В_К I²_тер* t_{тер (}34/12/)

где: I_тер = 40 кА; t_тер=3 с - ток и время термической стойкости выключателя.

Тогда:

В_К = 0,9 кА² *с I²_тер*t_тер =40²*3=4800 кА² *с

По всем параметрам выключатель нам подходит.

Для установки на стороне 35 кВ. принимаем выключатель серии ВГБ-35-12,5/1000 У1 (трехполюсный элегазовый баковый выключатель), предназначенный для выполнения коммутационных операций в нормальных и аварийных в сетях трехфазного тока при нормальной частоте.

Основные преимущества выключателей данной серии:

1. Полная заводская готовность, обеспечивающая простой и быстрый монтаж, выключатель поставляется полностью отрегулированным, заполненным элегазом до рабочего давления.

2. Отсутствие динамических нагрузок на фундамент при работе (установка на одной опоре с облегченным фундаментом).

3. Простые и надежные дугогасительные устройства, содержащие минимально возможное количество подвижных элементов и работающие на принципе вращения электрической дуги в магнитном поле, создаваемом током, протекающим через гасительное устройство. Этот способ гашения гарантирует отсутствие перенапряжений даже при отключении малых индуктивных токов и отключение без повторных пробоев емкостных токов до 630 А.

4. Большие механические и коммутационные ресурсы, обеспечивающие при нормальных условиях эксплуатацию без ремонта в течение всего срока службы выключателя.

Наличие единственного на выключатель динамического уплотнения с "жидкостным затвором" и высокотехнологичного алюминиевого сварного бака гарантирует пониженный уровень естественных утечек элегаза.

5. Высокая надежность: даже при падении избыточного давления элегаза до нуля выключателя выдерживает длительное воздействие напряжения 52кВ. и отключает ток нагрузки до 630А.

6. Использование чистого элегаза в исполнении ХЛ1 (до минус 60⁰С).

7. 12 встроенных трансформаторов тока, позволяющих в большинстве случаев отказаться от применения выносных трансформаторов тока наружной установки.

8. Взрыво и пожаробезопасность. Условия выбора и проверки выключателя на стороне СН приведены в таблице 4

Таблица 4-Выбор выключателей на стороне 35 кВ.

Расчётные данные	Каталожные данные ВГБЭ-35 - 12,5-УХ1	Условия выбора
Uуст = 35 кВ	Uном = 35 кВ	Uуст Uном
Iр форс= 215 А	Iном= 630 А	Iном> Iр форс
iу = 4,24 кА	iдин = 35 кА	iу iдин
Bк = 8,71 кА2с	I2терtтер = 12,52 3 = 468 кА2с	Bк I2терtтер

Полное время отключения выключателя составляет 0,07 секунд.

Проверим выключатель:

По номинальному напряжению:

U_уст =35 кВ = U_ном= 35 кВ

По току максимального режима:

I_{р. форс} = 215 А< I_ном=630 А

По электродинамической стойкости:

i_у =4,24 кА< i_дин=35 кА

Производим проверку выключателя по тепловому импульсу.

Определяем тепловой импульс от тока к. з.:

где: t_отк= t_{рз max}+ t_ов=1,5 + 0,07=1,57 С где:

t_ов = 0,07 - полное время отключения выключателя, С.

t_{рз max} = 1,5 - максимальное время действия релейной защиты, С;

= 1,65 - периодическая составляющая тока короткого замыкания на

шинах 35 кВ, кА;

Т_а = 0,02 - постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ, С;

Условие термической стойкости будет иметь вид:

В_К I²_тер* t_тер

где: I_тер = 12,5 кА; t_тер=3 с - ток и время термической стойкости выключателя.

Тогда:

В_К = 4,33 кА² *с I²_тер*t_тер =12,5²*3=468 кА² *с

По всем параметрам выключатель нам подходит.

Для установки со стороны 10 кВ. принимаем комплектное распределительное устройство серии К-01Э на рабочее напряжение 10 кВ с выключателями типа ВБЭ-10-31,5/3150, устанавливаемые в закрытых помещениях.

Комплектное распределительное устройство напряжением 6 - 10 кВ. серии К-01Э предназначено для приема и распределения электрической энергии переменного трехфазного тока промышленной частоты 50 Гц и напряжением 6 - 10 кВ.

КРУ серии К-01Э применяются в качестве распределительных устройств 6 - 10 кВ., в том числе и распределительных устройств трансформаторных подстанций, включая комплектные трансформаторные подстанции (блочные) 35/6 - 10 кВ, 110/6-1 - кВ, 110/35/10 кВ, для электрических сетей промышленности, сельского хозяйства, электрических станций и железнодорожного транспорта.

Шкафы КРУ предназначены для работы внутри помещения климатическое исполнение У3 или Т3.

При необходимости применения КРУ серии К-01Э в помещениях с температурой окружающего воздуха ниже минус 25⁰С, в шкафах КРУ предусматривается установка обогревательных элементов, обеспечивающих нормальные температурные условия работы комплектующей аппаратуры. Данные нагреватели включаются автоматически при понижении температуры ниже минус 25⁰ С.

КРУ серии К-01Э соответствуют ГОСТ 14693-90.

КРУ поставляется отдельными шкафами с элементами для стыковки шкафов в распредустройств, также КРУ может поставляться транспортными

блоками до трех шкафов в блоке со смонтированными в пределах блока соединениями главных и вспомогательных цепей.

КРУ серии К-01Э рассчитаны на двухстороннее обслуживание.

Шкафы КРУ унифицированы и независимо от схем электрических соединений главной цепи имеют аналогичную конструкцию основных узлов и одинаковые габаритные размеры.

Условия выбора и проверки выключателя на стороне НН приведены в таблице 5

Таблица 5-Выбор выключателей на стороне 10 кВ.

Расчётные данные	Каталожные данные ВЧБЭ-10 - 20	Условия выбора
Uуст = 10 кВ	Uном = 10 кВ	Uуст Uном
Iр форс= 715 А	Iном= 1000 А	Iном> Iр форс
iу = 6,54 кА	iдин = 51 кА	iу iдин
Bк = 494,29 кА2с	I2терtтер = 202 3 = 1200 кА2с	Bк I2терtтер

Полное время отключения выключателя составляет 0,05 С.

