Определение эксплуатационных расходов на кабельные линии

ТЭР выключателей:

Исходные данные: Тип выключателя , ток номинальный (I), стоимость (k), количество выключателей (n).

Капитальные затраты на выключатели:

Амортизационные расходы на выключатели:

ТЭР трансформаторов:

Исходные данные: Количество трансформаторов, их мощность, тип ТП, стоимость каждой ПС.

Капитальные затраты:

Потери электроэнергии в трансформаторах:

Стоимость потерь электроэнергии в трансформаторах:

Амортизационные расходы на трансформаторы:

Ø Причины и виды короткого замыкания. Периодическая и апериодическая составляющие тока КЗ. Ударный ток КЗ.

Короткие замыкания (к.з.) являются одной из основ­ных причин нарушения нормального режима работы электроустановок и даже энергосистем в целом. Короткие замыкания — это соединения между фазами (фаз­ными проводниками электроустановки), между фазами иземлей (или нулевым проводом), а также между раз­личными витками одной фазы обмоток генератора, трансформатора или двигателя. На практике соединения могут быть через дугу или глухие, так называемые «металлические».

Токи к.з. обычно существуют незначительное время (0,05<t<5с), но их приходится тщательно рассчиты­вать и учитывать ввиду того, что из-за их термического и динамического воздействия возможны серьезные по­вреждения электрооборудования и проводников.

В электрических системах могут иметь место трехфазные, двухфазные, однофазные к.з. и двухфазные к.з. на землю. Иногда один вид к.з. переходит в другой (например, в кабельных линиях 6-10 кВ замыкания одной фазы на землю часто переходят в междуфазные к.з.). Условные обозначения и относительная частота возникновения различных к.з. даны на рис. 4.1.

Рис. 4.1. Условные обозначение и относительная частота возникновения различных к.з.

Основная часть повреж­дений возникает в электрических сетях. Их причиной в большинстве случаев являются различные виды корот­ких замыканий.

Причиной к.з. в свою очередь обычно являются на­рушения изоляции, вызванные:

а) перенапряжениями (особенно в сетях с незаземленными или с резонансно-заземленными нейтралями);

б) прямыми ударами молнии;

в) старением изоляции;

г) механическими повреждениями;

д) набросами посторонних тел, проездом под линия­ми негабаритных механизмов (краны с поднятой стре­лой и т. п.);

е) неудовлетворительным уходом за оборудованием.

Относительно часто причиной повреждений в элект­рической части электроустановок являются неправиль­ные действия обслуживающего персонала.

Апериодическая составляющая тока короткого замыкания в электроустановке: Свободная составляющая тока короткого замыкания в электроустановке, изменяющаяся во времени без перемены знака

Периодическая составляющая тока короткого замыкания рабочей частоты в электроустановке: Составляющая тока короткого замыкания в электроустановке, изменяющаяся по периодическому закону с рабочей частотой.

Для выбора и проверки электрооборудования по условию электродинамической стойкости необходимо знать наибольшее возможное мгновенное значение тока КЗ, которое называют ударным токами определяют по формуле

где Iп0 - значение периодической слагающей тока КЗ в начальный момент; Куд - ударный коэффициент, зависящий от постоянной времени Та апериодической составляющей тока КЗ

где Хк и Rк - соответственно индуктивное и активное сопротивления цепи КЗ.

Зависимость ударного коэффициента Куд от постоянной времени Та определяется выражением

Рассмотрим возникновение тока КЗ в цепи переменного тока с синусоидальной ЭДС, от источника неограниченной мощности. Значения токов КЗ зависят от момента времени. В первые моменты ток имеет переходные значения, а затем, после затухания в цепи свободных токов и прекращения изменения напряжения возбудителей синхронных машин под действием АРВ, получает установившуюся величину, равную по закону Ома:

Для принятых условий допускается, что R = 0, тогда действующее значение тока КЗ:

Угол сдвига тока по фазе φ_к = π/2.

