ-35/1000 УХЛ1	
1	 кВ	35	35	35	
2	 А	305	1000	1000	
3		1,84	11.1	-	
4	 кА	3,1	31,5	40	
5	кА 	5,09	64	63	
6	 кА²·с	5,4	25²·4=2500	16²·4=1024	
7	Привод		Моторный	ПРГ-01-5 УХЛ1	

Проверка по отключающей способности:

3.2.2 Выбор трансформатора тока
По таблице5.10 [3] выбираю встроенные трансформаторы тока типа: ТФЗМ-35А -300/5
     
Таблица 9 - Каталожные данные.
Тип ТТ	Uн, кВ	Ном. ток	Z2 при кл.0.5 	Дин. ст-ть	Тер. Ст-ть.	
		I1ном	I2ном		Кд	i дин.	Кт	Iт	tт	
ТФЗМ-35-А-600/5	35	400	5	2,0		63		10	3	

Рис. 3.2 - Схема соединения вторичных цепей ТТ.

Таблица 10 - Выбор ТТ.
№	Условия выбора	Расчетные данные	Каталожные данные ТВ-35-III-1500/5	
1	 кВ	35 	35	
2		305 	600	
3	кА 	8	 11.8	
4	 кА²·с	5,4	10²·3=300 кА2с	

Проверка на динамическую и термическую стойкость.

Проверка трансформатора по классу точности

Rкат≥Rномт+Rприб+Rпров

Сопротивление переходных контактов
Rконт=0,05 Ом
Определяем сопротивление приборов

 Ом

где Sa – мощность наиболее загруженной фазы
I2тт2 - номинальный ток вторичной обмотки трансформатора тока

Таблица 11- Вторичная нагрузка ТТ.
Обозначение	Тип прибора	Нагрузка по фазам	
РI ,РК	ПСЧ-4АР.05.2	0,3		 0,3	
РА	Э8021	0,5			
PW	Д-335	0,5			
Итого:		1,3		 0,3	

Определяем сопротивление проводов

Rпров=Rкат-Rконт-Rпрб=2,0-0,052-0,1=1,848 Ом

где Rкат – номинальная нагрузка в омах для класса точности трансформатора тока равного 0,5 [3] Таблица 5.10

Расчётная длина проводов

lр=Ксх·l=1,73·40=69,2 м
  
где Ксх – коэффициент зависимости от схемы соединения трансформаторов тока.

Находим минимально допустимое сечение проводов

 мм2

Выбираем контрольный кабель АКВРГ 4 мм2 по условию механической прочности. 

3.2.3 Выбор трансформаторов напряжения

Таблица 12- Вторичная нагрузка трансформатора напряжения.
Обозначение	Тип прибора	Кол-во обмоток	Кол-во приборов	S, Обм.	S, В·А	
РI ,РК	ПСЧ-4АР.05.2	1	2	2	4	
РV	Э-335	1	1	2	2	
PW	Д-335	2	1	1,5	3	
Итого:					9 	

Согласно рассчитанной мощности выбираем Т.Н.
Выбор производим:
•	По напряжению установки

Uуст ≤ Uном
Uуст = 35 кВ ≤ Uном = 35 кВ
•	По конструкции и схеме соединения: принимаем трансформатор наружной установки со схемой включения звезда.
•	По классу точности: принимаем класс точности равный 0,5.
•	По вторичной нагрузке:
          S2Σ ≤ Sном
S2Σ = 9 В · А < Sном = 3·150=450 В · А

Принимаем к установке ЗНОМ-35-65У1.

3.2.4 Выбор гибких шин
Согласно ПУЭ §1.3.28, сечение сборных шин выбирается по условию нагрева Iр.м.Iдоп
Сечение сборных шин выбираю по наибольшему току присоединения.

По таблице 7.35 [3] с учетом минимального сечения по коронированию принимаю провод марки АС-95/16, d=13,5мм, Iдоп=330А
Согласно ПУЭ шины не проверяются на термическую и электродинамическую стойкость.
Проверка по условию коронирования не производится. 
Для крепления проводов на опоры выбираю подвесные изоляторы типа:
ПС-70Д в 5 штук в трансформаторе и 3 в линии.

3.3 Оборудование 10 кВ

1. Q – выключатель вакуумный
3. ТА – трансформатор тока 
4. ТV – трансформатор напряжения 
5. Жёсткие шины. 

На стороне 10 кВ подстанции принимаем к установке комплектное распределительное устройство наружного исполнения КРУ 2-10. 
КРУ предназначено для приема и распределения электрической энергии переменного трехфазного тока промышленной частоты 50Гц на номинальное напряжение 6-10 кВ и комплектования распределительных устройств 6 и 10 кВ подстанции.
КРУ не предназначено для работы в среде, подвергающейся усиленному загрязнению, действию газов, испарений и химических отложений, вредных для изоляции, а также в среде, опасной в отношении взрыва и пожара.
Распределительное устройство КРУ в закрытом распределительном устройстве.
КРУ изготовляется в виде полностью собранного блока из шкафов с выполненным монтажом электрических схем. Единая жесткая конструкция собирается с помощью болтовых соединений, вертикальных стоек и продольно-поперечных связей. Шкаф трансформатора собственных нужд - ТСН (при наличии его в заказе) может выполнятся в двух модификациях:
1)	ТСН встроен в шкаф
При этом мощность трансформатора не более 40 кВА и шкафы с ТСН должны быть крайние по расположению, а вводные шкафы вторые от краев РУ.
2)	ТСН отдельно стоящий (устанавливается под проводами, идущими к вводной траверсеРУ), при этом мощность не ограничивается. В шкаф ТСН  устанавливаются разъединитель высоковольтный и предохранители. Блок шкафов КРУ представляет собой корпус, разделенный вертикальными поперечными перегородками на несколько параллельных шкафов сборной конструкции. Основанием блока шкафов служит горизонтальная рама, на которой приварены направляющие для перемещения выдвижного элемента, узлы фиксации и заземления его. К этому основанию также прикреплены вертикальные поперечные перегородки - боковые стенки шкафов КРУ. В каждом шкафу смонтирована средняя вертикальная рама, на которой закреплены проходные изоляторы с неподвижными разъемными контактами главной цепи, трансформаторы тока, заземляющий разъединитель, а со стороны выдвижного элемента - шторочный механизм.
Шкаф состоит как бы из трех отделений: корпуса, выдвижного элемента и релейного шкафа. Корпус разделен на отсеки: сборных шин, линейный и выдвижного элемента.
С наружной стороны отсек сборных шин и линейный закрыты стенками. В верхней части имеется люк для возможности безопасного осмотра оборудования без снятия напряжения. Линейный отсек больше отсека сборных шин на величину, необходимую для прохода силовых кабелей, установки трансформаторов тока защиты от замыканий на землю. На вертикальной стенке отсека размещен заземляющий разъединитель. При выполнении каких-либо работ в линейном отсеке с целью обеспечения безопасности заземляющий разъединитель включается ручным приводом, который имеет все необходимые блокировки, а доступ к нему (к приводу) возможен только при выведении выдвижного элемента в ремонтное положение. Блокирование заземляющего разъединителя с элементами внешних присоединений и других шкафов выполняется с помощью электромагнитных замков и механических блокировок.
В КРУ в качестве шкафов применяются современные шкафы базовых серий К104-КФ, КМ-1КФ, которые адаптированы для установки в них высоконадежных высоковольтных вакуумных выключателей типа ЗАН «SIEMENS». По заказу могут быть установлены вакуумные выключатели типа BB/TEL «Таврида-Электрик» или другие, имеющие аналогичные или лучшие электрические и габаритные характеристики.
Масляные выключатели не применяются.
Применяются вакуумные выключатели с дополнительными расцепителями работающими в режиме дешунтирования. Выключатель высоковольтный со встроенным приводом монтируется на выкатном элементе (тележке) шкафа. В верхней и нижней частях выкатного элемента расположены подвижные разъединяющие контакты главной цепи, которые при вкатывании элемента в шкаф замыкаются с шинным (верхним) и линейным (нижним) неподвижными контактами. При выкатывании тележки с предварительно отключенным выключателем разъемные контакты отключаются, и выключатель при этом будет отключен от сборных шин и кабельных присоединений.
Когда тележка находится вне корпуса шкафа, обеспечивается удобный доступ к выключателю и его приводу для ремонта, а при необходимости - быстрая замена выключателя другим аналогичным, установленным на такой же тележке.
В отсеке выкатного элемента также размещены нагревательный элемент (по заказу), разгрузочный клапан и фототиристор-датчик, срабатывающий при возникновении дуги во время короткого замыкания в отсеке и отключающий высоковольтный выключатель.
Выкатной элемент шкафа (тележка) имеет три положения:
рабочее - тележка находится в корпусе шкафа, первичные и вторичные цепи замкнуты;
контрольное - тележка в корпусе шкафа, первичные цепи разомкнуты;
ремонтное - тележка находится вне корпуса шкафа, первичные и вторичные цепи разомкнуты.
В рабочем и контрольном положении выкатной элемент имеет механизм фиксации. Для облегчения перемещения тележки в рабочее положение имеется рычажной механизм, управляемый съемной рукояткой. При выкатывании тележки из шкафа автоматически изоляционными шторками закрываются отсеки шинного и линейного разъединяющих контактов, что исключает возможность случайного прикосновения к токоведущим частям, оставшимся под напряжением.
Выкатной элемент шкафа имеет блокировку, не допускающую перемещение тележки из рабочего положения в контрольное и обратно при включенном высоковольтном выключателе. (При включенном выключателе тяга блокировки, находящейся ниже выключателя упирается в педаль и не дает возможности нажать педаль, высвободить фиксатор положения тележки, тем самым предотвращая перемещение выкатного элемента.)
После отключения выключателя, при перемещении выкатного элемента из рабочего положения в контрольное, фиксатор положения тележки передвигается вверх и упирается в тягу блокировки, которая блокирует вал механизма выключателя, тем самым препятствуя его включению.
На педали установлен конечный выключатель, включенный в электрическую схему вспомогательных цепей и не допускающий включения выключателя при положении выкатного элемента в промежутке между рабочим и контрольным положениями.
Процедуры по регулировке вакуумного выключателя приведены в Приложении 4. Ножи заземляющего разъединителя (З.Н.) шкафа КРУ имеют блокировку, не допускающую включение З.Н. при рабочем положении выкатного элемента и отключения З.Н. при вкатывании тележки из контрольного (или ремонтного) положения. Конструкция - на неподвижной пластине имеется два отверстия: одно - для крепления блок-замка, второе - для запирания З.Н. во включенном (или отключенном) положении. На валу З.Н. расположен диск с идентичными отверстиями. При повороте вала З.Н. отверстия совмещаются, что позволяет фиксировать его в том или ином положении. На валу привода
З.Н. имеется штырь, который при повороте З.Н. в положение «ЗАЗЕМЛЕНО» своим вертикальным положением препятствует вкату тележки.
Выкатной элемент оснащен защитным экраном и включить ножи заземляющего разъединителя в шкафу, возможно, только при полностью выкаченной из шкафа тележки.
В секционных, вводных шкафах и в шкафах с трансформаторами напряжения включению заземления шкафа и выкату тележки при включенном выключателе дополнительно препятствует электромагнитный блок-замок, включенный в электрическую схему блокировки.
Шторочный механизм шкафа при полностью выкаченной из шкафа тележки закрывает доступ к неподвижным разъемным контактам, остающимся под напряжением. Пластина-фиксатор механизма не позволяет открыть шторки вручную. Рычаг открывания шторок механически связан с пластиной-фиксатором и при закрытых штоках имеют совмещенные отверстия для запирания замком.
При вкатывании тележки шторочный механизм автоматически открывает шторки и фиксирует их.
В шкафах КРУ в зависимости от назначения, предусмотрены следующие механические блокировки, в соответствии в ГОСТ 12.2.007.4 -75:
- блокировка, не допускающая вкатывания выдвижного элемента в рабочее положение и выкатывание из рабочего положения при включенном высоковольтном выключателе; 
-блокировка, не допускающая вкатывание и выкатывание выдвижного элемента при включенных разъединяющих контактах под нагрузкой (для шкафов без выключателей);
-блокировку включения выключателя с двух мест (местного и дистанционного);
- блокировку против повторного включения при отказе механизма, удерживающего выключатель во включенном положении;
-блокировка, не допускающая включения коммутационного аппарата, установленного на выдвижном элементе, при положении выдвижного элемента в промежутке между рабочим и контрольным положениями;
- блокировка, не допускающая перемещения выдвижного элемента из контрольного разобщенного) в рабочее положение при включенных ножах заземляющего разъединителя; 
-блокировка, не допускающая включение заземляющего разъединителя в шкафу секционирования с разъединителем или разъединяющими контактами при рабочем положении выдвижного элемента секционного выключателя.
В шкафах КРУ, которые снабжены заземляющими разъединителями, должны быть установлены необходимые устройства для осуществления следующих блокировок:
- блокировки, не допускающей включения заземляющего разъединителя при условии, что в других шкафах КРУ, от которых возможна подача напряжения на участок главной цепи шкафа, где размещен заземляющий разъединитель, выдвижные элементы находятся в рабочем положении (или любые коммутационные аппараты находятся во включенном положении);
- блокировки, не допускающей при включенном положении заземляющего разъединителя перемещения в рабочее положение выдвижных элементов (при включении любых коммутационных аппаратов) в других шкафах КРУ, от которых возможна подача напряжения на участок главной цепи шкафа, где размещен заземляющий разъединитель.
На выкатной тележке монтируются также трансформаторы напряжения, предохранители и другие аппараты (в соответствии с заказом). 
Коридор обслуживания и управления предназначен для обслуживания элементов КРУ, защиты персонала от атмосферных воздействий в ненастную погоду, а также размещения общеподстанционных устройств защиты и питания элементов КРУ (релейные шкафы с аппаратурой вспомогательных цепей собственных нужд, центральной сигнализации, АЧР, ЗМН, стабилизатора напряжения для питания цепей управления, сигнализации и приводов выключателей - количество и типы шкафов определяется заказом).
Шкафы КРУ комплектуются электрооборудованием на номинальное напряжение 10 кВ; трансформаторы напряжения, разрядники, силовые предохранители, трансформаторы с.н. устанавливаются на напряжение 6 и 10 кВ.

