Основи електроенергетики та електропостачання

Размещено на http://www.allbest.ru/

Донбаський державний технічний університет

Кафедра електричних машин та апаратів

Методичні вказівки

до виконання курсового проекту з дисципліни

«Основи електроенергетики та електропостачання»

(для студентів напряму підготовки 6.050702 - «Електромеханіка»)

Алчевськ 2010

Вступ

Підготовка фахівців в області електромеханіки передбачає вивчення основ передачі електроенергетики і електропостачання і розподілу електроенергії. Тому в зміст курсового проекту включені основні відомості про параметри, схеми, режими роботи, розрахунки сталих режимів, регулювання параметрів режимів і вибір устаткування систем передачі і розподілу електричної енергії.

Матеріал курсового проекту базується на знанні основ вищої математики, фізики і теоретичної електротехніки.

Матеріал методичних вказівок призначений для використання студентами при виконанні курсового проекту по курсу «Основи електроенергетики та електропостачання».

Бібліографічний список містить відомості про довідкову літературу і додаткові видання, необхідні для поглибленого вивчення окремих питань.

1. Завдання на курсовий проект

Завдання на курсовий проект видається керівником. У завданні вказуються:

- параметри підстанції, параметри вузлів навантаження, число годин найбільшої роботи.

У додатку А наведено приклад оформлення титульного листа.

У додатку Б - листи завдань на курсовий проект і календарний план.

У додатку В показаний приклад оформлення реферату.

У додатку Г розміщена таблиця варіантів завдань на курсовий проект.

Розрахунково-пояснювальна записка до курсового проекту, а також всі супутні матеріали до курсового проекту мають бути оформлені у відповідність з вимогами додатку Д.

У додатку Ж приведена довідкова інформація по вибору електроустаткування.

2. Зміст курсового проекту

Курсовий проект виконується на підставі завдання на курсовий проект. У табл. 2.1 вказаний у відсотках зразковий об'єм роботи, необхідної для виконання кожного розділу. Графік виконання курсового проекту з вказівкою термінів виконання окремих розділів по тижнях семестру повідомляється студентам при видачі завдання.

Таблиця 2.1 Об'єм і графік виконання основних розділів курсового проекту

№ п/п	Розділи курсового проекту	Об'єм %	Термін виконання тижнів
1	Вибір схеми електричної мережі, напруги, перетину ліній	20	5
2	Вибір трансформаторів і визначення розрахункових навантажень	30	4
3	Розрахунок сталого режиму кільцевої мережі, розрахунок трансформаторів і регулювання напруги	40	5
4	Оцінка економічності електричної мережі	5	1
6	Підготовка до захисту	5	1
РАЗОМ	100	16

Окремі частини проекту мають бути виконані і представлені для перевірки керівнику в терміни, вказані в графіці. Це дає можливість своєчасно виправити допущені студентами помилки і організувати рівномірну роботу над завданням протягом семестру.

До захисту проекту мають бути представлені пояснювальна записка, оформлена відповідно до вимог методичних вказівок.

3. Вказівки до виконання окремих розділів курсового проекту

Виконання курсового проекту розглянемо на прикладі розрахунку електричної мережі. У прикладі потрібно вибрати і розрахувати районну електричну мережу для електропостачання трьох нових вузлів навантаження Sн1, Sн2 і Sн3 від вузлової підстанції з автотрансформаторами АТ напругою 220/110 кВ.

Розрахункові максимальні потужності вузлів навантаження і розташування їх щодо центру живлення вказані на рис. 3.1. До складу кожного вузла навантаження входять споживачі всіх категорій по надійності електропостачання. Число годин найбільшого навантаження Тmax = 5500г.

Рисунок 3.1 Розташування центру живлення і вузла навантаження

3.1 Вибір схеми електричної мережі

Для заданого розташування центру живлення і навантажень розглянемо п'ять варіантів електричної мережі:

- кільцеву мережу (АТ-Sн1-Sн2-Sн3-Ат) з сумарною довжиною ліній в одноцепному виконанні

L = 50 + 60 + 40 + 70 = 225 км;

- магістральну мережу (АТ-Sн1-Sн3-Sн2) з сумарною довжиною ліній в одноцепному виконанні

L = 2(50 + 40 + 40) = 260 км;

- радіальну мережу (АТ-Sн1, АТ-Sн2, АТ-Sн3) з сумарною довжиною ліній в одноцепному виконанні

L =2(50 +100 + 75) = 450 км;

- радіально-магістральну мережу (АТ-Sн1-Sн2 и АТ-Sн3) з сумарною довжиною ліній в одноцепному виконанні

L = 2(50 + 60 + 75) = = 370 км;

- радіально-магістральну мережу (АТ-Sн3-Sн2 и АТ-Sн1) з сумарною довжиною ліній в одноцепному виконанні

L = 2(75 + 40 + 50) = = 330 км.