Примем, что мгновенное значение ЭДС изменяется по закону ; мгновенное значение тока КЗ: .

Если предположить, что КЗ произошло в момент прохождения ЭДС через «0» (что является наиболее опасным случаем), то при t = 0

.

На рисунке 8.6 приведены кривые изменения тока короткого замыкания в цепи, питающейся от системы неограниченной мощности.

Рисунок 8.6 – Кривые изменения тока при коротком замыкании в удаленных точках от системы неограниченной мощности

Итак, при возникновении КЗ, в цепи появляются токи, имеющие следующие названия: периодическая составляющая тока КЗ, определяется по закону Ома и изменяется по гармонической кривой в соответствии с синусоидальной ЭДС генератора с рабочей частотой; апериодическая составляющая – определяется характером затухания тока КЗ, зависящего от активного сопротивления цепи и обмоток статора генератора, изменяющаяся со временем без перемены знака. В цепи с напряжением выше 1000 В, где значение активного сопротивления мало, время затухания апериодической составляющей 0,15 – 0,2 с. Полный ударный ток КЗ получается от алгебраического сложения первых двух.

Пока амплитуда полного тока уменьшается из-за наличия апериодического тока, его называют переходным током КЗ. Когда изменение амплитуды прекратятся, ток называется установившимся.

Ø Расчет токов КЗ в сетях напряжением выше 1000В в именованных единицах. Расчетная и эквивалентная схема.

Расчет токов короткого замыкания (КЗ) необходим для выбора аппаратуры и проверки элементов электроустановок (шин, изоляторов, кабелей и т. д.) на электродинамическую и термическую устойчивость, а также уставок срабатывания защит и проверки их на чувствительность срабатывания. Расчетным видом КЗ для выбора или проверки параметров электрооборудования обычно считают трехфазное КЗ. Однако для выбора и проверки установок релейной защиты и автоматики требуется определение и несимметричных токов КЗ.

Расчет токов КЗ с учетом действительных характеристик и действительных режимов работы всех элементов системы электроснабжения сложен. Поэтому для решения большинства практических задач вводят допущения, которые не дают существенных погрешностей [5]:

1. трехфазная сеть принимается симметричной;

2. не учитываются токи нагрузки;

3. не учитываются емкости, а следовательно, и емкостные токи в воздушной и кабельной сетях;

4. не учитывается насыщение магнитных систем, что позволяет считать постоянными и не зависящими от тока индуктивные сопротивления всех элементов короткозамкнутой цепи;

5. не учитываются токи намагничивания трансформаторов.

В зависимости от назначения расчета токов КЗ выбирают расчетную схему сети, определяют вид КЗ, местоположение точек КЗ на схеме и сопротивления элементов схемы замещения. Расчет токов КЗ в сетях напряжением до 1000 В и выше имеет ряд особенностей, которые рассматриваются ниже.

При определении токов КЗ используют, как правило, один из двух методов:

- метод именованных единиц – в этом случае параметры схемы выражают в именованных единицах (омах, амперах, вольтах и т. д.);

- метод относительных единиц – в этом случае параметры схемы выражают в долях или процентах от величины, принятой в качестве основной (базисной).

Метод именованных единиц применяют при расчетах токов КЗ сравнительно простых электрических схем с небольшим числом ступеней трансформации.

Метод относительных единиц используют при расчете токов КЗ в сложных электрических сетях с несколькими ступенями трансформации, присоединенных к районным энергосистемам.

Если расчет выполняют в именованных единицах, то для определения токов КЗ необходимо привести все электрические величины к напряжению ступени, на которой имеет место КЗ.

При расчете в относительных единицах все величины сравнивают с базисными, в качестве которых принимают базисную мощность одного трансформатора ГПП или условную единицу мощности, например, 100 или 1000 МВА.

В качестве базисного напряжения принимают среднее напряжение той ступени, на которой произошло КЗ (U_ср = 6,3; 10,5; 21; 37; 115; 230 кВ). Сопротивления элементов системы электроснабжения приводят к базисным условиям в соответствии с табл. 3.1.

