Выбор числа трансформаторов главным образом зависит от требований к надежности электроснабжения питающихся от подстанций потребителей. На понижающих подстанциях устанавливаются, как правило, два трансформатора. Установка более двух трансформаторов принимается на основе технико-экономических обоснований.
Это могут быть подстанции, где требуется два средних напряжения, а также подстанции промышленных предприятий с высокой плотностью нагрузки или, если необходимо выделить по режиму работы толчковые нагрузки (например, электропечи).
При росте нагрузки в процессе эксплуатации трансформаторов сверх расчетного уровня увеличение мощности подстанции производится, как правило, путем замены трансформаторов на более мощные, а не за счет установки дополнительных трансформаторов.
Применение подстанций с одним трансформатором допускается при условии обеспечения резервирования питания потребителей по сетям вторичного напряжения от соседних подстанций.
Допускается питание электроприемников II и III категории от одного трансформатора при наличии централизованного резерва трансформаторов и возможности замены повредившегося трансформатора за время не более 24 ч. При этом необходимо учитывать габариты трансформатора, время и пути доставки его к месту установки, сложность настройки устройств релейной защиты трансформатора.
На всех подстанциях с высшим напряжением 35 кВ и более должны применяться трансформаторы, оборудованные устройствами автоматического регулирования напряжения под нагрузкой.
Основой для выбора мощности трансформаторов являются допустимые систематические нагрузки и аварийные перегрузки силовых масляных трансформаторов [53]. Возможность перегрузки трансформаторов вытекает из того обстоятельства, что на подстанциях они практически никогда не несут постоянной нагрузки, а большую часть суток бывают недогружены. Допустимые систематические нагрузки не вызывают сокращения нормируемого срока службы трансформатора, так как при фактическом неравномерном графике нагрузки обеспечивается нормальный или пониженный против нормального расчетный износ изоляции. Допустимые аварийные перегрузки вызывают повышенный износ изоляции, что может привести к сокращению нормированного срока службы трансформатора, если повышенный износ впоследствии не компенсирован нагрузками с износом изоляции ниже нормального. Поэтому аварийные перегрузки допускаются крайне редко, например, при аварийном отключении одного из двух работающих трансформаторов. Нагрузка трансформаторов свыше его номинальной мощности допускается только при исправной и полностью включенной системой охлаждения трансформатора.
Нормы допустимых систематических нагрузок и аварийных перегрузок 
зависят от их продолжительности 
, начальной нагрузки 
, температуры окружающей среды q 
и системы охлаждения трансформатора.
Начальную нагрузку можно определить по формуле
,
где 
- эквивалентная начальная нагрузка для десятичасового периода, предшествующего периоду нагрузки (перегрузки) , с которой работает трансформатор; 
- номинальная мощность трансформатора.
Максимальная величина допустимой систематической нагрузки или аварийной перегрузки в пределе не может превышать значение 2. При этом любое значение допустимой систематической нагрузки, находящееся в интервале 1,5 < k 
£ 2,0, допускается только по согласованию с изготовителем трансформатора.
Фактически для практического использования норм допустимых систематических нагрузок и аварийных перегрузок, приведенных в [53], необходимы сведения о температуре окружающей среды и графике нагрузки для нахождения и или . Поэтому их применение для выбора номинальной мощности трансформаторов весьма затруднительно.
В общем случае на подстанции с n трансформаторами выбранные трансформаторы должны удовлетворять следующим условиям:
; (9.105)
, (9.106)
где 
- максимальная нагрузка подстанции в нормальном режиме; 
- часть нагрузки подстанции, резервируемая по сетям вторичного напряжения в послеаварийном режиме; 
- число отключенных трансформаторов в послеаварийном режиме; 
и 
- нормы допустимых систематических нагрузок и аварийных перегрузок при их длительности, равной .
В зависимости от режимов работы для трансформаторов допускаются систематические перегрузки , значение и длительность которых регламентируется типовой инструкцией по эксплуатации трансформаторов и инструкциями заводов-изготовителей.
