6,3 Mb∙а каждый.

Проверяем трансформаторы на перегрузочную способность, т.е. на совокупную допустимую нагрузку и аварийную перегрузку.

≤ К_с (2.2)

где S_р.mах - расчет максимальной нагрузки на подстанцию;

n - число трансформаторов;

S_h - номинальная мощность трансформатора;

К_с - коэффициент дополнительного источника нагрузок трансформатора Кс =1,57

= 0,68≤1,57

Условие выполняется

При отключении одного из трансформаторов второй подлежит проверке на перегрузку:

≤ К_ав (2.3)

где К_ав - коэффициент аварийной перегрузки трансформатора = 1,68

= 1,36 ≤ 1,68

Условие выполняется

Таким образом в аварийном в аварийных ситуациях, когда один из трансформаторов в данной подстанции отключается, аварийная перегрузка не превысит допустимых значений.

Проверим режим работы трансформатора с учетом резервирования. Зарезервируем линию 3 и 5 с соседней подстанции.

S'_p = 2000 кВ∙А – отдаём; S"_p= 1500 кВ∙А – принимаем

S_н ≥ (2.4)

= 3927,4 кВ∙А ≤ 6300 кВ∙А

Условие выполняется

S_н ≥ (2.5)

= 3005,4 кВ∙А ≤6300 кВ∙А

Условие выполняется

Вывод: В любом случае перегрузки трансформатора не наблюдается.

3 Расчет токов короткого замыкания

Коротким замыканием (КЗ) называется нарушение нормальной работы электрической установки, вызванное замыканием фаз между собой, а также замыканием фаз на землю в сетях с глухозаземленными нейтралями.

Причинами короткого замыкания обычно являются нарушения изоляции, вызванные ее механическими повреждениями, старением, набросами посторонних тел на провода линий электропередачи, проход под линиями негабаритных механизмов (кранов с поднятой стрелой и т.п.), прямыми ударами молнии, перенапряжениями, неудовлетворительным уходом за оборудованием. Часто причиной повреждений в электроустановках, сопровождающихся короткими замыканиями, являются неправильные действия обслуживающего персонала. Примерами таких действий являются ошибочные отключения разъединителем цепи с током, включения разъединителей на закоротку, ошибочные действия при переключениях в главных схемах и в схемах релейной защиты и автоматики.

Расчёты токов короткого замыкания необходимы:

•Для сопоставления, оценки и выбора главных схем электрических станций, сетей и подстанций;

•Выбора и проверки электрических аппаратов и проводников;

•Проектирования и настройки устройств релейной защиты и автоматики;

•Определения влияния токов нулево й последовательности линий электропередачи на линии связи;

•Проектирования заземляющих устройств;

•Анализа аварий в электроустановках и электрических системах;

•Оценки допустимости и разработки методики проведения различных испытаний в электрических системах;

•Анализа устойчивости работы энергосистем.

Для расчётов токов короткого замыкания составляем расчетную схему. Расчётная схема представлена на рисунке 3.1

ВЛ-110

ТП- 110/10

S_K3C = 350 МВ∙A; S_H = 6,3 MB∙А

где S_K3C - мощность короткого замыкания системы;

l = 13,1 км -длина линии;

S_H - номинальная мощность трансформатора;

АС - марка провода;

К₁ и К₂ - точки короткого замыкания

Рисунок 3.1 Расчетная схема

Составляем сему замещения, схема замещения приведена на рисунке 3.2

где Х_с - индуктивное сопротивление системы;

Х_л — индуктивное сопротивление линии;

r_л - активное сопротивление линии;

Х_т - индуктивное сопротивление трансформатора;

К₁ и К₂ - точки короткого замыкания

Рисунок 3.2 Схема замещения

Определить сопротивление каждого элемента схемы от источника короткого замыкания до точки короткого замыкания. Расчет ведем в относительных единицах.