3.3.1 Выбор выключателя
По каталогу выбираю выключатель типа: Сименс 3АН5
Вакуумные силовые выключатели Сименс 3АН5 являются трехполюсными силовыми выключателями, устанавливаемыми в помещении, для номинального диапазона напряжений от 12 кВ до 36 кВ. Вакуумный выключатель устанавливается в вертикальном положении относительно вакуумных прерывателей. В нормальных условиях эксплуатации вакуумный выключатель не требует обслуживания в соответствии с положениями IEC 60594 и VDE 0670, часть 1000. 
Минимальное значение температуры составляет: - 5 °C, максимальное - +40˚С. Без обледенения и приносимых ветром осадков. Условие: изоляционные детали в чистом состоянии.
Предельные значения тока нагрузки l в зависимости от температуры окружающей среды T вакуумного выключателя 3АН5 для расчетного рабочего тока:.a) 800A b) 1250A c) 2000 A d) 2500 A 

Рис. 3.3 - График зависимости нагрузки от температуры о.с
Таблица 13- Выбор выключателя
№	Условия выбора	Расчетные данные	Каталожные данные	
			Сименс 3АН5-122-2	
1	 кВ	10	12	
2	 А	625 	1250	
3		7,2	40	
3	 кА	4,57	22.5	
4	 кА	7,2	16	
5	кА 	18,47	100	
6	 кА²·с	27,4	31,52 ·1=992,5	
	Привод		Эл.моторный	

Проверка по отключающей способности:

Принимаем к установке:
- для вводных и секционной ячеек выключатели Сименс 3АН5-122-2 Iн =1250А,
- для отходящих ячеек - Сименс 3АН5-122-1 Iн =800А.

3.3.2 Выбор трансформатора тока
По таблице 5.9 [3] выбираю трансформаторы тока типа: Т0Л-10-400/5
Таблица 14- Каталожные данные.
Тип ТТ	Uн, кВ	Ном. ток	Z2 для кл. 0,5	Дин. ст-ть	Тер. Ст-ть.	
		I1ном	I2ном		Кд	i дин.	Кт	Iт	tт,с	
ТОЛ-10	10	800	5	0,4	-	52	-	17.5	1	

Таблица 15-Сравнение данных.
Расчетные данные.	Каталожные данные.	
	Т0Л-10-400/5	
Uуст=10 кВ	Uн=10 кВ	
Iраб.макс= 625А	Iном=800 А	
iу=18,47	Iдин=52 кА	
 кА²·с 27,4	17,52 ·1=306	

Проверка на динамическую стойкость.

Проверка термическую стойкость.

Проверка трансформатора по классу точности

Rкат≥Rномт+Rприб+Rпров

Сопротивление переходных контактов
Rконт=0,05 Ом
Определяем сопротивление приборов

 Ом

где Sa – мощность наиболее загруженной фазы(таблица)
I2тт2 - номинальный ток вторичной обмотки трансформатора тока.
         
          Перечень необходимых измерительных приборов выбираю по таблице 4.11 стр. 362 [2]
Параметры приборов выбираю по таблице П4.7 [2].

Таблица 16- Вторичная нагрузка ТТ.
Прибор	Тип	Мощность ток. кат. ВА	Нагрузка, ВА	
			А	В	С	
Амперметр	Э-335	0,5	0,5	-	-	
Ваттметр	Д-335	0,5	0,5	0,5		
Счетчик акт. и реакт. энергии.	ПСЧ-4АР.05.2	0,3 	0,3	-	0,3	
		Итого:	1,3	0,5	0,3	

Определяем сопротивление проводов

Rпров=Rкат-Rконт-Rпрб=0,4-0,052-0,05=1,318 Ом

где Rкат – номинальная нагрузка в омах для класса точности трансформатора тока равного 0,5 [3] Таблица 5.10

Расчётная длина проводов

lр=Ксх·l=1,73·4=6,92 м

где Ксх – коэффициент зависимости от схемы соединения трансформаторов тока.

Находим минимально допустимое сечение проводов
 мм2

Выбираем провод АПВ –(1х4). 

3.3.3 Выбор трансформатора напряжения

Таблица 17- Вторичная нагрузка ТН 
Прибор	Тип	Sодной обмотки	Число обмоток	Число приборов	Общая потребляемая мощность S, В∙А	
Вольтметр (сборные шины)	Э - 335	2	1	1	2	
Ваттметр	Ввод 10 кВ	Д – 335	1,5	2	1	3
	
Счётчик активной и реактивной энергии		ПСЧ-4АР.05.2	2 	1	1	2	
Счётчик активной и реактивной энергии	Линии 10кВ	ПСЧ-4АР.05.2	
2 	
1	
4	
8	
Итого	-	-		-	13	

Согласно рассчитанной мощности выбираем Т.Н.
Выбор производим:
•	По напряжению установки

Uуст ≤ Uном
Uуст = 10 кВ ≤ Uном = 10 кВ
•	По конструкции и схеме соединения: принимаем трансформатор внутренней установки со схемой включения звезда.
•	По классу точности: принимаем класс точности равный 0,5.
•	По вторичной нагрузке:

S2Σ ≤ Sном
S2Σ = 13 В · А ≤ Sном = 3 · 50 = 150 В · А
Принимаем к установке ЗНОЛ.06-10УЗ.

3.3.4 Выбор шин10 кВ.

е

h

a

в

 

Рис. 3.4 – Расположение ошиновки на изоляторах.

Данные для выбора

Iр=625А 
U=10 кВ
L=1000 мм
а=250 мм
τо=700С
iу=18,47 кА
I''=7,2кА	tc=0,25 с
Кt=1 
Кр=0,95
Кn=1 
Кпопр= Кt·Кn·Кnв=1·1·0,95=0,95	

Определяем допустимый ток

 А

По таблице 1.3.31 [1] выбираем алюминиевые шины прямоугольного сечения 

Определим минимальное сечение по термической стойкости.

