При проектировании ПС выбор мощности силовых трансформаторов выполняют на основании расчета систематических нагрузок и аварийных перегрузок по ГОСТ 14209-97.
Наиболее часто проектируются двухтрансформаторные ПС, другое количество силовых трансформаторов применяется редко и должно быть экономически обосновано.
Рассчитаем приближенную мощность силового трансформатора по следующей формуле:
где Pmax – максимальная нагрузка (зимняя), МВт;
КΙ,ΙΙ,ΙΙΙ – коэффициент участия в максимальной нагрузке потребителей Ι,ΙΙ,ΙΙΙ – категории;
Кп – коэффициент перегрузки, равный 1,4;
n – количество трансформаторов, равное 2;
cos φ – коэффициент мощности.
(1.1)
Округлим полученное значение до номинальной стандартной мощности (6,3; 10; 16; 25; 40)
Выбираем трансформатор мощностью 16 МВА, так как 10МВА не проходит по аварийной перегрузке.
Определим максимальную нагрузку подстанции:
(1.2)
при 38% 
при 35% 
при 32% 
при 30% 
при 25% 
при 40% 
при 60% 
при 90% 
при 100% 
при 70% 
при 65% 
при 80% 
при 75% 
S, %/МВА
100/23,75
80/19
60/14,25
40/9,5
0 4 8 12 16 20 24 ч
Рис.1. суточный график нагрузок
Корректировка заданного графика нагрузки для послеаварийного режима.
Послеаварийный режим может возникнуть в результате повреждения оборудования электрических установок или ошибочных действий обслуживающего персонала. При этом часть малоответственных потребителей III категории могут быть переведены в режим работы в ночное время “провала” заданного ГН без ущерба для технологического процесса промышленного предприятия.
В результате этого ГН в именованных единицах должен быть скорректирован с учетом заданного процента резерва.
Электроприемники первой категории в нормальных режимах должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых взаимно резервирующих источников питания, и перерыв их электроснабжения
при нарушении электроснабжения от одного из источников питания может быть допущен лишь на время автоматического восстановления питания.
Примем 3% резерва для потребителей Ι-ой категории надежности.
Мощность резерва:
(1.3)
| № | S, МВА | % | t, ч | Sск, МВА |
| 9,025 | 8,312 | |||
| 8,31 | 7,597 | |||
| 7,6 | 6,887 | |||
| 7,125 | 6,412 | |||
| 5,94 | 5,227 | |||
| 9,5 | 8,787 | |||
| 14,25 | 13,537 | |||
| 21,375 | 20,662 | |||
| 23,75 | 23,037 | |||
| 16,625 | 15,912 | |||
| 15,44 | 14,727 | |||
| 18,287 | ||||
| 17,81 | 17,097 |
Эквивалентная нагрузка в зоне максимальных перегрузок послеаварийного режима.
(1.4)
hА =9ч
Эквивалентная нагрузка в зоне начальной перегрузки послеаварийного режима
(1.5)
где 
– нагрузки в МВА на различных ступенях ГН продолжительностью 
соответственно в зоне максимальных систематических нагрузок послеаварийного режима.
В этом случае при вычислении 
учитываются все участки максимальной нагрузки послеаварийного режима, а продолжительность аварийной перегрузки ha определяется как сумма интервалов времени 
на отдельных участках ГН 
Коэффициент перегрузки:
K2A= 
2ПАВ/SНОМ=19,91/16=1,24 (1.6)
Коэффициент начальной нагрузки послеаварийного режима:
K1A= 
1ПАВ/SНОМ=11,55/16=0,72 (1.7)
Так как К1А<1, то трансформатор подходит для следующей проверки.
Определим возможности аварийных перегрузок
Возможность аварийных перегрузок определить по ГОСТ 14209-97.
Для этого:
а) скорректируем заданную эквивалентную зимнюю температуру 
в зависимости от системы охлаждения силового трансформатора по графику (рис. 3.3), если она отрицательная, т.к. условия охлаждения силового трансформатора зависят от вида системы охлаждения.
Qсэк, ºС
OFAF (ДЦ)
-15
-10
ONAN (М)
-5 ONAF (Д)
0 -5 -10 -15 -20 Qэк, ºС
Рис. 3.3 График корректировки эквивалентной температуры
т.к. 
, то 
б) определим допустимый коэффициент аварийных перегрузок 
, используя значения эквивалентной или эквивалентной скорректированной зимней температуры 
=-5 
С, продолжительность аварийной перегрузки ha=9 ч, коэффициент начальной нагрузки послеаварийного режима 
=0,72.