Проверим выключатель: по номинальному напряжению:

U_уст =10 кВ = U_ном= 10 кВ

По току максимального режима:

I_{р. форс} = 715 А< I_ном=1000 А

По электродинамической стойкости:

i_у =6,54 кА< i_дин=51 кА

Производим проверку выключателя по тепловому импульсу.

Определяем тепловой импульс от тока к. з.

где: t_отк= t_{рз max}+ t_ов=4,0 + 0,05 =4,05 С где:

t_ов = 0,08 - полное время отключения выключателя, С;

t_{рз max} = 4,0 - максимальное время действия релейной защиты, С;

= 2,55 - периодическая составляющая тока короткого замыкания на

шинах 10 кВ, кА;

Т_а = 0,02 - постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ, С;

Условие термической стойкости будет иметь вид:

В_К I²_тер* t_тер где:

I_тер = 20 кА; t_тер=3 с - ток и время термической стойкости выключателя.

Тогда:

В_К = 26,47 кА² *с I²_тер*t_тер =20²*3= 1200 кА² *с

По всем параметрам выключатель нам подходит.

Выбор разъединителей.

На стороне ВН принимаем разъединители серии РГН - 110/1000 У1 (таблица 6)

Таблица 6

Расчетные данные	Паспортные данные	Условия выбора
UУСТ =110 [кВ]	UНОМ =110 [кВ]	UНОМ > UУСТ
IР. ФОРС =68,9 [А]	IНОМ = 1000 [А]	IНОМ > IР. ФОРС
iУ = 2,81 [кА]	iДИН = 80 [кА]	iДИН > iУ

На стороне СН принимаем разъединители серии РЛНД-35/1000 (таблица 7).

Таблица 7

Расчетные данные	Паспортные данные	Условия выбора
UУСТ =35 [кВ]	UНОМ =35 [кВ]	UНОМ > UУСТ
IР. ФОРС = 215 [А]	IНОМ = 1000 [А]	IНОМ > IР. ФОРС
iУ = 4,24 [кА]	iДИН = 40 [кА]	iДИН > iУ

Выбор измерительных трансформаторов тока.

На стороне 110 кВ трансформатора к установке приняты выносные трансформа-торы тока типа ТФЗМ110-У1. Каталожные данные трансформатора в соответствии с таблицей П4.5 / 7/сведены в таблицу 8

Таблица 8-Условия выбора трансформатора тока на стороне 110 кВ

Условия выбора	Расчётные параметры цепи	Каталожные данные
Uуст ? Uном	Uуст = 110 кВ	Uном = 110 кВ
Iутж ? I1, ном	Iутж = 109 А	I1, ном = 100 А
Вк ?	Вк =0,65 кА2 · с
z2 ? z2, ном	z2 = 0,59 Ом	z2, ном = 0,8 Ом

Вторичную нагрузку ТФЗМ 110-1-100/5 составляет амперметр типа Э-365 и счётчики активной и реактивной энергии.

Рисунок 9-Схема включения измерительных приборов на стороне ВН.

Для определения мощности, потребляемой измерительными приборами составим таблицу 9

Таблица 9-Вторичная нагрузка трансформатора тока.

Прибор	Тип	Потребляемая мощность, кВА
		А	В	С	N
Амперметр	Э - 365	-	-	-	0,5
Счётчик активно/реактивный	"Меркурий-230A (R)"	0,5	-	0,5
Итого	0,5	-	0,5	0,5

Сопротивление приборов определяем по наиболее загруженной фазе N:

(35/7/)

Сопротивление контактов принимаем r_к=0,1 Ом, так как в схеме ТА на пути фаза - ноль обтекается током более трёх приборов.

Допустимое сопротивление проводов при схеме соединения, указанной на рисунке 9:

Ом (36/7/)

Определяем расчётное сечение провода при длине провода в один конец примерно 60 метров и м - при установке измерительных приборов в двух фазах.

(37/7/)

К установке принят контрольный кабель марки КВВГ сечением q_cтанд. = 4,0 мм². Определяем действительную нагрузку на ТА:

Ом (38/7/)

Все условия проверки выполнены. Следовательно, трансформатор выбран верно.

На напряжение 35 кВ выбраны трансформаторы тока типа ТФЗМ 35. Каталожные данные трансформатора в соответствие с таблицей П4.5 / 7/сведены в таблицу 10

Таблица 10-Условия выбора трансформатора тока на стороне 35 кВ

Условия выбора	Расчётные параметры цепи	Каталожные данные ТФЗМ-35У1
Uуст ? Uном	Uуст = 35 кВ	Uном = 35 кВ
Iутж ? I1, ном	Iутж = 264 А	I1, ном = 300 А
iу ? Iн, дин	iу = 4,57 кА	Iн, дин = 62 кА
Вк ? IТ2 · tТ	Вк = 5,04 кА2 · с	IТ2 · tТ = 102 · 3 = 300 кА2·с
z2 ? z2, ном	z2 = 0,62 Ом	z2, ном = 0,8 Ом

Рисунок10 - Схема включения измерительных приборов на стороне СН.

Вторичную нагрузку трансформатора тока составляют приборы, перечень которых в соответствии с таблицей 4.11/8/приведён в таблице 11

Таблица 11-Вторичная нагрузка ТВ35

Прибор	Тип	Потребляемая мощность, кВА
		А	В	С	N
Амперметр	Э - 365	-	-	-	0,5
Счётчик активно/реактивный	"Меркурий-230A (R)"	0,5	-	0,5
Итого	0,5	-	0,5	0,5

Сопротивление приборов определяем по наиболее загруженной фазе N:

Сопротивление контактов принимаем r_к=0,1 Ом, так как в схеме ТА на пути фаза - ноль обтекается током более трёх приборов.

Допустимое сопротивление проводов при схеме соединения, указанной на рисунке 10:

Ом

Определяем расчётное сечение провода при длине провода в один конец примерно 40 метров и м - при установке измерительных приборов в двух фазах.

К установке принят контрольный кабель марки КВВГ сечением q_cтанд. = 2,5 мм². Определяем действительную нагрузку на ТА:

Ом

Все условия проверки выполнены. Следовательно, трансформатор выбран верно.

На стороне 10 кВ трансформаторы тока входят в комплект оборудования шкафов КРУ. Для КРУ серии К-01Э приняты трансформаторы тока типа ТЛК-10. Каталожные данные приведены в таблице 11.

Таблица 12-Выбор трансформатора тока типа ТЛК-10 У3 на вводных ячейках

Условия выбора	Расчётные параметры цепи	Каталожные данные
Uуст ? Uном	Uуст = 10 кВ	Uном = 10 кВ
Iутж ? I1, ном	Iутж = 715 А	I1, ном = 1000 А
Вк ? IТ2 · tТ	Вк = 27,25 кА2 · с	IТ2 · tТ = 162 · 3 = 768 кА2·с
z2 ? z2, ном	z2 = 0,57 Ом	z2, ном = 1,2 Ом

Рисунок 11 - Схема включения измерительных приборов на стороне НН.

Вторичная нагрузка ТЛК-10 У3 в соответствии с таблицей 4.11/8/сведены в таблице 13.

Таблица 13-Вторичная нагрузка ТЛК-10 У3

Приборы	Тип прибора	Нагрузка фазы, ВА
		А	В	С
Амперметр	Э-365		0,5
Варметр	Д-335	0,5		0,5
Ваттметр	Д-335	0,5		0,5
Счётчик активно/реактивный	Альфа	Менее 3,6 Вт
Итого	6,1

Сопротивление приборов определяем по наиболее загруженной фазе N:

Сопротивление контактов принимаем r_к=0,1 Ом, так как в схеме ТА на пути фаза - ноль обтекается током более трёх приборов. Допустимое сопротивление проводов при схеме соединения, указанной на рисунке 10:

Ом

Определяем расчётное сечение провода при длине провода в один конец примерно 4 метра и м - при установке измерительных приборов в двух фазах.

К установке принят контрольный кабель марки КВВГ сечением q_cтанд. = 2,5 мм². Определяем действительную нагрузку на ТА:

Ом

Все условия проверки выполнены. Следовательно, трансформатор тока выбран верно.

Выбор измерительных трансформаторов напряжения.

На напряжении 110 кВ предварительно выбраны трансформаторы напряжения типа НАМИ - 110-УХЛ1. Каталожные данные приведены в соответствии с таблицей 5.13/6 /.

Условия выбора:

U_уст = 110 кВ ? U_ном = 110 кВ,

S_2У = 61,756 ВА ? S_2H = 400 ВА

где S_2H = 450 ВА - номинальная мощность измерительного трансформатора в классе точности 0,5.

Вторичная нагрузка трансформатора НАМИ - 110 - УХЛ1 приведена в таблице 13 Перечень приборов в соответствии с таблицей 4.11/8 /.

Таблица 14-Вторичная нагрузка трансформатора напряжения НАМИ-110-УХЛ1

Приборы	Тип прибора	Мощность одной обмотки	Число обмоток	cos ц	sin ц	Число приборов	Общая потребляемая мощность
							Р, Вт	Q, Вар
Вольтметр	Э-365	2	1	1	0	1	2
Датчик регистра-тора аварийных параметров	АУРА	10	1	1	0	1	10
Ваттметр	Д-335	1,5	2	1	0	1	3
Варметр	Д-335	1,5	2	1	0	1	3
Счётчик активно/реактив.	Меркурий-230А/R	2	2	0,38	0,925	2	8	19,48
Итого							38	48,68

Полная мощность вторичной нагрузки трансформатора напряжения:

.

где P_2У и P_{2У -} суммарная активная и реактивная нагрузка трансформатора напряжения.

.

Условия проверки выполнены, следовательно, трансформатор напряжения выбран верно.

На напряжение 35 кВ предварительно выбран трансформатор напряжения типа НАМИ-35-УХЛ1.

Условия выбора:

U_уст = 35 кВ ? U_ном = 35 кВ,

S_2У = 57,731 ВА ? S_2H = 360 ВА.

Вторичная нагрузка трансформатора приведена в таблице 14 Перечень приборов в соответствии с таблицей 4.11/8 /.

Таблица 15-Вторичная нагрузка трансформатора напряжения НАМИ-35-УХЛ1

Приборы	Тип прибора	Мощность одной обмотки	Число обмоток	cos ц	sin ц	Число приборов	Общая потребляемая мощность
							Р, Вт	Q, Вар
Вольтметр	Э-365	2	1	1	0	1	2
Ваттметр	Д-335	1,5	2	1	0	1	3
Варметр	Д-335	1,5	2	1	0	1	3
Счётчик активно/реактив	Меркурий-230А/R	2	2	0,38	0,925	2	8	19,48
Продолжение таблицы 15
Датчик регистра-тора аварийных параметров	АУРА	3	1	1	0	1	3
Итого							31	48,68

Полная мощность вторичной нагрузки трансформатора напряжения:

.

Условия проверки выполнены, следовательно, трансформатор напряжения выбран верно.

На напряжение 10 кВ измерительные трансформаторы напряжения входят в комплект оборудования шкафов КРУ.

Для КРУ типа К-104 приняты трансфор-маторы напряжения типа НАМИТ-10-УХЛ2.

Условия выбора:

U_уст = 10 кВ ? U_ном = 10 кВ,

S_2У = 134,7 ВА ? S_2H =200 ВА в классе точности 0,5.

Полная мощность вторичной нагрузки:

Вторичная нагрузка трансформатора приведена в таблице 15 Перечень приборов в соответствии с таблицей 4.11/8 /.

Таблица 16-Вторичная нагрузка трансформатора напряжения НАМИТ-10-УХЛ2

Приборы	Тип прибора	Мощность одной обмотки	Число обмоток	cos ц	sin ц	Число приборов	Общая потребляемая мощность
							Р, Вт	Q, Вар
Вольтметр	Сборн. шина	Э-365	2	1	1	0	1	2
Ваттметр	Ввод 10 кВ от трансформатора	Д-335	1,5	2	1	0	1	3
Варметр		Д-335	1,5	2	1	0	1	3
Счётчик активно/реактивный		Меркурий-230	2	2	0,38	0,925	1	4	9,74
			3	2	0,38	0,925	1	6	14,6
Счётчик активно/реактивный	Линии 10 кВ	Меркурий-230	2	2	0,38	0,925	4	16	38,9
			3	2	0,38	0,925	4	24	58,4
Итого							58	121,6

Выбор устройств защиты от перенапряжений.

От атмосферных и внутрених перенапряжений трансформаторы защищают ограничителями перенапряжений (ОПН - ограничитель перенапряжения нелинейный).

Установка ОПН необходима на вводах силовых трансформаторов, подключенных к воздушным ЛЭП. При этом не допускается установка между разрядников и вводом силового трансформатора коммутационных аппаратов. ОПН также устанавливаются в нейтралях силовых трансформаторов в тех слу-чаях, когда для ограничения токов нулевой последовательности применяют разземление нейтрали.