Таблица 3.1

Расчет токов КЗ начинают с составления расчетной схемы электроустановки. На расчетной схеме указываются все параметры, влияющие на величину тока КЗ (мощности источников питания, средне номинальные значения ступеней напряжения, паспортные данные электрооборудования), и расчетные точки, в которых необходимо определить токи КЗ. Как правило, это сборные шины ГПП, РУ, РП или начало питающих линий. Точки КЗ нумеруют в порядке их рассмотрения начиная с высших ступеней.

По расчетной схеме составляется электрическая схема замещения. Схемой замещения называется схема, соответствующая по своим параметрам расчетной схеме, в которой все электромагнитные (трансформаторные) связи заменены электрическими.

На рис. 3.1 приведен пример расчетной схемы, а на рис. 3.2 – соответствующая ему схема замещения.

При составлении схемы замещения для электроустановок выше 1000 В учитывают индуктивные сопротивления электрических машин, силовых трансформаторов и автотрансформаторов, реакторов, воздушных и кабельных линий. Средние удельные значения индуктивных сопротивлений воздушных и кабельных линий электропередачи приведены в табл. 3.2. Активные сопротивления учитывают только для воздушных линий с проводами небольшого сечения и со стальными проводами, а также для протяженных кабельных линий с небольшим сечением.

Активное сопротивление трансформаторов учитывают в случае, когда среднее номинальное напряжение ступени, где находится точка короткого замыкания, В и мощность трансформатора кВА или питающая и отходящая линии выполнены из стальных проводов.

После составления схемы замещения необходимо определить ее параметры. Параметры схемы замещения определяются в зависимости от выбранного метода расчета токов КЗ в именованных или относительных единицах. Формулы для определения параметров схемы замещения приведены в табл. 3.2.

Далее схему замещения путем постепенного преобразования (последовательное и параллельное сложение, преобразование треугольника в звезду и др.) приводят к простейшему виду так, чтобы источник питания был связан с точкой КЗ одним результирующим сопротивлением. Преобразования схемы замещения производятся для каждой точки КЗ отдельно.

Ø Расчет токов КЗ по расчетным кривым.

Если на предприятии имеется свой источник питания (обычно ТЭС) или питание осуществляется от источников, расположенных вблизи данного предприятия, то I_по ≠ I_пt ≠ I_∞ и значение периодической слагающей тока КЗ в момент времени t следует определять по расчетным кривым.

Указанные кривые (рис. 3.6) представляют собой зависимость кратности периодической слагающей тока КЗ k_t от расчетного сопротивления x_*расч(для времени, принимаемого от начала возникновения КЗ).

Таким образом, порядок расчета токов КЗ с помощью расчетных кривых сводится к следующему.

1. Составить расчетную схему и наметить точки короткого замыкания.

2. Задаться базисными мощностью и напряжением.

3. Составить схему замещения для каждой точки КЗ.

4. Произвести упрощение схем замещения, определить результирующее сопротивление до точек КЗ.

5. Определить расчетное сопротивление.

6. По расчетным кривым найти относительные токи КЗ для нужных моментов времени.

7. Определить токи и мощность КЗ

Ø Расчет токов КЗ с двигательной нагрузкой

При расчетах токов КЗ следует учитывать влияние каждой комплексной нагрузки, если ток в месте КЗ от той нагрузки составляет не менее 5 % тока в месте КЗ, определенного без учета нагрузки.

В общем случае ток КЗ от комплексной нагрузки следует определять, как геометрическую сумму токов от отдельных ее элементов.

В приближенных расчетах допускается эквивалентирование комплексной нагрузки с представлением ее в виде эквивалентной ЭДС и эквивалентного сопротивления.

Таблица 5.1

Параметры элементов комплексной нагрузки

Потребители комплексной	Значение		Сопротивление, отн.ед.
нагрузки	эквивалентной ЭДС	cos j	прямой последовательности	обратной последовательности
Синхронные двигатели напряжением свыше 1 кВ	1,074	0,9	0,04 + j0,15	0,04 + j0,15
Асинхронные двигатели напряжением свыше 1 кВ	0,93	0,87	0,01 + j0,17	0,01 + j0,17

Ø Методы преобразования схем замещения при определении токов КЗ.

Для определения результирующего сопротивления короткозамкнутой цепи схема замещения СЭС приводится к простейшему виду путем эквивалентных преобразований:

1) можно объединить точки равного потенциала;

2) можно разрезать узлы трехфазного КЗ;

3) эквивалентирование заменой последовательно и параллельно соединенных ветвей схемы замещения одной эквивалентной ветвью;

4) преобразование из Y в Δ и наоборот, ими пользуются после преобразований последовательно и параллельно соединенных ветвей;

5) преобразование из 4-х лучевой звезды в полносвязанный четырехугольник;

6) иногда используется метод наложения (решение получают как результат суммы ряда действительных режимов, каждый из которых определяется при условии, что в схеме приложена одна ЭДС, а остальные =0);

Рассмотрим наиболее часто встречающиеся преобразования:

1) последовательное соединение 2) параллельное соединение

3) замена группы параллельных генерирующих ветвей 4) замена Δ → Y

(т.е. ветвей с источником) одной ветвью

5) замена Y → Δ 6) Если трехфазное КЗ находится в узле с несколькими сходящимися в нем ветвями, то этот узел можно разрезать, сохранив на конце каждой образовавшейся ветви такое же КЗ. Далее полученную схему нетрудно преобразовать относительно любой из точек КЗ, учитывая другие ветви с КЗ как нагрузочные с ЭДС=0. Этот прием особенно эффективен, когда необходимо найти ток в одной из ветвей, присоединенных к узлу с КЗ.

7) При симметрии схемы замещения СЭС относительно точки КЗ или симметрии участка схемы относительно какой-либо промежуточной точки, в ходе преобразования можно соединить точки, имеющие одинаковые потенциалы, и исключить из схемы сопротивления, по которым I_кз не протекает.

8) Иногда преобразования схемы замещения упрощаются, если трехлучевую звезду с ЭДС в одном луче заменить треугольником, затем разрезать по вершине, где приложена ЭДС. Образовавшиеся параллельные ветви заменяют эквивалентными с такой же ЭДС.

Ø Преобразования схем замещения при определении токов КЗ методом коэфициентов токораспределения.

Ток КЗ будем рассчитывать, как сумму токов, посылаемых в место КЗ системой, генераторами ТЭЦ и генераторами ГЭС для любого момента времени.

Коэффициенты токораспределения Ci показывают долевое участие каждой группы источников в общем токе КЗ прямой последовательности. Сумма всех Ci в месте КЗ должна быть равна единице. Рассчитаем Ci для ветвей схемы нашего примера. Для этого определим результирующее сопротивление схемы замещения относительно точки КЗ.

Необходимо преобразовать треугольник сопротивлений в эквивалентную звезду. Сделать это можно по формуле:

где X_Л1, X_Л2, X_Л3 – реактивные сопротивления линий.

В итоге получим новую схему замещения прямой последовательности (рисунок 3).

Рисунок 3 – Преобразованная схема замещения прямой последовательности

Последовательные цели заменяем эквивалентами:

Рисунок 4 – Упрощённая схема замещения прямой последовательности

Для схемы на рисунке 4 найдем эквивалентное сопротивление, для левой части :

*

Коэффициент токораспределения найдем как:

Тогда:

Коэффициенты можно рассчитать по выражениям:

Ø Способы ограничения токов КЗ. Выбор и проверка реакторов.

Максимальный уровень токов КЗ для сетей 35 кВ и выше ограничивается параметрами выключателей трансформаторов, проводников и других электрооборудований, условиями обеспечения устойчивости энергосистемы, а в сетях генераторного напряжения, в сетях собственных нужд и в распределительных сетях 3 – 20 кВ — параметрами электрических аппаратов и токопроводов, термической стойкостью кабелей, устойчивостью двигательной нагрузки.

Наиболее распространенными и действенными способами ограничения токов КЗ являются: секционирование электрических сетей; установка токоограничивающих реакторов; широкое использование трансформаторов с расщепленными обмотками низшего напряжения.

Первый способ является эффективным средством, которое позволяет уменьшить уровни токов КЗ в реальных электрических сетях в 1,5 – 2 раза. Пример секционирования электроустановки с целью ограничения токов КЗ показан на рис.1. Когда выключатель QB включен, ток КЗ от генераторов G1 и G2 проходит непосредственно к месту повреждения и ограничен лишь сопротивлением генераторов и трансформаторов соответствующих энергоблоков.

Если выключатель QB отключен, в цепь КЗ дополнительно включается сопротивление линий. Ток КЗ от генераторов G1 и G2 при этом резко снижается по сравнению с предыдущим случаем.

Рис. 1. Распределение токов КЗ: а—секционный выключатель включен; б—секционный выключатель отключен

Рис. 2. Совместная (а) и раздельная (б) работа трансформаторов на подстанции

В месте секционирования образуется так называемая точка деления сети. В мощной энергосистеме с большими токами КЗ таких точек может быть несколько.

Секционирование электрической сети обычно влечет за собой увеличение потерь электроэнергии в линиях электропередачи и трансформаторах в нормальном режиме работы, так как распределение потоков мощности при этом может быть неоптимальным. По этой причине решение о секционировании должно приниматься после специального технико-экономического обоснования.

В распределительных электрических сетях 10 кВ и ниже широко применяется раздельная работа секций шин, питающихся от различных трансформаторов подстанции (рис. 2). Основной причиной, определяющей такой режим работы, является требование снижения токов КЗ, хотя и в этом случае отказ от непосредственной параллельной работы трансформаторов имеет свои отрицательные последствия: разные уровни напряжения по секциям, неравномерная загрузка трансформаторов и т. п. При мощности понижающего трансформатора 25МВА и выше применяют расщепление обмотки низшего напряжения на две, что позволяет увеличить сопротивление такого трансформатора в режиме КЗ примерно в 2 раза по сравнению с трансформатором без расщепления обмотки.

К специальным техническим средствам ограничения токов КЗ в первую очередь относятся токоограничивающие реакторы.

Реакторы служат для ограничения токов КЗ в мощных электроустановках, а также позволяют поддерживать на шинах определенный уровень напряжения при повреждениях за реакторами.

Основная область применения реакторов — электрические сети напряжением 6—10 кВ. Иногда токоограничивающие реакторы используются в установках 35 кВ и выше, а также при напряжении ниже 1000 В.

Реактор представляет собой индуктивную катушку, не имеющую сердечника из магнитного материала. Благодаря этому он обладает постоянным индуктивным сопротивлением, не зависящим от протекающего тока.

Схемы включения реакторов представлены на рис. 3

Для мощных и ответственных линий может применяться индивидуальное реактирование (рис. 1.3, а). Когда через реактор питается группа линий (например, в системе собственных нужд), его называют групповым (рис. 1.3, 6). Реактор, включаемый между секциями распределительных устройств, называют секционным реактором (рис. 1.3, в).

Рис. 13. Схемы включения реакторов:

а – индивидуальное реактирование;

б – групповой реактор;

в – секционный реактор

Основным параметром реактора является его индуктивное сопротивление x_р = ωL, Ом. В некоторых каталогах приводится

x_р% = (x_р√3I_ном ⁄ U_ном)×100

где I_ном — номинальный ток реактора, А; U_ном — номинальное напряжение реактора, В.

Поддержание более высокого уровня остаточного напряжения благоприятно сказывается на потребителях электроэнергии, питающихся от того же источника, что и поврежденная цепь. С учетом этого в режиме КЗ целесообразно иметь возможно большее значение индуктивного сопротивления х_р.

Однако по условиям работы электроустановки в нормальном режиме чрезмерно увеличивать сопротивление реактора нельзя из-за одновременного увеличения потери напряжения в реакторе при протекании рабочего пока. Особенно это заметно при использовании реакторов в качестве групповых и индивидуальных. Схемы реактированной линии и диаграммы, характеризующие распределения напряжений в нормальном режиме работы, приведены на рис. 4. На векторной диаграмме изображены: ₁ – фазное напряжение перед реактором, _р – фазноенапряжение после реактора и – ток, проходящий по цепи.

Рис. 4. Ограничение тока КЗ и поддержание напряжения на шинах при помощи реакторов: напряжение на шинах при отсутствии (а) и наличии (б) реактора

Значительная потеря напряжения в нормальном режиме работы цепи не позволяет устанавливать индивидуальные и групповые реакторы большого сопротивления. Поэтому для случаев, когда требуются значительные ограничения тока КЗ, разрабатывают специальные более сложные устройства, так называемые БТУ – безынерционные токоограничивающие устройства.

На рис. 5 приведена схема простейшего БТУ, в состав которого входят: реактор с большим индуктивным сопротивлением, емкость, настроенная в резонанс с реактором так, чтобы результирующее сопротивление БТУ в нормальном режиме приближалось к минимально возможному. Параллельно емкости включена индуктивность в нормальном режиме с ненасыщенным ферромагнитным сердечником. Индуктивность в нормальном режиме имеет большое сопротивление, и ток через нее мал. При КЗ ток через емкость возрастает, увеличивается падение напряжения на ней, а следовательно, и напряжение на индуктивности. Последняя переходит в режим насыщения сердечника, резко уменьшает свое сопротивление и закорачивает емкость. Ток КЗ ограничивается нескомпенсированным в данном случае реактором.

Рис.5. Вариант схемы безынерционного токоограничивающего устройства

Ø Выбор высоковольтных выключателей и ячеек КРУ.

Все высоковольтные потребители подстанций, питающиеся от 5УР и 4УР (цеховые трансформаторы, высоковольтные двигатели, батареи конденсаторов), подсоединяют посредством высоковольтных ячеек. Рекомендуется использовать комплектные ячейки КРУ и КСО. Такое решение позволяет существенно повысить производительность монтажных работ, сократить стоимость подстанций, повысить надежность электроснабжения и безопасность обслуживания. Выбор конкретной ячейки Комплектного Распределительного Устройства зависит от токов рабочего режима и короткого замыкания в соответствующем присоединении, предопределяющих выбор выключателя или другого коммутационного аппарата.
В распределительных устройствах 10(6) кВ применяют маломасляные подвесные выключатели со встроенными пружинными и электромагнитными приводами, а также элегазовые, вакуумные и другие выключатели. Маломасляные выключатели встраивают в стационарные камеры одностороннего обслуживания, применяющиеся преимущественно в электроустановках средней мощности. Распространены шкафы серий КРУ и КР, комплектуемые выключателями ВМПЭ на номинальные токи до 3200 А и токи КЗ до 31,5 кА. Большой диапазон исполнений дает возможность применять выключатели ВМПЭ как для присоединения электроустановок средней мощности, так и на стороне вторичного напряжения крупных трансформаторов.
При больших мощностях короткого замыкания и больших рабочих токах рекомендуется использовать шестибаковые (по два на фазу) горшковые выключатели типа МГГ-10 с номинальным током 3200, 4000 и 5000 А и отключаемым током 30, 45 и 60 кА. Для присоединения потребителей с частыми коммутационными операциями рекомендуется использовать шкафы КЭ с электромагнитными выключателями типа ВЭМ-6, ВЭМ-10 на токи 1000—3200 А.
Количество ячеек, присоединенных к секции шин, должно быть выбрано исходя из следующих потребностей: по одной на каждое проектируемое присоединение 10(6) кВ; по одной резервной на каждой секции шин; одна с межсекционным выключателем; одна с измерительным трансформатором напряжения на каждой секции шин; одна с вводным выключателем. Наиболее типична схема РУ 10 кВ промышленного предприятия с одиночными секционированными шинами.
Выбор высоковольтных выключателей производят:
- по напряжению электроустановки и длительному току
- по электродинамической стойкости при токах короткого замыкания.
Выключатель, выбранный по номинальному напряжению, номинальному продолжительному току и электродинамической стойкости, должен быть проверен по отключающей способности на возможность отключения симметричного тока.