Як видно, з позицій мінімальної сумарної довжини ліній економічно доцільною виявляється кільцева мережа, принципова схема якої показана на рис. 3.2.

Рисунок 3.2 Принципова схема кільцевої мережі

3.2 Вибір напруги електричної мережі

Номінальна напруга лінії визначається її довжиною і активною потужністю, що передається по лінії. Довжини ліній відомі.

Розподіл потоку в мережі знайдемо з припущення, що мережа однорідна. Представимо кільцеву схему мережею з двостороннім живленням від джерел А і В (рис. 3.3).

Рисунок 3.3 Мережа з двостороннім живленням

Тоді потужність, що протікає по головній ділянці А1, складає

.

Потужності решти ділянок електричної мережі знайдемо по першому закону Кірхгофа, заздалегідь приймаючи напрямами потужностей (див. рис. 3.3):

S12 = SA1 - Sн1 =35,8+j17,9-20-j10 = 15,8+j7,9 МВА;

S23 = S12 - Sн2 =15,8+j7,9-20-j10 = -4,2-j2,1 МВА;

SВ3 = -S23 + Sн3 =4,2+j2,1+30+j15 = 34,2+j17,1 МВА.

Видно, що на ділянці 23 потужність тече в напрямі, протилежному заздалегідь вибраному напряму.

Виходячи з напруг в центрі живлення, районна мережа може бути виконана напругою 110 кВ або 220 кВ. Для вибору напруги електричної мережі скористаємося формулою Стіла, яка дає прийнятні результати при значеннях L ? 250км и Р ? 60 МВт.

Напруга ділянки мережі А1 складає

Аналогічно розраховуємо напруги для інших ділянок мережі:

Uном 12 = 76,8 кВ, Uном 23 = 44,9 кВ, Uном В3 = 108,3 кВ.

Доцільно прийняти для проектованої мережі номінальну напругу Uном = 110 кВ (див. табл. 3.1).

Таблиця 3.1 Вибір номінальної напруги ЛЕП

Напруга лінії кВ	Найбільша (на один ланцюг) потужність, МВт	Найбільша довжина лінії, км.
110	25…50	50…150
220	100…200	150…250
330	300…400	200…300
500	700…90	800…1200
750	1800…2200	1200…2000

Формула Залеського справедлива при L?1000км и Р ? 60 МВт:

,

де Р, МВт; L, км.

Формула Ілларіонова принципово правильно відображає необхідність вибору вищої номінальної напруги із збільшенням протяжності лінії, особливо при Р > 1000 МВт:

,

де Р, МВт; L, км.

3.3 Вибір і перевірка перетинів ліній

Вибір перетинів проводів повітряних ліній електропередачі, що здійснюється по економічній щільності струму jе (щільність струму, при якій передача навантаження по лінії здійснюється при найменших витратах). Для цього визначимо повну потужність і струм, що протікають по кожній лінії в нормальному режимі роботи електричної мережі.

Повна потужність і струм в лінії А1 складають

Для інших ліній електричної мережі:

S12 = 17,7 МВА, I12 = 93 А;

S32 = 4,7 МВА, I32 = 25 А;

SВ3 = 38,2 МВА, IВ3 = 200 А.

Відповідно до табл. 3.2 при Тmax > 5000г економічна щільність струму неізольованих алюмінієвих проводів буде дорівнювати jе = 1.0 А/мм². Економічні перетини кожної лінії складають:

FA1 = IA1/jэ = 210/1 = 210 мм²;

F12 = 93 мм²;

F32 = 25 мм²;

FВ3 = 200 мм².

Отримані перетини округляємо до найближчих стандартних перетинів, мм2: 10, 15, 25, 35, 50, 70, 95, 120, 150, 185, 240, 300, 400, 500, 600, 700. Маркування проводів є буквено-цифровим і складається з умовного позначення матеріалу проводу (А - алюміній, З - сталь, АС - сталь-алюміній) і величини стандартного перетину в мм².