ОПН имеют значительное преимущество перед разрядниками, которое заключается в следующем:

- высокая эффективность защитных действий;

- большая энергетическая прочность при ограничении перенапряжений от грозовых воздействий и при включениях;

- стойкость к динамическим перенапряжениям;

- высокая эксплуатационная устойчивость и надежность;

- приспособленность к работе в условиях загрязненности;

- простой монтаж и эксплуатация, так как применение нестарящихся варисторов допускает не проводить профилактические испытания и контроль токов проводимости в эксплуатации;

- устойчивость к актам вандализма.

Для защиты оборудования на стороне 110 кВ. принимаем ограничитель перенапряжения типа ОПНп - 110/420/86 - 24-III-УХЛ1 со структурой обозначения параметрами:

ОПН - ограничитель перенапряжения нелинейный;

П - полимерная изоляция;

110 - для сетей класса напряжения 110 кВ.;

620 - амплитуда испытательного прямоугольного импульса длительностью 2000 мкс, А;

86 - наибольшее длительно допустимое рабочее напряжение ограничителя (действующее значение), кВ;

24 - номинальный разрядный ток, кА;

УХЛ - климатическре исполнение;

1 - категория размещение.

Для защиты оборудования на стороне 35 кВ. принимаем ограничитель напряжения типа ОПНп - 35/40,5-10 - III - УХЛ1, со следующей структурой обозначения и параметрами:

ОПН - ограничитель перенапряжения нелинейный;

п - полимерная изоляция;

35 - для сетей класса напряжения 35 кВ.;

40,5 - предельно допустимое рабочее напряжение, кВ;

III - категория помещения;

УХЛ1 - климатическое исполнение.

10 - номинальный разрядный ток, кА;

Для защиты оборудования на стороне 10 кВ. принимаем ограничитель перенапряжения типа ОПН - П - 10/11,7/10 (II) - УХЛ1 со следующими параметрами:

- номинальное напряжение сети 10 кВ.;

- длительно допустимое рабочее напряжение 11,7 кВ.;

2.6 Выбор и расчёт уставок микропроцессорных устройств РЗА трансформаторов ПС Холмск - Южная

2.6.1 Общие уставки

Выбору подлежат:

Iном ВН - номинальный вторичный ток стороны ВН, соответствующий его номинальной мощности, А;

Iном СН - номинальный вторичный ток стороны СН, соответствующий его номинальной мощности, А;

Iном НН - номинальный вторичный ток стороны НН, соответствующий его номинальной мощности, А;

Группа ТТ ВН - группа сборки цифровых ТТ на стороне ВН;

Группа ТТ СН - группа сборки цифровых ТТ на стороне СН;

Группа ТТ НН - группа сборки цифровых ТТ на стороне НН;

Размах РПН - размах регулирования РПН.

Уставки выбираются исходя из реально возможного диапазона регулирования РНП, в этом случае номинальным высшим напряжением будет считаться середина реально используемого размаха РПН. Реально используемый диапазон регулирования составит:

115 * (1 - 0,16) … 126 кВ

В данном случае крайнее высшее напряжение ограничено не положением РПН, а наибольшим допустимым для данной ступени напряжения. В этом случае серединой диапазона будет являться:

(96,6+ 126) / 2 = 111,3 кВ

Далее произведем выбор основных уставок устройства РЗА "Сириус-Т":

Таблица 17-Выбор общих уставок УРЗА "Сириус-Т"

Наименование параметра	Числовое значение для стороны
	111,3	38,5	11
Номинальный первичный ток	53	165	550
nТТ	100/5	300/5	1000/5
Вторичный ток в плечах защиты, А	2,65	2,75	2,75

2.6.2 Дифференциальная отсечка (ДЗТ-1)

Согласно [23] уставка должна выбираться из двух условий:

- отстройки от бросков токов намагничивания силового трансформатора;

- отстройки от максимального первичного тока небаланса при внешнем КЗ.

Отстройка от броска тока намагничивания осуществляется минимальной уставкой, которая с большим запасом перекрывает данное условие. Производителем рекомендуется использовать минимальную уставку Iдиф/Iном = 4.

Отстройка от тока небаланса при внешнем КЗ будет соблюдена при выполнении условия:

(39/9/)

где: К_отс - коэффициент отстройки, равный 1,2;

К_нб (_{1) -} отношение амплитуды первой гармоники тока небаланса к приведённой амплитуде сквозного тока КЗ, принимается равным 0,7;

I_{скв. макс -} отношение максимального сквозного тока на стороне ВН (у нас I_ПО1) к номинальному току этой стороны.

Отстройка отсечки от внешних КЗ на стороне СН будет равна:

Отстройка отсечки от внешних КЗ на стороне НН будет равна:

Принимаем минимальную уставку, равную 4.

Видно, что уставка, выбранная по отстройке от внешнего КЗ значительно выше уставки, выбранной по отстройке от броска тока намагничивания.

2.6.3 Дифференциальная защита трансформатора (ДЗТ-2)

Тормозная характеристика защиты приведена на рисунке 12, она построена в относительных единицах, т.е. токи приведены к номинальному току стороны ВН.

Выбору подлежат: I_д1/I_ном - базовая уставка ступени; К_торм - коэффициент торможения; I_т2/_Iном - вторая точка излома тормозной характеристики; I_дг2/I_дг1 - уставка блокировки от второй гармоники.

Базовая уставка определяет чувствительность рассматриваемой ступени защиты. Следует принимать минимально возможную уставку, поэтому I_д1/I_ном = 0,3

Рисунок 12 - Тормозная характеристика дифференциальной защиты.

К_торм должен обеспечить несрабатывание ступени при сквозных токах, соответствующих второму участку тормозной характеристики.

Расчётный ток небаланса согласно [23] состоит из трёх составляющих:

I_{нб. расч} = (К_пер * К_одн * е + ДU_рпн + Дf) * Iскв (40/9/)

где:

К_пер= 2,0 - коэффициент, учитывающий переходный режим;

К_одн= 1,0 - коэффициент однотипности ТТ;

е = 0,1 - относительное значение полной погрешности ТТ;

ДU_рпн= 0,16 - диапазон регулирования РПН;

Дf = 0,04 - коэффициент, учитывающий метрологические неточности.

