Реконструкция подстанции "Сорокино" 110/10/10

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Целью данного диплома - создание проекта реконструкции подстанции «Сорокино» на основе прогрессивных технических решений.

Необходимость реконструкции подстанции вызвана физически и морально устаревшим парком оборудования, при эксплуатации которого растет день ото дня риск аварий на подстанции, а значит и нарушения снабжения ее потребителей, среди которых есть и потребители І категории.

При проектировании реконструкции подстанций руководствовался действующими нормативными документами, указанными в приложении №2 в «Нормах технологического проектирования подстанций переменного тока 35-750 кВ (далее - НТП ПС)» как и самими «НТП ПС». Также использовались такие нормативные источники как Концепция технической политики ОАО «МОЭСК» (от приказа ОАО РАО «ЕЭС России» с 12.11.04 г. №660) и Техническая политика ОАО «МРСК Центра» (от приказа ОАО «ФСК ЕЭС» от 26.10.2006 г. №270 р/293 р). Все вышеперечисленные документы созданы в соответствии и утверждены компанией ОАО «ФСК ЕЭС».

При проектировании подстанции (далее - ПС) должно быть обеспечено: 1. Надежное и качественное электроснабжение потребителей. 2. Внедрение передовых проектных решений, обеспечивающих соответствие всего комплекса показателей подстанций современному мировому техническому уровню. 3. Высокий уровень технологических процессов и качества строительных и монтажных работ. 4. Экономическая эффективность, обусловленная оптимальным объемом привлекаемых инвестиций и ресурсов, используемой земли и снижением эксплуатационных затрат. 5. Соблюдение требований экологической безопасности и охраны окружающей среды. 6. Ремонтопригодность применяемого оборудования и конструкций. 7. Передовые методы эксплуатации, безопасные и удобные условия труда эксплуатационного персонала.

Проект ПС выполняется на расчетный период (5 лет после ввода в эксплуатацию) с учетом перспективы ее развития на последующие не менее 5 лет.

Основные требования к ПС нового поколения: 1. Компактность, комплектность и высокая степень заводской готовности. 2. Надежность работы ПС посредством применения электрооборудования современного технического уровня. 3. Удобство проведения осмотра, технического обслуживания и ремонта; 4. Безопасность эксплуатации и обслуживания. 5. Создание ПС без обслуживающего персонала с дистанционным управлением. 6. Комплексная автоматизация, обеспечивающая создание интегрированной системы управления технологическими процессами с подсистемами релейной защиты и автоматики, коммерческого учета электроэнергии, мониторинга состояния оборудования, диагностики и управления оборудованием. 7. Обеспечение резервируемыми цифровыми каналами связи для передачи сигналов управления и информации о состоянии электрооборудования на диспетчерский пункт, в том числе, диспетчерскими голосовыми каналами. 8. Экологическая безопасность.

Устанавливаемый комплекс оборудования и устройств на ПС: - Силовое высоковольтное оборудование. - Устройства Релейной защиты и автоматики (РЗиА). - Устройства Противоаварийной автоматики (ПА). - Устройства Автоматизированной системы управления технологическими процессами (АСУ ТП). - Устройства автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ). - Устройства системы диспетчерского и технологического управления (АСДТУ). - Устройства системы диагностики и программно-технические комплексы обеспечение систем автоматической системы технического учета (АСТУ). Весь выше перечисленный комплекс оборудования и устройств должен быть аттестован в установленном ОАО «ФСК ЕЭС» порядке.

Срок службы оборудования, применяемого при новом строительстве и реконструкции подстанций, должен быть не менее 25 лет (силовых трансформаторов не менее 30 лет, аккумуляторов не менее 20 лет).

Технические требования при строительстве или реконструкции ПС.

РУ 35-220 кВ:

1. Применение закрытых РУ 35-220 кВ, в том числе, модульного контейнерного исполнения, а так же КРУЭ 110-220 кВ в крупных городах или стесненных условиях. Открытое исполнение РУ применять в остальных случаях. 2. В целях сокращения площадей ПС отдать предпочтение жесткой ошиновке. Применение гибкой ошиновки разрешаеться. 3. Самодиагностика и прогрессивные технологии обслуживания основного электрооборудования;

4. Электрическая схема РУ должна соответствовать [4].

5. Компоновка ОРУ должна предусматривать возможность перехода к более сложной схеме (при наличии перспективы расширения ПС).

Запрещаются: Схемы первичных соединений ПС 35-220 кВ с отделителями и короткозамыкателями, а также с беспортальным приемом ВЛ.

РУ 6-10 кВ:

1. Закрытое исполнение, в том числе, с ячейками модульного типа на базе вакуумных выключателей.

2. Использование сухих трансформаторов собственных нужд.

3. Гибкая архитектура ячейки с компактной и безопасной компоновкой функциональных элементов устройства.

4. Для защиты от коротких замыканий внутри шкафов КРУ должны быть предусмотрены как релейная (логическая), так и клапанная дуговые защиты, в случае недостаточной чувствительности одной из применяемых дуговых защит применяются другие типы защит (фототиристорная, с применением световодов, оптическая и т.п.).

5. Оснащение устройствами РЗиА, аппаратами телеуправления, телесигнализации и приборами для определения наличия мест междуфазных однофазных замыканий на землю в линии 6-10 кВ, установленными вне ячеек РУ (отдельная панель (набор панелей) устройств РЗиА, вынесенная в отдельное помещение или на противоположную сторону РУ), с единым микропроцессорным модулем управления, контролирующим работу устройств РЗА на всех присоединениях.

6. Схема РУ 6-20 кВ не должны предусматривать наличие более двух секций.

Обязательное к применению силовое высоковольтное оборудование ПС:

1. Силовые трансформаторы 35-220 кВ:

- Применение встроенной системы непрерывного мониторинга состояния без вывода в ремонт трансформатора.

- Применение высоковольтных вводов с твердой изоляцией (RIP). - Оснащение РПН и ее микропроцессорными блоками управления.

- Оснащение АРНТ (автоматическими регуляторами напряжения).

2. Выключатели 110 кВ и выше:

- В климатических зонах с минимумом температур ниже (- 45)⁰С должны использоваться элегазовые баковые выключатели с подогревом. В остальных случаях - элегазовые колонковые выключатели. - При наличии потребителей І категории ПС применять для элегазовых выключателей пружинный привод и электродвигатель постоянного тока.