Таблиця 3.2 Вибір економічної щільності струму

Провідники	Економічна щільність струму, А/мм2 при Tmax, ч
	1000.3000	3000.5000	більше 5000
Неізольовані алюмінієві провода і шини	1,3	1,1	1,0
Кабелі з паперовою ізоляцією з жилами: мідними алюмінієвими
	1,0	2,5	2,0
	1,6	1,4	1,2
Кабелі з гумовою і пластмасовою ізоляцією з жилами: мідними алюмінієвими
	3,5	3,1	2,7
	1,9	1,7	1,6

Приймаємо для ліній сталь-алюмінієвий провід наступних марок (Додаток Ж.1):

- для ліній A1 і В3 - АС185;

- для лінії 12 - АС95;

- для лінії 32 - АС25.

Виконаємо перевірку обраних перетинів по технічних обмеженнях.

3.3.1 Перевірка по механічній міцності

Провід повітряних ліній електропередачі піддається зовнішнім механічним діям. Це, головним чином, вітрові навантаження та навантаження через ожеледь. З метою забезпечення надійної роботи проводів повітряних ліній в умовах зовнішніх механічних дій встановлюються мінімальні допустимі перетини проводів по механічній міцності, приведені в табл. 3.3.

Таблиця 3.3 Мінімально допустимі перетини проводів, мм²

Район по ожеледі	алюміній	сталь-алюміній	сталь
до II	70	35	35
III - IV	95	50	35
V і більш	-	70	35

Умові механічної міцності задовольняють всі вибрані перетини, оскільки мінімальний по механічній міцності перетин сталь-алюмінієвих проводів складає 35 мм2 (див. табл. 3.3).

3.3.2 Перевірка за умовами корони

Явище загальної корони виникає при високій напруженості електричного поля на поверхні проводу і супроводжується характерним потріскуванням і видимим свіченням. Процеси іонізації повітря навколо проводу, що коронує, приводять до втрат активної потужності. Зменшення напруженості на поверхні проводу досягається збільшенням радіусу (перетину) проводу. Мінімальні перетини проводів за умовами обмеження втрат на корону приведені в табл. 3.4.

Таблиця 3.4 Перетини проводів за умовами втрат на корону

Uном, кВ	110	150	220	330	500	750	750
Кількість проводів у фазі	1	1	1	2	3	4	5
Перетин, мм2	70	120	240	240	300	400	240

Для повітряних ліній напругою 110 кВ мінімальний перетин за умовами втрат на корону складає 70 мм². Отже, для лінії 32 слід прийняти дріт марки АС70.

3.3.3 Перевірка по допустимому нагріву

Всі провідники повинні задовольняти вимогам допустимого нагріву в тривалих режимах роботи. Під цими режимами розуміються, як правило, після-аварійні і ремонтні режими роботи електричної мережі. Допустимий нагрів провідника характеризується тривало допустимою температурою Ід. Здійснювати температурний контроль провідника в процесі експлуатації важко, простіше контролювати струм, що викликає нагрівання провідника. Тому в довідкових даних приводяться значення допустимого тривалого струму для провідників з різного матеріалу, різних перетинів і конструкцій. Як приклад, в табл. 3.5 приведені допустимі тривалі струми для сталь-алюмінієвих проводів.

Таблиця 3.5 Перетини проводів за умовами нагріву

Перетин, мм2	10	16	25	35	50	70	95	120
Струм, А	84	111	142	175	210	265	330	390
Перетин, мм2	150	185	240	300	400	500	600	700
Струм, А	450	510	610	690	825	945	1050	1180

Згідно табл. 3.5 допустимих тривалих струмів для вибраних перетинів мають наступні значення:

- Iд =265 А (АС70);

- Iд = 330 А (АС95);

- Iд = 510А (АС185).

Для перевірки вибраних перетинів по допустимому нагріву (допустимому тривалому струму) розглянемо два розрахункові режими:

- аварійне або планове відключення головної ділянки А1;

- аварійне або планове відключення головної ділянки В3.