Определяем индуктивное сопротивление системы

Х_с=S_б/S_кзс (3.1)

где Х_с - индуктивное сопротивление системы;

S_б- базисная мощность = 100 MB∙A;

S_кзc - мощность короткого замыкания системы

Х_с = 100/350 = 0,28

Определяем индуктивное сопротивление линии

Х_л = Х₀∙l∙(S_б/U_ср²) (3.2)

где Х_л - индуктивное сопротивление линии;

Х₀ - индуктивное удельное сопротивление = 0,4;

U_cp - среднее высшее напряжение - 115 кВ

Х_л = 0,4∙13,1∙(100/115²) = 0,04

Определяем активное сопротивление линии

r_л = r₀∙ l∙(S_б/U_ср²) (3.3)

где r₀ - удельное сопротивление линии = 0,245;

r_л - активное сопротивление линии;

r_л = 0,245∙13,1∙ (100/115²) = 0,02

Определяем сумму индуктивных сопротивлений (ΣX) до точки К₁

ΣX = Х_с + Х_л (3.4)

ΣX = 0,28 + 0,04 = 0,32

Определяем сумму активных сопротивлений (Σr)

Σr = r_л (3.5)

Σr = 0,03

Находим полное сопротивление (Z)

Zк₁ = √ΣX² + Σr² (3.6)

Zк₁ = √0,322 + 0,022 = 0,32

Расчет токов короткого замыкания до точки к₁

Находим базисный ток (I_б)

I_б = S_б / (√3∙U_ср) (3.7)

I_б = 100000 / (1,73∙115) = 502

Находим ток трехфазного короткого замыкания в точке (К₁).

I⁽³⁾_к.з.= I_б / Z_К1 (3.8)

I⁽³⁾_к.з.= 502 / 0,32 = 1568 А = 1,6 кА

Находим ток двухфазного короткого замыкания в точке (К₁)

I⁽²⁾_к.з.= 0,87 ∙ I⁽³⁾_к.з (3.9)

I⁽²⁾_к.з.= 0,87 ∙ 1568 = 1364,2А = 1,4 кА

Определяем ударный ток

i⁽³⁾_у = К_уд. ∙ √ 2 ∙ I⁽³⁾_к.з. (3.10)

где: i⁽³⁾_у – ударный ток; А

I⁽³⁾_к.з. – ток короткого замыкания; А

К_уд. – ударный коэффициент (К_уд= 1,8)

i⁽³⁾_у = 1,8 ∙ 1,41 ∙ 1568 = 4064А = 4,1 кА

Рассчитываем индуктивное сопротивление трансформатора

Х_т = (U_к % / 100) ∙ (S_б / 2S_н) (3.11)

где: Х_т – индуктивное сопротивление трансформатора

U_к % - напряжение к.з; % ( U_к % = 10,5)

S_б – заданная мощность (S_б = 100 мВ∙А)

S_н – номинальная мощность трансформатора МВ∙А, (S_н = 6,3 МВ∙А)

Х_т = (10,5 / 100) ∙ (100 / 2∙ 6,3) = 0,83

Определяем сумму индуктивных сопротивлений до точки К₂ по формуле:

ΣХ_К2= Х_с + Х_л + Х_т (3.12)

ΣХ _К2 = 0,28 + 0,04 + 0,83 = 1,15

Определяем сумму активных сопротивлений до точки К₂ по формуле:

Σr = r_л (3.13)

Σr = 0,02

Определяем полное сопротивление до точки (К₂) по формуле:

Z _К2 = √ ΣХ² + Σr² (3.14)

Z_К2 = √ 1,15² + 0,02² = 1,15

Рассчитываем ток короткого замыкания до точки (К₂) по формуле:

I_б = S_б / (√3 U_{ср.2 н} ) (3.15)

где: I_б – базисный ток; А

S_б – заданная мощность (S_б = 100 МВ∙А)

U_{ср. 2 н} – среднее вторичное напряжение; кВ (U_ср = 10,5 кВ)

I_б = 100000 / (1,73 ∙ 10,5) = 5505,9 А

Находим ток трехфазного короткого замыкания в точке (К₂).

I⁽³⁾_к.з.= I_б / Z_К2 (3.16)

I⁽³⁾_к.з.= 5505,9 / 1,15 = 4787,7 А = 4,8 кА

Находим ток двухфазного короткого замыкания в точке (К₂)

I⁽²⁾_к.з.= 0,87 ∙ I⁽³⁾_к.з (3.17)

I⁽²⁾_к.з.= 0,87 ∙ 4787,7 = 4165,3А = 4,2 кА

Определяем ударный ток точки (К₂)

i⁽³⁾_у = К_уд. ∙ √ 2 ∙ I⁽³⁾_к.з. (3.18)

где: i⁽³⁾_у – ударный ток; А

I⁽³⁾_к.з. – ток короткого замыкания; А

К_уд. – ударный коэффициент (К_уд= 1,4)

i⁽³⁾_у = 1,4 ∙ 1,41 ∙ 4787,7 = 9652А = 9,7 кА

Находим мощность короткого замыкания по формуле:

S_к.з. = √ 3 ∙ I⁽³⁾_{к.з (К2)} ∙ U_{ср. 2 н} (3.19)

где: S_к.з – мощность короткого замыкания; (МВ∙А)

I⁽³⁾_{к.з (К2)} – ток короткого замыкания в точке К₂; А

U_{ср. 2 н} – среднее вторичное напряжение; кВ (U_ср = 10,5 кВ)

S_к.з. = 1,73 ∙ 4787,7 ∙ 10,5 = 86968 кВ∙А ≈ 87 МВ∙А

Все расчеты сводим в таблицу 3.1

Таблица 3. 1

Точка короткого замыкания	Ток короткого замыкания I(3)к.з; А	Ударный ток iу; А	Мощность короткого замыкания Sк.з; МВ∙А
К1	1568	4064	-
К2	4787	9652	87

4 Выбор оборудования для проверки его на аварийный режим

4.1 Выбор оборудования со стороны 110 кВ

Распределительное устройство, расположенное на открытом воздухе называется открытым распределительным устройством (ОРУ). Как правило, РУ напряжением 35 кВ и выше сооружают открытыми. Так же как и в ЗРУ, открытые РУ должны обеспечить: надежность работы, безопасность и удобство обслуживания при минимальных затратах на сооружение, возможность расширения, максимальное применение крупноблочных узлов заводского изготовления. Расстояние между токоведущими частями и от них до различных элементов ОРУ должно выбираться в соответствиями с требованиями ПУЭ. Все аппараты ОРУ располагаются на невысоких основаниях. Шины могут быть гибкими из многопроволочных проводов или из жестких труб. Гибкие шины крепятся с помощью подвесных изоляторов на портал, а жесткие — с помощью опорных изоляторов на железобетонных или металлических стойках. Применение жесткой ошиновки позволяет отказаться от порталов и уменьшает площадь ОРУ. Под силовыми трансформаторами, маслеными реакторами и баковыми выключателями 110 кВ и выше предусматривается маслоприёмник. Кабели определенных цепей, цепей управления, реле защиты, автоматики и воздухопроводы прокладывают в лотках из железобетонных конструкций без заглубления их в почву или в металлических лотках. Открытое ОРУ должно быть ограждено.

Надежная экономичная работа электрических аппаратов и токоведущих частей может быть обеспечена лишь при правильном выборе по условиям работы, как в длительном режиме, так и в коротком.

Рассчитаем ток со стороны 110 кВ по формуле:

I = S_р.max / √3 ∙ U_н (4.1)

где I – ток расчетный со стороны 110 кВ; А

S_р.max – расчетная максимальная мощность; кВ ∙А

U_н – номинальное напряжение ОРУ 110 кВ

I _р.max = 8598,1 / 1,73 ∙ 110 = 49,7 А

Выбираем разъединитель

Разъединители предназначены для включения и отключения электрических цепей напряжением выше 1000 В без нагрузки и для создания в них видимого разрыва. Однако в отдельных случаях разрешают отключать разъединителем электрические цепи при протекании в них токов, значение и характер которых регламентированы в ПТЭ.

Условия выбора разъединителя представлены в таблице 4.1

Таблица 4.1

1. Номинальное напряжение равно напряжению сети	Uн = Uс
2. Ток номинальный должен быть больше, чем ток расчетный	Iн ≥ Iр.max
3. Ток термической устойчивости должен быть больше тока короткого замыкания в квадрате на время протекания короткого замыкания	I2t ≥ I(2)к.з.∙ tк.з.
Амплитудное значение ударного тока должно быть больше или равно ударному току трехфазного короткого замыкания	iуд ≥ iуд(3)

Выбираем разъединитель типа: РНДЗ – 110/630 – линейный разъединитель, наружной установки, двухколоночный с заземляющими ножами, напряжением 110 кВ и номинальным током 630 А.