Шина термически устойчива. Выбираем шину

АТ (50х6) Iдоп=740 А [1] таблица 1.3.31

Проверяем шину на динамическую устойчивость.
Определим силу взаимодействия.

Изгибающий момент

Момент сопротивления шин.

Напряжение в металле

 
шина динамически устойчива.
Согласно [1]§1.3.28 выбор по экономической плотности тока не производится.

3.3.5 Выбор схемы собственных нужд

Состав потребителей с.н. подстанции зависит от типа подстанции, мощности трансформаторов, типа электрооборудования. Наименьшее количество потребителей с.н. на подстанциях выполненных по упрощенным схемам без постоянного дежурства персонала. К этим потребителям относятся электродвигатели обдува трансформаторов, обогрев приводов и баков выключателей, обогрев шкафов КРУН, а также освещение подстанции. Мощность потребителей с.н. невелика, поэтому они присоединяются к сети 380/220 В, которая получает питание от понижающих трансформаторов. Мощность ТСН выбирается в соответствии с нагрузками в разных режимах работы подстанции, но не более 630 кВА. По табл.5-8 [4] принимаем нагрузку с.н.:

Таблица 18 - Нагрузка собственных нужд.
Электроприемники	Установленная мощность, кВт.	Количество приемников	Суммарная мощность, кВт.	
электродвигатели обдува	1,5	8	12	
Обогрев В-110	1,75	2	3,5	
Обогрев В-35	1,15	7	8,05	
обогрев шкафов КРУ-10	0,6	20	12	
Отопление и освещение помещения ОВБ	5,5	1	5,5	
Наружное освещение	4,5	1	4,5	
Опер.цепи	1,8	1	1,8	
Итого			47,35	

С учетом коэффициента спроса 0,7 для рассматриваемой подстанции принимаем два ТСН типа ТСЗ-40кВА 10/0,4кВ, с предохранителями ПКТ-10

4. Расчёт заземляющего устройства

Согласно ПУЭ заземляющие устройства электроустановок сети с эффективно заземлённой нейтралью 110 кВ выполняется с учётом сопротивления  или допустимого напряжения прикосновения.
Расчёт по допустимому сопротивлению  производит к неоправданному перерасходу проводникового материала и трудозатрат при сооружении заземляющих устройств. Опыт эксплуатации распреде-лительных устройств 110 кВ. и выше позволяет перейти к нормированию напряжения прикосновения, а не величены R3.
Сложный заземлитель заменяется расчётной квадратной моделью при условии равенства их площадей S, общей длины горизонтальных проводников, глубины их заложения t, числа и длины вертикальных заземлителей и глубины их заложения.
В расчётах многослойный грунт представляется двухслойным: верхний толщиной h1 с удельным сопротивлением p1, нижний с удельным сопротивлением p2. Глубина заложения заземляющего устройства t=0,5-0,7м, длина вертикального заземлителя lв=3-5м, принимаем lв=5м: расстояние между горизонтальными заземлителями а=5м.
Схема ОРУ 110кВ – схема мостика.
Грунт.
Таблица 7.4 стр. 592 [2]
1=400 Омм – Супесок.
2=200 Омм 
tотк=0,16 с согласно зон защит [2] 
В соответствии с графической частью лист 3 принимаем S=32·69,5=2224 м2
Толщина верхнего слоя грунта h1=2 м
Глубина заложения заземляющего устройства 0,5-0,7 м, принимаю t=0,5 м
Длинна вертикального заземлителя 3-5 м, принимаю lв=5 м
Расстояние между вертикальными заземлителями с полосами 4-6 м, принимаю а=5 м
Длинна горизонтального заземлителя:

м

Коэффициент напряжения прикосновения.

где М – коэффициент зависящий от отношения удельного сопротивления грунтов стр.598 [2] М=0,62
 - коэффициент определяемый по сопротивлению тела человека Rч и сопротивлению растеканию тока от ступней человека Rс.

В расчетах принимаю Rч=1000Ом; Rс=1,51

Напряжение на заземлителе:
В

где Uпр.доп – допустимое напряжение прикосновения = 400 В при tотк=0,16с, стр. 596 [2]

Ток, стекающий с заземлителя проектируемого заземляющего устройства, при однофазном токе короткого замыкания
 [ Таблица 1]
Допустимое сопротивление заземляющего устройства:

 Ом.

Число вертикальных заземлителей:

Ом

Принимаем =40 шт.
Общая длинна вертикальных заземлителей:

Lв= 5=405=200м

Относительная глубина заложения заземляющего устройства.

Коэффициент А – стр. 599 [2]

Относительная толщина верхнего слоя

По таблице 7.6 стр.600 [2] Относительное эквивалентное удельное сопротивление для сеток с вертикальными заземлителями:

Эквивалентное сопротивление грунта:

 Ом*м

Общее сопротивление сложного заземлителя.

Ом

Напряжение прикосновения:

В

Uпр.< Uпр.доп.193,5 < 400 В

5. Релейная защита

5.1 Постановка задачи

Системы электроснабжения — это сложный производственный комплекс, все элементы которого участвуют в едином производственном процессе, основными специфическими особенностями которого являются быстротечность явлений и неизбежность повреждений аварийного характера - коротких замыканий в электрических установках. Поэтому надежное и экономичное функционирование систем электроснабжения возможно только при широкой их автоматизации. Для этой цели используется комплекс автоматических устройств, состоящий из устройств автоматического управления и устройств автоматического регулирования.
Устройства автоматического управления. Среди них первостепенное значение имеют устройства релейной защиты, действующие при повреждении электрических установок. Релейная защита нашла применение в системах электроснабжения раньше других устройств автоматического управления. Наиболее опасные и частые повреждения — короткие замыкания между фазами электрической установки и короткие замыкания фаз на землю в сетях с глухозаземленными нейтралями. Возможны и более сложные повреждения, сопровождающиеся короткими замыканиями и обрывом фаз. В электрических машинах и трансформаторах наряду с указанными повреждениями возникают замыкания между витками одной фазы. Вследствие короткого замыкания нарушается нормальная работа системы электроснабжения с возможным выходом синхронных генераторов, компенсаторов и электродвигателей из синхронизма и нарушением режима работы потребителей. Опасность представляет также термическое и динамическое действие тока к. з. как непосредственно в месте повреждения, так и при прохождении его по неповрежденному оборудованию. Основные требования предъявляемые к РЗиА являются – селективность, чувствительность, быстродействие, надежность.
Для предотвращения развития аварии и уменьшения размеров повреждения при К.З. необходимо быстро выявить и отключить поврежденный элемент системы электроснабжения. В ряде случаев повреждение должно быть ликвидировано в течение долей секунды. Очевидно, что человек не в состоянии справиться с такой задачей. Определяют поврежденный элемент и воздействуют на отключение соответствующих выключателей устройства релейной защиты с действием на отключение. Основным элементом релейной защиты является специальный аппарат — реле. В некоторых случаях выключатель и защита совмещаются в одном устройстве защиты и коммутации, например в виде плавкого предохранителя.
Однофазные замыкания па землю в сетях с изолированной или заземленной через дугогасящие реакторы нейтралью не сопровождаются возникновением больших токов (токи не превышают нескольких десятков ампер). Междуфазные напряжения при этом не изменяются и работа системы электроснабжения не нарушается. Тем не менее этот режим работы нельзя считать нормальным, так как напряжения неповрежденных фаз относительно земли возрастают и возникает опасность перехода однофазного замыкания на землю в многофазные короткие замыкания. Однако необходимости в быстром отключении поврежденного участка нет, поэтому устройства релейной защиты от замыканий на землю обычно действуют на сигнал, привлекая внимание персонала. Исключения составляют системы электроснабжения горных предприятий, где по требованию техники безопасности защиты выполняются с действием на отключение.
Иногда в эксплуатации возникают ненормальные режимы, вызванные перегрузкой оборудования или внешними короткими замыканиями, возникающими в других элементах. При этом по неповрежденному оборудованию проходят значительные токи (сверхтоки), которые приводят к преждевременному старению изоляции, износу оборудования. Сверхтоки, вызванные внешними короткими замыканиями, устраняются после отключения поврежденного элемента собственной защитой. От сверхтоков перегрузки на соответствующем оборудовании должна предусматриваться защита, действующая на сигнал. При этом оперативный персонал принимает меры к разгрузке оборудования или к его отключению. При отсутствии постоянного дежурного персонала защита должна действовать на автоматическую разгрузку или отключение.