При відключенні ділянки А1 повні потужності і струми, що протікають по лініях, які залишилися в роботі, складають

;

При відключенні ділянки В3 повні потужності і струми, що протікають по лініях, що залишилися в роботі, складають

Всі обрані перетини задовольняють умові допустимого нагріву тривалим струмом. Параметри повітряних ліній електропередачі з проводами вибраних перетинів занесені в табл. 3.6.

Параметри r0, х0, і b0 приймаються відповідно до довідкових даних (Додаток Ж.1). Параметри R, X і B розраховуються по виразах (3.1), (3.2) і (3.3) відповідно. Зарядна потужність ліній Qc розраховується за виразом (3.4).

Таблиця 3.6 Розрахункові параметри повітря ЛЕП

Лінія	Провід	r0, Ом/км	х0, Ом/км	b010-6, См/км	L, км	R, Ом	Х, Ом	В10-6, См	Qс, Мвар
А1	АС185	0,16	0,41	2,75	50	8	20,5	138	1,67
12	АС95	0,31	0,43	2,61	60	18,6	17,2	157	1,9
23	АС70	0,43	0,44	2,55	40	17,2	17,6	102	1,23
В3	АС185	0,16	0,41	2,75	75	12	30,8	206	2,49

Подовжній активний опір лінії електропередачі складає

(3.1)

де r0 - погонний активний опір, Ом/км;

L - довжина лінії, км.

Індуктивний опір лінії електропередачі складає

(3.2)

де x0 - погонний індуктивний опір, Ом/км.

Провідність всієї лінії

(3.3)

де b0 - погонна провідність лінії, См/км.

Величина зарядної потужності лінії

(3.4)

3.4 Вибір трансформаторів

Відповідно до початкових даних до складу навантажень Sн1, Sн2 і Sн3 входять споживачі всіх категорій по надійності електропостачання. Тому на кожній підстанції приймаємо до установки два трансформатори. Потужність трансформаторів на підстанціях обираємо по виразу (3.5):

, (3.5)

де kп - коефіцієнт допустимого перевантаження трансформатора в після-аварійному режимі;

Sp - розрахункове навантаження;

n - кількість трансформаторів.

Для масляних трансформаторів незалежно від значення попереднього навантаження і температури середовища, що охолоджує, в табл. 3.7 приведені допустимі перевантаження в після-аварійному режимі і їх тривалість. При kп = 1,4 Sт.ном > Sн/1,4.

Таблиця 3.7 Вибір коефіцієнта допустимого перевантаження kп

kп, в.о.	1,3	1,45	1,6	1,75	2,0
Тривалість, хв	120	80	45	20	10

Для споживачів з однаковими навантаженнями Sн1 = Sн2 = 22.4 МВА. Тоді номінальні потужності трансформаторів будуть складати

Sт.ном > 22.4/1.4 = 15.7 МВА.

Приймаємо до установки трансформатори типу ТДН-16000/110 (Додаток Ж).

Для споживача з навантаженням Sн3 = 33.5 МВА номінальна потужність одного трансформатора буде складати

Sт.ном > 33.5/1.4 = 23.5 МВА.

Приймаємо до установки два трансформатори типу ТРДН-25000/110.

Довідкові і розрахункові параметри обраних трансформаторів занесемо в табл. 3.8.

Таблиця 3.8 Параметри вибраних трансформаторів

Трансфор-матор	Sт.ном, кВА	UВН, кВ	UНН, кВ	Рх, кВт	Рк, кВт	uк, %	Iх, %	Qх, квар	Rт, Ом	Хт, Ом
ТДН-16000/110	16000	115	10,5	18	85	10,5	0,7	112	4,4	86,8
ТРДН-25000/110	25000	115	11	25	120	10,5	0,65	163	2,5	55,5

Параметри трансформаторів Sт.ном, Uвн, Uнн, Рх, Рк, uк і Iх прийняті відповідно до довідкових даних (Додаток Ж.2). Параметри Rт, Xт і Qх розраховані по виразах (3.4), (3.5) і (3.6) відповідно.

Активний опір трансформатора, Ом

. (3.6)

Індуктивний опір трансформатора, Ом

. (3.7)

Втрати реактивної потужності в сердечнику, квар

. (3.8)

Для трансформатора ТДН-16000/110

Для трансформатора ТРДН-25000/110:

Rт = 2,5 Ом; Хт = 55,5 Ом; Qx = 163 квар.

Відзначимо, що для трансформатора ТРДН-25000/110 з розщепленими обмотками нижчої напруги опори Rт і Хт визначені для випадку, коли ці розщеплені обмотки працюють паралельно. У разі роздільної роботи цих обмоток опір кожної обмотки буде в 2 рази більше

Rт' = Rт'' = 2Rт, Хт'' = Хт'' = 2Хт.

Після вибору номінальної напруги мережі, перетинів проводів повітряних ліній і трансформаторів принципова схема електричної мережі матиме вигляд, показаний на рис. 3.4.

Рисунок 3.4 Принципова схема електричної мережі

3.5 Визначення розрахункових навантажень вузлів

Схема заміщення першого вузла навантаження електричної мережі, приведеної на рис. 3.4, має вигляд, показаний на рис. 3.5.

Рисунок 3.5 Схема заміщення 1-го вузла електричної мережі

Схема заміщення електричної мережі на рис. 3.5 складається з схем заміщення її елементів, об'єднаних у відповідності з принциповою схемою мережі. У вузлі 1 (див. рис. 3.4) сходяться дві лінії електропередачі. До цього вузла підключено два трансформатори 2ТДН-16000 з навантаженням, що задається незмінною потужністю

Sн1 = Рн1+ + jQн1

на шинах нижчої напруги трансформатора.

Для n однакових трансформаторів втрати потужності складають

; (3.9) . (3.10)

Розрахункове навантаження цього вузла 1 відповідно до позначень, вказаних в схемі заміщення рис. 3.5 і врахування виразів (3.9), (3.10), складе:

Розрахункові навантаження вузлів 2 і 3 визначаються аналогічно:

P2 = 20,12 МВт; Q2 = 10,305 Мвар;

P3 = 30,16 МВт; Q3 = 15,82 Мвар.

Після визначення розрахункових навантажень вузлів 1, 2 і 3 схема заміщення електричної мережі матиме вигляд, показаний на рис. 3.6.

Рисунок 3.6 Схема заміщення електричної мережі

3.6 Розрахунок сталого режиму кільцевої мережі

В результаті розрахунку сталого режиму електричної мережі визначаються:

- точний розподіл потоків в мережі;

- напруги у вузлах мережі для оцінки якості напруги і необхідності його регулювання.

Для визначення попереднього розподілу потоків задаються довільно напрямами потужностей (струмів) в лініях мережі (рис. 3.6).

На підставі другого закону Кирхгофа для замкнутого контуру кільцевої мережі запишемо рівняння:

. (3.11)

Значення струму і потужності зв'язані співвідношеннями

де I*, S* - зв'язані комплекси струму і потужності.

Перейдемо в рівнянні (3.11) від значень струмів до значень потужностей:

(3.12)

Після перенесення спряження на комплексний опір Z і множення правої і лівої частин (3.12) на , отримаємо

(3.13)

На підставі першого закону Кирхгофа для кожного з n вузлів навантажень можна записати:

(3.14)

Рівняння (3.13) і (3.14) є системою (n+1) рівнянь з (n+1) невідомими SА1, S12 ... S(n-1)n, SNB. Вирішивши цю систему щодо потужності SA1 головної ділянки мережі, отримаємо

(3.15)

Попередній розподіл потоків в мережі знайдемо без урахування втрат потужності. Для визначення потужностей, що протікають по головних ділянках А1 і В3, скористаємося виразом (3.15):

SА1 = (S1Z1B* + S2Z2B* + S3Z3B*)/ZAB* =

= ((20,12+j10,085)(47,8-j65,6)+(20,12+j10,305)(29,2-j48,4) +

+ (30,16+j15,82)(12-j30,8))/(55,8-j86,1)=37,27+j17,18 МВА;

SВ3 = (S3Z3А* + S2Z2А* +S1Z1А*)/ZAB* =

= ((30,16+j15,82)(43,8-j55,3)+(20,12+j10,305)(26,6-j37,7)+

+ (20,12+j10,085)(8-j20,5))/(55,8-j86,1)=33,13+j19,03 МВА.

Для перевірки правильності виконаного розрахунку перевіримо умову

SА1 + SВ3 = S1 + S2 + S3.

Підставляючи чисельні значення, отримаємо

SА1 + SВ3 = 37,27+j17,18+33,13+j19,03 = 70,4+j36,21 МВА;

S1 + S2 + S3 = 20,12+j10,085+20,12+j10,305+30,16+j15,82 =

= 70,4 + j36,21 МВА.

Умова виконується, отже, розрахунок потужностей головних ділянок виконаний правильно.

Потужності решти ділянок знайдемо за першим законом Кирхгофа:

S12 = SA1 - S1 = (37,27+j17,18)-(20,12+j10,085) = 17,15+j7,095 МВА;

S32 = SВ3 - S3 = (33,13+j19,03)-(30,16+j15,82) = 2,97+j32,1 МВА.

Видно, що вузлом розподілу потоків є вузол 2, оскільки до цього вузла потужності притікають з різних сторін. Вузол розподілу потоків, позначений на схемі заміщення значком Ў (див. рис. 3.6).

В результаті виконаного розрахунку кільцева мережа умовно ділиться по вузлу 2 на дві розімкнені схеми (рис. 3.7).

Рисунок 3.7 Ділення кільцевої схеми на дві розімкнені схеми.

Виконаємо розрахунок двох розімкнених схем. Цей розрахунок включає два етапи. На першому етапі визначається уточнений розподіл потоків в мережі. Розрахунок ведемо при напрузі мережі, що дорівнює номінальній Uном = 110 кВ.

Розглянемо детально розрахунок лівої частини схеми рис. 3.7.

Потужність в кінці ділянки 12

S12к = S12 = 17,15 + j7,095 МВА.

Перший етап. Для всіх n вузлів електричної мережі задаються початкові наближення напруги, рівні номінальній напрузі мережі Uном. Далі для кожної i-ої лінії (i = 1, 2...n) визначаються втрати потужності

(3.16)

Потужність на початку кожної i-ої лінії:

(3.17)

Потужність в кінці кожної (i-1) -ої лінії:

(3.18)

Обчислення по виразах (3.16)...(3.18) тривають до визначення потужності на початку першої лінії. Після цього визначається потужність, що поступає в мережу від джерела живлення:

(3.19)

Після визначення потужностей в кінці і початку кожної i-ої лінії і потужності джерела живлення перший етап розрахунку закінчується.

Втрати потужності в лінії 12 відповідно до виразів (3.16) складають

?Р12 = (S12к)2R12 /Uном2 = (17,152 + 7,0952)18,6/1102 = 0,53 МВт;

?Q12 = (S12к)2Х12 /Uном2 = (17,152 +7,0952)17,2/1102 = 0,49 Мвар.

Потужність на початку лінії 12 по (3.15) складає

S12н = S12к +?S12 = 17,15+j7,095+0,53+j0,49=17,68+j7,585 МВА.

Потужність в кінці лінії А1 по (3.18) визначиться по першому закону Кирхгофа

SА1к = S12н + S1 = 17,68+j7,585+20,12+j10,085=37,8+j17,67 МВА.

основа електроенергетика електропостачання

Втрати потужності в лінії А1 складають:

?РА1 = (SА1к)2RА1/Uном2 = (37,82+17,672)8/1102 = 1,15 МВт;

?QА1 = (SА1к)2ХА1/Uном2 = (37,82 +17,672)20,5/1102 =29,5 Мвар.

Потужність на початку лінії А1 складає:

SА1н = SА1к + ?SА1 = 37,8+j10,96+1,15+j2,95=38,95+j13,91 МВА.

Потужність, потрібна від джерела А, визначається по першому закону Кирхгофа по (3.19):

SА = SА1н-jQсА1/2 = 38,95+j13,91-j1,67/2 = 38,95+j13,075 МВА.

Абсолютно аналогічно виконується перший етап розрахунку для правої частини схеми рис. 3.7. Величини потужностей відповідно до позначень, вказаних на рис. 3.7, складають:

S32к = 2,97 + j3,21 МВА;

S32н = 2,995 + j3,24 МВА;

SВ3к = 33,155 + j19,06 МВА;

SВ3н = 34,605 + j12,78 МВА;

SВ = 34,605 + j11,535 МВА.

Другий етап. На другому етапі розрахунку визначаються напруги у вузлах мережі. Хай напруга в центрі живлення (на вузловій підстанції) в режимі найбільшого навантаження складає UA = UB = =114 кВ.

Співвідношення для падіння напруги, виражене через потужності, дорівнює:

(3.20)

де ?Un, jдUn - подовжня і поперечна складові падіння напруги ?Un.