Техническая характеристика разъединителя приведена в таблице 4.2

Таблица 4.2

Тип разъединителя	Предельный сквозной ток короткого замыкания, кА			Ток термической стойкости; А		Предельное время протекания тока; с
	амплитудное значение динамическое	действующее значение
РНДЗ –  110/630	80	-	22		3

Составляем сравнительную таблицу

Таблица 4.3

Условия выбора	РНДЗ – 110/630	Расчетные данные
Uн = Uс	110 кВ	110 кВ
Iн ≥ Iр.max	630А	49,7 А
I2t ≥ I(2)к.з.∙ tк.з.	22 кА	7,4кА
iуд ≥ iуд(3)	80 кА	4,1кА

Вывод: Условия выбора выполняются, значит, устанавливаем разъединитель типа: РНДЗ – 110/630.

Выбираем отделитель

Отделитель выполняет те же операции, что и разъединитель, но благодаря пружинам он срабатывает мгновенно, и создает видимый разрыв в цепи.

Условия выбора отделителя представлены в таблице 4.4

Таблица 4.4

1 Номинальное напряжение равно напряжению сети	Uн = Uс
2 Ток номинальный должен быть больше, чем ток расчетный	Iн ≥ Iр.max
3 Ток термической устойчивости должен быть больше тока короткого замыкания в квадрате на время протекания короткого замыкания	I2t ≥ I(2)к.з.∙ tк.з.
4 Амплитудное значение ударного тока должно быть больше или равно ударному току трехфазного короткого замыкания	iуд ≥ iуд(3)

Выбираем отделитель типа: ОД– 110/630 – отделитель без заземляющих ножей напряжением 110 кВ и током номинальным 630 А.

Техническая характеристика отделителя приведена в таблице 4.5

Таблица 4.5

Тип отделителя	Номинальное напряжение; кВ	Номинальный ток; А	Амплитуда предельного тока к.з; кА	Предельный ток термической стойкости; кА	Полное время отключения; с	Допустимое время протекания предельного тока; с	Тип привода
ОД– 110/630	110	630	80	22	0,4/0,5	3	ШПМО

Составляем сравнительную таблицу

Таблица 4.6

Условия выбора	ОД– 110/630	Расчетные данные
Uн = Uс	110 кВ	110 кВ
Iн ≥ Iр.max	630А	49,7 А
I2t ≥ I(2)к.з.∙ tк.з.	22 кА	7,4кА
iуд ≥ iуд(3)	80 кА	4,1кА

Вывод: Условия выбора выполняются, значит, устанавливаем отделитель типа: ОД– 110/630.

Выбираем короткозамыкатель

При повреждении в трансформаторе или на его выводах короткозамыкатель автоматически включается и создает искусственное короткое замыкание на стороне высшего напряжения подстанции. Вследствие чего срабатывает защита и отключается выключатель головного участка питающей линии.

Условия выбора короткозамыкателя приведены в таблице 4.7

Таблица 4.7

1. Номинальное напряжение равно напряжению сети	Uн = Uс
2 Ток термической устойчивости должен быть больше тока короткого замыкания в квадрате на время протекания короткого замыкания	I2t ≥ I(2)к.з.∙ tк.з.
3 Амплитудное значение ударного тока должно быть больше или равно ударному току трехфазного короткого замыкания	iуд ≥ iуд(3)

Выбираем короткозамыкатель типа КЗ– 110

Техническая характеристика короткозамыкателя дана в таблице 4.8

Таблица 4.8

Тип короткозамыкателя	Номинальное напряжение; кВ	Амплитуда предельного тока к.з.; кА	Предельный ток термической стойкости; кА	Допустимое время протекания предельного тока к.з.; с	Полное время включения; с	Тип привода
КЗ– 110	110	34	13,3	3	0,14	ШПКМ

Составляем сравнительную таблицу

Таблица 4.9

Условия выбора	КЗ– 110	Расчетные данные
Uн = Uс	110 кВ	110 кВ
I2t ≥ I(2)к.з.∙ tк.з.	13,3 кА	7,4кА
iуд ≥ iуд(3)	34 кА	4,1кА

Вывод: Условия выбора выполняются, значит, устанавливаем короткозамыкатель типа: КЗ – 110.

Выбираем трансформатор тока

Трансформатор тока предназначен для уменьшения тока, до значений наиболее удобных для измерительных приборов, а также для отделения цепей измерения и защиты от первичных цепей высокого напряжения.

Условия выбора трансформатора тока даны в таблице 4.10

Таблица 4.10

1. Номинальное напряжение равно напряжению сети	Uн = Uс
2. Ток номинальный первичной обмотки должен быть больше, чем ток расчетный максимальный	I1.н ≥ Iр.max
3. ток динамической устойчивости должен быть больше тока ударного.	i max ≥ i(3)у

Выбираем трансформатор тока типа: ТФЗМ110 –У1. Трансформатор тока опорного типа в фарфоровом корпусе с бумажно-масляной изоляцией

Техническая характеристика трансформатора тока типа ТФЗМ110 –У1дана в таблице 4.11

Таблица 4.11

Тип трансформатора	Номинальное напряжение; кВ	Номинальный ток; кА			Класс точности		Ток стойкости; кА			Время протекания предельного тока к.з; с		Нагрузка измерительной обмотки; ВА
		I1.н	I2.н	i дин			Iтер
ТФЗМ110 –У1	110	75	5	0,5		10 - 126		2 - 26	3		30

Составляем сравнительную таблиц у

Таблица 4.12

Условия выбора	ТФЗМ110 –У1	Расчетные данные
Uн = Uс	110 кВ	110 кВ
I1.н ≥ Iр.max	75 кА	49,7 А
i max ≥ i(3)у	50 кА	4,1кА

Вывод: условия выбора выполняются, следовательно, устанавливаем трансформатор тика типа: ТФЗМ110 –У1

Выбираем трансформатор напряжения

Трансформатор напряжения предназначен для понижения высокого напряжения до стандартного значения.

Условия выбора трансформатора напряжения даны в таблице 4.13

Таблица 4.13

1. Номинальное напряжение равно напряжению сети

Uн = Uс

Выбираем трансформатор напряжения типа НКФ – 110

Техническая характеристика трансформатора напряжения дана в таблице 4.14

Таблица 4.14

Тип трансформатора	Первичное номинальное напряжение; кВ	Вторичное номинальное напряжение; кВ	Класс точности
НКФ – 110	110	10	0,5

Составляем сравнительную таблицу

Таблица 4.15

Условия выбора	НКФ – 110	Расчетные данные
Uн = Uс	110 кВ	110 кВ

Вывод: Условия выбора выполняются, следовательно, устанавливаем трансформатор напряжения типа: НКФ – 110.

В задачу модернизации входит замена масляных выключателей старого поколения на элегазовые. Выключатели служат для включения и отключения электрических цепей под нагрузкой и автоматического их отключения при аварийных режимах.

Элегазовый выключатель – это разновидность высоковольтного выключателя, использующего элегаз (шестифтористую серу, SF₆) в качестве среды гашения электрической дуги, предназначенного для оперативных включений и отключений отдельных цепей или электрооборудования в энергосистеме, в нормальных или аварийных режимах, при ручном, дистанционном или автоматическом управлении.

На сегодняшний день, использование элегаза в качестве дугогасящей среды, более эффективной по сравнению со сжатым воздухом и маслом, является наиболее перспективным и быстроразвивающимся направлением развития выключателей переменного тока высокого и сверхвысокого напряжения. Основные достоинства элегазового оборудования определяются уникальными физико-химическими свойствами элегаза. При правильной эксплуатации элегаз не стареет и не требует такого тщательного ухода за собой, как масло.

Элегазовому оборудованию также присущи: компактность; большие межревизионные сроки, вплоть до отсутствия эксплуатационного обслуживания в течение всего срока службы; широкий диапазон номинальных напряжений (6-1150 кВ); пожаробезопасность и повышенная безопасность обслуживания.

Элегазовые выключатели начали усиленно разрабатываться с 1980 г. и имеют большие перспективы при напряжениях 110…1150 кВ и токах отключения до 80 кА. В технически развитых странах элегазовые выключатели высокого и сверхвысокого напряжения (110-1150 кВ) практически вытеснили все другие типы аппаратов. Также ведущие зарубежные фирмы практически полностью перешли на выпуск комплектных распределительных устройств с элегазовой изоляцией (КРУЭ) и элегазовых выключателей для открытых распределительных устройств на классы напряжения 110 кВ и выше.

Приводы выключателей обеспечивают управление выключателем — включение, удержание во включенном положении и отключение. Вал привода соединяют с валом выключателя системой рычагов и тяг. Привод выключателя должен обеспечивать необходимую надежность и быстроту работы, а при электрическом управлении — наименьшее потребление электроэнергии.

В элегазовых выключателя применяют два типа приводов:

- пружинный привод, управляющим органом которого является кинематическая система рычагов, кулачков и валов;

- пружинно-гидравлический привод, управляющим органом которого является гидросистема.