При наличии синхронных двигателей на соседней секции шин максимальное результирующее значение тока внешнего короткого замыкания определяется с учетом суммарной подпитки от обеих секций, так как секционный выключатель может быть включен. При проектировании подстанции промышленного предприятия возникает необходимость повторения процедур выбора аппаратов и токоведущих устройств столько раз, сколько отходящих линий на предприятии.

Ø Выбор выключателей нагрузки и предохранителей.

В целях снижения стоимости распределительного устройства 6—10 кВ подстанции вместо силовых выключателей небольшой и средней мощности можно применять выключатели нагрузки, способные отключать рабочие токи линий, трансформаторов и других электроприемников. Для отключения токов короткого замыкания, превышающих допустимые значения для выключателей нагрузки, последние комплектуют кварцевыми предохранителями ПК. Такой комплект получил название ВКП. При проектировании необходимо учитывать, что при каждом отключении выключателя нагрузки происходит износ газогенерирующих дугогасящих вкладышей, ограничивающих число допускаемых отключений КЗ.
Аппараты ВКП можно применять для присоединения трансформаторов мощностью до 1600 кВА, батареи конденсаторов до 400 квар, электродвигателей 3-6 кВ мощностью 600-1500 кВт.
Рекомендуется установка выключателя нагрузки после предохранителя, считая по направлению тока от источника питания, что следует иметь в виду при составлении однолинейной схемы соединений подстанции. Такая схема имеет следующее преимущество — если при отключении выключателя нагрузки возникнут неполадки (например затяжка дуги вследствие износа вкладышей или случайное превышение тока над паспортными значениями), то предохранители практически мгновенно отключат данную линию и возникающая авария ограничится пределами только данной камеры и не распространится на все распредустройство. Такая установка предохранителей дает возможность безопасного осмотра и ревизии выключателя нагрузки при вынутых предохранителях.
Выбор выключателей нагрузки производится по тем же условиям, что и разъединителей. При выборе аппаратов ВКП в РУ 6—10 кВ необходимо учитывать недостаточную чувствительность предохранителей к перегрузкам. Поэтому применение аппаратов ВКП должно сопровождаться установкой соответствующих релейных защит от перегрузок в схеме блока линия-трансформатор.
В ОРУ 10—110 кВ рекомендуется применение стреляющих предохранителей. Мощность трансформаторов, защищаемых стреляющими предохранителями, ограничена значениями 4000-6300 кВА. В закрытых помещениях установка их не допускается.
Наибольшая отключающая мощность предохранителей ПК, ПКН (для наружной установки), ПКЭ (для экскаваторов) составляет 200 МВА; ПКУ (усиленный) на 6-10 кВ — 350 МВА, на 35 кВ — 500 МВА.
Номинальные токи плавких вставок предохранителей ПК следует выбирать так, чтобы не возникало ложное срабатывание предохранителя вследствие толчков тока при включении трансформатора на небольшую нагрузку, а также при включении электродвигателей или батарей конденсаторов. Для выполнения этого условия ток плавкой вставки выбирается в 1,4-2,5 раза больше номинального тока защищаемого электроприемника.
При выборе предохранителей следует обратить особое внимание на то, что их можно применять лишь в сетях и электроустановках с напряжением, соответствующим номинальному напряжению предохранителя. Применение предохранителей с номинальным напряжением, отличным (большим или меньшим) от номинального напряжения сети, не допускается.

Ø Выбор разъединителей, отделителей и короткозамыкателей.

Разъединители применяют для отключения и включения цепей без тока и для создания видимого разрыва цепи в воздухе. Между силовыми выключателем и разъединителем следует предусматривать механическую и электромагнитную блокировки, не допускающие отключения разъединителя при включенном выключателе, когда в цепи протекает ток нагрузки.
Разъединители могут также применяться для следующих операций на подстанции: заземления и разземления нейтралей силовых трансформаторов, отключения и включения дугогасящих реакторов при отсутствии в сети замыкания на землю; отключения и включения измерительных трансформаторов напряжения; отключения и включения обходных выключателей в схемах РУ с обходной секцией шин, если шунтируемый разъединителем выключатель включен.
Разъединители выпускают также с одним и двумя заземляющими ножами (число ножей обозначается цифрой 1 или 2 после буквенного обозначения: РНДЗ-1-220У/2000 или РЛНД-2-220/1000).
Короткозамыкатели и отделители — это специальные разъединители, имеющие автоматически действующие приводы. При выборе отделителей и разъединителей необходимо учитывать коммутационные возможности этих аппаратов, оговоренные каталогами (намагничивающий ток, зарядный ток, ток замыкания на землю).
При проектировании необходимо учитывать возможность увеличения отключающей способности разъединителей с помощью дутьевых приставок, что позволяет повысить предельный ток отключения до 80, 60 и 100 А соответственно. При выборе короткозамыкателей необходимо учитывать режим нейтрали сети. В сетях 110 и 220 кВ с заземленной нейтралью достаточно установить однополюсный короткозамыкатель. В сетях 35 кВ с изолированной нейтралью необходимо установить два полюса короткозамыкателя или по одному короткозамыкателю в двух фазах.

Разъединители, отделители и выключатели нагрузки выбирают по напряжению, номинальному длительному току Iном, а в режиме короткого замыкания проверяют термическую и электродинамическую стойкость.
Для короткозамыкателей выбор по номинальному току не требуется. Разъединители, отделители и короткозамыкатели следует выбирать также по роду установки и конструктивному исполнению.

Ø Выбор и проверка трансформаторов тока. Кривые 10%-ной погрешности.

Все трансформаторы тока выбираются, как и другие аппараты, по номинальному току и напряжению установки и проверяются на термическую и динамическую устойчивость при коротких замыканиях.
Кроме того, трансформаторы тока, используемые для включения релейной защиты, проверяются на величину погрешности, которая, как указывалось выше, не должна превышать 10% по току и 7° по углу [Л. 41]. Для проверки по этому условию в информационных материалах заводов-поставщиков трансформаторов тока и в другой справочной литературе [Л. 46, 70, 94] даются следующие специальные характеристики и параметры трансформаторов тока.

1) Кривые зависимости 1 0 % -ной кратности m от сопротивления нагрузки z_H подключенной к вторичной обмотке трансформатора тока (для трансформаторов тока, выпущенных в соответствии с ГОСТ 7746-55). Согласно указанному ГОСТу 10%-ной кратностью m называется отношение, т. е. кратность, первичного тока, проходящего через трансформатор тока, к его номинальному току, при которой токовая погрешность трансформатора тока f [см. (6-10)] составляет 10% при заданной нагрузке z_H. Угловая погрешность при этом достигает 7° (рис. 6-16).

Таким образом, зная кратность первичного тока, проходящего через трансформатор тока m=I₁ / I_{1 HOM} , можно по кривым 10%-ной кратности для данного типа трансформатора тока определить допустимую нагрузку z_H.ДОП. при которой погрешность трансформатора тока не будет превышать 10%.

И, наоборот, зная действительную величину нагрузки, которая подключена (или должна быть подключена) к вторичной обмотке трансформатора тока z_H можно по кривым 10%-ной кратности определить допустимую кратность первичного тока m_ДОП., при которой токовая погрешность трансформатора тока также не будет превышать 10%. При этом допустимый первичный ток будет равен:

2) Кривые зависимости предельной кратности K₁₀ от сопротивления нагрузки z_H подключенной к вторичной обмотке (для трансформаторов тока, выпущенных в соответстви