Используя таблицу из Методических указаний [3] с помощью линейной интерполяции найдем
1,42
в) сопоставим расчетный коэффициент 
с допустимым коэффициентом , возможность аварийных перегрузок определяется условием:
1< 
. (1.8)
Так как условие выполняется, следовательно аварийные перегрузки допустимы и данные трансформаторы могут быть применены на подстанции.
ПС двухтрансформаторная.
Тит выбранного трансформатора и его номинальные параметры [6]
Таблица 1
| Марка | Номинальная мощность, S МВА | Напряжение, кВ | Потери, кВт | Uкз, % | Iхх, % | ||
| ВН кВ | НН кВ | Рхх | Ркз | ||||
| ТДН -16000/110 | 6,6 | 10,5 | 0,7 |
его основные параметры приведем в приложении (Приложение A).
2.Расчет токов короткого замыкания и их ограничение
2.1. Расчет токов короткого замыкания.
С целью выбора и проверки электрических аппаратов и кабелей производится расчет токов КЗ в относительных единицах для симметричного трехфазного КЗ.
Активные сопротивления не учитываются, базисная мощность
=1000 МВА.
Рассмотрим 2 варианта схемы ЭС ПЭС:
1) секционный выключатель НН отключен;
2) секционный выключатель НН включен.
Составим схему замещения
Определим сопротивление всех элементов схемы в относительных единицах [11,3.1]:
Uс=1; Х0=0,4 Ом/км
; (2.1.)
; (2.2.)
(2.3.)
где 
– мощность КЗ системы С1, МВА;
Х0 – индуктивное сопротивление 1 км длины ВЛ, Ом/км;
l – длина ВЛ, км;
– высшее напряжение, кВ;
– напряжение КЗ трансформатора, %;
– номинальная мощность трансформатора, МВА[6].
Для ВН 
(2.4.)
(2.5.)
(2.6.)
1) секционный выключатель НН отключен
Для НН 
2) секционный выключатель НН включен.
Для НН 
Дальнейшие расчеты берем при отключенном секционном выключателе.
Предварительно выбираем выключатели [7,9]:
Выключатель ВН: ВГТ-110 II – 40/2500 УХЛ1 - 
, 
Выключатель НН: ВВУ-СЭЩ-Э-6– 20/1600 У3 - 
, 
Рассчитаем составляющее тока КЗ для дальнейшей проверки электрооборудования ПС. [1,3,10]
1) Время отключения тока КЗ
(2.7.)
где tз – время действия релейной защиты, с;
– собственное время отключения выключателя, с
Для ВН: 
Для НН: 
2) Полное время отключения цепи при КЗ
(2.8.)
Где tз – время действия релейной защиты, с;
– время отключения выключателя, с
Для ВН: 
Для НН: 
3) Рассчитаем ударный ток КЗ
(2.9.)
где Куд – ударный коэффициент 
(2.10.)
где Та – постоянная времени затухания апериодической составляющей (Та = 0,02 – для ВН; Та = 0,01 – для НН, выбираем по табл. [10,11])
для ВН: 
для НН: 
4) Импульс квадратичного тока КЗ
(2.11.)
Для ВН: 
Для НН: 
5) Апериодический ток КЗ
(2.12.)
Для ВН: 
Для НН: 
2.2. Определение необходимости ограничения тока КЗ
Необходимость ограничения тока к.з. на шинах НН должна быть определена на основании проверки двух условий:
1) возможностью отключения токов КЗ вакуумными выключателями, т.е. необходимо чтобы
, (2.13.)
где 
– номинальный ток отключения выключателя НН, кА; [7,11,12]
17,26 <20
2) термической стойкостью головных участков кабельной сети, т.е. кабелей, отходящих от РУ НН.
Минимальную площадь сечения кабеля, отвечающую требованию его термической стойкости при КЗ, можно приближенно определить по импульсу квадратичного односекундного тока КЗ кабеля.
(2.14.)
где 
=1с, согласно данным завода изготовителя.
-квадрат односекундного тока КЗ кабеля СПЭ,кА [13]
Выбираем сечение кабеля 
мм2 НН с алюминиевыми многопроволочными жилами с изоляцией из сшитого полиэтилена.
Так как все вышеперечисленных условий выполняется, то нет необходимости для применения дополнительных мер ограничения токов КЗ.