К преимуществам элегазовых выключателей можно отнести :

- возможность применения на все классы напряжений свыше 1 кВ;

- гашение дуги происходит в замкнутом объеме без выхлопа в атмосферу;

- относительно малые габариты и масса;

- пожаро - и взрывобезопасность;

- быстрота действия;

- высокая отключающая способность;

- надежное отключение малых индуктивных и емкостных токов в момент перехода тока через нуль без среза и возникновения перенапряжений;

- малый износ дугогасительных контактов;

- бесшумная работа;

- возможность создания серий с унифицированными узлами;

- пригодность для наружной и внутренней установки.

К недостаткам элегазовых выключателей можно отнести :

- сложность и дороговизна изготовления - при производстве необходимо соблюдать высокую чистоту и точность;

- высокие требования к качеству элегаза;

- температурные недостатки SF₆, необходимость подогрева и использования смесей элегаза с азотом, хладоном и другими веществами, позволяющими работать элегазовым выключателям в условиях низких температур окружающей среды;

- необходимость специальных устройств для наполнения, перекачки и очистки SF₆;

- относительно высокая стоимость SF₆;

- требуется более внимательное отношение к использованию и учету элегаза.

В ходе модернизации заменяем масляный выключатель на элегазовый типа ВЭБ – 110.

Технические характеристики выключателя ВЭБ – 110 представлены в таблице 4.16.

Таблица 4.16

Номинальное напряжение, кВ	Номинальный ток, кА	Номинальный ток отключения, кА	Ток термической стойкости, кА (с)	Собственное время отключения, мс	Полное время отключения, мс	Ток динамической стойкости, кА	Масса выключателя, кг
110	2,5;3,15	40	40(3)	35	55	102	2660

Элегазовый выключатель ВЭБ-110 баковый. Имеет пружинный привод типа ППрК-2000СМ и встроенные трансформаторы тока. Выключатели изготавливаются в климатических исполнениях У1*, УХЛ1* и УХЛ1. Снабжены устройствами электроподогрева полюсов, которые при понижении температуры окружающего воздуха до -25°С автоматически включаются и отключаются при температуре минус 19 : 22°С. Контроль утечки элегаза из полюсов выключателя осуществляется при помощи электроконтактных сигнализаторов плотности. Полюсы выключателя ВЭБ-110 снабжены аварийной разрывной мембраной.

Внешний вид выключателя показан на рисунке 4.1

Рисунок 4.1 Внешний вид выключателя ВЭБ – 110

Габаритные, установочные и присоединительные размеры ВЭБ – 110 представлены на рисунках 4.2 и 4.3

Рисунок 4.2 Исполнение выключателя ВЭБ – 110(Тип II)

Рисунок 4.3 Исполнение выключателя ВЭБ – 110(Тип IV)

1 –привод пружинный; 2 –устройство дугогасительное; 3 –ввод; 4 –вывод;

5 –устройство электроподогрева; 6 –сигнализа­тор плотности; 7 –указатель положения контактов; 8 –рама; 9 –устройство передаточное; 10 –механизм отключающий; 11 –шкаф вторичных соединений; 12 –опора рамы; 13 –болт М16; 14 –знак заземления; 15 –козырек разрывной мемб­раны; 16 –клапан для заправки элегазом

Условия выбора выключателей представлены в таблице 4.17

Таблица 4.17

1. Номинальное напряжение равно напряжению сети	Uн = Uс
2. Ток номинальный должен быть больше, чем ток расчетный максимальный	Iн ≥ Iр.max
3. Ток термической устойчивости должен быть больше тока короткого замыкания в квадрате на время протекания короткого замыкания	I2t ≥ I(2)к.з.∙ tк.з.
4. Ток динамической устойчивости, должен быть больше ударного тока	imax ≥ iу
5. Ток отключения должен быть больше тока короткого замыкания.	Iотк ≥ Iк.з.

Составляем сравнительную таблицу

Таблица 4.18

Условия выбора	ВЭБ – 110	Расчетные данные
Uн = Uс	110 кВ	110 кВ
Iн ≥ Iр.max	2500 А	497 А
I2t ≥ I(2)к.з.∙ tк.з.	40 кА	7,68 кА
imax ≥ iу	102 кА	4,1 кА
Iотк ≥ Iк.з.	40 кА	1,6 кА

Вывод: Так как все условия по выбору выключателей выполняются, следовательно, устанавливаем выключатель элегазовый типа ВЭБ – 110.