Их номинальной мощности при начальной нагрузке К1, превышающей 0,8

Продолжи-тельность перегрузки в течение суток, ч	Перегрузка К2 в долях номинального тока в зависимости от температуры охлаждающей среды во время перегрузки
__25оС	__20оС	__10оС
М	Д	Ц, ДЦ	НЦ	М	Д	Ц, ДЦ	НЦ	М	Д	Ц, ДЦ	НЦ
0,5	2,0	1,8	1,6	1,4	1,9	1,7	1,6	1,5	1,7	1,6	1,5	1,4
1,0	1,9	1,7	1,6	1,4	1,9	1,6	1,5	1,4	1,7	1,5	1,5	1,4
2,0	1,9	1,7	1,5	1,4	1,8	1,6	1,5	1,4	1,7	1,5	1,5	1,3
4,0	1,8	1,6	1,5	1,4	1,7	1,6	1,5	1,4	1,6	1,5	1,4	1,3
8,0	1,7	1,6	1,5	1,4	1,7	1,5	1,5	1,4	1,6	1,5	1,4	1,3
24,0	1,7	1,5	1,5	1,4	1,6	1,5	1,5	1,4	1,6	1,5	1,4	1,3
Продолжи-тельность перегрузки в течение суток, ч	Перегрузка К2 в долях номинального тока в зависимости от температуры охлаждающей среды во время перегрузки
0оС	10оС	20оС
М	Д	Ц, ДЦ	НЦ	М	Д	Ц, ДЦ	НЦ	М	Д	Ц, ДЦ	НЦ
0,5	1,7	1,5	1,4	1,3	1,7	1,4	1,4	1,3	1,5	1,3	1,3	1,2
1,0	1,7	1,5	1,4	1,3	1,6	1,4	1,4	1,3	1,4	1,3	1,3	1,3
2,0	1,6	1,5	1,4	1,3	1,5	1,4	1,4	1,2	1,4	1,3	1,3	1,2
4,0	1,6	1,4	1,4	1,3	1,5	1,3	1,3	1,2	1,4	1,3	1,2	1,2
8,0	1,6	1,4	1,4	1,3	1,5	1,3	1,3	1,2	1,4	1,3	1,2	1,2
24,0	1,5	1,4	1,4	1,3	1,5	1,3	1,3	1,2	1,4	1,3	1,2	1,2
Продолжи-тельность перегрузки в течение суток, ч	Перегрузка К2 в долях номинального тока в зависимости от температуры охлаждающей среды во время перегрузки
30oC	40oC
М	Д	Ц,ДЦ	НЦ	М	Д	Ц,ДЦ	НЦ
0,5	1,4	1,2	1,2	1,2	1,3	1,2	1,2	1,2
1,0	1,3	1,2	1,2	1,2	1,3	1,2	1,2	1,1
2,0	1,3	1,2	1,2	1,2	1,3	1,2	1,1	1,1
4,0	1,3	1,2	1,2	1,1	1,2	1,2	1,1	1,1
8,0	1,3	1,2	1,2	1,1	1,2	1,1	1,1	1,1
24,0	1,2	1,2	1,2	1,1	1,2	1,1	1,1	1,1

3. РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ

На проектируемой подстанции рассчитывается начальное значение периодической составляющей тока короткого замыкания (КЗ) I_по:

на шинах 35, 10 и 6 кВ – трехфазного КЗ;

на шинах 110 и 220 кВ – трехфазного и однофазного КЗ.

С ростом единичной мощности трансформаторов ПС увеличивается ток короткого замыкания на стороне 6(10) кВ, что часто не позволяет выбрать экономичные выключатели и комплектные распределительные устройства, вызывает необходимость завышать сечения линий при отсутствии специальных мер по ограничению токов КЗ. Для ограничения токов КЗ на стороне 6(10) кВ следует принимать раздельную работу секций. Трансформаторы 25 МВ^.А и более изготавливаются с расщепленной обмоткой низшего напряжения 6(10) кВ, что позволяет снизить токи КЗ до необходимой величины без использования токоограничивающих реакторов. В случае установки на ПС трансформаторов мощностью 25 и 32 МВ^.А с низшим напряжением 10 кВ расщепленные обмотки рекомендуется соединять параллельно. Некоторое увеличение тока короткого замыкания на шинах 6(10) кВ в этом случае не окажет существенного влияния на выбор аппаратов и токоведущих частей, а схема РУ НН получится более экономичной за счет уменьшения числа выключателей.