Расчётный ток небаланса будет равен:

I_{нб. расч} = (2,0 * 1,0 * 0,1 + 0,16 + 0,04) * 1240/53 = 51,48

Коэффициент снижения тормозного тока:

К_{сн. т} = 1 - 0,5 * (К_пер * К_одн * е + ДU_рпн + Дf) =1-0,5• (2,0 * 1,0 * 0,1 + 0,16 + 0,04) = 0,8 (41/9/)

Коэффициент торможения:

=

(42/9/)

Вторая точка излома тормозной характеристики для трансформаторов несущих в значительной части двигательную нагрузку согласно рекомендации завода-изготовителя принята I_т2/_Iном = 2

В этом случае необходимо проверить, что точка 1 излома характеристики не заходит за точку 2:

I_т1/I_ном = (I_т2/I_ном) * 100/К_торм = 0,3 * 100/60 = 0,5 (43/9/)

0,5 < 2,0 - следовательно, условие выполняется.

Уставка блокировки от второй гармоники Iдг2/Iдг1 на основании опыта фирм, давно использующих такие защиты принимается равной I_дг2/I_дг1 = 0,15

2.6.4 Сигнализация небаланса в плечах защиты (ДЗТ-3)

Согласно рекомендации завода-изготовителя следует принять уставки:

Iд/Iном = 0,1; tсз = 10 с.

2.6.5 Защита от перегрузки

Согласно [23] уставка сигнала от перегрузки выбирается по условию:

I_сз = К_отс * I_ном / К_в (44/9/)

При этом номинальный ток Iном следует принимать на 5% больше с учётом возможного его увеличения при регулировании напряжения [23]. На основании вышеизложенного:

I_сз = 1,05 * 53/0,95 = 58,58 А = 59 А

13.1.7 Проверка чувствительности.

По ПУЭ чувствительность диффзащиты трансформатора должна быть больше 2,0:

(45/9/)

2.6.6 Выбор уставок устройства защиты "Сириус-3УВ"

Микропроцессорное устройство защиты "Сириус-3УВ" имеет в своём составе трёхступенчатую МТЗ, однако в данном случае все три ступени будут использоваться с одной уставкой.

Уставка срабатывания МТЗ на стороне 110 кВ определяется по выражению:

I_сз = К_отс * k_зап * I_{раб. макс} / k_в (46/9/)

где k_зап - коэффициент, учитывающий самозапуск двигателей нагрузки, принятый равным 2,5. В этом случае ток срабатывания защиты равен:

Iсз = 1,2 * 2,5 *68,9/0,95 = 217,57 = 218 А

Время срабатывания защиты больше на ступень селективности III ступени дистанционной защиты питающей линии, принятой tсз = 2,0 с, тогда время срабатывания МТЗ:

tсз = 2,0 + 0,3 = 2,3 с

Чувствительность при КЗ на шинах 6 кВ должна быть не меньше 1,5:

(47/9/)

3. Технологическая часть

3.1 Назначение, характеристики и устройство разъединителей 110 кВ

Одним из важнейших мероприятий, обеспечивающих безопасность проведения работ в электроустановках, является использование для отключения электрических цепей аппарата, обеспечивающего видимый разрыв электрической цепи. Разъединители относятся к таким аппаратам. Они не имеют дугогасительных устройств, поэтому ими нельзя отключать токи, при которых на контактах образуется электрическая дуга. Такая дуга разрушает разъединитель и ближайшее к нему оборудование, может перекрыть фазы и привести к короткому замыканию. Электрическая дуга опасна для обслуживающего персонала.

Разъединители изготавливаются для внутренних и наружных электроустановок. Разъединители в установках напряжением свыше 1000 В предназначены для отключения электрических цепей при отсутствии нагрузки, для отключения и включения холостого хода трансформаторов, а также для переключения с одной системы шин на другую без разрыва электрической цепи.

Разъединитель - высоковольтный коммутационный аппарат, предназначенный для разъединения и переключения отдельных участков электрических цепей при отсутствии в них тока; создаёт видимый разрыв электрической цепи. Разъединители применяются в высоковольтных распределительных устройствах, главным образом для обеспечения безопасности профилактических и ремонтных работ на отключенных участках. В отдельных случаях с помощью разъединителей отключают небольшие токи (например, токи намагничивания трансформаторов небольшой мощности или токи ненагруженных линий небольшой длины).

Разъединители применяют также для секционирования шин и переключения электрических линий с одной системы шин распределительного устройства на другую.

Разъединитель состоит из подвижных и неподвижных контактов, укрепленных на изоляторах. Для приведения в действие подвижного контакта используется изолятор, с помощью которого он сочленяется с приводом.

Разъединители различают:

- по роду установки (внутренние, наружные);

- по числу полюсов (однополюсные, трёхполюсные и др.);

- по способу управления (ручные, дистанционные).

В электрических сетях напряжением 110 кВ применяют разъединители с подвижным контактом типа пантографа и с неподвижным контактом, укрепленным на проводе (шине).

Для предотвращения ошибочных операций применяют механические, электрические или комбинированные блокировочные устройства, предотвращающие отключение или включение разъединителя, когда соответствующий высоковольтный выключатель находится в положении "включено". Разъединители должны обладать способностью длительно пропускать номинальный ток нагрузки, а также высокой термической и динамической устойчивостью (стойкостью) при сквозных токах короткого замыкания.

3.2 Эксплуатация разъединителей 110 кВ

Перед включением разъединителя в работу после длительного простоя или текущего ремонта необходимо:

Проверить чистоту поверхности изоляторов, убедиться в отсутствии трещин и сколов;

Проверить затяжку резьбовых и крепёжных деталей, наличие термоиндикаторов в месте подключения ошиновки;

Проверить наличие смазки на открытых трущихся частях и резьбовых соединениях;

Проверить наличие смазки на контактных частях разъединителя;

Проверить наличие и состояние заземления разъединителя и привода.

Проверить контактное нажатие в разъёмных контактах главных и заземляющих ножей;

Проверить работоспособность и правильность действия блокконтактов цепей электрической блокировки и сигнализации;

Убедиться в правильной работе механической блокировки между валом главных ножей и валом заземляющих ножей;

Произвести несколько контрольных включений и отключений разъединителя с целью проверки правильности работы привода и вхождения в контакты главных и заземляющих ножей.

Подготовка к работе после монтажа и капитального ремонта.

Подготовка разъединителей к работе после окончания монтажных или ремонтных работ производится как и в процессе текущей эксплуатации, но в этом случае предварительно необходимо выполнить испытания и измерения в объёме, соответствующем требованиям действующих "Норм испытаний электрооборудования" ГКД 34.20.302-2002. (Приложение №1).

Разъединитель может быть введен в работу при положительном результате проверок и соответствии результатов испытаний требованиям действующих " Норм испытаний электрооборудования”.

Для поддержания разъединителя в работоспособном состоянии в течение всего периода эксплуатации необходимо регулярно проводить его техническое обслуживание.

Устанавливаются следующие виды планового технического обслуживания разъединителей:

Технический осмотр

Профилактический контроль

Текущий ремонт

Капитальный ремонт.

Кроме того, в процессе эксплуатации может проводиться внеплановое техническое обслуживание, обусловленное появлением в межремонтные периоды неисправностей разъединителя.

Ниже приведен общий порядок профилактического контроля и ремонтов разъединителей. В дополнение к описанному порядку и объему работ необходимо пользоваться технической документацией на ремонт и обслуживание конкретного вида разъединителя.

Технический осмотр. Осмотр проводится без отключения разъединителя от сети. При внешнем осмотре необходимо проверять:

Отсутствие повреждений, следов коррозии;

Состояние изоляторов (отсутствие трещин и сколов фарфора, загрязнений, следов перекрытий и т.п.)

Отсутствие посторонних предметов, влияющих на работу разъединителя

Состояние контактных соединений и заземлений

Отсутствие нагрева контактов (визуально по термоиндикаторам). При необходимости проверяется парафиновой свечой или пирометром "Икар"

Состояние привода заземляющих и главных контактных ножей

Состояние блокконтактов привода

Отсутствие посторонних шумов при работе разъединителя

Отсутствие разрядов, коронирования.

Осмотр разъединителя должен производиться:

На подстанциях с постоянным дежурством персонала - не реже 1 раза в 3 суток и, кроме того, в темноте - не реже 1 раза в месяц.

На подстанциях без постоянного дежурства персонала - не реже 1 раза в месяц, в соответствии с картой-графиком работы оперативного персонала.

Внеочередные осмотры необходимо проводить после воздействия токов короткого замыкания, при неблагоприятной погоде (сильный туман, мокрый снег, гололёд, резкое снижение температуры и т.п.) или усиленном загрязнении.

О всех замеченных неисправностях должны быть произведены записи в журнал дефектов и неполадок с оборудованием и сообщено вышестоящему инженерно-техническому персоналу. Замеченные неисправности должны устраняться в кратчайший срок.

Профилактический контроль.

Профилактические испытания производить, как правило, при текущих и капитальных ремонтах разъединителя, находящегося в эксплуатации, в целях проверки состояния изоляции и контактной системы разъединителя и одновременно проверки качества выполнения ремонта.

При необходимости профилактические испытания осуществляются в межремонтный период при внеплановом техническом обслуживании.

Профилактические испытания проводить в объёме, предусмотренном действующими нормами испытаний электрооборудования.

3.3 Организация ремонта разъединителей на 110 кВ

Текущий ремонт

Для проведения текущего ремонта разъединитель необходимо выводить из работы. Текущий ремонт разъединителей наружной установки производится 1 раз в год, разъединителей внутренней установки 1 раз в 3 - 4 года.

При текущем ремонте выполняется следующий основной объем работ:

Внешний осмотр разъединителя, выявление дефектов, определение объема работ. Замер переходного сопротивления.

Проверка состояния главных ножей с ламелями (осмотр, очистка контактных выводов, деталей головок, ножей, ламелей, смазка).

Проверка состояния главных ножей без ламелей (осмотр, очистка контактных выводов, деталей головок, ножей, правка их, зачистка накладок от оплавлений, смазка).

Проверка состояния опорных и поворотных колонок изоляторов (осмотр, очистка изоляторов, армированных швов, проверка плавности их вращения, смазка подшипников).

Проверка состояния привода, блокировки (подтяжка болтовых соединений, смазка, регулировка). Проверка работы привода.

Проверка состояния приводного механизма (осмотр, очистка тяг, рычагов, смазка, регулировка).

Контрольная обтяжка болтовых соединений разъединителя, привода, проверка заземления).

Восстановление антикоррозийного покрытия - удаление ржавчины, покраска, восстановление расцветки фаз.

Регулировка разъединителя (фиксация положения подвижных контактов в отключенном и включенном состоянии, регулировка давления и плавности хода).

Измерение переходного сопротивления контактов.

Проверка состояния заземляющего ножа (осмотр, проверка, очистка), смазка контактов, шарнирных соединений, регулировка, измерение переходного сопротивления.

Опробование работы разъединителя.

Капитальный ремонт

Капитальный ремонт разъединителей в первый раз необходимо проводить в сроки, указанные в технической документации завода-изготовителя, а в дальнейшем - разъединителей наружной установки 1 раз в 4 года, разъединителей внутренней установки - по мере необходимости.

При капитальном ремонте выполняется следующий основной объем работ:

Внешний осмотр разъединителя, выявление дефектов, определение объема работ.

Разошиновка разъединителя.

Разборка контактных ножей, губок гибких связей, пружин кожухов.

Дефектация и ремонт контактной системы.

Дефектация и ремонт изоляторов поворотных колонок, замена дефектных изоляторов.

Дефектация и ремонт, смазка подшипникового узла. Сборка, проверка работы подшипников.

Дефектация и ремонт заземляющих ножей.

Дефектация, разборка и ремонт механизма привода. Смазка, сборка и регулировка.

Измерение сопротивления изоляции.

Общая сборка разъединителя, установка.

Контрольная обтяжка.

Проверка работы заземляющих ножей.

Покраска разъединителя.

Ошиновка разъединителя.

Измерение переходного сопротивления контактов, в том числе заземляющих ножей.

Опробование работы разъединителей.

Полностью смонтированные и отрегулированные разъединители всех напряжений испытываются в следующем объеме:

Контроль внешнего состояния.

Изоляторы, которые имеют на ребрах поверхностные сколы, разрешается вводить в эксплуатацию после восстановительного ремонта, при условии не превышения площади и глубины допустимых сколов, указанных в таблице 18.

Таблица 18 - Площадь и глубина поверхностных сколов на ребрах изоляторов, которые подлежат восстановительному ремонту.

Площадь внешней поверхности изолятора, дм2	36-60	60-175	175-270	270-360	360-450	450-800	800-1400	более 1400
Суммарная площадь допустимых сколов на изоляторе, мм2	100	100	150	150	200	200	200	300
Допустимая глубина скола, мм	2	3	3	3	3	3	3	4

Изоляторы с низким качеством армировки разрешается вводить в эксплуатацию после восстановительного ремонта при условии не превышения объему (в двух фланцах) поверхностного выкрышивания цементной вязки 10 см².

Отклонение колонки изолятора от вертикали не должно превышать 2 мм.

Измерение сопротивления изоляции.

Измерение сопротивления изоляции тяг из органических материалов выполняется мегомметром на напряжение 2,5 кВ. Сопротивление изоляции должно быть не менее приведенных в таблице 19.

Таблица 19-Сопротивление изоляции подвижных и спрямительных частей, выполненных из органических материалов.

Вид испытания	Сопротивление изоляции, Мом, на номинальное напряжение, кВ.
	3 - 10	15 - 150
При первом включении	1000	3000
В эксплуатации	300	1000

Измерение сопротивления изоляции многоэлементных изоляторов выполняется мегомметром на напряжение 2,5 кВ при температуре воздуха не менее плюс 5С, а во время монтажа изоляторов - непосредственно перед установкой изоляторов. Сопротивление каждого изолятора должно быть не менее 300 МОм.

Измерение изоляции вторичных цепей выполняется мегомметром на напряжение 1 кВ. Сопротивление изоляции во время приемо-сдаточных испытаний должно быть не менее 10 Мом и 1 Мом - во время капитального ремонта.

Испытание изоляции повышенным напряжением промышленной частоты.

3.1 Испытание опорных одноэлементных изоляторов выполняется в течении 1 минуты, значение испытательного напряжения приведено в таблице №4.

Таблица 20 - Значение испытательного напряжения приведено

Номинальное напряжение фарфорового опорного изолятора, кВ	6	10	20	35	110
Испытательное напряжение, кВ	32	42	88	100	205

Вновь установленные многоэлементные изоляторы необходимо испытывать повышенным напряжением 50 кВ промышленной частоты, которое прикладывается к каждому элементу изолятора в случае, если сопротивление изоляции меньше указанного в п.2.2.

Испытание изоляции вторичных цепей производится напряжением 1,0 кВ в течении 1 минуты.

Значения сопротивления постоянному току контактной системы должны соответствовать нормам завода-изготовителя, а при их отсутствии - данным, приведенным в таблице 21.

Таблица 21-Допустимые значения сопротивления постоянному току контактной системы разъединителя.

Тип разъединителя	Номинальное напряжение, кВ	Номинальный ток, А	Допустимые значения сопротивления, мкОм
РЛН	35-220	600	220
Другие типы	Все классы напряжения	600	175
		1000	120
		1500-2000	50

Измеренные вытягивающие усилия подвижных контактов из неподвижных при обезжиренных контактных поверхностях должны соответствовать нормам завода-изготовителя, а при их отсутствии - данным таблицы №22.

Таблица 22-Допустимые значения вытягивающих усилий подвижных контактов из неподвижных для разъединителей.

Тип аппарата	Номинальное напряжение, В	Номинальный ток, А	Допустимые значения вытягивающего усилия, Н (кгс)
			для одного	на одну пару ламелей
			главного ножа	главных ножей	заземляющих ножей
РЛНД	110	1000	176-196 (18-20)

Проверка работы разъединителя производится путем выполнения пяти операций включения и пяти операций отключения.

Испытание сопротивления стержневых изоляторов на изгиб.

Выполняется в процессе монтажа разъединителей на напряжение 35-110 кВ, опорная изоляция которых состоит из опорно-стержневых изоляторов, усилием, которое составляет 60% наименьшего ломающего для данного типа изоляторов.

Методика проведения механических испытаний опорно-стержневых изоляторов на изгиб:

7.1 Осмотр изоляторов. При обнаружении поверхностных дефектов, снижающих механическую прочность изоляторов, они подлежат отбраковке с составлением соответствующего акта.

7.2 Механические испытания опорно-стержневых изоляторов разъединителей и отделителей 35-110 кВ должны производиться стягиванием двух изоляторов одного полюса аппарата.

В связи с тем, что максимальное изгибающее усилие при включении аппарата действует в сторону ошиновки, испытание на изгиб следует производить при развернутом на 180° положении полуножей разъединителя или отделителя (рис.13).

Рисунок 13-Полюс разъединителя.

На время испытаний изоляторов должны быть отсоединены соединительные тяги и провода.

Для механических испытаний изоляторов рекомендуется применять приспособление (рис.14), которое состоит из хомута 1, стягивающего устройства 2, динамометра 3 и крепежных деталей.

Рисунок 14 - Приспособление для механических испытаний опорно-стержневых изоляторов.

Хомуты надеваются на верхние головки (фланцы) обоих изоляторов одного полюса разъединителя или отделителя таким образом, чтобы стягивающее усилие было приложено к верхним фланцам изоляторов. После закрепления хомутов на фланцах изоляторов и выбора люфтов в стягивающем устройстве к изоляторам прикладывается изгибающее усилие.

Плавным вращением рукоятки стягивающего устройства по показаниям динамометра устанавливается нагрузка, равная 60% минимальной разрушающей (табл.14). Указанная нагрузка должна выдерживаться в течение 15 с. В случае снижения нагрузки в течение этого времени ее следует довести до требуемого значения вращением рукоятки стяжного винта.

Таблица 23-Значения испытательных напряжений опорно-стержневых изоляторов.

Тип изолятора	Минимальное разрушающее усилие, Н (кгс)	Испытательное изгибающее усилие, Н (кгс)
СТ-35	5 000 (500)	3 000 (300)
ОНС-35-500	5 000 (500)	3000 (300)
ОНСУ-35-500	5 000 (500)	3 000 (300)
ОНСУ-П-35-500	5 000 (500)	3 000 (300)
КО-35-С	10000 (1000)	6000 (600)
ОНС-35-2000	20000 (2000)	12000 (1200)
СТ-110	4000 (400)	2400 (240)
УСТ-ПО	4000 (400)	2400 (240)
ОНСМ-110-300	4000 (400)	2400 (240)
ОНС-110-300	4000 (400)	2400 (240)
АКО-110-600	6000 (600)	3 600 (360)
КО-400	10000 (1000)	6000 (600)
ОНС-110-1000	10000 (1000)	6000 (600)
	6 500 (650) *	3 900 (390) *
КО-110-1250	12 500 (1250)	7 500 (750)
КО-110-2000	20000 (2000)	12000 (1200)
ОНС-110-2000	20000 (2000)	12000 (1200)

*Указанные значения относятся к изолятору, испытываемому в перевернутом положении.

7.3 Моментом разрушения изолятора считается его поломка или возникновение трещин в фарфоре, арматуре или армирующей связке, а также возникновение каких-либо других нарушений целостности изолятора или появление внутренних (невидимых снаружи) повреждений, сопровождающихся сильным треском или резким снижением показаний измерительных приборов.

4. Экономическая часть

4.1 Расчет технико-экономических показателей подстанции

4.1.1 Установленная мощность трансформаторных подстанций

n

S_Т = ? S_Тi =S_Т1+ S_Т2 +…. + S_Тn МВА, (48/6/)

i=1

где S_{Тi -} суммарная номинальная мощность трансформаторов, установленных на i-й подстанции, МВА.

S_Т = 2•10 = 20 МВА.

4.1.2 Мощность сети в условных единицах.

Производственная мощность предприятий электрических сетей определяется объемом работы, который зависит от уровня напряжения сети, типа и количества оборудования, протяженности линий электропередачи и других факторов, измеряемых в условных единицах.

Система условных единиц составлена с учетом фактической средней обеспеченности электросетей средствами механизации и транспорта и ремонтно-производственными базами.

Номенклатура позиций условных единиц электросетей ограничена наиболее существенным и трудоемким оборудованием.

Трудозатраты по обслуживанию и ремонту зданий и сооружений не выделяются отдельно и учтены по всей номенклатуре позиций условных единиц. Объем предприятий электрических сетей в условных единицах определяется суммированием условных единиц отдельных элементов.

N^сети_{у. е.} = N^ЛЭП _уе + N^ПС_уе + N^Т_уе + N^В_уе+ N^{ОД, КЗ}_уе +…., (49/6/)

где N^ЛЭП _уе - объем линий электропередачи в условных единицах. Определяется в зависимости от вида линии, протяженности, уровня напряжения, конструктивного исполнения и материала опор по приложениям 1, 2 или 3.

N^ПС_уе - объем подстанций в условных единицах. Определяется уровнем высшего напряжения (ВН) подстанции по пункту 1 приложение 4.

N^Т_{уе -} объем силового трансформатора в условных единицах. Определяется уровнем ВН по пункту 2 приложения 4.

N^В_уе - объем выключателей в условных единицах. Определяется по п. п.3,4,6 приложения 4.

N^{ОД, КЗ}_уе - объем отделителей с короткозамыкателями в условных единицах. определяется по пункту 5 приложения 4.

Аналогично определяется объем другого оборудования ПС по приложению 4.

Расчет объема электрической сети ведется в виде таблицы. (См таблицу 24)

N^сети_{у. е.} = 386 у. е.

Таблица 24-Расчет объема оборудования подстанций

Наименование оборудования ПС	Уровень напряжения, кВ	Количество ПС или ед. оборудования	Норматив, у. е.	Объем, у. е.
Подстанция	110	1	105	105
Силовой трансформатор	110	2	7,8	15,6
Элегазовый выключатель	110	5	14	70
Элегазовый выключатель	35	5	6,4	32
Элегазовый выключатель	10	9	3,1	27,9
Отделитель	110	10	9,5	95
Отделитель	35	8	4,7	37,6
Двухтрансформаторная КТП собстенных нужд	10	1	3	3
Итого по всем ПС и оборудованию сети	386

4.1.3 Суммарный максимум активной нагрузки потребителей

Суммарный максимум активной нагрузки сети определяется суммированием нагрузок с шин НН или СН всех подстанций, входящих в рассчитываемую сеть

n

Р^сети_max? =? P_maxi = P_max1 + P_max2 +…. + P_maxn МВт (50/6/)

i=1

где P_maxi - максимальная активная нагрузка с шин НН или СН ПСi, МВт.

Р^сети_max? =9,9 МВА.

4.1.4 Годовой полезный отпуск электроэнергии

n

W^сети_отп=? P_maxi•T_maxi, МВт ч. (51/6/)

I=1

где T_maxi - годовое число часов использования максимума активной нагрузки потребителя, питающегося с шин Пс_i, ч.

W^сети_отп=9,9•5200=51480 МВт ч.

4.1.5 Потери мощности в электрической сети

Потери мощности в электрической сети складываются из потерь мощности в линиях электропередачи и трансформаторах подстанций:

?Р^сети_maxУ =?Р^ВЛ_maxУ+?Р^КЛ_maxУ+?Р^Т_maxУ МВт, (52/6/)

где ?Р^ВЛ_maxУ - суммарные потери мощности в воздушных линиях электропередачи в режиме максимальных нагрузок, МВт;

?Р^КЛ_maxУ - суммарные потери мощности в кабельных линиях электропередачи в режиме максимальных нагрузок, МВт;

?Р^Т_maxУ - суммарные потери мощности в трансформаторах в режиме максимальных нагрузок, МВт.

Потери мощности в линиях электропередачи не рассчитываются в связи с отсутствием исходных данных.

Потери мощности в трансформаторах определяются по формуле

?Р^Т_{max i} = n•?Р_{XX i}+•?Р_{к i}• (S_нагрi/ S_номТi) ² МВт, (53/6/)

где n - количество параллельно включенных трансформаторов на ПС_i;

?Р_{XX i} - потери холостого хода в трансформаторе ПС_i, МВт, принимаются по приложению 10. ?Р_{XX i} = 0.014

?Р_{к I} - потери короткого замыкания в трансформаторе ПС_i, МВт, принимаются по приложению 10. ?Р_{к I} = 0,06

S_нагрi - суммарная максимальная нагрузка с шин НН ПС_i, МВ•А;

S_номТi - номинальная мощность одного трансформатора, установленного на данной ПС_i, МВ•А.

?Р^Т_{max i} = 2•0,017+0,5•0,076• (9,9/10) ² = 0,071 МВт

4.1.6 Среднегодовые потери в электрической сети

Среднегодовые потери в электрической сети складываются из среднегодовых потерь электрической энергии в линиях электропередачи и трансформаторах подстанций

?W^сети_У = ?W^ВЛ_У+?W^КЛ_У+?W^Т_У МВт•ч, (53/6/)