5.2 Защита трансформаторов

В процессе эксплуатации возможны повреждения в трансформаторах и на их соединениях с коммутационными аппаратами. Могут быть также опасные ненормальные режимы работы, не связанные с повреждением трансформатора или его соединений. Возможность повреждений и ненормальных режимов предполагает необходимость установки на трансформаторах защитных устройств.
Основными видами повреждений являются многофазные и однофазные короткие замыкания в обмотках и на выводах трансформатора, а также «пожар стали» магнитопровода. Однофазные повреждения бывают двух видов: на землю и между витками обмотки (витковые замыкания). Наиболее вероятны многофазные и однофазные короткие замыкания на выводах трансформаторов и однофазные витковые замыкания в обмотках. Значительно реже возникают многофазные короткие замыкания в обмотках. Для групп однофазных трансформаторов они вообще исключены. Защита от коротких замыканий выполняется с действием на отключение поврежденного трансформатора. Для ограничения размеров разрушений ее выполняют быстродействующей.
Замыкание одной фазы на землю опасно для обмоток, присоединённых к сетям с глухозаземленными нейтралями. В этом случае защита должна отключать трансформатор и при однофазных коротких замыканиях в его обмотках на землю. В сетях с нейтралями, изолированными или заземленными через дугогасящие реакторы, защита от однофазных замыканий на землю с действием на отключение устанавливается на трансформаторе в том случае, если такая защита имеется в сети. При витковых замыканиях в замкнувшихся витках возникает значительный ток, разрушающий изоляцию и магнитопровод трансформатора, потому такие повреждения должны отключаться быстродействующей защитой. Но использовать для этого токовые, дифференциальные или дистанционные защиты не представляется возможным. В самом деле, при малом числе замкнувшихся витков ток в поврежденной фазе со стороны питания может оказаться даже меньше значения номинального тока, а напряжение на выводах трансформатора практически не изменится.
Опасным внутренним повреждением является также «пожар стали» магнитопровода, который возникает при нарушении изоляции между листами магнитопровода, что ведет к увеличению потерь на перемагничивание и вихревые токи. Потери вызывают местный нагрев стали, ведущий к дальнейшему разрушению изоляции. Защиты, основанные на использовании электрических величин, на этот вид повреждения тоже не реагируют, поэтому возникает необходимость в применении специальной защиты от витковых замыканий и от «пожара стали». Для маслонаполненных трансформаторов такой защитой является газовая, основанная на использовании явлений газообразования. Образование газа является следствием разложения масла и других изолирующих материалов под действием электрической дуги при витковых замыканиях или недопустимого нагрева при «пожаре стали». Электрическая дуга возникает и при многофазных коротких замыканиях в обмотках. Поэтому газовая защита является универсальной защитой от всех внутренних повреждений трансформатора.
Ненормальные режимы работы трансформаторов обусловлены внешними короткими замыканиями и перегрузками. В этих случаях в обмотках трансформатора появляются большие токи (сверхтоки). Особенно опасны токи, проходящие при внешних коротких замыканиях; эти токи могут значительно превышать номинальный ток трансформатора. В случае длительного прохождения тока (что может быть при коротких замыканиях на шинах или при не отключившемся повреждении на отходящем от шин присоединении) возможны интенсивный нагрев изоляции обмоток и ее повреждение. Вместе с этим при коротком замыкании понижается напряжение в сети. Поэтому на трансформаторе должна предусматриваться защита, отключающая его при появлении сверхтоков, обусловленных не отключившимся внешним коротким замыканием.
Перегрузка трансформаторов не влияет на работу системы электроснабжения в целом, так как она обычно не сопровождается снижением напряжения. Кроме того, сверхтоки перегрузки относительно невелики и их прохождение допустимо в течение некоторого времени, достаточного для того, чтобы персонал принял меры к разгрузке. Так, согласно нормам, перегрузку током Iпер = 1,6 Iт.ном можно допускать в течение t = 45 мин. В связи с этим защита трансформатора от перегрузки при наличии дежурного персонала должна выполняться с действием на сигнал. На подстанциях без дежурного персонала защита от перегрузки должна действовать на разгрузку или отключение. К ненормальным режимам работы трансформаторов относится также недопустимое понижение уровня масла, которое может произойти, например, вследствие повреждения бака.

5.2.1 Газовая защита, 

Газовая защита, как указывалось выше, основана на использовании явления газообразования в баке поврежденного трансформатора. Интенсивность газообразования зависит от характера и размеров повреждения. Это дает возможность выполнить газовую защиту, способную различать степень повреждения, и в зависимости от этого действовать на сигнал или отключение. Основным элементом газовой защиты является газовое реле KSG, устанавливаемое в маслопроводе между баком и расширителем (рис. 12.). 

Рисунок 12 - Газовое реле защиты трансформатора

Ранее выпускалось поплавковое газовое реле ПГ-22. Более совершенно реле РГЧЗ-66 с чашкообразными элементами. Элементы выполнены в виде плоскодонных алюминиевых чашек, вращающихся вместе с подвижными контактами 4 вокруг осей 3. Эти контакты замыкаются с неподвижными контактами 5 при опускании чашек. В нормальном режиме при наличии масла в кожухе реле чашки удерживаются пружинами 6 в положении, указанном на рисунке. Система отрегулирована так, что масса чашки с маслом является достаточной для преодоления силы пружины при отсутствии масла в кожухе реле. Поэтому понижение уровня масла сопровождается опусканием чашек и замыканием соответствующих контактов. Сначала опускается верхняя чашка и реле действует на сигнал. При интенсивном газообразовании возникает сильный поток масла и газов из бака в расширитель через газовое реле. На пути потока находится лопасть 7, действующая вместе с нижней чашкой на общий контакт. Лопасть поворачивается и замыкает контакт в цепи отключения трансформатора, если скорость движения масла и газов достигает определенного значения, установленного на реле. Предусмотрены три уставки срабатывания отключающего элементы по скорости потока масла: 0,6;0,9; l,2 м/с. При этом время срабатывания реле составляет tс.р=0,05... 0,5 с. Уставка по скорости потока масла определяется мощностью и характером охлаждения трансформатора.
В нашей стране широко используется газовое реле с двумя шарообразными пластмассовыми поплавками типа BF80/Q. Реле имеет некоторые конструктивные особенности. Однако принцип действия его такой же, как и других газовых реле. Монтаж газовой защиты связан с выполнением некоторых специфических требований: для беспрепятственного прохода газов в расширитель должен быть небольшой подъем (1,0—1,5% у крышки трансформатора и 2 - 4% у маслопровода) от крышки к расширителю. Нижний конец маслопровода, входящий внутрь трансформатора, должен заделываться с внутренней поверхности крышки, а нижний конец выхлопной трубы — вдаваться внутрь трансформатора. Контрольный кабель, используемый для соединения газового реле с панелью защиты или промежуточной сборкой зажимов, должен иметь бумажную, а не резиновую изоляцию, так как резина разрушается под действием масла. Действие газовой защиты на отключение необходимо выполнить с самоудерживанием, чтобы обеспечить отключение трансформатора в случае кратковременного замыкания или вибрации нижнего контакта газового реле, обусловленных толчками потока масла при бурном газообразовании.
В схеме защиты на переменном оперативном токе самоудерживание достигается путем шунтирования нижнего контакта газового реле KSG верхним замыкающим контактом реле KL. Самоудерживание автоматически снимается после разрыва цепи отключения вспомогательным контактом Q1.2 выключателя Q1.
Достоинства газовой защиты: высокая чувствительность и реагирование практически на все виды повреждения внутри бака; сравнительно небольшое время срабатывания; простота выполнения, а также способность защищать, трансформатор при недопустимом понижении уровня масла по любым причинам. Наряду с этим защита имеет ряд существенных недостатков, основной из которых — не реагирование ее на повреждения, расположенные вне бака, в зоне между трансформатором и выключателями. Защита может подействовать ложно при попадании воздуха в бак трансформатора, что может быть, например, при доливке масла, после ремонта системы охлаждения и др. Возможны также ложные срабатывания защиты на трансформаторах, установленных в районах, подверженных землетрясениям. В таких случаях допускается возможность перевода действия отключающего элемента на сигнал. В связи с этим газовую защиту нельзя использовать в качестве единственной защиты трансформатора от внутренних повреждений.

5.2.2 Дифференциальная защита трансформаторов 
Для дифференциальной защиты трансформаторов выпускаются реле с магнитным торможением типа ДЗТ. На рисунке 13 показана принципиальная схема защиты в однофазном исполнении с реле ДЗТ-11. Реле ДЗТ-11 имеет одну тормозную обмотку. При выполнении защиты важен выбор стороны, к трансформаторам тока которой целесообразно присоединить тормозную обмотку, чтобы обеспечить минимальное торможение при к. з. в зоне защиты и максимальное торможение при внешних повреждениях. Рассматриваемый трансформатор имеет одностороннее питание, поэтому тормозную обмотку целесообразно присоединить к трансформаторам тока питаемой стороны. Такое включение обеспечивает торможение только при внешних коротких замыканиях. При двустороннем питании иногда целесообразно тормозную обмотку разделить на две секции и включить каждую из них соответственно в первую и вторую цепи циркуляции защиты. Этим уменьшается тормозное действие при коротком замыкании в защищаемой зоне.

Рисунок 13 - Дифференциальная токовая защита трансформаторов с магнитным торможением

В графической части проекта представлена принципиальная схема релейной защиты трансформатора, в которую включены следующие защиты:
•	Дифференциальная токовая;
•	Газовая;
•	Максимальная токовая.
Продольная дифференциальная защита выполнена на двух реле типа ДЗТ-11 с соединением вторичных обмоток трансформаторов тока на стороне 110 кВ в треугольник, а на стороне 10 кВ в неполную звезду. Зона действия ДЗТ ограничивается выносными трансформаторами тока со стороны 110 кВ и трансформаторами тока 10 кВ в вводных ячейках ЗРУ 10 кВ
Максимальная токовая защита (МТЗ) 110 кВ предназначена для резервирования отключения токов к.з. на шинах потребителей, а также для резервирования основных защит трансформатора – ДЗТ и газовой. Она выполнена в виде двух токовых реле типа РТ-40. Работает следующим образом: при коротком замыкании в зоне чувствительности МТЗ-110 по вторичным обмоткам трансформаторов тока со стороны 110 кВ 

            Таблица 19 - Параметры реле ДЗТ - 11 
Наименование величины	Численное значение для сторон	
	110	35	10	
первич. ном. ток. тр-ра	105 А	228А	335	
коэффициент ТТ	200 / 5	600 / 5	400/5	
схема соединения ТТ			Y	
вторичные токи в плечах защиты	6 А	3,3 А	4,2	

Реле ДЗТ – 11 
Определим ток небаланса

=
А

Минимальный коэффициент чувствительности на стороне 10 кВ

При включении тормозной обмотки реле ДЗТ-11 на сумму токов питаемых сторон 35 и 10 кВ первичный ток срабатывания защиты принимается из условия отстройки от броска тока намагничивания.

 А

Минимальный коэффициент чувствительности при двухфазном КЗ на стороне 10 кВ

Определяем коэффициенты трансформации ТТ соединив ТТ 110 и 35 кВ в треугольник и ТТ 10 кВ в звезду.

Принимаем 200/5 -110 кВ: 600/5 – 35 кВ по условиям динамической стойкости. 400/5 – 10 кВ.
Определим вторичные номинальные циркулирующие токи
А
 А
 А
Трансформаторы тока 35 и 10 кВ соответственно присоединены к первой и второй уравнительной обмотки, а ТТ 110 кВ к рабочей обмотке реле. Сторону 110 кВ принимаем за основную
Ток срабатывания на основной стороне

 А

Расчетное число витков основной (рабочей) обмотки 

вит.