В послеаварийных режимах допускается кратковременная перегрузка масляных трансформаторов сверх номинального тока при всех системах охлаждения независимо от длительности и значения предшествующей нагрузки и температуры окружающей среды в следующих пределах:
Перегрузка
по току, % 30 45 60 75 100
Длительность
перегрузки, мин 120 80 45 20 10
Для любых масляных трансформаторов по [53] при разных значениях и продолжительности перегрузки 
час допустимые аварийные перегрузки 
составляют от 30-40 % при температуре окружающей среды q 
=+20°С до 50-70% при q =-20°С.
В соответствии с [54]допускается перегрузка масляных трансформаторов сверх номинального тока до 40% общей продолжительностью не более 6ч в сутки в течение 5 сут подряд при полном использовании всех устройств охлаждения трансформатора.
26. Учет надежности электроснабжения потребителей при проектировании электрических сетей
При создании электрических систем и сетей учитывают требования надежности отдельных потребителей электроэнергии. Правила устройства электроустановок (ПУЭ) делят электроприемники на три категории, каждая из которых характеризуется своими требованиями в отношении надежности электроснабжения.
I категория – электроприемники, нарушение электроснабжения которых может повлечь за собой опасность для жизни людей, значительный ущерб народному хозяйству, повреждение оборудования, массовый брак продукции, расстройство сложного технологического процесса, нарушение особо важных элементов городского хозяйства.
II категория – электроприемники, перерыв в электроснабжении которых связан с массовым недоотпуском продукции, простоем рабочих, механизмов и промышленного транспорта, нарушением нормальной деятельности значительного количества городских жителей.
III категория – все прочие электроприемники, не вошедшие в I и II категории.
Одним из направлений учета надежности является ее нормирование, отражающее категорийность потребителей. В качестве норматива надежности принимается продолжительность отключений. Например, для потребителей I категории, она условно равна нулю, а для потребителей II и III категорий – 24 ч. При проектировании ставится задача – достижение нормированного уровня надежности с наименьшими затратами.
Другим направлением учета надежности следует считать минимизацию затрат на повышение надежности и покрытие ущерба, вызванного перерывами электроснабжения. С точки зрения экономической целесообразности это направление выглядит более обоснованным, чем первое. Нормирование надежности связано с трудностью определения ущерба для потребителей. Исследования по оценке ущерба ведутся и методы оптимизации по минимуму затрат совершенствуются.
Рассмотрим сначала основные технические характеристики, используемые для оценки надежности схем электрических сетей и их элементов.
Под отказом понимают такое событие, при котором система или элемент (объект) полностью или частично утрачивают способность выполнения своих функций. Если объектами являются, например, линия электропередачи, трансформатор, выключатель, то повреждение любого из них классифицируется как полный отказ. При рассмотрении же в качестве объекта, например, электрической сети повреждение одной из ее линий может приводить к отключению лишь части потребителей. Такой отказ называют частичным.
Под частотой отказов, или удельной повреждаемостью элемента электрической системы, понимают среднее число отказов k-го элемента за год:
где n — число однотипных элементов, подвергавшихся наблюдению;
m ‑ число отказов n элементов за Т лет.
Среднее время одного аварийного простоя (время восстановления) k‑го типа элемента сети, выраженное в долях года:
где tki — время i-го аварийного простоя.
Вероятное время нахождения k-го элемента сети в аварийном простое определяется формулой [42]
(9.50)
Для линий электропередачи обычно задается параметр lЛЭП на 100 км линии. Тогда при длине линии L
(9.51)
Для сборных шин подстанций частота отказов вычисляется с учетом общего числа выключателей n1в и числа выключателей, присоединяемых к одному пролету шин n2в:
Для шин 110 кВ и выше n2в = 2; для шин 35 кВ и ниже n2в = 3; 
‑ удельная повреждаемость шин.
Для оценки надежности электрической сети необходимо знать также показатели плановых ремонтов сети: частоту плановых ремонтов (периодичность) m, 1/год, и среднюю продолжительность планового ремонта (время простоя) tр, 1/год.
Для расчета характеристик надежности сети, состоящей из ряда последовательно‑параллельных элементов, формируют схему расчета относительно точки сети, к которой подключаются потребители. В схему вводят основные элементы сети: линии, трансформаторы, шины, выключатели. Причем в последовательную ветвь включают те элементы, отказ каждого из которых приводит к простою остальных, а параллельно соединяют те ветви, выход каждой из которых не влияет на простой других. В целом такая схема позволяет определить влияние каждого элемента на надежность сети в целом. Схемы надежности составляют для нормальных и ремонтных режимов работы сети.