3. Разъединители 110 кВ и выше:

- Применять разъединители горизонтального - поворотного типа с электроприводом рабочих и заземляющих ножей с наличием защитной блокировки между ними.

- Комплектование высокопрочными фарфоровыми или полимерными опорными изоляторами.

- Применение стойкого антикоррозионного покрытия стальных деталей на основе горячей или холодной оцинковки.

Запрещаются: Разъединители типа РЛНД на всех уровнях напряжения.

4. Выключатели 6-10 кВ:

- Использовать на всех уровнях РУ 6-10 кВ выключатели одного производителя с линейкой параметров до I_НОМ = 3150 А. - Совместимость с микропроцессорными устройствами РЗиА различных производителей. Не рекомендуются к применению: Электромагнитные, пневматические и гидравлические приводы для высоковольтных выключателей. Запрещаются: Воздушные и масляные выключатели на всех уровнях напряжения.

5. Измерительные трансформаторы тока (ТТ) и напряжения (ТН):

- Пожаро- и взрывобезопасность.

- ТТ должны иметь не менее трех вторичных обмоток. Три обмотки для защит отходящих линий, а четыре - для защит вводов трансформатора.

- Классы точности измерительных обмоток 0,2 и 0,2S для коммерческого учета.

- ТТ на напряжениях до 35 кВ (включительно) должны быть литыми. - Антирезонансные ТН на всех уровнях напряжения РУ.

6. Дугогасящий реактор (ДГР) для компенсации емкостных токов:

- Масляные или сухие (ПС закрытого типа) только с плавной регулировкой тока настройки.

- Рекомендуется использование комбинированных ДГР с подключаемым специальным трансформатором (ТДГР) в одном корпусе. - Оснащение системой автоматической настройки тока компенсации и устройством.

- Установка ДГР на каждой секции РУ 6-10 кВ.

- За схему соединения обмоток ТДГР принять Y₀ /Д -11.

7. Ограничители перенапряжения (ОПН): - Устанавливать ОПН с датчиком тока импульсов срабатывания и возможностью измерения токов утечки под рабочим напряжением в сетях напряжением 35-110 кВ. - Применять ОПН на основе оксидно-цинковых варисторов, с полимерной изоляцией, взрывобезопасного исполнения категории А. Запрещаются: Трубчатые и вентильные разрядники на всех уровнях напряжения.

8. Трансформатор собственных нужд (ТСН): - Использовать сухие ТСН. При соответствующем обосновании - масляные герметичные ТСН марки ТМГ, ТМГСУ. При этом вводы трансформаторы не должны быть маслонаполненными. - Наличие автоматических устройств защиты масла. - Установка ТСН в комплектном виде двухтрансформаторной ПС (обозначение - 2КТП). - За схему соединения обмоток ТСН принять . - В РУ 0,4 кВ прокладывать только изолированные проводники, а защиту обеспечивать автоматическими выключатели. Запрещаются: Мачтовые и КТП шкафного типа с вертикальной компоновкой оборудования. Масляные трансформаторы марки ТМ.

Опорно-стержневая изоляция ПС: С целью предотвращения поломки опорно-стержневых изоляторов (ОСИ) разъединителей и ошиновки (шинных мостов) устанавливать полимерные изоляторы вместо фарфоровых. Запрещаются: полимерные изоляторы - серии ЛП и ЛПИС с оболочкой полиолефиновой композиции.

Воздушная линия (ВЛ) 110 кВ и выше для питания ПС: - В качестве провода ВЛ использовать марку АС или термостойкие провода марок АССС (АССR), AERO-Z. - Создание необслуживаемых воздушных линий путем применения эффективных систем защиты ВЛ от гололедных и ветровых воздействий, грозовых перенапряжений, вибрации и пляски проводов (тросов). - Применение грозозащитных тросов (ГТ) с антикоррозийным покрытием сечением не менее 70 мм². - Монтаж волоконно-оптического кабеля (ВОК). Рекомендуется исполнение ОКГТ - оптический кабель, встроенный в грозозащитный трос.

Кабельные линии (КЛ) от РУ НН ПС: - Прокладывать кабель с изоляцией только из сшитого полиэтилена (далее - кабель из СПЭ-изоляцией), не распространяющего горение, низким выделением токсичных газов «Внг-LS». - Экранирование из медных проволок с заземлением с двух сторон. - Для защиты КЛ, проложенных в земле, от механических повреждений применять полимерную плиту марок ПКЗ 24х48 и ПКЗ 36х48.

1. Характеристика действующей ПС «Сорокино»

1.1 Положение в Единой энергетической системе

Подстанция «Сорокино 110/10/10 кВ была введена в эксплуатацию в далеком 1968 году. Местоположение подстанции - Юг московской область, г. Кашира, окраина восточной части города. Начиная с 1 апреля 2005 года, подстанция находиться в распоряжении сетевой организации ОАО «МОЭСК» и ее территориального филиала - «Южные электрические сети». Подстанция имеет порядковый номер №525. ПС «Сорокино» по своему назначению является районной понизительной.

Из рисунка видно, что питание ПС осуществляется двумя отпайками в виде ВЛ марки АС - 240/39 на напряжении 110 кВ. Отпайки длиной 10 км соединяется с транзитной линией «Каширская ГРЭС - проходная подстанция «Ожерелье». Таким образом, ПС «Сорокино» является ответвительной.

Схема питания ответвительной ПС «Сорокино»

1.2 Анализ существующей схемы электрических соединений, элементов подстанции и техническия решения по замене устаревшего оборудования

РУ высшего напряжения 110 кВ выполнено в открытом виде (ОРУ), а РУ низшего напряжения 10 кВ - в комплектных ячейках (КРУ) в закрытом здании ЗРУ.

Схема соединения ОРУ-110 кВ является нестандартной, то есть не соответствует [4]. Современный аналог действующей схемы - типовая схема «110-4Н» (Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линии).

Коммутационные аппараты на ОРУ-110 кВ: отделители и короткозамыкатели. Заменить в ходе реконструкции на элегазовые выключатели и разъединители горизонтально-поворотного типа с электроприводом. ТТ типа ТФЗМ-110Б - III заменить на предлагаемые в отдельном разделе диплома оптоэлектронные комбинированные измерительные трансформаторы (ТТ и ТН в одном устройстве). Вместо вентильных разрядников типа РВМГ со стороны 110 кВ установить полимерные ОПН.

Возможен демонтаж проводов питающей ВЛ 110 кВ марки АС 240/39. Монтаж и установка нового грозозащитного троса со встроенным оптическим кабелем типа ОКГТ.

На ПС установлены два силовых трансформатора типа ТРНДЦН-40000/110 с эффективно-заземленной нейтралью. Срок службы истек - подлежат замене.

Выводы низших обмоток трансформаторов защищаются вентильными разрядниками РВО-10. Заменить в ходе реконструкции на ОПН-10.

Схема соединения КРУ-10 кВ представляет собой две системы сборных шин, секционированные выключателями. В нормальном режиме - раздельная работа двух систем шин. Секционные выключатели с устройством автоматического ввода резерва (АВР). На ПС установлены ячейки КРУ серии КРУ-2-10. Коммутационные аппараты ячеек КРУ: маломасляные выключатели ВМПЭ-10/2000 (вводной на секции; секционные) и ВМПЭ-10/630 (отходящие фидера). Измерительные трансформаторы в ячейках КРУ: ТТ типов ТШЛ-10 (ячейка ввода на секции) и ТПОЛ-10 (ячейки фидеров). ТН типа НАМИ-10-66 совместно с ОПН-10ф в отдельных ячейках на всех 4 секциях РУ 10 кВ. Ячейки КРУ-2-10 почти выработали свой срок службы, поэтому принято решение не просто заменить их начинку (маломасляные выключатели, блоки РЗиА и т.п.), а приобрести новые КРУ полной заводской комплектации.

Число установленных ячеек КРУ на подстанции равно - 37: Количество отходящих линий фидеров - 23. Кол-во ячеек совместных ТН типа НАМИ и ОПН - 4. Кол-во ячеек вводных выключателей секций - 4. Кол-во ячеек с секционными выключателями - 2. Кол-во резервных ячеек - 4.

Некоторые кабели отходящих фидеров имеют бумажно-масляную изоляцию (кабели с б/м изоляцией), поэтому в ходе реконструкции будут заменены на кабели из СПЭ-изоляцией с некоторым увеличением проводимостей.

Для питания собственных нужд ПС установлены два трансформатора типа ТСМА-250/10. Соединяются на ответвлении между выводами низших обмоток силовых трансформаторов и вводными выключателями на шины 10 кВ. Такое соединение выполнено вследствие применения на ПС переменного оперативного тока. Сеть собственных нужд имеет напряжение 380/220 В с заземленной нейтралью. Шины 380/220 В секционированы автоматами с устройством АВР. Сроки служб ТСН истекли, и они подлежат замене.

1.3 Потребители ПС «Сорокино»

1. Каширские городские электрические сети (ГорЭС).

2. Каширские распределительные электрические сети (РЭС).

3. ООО «Каширский кирпичный завод».

4. ОАО «Каширский литейный завод - Центролит».

5. ОАО» Ожерельевский комбикормовый завод».

Рост нагрузок ПС стабильный, вследствии динамичного развития городской инфраструктуры, а также увеличения производственных мощностей подключенных предприятий. Ожидаеться в недалеком будущем и подключение новых крупных потребителей в виде предприятия компании ООО РП «Новотранс».

1.4 Расчетные климатические и геологические условия района ПС

Расчетные климатические и геологические условия района ПС

Климат	умеренный (У)
Температура воздуха:
Среднегодовая	(+6)0С
Максимальная	(+38) 0С
Минимальная	(-42)0С
Степень загрязнения изоляции оборудования	II
Район по гололеду	II (расчетная толщина стенки гололеда 10 мм)
Район по ветру	I (расчетная скорость ветра 25 м/сек)
Район по пляске проводов	I (редкая пляска проводов - 1 пляска в 10 лет)
Район по грозовой деятельности	от 40 до 60 часов

2. Выбор числа и мощности трансформаторов

2.1 Построение графика электрических нагрузок ПС и проверка на устойчивость к систематическим и аварийным перегрузкам

На ПС «Сорокино» установлены два трансформатора типа ТРНДЦН-40000-110/10. Все потребители ПС - со стороны 10 кВ. Имеются потребители 1 категории. Поэтому в ходе реконструкции будут установлены также два трансформатора (применение трех и более трансформаторов экономически неоправданно).

В целях ограничения токов КЗ на низшей стороне, и для более удобного подключения большего числа потребителей - в ходе реконструкции будут установлены также трансформаторы с расщеплением низшей обмотки. Применение РПН - обязательное.

Выбор номинальной мощности трансформаторов начинается с построения графиков электрических нагрузок трансформатора в зимний и летний расчетный день. При построении графиков следует учитывать и работу компенсирующих устройств ПС (синхронные компенсаторы, батареи конденсаторов и другие ИРМ - источники реактивной мощности). В нашем случае установка ИРМ не планируется.

Для построения графика нагрузки в расчетный день используют приборы учета электроэнергии на подстанции, где замеры потребленной активной и реактивной мощности производятся с периодичностью в один час соответственно ваттметром и варметром. В полученных значениях присутствует погрешность различных составляющих: измерительные трансформаторы тока, счетчики, каналы передачи информации измерений. При реконструкции будет усовершенствование система коммерческого учета электроэнергии с целью минимизации этих погрешностей.

В таблице 3.1.1 приведены данные суточных ведомостей нагрузок ПС за расчетные зимний (16.12.10) и летний (17.06.10) дни. Согласно «НТП ПС» при выборе трансформаторов на сооружаемых ПС следует учитывать тенденцию развития мощностей нагрузок подстанции на 25% за отрезок в 5-10 лет. Поэтому исходными для дальнейшего проектирования будут полученные нагрузки с учетом поправочный коэффициента развития К₁₀ =1,25 в таблице (обозначены жирным шрифтом).

Данные суточных ведомостей нагрузок ПС за зимний и летний расчетные дни 2010 года и с учетом коэффициента развития нагрузок в течение 5-10 лет

Время T, часы	SУ.ЗИМА (МВа)	К10 SУ.ЗИМА (МВа)	SУ.ЛЕТО (МВа)	К10 SУ.ЛЕТО (МВа)
0	41.665	52.08	33.33	41.6625
1	42.15	52.68	33.72	42.125
2	38.694	48.36	30.95	38.68
3	37.036	46.3	29.628	37
4	37.52	46.9	30	37.5
5	38.35	47.9	30.68	38.35
6	40.981	51.2	32.78	40.975
7	45.401	56.7	36.32	45.4
8	46.43	58	37.14	46.425
9	49.964	62.4	39.97	49.963
10	50.723	63.4	40.5784	50.723
11	51.207	64	40.96	51.2
12	48.789	61	39.03	48.787
13	47.96	59.8	38.37	47.962
14	51.484	64.3	41.18	51.475
15	54.562	68.2	43.65	54.562
16	55.908	69.8	44.72	55.875
17	53.834	67.2	43.06	53.825
18	54.937	68.6	43.95	54.937
19	54.73	68.4	43.78	54.72
20	53.7	67.1	42.95	53.68
21	53.75	67.5	43	53.75
22	50.65	63.2	40.52	50.67
23	45.816	57.2	36.65	45.812

Из таблицы 3.1.1 видно, что расчетный максимум нагрузки за год приходиться в зимний день в T_MAX.Г =16 час и равен S_MAX.Г = 69.8 МВа. По формуле Илларионова проверю целесообразность номинального напряжения питающей сети 110 кВ:

кВ, (3.1.1)

Где L=10 км - длина отпаек в виде питающих ВЛ. P_MAX.Г = 0,85? (S_MAX.Г =69.8 МВа) = 59,33 МВа - ориентировочная суммарная активная мощность нагрузки.

По формуле (3.1.1) видно, что самое оптимальное напряжение из шкалы стандартных значений U_{ОПТИМ.СТАНД} = U_НОМ.С = 110 кВ.

Значение допустимой аварийной перегрузки для двухтрансформаторной ПС равно 40% относительно номинальной мощности трансформатора, поэтому загрузка каждого из двух трансформаторов в нормальном режиме их раздельной работы выбирается приблизительно K_ЗАГР= 0,7 от максимума нагрузки ПС (S_MAX.Ч =69.8 МВа).

Проверю на нагрузочную способность трансформаторы с действующей номинальной мощностью в 40 МВа по условию:

S_НОМ.Т ? К_ЗАГР ? S_MAX.Ч; (3.1.2)

40 МВа ? 0,7?69,8 МВа=48,86 МВа; (3.1.3)

Условие не выполняется, а значит через 5-10 лет при отказе одного из двух трансформаторов будет наблюдаться аварийная перегрузка оставшегося в работе трансформатора более чем 40%, что запрещено [7]. Для дальнейших расчетов выбираю номинальную мощность трансформаторов на ступень выше, то есть в S_НОМ.Т = 63 МВа каждый.

Тогда условие (3.1.2) выполниться: 63 МВа ? 0,7?69,8 МВа=48,86 МВа;

Проверка нагрузочной способности при систематической перегрузки:

При мощности двух трансформаторов в 63 МВа, а значит, суммарной мощности ПС S_У.ПС =126 МВа никаких систематических перегрузок в течение года не будет, так 126 МВа > S_MAX.Г = 69,8 МВа.

Проверка нагрузочной способности при аварийных перегрузках:

В данном случае в работе находиться один трансформатор мощностью 63 МВа, который (см. рисунок 3.1.1) в некоторые часы зимнего расчетного дня будет работать с некоторой перегрузкой, хоть и менее максимально допустимой в 40%, однако следует проверить будут ли превышать при этом температуры масла и обмоток допустимые значения, установленные [6]. Для дальнейшего расчета буду использовать лишь зимний график нагрузок.

Преобразовываю многоступенчатый график зимней нагрузки (рисунок 3.1.1) в эквивалентный двухступенчатый по износу изоляции. При этом к первой ступени эквивалентного графика S_1.ЭКВ относятся все те ступени нагрузок, когда загрузка трансформатора K_ЗАГР1, а ко второй ступени эквивалентного графика S_2.ЭКВ - ступени нагрузок с K_ЗАГР1.

Время аварийной перегрузки будет с 10 до 12 часов и с 14 до 22 часов зимнего дня, однако для упрощения расчетов беру ступень максимальной перегрузки - с 14 до 22 часов, то есть ровно 8 часов.

МВа; (3.1.4)

МВа; (3.1.5)

Нахожу: K₁ - коэффициент начальной нагрузки, К'₂ - коэффициент максимальной нагрузки, K_MAX - коэффициент максимума графика нагрузки:

; (3.1.6)

; (3.1.7)

; (3.1.8)

В итоге получаю выражение (0.9 ? K_MAX < К'₂), из которого следует что расчетный коэффициент перегрузки будет равен К_2.РАСЧ = К'₂ = 1,13.

Найду табличное значение допустимый коэффициент аварийной перегрузки К_2.ДОП с исходными параметрами:

1. Эквивалентная температура окружающей среды Московской области

х₀=-10С.

2. Ориентировочно выбран трансформатор с системой охлаждения «Д». 3. Время аварийной перегрузки h=8 часов.

4. Коэффициент начальной перегрузки К₁ = 0,853.

В итоге получаю: К_2.ДОП = 1,6.

Условия сравнения К_2.РАСЧ и К_2.ДОП:

Если К_2.РАСЧ К_2.ДОП, то оставшийся в работе трансформатор обеспечивает заданную нагрузку, при этом температуры масла и обмоток не превысят допустимые.

Если К_2.РАСЧ К_2.ДОП, то следует выбрать трансформаторы большей мощности или отключить часть потребителей 3 категории, если они имеются.

В нашем случае К_2.РАСЧ =1,13 К_2.ДОП=1, 6, а значит оставшийся в работе трансформатор обеспечивает заданную нагрузку, при этом температуры масла и обмоток не превысят допустимые.

Выбираю ориентировочно для дальнейших расчетов трансформатор типа ТРДН-63000/110/10.

2.2 Расчет температур масла и обмотки трансформатора при аварийных перегрузках

Для дальнейших расчетов необходима таблица предельных значений температур масла и обмоток, взятая из [6].

Значения предельно допустимых температур масла и обмоток трансформатора средней мощности в зависимости от режима перегрузок

	Режим систематических перегрузок	Режим аварийных перегрузок
Температура масла в верхних слоях	105 0С	115 0С
Температура наиболее нагретой точки обмотки	1400С	1400С

Расчет температуры масла и обмотки трансформатора при аварийной перегрузки начинается с определения превышения температуры масла над температурой окружающей среды в установившемся режиме при загрузке K₁ и К'₂ по выражению:

, (3.2.1)

Где - номинальное значение превышения температуры масла над температурой окружающей среды.

=55 ⁰С для системы охлаждения М и Д (наш рассматриваемый случай).

b = 4.9 - отношение потерь короткого замыкания (245 кВт) к потерям холостого хода (50 кВт) в выбранном трансформаторе.

X = 0.9 - показатель степени для системы охлаждения М и Д.

В итоге получаю для K₁=0.88 и T₁=15 часов:

; (3.2.2)

Для К'₂=1.066 и T₂=9 часов:

; (3.2.3)

Далее рассчитываю превышение температуры масла над температурой окружающей среды в переходном режиме по выражению:

, (3.2.4)

Где - начальное для данной ступени нагрузки превышение температуры масла над температурой окружающей среды.

- установившееся для данной ступени нагрузки превышение температуры масла над температурой окружающей среды.

Т - расчетный период нагрева.

=3 часа - постоянная времени нагрева трансформатора с системой охлаждения М и Д.

Расчет для эквивалентной ступени (смотри рис 3.1.2 - S_2.ЭКВ=67.1 МВа).

==;

=;

Для Т=14,5 часов: ;

Для T=20 часов: ; Для Т=23 часов: ;

В момент времени 23:00 вторая загруженная ступень кончается, и из расчетов очевидно, что после 9 часов длительности ступени температура масла достигает своего максимального значения:

; (3.2.5)

Расчет для ненагруженной эквивалентной ступени (смотри рис 3.1.2 - S_1.ЭКВ=55.5 МВа).

==;

== ;

Для T=24 часа (0 часов): ;

Для Т=5 часов: ;

Для Т=10 часов: ;

Для Т=14 часов: ;

В момент 14:00 заканчивается ненагруженная первая эквивалентная ступень и начинается вторая, с которой мы и начали расчет температуры масла. Вследствие перехода к нагруженной ступени, температура масла опять будет расти в течении 9 часов, поэтому именно в момент около 14 часов и достигается минимум температуры масла:

; (3.2.6)

Чтобы получить абсолютную температуру масла в какой либо момент времени необходимо суммировать соответствующую ему температуру масла над окружающей средой и саму эквивалентную температуру окружающей среды х₀ (х₀ = (-10)С для г. Кашира). Для проверки допустимости абсолютной температуры масла возьму ее максимальное значение в момент T=23 часа:

; (3.2.7)

Сравниваю полученное значение со значением 115⁰С из таблицы 3.2.

Вывод: Максимально возможная в течение эксплуатации абсолютная температура масла (49,83⁰С) не превышает предельно допустимое значение, указанное в [6].

Далее рассчитаю превышение температуры обмотки над температурой масла при коэффициенте загрузки K₁ и К'₂ по выражению:

, (3.2.8)

- номинальное превышение температуры обмотки над температурой окружающей среды.

=23 ⁰С для трансформаторов с системой охлаждения М и Д.

Y= 0,8 - показатель степени для системы охлаждения Д.

; (3.2.9)

; (3.2.10)

Принимаю допущение, что температура обмотки изменяется по тому же закону, что и температура масла. Это значит, что и для расчета температуры обмотки достаточно прибавить к температуре масла рассчитанное значение , т.е.

Найду абсолютную максимальную температуру обмотки соответствующей в момент T=23 часа второй эквивалентной ступени:

; (3.2.11)

Сравниваю полученное значение со значением 140⁰С из таблицы 3.2.

Максимально возможная в течение эксплуатации абсолютная температура обмотки (75,31⁰С) не превышает предельно допустимое значение, указанное в [6].

2.3 Расчет и сравнение потерь электроэнергии на подстанции до и после замены трансформаторов

Потери электроэнергии в трансформаторах складываются из потерь в стали и в обмотках вследствие их нагрева токами.

, (3.3.1)

где - потери электроэнергии в стали трансформатора.

- потери электроэнергии в обмотках трансформатора.

Расчет потерь в устанавливаемых трансформаторах ТРДН-63000/110:

Считая, что трансформаторы не отключаются в течение года, потери в стали для всех типов трансформаторов рассчитываются как

, (3.3.2)

Где n=2 - число работающих на ПС трансформаторов.

- потери холостого хода.

= 8760 часов - число часов работы трансформатора в году.

Считаем нагрузочные потери в обмотках:

+ +,

Где - потери короткого замыкания.

- ступени графика полных мощностей нагрузок в зимний период.

- продолжительность соответствующих ступеней графика зимнего периода.

Z=200 - число зимних суток в году.

- ступени графика полных мощностей нагрузок в летний период.

- продолжительность соответствующих ступеней графика летнего периода.

L=176 - число летних суток в году.

В итоге, суммарные потери электроэнергии равны:

; (3.3.3)

Расчет потерь в прежних трансформаторах ТРНДЦН-40000/110:

Потери в стали:

, (3.3.4)

Где n=2 - число работающих на ПС трансформаторов.

- потери холостого хода.

= 8760 часов - число часов работы трансформатора в году.

Нагрузочные потери в обмотках:

+,

Где - потери короткого замыкания.

- ступени графика полных мощностей нагрузок в зимний период.

- продолжительность соответствующих ступеней графика зимнего периода.

Z=200 - число зимних суток в году.

- ступени графика полных мощностей нагрузок в летний период.

- продолжительность соответствующих ступеней графика летнего периода.

L=176 - число летних суток в году.

В итоге, суммарные потери электроэнергии равны:

; (3.3.5)

Сравнение суммарных потерь электроэнергии в трансформаторах за год до и после реконструкции:

До реконструкции: ; (3.3.6)

После реконструкции: ; (3.3.7)

Сравнивая значения, делаем вывод, что потери электроэнергии в устанавливаемых в ходе реконструкции трансформаторах ТРДН-63000/110 будут меньше, чем были у прежних трансформаторов ТРНДЦН-40000/110.

Таким образом, делаем окончательный выбор трансформаторов в количестве 2 штуки типа ТРДН-63000/110. В таблице 3.3.1 указаны паспортные данные трансформатора.

Паспортные данные силового трансформатора

ТРДН-63000/110-У1	РПН - 9 ступеней (±16%)
Установка - открытая	UK. ВН-НН% =10.5%
SНОМ.ВН = 63 МВа
SНОМ.НН 1,2 = 31.5 МВа
UВН = 115 кВ	Масса - 66,7 тонн
UНН = 10,5 кВ	Производитель: ОАО «Электрозавод» (г. Москва)
Y0 / Д - Д - 11 - 11	Стоимость: 28 млн. рублей

3. Выбор схем электрических соединений РУ ПС

3.1 Основные требования к схемам распределительных устройств

Выбор конкретной схемы соединений РУ при проектировании строительства или реконструкции ПС должен производиться исходя из требований, сформулированных в [1].

Требования к схемам РУ ПС:

1. Надежность снабжения всех ПС и надежность работы прилегающей сети. 2. Удобство эксплуатации, заключающееся в простоте и наглядности схем, снижающих вероятность ошибочных действий персонала, возможности минимизации числа коммутаций в первичных или вторичных цепях при изменении режима работы электроустановки.

3. Техническая гибкость, заключающаяся в возможности приспосабливаться к изменяющимся режимам работы электроустановки, в том числе при плановых и аварийно-восстановительных ремонтах, расширении, реконструкции и испытаниях.

4. Компактность размещения всей ПС.

5. Экологическая чистота окружающей среды.

6. Технически обоснованная экономичность.

7. Возможность автоматизации и дистанционного управления подстанцией, т.е. создания «цифровой» подстанции на основе стандарта МЭК №61250. При этом подстанция будет освобождена от постоянного присутствия обслуживающего персонала.

3.2 Выбор исполнения и схемы РУ напряжением 110 кВ

Размещение действующей ПС удовлетворяет «НТП ПС», поэтому при реконструкции будет выбрана та же площадка.

Исполнение РУ 110 кВ будет открытым (ОРУ) по нескольким причинам: 1. Город Кашира (место размещения) - малочисленный город с достаточной свободной территории. 2. Использование ОРУ более экономично, чем КРУЭ или ЗРУ. 3. Использование ОРУ дает удобства в плане расширения в перспективе. 4. Достаточно благоприятные условия окружающей среды.

Тип ПС - ответвительная. В соответствии с [6] для подобного типа ПС 35-220 кВ, с 4 присоединениями (2ВЛ+2 Т) допускается применять схемы «110-5Н» и «110-5АН» (схемы конфигурации «моста») для обеспечения секционирования. Данное инженерное решение было обосновано большой мощностью трансформаторов (63 МВа) для подобного типа ПС на номинальном напряжении 110 кВ.

Рассматриваемые для выбора схемы ОРУ 110 кВ

Переключения в схеме «110-5Н» при авариях: При аварии на одной из линий (к примеру - Л1) автоматически отключается выключатель (Q1) со стороны поврежденной линии и включается выключатель «моста» Q3. Тогда трансформатор (Т1) начинает получать питание от линии (Л2) и в итоге снабжение всех потребителей ПС продолжается. В случае аварии на одном из трансформаторов (к примеру - Т2) отключение «родного» блочного выключателя (Q2) приводит к отключению трансформатора и питающей линии (Л2). Отключение линии при повреждении трансформатора является недостатком данной схемы.

Рассмотрим схему «110-5АН»:

Особенность схемы «110-5АН» состоит в том, что при аварии в линии автоматически отключается поврежденная линия и трансформатор. При аварии на трансформаторе после автоматических переключений в работе остаются две питающие линии.

Учитывая, что аварии на трансформаторах происходят гораздо реже, чем аварии на линиях-то схема «110-5Н» более предпочтительна в эксплуатации.

Использование ремонтной перемычки в схеме «110-5Н» позволяет осуществлять транзит мощности, что необходимо для транзитных ПС. В нашем случае - ответвительная ПС, поэтому использование ремонтной перемычки нецелесообразно.

Вывод: Для ОРУ 110 кВ выбираю схему «110-5Н» без использования ремонтной перемычки.

3.3 Выбор исполнения и схемы РУ напряжением 10 кВ

РУ 10кВ будет выполнено в комплектных ячейках (КРУ) выкатного исполнения и размещено в двухэтажном кирпичном здании с двускатной крышей из металлочерепицы (ЗРУ). Строительство здания ЗРУ необходимо, так как количество ячеек КРУ превышает установленные [1] 15 штук. Ввод трансформаторов осуществляется через полимерные проходные изоляторы, установленные с внутренней стороне стены здания ЗРУ. Схема соединения РУ (смотри рис. 4.3.1) останется прежней: две системы сборных шин с секционированием, то есть 4 секции.

Секционные выключатели в нормальном режиме работы сети разомкнуты, тем самым, производя раздельную работу секций шин. Это необходимо для снижения значения токов короткого замыкания. Находящегося в отдельном шкафу устройство АВР осуществляет автоматическое управление секционными выключателями и при снижении напряжения на шинах 10 кВ ниже допустимого значения - осуществляет в течение 0,1 - 30 секунд подключение секций шин с помощью замыкания контактов этих выключателей, тем самым, обеспечивая надежность снабжения всех потребителей секций.

Производство ячеек КРУ и монтаж их оборудования (выключатели, ТТ и т.п.) будет осуществлять предприятие ЗАО «Промэнерго» (г. Чебоксары). Выбраны ячейки КРУ серии КРУ-2-10 двухстороннего обслуживания. Использование серии КРУ-2-10 особенно целесообразно на мощных ПС с номинальными токами шин 10 кВ свыше 2 кА, как и данный случай (предварительная оценка).

Технические характеристики КРУ-2-10 на напряжении 10 кВ

Наименование параметра	Значение параметра, исполнение
Номинальное напряжение	10 кВ
Наибольшее рабочее напряжение	12 кВ
Номинальный ток сборных шин, А	630; 1000; 1600; 2000; 3150;
Номинальный ток отключения вакуумного выключателя, встроенного в КРУ:	31,5 кА
Электродинамическая стойкость к токам короткого замыкания шин	81 кА
Напряжение вторичных цепей, В	110; 220 В (постоянный ток) 220 В (переменный ток)
Масса: 1200 кг (с выключателями); 950 кг (с ТН типа НАМИ).
Габариты: 90 см (ширина); 166,4 см (глубина); 238 см (высота).
Производитель: ЗАО «Промэнерго» (г. Чебоксары)

3.4 Выбор схемы СН ПС

Согласно [2] для обеспечения надежной работы устройств РЗиА и всей ПС рекомендуется использовать оперативного постоянного тока. Практика внедрения современных устройств РЗиА на микропроцессорной базе показала: На ПС с напряжением 35кВ и выше не обеспечивается быстродействие дифференциальной защитой силовых трансформаторов.

Практика и показывает внедрение на строящихся и реконструируемых ПС в качестве оперативного тока только постоянный (в крайних случаях выпрямленный). В итоге, выбираю постоянный оперативный ток также.