Принимаем 6 витков.
Расчетное число витков первой уравнительной обмотки

 вит.

Принимаем 11 витков при этом погрешность от неточного выравнивания составляет

Расчетное число витков второй уравнительной обмотки, присоединяемое к ТТ 10 кВ.

 вит.

Принимаем 9 витков при этом погрешность от неточного выравнивания составляет

Число витков тормозной обмотки. Предварительно определяем ток небаланса имеющий место при трехфазном КЗ на шинах 35 кВ.

 А
 вит

Определим необходимое число витков тормозной обмотки при внешним КЗ на шинах 10 кВ.
А

 вит

Для повышения надежности при внешних КЗ принимаем 9 витков.
Уточним Кч при 2-х фазном КЗ на стороне 10 кВ учитывая отсутствия торможения.

МТЗ от внешних КЗ
Произведём расчёт тока уставки реле РТ-40:
Определим ток срабатывания защиты на стороне 110 кВ

 А

Ток срабатывания реле

 А

Пределы регулирования 5-10 А
Определим ток срабатывания защиты на стороне 35 кВ

 А

Ток срабатывания реле

 А 

Пределы регулирования 5-10 А
Определим ток срабатывания защиты на стороне 10 кВ

 А

Ток срабатывания реле

 А 

Пределы регулирования 5-10 А

5.2.4 Описание схемы релейной защиты понижающего трансформатора 110/35/10 кВ.

1. Основные защиты: 
- От всех видов к.з. в обмотках трансформатора и на выводах, на выводах присоединений к секциям шин НН – общая продольная дифференциальная токовая защита, выполненная одним комплектом реле типа ДЗТ-11(KAW1-KAW3).
- От всех повреждений внутри бака трансформатора и в контакторном отсеке РПН, сопровождающихся выделением газа, - газовая защита с одним газовым реле KSG1 для бака и одним газовым реле KSG2 для контакторного отсека РПН.
2. Резервные и другие защиты:
- Для резервирования отключения многофазных к.з. на шинах НН, а также для резервирования основных защит трансформатора – максимальная токовая защита с комбинированным пуском по напряжению, установленная на стороне ВН. Защита содержит три реле тока типа РТ-40 (КА3 - КА5) и реле времени КТ1. Комбинированный пуск выполнен тремя фильтрами-реле напряжения обратной последовательности типа РНФ-1М (KVZ1- KVZ3) и тремя минимальными реле напряжения типа РН-54/160 (KV1- KV3).
- Для резервирования отключения многофазных к.з. на стороне CН – максимальная токовая защита с комбинированным пуском по напряжению, установленная на стороне CН. Защита выполнена с применением комплекта КЗ-12 (АК1) и дополнительного реле времени КТ2. Комплект защиты КЗ-12 содержит два реле тока КА1, КА2 реле времени КТ1. Комбинированный пуск выполнен фильтром-реле напряжения обратной последовательности KVZ1и минимальным реле напряжения типа KV1.
- От многофазных к.з. на шинах НН, а также для резервирования отключения к.з. на элементах, присоединенных к этим шинам,- максимальные токовые защиты с комбинированным пуском по напряжению, установленные на ответвлениях к секциям шин НН. Защита выполнена с использованием реле тока типа РТ-40 (КА6, КА7) и реле времени КТ3, КТ5. Комбинированный пуск выполнен фильтром-реле напряжения обратной последовательности (KVZ2, KVZ3) и минимальным реле напряжения типа (KV2 ,KV3).
- Для резервирования отключения внешних к.з. на землю, а также частичного резервирования основных защит трансформатора – одноступенчатая токовая ненаправленная защита нулевой последовательности с реле тока типа РТ-40 (КА13) и реле времени КТ8, КТ9.
- От повреждений в шкафах КРУН – 10кВ, имеющих высоковольтные выключатели – защиты при дуговых к.з..
- От симметричных перегрузок – МТЗ с тремя реле тока типа РТ-40 (КА10, КА11, КА12 ) установленные на сторонах ВН,СН,НН и реле времени КТ7.

5.2.5 Защита линий 10кВ
На всех отходящих от КРУН 10 кВ линиях, как кабельных, так и воздушных предусматривается три ступени токовой защиты:
1.	Токовая отсечка без выдержки времени. Селективное действие 1 ступени Т.О. достигается тем, что её ток срабатывания принимается большим максимального тока к.з., проходящего через защиту при повреждении вне защищаемого элемента. Чувствительность защиты определяется длиной защищаемой зоны (менее 50% линии) и коэффициентом чувствительности KI r ≥2.
2.	Токовая отсечка с выдержкой времени. Она обеспечивает защиту всей линии и сторону ВН приёмной КТП 10/0,4 кВ. Выдержка времени должна быть больше времени срабатывания этой отсечки на некоторое время Δt =0,3…0,6 с, называемое ступенью селективности. Достаточно, чтобы ток срабатывания 2ой ступени был больше максимального тока К.З., проходящего при повреждении в конце защищаемой зоны (80…90% линии).
3.	Максимальная токовая защита. Ток срабатывания отстраивается на ток К.З. за трансформатором приёмной КТП 10/0,4 кВ. коэффициент чувствительности KIII r ≥1,5. Выдержка времени МТЗ на ступень больше, чем выдержка времени предыдущего участка (МТЗ трансформатора 10/0,4 кВ КТП).
4.	Защита от однофазных замыканий на землю выполнена на реле РУ-21/1 с применением тр-ра земляной защиты ТЗЛМ-10 с действием на сигнал.
Токовая защита отходящих линий выполнена в виде двухфазной двухрелейной схемы соединения в неполную звезду(рис.14). Для выполнения схемы вторичные обмотки трансформаторов тока, установленных в двух фазах, соединяются выводами Л2, реле тока присоединяется последовательно.

Рисунок 14 - Схема соединения трансформаторов тока и реле .

Из анализа поведения реле при различных видах короткого замыкания следует, что схема защиты реагирует на все виды коротких замыканий, за исключением замыканий на землю фазы, в которой трансформатор тока не установлен, поэтому применяется только для действия при многофазных повреждениях.

5.2.6 Автоматика ввода резерва (АВР)

Одной релейной защиты недостаточно для обеспечения надежности и бесперебойности электроснабжения. В этом также можно убедиться на примере рассмотренных схем электроснабжения. Шины распределительного пункта РП обычно выполняются в виде двух секций. Секционный выключатель при нормальной работе отключен. Каждая отходящая от шин линия электроснабжения потребителей связана только с определенной секцией. При повреждении одной из питающих РП линий и отключении ее релейной защитой электроснабжение потребителей соответствующей секции прекращается. Электроснабжение можно восстановить включением секционного выключателя устройством автоматического включения резерва (УАВР).
Устройства АВР выполняются как на постоянном, так и на переменном оперативном токе, и их схемы имеют некоторые различия, обусловленные видом этого тока и конструкцией привода выключателя.
Принцип осуществления команды на включение резервного питания при постоянном оперативном токе показан на рисунке 15. Нормально при включенных выключателях рабочего питания Q1, Q2 обмотка реле KL однократности действия АВР (РОД), имеющего задержку на возврат, обтекается током, и его контакт замкнут. После отключения выключателя Q1 или Q2 в схеме через контакт РОД подается команда на включение выключателя Q3. Одновременно цепь обмотки РОД размыкается и команда на включение существует лишь в течение времени замедления РОД на возврат, достаточного для надежного включения выключателя Q3.

Рисунок 15- Принцип работы АВР при неявном резерве.

В данном проекте выполнена схема АВР 10 кВ с воздействием на включение секционного выключателя при отключении одного из вводных (трансформаторных) выключателей 10 кВ.

6. Молниезащита понизительной подстанции
	
При проектировании зданий и сооружений системы электроснабжения необходимо учитывать и предотвращать возможность их поражения ударами молнии. Особенно это относится к открытым электроустановкам.
Молнии характеризуются большим разрушающим действием, объясняемым большими амплитудой, крутизной нарастания и интегралом тока.
В соответствии с Руководящими указаниями по защите электростанций и подстанций 3-500 кВ от прямых ударов молнии (ПУМ) и грозовых волн, набегающих с линий электропередачи, защите подлежат следующие объекты, расположенные на их территории:
а) открытые распределительные устройства (ОРУ), в том числе шинные мосты и гибкие связи, в том числе шинные мосты и гибкие связи;
б) здания машинного зала и закрытые распределительные устройства (ЗРУ);
в) здания маслохозяйства.
ОРУ станций и подстанций защищаются от ПУМ стержневыми молниеотводами и только для протяженных шинных мостов и гибких связей применяются тросовые молниеотводы.
Защита ОРУ осуществляется установкой стержневых молниеотводов на порталах подстанций или устройством отдельно стоящих стержневых молниеотводов со своими обособленными заземлителями. 
Молниеотводы, установленные на порталах подстанций, дешевле отдельно стоящих молниеотводов, так как требуют меньше металла на изготовление. Они ближе располагаются к защищаемому оборудованию, поэтому эффективнее используется их защитная зона. Но при поражении портального молниеотвода ударом молнии с большой амплитудой и крутизной фронта импульса тока на молниеотводе и на портале значительно возрастает напряжение. Это напряжение может оказаться достаточным, чтобы вызвать «обратное» перекрытие изоляции ОРУ с заземленных элементов на токоведущие части подстанции.
Порядок расчета стержневых молниеотводов:

hа ≥ Д/8·p,

Полная высота молниеотвода

h=hа + hх

где	hа – активная высота молниеотвода;
hх1=11,35 м, 
hх2=5,5 м – высота защищаемого объекта; 
р=1 при h ≤ 30 м,
Д=59 м – большая диагональ четырехугольника с молниеотводами в его вершинах.

hа ≥ 59/8·1 = 7,375 м. 
Принимаю 8,5 м.
h = 11,35 + 8,5 = 19,85 м. 
Принимаю 20 м.
Высоту молниеотвода от земли выбирают такой, чтобы защищаемые оборудование и конструкции попали в зону защиты молниеотвода, внутри которой с достаточной надежностью (в электроустановках 99,5% – зона защиты типа А) обеспечивалась бы защита зданий и сооружений от прямых ударов молнии.
Расчетная зона защиты одиночного стержневого молниеотвода высотой h < 150 м представляет собой конус с высотой
hо = 0,85h;
hо = 0,85·20= 17 м;
и радиусами на уровне земли и уровне защищаемого оборудования

rо = (1,1 – 0,002h)h;
rх = (1,1 – 0,002h)(h – hх/0,85);
rо = (1,1 – 0,002·20)·20 = 21,2 м;
rх1 = (1,1 – 0,002·20)·(20 – 11,35/0,85)= 7,04 м.
rх2 = (1,1 – 0,002·20)·(20 – 5,5/0,85)= 14,3 м. 

Два молниеотвода одинаковой высоты, находящихся друг от друга на расстоянии h<L1<3h (20<L1=53<3·20=60) образуют общую зону защиты. Зона характеризуется между молниеотводами гребнем в виде ломаной линии; наинизшая точка этого гребня имеет высоту

hс = hо – (0,17 + 3·10 -4h)(L1 – h)
rсх = rо (hс –hх)/hс
rс = rо
hс = 17 – (0,17 + 3·10 –4 ·20)(53 – 20) = 11,72 м 
rсх1 = 21,2 (11,72 – 11,35) / 11,72 = 0,67 м 
rсх2 = 21,2 (11,72 – 6) / 11,72 = 10,3 м
rс = 21,2 м
h<L1<3h (20<L1=26<3·20=60) 
hс = 17 – (0,17 + 3·10 –4 ·20)(26 – 20) = 15,9 м 
rсх1 = 21,2 (15,9 – 11,35) / 15,9 = 6 м
rсх2 = 21,2 (15,9 – 6) / 15,9 = 13,2 м

Рисунок 6.1- Схема грозозащиты ОРУ-110кВ.

Молниеотводы состоят из молниеприемника, несущей конструкции, токоотвода и заземлителя. Молниеприемник непосредственно воспринимает прямой удар молнии. Поэтому он должен надежно противостоять механическим и тепловым воздействиям тока и высокотемпературного канала молнии. Молниеприемники изготовляются из прокатной стали любого профиля сечением не менее 100 мм2 , при длине не более 2,5 м. Несущая конструкция несет на себе молниеприемник и токоотвод, объединяет все элементы молниеотвода в единую, жесткую, механически прочную конструкцию. В энергетике получили широкое распространение конструкции молниеотводов с деревянными, железобетонными и металлическими опорами.
Токоотвод соединяет молниеприемник с заземлителем и предназначен для пропускания тока молнии от молниеприемника к заземлителю. Поэтому он рассчитывается на тепловые и электродинамические воздействия, связанные с прохождением по нему тока молнии. Токоотводы у молниеотводов с деревянными опорами изготовляются различного профиля с сечением, рассчитанным для прохождения полного тока молнии. Рекомендуется брать круглую сталь диаметром не менее 6 мм2, угловую сталь сечением не менее 48 мм2 и толщиной стенки 4 мм.
Заземлители молниеотводов служат для отвода тока молнии в землю. Исходя из требований грозоупорности ЭУ, сопротивления заземлителей не должны превосходить 10-15 Ом.
Соединение отдельных частей токоотвода между собой, с молниеприемником и с заземлителем производится при помощи сварки. Для предохранения от коррозии токоотводы окрашиваются.

7. Режимы нейтралей сетей

Нейтраль сети, как совокупность соединенных между собой нейтральных точек и проводников, может быть изолирована от земли, соединена с землей через активные или реактивные сопротивления, глухо заземлена.
При нарушении изоляции одной фазы в какой-либо точке сети, с изолированной от земли нейтралью, может возникнуть однофазное замыкание на землю. Напряжение этой фазы относительно земли становится тогда равным нулю, напряжение остальных фаз относительно земли - междуфазному напряжению, а зарядные токи этих двух фаз увеличиваются в √3 раз.
Ток замыкания на землю по сравнению с нагрузочным током сети или ее отдельных, линий относительно мал и может вызывать заметную перегрузку только при очень малых сечениях проводников поврежденной линии. Замыкание на землю практически не влияет на систему междуфазных напряжений и режимы работы приемников. Поэтому замыкание на землю в сетях с изолированной нейтралью считается не аварийным, а лишь анормальным режимом, при возникновении которого сеть и поврежденная линия могут оставаться включенными и в течение некоторого времени продолжать работу: питание потребителей не прерывается. Так как из всех видов нарушения изоляции однофазные замыкания на землю составляют обычно 75-85%, то это обстоятельство существенно для обеспечения надежности питания потребителей.
Другим преимуществом рассматриваемого вида сетей является отсутствие устройств заземления нейтрали, что снижает стоимость сети.
Ток Iс можно определить по формуле для сетей напряжением 35/10кВ

где l- длина электрически связанной сети данного напряжения.
U- междуфазное напряжение.
l10 -10км
l35 -30км
n- число линий на одной секции

А
 А
А <20А

Следовательно сеть с изолированной нейтралью.
В сетях с изолированной нейтралью необходимо обратить внимание на следующие обстоятельства:
1) повышение напряжения двух фаз относительно земли во время замыкания на землю третьей приводит к тому, что изоляцию всех фаз относительно земли необходимо рассчитывать не на фазное, а на междуфазное напряжение. Только при напряжениях до 35 кВ это не вызывает существенного удорожания сети;
2) возможность образования в месте замыкания на землю перемежающейся электрической дуги обусловливает возникновение коммутационных перенапряжений с амплитудой (4-6)Uном. Эти перенапряжения могут нарушить работу некоторых приемников и привести к пробою изоляции в других местах и других фазах сети;
3) тепловое действие дуги в месте замыкания на землю на изоляцию других фаз сети может привести к переходу замыкания на землю в двух- или трехфазное КЗ (и кабельных линиях и в других случаях близкого расположения фазных проводников друг к другу);
4) возникновение в сети и источниках питания при замыкании на землю системы токов обратной последовательности может привести к индуктированию в роторах синхронных генераторов токов двойной частоты и к существенному дополнительному нагреву роторов.
Из-за приведенных выше нежелательных явлений токи замыкания на землю не должны превышать некоторых максимально допустимых значений, находящихся обычно в пределах 10-30 А. Время, за которое требуется отыскать и отключить возникающее в сети замыкание на землю, обычно принимают равным 2 ч.
В Казахстане с изолированной нейтралью работают следующие сети:
1) трехфазные сети 6-35 кВ, в которых токи замыкания на землю не превышают допустимых значений;
2) трехфазные трехпроводные сети до 1000 В (например, сети 220 и 660 В);
3) двухпроводные сети постоянного тока;
4) все сети низкого напряжения, в которых для обеспечения безопасности людей предусматривают защитные мероприятия, не связанные с применением заземлений (защитная изоляция, разделяющие трансформаторы и др.).
Если в сетях 3-35 кВ ток замыкания на землю превышает допустимые значения, то нейтраль источника питания сети соединяют с землей через заземляющий реактор.
Благодаря заземлению нейтрали сети через реактор:
1) намного уменьшается ток замыкания на землю, в результате чего дуга в месте замыкания становится неустойчивой и быстро гаснет;
2) после гашения дуги напряжение восстанавливается медленно, вследствие чего вероятность повторного зажигания дуги и возникновения коммутационных перенапряжений мала;
3) при сохранении устойчивой дуги вероятность перехода замыкания на землю в многофазное КЗ из-за малого значения тока мала;
4) токи обратной последовательности малы, и их действие на вращающиеся генераторы может оставаться несущественным.
При глухом заземлении нейтрали замыкание одной фазы на землю является однофазным КЗ и должно привести к срабатыванию защитных аппаратов, отключающих поврежденную линию от сети. Удорожание такой сети, вызванное применением заземляющих устройств и защиты от однофазных КЗ, компенсируется тем, что изоляцию фазных проводников рассчитывают на фазное напряжение (а не на междуфазное, как в предыдущих двух случаях). Это обстоятельство особенно существенно при напряжениях 110 кВ и выше.
Чтобы частые отключения линий из-за замыканий на землю не нарушали надежности питания потребителей, на таких линиях применяется однофазное или трехфазное автоматическое повторное включение.
Сети высокого напряжения с глухим заземлением нейтрали относят к сетям с эффективно заземленной нейтралью.
Для ограничения токов замыкания на землю вместо глухого заземления может применяться заземление нейтрали через токоограничивающее активное сопротивление.
Трехпроводные сети типа IT применяют тогда, когда нет необходимости в рабочем нейтральном проводнике, т.е. когда нет однофазных электроприемников, требующих включения на фазное напряжение. К ним относят, например, сети напряжением 220 В и подавляющее большинство сетей напряжением 660 В. В таких же случаях используют и сети типа ТТ, отличающиеся большей эффективностью таких защитных мероприятий, как защитное заземление и защитное отключение по току утечки.
Наиболее распространенными в настоящее время являются сети типа TN-C,. позволяющие, например, реализовать трехфазную систему 220/380 В. Совмещение рабочего и защитного нейтральных проводников обеспечивает при этом минимальную стоимость сети. Такое совмещение может, однако, оказаться неприемлемым из-за уменьшенной надежности защитных мероприятий и в таких случаях прибегают к полностью или частично пятипроводным сетям типов TN-S и TN-C-S. Для повышения эффективности защитных мероприятий используют также повторные заземления защитного нулевого проводника или корпусов электрооборудования.

8. Учет электроэнергии и измерение электрических параметров в электроустановке

Коммерческий учет обычно устанавливают на границе раздела балансовой принадлежности. Количество точек учета определяется числом вводов энергоносителей. Количество измерительных параметров в точке контроля ограничивается параметрами, определяемыми финансовыми расчетами с энергоснабжающей организацией. Он является обязательным по закону. Система коммерческого учета должна включаться в «Государственный реестр средств измерений», обеспечивается средствами защиты информации от несанкционированного вмешательства в ее работу.
Технический учет не является обязательным по закону, он предназначен для учета, контроля и управления энергопотреблением по всей иерархии предприятия: корпус, цех, участок, энергоемкое оборудование. Количество точек учета зависит от структуры предприятия, его энергоприемников и определяется приведенной стоимостью одной точки контроля, ее окупаемостью. К техническому учету предъявляются пониженные требования точности измерений.
В период существования дешевых энергоносителей приборный учет энергоресурсов был ограничен и относителен, так как затраты на его организацию не оправдывал эффект, который можно было получить от его внедрения. Экономические условия вчерашнего дня обуславливали приблизительный, неточный и условный энергоучет, который грубо отражал реальные процессы энергопотребления.
В начале 70-х годов в связи с энергетическим кризисом, удорожанием и лимитированием энергоресурсов возникла необходимость усложнения тарифов. В связи с этими для крупных потребителей с нагрузкой более 750 кВА был введен двуставочный тариф за потребленную электроэнергию и заявленную мощность в часы пик. Предприятия оснащались устройством Ганц-прибор, который фиксировал максимум. В целом такой учет характеризовался низкой точностью из-за визуального съема показаний и неодновременного съема показаний. Подобный вид учета не может удовлетворить как промышленное предприятие, так и энергоснабжающую организацию из-за удорожания энергоресурсов и перехода от плановой экономики к рыночной. В условиях рынка необходим высокоточный учет, сводящий к минимуму участие человека на этапах измерения, сбора и обработки данных. Учет, адаптируемый к различным тарифным системам, как со стороны поставщика энергоресурсов, так и со стороны потребителя. С этой целью и тот и другой создают на своих объектах автоматизированные системы контроля и учета энергоресурсов (АСКУЭ). При наличии АСКУЭ промышленное предприятие мощностью контролирует процесс энергопотребления и имеет возможность по согласованию с поставщиком энергоресурсов гибко переходить к разным тарифным системам (зонным тарифам). Зонные тарифы позволяют через экономические рычаги влиять на график нагрузки и снижать суммарные энергозатраты энергосистемы и потребителя.
В перспективе развитие производства будет сопровождаться удорожанием энергоресурсов, что обуславливает необходимость жесткого контроля, ограничения и снижения энергозатрат в себестоимости продукции. Это возможно выполнить только с применением современных АСКУЭ.
Использование АСКУЭ на промышленных предприятиях позволяет решать следующие задачи:
1.	комплексный автоматизированный коммерческий и технический учет электроэнергии и всех видов энергоносителей: вода, пар, газ и др. по предприятию и его структурным подразделениям в соответствии с действующими тарифами;
2.	контроль энергопотребления по всем энергоносителям в заданном временном интервале (1, 3, 5, 30 минут, зоны, смены, сутки, месяц, кварталы, годы);
3.	фиксация отклонений контролируемых параметров энергоучета и их оценка в абсолютных и относительных единицах с целью облегчения анализа энергопотребления;
4.	сигнализация отклонений (цветом, звуком, распечаткой) контролируемых величин сверх допустимых значений с целью принятия оперативных решений;
5.	автоматическое управление энергопотреблением на основе заданных критериев и приоритетные схемы включения-отключения потребителей;
6.	расчет с субабонентами предприятия и внутрихозяйственный расчет по энергоресурсам между цехами и подразделениями завода.

8.1 Структура АСКУЭ

По своей структуре системы АСКУЭ как коммерческого, так и технического учета могут быть трех- и двухуровневыми, централизованными и децентрализованными. Обобщенная структура АСКУЭ содержит 3 уровня:
-	нижний – первичный измерительные преобразователи (ПИП) с телеметрическим выходом, осуществляют непрерывно или с минимальным интервалом усреднения измерение параметров энергоучета (расход, мощность, температура и т.д.) по точкам учета;
-	средний уровень – контроллеры или устройства сбора и передачи данных – специализированные измерительные системы или многофункциональные программируемые преобразователи с встроенным программным обеспечением энергоучета, осуществляющие в заданном интервале усреднения круглосуточный сбор данных с ПИП, накопления, обработку и передачу этих данных на верхний уровень;
-	верхний уровень – персональная ЭВМ (ПЭВМ) со специализированным программным обеспечением АСКУЭ. Осуществляет сбор информации с контролеров среднего уровня, итоговую обработку информации как по точкам учета, так и по их группам, отображение и документирование данных учета в виде удобном для анализа.
Трехуровневая система АСКУЭ применяется в случаях установки ПИП с импульсным или цифровым выходом. Прогресс в области интегральной технологии позволил перенести функции контролеров непосредственно в ПИП и получить таким образом «интеллектуальные ПИП». Для этих преобразователей трехуровневую схему АСКУЭ можно преобразовать в двухуровневую: ПИП -> ПЭВМ. Указанный принцип построения АСКУЭ требует дорогих «интеллектуальных ПИП» и большого количества каналов связи. Другим вариантом преобразования трехуровневой структуры АСКУЭ в двухуровневую с обычными «неинтеллектуальными» счетчиками связано с перенесением контроллерных функций в ПЭВМ, при этом ПЭВМ доукомплектовывается специальными модулями сбора данных.
Также АСКУЭ можно подразлить по принципу доступа и реализации информации на централизованные и децентрализованные. Структура централизованной системы АСКУЭ совпадает с трехуровневой схемой. Такая структура позволяет получать информацию руководству предприятия, но ограничивает доступ к ней энергетиков и руководителей подразделений.
Децентрализованная АСКУЭ строится на базе недорогих многоканальных контролеров типа энергия-микро 16/32, Сикон С10 и др. с встроенными табло и клавиатурой, которая устанавливается непосредственно на контролируемых объектах и подключается к ПЭВМ. Такая структура АСКУЭ обеспечивает доступ к информации всем заинтересованным лицам.

9	Разработка инструкции по обслуживанию и эксплуатации силовых трансформаторов
	
9.1	Область применения инструкции

1.	Настоящая инструкция разработана на основании «Правил устройства электроустановок» с целью обеспечить надежную, безопасную и рациональную эксплуатацию электрооборудования и содержание его в исправном состоянии.
2.	Действие настоящей инструкции распространяется на силовые масляные трансформаторы и автотрансформаторы.
3.	Каждый работник, если он сам не может принять меры к устранению нарушений Инструкции, обязан немедленно сообщить своему непосредственному, а в случае его отсутствия - вышестоящему руководителю о всех замеченных им нарушениях Инструкции, а также о неисправностях оборудования и применяемых при работах машин, механизмов, инструмента и средств защиты, представляющих опасность для людей или для нормальной работы оборудования.
 
9.2	Требования при выборе и монтаже трансформаторов

1.	При выборе, монтаже и ремонтах трансформаторов должны соблюдаться требования правила устройства, изложенные в настоящем разделе.
2.	Эксплуатационный персонал обязан соблюдать сам и контролировать соблюдение этих требований монтажными и ремонтными организациями, а так же принимать меры к выявлению и устранению возникших в процессе эксплуатации нарушений.
3.	Трансформаторы, пускорегулирующая аппаратура, контрольно измерительные приборы, устройства защиты, а также все электрическое и вспомогательное оборудование к ним выбираются и устанавливаются таким образом, и должны быть обеспечены такой системой охлаждения, чтобы температура их при работе не превышала допустимой.
4.	Выбор параметров трансформаторов должен производиться в соответствии с режимом их работы, при этом должны учитываться как длительные нагрузочные режимы, так и кратковременные и толчковые нагрузки.
5.	Трансформаторы должны быть установлены так, чтобы были обеспечены удобные и безопасные условия для наблюдения за уровнем масла в маслоуказателях без снятия напряжения.
6.	Транспортирование, разгрузка, хранение, монтаж, ввод в эксплуатацию трансформаторов должны выполняться в соответствии с инструкциями заводов-изготовителей.
7.	Расстояние в свету между открыто установленными трансформаторами должно быть не менее 1,25 м.
8.	Внутри помещений каждый трансформатор должен быть установлен в отдельной камере (исключение - трансформаторы комплектных трансформаторных подстанций). При установке выше второго этажа или ниже пола первого этажа более чем на 1 м трансформаторы должны быть с негорючим заполнением или сухим.
 
9.	Пол камер трансформаторов должен иметь уклон 2% в сторону маслоприемника.
10.	Каждая камера должна иметь отдельный выход наружу или в смежное помещение с несгораемым полом, стенами и перекрытием, не содержащие огнеопасных и взрывоопасных предметов, аппаратов и производств.
11.	На баках трехфазных трансформаторов наружной установки должны быть указаны подстанционные номера.

9.3	Порядок эксплуатации

1.	Уровень масла в расширителе работающего или неработающего трансформатора должен находиться на отметке, соответствующей температуре масла в данный момент. Обслуживающий персонал должен вести наблюдение за температурой верхних слоев масла по термосигнализаторами термометрам, а так же по показаниям мановаккумметров (при их наличии).
2.	Резервные трансформаторы должны содержаться в состоянии постоянной готовности к включению в работу.
3.	При эксплуатации силовых трансформаторов (автотрансформаторов) должна обеспечиваться их надежная работа. Нагрузки, уровень напряжения, температура, характеристики масла и параметры изоляции должны находиться в пределах установленных норм, устройства охлаждения, регулирования напряжения и другие элементы должны содержаться в исправном состоянии.
4.	Гравийная засыпка маслосборников трансформаторов должна содержаться в чистоте. При значительном загрязнении она должна быть заменена или промыта.
5.	Включение в сеть трансформатора должно производиться толчком на полное напряжение.
6.	При автоматическом отключении трансформатора действием защит от внутренних повреждений трансформаторов можно включать в работу только после осмотра дефектов.
 
7.	В случае отключения трансформатора от защит, действие которых не связано с его внутренним повреждением, он может быть включен вновь без проверок после его наружного осмотра.
8.	Масло в расширителе трансформатора должно быть защищено от воздействия окружающего воздуха. Защита масла от увлажнения и окисления должна быть исправной и постоянно находиться в работе.
9.	Трансформаторы мощностью 1000 кВА и более должны эксплуатироваться с системой непрерывной регенерации масла термосильфонных и адсорберных фильтрах.
10.	Допускается параллельная работа трансформаторов при условии, что ни одна из обмоток не будет нагружена током, превышающим допустимый ток для данной обмотки.
11.	Параллельная работа трансформаторов разрешается при следующих условиях:
	группы соединений обмоток одинаковы;
	соотношение мощностей трансформаторов не более 1:3;
	коэффициенты трансформации отличаются не более чем на +0,5%;
	напряжение короткого замыкания отличаются не более чем на +10%;
	произведена фазировка трансформаторов.
12.	Для масляных трансформаторов допускается продолжительная нагрузка одной или двух обмоток током, превышающим на 5% номинальный ток ответвления, если напряжение ни на одной из обмоток не превышает номинальное напряжение соответствующего ответвления. В автотрансформаторе ток в общей обмотке должен быть не выше наибольшего длительно допустимого тока этой обмотки.
13.	Для масляных и сухих трансформаторов, а также трансформаторов с негорючим жидким диэлектриком допускаются систематические перегрузки, значение и длительность которых регламентируются инструкциями заводом изготовителем.
 
14.	В аварийных режимах допускается кратковременная перегрузка трансформаторов сверх номинального тока. При масляных системах охлаждения допустимые перегрузки указанны в таблице 12, допустимые перегрузки сухих трансформаторов указанны в таблице 13.
Таблица 12 — Допустимая перегрузка масляных трансформаторов

	перегрузка по току, %	30	45	60	75	100
	длительность перегрузки, мин.	120	80	45	20	10
Таблица 13 — Допустимая перегрузка сухих трансформаторов

	перегрузка по току, %	20	30	40	50	60
	длительность перегрузки, мин.	60	45	32	18	5

15.	Допускается перегрузка масляных трансформаторов сверх номинального тока до 40% общей продолжительностью не более 6 часов в сутки в течении 5 суток подряд при полном использовании всех средств охлаждения трансформаторов, если подобная перегрузка не запрещена инструкцией завода изготовителя.
16.	Допускается продолжительная работа трансформаторов (при мощности не более номинальной) при повышении напряжения на любом ответвлении любой обмотки на 10% сверх номинального напряжения для данного ответвления. При этом напряжение на любой обмотке не должно превышать наибольшего рабочего напряжения.
17.	При номинальной нагрузке трансформатора температура верхних слоев масла должна быть не выше (если заводами-изготовителями в заводских инструкциях не оговорены иные температуры): с системами охлаждения М и Д- 95грС.
18.	На трансформаторах с системами охлаждения М, устройства охлаждения должны эксплуатироваться в соответствии с инструкциями заводов-изготовителей и автоматически включаться (отключаться) одновременно с включением (отключением) трансформатора.
 
19.	На трансформаторах, оснащенных переключателями ответвлений обмоток без возбуждения (ПБВ), правильность выбора коэффициента трансформации должна проверяться не менее 2 раза в год – перед наступлением летнего и зимнего максимума нагрузки.
20.	Предприятие, имеющее на балансе маслонаполненное оборудование, должно хранить неснижаемый запас масла не менее 110% объема наиболее вместимого аппарата.
21.	Аварийный вывод трансформаторов из работы необходимо при:
	сильно	неравномерного	шума	и	потрескивания	внутри трансформатора;
	ненормально и постоянно возрастающей нагрева трансформатора при нормальных нагрузках и работе устройств охлаждения;
	выброс масла из расширителя или разрыв диафрагмы выхлопной трубы; течи масла с понижением его уровня ниже уровня масломерного стекла.
22.	Трансформаторы выводятся из работы также при необходимости немедленной замены масла по результатам лабораторных анализов.
9.4	Объём и сроки регламентного обслуживания

1.	Осмотр главных понижающих трансформаторов подстанций с постоянным дежурством персонала, а также трансформаторов 6(10)/0,4 кВ, питающих потребителей первой категории без их отключения должен проводиться 1 раз в сутки. Осмотр остальных трансформаторов должен производиться не реже 1 раза в месяц.
2.	Внеочередные осмотры трансформаторов производятся после неблагоприятных погодных воздействий (гроза, резкое изменение температуры, сильный ветер и др.).
3.	Объем работ при осмотре:
	проверка показаний термометров и манометров, состояние кожухов, уплотнений, кранов;
 
	проверка	отсутствия	течи	масла,	соответствия	уровня	масла температурной отметке;
	проверка состояния маслоохлаждающих и маслосборных устройств, изоляторов;
	проверка	состояния	ошиновки,	кабелей,	сетей	заземления, термосильфонных фильтров и влагопоглощающих патронов;
	проверка исправности сигнализации, работы счетчиков, положение блинкеров.
4.	Текущие	ремонты	трансформаторов	проводятся	по	мере необходимости, но не реже 1 раза в год.
5.	Объем работ при текущем ремонте:
	выполняется объем работ осмотра;
	испытание встроенных трансформаторов тока и вводов;
	измерение сопротивления обмоток постоянному току;
	измерение сопротивления трансформаторного масла.

9.5	Требования охраны труда в аварийных ситуациях

В аварийных ситуациях необходимо:
1.	При обнаружении неисправной работы трансформаторов необходимо отключить от питающей электросети и известить об этом своего непосредственного или вышестоящего руководителя.
2.	При травмировании, отравлении и внезапном заболевании работника оказать ему первую (доврачебную) помощь и, при необходимости, организовать доставку в учреждение здравоохранения.
3.	При поражении электрическим током работника принять меры к скорейшему освобождению пострадавшего от действия тока.
4.	Работник, обнаруживший загорание (пожар) обязан:
	оценить обстановку;
	при пожаре немедленно сообщить в пожарную часть (тел. 01 или 010);
 
	принять меры по эвакуации людей и спасению материальных ценностей;
	приступить к тушению пожара имеющимися на объекте или на рабочем месте первичными средствами пожаротушения.
9.6	Требования охраны труда по окончанию работ

1.	После окончания работ по наряду и приведения в порядок рабочего места производитель работ расписывается в наряде об окончании работы и сдает его оперативному персоналу. Закрытие наряда оформляется записью в оперативном журнале.
2.	После окончания работ по распоряжению производитель работ сообщает об окончании работ оперативному персоналу, о чем также делается отметка в оперативном журнале.
3.	Привести в порядок (протереть, сложить и убрать) инструмент, защитные и вспомогательные средства в отведенные места.
4.	Передать ключи от помещений электроустановок сменщику или возвратить их на место постоянного хранения на пункте (щите) управления.
5.	Тщательно вымыть лицо и руки. При необходимости принять душ и переодеться.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В данной выпускной квалификационной работе выполнена разработка проекта трансформаторной подстанции для электроснабжения села Березовка. В ходе работы на основе технико-экономического расчета был произведен выбор схемы электроснабжения трансформаторной подстанции и выполнен выбор трансформаторов. Произведен расчет токов короткого замыкания в линиях электроснабжения, на основании которого выполнена проверка правильности выбора защитной аппаратуры. Произведен расчет заземляющего устройства для трансформаторной подстанции.
В связи с постройкой нового здания из большого ряда было выбрано новое и качественное электрооборудование, электромонтажные материалы, а также методика выполнения разработки проекта трансформаторной подстанции для электроснабжения села Березовка.
Таким образом, задачи, поставленные в данной выпускной квалификационной работе, выполнены. Разработанный проект трансформаторной подстанции удовлетворяет всем требованиям действующей нормативно-технической документации с учетом требований правил безопасности.

Список используемой литературы

1.	Электрооборудование станций и подстанций Л.Д. Рожкова, В.С. Козулин 2-е издание – М.: Энергия,1980г.
2.	Электрическая часть электростанций и подстанций Б.Н. Неклепаев 2-е издание – М.: Энергоатомиздат, 1986г.
3.	Электрическая часть электростанций и подстанций Б.Н. Неклепаев, И.П. Крючков М.: Энергоатомиздат, 1989г.
4.	Справочник по проектированию электроснабжения / под ред. Ю.Г.Барыбина и др.-М.: Энергоатомиздат, 1990,- 576с.
5.	Справочник по электроснабжению и электрооборудованию -: В 2т. / под ред. А.А.Федорова.-М.: Энергоатомиздат, 1986,-568с.
6.	Федоров А.А., Старкова Л.Е. Учебное пособие для курсового и дипломного проектирования по электроснабжению промышленных предприятий: Уч. пособие для вузов. - М.: Энергоатомиздат, 1987,-368с.
7.	Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. Учеб. пособие для энергоэнергетических специальностей вузов / Под ред. Б.Н. Неклепаева - 3-е изд., перераб. и доп. - М.: Энергия, 1978, - 456с.
8.	Инструкция по проектированию силового и осветительного оборудования промышленных предприятий. СН РК 4.04-19-2003 - Астана, 2004 год.
9.	Заводские каталоги на типовое оборудование
10.	Прейскуранты заводов - изготовителей оборудования
11.	Укрупненные показатели стоимости элементов электроснабжения промышленных предприятий (УП-ЭС) «Электропромпроект»
12.	Справочник по электроустановкам промышленных предприятий / под ред. Я.М. Болыпмана-М.: Госэнергоиздат, 1963год, -719с.
13.	Экономика труда и социально-трудовые отношения / под ред. Г.Г. Меликьяна, Р.П. Колосовой.-М.: Издательство МГУ
14.	Справочник по проектированию электроснабжения / под ред. Ю.Г.Барыбина и др. - М.: Энергоатомиздат, 1991,- 464с.
15.	«Инструкция по устройству молниезащиты зданий и сооружений» СН РК 2.04-29-2005
16.	Экономика производственного объединения (предприятия) /А.М.Омаров.-М.: Экономика, 1995,-383с
17.	Правила техники безопасности при эксплуатации электроустановок республики Казахстан. РД 34 РК.03.202-04.- Алматы, 2004 год
18.	Межгосударственный стандарт. Единая система конструкторской документации. Общие требования к текстовым документам ГОСТ 2.105-95
19.	Межгосударственный стандарт. Единая система конструкторской документации. Общие требования к чертежам. ГОСТ 2.109-73