При известных характеристиках надежности каждого элемента сети по схеме надежности могут быть определены соответствующие показатели для сети в целом относительно точки подключения данных потребителей по следующим соотношениям.
При последовательном соединении ветвей (элементов) в схеме надежности частота отказов
(9.52)
где lk — частота отказов k-го элемента; n — число последовательно соединенных элементов.
Вероятное время аварийного простоя последовательной цепи
(9.53)
где nавk ‑ вероятное время нахождения k‑го элемента, входящего в последовательную цепь, в аварийном простое. Если nABk £ 0,01, можно применить приближенную формулу
(9.54)
Для определения длительности ремонтов составляют условный график с указанием продолжительности ремонта каждого элемента. По этому графику находят наибольшее время простоя 
последовательной цепи в каждом году t. Тогда длительность плановых ремонтов
(9.55)
где 
‑ максимальная продолжительность межремонтного периода, выбираемая для элементов, входящих в последовательную цепь.
Вероятное время общего перерыва последовательной цепи
При параллельном соединении двух ветвей
(9.56)
Вероятное время аварийного перерыва
(9.57)
где 
и 
‑ вероятное время аварийного простоя первой ветви в периоды аварийного и планового простоев второй ветви цепи;
и 
‑ вероятное время аварийного простоя второй ветви в периоды аварийного и планового простоев первой ветви.
Практика показывает, что частота отказов линий на порядок больше частоты отказов трансформаторов и выключателей. В то же время средняя продолжительность аварийного простоя трансформаторов и выключателей на порядок больше, чем линий. Поэтому значения вероятного времени нахождения элементов в аварийном простое соизмеримы. Однако вследствие того, что на подстанциях поврежденные выключатели часто могут быть заменены другими (обходными), при оценке надежности в первую очередь следует учитывать линии и трансформаторы.
Из расчетов следует также, что одновременное повреждение двух параллельных трансформаторов или трех параллельных линий, проходящих по разным трассам, при оценке надежности можно не учитывать.
В связи с тем, что наименее надежные элементы ‑ линии электропередачи, при ориентировочных расчетах оценку надежности электроснабжения допустимо проводить по схемам, включающим только линии электрической сети (рис. 9.3).
Рассмотрим теперь методику определения ущерба при проектных расчетах, предложенную институтом “Энергосетьпроект”. Общий ущерб представляется в виде ущерба от аварийных Уав и плановых Упл перерывов электроснабжения и затрат, связанных с аварийным ремонтом оборудования в энергосистеме Ус:
У = Уав + Упл + Ус.
Ущерб, связанный с аварийным простоем любого k‑го элемента сети, вычисленный в относительных единицах, определяется из выражения
(9.62)
где nавk ‑ вероятное время нахождения k‑го элемента в аварийном простое, вычисляется по формуле (9.50); Р0 ‑ доля совмещенного максимума нагрузок потребителей Рmax, у которых возникает ущерб, от совмещенного максимума нагрузок сети Рmax c: Р0 = Рmax/Рmax c; bмес, bсут ‑ плотности месячного и суточного графиков нагрузки.
Среднее значение удельного ущерба в относительных единицах
где cуд max — максимальное значение удельного ущерба при авариях; cав удi ‑ удельный ущерб i‑го потребителя; gi ‑ доля нагрузки i‑го потребителя от общей нагрузки потребителей s.
Коэффициент e характеризует ограничение потребителей при аварийном отключении k‑го элемента сети. Он определяется по результатам электрических расчетов сети с учетом допустимой перегрузки линий и трансформаторов:
e = Pоткл/Рmax,
где Роткл — мощность, отключаемая при аварии. При полном прекращении питания e = 1, а при полном резервировании e = 0.
Если электрическая сеть, питающая потребителей, состоит из n последовательных элементов, вероятный ущерб составит
Ущерб в абсолютных единицах
(9.64),
Ущерб от плановых перерывов при последовательном соединении элементов рассчитывается по следующим формулам:
