Скачать:1361979767_kursovoy.zip [1,05 Mb] (cкачиваний: 15)

Введение

Энергетика является основной отраслью промышленности. Она делиться на электроэнергетику и теплоэнергетику. Электроэнергетика вырабатывает электроэнергию, тепло, пар. Основными потребителями электроэнергии являются различные отрасли промышленности, транспорт, сельское хозяйство, сфера обслуживания. При этом больше всего электроэнергии приходиться на промышленные объекты. Электроэнергия вырабатывается на электростанциях. В зависимости от первичного вида топлива электростанции делятся на три основных типа.

• Тепловые электростанции (ТЭС).
• Гидроэлектростанции (ГЭС).
• Атомные электростанции (АЭС).

Приём, передача и преобразование электроэнергии на трансформаторных подстанциях. Они состоят из трансформаторов или других преобразователей электроэнергии, распределительных устройств, устройств управления и защиты и вспомогательных устройств.

Различают следующие виды подстанций:

• узловая распределительная подстанция
• главная понизительная подстанция
• подстанция глубокого ввода
• трансформаторная цеховая подстанция

Основной задачей энергетики является рациональное и экономное использование электроэнергии, создание более мощных электрических станций.

1 Выбор основного оборудования и схемы выдачи энергии

В курсовом проекте спроектируем подстанцию глубокого ввода. Сущность системы «глубокий ввод» заключается в приближении высшего напряжения к электроустановкам потребителей. В подстанции глубокого ввода, находящейся в центре электрических нагрузок площадок крупных предприятий, заходят высоковольтные линии передачи или кабели напряжение 35, 110 и 220 кВ. На ПГВ устанавливаются понижающие трансформаторы 35-110-220/6-10 кВ.

 От ПГВ энергия передаётся по кабелям 6-10 кВ на цеховые подстанции, максимально приближённые к электроприёмникам  цехов.

 При проектировании электростанций (подстанций) до разработки главной схемы составляются структурные схемы выдачи электроэнергии, на которой показываются функциональные, основные части, установки и связи между ними.

Схема выдачи электроэнергии зависят от типа и мощности станции, состава оборудования и распределения нагрузки между РУ разного напряжения. Одна из наиболее простых структурных схем приема и выдачи электроэнергии на подстанциях изображена на рис. 1.1                                          

Рисунок 1.1 – Схема  приёма и выдачи электроэнергии.

  Электроэнергия от энергосистемы поступает в РУ высокого напряжения подстанции, затем трансформируется и распределяется между потребителями в РУ низкого напряжения.

Достоинством подстанций, выполненных по данной схеме, являются:

1. Надёжность снабжения электроэнергией при коротком замыкании, т.е. выход из строя одного трансформатора не лишает снабжения электроэнергией потребителей.
2. Резервная мощность трансформаторов при их параллельном включении будет значительно меньшей, чем при питании потребителей от одного мощного трансформатора.

3. При подключении в районе энергоснабжения новых потребителей, мощность подстанции может быть увеличена дополнительной установкой одного или нескольких трансформаторов и включением их на параллельную работу.

  ПГВ, ГПП и ЦТП желательно выполнять с числом трансформаторов не более двух. При выборе числа трансформаторов следует иметь ввиду, что сооружение одно трансформаторных подстанций не всегда обеспечивает наименьшие затраты. Если по условиям резервирования питания потребителей необходима установка более одного трансформатора, то нужно стремиться к тому, чтобы число трансформаторов на подстанции не превышало двух.

  Двух трансформаторные подстанции экономически более целесообразны, чем подстанции с одним или большим числом трансформаторов. При сооружении двух трансформаторных подстанций всегда желательно выбирать наиболее простую схему электрических соединений со стороны ВН.

   Все остальные решения (подстанции с тремя и большим числом трансформаторов) являются обычно более дорогими. Однако они могут быть необходимы, когда приходиться строить подстанции для питания потребителей, требующих разные напряжения.

   Примеры однолинейных схем электрических соединений подстанций с двумя трансформаторами приведены на рис. 1.2 (лит.3 стр.5, лит.4 стр.6)

          а)                                                                                         б)

 Рисунок 1.2 – Однолинейные  схемы электрических соединений подстанций с двумя трансформаторами.

