Реферат: Электрические сети
Министерство образования и науки Республики Казахстан
Карагандинский политехнический колледж.
РАСЧЁТ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ
110/35/10 кВ
Пояснительная записка
ПКЭК 2103002.005 – 22ПЗ
Руководитель проекта:
Ахметов С.К.
Выполнил учащийся
Группы ЭСП-06з
Туменбаев К.И.
2009
СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДЕНИЕ
1.ВЫБОР ВАРИАНТОВ СХЕМ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ И ТРАНСФОРМАТОРОВ
1.1.Определение электрических нагрузок
1.2.Выбор вариантов схем электроснабжения
1.3.Выбор силовых трансформаторов и автотрансформаторов
1.4.Определение потерь мощности в силовых трансформаторах и автотрансформаторах
2.ВЫБОР СЕЧЕНИЯ ПРОВОДОВ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ И ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОТЕРЬ ЭНЕРГИИ В НИХ
2.1.Выбор сечения проводов ВЛ
2.2.Определение потерь энергии в ВЛ
3.ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СРАВНЕНИЕ ВАРИАНТОВ
4.ЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ СЕТИ
4.1.Порядок электрического расчета сети
4.2. Составление схемы замещения и определение параметров сети
4.3 Определение расчетных нагрузок на шинах подстанции.
4.4 Определение расчетных нагрузок на участках ЛЭП
4.5.Определение напряжения на шинах подстанции
В максимальном режиме
В минимальном режиме
Аварийный режим
4.6.Выбор способа регулирования напряжения и определение коэффициента трансформации.
В максимальном режиме
В минимальном режиме
В аварийном режиме
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
Введение
Любую развитую страну мира немыслимо представить себе без мощной электроэнергетики – одной из основных отраслей промышленности, охватывающей производство электроэнергии, её передачу, распределение и потребление.
Электроэнергетическая база Казахстана начала создаваться в 30-х годах ХХ века. По плану ГОЭЛРО должны быть созданы ряд гидроэлектростанций в районе Алматы и Восточном Казахстане.
Строились небольшие электростанции при фабриках, заводах, нефтепромыслах и рудниках. Доля Казахстана в общесоюзном производстве в 1940 г. – 1,3%, а в 1950 г. – менее 3%.
В 50-х годах строились ведомственные электростанции при крупных предприятиях. Так в 1950 г. более 80% электроэнергии вырабатывалось промышленными и районными станциями (из-за финансовых, материальных и трудовых ресурсов).
После 50-х годов проводится работа по централизации энергообеспечения республики. В 1950-60 гг. сданы: Жезказганска ТЭЦ, Усть – Каменогорская ГЭС, агрегат Бухтарминской ГЭС и расширяются мощности дейсвующих электростанций. В 1966-70 гг. закончено сооружение Шардаринской ГЭС, начато строительство Капчагайской ГЭС и Жамбыльской ГРЭС. Построен линии электропередач Алматы – Бишкек – Жамбыл.
В 1971-75 гг. Энергетическая база республики пополнилась Аксуйской ГРЭС и Капчагайской ГЭС. В 1973 г. вступила в строй атомная электростанция в г. Актау мощностью 150 тыс.кВт электроэнергии.
За период 1976-80гг. были введены два энергоблока Экибастузской ГРЭС. Началось строительство Шульбинской ГЭС мощностью 1350 тыс. кВт. В 1981-85 гг. освоена проектная мощность Экибастузской ГРЭС– 1 и ввод в действие энергоблоков на ГРЭС– 2, Шульбинской ГЭС. Ввод последних позволял оросить более 400 тыс. га земель Павлодарской и Восточно-Казахстанской областей, сенокосы и пастбища в пойме р.Иртыш. Намечалось строительство энергоблока сверхвысокого напряжения Экибастуз –Урал – Центр.
Чтобы энергетические системы и сети надежно и экономично работали надо понимать сложные процессы в линиях сверхвысоких, высоких и др. напряжений. Надо уметь правильно эти сети проектировать: выбирать наиболее экономичные и надежные схемы и конфигурации, рациональные напряжения, оптимальные сечения проводов, число и мощность трансформаторов, мощность и место расположения компенсирующих устройств и так далее. Надо знать методы расчетов нормальных и аварийных режимов работы: мощность (или токи) на отдельных участках сети, мощность и напряжения в узлах системы для различных систем; потери мощности, которые иногда достигают 10-15% от всей передаваемой мощности в системе и обходятся государству в миллионы тенге.
1.ВЫБОР ВАРИАНТОВ СХЕМ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ И ТРАНСФОРМАТОРОВ
1.1.Определение электрических нагрузок
В задании на курсовое проектирование даны значения активных нагрузок и коэффициентов мощности для каждого потребителя в максимальном и минимальном режиме при соответствующих напряжениях.
По этим данным следует определить реактивные и полные нагрузки по подстанциям
Расчеты выполняются по следующим соотношениям:
/>(1.1.)
/>(1.2.)
Таблица1. Параметры потребителей электрической сети
№
Максимальный режим
Минимальный режим
U1110 кВ
U2
35 кВ
U3
10 кВ
U1
110 кВ
U2
35кВ
U3
10 кВ
P
Q
S
P
Q
S
P
Q
S
P
Q
S
P
Q
S
P
Q
S
1
ТДН
16000/110
16
115
-
11
18
-
85
-
-
10,5
-
0,7
2
ТДТН
40000/110
40
115
38,5
11
39
-
200
-
10,5
17,5
6,5
0,6
3
ТДТН
25000/110
25
115
38,5
11
28,5
-
140
-
10,5
17,5
6,5
0,7
4
ТД
16000/35
16
38,5
-
10,5
21
-
90
-
-
8
-
0,6
1.4.Определение потерь мощности в силовых трансформаторах и автотрансформаторах
Потери мощности в двухобмоточных трансформаторах определяются по формуле />(1.4)
Где />-потери активной мощности в трансформаторе,
/>-потери реактивной мощности в трансформаторе.
Потери активной и реактивной мощностей в nпараллельно работающих трансформаторах определяются по формулам:
/> (1.5)
Где n– число параллельно работающих трансформаторов;
/> — потери холостого хода, из таблицы 2
/> — потери короткого замыкания, из таблицы 2
/>— нагрузка трансформаторов в максимальном режиме
/>— номинальная мощность трансформатора, из таблицы 2
/> (1.6)
Где />— ток холостого хода, из таблицы 2
/> — напряжение короткого замыкания, % из таблицы 2
Потери мощности в 3-обмоточных трансформаторах и автотрансформаторах.
Полные потери определяются по формуле (1.4).
Потери активной мощности определяется по формуле (1.7):
/> />
Где />,/>,/>— потери активной мощности соответственно в обмотках высшего, среднего и низшего напряжений. Для 3-обмоточных трансформаторов 110/35/10 кВ расчет потерь к.з. ведется по формуле:
/>=/>=/>=0,5/>(1.8)
Потери реактивной мощности определяется по формуле (1.9):
/>
Где />,/>,/>— напряжение коротких замыканий соответственно обмоток высшего, среднего и низшего напряжений, определяются из соотношений:
/>(1.10)
продолжение--PAGE_BREAK--
/> (1.11)
/> (1.12)
Определение потерь активной энергии в трансформаторах:
В 2-обмоточных трансформаторах
/> (1.13)
В 3-обмоточных трансформаторах по формуле (1.14)
/>
Данные расчетов сводятся в таблицу №3
I-Вариант
1-подстанция для трансформатора ТДН 16000/110
/>
/>
/>
/>
/>
3-подстанция для трансформатора ТДТН 25000/110
/>=/>=/>=0,5*140=70
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>
Результаты расчетов остальных подстанции приведены в таблице №3
II–Вариант
4-подстанция Для трансформатора ТДН 16000/110
/>
/>
/>
/>
2-подстанция для трансформатора ТДТН 40000/110
/>=/>=/>=0,5*200=100
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>
Результаты расчетов остальных подстанции приведены в таблице №3
Таблица №3. Потери мощности и энергии в трансформаторах
Вариант
№
п/ст
Тип
/>
МВт
/>
МВар
/>
МВА
/>
МВт∙ч
1
1
ТДН 16000/110
0,36
продолжение--PAGE_BREAK--
1,8
18,35
601695,8
2
ТДТН 40000/110
0,28
6,28
6,28
1411834
3
ТДТН 25000/110
0,151
2,96
2,96
858021
4
ТД 16000/35
0,29
1,07
1,409
3915976
2
1
ТДН 16000/110
0,36
1,8
1,83
601695,8
2
ТДТН 40000/110
0,76
3,5
3,5
1026875
3
ТДТН 25000/110
0,151
2,96
2,96
858021
4
ТДН 16000/110
0,27
1,38
1,4
538306
2.ВЫБОР СЕЧЕНИЯ ПРОВОДОВ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ И ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОТЕРЬ ЭНЕРГИИ В НИХ
2.1.Выбор сечения проводов ВЛ
Сечения проводов в районных электрических сетях выбираются методом экономической плотности тока:
/>(2.1)
Для одноцепных линий: />— определяется по формуле:
/>(2.2)
Для двухцепной линий:
/> (2.3)
Где n– число параллельно работающих линий.
j– суммарная нагрузка на линии с учетом потерь в трансформаторах в максимальном режиме, МВА
Выбранное сечение проверяют на нагрев в случае аварийного обрыва проводов. Условие проверки: />
Для разомкнутой сети аварийным принимается режим обрыва одной цепи.
/> (2.4)
где />— максимальный ток при аварийном режиме, А;
/>— допустимый ток провода, А.
Для кольцевой сети рассматривают два случая аварии; обрыв ВЛ на головных участках поочередно и соответственно определяют:
/> (2.5)/>
где />— нагрузка головного участка сети при обрыве ВЛ.
Выбранные сечения ВЛ должны обладать устойчивостью к возникновению коронного разряда. Поэтому, согласно ПУЭ, минимально допустимые сечения на U=110kB– AC-70, U=220kB– AC-240;
Для выбранных сечений ВЛ заполняется таблица №4
I – Вариант
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>
Так как получается нереальные провода в дальнейшем будем решать по варианту № 6.
/>
/>
/> Выбираем АС 185/24
продолжение--PAGE_BREAK--
/>
/>
/> Выбираем АС 150/19
/>
Рисунок №3
/>/>
/>/>
/>
/>
/>Выбираем АС 185/24
/>
/>
/>Выбираем АС 95/16
/>
/>
/>Выбираем АС 240/39
II– Вариант
/>
Рисунок №4
/>
/>
/>
/>
/>Выбираем 2×АС 185/24
/>
/>
/>Выбираем АС 95/16
/>
/>
/>Выбираем АС 240/32
/>
Рисунок №5
/>/>
/>/>
/>
/>
/>Выбираем АС 185/24
/>
/>
/>Выбираем АС 95/16
/>
/>
/>Выбираем АС 240/39
Выбранные сечения проверяются на нагрев.
I– Вариант
/>
Рисунок №6
/>
/>Выбираем АС 185/24
/>Выбираем вместо АС 95/16 провода АС 120/19
II – Вариант
/>
Рисунок №7
/>
/>
/>Выбираем вместо АС 70/11 провода АС 95/16
Таблица 4 Параметр воздушных линий
№ варианта
Участок
ВЛ
Длина
км
U,кВ
Марка провода
ro
Ом/км
R, Ом
I
0-1
22,5
110
АС 185/24
0,154
1,73
0-2
40,5
110
АС 150/19
0,195
3,94
0-4
49,5
110
АС 185/24
0,154
7,63
4-3
22,5
110
АС 120/19
0,245
5,51
3-0
48
110
АС 240/39
0,122
5,85
II
0-1
22,5
110
АС 185/24
0,164
3,69
1-2
21
110
продолжение--PAGE_BREAK--
АС 95/16
0,245
5,14
2-0
40,5
110
АС 240/32
0,118
4,77
0-4
49,5
110
АС 185/24
0,154
7,63
4-3
22,5
110
АС 120/19
0,245
5,51
3-0
48
110
АС 240/39
0,122
5,85
2.2.Определение потерь энергии в ВЛ
Потери активной энергии в ВЛ определяется по формуле:
/> (2.6)
где />— потери активной мощности в ВЛ;
/> (2.7)
где R– активное сопротивление линии, см. таблица 4;
/> — время максимальных потерь, часов. Определяется по типовому графику в зависимости от Tmaxbcosφ.
I – Вариант
/>
/>
/>
/>
/>
II – Вариант
/>
/>
/>
/>
/>
3.ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СРАВНЕНИЕ ВАРИАНТОВ
Для определения наиболее выгодного варианта электрической сети применили метод приведенных затрат. Приведенные затраты З определяются из соотношения:
/> (3.1)
где рн– нормативный коэффициент эффективности, равный 0,12
К – капиталовложения определяются по укрупненным показателям стоимости электрооборудования и сооружения воздушных линий.
Суммарные капиталовложения по электрической сети определяются:
/> (3.2)
где />— капиталовложения на сооружение подстанций, тыс. тг.
/> — капиталовложения на сооружение воздушных линий, тыс. тг.
Годовые эксплуатационные расходы определяются по формуле:
/> (3.3)
где />— ежегодные отчисления на амортизацию электрооборудования, тыс.тг.
Состоят из амортизационных отчислений подстанций и линий электропередач:
/> (3.4)
/> (3.5)
/> (3.6)
где />и />— нормы ежегодных отчислений на амортизацию, %.
/> — ежегодные отчисления на ремонт и обслуживание, тыс.тг.
Определяются по формуле (3.7):
/>
где />и />— нормы ежегодных отчислений на ремонт и обслуживание ЛЭП, %.
продолжение--PAGE_BREAK--
/> — стоимость годовых потерь электроэнергии, тыс.тг. Определяются по формуле
/> (3.8)
где />— стоимость 1-го кВт∙ч, потерь электроэнергии, тг/кВт∙ч
/>, />— годовые потери в линиях электропередач кВт∙ч.
Более экономичным считается вариант с наименьшими приведенными затратами. При разнице приведенных затрат в пределах 5%, варианты считаются экономически равноценными, поэтому следует выбрать вариант более надежный, удобный для эксплуатации в различных режимах работы, перспективный для дальнейшего развития и т.д.
Технико-экономический расчет сводится в таблицы №5, 6, 7.
Таблица 5 Капитальные затраты на сооружение подстанций
Тип
оборудования
Стоимость
тыс.тг.
Варианты
I-вариант
II-вариант
Колич.
шт.
Общая
стоимоть
тыс.тг.
Колич.
шт.
Общая
стоимоть
тыс.тг.
ТДН 16000/110
7200
4
28800
4
28800
ТДТН 40000/110
14160
2
28320
2
28320
ТДТН 25000/110
10845
2
21690
2
21690
ОРУ 110 кВ более
менее
3450
4500
16
6
55200
27000
16
6
55200
27000
ОРУ 35 кВ более
менее
1050
900
15
15750
15
15750
КРУ 10 кВ
285
12
3420
12
3420
Постоянная часть затрат
43500
31500
37500
48000
1
1
1
1
43500
31500
37500
48000
1
1
1
1
43500
31500
37500
48000
Итого
340680
340680
Таблица 6 Капитальные затраты на сооружение линий электропередач
№
Участок
цепи
Напр.
кВ
Кол.
цепей
Марка
Тип
опор
Длина
км.
Район
по гол.
Стоим.
1км.
тыс.тг
Общ.
стоим.
тыс.тг.
I
0-1
110
2
АС-185/24
стальные
22,5
I
4170
93825
0-2
110
2
АС-150/19
40,5
3855
156127
0-4
110
1
АС-185/24
49,5
2610
129195
4-3
110
1
АС-120/19
--PAGE_BREAK--
22,5
2340
52650
3-0
110
1
АС-240/39
48
2805
134640
II
0-1
110
1
АС-185/24
стальные
22,5
I
2610
58725
1-2
110
1
АС-96/16
21
2220
46620
2-0
110
1
АС-240/32
40,5
2805
113602
0-4
110
1
АС-185/24
49,5
2610
129195
4-3
110
1
АС-120/19
22,5
2340
52650
3-0
110
1
АС-240/39
48
2805
134640
I
Итого 566245
II
Итого 535425
Таблица 7 Технико-экономические показатели вариантов электрической сети
№
Капитальные
затраты
Отчисл. на амортизац.
тыс.тг.
Отчисл. на
ремонт и обсл. тыс.тг
Стоимость потерь эл.эн
тыс.тг
Годовые
экспл.
Издержки
тыс.тг
Расчетные затраты
тыс.тг
I
906925
33349,3
12485,3
20204,6
66039,2
174870,2
II
876105
32609,64
12362,1
17826,75
62798,4
167931
I– вариант
/>
/> />
/>
/>
/>
/> />
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>
II– вариант
/>
/> />
/>
продолжение--PAGE_BREAK--
/>
/>
/> />
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>
Выбираем вариант путем их сравнения. Второй вариант экономичнее первого варианта на 4% и надежнее, поэтому дальнейший расчет производится по второму варианту.
4.ЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ СЕТИ
Цель электрического расчета – определение активных, реактивных мощностей, напряжений на всех участках сети с учетом потерь и выбор РПН на всех подстанциях в нормальном и в аварийном режиме.
Нормальным режимом называют, когда в работе находятся все элементы сети-линии и трансформатора.
Расчет нормального режима производится при максимальных и минимальных нагрузках согласно заданию на курсовое проектирование.
За аварийный принимается режим работы электрической сети с максимальной нагрузкой при наиболее тяжелом виде аварии. Как правило, при отключении наиболее нагруженной воздушной линии.
4.1.Порядок электрического расчета сети
Для расчета электрической сети составляют схему замещения электрической сети с учетом трансформаторов и воздушных линий.
Определяют мощности и напряжения в каждой точке сети в максимальном, минимальном и аварийном режимах. Данные расчета необходимо показать на схеме замыкания.
4.2. Составление схемы замещения и определение параметров сети
/> — активное сопротивление трансформатора, определяется по формуле:
/> (4.1)
/> — номинальное напряжение трансформатора со стороны питания, кВт.
/> — номинальная полная мощность трансформатора, Ом.
Определяется из соответствия:
/> (4.2)
Для трехобмоточных трансформаторов определяются сопротивления для каждой обмотки по анологичным формулам.
4.3 Определение расчетных нагрузок на шинах подстанции.
Нагрузка на шинах низшего напряжения />,
высшего напряжения />.
Мощность, поступающая в обмотку трансформатора:
/> (4.3)
где />и />потери мощности в обмотках трансформатора
/> (4.4)
/> (4.5)
Мощность поступающая в трансформатор />
/>
где />— потери активной мощности в стали трансформатора,
/> (4.6)
/> — потери реактивной мощности в стали трансформатора.
Мощность приведенная к линиям ВН п/ст. />
/> (4.7)
В случае отсутствия потребителя на шинах высшего напряжения
продолжение--PAGE_BREAK--
/> (4.8)
Расчетная мощность подстанции />
/> (4.9)
где />, />— зарядная мощность лини, проходящая к подстанции.
/> (4.10)
В связи с установкой на п/ст трехобмоточного трансформатора определяются потери мощностей в трех обмотках трансформаторов:
Мощность поступающая в обмотку НН трансформатора:
/> (4.11)
Мощность поступающая в обмотку СН трансформатора:
/> (4.12)
Мощность поступающая в обмотку ВН трансформатора:
/> (4.13)
4.4 Определение расчетных нагрузок на участках ЛЭП
/> — расчетная нагрузка подстанции мощность конца звена
Мощность начала звена ЛЭП
/> (4.14)
где />— потери мощности в ЛЭП
/> (4.15)
/> (4.16)
Весь расчет потерь мощности сводим в таблицу №8 и в таблицу №9
Таблица №8
Баланс мощностей при максимальной, минимальной и аварийной нагрузке.
Мощности и потери мощностей, МВ*А
Кольцо 1 — 2
Кольцо 3 — 4
I
подстанция
II
подстанция
III подстанция
IV подстанция
Мощность
потребителей
с шин 10 кВ
Макс.
20+j9,6
16 + j7,6
12 + j5,7
17 + 8,02
Мин.
10 + j5,3
6 + j3,2
7 + j3,7
8 + j4,3
Авар.
20+j9,6
16 + j7,6
12 + j5,7
17 + 8,02
Потери
мощности в
обмотке 10кВ
Макс.
0,009+j0,26
0,009+j0,23
Мин.
0,0014+j0,038
0,003+j0,085
Авар.
0,009+j0,26
0,009+j0,23
Потери мощн. в обмотках трансформатора
Макс.
0,081+j1,61
0,058+j1,15
Мин.
0,02+j0,41
0,0136+j0,27
Авар.
0,081+j1,61
0,058+j115,
Мощность
начала звена
обмотки 10 кВ
Макс.
16,009+j7,86
12,009+j6
Мин.
6,0014+j3,2
7+j3,85
Авар.
16,009+j7,86
продолжение--PAGE_BREAK----PAGE_BREAK--
2 — 1
0,76
3 – 0
0,904
Мощн. на шинах 110кВ с емкостн. мощн. линии
Макс.
52,11+j26,09
42,03+j22,09
56,1+j28,74
17,09+j8,05
Мин.
40,38+j21,34
25,1+j14,24
31,07+j16,4
8,04+j3,48
Авар.
52,11+j26,09
42,03+j22,09
56,1+j28,74
17,09+j8,05
Таблицы №9 Баланс мощностей при максимальной, минимальной и аварийной нагрузке на линиях подстанции
Мощности и потери мощностей
Максимальный
режим
Минимальный
Режим
Аварийный режим
Мощностьначала линии
0 – 1
59,62+j32,61
42,3+j23,6
Мощностьначалазвена
0 – 1
59,62+j32,61
42,3+j24
Мощностьконца звена
0 –1
58,43+j29,73
41,68+j22,49
Мощностьначалазвена
1 – 2
6,32+j3,64
1,301+j1,15
52,11+j26,5
Мощностьконца звена
1 – 2
6,3+j3,61
1,3+j1,15
53,43+j28,78
Мощностьконца звена
2 –
35,73+j18,48
23,83+j13,09
95,46+j50,88
Мощностьначалазвена
2 –
36,31+j20,44
24,09+j13,97
99,68+j65,06
Мощностьначала линии
2–
36,31+j19,68
24,09+j13,21
99,68+j64,3
Мощностьначала линии
0 – 4
33,37+j17,47
17,4+j8,33
Мощностьначалазвена
0 – 4
33,37+j18,39
17,4+j9,25
Мощностьконца звена
0 –4
32,6+j16,43
17,19+j8,7
Мощностьначалазвена
4 – 3
15,5+j8,38
9,14+j5,21
Мощностьконца звена
4 – 3
15,4+j8,17
9,1+j5,14
Мощностьконца звена
3 –
40,73+j20,57
21,97+j11,31
Мощностьначалазвена
3 –
41,65+j23,4
22,21+j12,19
Мощностьначала линии
3–
41,65+j22,5
22,21+j11,286
4.3.Определение напряжения на шинах подстанции
Напряжение на шинах ВН п/ст определяется по формуле:
/> (4.1)
где Rи X– сопротивления участка ВЛ.
Для электрических сетей напряжением 110 кВ поперечная составляющая падения напряжения принимает незначительное значение, поэтому данной величиной можно пренебречь.
Определения напряжения на шинах НН и СН подстанции производится по аналогичным формулам, но учитываются потери напряжения в сопротивлениях трансформаторов.
В итоге получаем расчетные напряжения на шинах высокого напряжения подстанций, максимальном, минимальном и аварийном режимах.
В максимальном режиме
Кольцо 3 – 4
/>
/>
/>
/>
/>
/>
продолжение--PAGE_BREAK--
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>
Кольцо 1– 2
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>
В минимальном режиме
Кольцо 3 – 4
/>
/>
/>
/>
/>
/>
продолжение--PAGE_BREAK--
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>
Кольцо 1– 2
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>
Аварийный режим
/>
/>
/>
/>
/>
/>
продолжение--PAGE_BREAK--
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>
4.4.Выбор способа регулирования напряжения и определение коэффициента трансформации.
Согласно нормам технологического проектирования на подстанциях устанавливают трансформаторы со встроенными системами регулирования напряжения РПН (регулирование под нагрузкой).
Для трехобмоточных трансформаторов в первую очередь выбирается положение РПН исходя и расчетного желаемого напряжения на шинах низшего напряжения подстанции. Затем выбирается одно общее для всех режимов ответвление обмотки высшего напряжения.
Трансформаторам с РПН выбор ответвления производится в следующем порядке:
Определяется расчетное напряжение на шинах НН и СН
/> (4.2)
где />— расчетное напряжение на шинах НН и СН приведенное к стороне ВН трансформатора;
/> — коэффициент трансформации;
Принимаем число витков обмотки ВН при работе ее на основное ответвление за 100%. Тогда необходимое относительное снижение числа витков обмотки ВН для получения желательного напряжения на шинах определяется:
/> (4.3)
Из справочника определяется диапазон регулирования данного трансформатора />
где n– число ответвлений;
/> — относительное число витков одной ступени регулирования, %.
Выбирается рабочее ответвление обмотки ВН
/> (4.4)
полученное число округляется до ближайшего целого.
Определяется фактическое напряжение на шинах НН, кВ
/> (4.5)
В максимальном режиме
Диапазон регулирования />
/>
/>
/>
/>
/>
/>
В минимальном режиме
Диапазон регулирования />
/>
/>
/>
/>
/>
/>
В аварийном режиме
/>
/>
Список использованной литературы
М: Рожкова Л.Д., Козулин В.С. Электрооборудование станций и подстанций: Учебник для техникумов. -3-е издание, перераб. И доп.-М: Энергоатомиздат, 1987-648 с. ил.
Л2: В.А Боровиков, В.К. Косарев, Г.А. Ходот Электрические сети и система. Учебник пособие для техникумов. М., «Энергия». 1968
Л.З. Пособие к курсовому и дипломному проектированию для электроэнергетических специальностей вузов: Учебник пособие для студентов электроэнергетических спец. вузов, 2-е издание, перераб. и доп. /В.М. Блок, Г.К. Обушев, Л.Б. Паперко и др.: Под редакцией В.М. Блок – М.: Высшая школа, 1990-383с.