В пояснительной записке должна быть приведена расчетная схема для определения тока КЗ с указанием численных значений исходных данных источников питания, параметров линий, трансформаторов, а также соответствующие ей схемы замещения прямой и нулевой последовательностей.

Для расчетной схемы на рис. 3.1 представлена схема замещения прямой последовательности (рис. 3.2).

В курсовом проекте допускается принимать двигательную нагрузку потребителей на напряжении 6(10) кВ, достаточно удаленную от шин ПС, в связи с чем можно не учитывать ток подпитки от неё места КЗ.

При составлении схемы замещения и определении её параметров удобно пользоваться системой относительных единиц. Рекомендуется принимать величину базовой мощности S_б =1000 МВ^.А и выбирать базовые напряжения в соответствии со шкалой средних напряжений: 6,3; 10,5; 37; 115; 230 кВ. Сопротивления в относительных единицах вычисляются следующим образом:

сопротивление системы прямой последовательности ;

сопротивление системы нулевой последовательности ; (3.1) генератора ; (3.2)

трансформатора ; (3.3)

линий . (3.4)

Для линий 35-220 кВ сопротивление Ом/км, для нулевой последовательности ^__ , где принимается в соответствии с табл. 3.1.

Таблица 3.1. Характеристики сопротивлений нулевой последовательности линий

Характеристика линий
Одноцепная линия без тросов	3,5
То же со стальными тросами	3,0
То же с хорошо проводящими тросами	2,0
Двухцепная линия без тросов	5,5
То же со стальными тросами	4,7
То же с хорошо проводящими тросами	3,0

Для трансформатора с расщепленными обмотками НН можно в среднем считать, что коэффициент расщепления К_р = 3,5, тогда Х_твб=0,125Х_бтв-н, а Х_тнб=1,75Х_тбв-н. Следовательно, Х₁₀ = 1,875Х_тбв-н (см. рис. 3.2), где U_кв-н определяется по каталогам, а Х_тв-н – по формуле (3.3). Для дальнейших расчетов индексы «б» можно опустить.

Используя правила сложения сопротивлений и упрощения схемы для точек К₁ и К₂ , получаем токи трехфазного КЗ:

. (3.5)

Приняв точки К₁ и К₂ удаленными, можно считать .

Базовые токи при КЗ , кА:

в точке К₁ ,

в точке К₂ .

К примерам, показанным на рис. 3.1, 3.2, результирующие сопротивления схемы будут такими:

; .

Схема для определения суммарного сопротивления нулевой последовательности Х_рез0 для примера расчетной схемы (рис. 3.1) приведена на рис. 3.3 с учетом того факта, что ток нулевой последовательности при однофазном КЗ протекает в тех ветвях, где есть заземленные нейтрали.

.

^__ задано; , где по данным табл. 3.1;

^__ по табл. 3.1;

;

Ток однофазного КЗ . (3.6)

Для всех видов КЗ рассчитываются ударные токи:

, где К_у – ударный коэффициент; (3.7)

, где Т_а – постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ.

При удаленном от электростанции КЗ, как в случае ПС, можно пользоваться средними значениями К_У и Т_а.

Таблица 3.2. Средние значения К_у и Т_а

Место КЗ	Ку	Та
Шины ВН	1,8	0,05
Шины НН	1,85	0,06

Результаты расчетов полезно занести в таблицу (табл. 3.3).

Таблица 3.3. Результаты расчетов токов КЗ

Место КЗ	,кА	,кА	,кА	,кА
Шины ВН
Шины НН

4. ВЫБОР ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СХЕМЫ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНОГО УСТРОЙСТВА ПОДСТАНЦИИ

Электрическую схему распределительного устройства (РУ) выбирают в зависимости от назначения, роли, местоположения подстанции в системе электроснабжения и с учетом типа установленных силовых трансформаторов.

В табл. 4.1 приведены утвержденные электрические схемы РУ и рекомендации по их применению. Нетиповые принципиальные схемы могут применяться только при выполнении технико-экономического обоснования [4]. Варианты нетиповых схем рассмотрены в [5].

В настоящее время при новом проектировании не рекомендуется применять упрощенные схемы РУ с отделителями и короткозамыкателями ввиду их низкой надежности и ухудшения режимов работы сети из-за создания искусственного короткого замыкания [11]. Особенно опасно включать короткозамыкатель при незначительном удалении подстанции от электростанции из-за больших токов короткого замыкания и понижения напряжения на шинах электростанции, что может привести к нарушению устойчивости работы станции с энергосистемой. Кроме того, время отключения отделителем силового трансформатора намного больше, чем у выключателя, что увеличивает время работы АПВ на выключателе со стороны питания подстанции, повышая длительность перерыва питания потребителей.

Применение высоконадежных элегазовых и вакуумных выключателей, имеющих большой межремонтный период, позволяет использовать более простые электрические схемы РУ. Например, на напряжения 110-220 кВ рекомендуются схемы РУ с одной рабочей секционированной системой шин и двумя рабочими системами шин без обходной системы шин. Использование обходной системы шин требует специального обоснования [11].

В целях повышения надежности рекомендуется, при соответствующем обосновании, устанавливать два последовательно включенных секционных или шиносоединительных выключателя на все классы напряжения. Применение двух выключателей практически исключает полное погашение РУ при повреждении одной шины, секции или шиносоединительного выключателя. При таких повреждениях обязательно отключится один из шиносоединительных или секционных выключателей и не произойдет отключение обеих шин или секций.

Силовые трансформаторы можно подключать к разным секциям или шинам через два выключателя для увеличения надежности их электроснабжения. В этом случае устанавливать шиносоединительный или секционный выключатель необязательно. Шины или секции будут соединяться между собой через два последовательно включенных выключателя, что повысит надежность схемы.

Соединение обмоток силовых трансформаторов в звезду с выведенной нулевой точкой применяется в том случае, когда нейтраль обмотки должна быть заземлена. Эффективное заземление нейтрали обмоток ВН применяется в трансформаторах 110 кВ. Однако для уменьшения тока однофазного КЗ нейтрали части трансформаторов могут быть разземлены. Так как изоляция нулевых выводов трансформаторов не рассчитывается на полное напряжение, то в режиме разземления нужно уменьшать возможные перенапряжения присоединением ограничителей перенапряжений к нулевой точке, как это показано на рис. 4.1,а.

Глухое заземление нейтрали производится на напряжении 220 кВ и на вторичной обмотке трансформатора собственных нужд, питающих четырехпроводные сети 380/220 В (рис. 4.1,а,в).

В качестве примера на рис. 4.2 изображена главная электрическая схема ПС со схемой мостика с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны линий на высшем напряжении. На стороне 6 (10) кВ – схема одна секционированная выключателем система шин. Все коммутационные аппараты показаны в отключенном положении. Схема выполнена в однолинейном исполнении за исключением цепей трансформаторов тока. Показаны места установки трансформаторов тока и трансформаторов напряжения. Число вторичных обмоток трансформатора тока зависит от типа трансформатора. При переменном оперативном токе трансформаторы собственных нужд присоединяются непосредственно к выводам трансформаторов до выключателей, как показано пунктиром.

На главной схеме подстанции указываются также измерительные приборы и релейная защита.

Для высшего (ВН) и среднего (СН) напряжений ПС из табл. 4.1 выбираются схемы для заданного числа присоединений и напряжение. Из них отбираются две схемы. Допускается применить одну, не рекомендованную в табл. 4.1 схему распределительного устройства.

Целью сравнения является определение более надежной схемы. Утвержденных нормативных требований по количественным показателям надежности нет. Они задаются заказчиком в лице энергосистемы или объединения в зависимости от напряжения РУ, схемы прилегающей сети, характера нагрузки потребителей и других факторов. На подстанциях до 220 кВ включительно применяются схемы со сборными шинами, в которых возможны полные погашения ПС (табл. 4.1). На напряжение 330 кВ и выше, как правило, применяются схемы, которые не допускают полного погашения РУ. Если считается, что обе выбранные схемы удовлетворяют требованиям надежности, то производится выбор по экономичности, т.е. по числу установленных выключателей.

На ПС возможен ущерб от ненадежности схемы распределительного устройства, который возникает при перерыве перетока мощности через распределительные устройства ВН или СН, а также при полном отключении потребителей, которые питаются от данной подстанции. При перерыве перетока мощности возможно нарушение связи между энергосистемами или отключение транзитных подстанций, питаемых от шин проектируемой подстанции.

Оценка надежности схем РУ в курсовом проекте производится таблично-логическим методом [6].

Упрощенный таблично-логический метод без расчета количественных показателей надежности схем РУ и величин ущербов в энергосистеме и у потребителей заключается в следующем.

Рассматриваются отказы выключателей, отделителей, шин, секций и линий.

Под отказом выключателей и отделителей понимается одновременное двухстороннее короткое замыкание на их выводах. Такое повреждение приводит к срабатыванию не только релейной защиты, но и устройства резервирования отказов выключателя (УРОВ), которое с выдержкой времени порядка 0,5 с отключит смежные выключатели, через которые протекает ток короткого замыкания.

Под отказом шин, секций или линий понимается короткое замыкание на них, которое отключается соответствующими выключателями. При этом только на линиях часто может быть короткое замыкание с одновременным отказом выключателя. Это обусловлено тем, что линии имеют высокую повреждаемость.

Кроме того, учитываются наложения отказов одного оборудования схемы на одновременный ремонт другого оборудования, т.е. когда во время ремонта одного оборудования произошел отказ другого оборудования. Такое совместное событие не рассматривается только для линий, т.к. одновременно должно произойти короткое замыкание на линии, отказ выключателя и ремонт другого оборудования.

Для двух выбранных схем РУ заполняются таблицы надежности. Число строк и столбцов таблиц зависят от числа элементов в схемах рассматриваемых РУ.

В первый столбец (см. табл. 4.2) заносятся те элементы схемы РУ, отказы которых будут анализироваться.

Во второй столбец записываются последствия отказов в нормальном режиме работы схемы РУ.

Для схем со сборными шинами и секциями на напряжения 110-220 кВ принимается включенное положение шиносоединительного и секционных выключателей. На напряжении 35 кВ возможно включенное и отключенное положение секционного выключателя.

Если при отказах оборудования происходит прекращение перетока мощности через РУ или отключение потребителей, то во второй столбец заносятся величины перетоков мощности (S_п), мощности нагрузки (S_н) и время включения их в работу после аварии.

При рассмотрении отказов линий учитывается наложение короткого замыкания на линии с отказом выключателя. Если линия отключается сразу несколькими выключателями одновременно, то рассматривается отказ того выключателя, который вызовет больший ущерб. Это событие записывается в столбец нормального режима работы.

Если для включения линий и трансформаторов достаточно произвести оперативные переключения, то время включения их в работу принимается 0,5 ч. Если для включения необходимо закончить плановый ремонт оборудования или восстановить оборудование после отказа, тогда время включения принимается Тв. Время Тв может составлять от нескольких часов до десятков часов в зависимости от типа отказавшего оборудования.

Затем заполняются строки таблицы, в которых учитываются наложения отказов одних элементов на ремонт других элементов. Сначала отмечаются крестом невозможные события. Это отказы оборудования, находящегося в данный момент в ремонте (оборудование отключено).

При заполнении каждой горизонтальной строки производят сравнение последствий отказов в ремонтном и в нормальном состояниях схемы. Если ремонт не изменил событие при отказе элемента по сравнению с нормальным режимом схемы РУ, т.е. не отключилась большая величина мощности и не увеличилась длительность восстановления электроснабжения потребителей и перетока мощности, то в соответствующей графе таблицы ставится прочерк.

Для линий строки наложения КЗ на линии с отказом выключателей на ремонт других элементов схемы не рассматриваются, следовательно, данные строки не заполняются.

После заполнения таблиц надежности для двух схем РУ подсчитывается число одинаковых событий в каждой из них и заполняется сводная таблица надежности, на основе которой производится выбор схемы РУ.

В качестве примера рассмотрим схему РУ с двумя рабочими и обходной системами шин с подключением трансформаторов через два выключателя (рис. 4.3). Роль шиносоединительного выключателя выполняют выключатели Q5-Q8. Разъединители в схеме показаны в рабочем положении. При выводе в ремонт одного из выключателей Q1-Q8 он заменяется на обходной выключатель Q9. Через двухцепные линии W1,W2 и W3,W4 протекает переток мощности Sп. Все выключатели, кроме обходного, в нормальном режиме схемы включены.

В табл. 4.2 в первом столбце записываются рассматриваемые отказы выключателей Q1-Q8 (обходной выключатель Q9 не учитывается), шины А1,А2 и линии W1-W4.

Сначала заполняется второй столбец отказов оборудования в нормальном режиме работы. При отказе одного из выключателей, рабочей системы шин и наложении повреждения на линии с отказом выключателя УРОВ отключает одну из систем шин А1(А2). Остаются в работе две линии, обеспечивающие переток мощности, и один или два силовых трансформатора. Таким образом, в нормальном режиме работы отказы оборудования не причиняют ущерба, т.е. в столбце нормального режима ставим прочерки.

Рассмотрим верхнюю строку таблицы при ремонтном состоянии схемы. На время ремонта выключателей Q1-Q4 линии подключаются к обходному выключателю Q9. Таким образом, состояние схемы фактически не изменяется. Если ремонтируется выключатель Q5, то при отказе Q1 УРОВ отключает Q3 и Q7. Оба трансформатора Т1 и Т2 останутся подключенными ко второй системе шин соответственно через выключатели Q6 и Q8. Следовательно, сохранится переток мощности и потребительская нагрузка. Во время ремонта выключателя Q6 при отказе Q1 УРОВ отключает Q3,Q5 и Q7. Питание нагрузки будет производиться только через трансформатор Т2, переток мощности сохраниться. Во время ремонта одной из систем шин все присоединения переключаются на другую систему шин. Если в этом режиме происходит отказ выключателя Q1, то УРОВ отключает все выключатели на РУ. Происходит полное погашение ПС, т.е. теряется переток мощности Sп и местная нагрузка Sм на время оперативных переключений (0,5 ч).

Рассмотрим строку с отказом шины А1 в ремонтном режиме. Ремонт выключателей Q1-Q8 не изменяет ситуацию по сравнению с нормальным режимом. Во время ремонта шины А2 линии W2 и W4 переводятся на шину А1 с помощью шинных разъединителей, а трансформаторы подключаются к шине А1 соответственно через выключатели Q5 и Q7. При повреждении на шине А1 дифференциальная защита шин отключит все шесть выключателей Q1-Q5,Q7. Возобновить переток мощности и питание местной нагрузки возможно только после завершения ремонта шины А2 или восстановления шины А1 после повреждения, т.е. через время Тв.

В строках наложения отказов на линиях с ремонтом выключателей и шин прочерки не ставятся, т.к. эти режимы не рассматриваются ввиду небольшой вероятности таких событий.

После заполнения таблицы подсчитывается число отключений перетока мощности Sп и местной нагрузки Sм на время 0,5 ч и Тв. Полученные результаты заносятся в таблицу (табл. 4.3). Главными критериями являются число и длительность полных погашений подстанции. Затем сравниваются показатели отключений местной нагрузки и нарушение перетока мощности. При длительной аварийной ситуации на время Тв потребителям и энергосистеме причиняется большой материальный ущерб, т.к. возникает недоотпуск продукции, появляется брак на производстве, энергосистема несет большие потери. Если аварийная ситуация длится не более 0,5 ч, потребителям и энергосистеме наносится значительно меньший ущерб.

При сравнении двух схем РУ необходимо учитывать схему прилегающей сети. Возможно, что при перерыве перетока мощности через рассматриваемое РУ сохранится питание других ПС. В этом случае главным критерием при сравнении будет являться число отключений местных потребителей и время перерыва их питания. Если анализ аварийных ситуаций не выявил преимущества одной из схем, сравнивают стоимости схем РУ на подстанции по числу выключателей, пригодности для ремонта, возможности расширения РУ и по другим показателям.

Рис. 4.3. Схема с двумя рабочими и обходной системами шин с подключением трансформаторов через два выключателя

W1

W2

Q1

Q2

W3

W4

Q3

Q4

АО

А2

Q6

Q5

Q7

Q8

T1

T2

Q9

А1

Таблица 4.2. Таблица надежности РУ

Отказа-вший элемент	Нор- мальный режим	Ремонтируемый элемент
Q1	Q2	Q3	Q4	Q5	Q6	Q7	Q8	A1	A2
Q1	-	X	-	-	-	-	-	-	-	Sп,Sн 0,5	Sп,Sн 0,5
Q2	-	-	X	-	-	-	-	-	-	Sп,Sн 0,5	Sп,Sн 0,5
Q3	-	-	-	X	-	-	-	-	-	Sп,Sн 0,5	Sп,Sн 0,5
Q4	-	-	-	-	X	-	-	-	-	Sп,Sн 0,5	Sп,Sн 0,5
Q5	-	-	-	-	-	X	-	-	-	Х	Sп,Sн 0,5
Q6	-	-	-	-	-	-	X	-	-	Sп,Sн 0,5	Х
Q7	-	-	-	-	-	-	-	X	-	Х	Sп,Sн 0,5
Q8	-	-	-	-	-	-	-	-	X	Sп,Sн 0,5	Х
A1	-	-	-	-	-	-	-	-	-	X	Sп,Sн Тв
A2	-	-	-	-	-	-	-	-	-	Sп,Sн Тв	X
W1	-
W2	-
W3	-
W4	-

Таблица 4.3.Сводная таблица надежности РУ

Режим отключения	Количество событий
1 схема	2 схема
Отключение Sп на 0,5 ч
Отключение Sп на время Тв
Отключение Sн на 0,5 ч
Отключение Sн на время Тв

5. ВЫБОР ТИПОВ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ, АВТОМАТИКИ И ИЗМЕРЕНИЙ

Выбор типов релейной защиты, установленной на подстанции, для силовых трансформаторов и защит осуществляется на РУ 6-10 кВ.

На силовом трансформаторе устанавливаются следующие виды защит.

1. Продольная дифференциальная защита от коротких замыканий в трансформаторе и на его выводах (t_рз=0,1 с).

2. Газовая защита от внутренних повреждений в трансформаторе и от понижения уровня масла в трансформаторе (t_рз=0,1 с).

3. Максимальная токовая защита от сверхтоков короткого замыкания, установленная на стороне ВН трансформатора (t_рз=t_зад+ n t), т.е. эта защита отстраивается от максимальной токовой защиты на отходящих присоединениях t_зад или от максимальной токовой защиты на стороне низших обмоток расщепленного трансформатора.

4. Максимальная токовая защита от сверхтоков короткого замыкания на низших обмотках расщепленного трансформатора или среднем напряжении трехобмоточного трансформатора (t_рз=t_зад+2 t).

5. Максимальная защита от сверхтоков перегрузки с действием на сигнал, установленная на стороне ВН трансформатора.

На секционном выключателе 6-10 кВ устанавливается максимально токовая защита (t_рз=t_зад+ t).

На кабелях, отходящих к потребителям, устанавливаются следующие виды релейной защиты.

1. Максимально токовая защита от сверхтоков короткого замыкания. Выдержка времени защиты указывается в задании на курсовой проект (t_зад).

2. Токовая отсечка. Применяется в том случае, если кабель не проходит по термической стойкости (t_рз=0,1 с).

3. Токовая защита нулевой последовательности. Сигнализирует о замыкании на землю в кабеле.

На шинах 6-10 кВ предусматривается контроль изоляции с использованием трансформатора напряжения с действием на сигнал.

На проектируемой подстанции должны быть предусмотрены следующие виды автоматики.

1. Автоматическое включение резерва (АВР) на секционном выключателе 6-10 кВ и на секционном автомате 0,4 кВ в системе собственных нужд.

2. Автоматическое повторное включение линий ВН (АПВ).

Требуемый объем измерений и измерительных приборов для понизительной подстанции приведен в табл. 5.1.

Таблица 5.1.Измерительные приборы и места их установки

№	Место установки прибора	Перечень приборов	Примечание
	Трансформатор двухобмоточный	Амперметр, ваттметр, варметр, счетчики активной и реактивной энергии	Ваттметры и варметры не устанавливаются на ПС ВН 35 кВ, а также с ВН 110-220 кВ при отсутствии выключателей на ВН. Измерительные приборы устанавливаются на стороне НН в каждой цепи, если трансформатор имеет две обмотки НН. Устанавливаются счетчики технического учета
	Секционный выключатель 6-10 кВ	Амперметр в одной фазе
	Секции шин 6-10 кВ	Вольтметр	Вольтметр имеет переключатель для измерения линейных и фазных напряжений
	Кабельная линия 6-10 кВ	Амперметр, счетчики активной и реактивной энергии	Устанавливаются расчетные счетчики активной и реактивной энергии
	Трансформатор собственных нужд	Амперметр, счетчик активной энергии	Приборы устанавливаются со стороны НН ТСН. Устанавливается расчетный счетчик активной энергии
	Секция (система шин) ВН	Вольтметр, вольтметр регистрирующий, ФИП (фиксирующий прибор)	Вольтметр на шинах 35 кВ имеет переключатель для измерения междуфазных и фазных напряжений, а на шинах 110-220 кВ – для измерения междуфазных напряжений
	Линия 110-220 кВ межсистемная или с двухсторонним питанием	Амперметр в одной фазе, ваттметр, варметр и счетчик активной энергии с контролем направления энергии	Для межсистемной линии устанавливается расчетный счетчик активной энергии, для прочих – технического учета
	Линия 35 кВ с односторонним питанием	Амперметр в одной фазе, счетчик активной энергии, ФИП	Устанавливается расчетный счетчик активной энергии со стороны питания
	Линия 35 кВ с двухсторонним питанием	Амперметр в одной фазе, счетчик активной энергии с контролем направления энергии	Устанавливается счетчик технического учета активной энергии
	Обходной выключатель 110 – 220 кВ	Амперметр в одной фазе, ваттметр, варметр, счетчик активной энергии

Окончание табл. 5.1

Секционный (шиносоединительный) выключатель ВН

Амперметр в одной фазе

6. ВЫБОР АППАРАТОВ И ТОКОВЕДУЩИХ ЧАСТЕЙ

Выбору подлежат следующие аппараты и токоведущие части: высоковольтные выключатели и их приводы; разъединители и их приводы; отделители и короткозамыкатели в случае их применения; аппараты в цепях собственных нужд 0,4 кВ; измерительные трансформаторы тока и напряжения; сборные шины высшего напряжения; ошиновки силового трансформатора; силовые кабели и воздушные линии 6 – 10 кВ.

6.1. Высоковольтные выключатели

При выборе выключателей следует руководствоваться нормами технологического проектирования ПС [11]. В РУ 110 и 220 кВ должны устанавливаться элегазовые или маломасляные выключатели. В РУ 35 кВ устанавливаются вакуумные, элегазовые или маломасляные выключатели.

В распределительных устройствах 6 – 10 кВ применяются комплектные распределительные устройства внутренней (КРУ) и наружной установки (КРУН) с вакуумными, маломасляными или электромагнитными выключателями.

Выбор выключателей оформляется в виде табл. 6.1. Предпочтение отдается выключателям, которые имеют параметры, приближающиеся к заданным.

Таблица 6.1. Выбор выключателей

Расчетные данные	Данные (по каталогу) выключатель типа… привод типа…..	Условия выбора или проверки
Uсети, кВ Iпрод.расч, А	Uном, кВ Iном, А	По условиям длительного режима Uном Uсети, Iсети Iпрод.расч
iу, кА	id, кА	По электродинамической стойкости id iу
tрз.доп, с	Iтер, кА tтер,с	По термической стойкости tрз.доп tрз.резервной

Окончание табл. 6.1

Iпо + iа , кА iа = Iпо		По коммутационной способности амплитуды полного тока
iу, кА Iпо, кА	iв.ном, кА Iв.ном, кА	По току включения iв.ном iу Iв.ном Iпо

Здесь U_сети – номинальное напряжение сети, где установлен выключатель;

I_{прод.расч} – максимальный ток ремонтного или послеаварийного режима, определяемого согласно табл. 6.2;

U_ном и I_ном – номинальное напряжение и номинальный ток выключателя;

i_у – ударный ток короткого замыкания;

i_d – амплитудное значение предельного сквозного тока КЗ, гарантированное заводом-изготовителем;

t_рз.доп – допустимое время релейной защиты по условию термической стойкости:

, где I_тер, t_тер – ток и время термической стойкости, гарантированные заводом-изготовителем; I_по – начальное значение периодического тока трехфазного короткого замыкания; Т_а – постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ; t_ов – полное время отключения выключателя;

t_{рз.резервной} – максимальное время срабатывания резервной релейной защиты, установленной на данном выключателе;

i_a ^__ апериодическая составляющая тока КЗ в момент времени ;

_ном – номинальное относительное содержание апериодической составляющей в отключаемом токе при номинальном токе отключения, приближенно можно принять

, = t_рз.мин + t_св, где t_рз.мин – минимальное время срабатывания релейной защиты, принимается равным 0,01 с; t_св – собственное время отключения выключателя;

i_в.ном – амплитудное значение номинального тока включения выключателя;

I_в.ном – действующее значение номинального тока включения выключателя.

Кроме того, должен быть выбран тип комплектного распределительного устройства 6 – 10 кВ наружной или внутренней установки и определены номинальные токи сборных шин его шкафов.

6.2. Разъединители

Выбор разъединителей производится только на сторонах высшего и среднего напряжений, т.к. на стороне низшего напряжения роль разъединителей выполняют разъемы комплектного распределительного устройства. Условия выбора и проверки разъединителей те же, что и для выключателей, только отсутствует проверка по коммутационной способности.

Таблицу выбора разъединителей можно совместить с таблицей выбора выключателей.

6.3. Отделители и короткозамыкатели

Отделитель, устанавливаемый в цепи трансформатора на стороне высшего напряжения, выбирается по тем же условиям, что и разъединитель в данной цепи. Короткозамыкатель выбирается по номинальному напряжению, по термической и электродинамической стойкости к действию тока однофазного КЗ в сетях 110 кВ и выше или трехфазного КЗ в сетях 35 кВ. Следует указать количество фаз, в которых устанавливается короткозамыкатель.

При проверке на термическую стойкость время отключения для отделителя

t_отк = t_рз.тр + t_в.кз + t_рз.лэп + t_о.лэп;

для короткозамыкателя

t_отк = t_рз.лэп + t_о.лэп,

где t_рз.тр – время действия релейной защиты трансформатора (в среднем 0,1 с);

t_в.кз – время включения короткозамыкателя (берется из каталога), с;

t_рз.лэп – время действия релейной защиты линии на питающем конце (для вторых ступеней защит принимается равным 0,5 с);

t_о.лэп – время отключения выключателя линии (можно принять равным 0,8 с).

Таблица 6.2. Значения максимальных токов нагрузки

Обозначение	Выключатель или токоведущая часть	Вариант подстанции
Q1 и 1	Выключатель и ошиновка трансформатора на стороне низшего напряжения	К2.Iт.ном	0,5.К2.Iт.ном
Q2	Секционный выключатель 6-10 кВ	0,6.К2.Iт.ном	0,3.К2.Iт.ном
Q3	Выключатель на линиях потребителей 6-10 кВ	Iпрод.расч.каб или Iпрод.расчВЛ
Q4	Выключатель на стороне высшего напряжения	К2.Iт.ном или Iпрод.расчВЛ
	Сборные шины низшего напряжения 6-10 кВ	0,75.К2.Iт.ном	0,38.К2.Iт.ном
	Сборные шины высшего напряжения	К2.Iт.ном или Iпрод.расчВЛ
Примечание. Величина К2 определена при выборе силового трансформатора ПС.

6.4. Аппараты в цепях собственных нужд

К собственным нуждам относятся такие потребители, как вентиляторы и насосы охлаждения силовых трансформаторов, освещение, отопление и т.д. Для питания собственных нужд устанавливают два трансформатора с вторичным напряжением 0,38/0,22 кВ. Мощность трансформатора собственных нужд (ТСН) ориентировочно можно принять

S_{ном.тсн} 0,3%S_ном.т.

Трансформаторы собственных нужд допускают перегрузку [11].

В цепях собственных нужд должны быть выбраны:

– высоковольтный предохранитель или выключатель на стороне 6(10) кВ;

– автомат на стороне 0,38/0,22 кВ.

В типовых панелях собственных нужд (ПСН) используются вводные и секционный автоматы с втычными контактами.

Вся аппаратура выбирается по номинальному току по условию

I_ном I_{прод.расч}.

Высоковольтный предохранитель должен быть проверен по коммутационной способности:

I_о.ном I_по,

где I_о.ном – номинальный ток отключения предохранителя,

I_по – ток КЗ на стороне НН (6-10 кВ).

6.5. Измерительные трансформаторы тока и напряжения