1.1   Выбор трансформаторов

Мощность силовых трансформаторов выбирают с учётом экономически целесообразного режима работы и соответствующего обеспечения резервирования питания потребителей при отключении одного трансформатора и того, что нагрузка трансформаторов в нормальных условиях не должна (по нагреву) вызывать сокращения естественного срока службы.

 Выбор мощности трансформаторов проводят по расчётной нагрузке предприятия в целом.

 В зависимости от способа заданой расчётной нагрузки существуют два подхода к выбору номинальной мощности трансформаторов: по известным характерным суточным графикам нагрузок нормальных и послеаварийных режимов и по расчётным максимумам нагрузок для тех же условий.    Надёжность электроснабжения предприятия достигают за счёт установки на подстанции двух трансформаторов. Учитывают также, что в послеаварийном режиме (при отключении одного трансформатора) оставшийся в работе трансформатор обеспечит необходимую нагрузку предприятия.

 Мощность трансформаторов выбирается по расчётной нагрузке 5-го года эксплуатации подстанции, считая с момента ввода первого трансформатора.

 При числе трансформаторов на подстанции  n > 1 мощность каждого из них выбирается по условию:

 ,                                                         (1.1.1)

 ,                                                                                        (1.1.2)

 При отсутствии данных о качестве электроприёмников, их мощности, об удельном потреблении электроэнергии допускается в ориентировочных расчётах определять нагрузку предприятия по формуле:

 ,                                                          (1.1.3)

Полученное значение мощности трансформатора определяется до ближайшего большего стандартного числа.  Учитывая предполагаемое расширение предприятия, а также материальные затраты на сооружение и эксплуатацию электрической установки, дополнительно по стандартному ряду выбирают трансформатор на ступень большей мощности, а затем в ходе технико-экономического сравнения вариантов принимают трансформатор с наименьшими приведёнными затратами. (Лит.1 стр.454)

Определяем нагрузку предприятия по формуле:

                                                          (1.1.3)

где – среднее значение коэффициента спроса для металлургического  завода,

  0,3.

‒ максимальная расчетная нагрузка потребителей,[МВт];

   0,3 · 83 = 24,9 МВт,

Определяем максимальную расчетную нагрузку потребителя по формуле:

 ,                                                                                         (1.1.2)

где ‒ максимальная расчетная мощность потребителей, [МВ·А],

 максимальная расчетная нагрузка потребителей,[МВ·А],

 средний коэффициент мощности, где  0,8.

Определяем мощность трансформаторов по формуле:

                                                              (1.1.1)

где   – максимальная расчётная нагрузка потребителя, [МВт];

– коэффициент участия в нагрузке потребителей первой и второй категории;

 – коэффициент аварийной допустимой перегрузки трансформатора                      ( );         

 – средний коэффициент мощности;

– максимальная расчётная мощность потребителей, [МВ·А].

= (31,1 · 1)/(1,4 · (2-1)) = 22,2 МВ·А,

Полученное значение мощности трансформатора округляем до ближайшего большего стандартного числа: = 25 МВ·А.

Выбираем трансформатор  мощностью 25 МВ·А

ТРДН –25000 / 110 – У1.

                      S_Н = 25 МВ·А;                           ∆P_ХХ = 30 кВт;

                      U_ВН = 115 кВ;                             ∆P_КЗ = 120 кВт;

                      U_НН = 10,5 кВ;                             U_КЗ = 10 %;

                      Цена = 386000000 руб.              I_ХХ = 0,7 %. 

ТРДН – 25000 / 110 – трехфазный трансформатор с расщипленными обмотками, с масляным охлаждением с дутьём и естественной циркуляцией,с регулированием под нагрузкой, номинальной мощностью 25000 кВ·А, напряжением ВН 115 кВ, климатическое исполнение У (умеренный климат), категория размещения 1 (на открытом воздухе).

Выбираем второй трансформатор мощностью 32 МВ·А

ТРДН – 32000 / 110 – У1.

                      S_Н = 32 МВ·А;                            ∆P_ХХ = 40 кВт;

                      U_ВН = 115 кВ;                              ∆P_КЗ = 145 кВт;

                      U_НН = 10,5кВ;                              U_КЗ = 10 %;

                          Цена = 400000000 руб.               I_ХХ = 0,7 %.

ТРДН – 32000 / 110 – трехфазный трансформатор с ращипленными обмотками, с масляным охлаждением с дутьём и принудительной циркуляцией масла , номинальной мощностью 32000 кВ·А, напряжением ВН 115 кВ, климатическое исполнение У (умеренный климат), категория размещения 1 (на открытом воздухе).

1.2 Технико-экономическое сравнение вариантов

Технико-экономический расчёт в энергетике базируется на использовании формулы полных приведённых затрат. В учебном курсовом проекте технико-экономический расчёт производят для выявления наиболее экономически целесообразного варианта мощности силового трансформатора.

     При расчёте сравнивается два варианта силовых трансформаторов с ближайшей (по стандартному ряду) номинальной мощностью и мощностью на ступень выше. Экономически целесообразный вариант, определяемый минимумом затрат.

  ,

Т.к. сравниваемые варианты не сильно отличаются друг от друга по надёжности, то ущерб от недоотпуска электроэнергии можно не учитывать. Тогда формула примет вид:

,                                                                           (1.2.1)         

 Результаты подсчёта капиталовложений приводят в таблице.

Форма составления таблицы сравнения                               Таблица 1.1 

Годовые эксплутационные издержки складываются из ежегодных эксплутационных расходов на амортизацию оборудования  и расходов, связанных с потерями энергии в трансформаторах :

,              

 где  и  – соответственно отчисления на амортизацию и обслуживание, [%]; для оборудования напряжением 35-150кВ   и .

 – потери электроэнергии, [кВт·ч];

 – стоимость 1 кВт·ч потерь электроэнергии [руб./кВт·ч];

Принимаем  руб./кВт·ч;

         Суммарные приведённые потери электроэнергии в двух трансформаторах определяют по формуле:

,                                                                    (1.2.2)

где  – приведённые потери холостого хода трансформатора, учитывающие потери мощности как в самом трансформаторе, так и  потери, создаваемые им в элементах всей системы электроснабжения, в зависимости от реактивной мощности, потребляемой трансформатором.

 – приведённые потери короткого замыкания;

– коэффициент загрузки;

,                                                                        (1.2.3)

где  – потери мощности холостого хода (в расчёте их приближённо принимают равными потерям в стали трансформатора), [кВт];

 – реактивная мощность холостого хода трансформатора, [кВар];

– коэффициент изменения потерь, задаётся энергосистемой для каждого завода в соответствии с его местоположением, [кВт/квар].  

Применяем: кВт/кВар.

,                                                                           (1.2.4)

где  – потери мощности короткого замыкания (приближённо они равны потерям в меди обмоток трансформатора) [кВт];

– реактивная мощность, потребляемая трансформатором при номинальной паспартной нагрузке, [квар].

,                                                                                                     (1.2.5)      

где  – максимальная расчётная нагрузка потребителей, [МВ·А];

 – номинальная мощность трансформатора, [МВ·А].

,                                                                                   (1.2.6)

где  – ток холостого хода трансформатора, [%].

,                                                                     (1.2.7)

где  – напряжение короткого замыкания трансформатора, [%].

Суммарные потери электроэнергии за год:

,                                                                         (1.2.8)

где  – число часов работы трансформатора в году,  [ч].

Принимаем ч.                                                            

Сравнение вариантов расчета.                                                          Таблица1.2

Вариант 1.

• К_З = S_M / (2S_T)= 31,1 / (2 · 25) = 0,62;

2)   ∆Q_Х = S_T ∙ (I_ХХ / 100) = 25000 · (0,7 / 100) = 175 кВар;

3)   ∆Q_К = S_T ∙ (U_К  / 100) = 25000 ∙ (10 / 100) = 2500 кВар;

4)   ∆P′_ХХ = ∆P_ХХ + К_ИП ∙ ∆Q_Х = 30 + 0,05 ∙ 175 = 51,2 кВт;

5)   ∆P′_КЗ = ∆P_КЗ + К_ИП ∙ ∆Q_К = 120 + 0,05 ∙ 2500 = 245 кВт;

6)  Суммарные приведённые потери эл. энергии в двух трансформаторах

 ∆P′_T∑ = 2∆P′_ХХ + 2К_З²  ∙ ∆P′_КЗ = 2 ∙ 38,7 + 2 ∙ 0,62² ∙ 245 = 265,7 кВт;

7)   ∆Э_N∑ = ∆P′_T∑ ∙ Т_В = 265,7 ∙ 8760 = 2327532 кВт∙ч;

8)   U = U_A + U_T = ((P_A + P_O) / 100) · K + β · ∆Э_N∑ · 10 ^{– 3}  =   · 772 + 0,0003·

• 2327532 · = 72.39 млн. руб.

     9)  З₁ = U_I + E_Н · K_I ,

где U ‒ годовые издержки (экспериментальные установки, [руб./год]);

К ‒ капиталовложение на сооружение электрической установки, [ руб.];

‒ нормативный коэффициент эффективности капиталовложений, = 0,12

     = 72,39 + 0,12 · 772 = 165,03 млн. руб.

Вариант 2.

1)   К_З = S_M / (2S_T)= 31,1 / (2 · 32) = 0,48;

2)   ∆Q_Х = S_T ∙ (I_ХХ / 100) = 32000 · (0,7 / 100) = 224 кВар;

3)   ∆Q_К = S_T ∙ (U_К  / 100) = 32000 ∙ (10 / 100) = 3200 кВар;

4)   ∆P′_ХХ = ∆P_ХХ + К_ИП ∙ ∆Q_Х = 40 + 0,05 ∙ 224 = 51,2 кВт;

5)   ∆P′_КЗ = ∆P_КЗ + К_ИП ∙ ∆Q_К = 145 + 0,05 ∙ 3200 = 305кВт;

6)  Суммарные приведённые потери эл. энергии в двух трансформаторах

∆P′_T∑ = 2∆P′_ХХ + 2К_З²  ∙ ∆P′_КЗ = 2 ∙ 51,2 + 2 ∙ 0,48² ∙ 305 = 242,9 кВт;

7)   ∆Э_N∑ = ∆P′_T∑ ∙ Т_В = 242,9 ∙ 8760 = 2127804 кВт∙ч;

8)   U = U_A + U_T = ((P_A + P_O) / 100 ) · K + β · ∆Э_N∑ · 10 ^{– 3} = · 800 + 0,0003·

• 2127804 · = 75,03 млн. руб.

9)   З₂ = U_I + E_Н · K_I = 75,03 + 0,12 · 800 = 171,03 млн. руб. 

    Производим сравнение вариантов:

З₁ = 165,03 млн. руб. < З₂ = 171,03 млн. руб.

Таким образом, экономически целесообразно применить трансформатор, выбранный по первому варианту. Значит, выбираем трансформатор ТРДН – 25000 / 110 – У1 с S_Н = 25 МВ·А.

1.3  Определение количества присоедине- ний

Для принятой схемы выдачи мощности определяется число присоединений в каждом из РУ, которое рассчитывается как сумма числа отходящих к потребителям линий, числа линий связи с системой и числа питающих трансформаторов, подключённых к данному РУ.

,                                                                (1.3.1)

где – число присоединений в РУ;

– число отходящих к потребителям линий;

– число линий связи с системой;

– число питающих трансформаторов, подключённых к РУ.

Тогда количество присоединений на стороне высокого напряжения определяется по формуле:

,                                                                         (1.3.2)

где – количество присоединений в РУ ВН;

– число линий связи с системой;

– число питающих трансформаторов, подключённых к РУ ВН.

А количество присоединений на стороне низкого напряжения в РУ НН определяется по формуле:

,                                             

где – количество присоединений в РУ НН;

– число питающих трансформаторов, подключённых к РУ НН;

– число отходящих к потребителям линий.

Количество отходящих линий определяется исходя из дальности передачи и экономически целесообразных величин передаваемых мощностей.

Количество отходящих линий можно определить по формуле:

,                                                                                      (1.3.3)

где – максимальная нагрузка потребителя, [МВт];

– наибольшая передаваемая мощность на одну цепь, [МВт].

Протяжённость ЛЭП различных напряжений и соответствующие им наибольшие передаваемые мощности приведены в таблице №4 (стр.41).

Для напряжений 6-35 кВ задаются токами в линиях порядка 300-400 А и определяют количество линий по формуле:

,                                                         (1.3.4)

где – максимальная нагрузка потребителя, [МВт];

0,7 – коэффициент, учитывающий наличие резервных линий, работающих в нормальных условиях с недогрузкой;

– номинальное напряжение шин, [кВ];

 – средний (средневзвешенный) коэффициент мощности предприятия.

Значения  (число линий связи с системой) и  (число питающих трансформаторов) устанавливаются по схеме выдачи мощности.

В зависимости от числа присоединений и номинального напряжения принимаются возможные схемы РУ. (Л – 4  стр.16)

Принимаем  = 2 и  = 2.

К двухтрансформаторной подстанции присоединяется две линии связи с системой ( = 2).

Количество присоединений на стороне ВН:

                                                                            (1.3.2)

.

Количество присоединений на стороне НН:

                                                           (1.3.4)

.

Принимаем   = 4.

Количество присоединений в РУ НН.

.

Число присоединений в РУ

                                                                    (1.3.1)

.     

                                                                                             6 присоединений в ЛЭП

          Рисунок 1.3.1 Схема РУ ВН                                  Рисунок 1.3.2 Схема РУ НН

2 Расчет токов короткого замыка- ния

Расчёты токов короткого замыкания производят для выбора или проверки параметров электрооборудования, а также для выбора или проверки установок релейной защиты и автоматики. В практике для расчётов токов короткого замыкания применяют два метода: расчёт в относительных единицах и расчёт в именованных единицах. Рассмотрим порядок расчёта токов короткого замыкания в относительных единицах.

• Задаются базисными условиями (U_Б, S_Б).
• Определяется базисный ток (I_Б).
• Для рассматриваемой электрической системы составляется расчётная схема, а затем по расчётной схеме составляется электрическая схема замещения.
• Находятся величины сопротивлений каждого элемента, приведённые к базисным условиям.
• Путём постепенного преобразования приводят схему замещения к наиболее простому виду так, чтобы источник питания, характеризующийся определённым значением ЭДС, был связан с точкой короткого замыкания одним результирующим сопротивлением (X_РЕЗ).
• Находится эквивалентное сопротивление от источника питания до точки короткого замыкания (X_РЕЗ).
• Определяется начальное значение периодической составляющей тока короткого замыкания (I_К.З.)
• Находится ударный ток короткого замыкания i_цд.

Если данные  по мощности и типу генераторов не даны, то ЭДС генераторов принимают равной среднему значению между фактической ЭДС генераторов и ЭДС обобщённой нагрузки, т.е. в относительных единицах E_*=1.

Если расчёт выполняется в относительных единицах, то необходимо предварительно привести все сопротивления элементов схемы замещения к одним и тем же базисным условиям. Выражения для определения величин сопротивлений в относительных единицах для разных элементов расчётной схемы приведены в таблице №5 (стр.42).

Базисные условия следует выбирать учитывая удобство проведения расчётов. Так за базисную мощность обычно принимают 100, 1000 или 10000 МВ·А.

После составления итоговой схемы замещения определение сверхпереходного тока короткого замыкания при расчёте в относительных единицах производится по формуле:

,                                                                                      (2.1)

где – ЭДС источника в относительных единицах;

– результирующее относительное сопротивление цепи короткого замыкания, приведённое к базисным условиям;

– базисный ток, определённый при заданной величине S_Б и U_СР в месте короткого замыкания.

Ударный ток при коротком замыкании определяется по формуле:

,                                                                            (2.2)

где – сверхпереходной ток короткого замыкания;

– ударный коэффициент.

        Среднее значение  определяется из таблицы №7 (стр.43).(Л – 1  стр.152)

Задаемся базисными условиями.

    а) за значение базисной мощности в установках напряжением выше 1 кВ рекомендуется принимать S_Б = 1000 МВА;

б) значения базисных напряжений в зависимости от номинального напряжения сети .

U_Б1 = 115 кВ для ВН и U_Б2 = 10,5 кВ для НН.

Определяем базисный ток:

I_Б = S_Б / ( U_Б);

I_Б1 = S_Б / (  ·U_Б1)= 1000000 / (  ∙ 115) = 5 кА;

I_Б2 = S_Б / (  ·U_Б2)= 1000000/ (  ∙ 10,5) = 55 кА.

Для рассматриваемой электрической системы составляется расчетная схема (рисунок 2.1), а затем по расчетной схеме составляется электрическая схема замещения (рисунок 2.2).

Рисунок 2.1–Расчетная схема.                            Рисунок 2.2 –Электрическая схема         замещения.        

Находим сопротивления всех элементов  схемы замещения.

а) для системы источника питания:

x_*C = S_Б / S_К.З. = 0, 

где S_К.З. – мощность короткого замыкания системы [МВ·А],  S_К.З. = ∞.

б) для ВЛ и КЛ:

U_СР = 1,05 ∙ U_Н = 1,05 ∙ 35 = 36,7 кВ;

x_*Л = x_уд ∙ L ∙ S_Б  / U_CР²  = 0,4 ∙ 25 ∙ 1000 / 36,7² = 7,4 Ом,

        где  L – длина линии, км (L = 25 км),

x_уд – удельное индуктивное сопротивление. Для ВЛ 6 – 220 кВ x_уд = 0,4 Ом/км.

x_*Л1 = x_*Л2.

в) для двухобмоточного трансформатора.

x_*Т =  =  = 4 Ом,

где _. – коэффициент короткого замыкания трансформатора;

S_Н – номинальная мощность трансформатора.

x_*Т1 = x_*Т2.

Путем постепенного преобразования приводим схему замещения к наиболее простому виду так, чтобы источник питания, характеризующийся определенным значением ЭДС, был связан с точкой короткого замыкания одним результирующим сопротивлением (рис.2.3). Затем, зная базисный ток и значение ЭДС по закону Ома, определяем токи короткого замыкания в точках 1 и 2.

Упрощаем и преобразуем схему на участке от источника питания до точки   короткого замыкания  и .

Рисунок 2.3 – Схема  замещения.

Эквивалентное сопротивление от источника питания до точки короткого замыкания.

х_РЕЗ1 = х_С + ((х_Л1 ∙ х_Л2) /  (х_Л1 + х_Л2)) = 0 + ( 7,4 ∙ 7,4/7,4 + 7,4)= 3,7 Ом;

х_РЕЗ2 = х_С + ((х_Л1 ∙ х_Л2) /  (х_Л1 + х_Л2)) + ((х_Т1 ∙ х_Т2) / (х_Т1 + х_Т2))  = 0 + 3,7 + (4 ∙ 4/4 + +4)  =5,7 Ом.

Сверхпереходной  ток короткого замыкания в точках 1 и 2.

;                                                                                         (2.1)

 ((1·5)/3,7) = 1,3 кА;

                                                                                          (2.1)

 =  ((1· 55)/5,7) = 9,6 кА;

Ударный ток короткого замыкания.

;                                                                             (2.2)

= √2 ∙ 1,92 ∙ 1,3 = 0,08  кА;

;                                                                             (2.2)

 = √2 ∙ 1,8 ∙ 9,6 = 24,4 кА,

где  – ударный коэффициент, определяется из таблицы. Для  =1,92; а для  =1,8.

3 Выбор аппаратов

Электрические аппараты выбираются по расчётным условиям нормального режима с последующей проверкой на работоспособность в аварийных режимах.

При этом расчётные вели должны быть меньшими или равными номинал (каталожным) данным.

Все электрические аппараты выбираются по номинальному напряжению , роду установки (внутренняя или наружная), и конструктивному исполнению. По номинальному току  выбираются те аппараты, по которым протекают рабочие токи. Это выключатели, разъединители, отделители, трансформаторы тока и предохранители. Кроме того, каждый аппарат в зависимости от его назначения выбирается по ряду специфических параметров.(Л – 4  стр.29)

3.1 Выбор выключателей на ВН и НН

Выключатели являются основными аппаратами в электроустановках. Они служат для отключения и включения цепей в любых режимах: длительная нагрузка, перегрузка, короткое замыкание, холостой ход, не синхронная работа. Наиболее тяжёлой и ответственной операцией является отключение токов короткого замыкания и включение на существующее короткое замыкание. При выборе выключателей необходимо учесть 12 различных параметров, но т.к. заводом-изготовителем гарантируется определённая зависимость параметров, то для упрощения расчётов в учебном курсовом проекте допустимо производить выбор по следующим параметрам:

1. По напряжению:

,

где – номинальное напряжение сети, [кВ];

– номинальное напряжение аппарата, [кВ].

2. По току нагрузки:

,

где – наибольший рабочий ток, [А];

– номинальный ток аппарата, [А].

,                                                                                      (3.1.1)

где  – номинальная мощность трансформатора, [кВ·А].

3.По току отключения:

,

где – ток короткого замыкания на стороне ВН или НН

– наибольший ток отключения, [кА].

4. По электродинамической устойчивости:

где – ударный ток короткого замыкания в цепи выключателя, [кА];

– амплитудное значение предельного сквозного тока, [А].

5. По термической устойчивости:

,

где  – расчётный тепловой импульс, [кА²·с];

– ток термической стойкости, [кА];

 – длительность протекания тока термической стойкости, [с].

,                                                                                    (3.1.2)