Согласно «НТП ПС», на всех ПС следует устанавливать как минимум два ТСН. Мощность одного ТСН не должна превышать 630 кВа. Предварительно примем, что СН ПС способный обеспечивать два ТСН (подробный расчет в пункте 6.9). Также согласно «НТП ПС», на ПС с постоянным оперативным током ТСН должны присоединяться через предохранители или выключатели к шинам РУ 6-35 кВ. В целях надежности срабатывания и удобства коммутаций, выбираю коммутацию через выключатель, установленной в ячейке КРУ-2-10.

Шины СН на напряжении 0,4 кВ будут секционированы автоматическим выключателем с устройством АВР. В качестве системы заземления сети 0,4 кВ принимаю систему TN-C-S (пятипроводная: три фазных провода, один провод - нулевой рабочий проводник, один провод - защитный проводник).

На рисунке 4.3.1 изображена схема соединения РУ 10 кВ и СН ПС (при предположении, что удовлетворят питание СН ПС именно два ТСН).



Рис. 4.3.1 Выбранная схема соединений РУ 10 кВ и СН ПС

4. Расчет токов короткого замыкания

4.1 Основные сведения

Расчет токов короткого замыкания (КЗ) необходим для выбора и проверки аппаратов и токоведущих частей ПС на термическую и динамическую стойкость, для выбора и оценки устройств РЗиА. При КЗ ток в месте повреждения резко увеличивается, а значит, происходит сверхдопустимый нагрев проводника, изоляции, что объясняет термическое разрушающее действие КЗ. Также токи КЗ опасны динамическим разрушающим действием (к примеру - сборные шины отдельных фаз). Расчётным КЗ для выбора аппаратов является трёхфазное КЗ, т. к. токи в этом случае имеют максимальные значения, а значит, и влекут за собой максимальное разрушающее действие.

При расчете токов КЗ принимаю допущения: - Расчётное напряжение каждой ступени схемы электроснабжения принимается на 5% выше номинального значения. - КЗ наступает в момент времени, при котором ударный ток КЗ будет иметь наибольшее значение. - Сопротивление места КЗ считается равным нулю (металлическое КЗ). - Не учитываю сдвиг по фазе ЭДС различных источников питания, входящих в расчётную схему. Источник питания принимаю единым в качестве системы (ЕЭС) с бесконечно большой полной мощностью S_СИС = ?. - Не учитываю ёмкости, а, следовательно, емкостные токи в воздушных и кабельных сетях. - Не учитываю токи намагничивания трансформаторов. - Напряжение системы (ЕЭС) остается неизменным. - Полная симметрия трехфазной системы. - Не учитываю увеличение суммарного тока КЗ со стороны электродвигателей более низких уровней напряжения, чем уровень напряжения точки КЗ.

Для проверки чувствительности устройств релейной защиты рассчитывается и минимально возможный ток короткого замыкания, на который защита должна быстро реагировать. Обычно, расчетным здесь является двухфазный ток короткого замыкания с учетом ремонтных режимов сети, при которых отключена часть источников питания и ветвей связи, для того чтобы этот ток КЗ через проверяемую защиту был минимальным.

Для расчета токов КЗ необходимо составить схему замещения рассматриваемой сети, то есть расчетную схему, в которой вводятся все элементы сети электроснабжения, и все электрические и магнитные связи представлены сопротивлениями. Генерирующие источники (в данном случае - система) вводятся в схему замещения соответствующими ЭДС, а пассивные элементы, по которым проходит ток КЗ, индуктивными и, при необходимости (при большой протяженности ЛЭП), активными сопротивлениями. В данном случае с длиной питающих отпаек ВЛ в 10 км можно пренебречь с достаточной для практических расчетов точностью величинами активных сопротивлений схемы замещения.

4.2 Расчет токов трехфазного КЗ

Расчетная схема и схема замещения для расчётов токов КЗ представлены соответственно на рис 5.1 и рис 5.2.

В качестве источника питания (системы) примем ВЛ «Каширская ГРЭС - Ожерелье», к которой присоединяется отпайки в виде ВЛ к ПС «Сорокино» с длиной L_ОТП=10 км. ЭДС системы принимаем равной E_C= ?, а сопротивление X_C= 0. Удельное сопротивление каждой из двух питающих отпаек Х_УД = 0,4 Ом/км.

На рисунке 5.2.1 изображена расчетная схема нахождения токов КЗ. На рисунке 5.2.2 - схема замещения.

Точка К1 - расчетная точка КЗ для стороны 110 кВ. Точка К2 - расчетная точка КЗ для стороны 10 кВ.



Рисунок 5.2.1 Расчетная схема нахождения токов КЗ

трансформатор подстанция электрический оборудование

Рисунок 5.2.2 Схема замещения для нахождения токов короткого замыкания

Расчет тока КЗ в точке К1 на стороне 110 кВ:

Система: S_СИС= ?; X_СИС= 0; U_НОМ.С = 115 кВ.

Воздушая линия:

Ом; (5.2.1)

В итоге, ток периодической составляющей трехфазного КЗ в точке К1 равен:

кА; (5.2.2)

Максимальный ударный ток КЗ в точке К1равен:

кА, (5.2.3)

Где К_У=1,92 - ударный коэффициент тока КЗ в месте РУ ВН ПС с трансформаторами средней мощности [16].

Расчет тока КЗ в точке К2 на стороне 10 кВ:

Система: S_С= ?; X_С= 0; U_НОМ.С= 115 кВ.

Воздушная линия:

Ом, (5.2.4)

Где U_НН.Т = 10,5 кВ - расчетное напряжение ступени КЗ в точке К2.

Трансформатор (с расщепленной низшей обмоткой):

Ом; (5.2.5)

Ом; (5.2.6)

Ом; (5.2.7)

Ом; (5.2.8)

В итоге, ток периодической составляющей трехфазного КЗ в точке К2 равен:

кА;

Максимальный ударный ток КЗ равен:

кА, (5.2.9)

Где К_У =1,85 - ударный коэффициент тока КЗ в месте РУ НН ПС с трансформаторами средней мощности [16].

Максимальные значения токов КЗ на ступенях 110 кВ и 10 кВ для выбора оборудования ПС

Точка расчета КЗ	Место нахождения точки КЗ	Значение периодической составляющей тока трехфазного замыкания IП.О.	Ударный ток трехфазного короткого замыкания IУД
К1	На шинах 110 кВ	16.6 кА	45.07 кА
К2	На шинах 10 кВ	16.17 кА	42.31 кА

5. Выбор оборудования ПС

Для дальнейшего выбора силового оборудования, которое будет установлено на ПС, необходимо подчеркнуть экономическую целесообразность и удобство транспортировки при массовых заказах у единичных производителей. Основная часть силового оборудования будет поставляться компаниями: 1. ЗАО «ГК «Электрощит» - ТМ Самара» (г. Самара). - Вакуумные выключатели 10 кВ и трансформаторы тока нулевой последовательности (ТТНП).

- Разъединитель горизонтально-поворотного типа 110 кВ. - Сухие ТСН и комплектные трансформаторные подстанции (КТПСН). 2. ЗАО «ЗЭТО» (г. Великие Луки). - Элегазовые выключатели колонкового типа 110 кВ - Жесткая ошиновка ОРУ-110 кВ. - Заземлитель наружной установки. - ОПН всех классов напряжения. - Разъединители внутренней установки (КРУ, КТП) 10 кВ.

5.1 Выбор и расчёт питающих ВЛ 110 кВ

Срок службы проложенных проводов отпаечных ВЛ подходит к концу, поэтому их замена также будет проходить в ходе реконструкции. Провода буду применять сталеалюминиевые марки АС в соответвтствии с [2]. При проектировании ВЛ до 500 кВ выбор сечения проводов проводиться по нормированным обобщенным показателям. В качестве таких показателей используются нормированные значения экономической плотности JЭК.

Для нахождения табличного значения JЭК из [7] для неизолированных алюминиевых проводов, необходимо рассчитать время использования максимума нагрузки TMAX:

, (6.1.1)

Где значения P0.ЗИМА и P0.ЛЕТО взяты соответственно за зимний и летний расчетный дни в t0.ЗИМА=0 час и t0.ЛЕТО=0 час. Аналогично берутся и остальные почасовые нагрузки из таблицы 3.1.1 с учетом приближенного cosц = 0.85 и найденного из формулы (3.1.1) PMAX = 59.33 МВа. Значение ТMAX>5000 часов, поэтому JЭК=1 А/мм².

Тогда сечение проводов марки АС:

А, (6.1.2)

Где IР.MAX - расчетный ток в максимальном режиме эксплуатации при SMAX.Г =69,8 МВа. Таким образом, беру ближайшее стандартное сечение провода 400 мм².

Проверка выбранного сечения по другим условия: 1. По механической прочности: Для района ПС (по гололеду - II) сечение провода марки АС должно быть более 35 мм². 2. По условию коронирования: Для UНОМ.С=110 кВ и при одножильном проводе сечение его должно быть более 70 мм². 3. Согласно [2], на территории крупных городов необходимо прокладывать ВЛ с сечением не менее 240 мм² на напряжении UНОМ.С=110 кВ.

4. По нагреву:

; (6.1.3)

, (6.1.4)

Где ток максимального режима равен

.

Поправочный коэффициент для фактической среднегодовой температуры в г. Кашира в 10⁰С равен Kи=1,15. Длительно допустимый ток для провода марки АС и сечения в 400 мм² равен IДОП=825 А.

В итоге, все условия выполняются и окончательно выбираю питающие ВЛ марки АС-400/51. Производитель - ОАО «Электрокабель» (г. Кольчугино).

5.2 Определение необходимости ограничения токов короткого замыкания

Для определения необходимости ограничения токов короткого замыкания посредством установки токоограничивающих линейных или сдвоенных реакторов надо выполнить проверку на термическую стойкость отходящего кабеля фидера с наименьшим сечением (когда все кабели одного типа изоляции) или длительно-допустимым током.

Данные кабелей отходящих фидеров по секциям шин 10 кВ

Секции РУ НН	Кол-во и принадлежность фидеров	Сечение кабелей и длительно допустимые токи	Изоляция кабелей
1 секция (Т-1)	5 фидеров ОАО «Центролит»	95 мм2 / 205 А	Б/м
	1 фидер ОАО «Ожерельевский комбикормовый завод»	95 мм2 / 250 А	СПЭ
	1 фидер «Каширские РЭС»	240 мм2 / 355 А	Б/м
2 секция (Т-2)	3 фидера ОАО «Центролит»	95 мм2 / 205 А	Б/м
	1 фидер ОАО «Ожерельевский комбикормовый завод»	95 мм2 / 250 А	СПЭ
	1 фидер «Каширские РЭС»	240 мм2 / 355 А	Б/м
	1 фидер «Каширские ГорЭС»	240 мм2 / 355 А	Б/м
3 секция (Т-1)	2 фидера ОАО «Центролит»	150 мм2 / 275 А	Б/м
	1 фидер ООО «Каширский кирпичный завод»	95 мм2 / 250 А	СПЭ
	1 фидер «Каширские РЭС»	240 мм2 / 355 А	Б/м
	1 фидер «Каширские ГорЭС»	240 мм2 / 355 А	Б/м
4 секция (Т-2)	3 фидера ОАО «Центролит»	95 мм2 / 205 А	Б/м
	1 фидер «Каширские РЭС»	240 мм2 / 355 А	Б/м
	1 фидер ООО «Каширский кирпичный завод»	95 мм2 / 250 А	СПЭ

Жирным шрифтом в таблице отмечены кабели минимального сечения из всех прочих. Это кабели сечением в 95мм² с Б/м изоляцией. Существуют еще кабели из СПЭ-изоляцией, обладающие также сечением в 95 мм², однако длительно допустимый ток (250 А против 205 А у кабелей с Б/м изоляцией) значительно выше. Принято решение расчет производить для обоих типов кабелей на их термическую стойкость.

Ток термической стойкости для кабелей с Б/м изоляцией:

кА, (6.2.1)

Где C - термический коэффициент, равный 100 кА²с/мм⁴ для U_ном=10кВ. Т_а=0,065 с - постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ в месте РУ НН ПС с трансформаторами средней мощности [16]. t_ОТКЛ = t_ОСН.РЗ + t_{ПОЛН.ВЫКЛ} - полное время протекания тока КЗ до его отключения. t_ОСН.РЗ = 0,01 с - заданное время действия основной РЗ линии. t_{ПОЛН.ВЫКЛ} = 0,05 с - полное время срабатывания выключателя типа ВВУ-СЭЩ-П-10. Именно этот тип выключателей на разные номинальные токи планируется устанавливать в ячейки КРУ-2-10.