Падіння напруги в лінії А1 відповідно до виразу (3.20) буде

?UА1 = ?UА1+jдUА1=

= ((PА1нRА1+QА1нXА1)+j(PА1нXА1-QА1нRА1))/UА=

=((38,95.8+13,91.20,5)+j(38,95.20,5-13,91.8))/114=4,35+j6,05 кВ.

Модуль напруги у вузлі 1 складає

Напруга у вузлі 1 при врахуванні тільки подовжньої складової падіння напруги складає

U1 = UA - ?UА1 = 114 - 4,35 = 109,65 кВ.

Видно, що вплив поперечної складової падіння напруги в мережі 110 кВ дуже невеликий (109,8 кВ ? 109,65 кВ). Надалі при розрахунку напруги з метою спрощення враховуватиметься тільки подовжня складова падіння напруги, звана втратою напруги.

Втрата напруги в лінії 12 складає

?U12=(P12нR12+Q12нX12)/U1=(17,6818,6+7,58517,2)/109,65=4,2кВ.

Напруга у вузлі 2

U2 = U1 - ?U12 = 109,65-4,2 = 105,45 кВ.

Аналогічно виконується другий етап розрахунку для правої частини схеми рис. 3.7. Втрати напруги і величини напруги у вузлах відповідно до позначень, вказаних на схемі рис.3.7, складають:

?UВ3 = 7,1 кВ;

U3 = 106,9 кВ;

?U32 = 1,0 кВ;

U2 = 105,9 кВ.

Обмежимося в розрахунках однією ітерацією. Деяка відмінність напруги вузла 2, обчислених для лівої (U2 = 105,45 кВ) і правої (U2 = 105,9 кВ) частин схеми можна пояснити зневагою поперечною складовою падіння напруги, а також обмеженням розрахунків однією ітерацією. У подальших розрахунках вважатимемо, що напруга у вузлі 2 складає U2 = 105,45 кВ.

3.7 Розрахунок напруги на вторинній обмотці трансформаторів

Напруги на первинній обмотці трансформаторів U1, U2 і U3 визначені при розрахунку сталого режиму електричної мережі. Розрахунок напруги на вторинній обмотці трансформаторів розглянемо на прикладі вузла 3, схема заміщення якого приведена на рис. 3.8.

Рисунок 3.8 Схема заміщення вузла 3

Втрата напруги в двох трансформаторах вузла 3 складає

?Uт3=(Рн3Rт + Qн3Xт)/2Uном = (302,5+1555,5)/2110=4,1 кВ.

Напруга на вторинній обмотці трансформаторів, приведене до первинної обмотки:

U3' = U3 - ?Uт3 = 106,9-4,1 = 102,8 кВ.

Дійсна напруга на вторинній обмотці трансформаторів при номінальному коефіцієнті трансформації

U3'' = U3'/kт = 102,811/115 = 9,8 кВ.

Аналогічні розрахунки виконаємо для вузлів 1 і 2:

?Uт1 = 4,25 кВ; U1' = 105,4 кВ; U1'' = 9,62 кВ;

?Uт2 = 4,35 кВ; U2' = 101,1 кВ; U2'' = 9,23 кВ.

У режимі найбільшого навантаження напруги U1'', U2'' і U3'' мають бути не нижче 10,5 кВ. Отже, на всіх трьох підстанціях необхідно регулювати напругу.

3.8 Регулювання напруги

Напруги на первинній обмотці трансформаторів, обчислені при розрахунку сталого режиму електричної мережі, складають:

U1 = 109,65 кВ;

U2 = 105,45 кВ;

U3 = 106,9 кВ.

Напруги на вторинній обмотці трансформаторів, приведені до первинної обмотки, розраховані в попередньому пункті і складають:

U1' = 105,4 кВ;

U2' = 101,1 кВ;

U3' = 102,8 кВ.

Напруги на вторинній обмотці трансформаторів при положенні РПН на нульовому відгалуженні розраховані в попередньому пункті і складають:

U1'' = 9,62 кВ;

U2'' = 9,23 кВ;

U3'' = 9,8 кВ.

Напруги на вторинних обмотках трансформаторів в режимі найбільшого навантаження повинні задовольняти умовам:

U1''т 10,5 кВ;

U2''т 10,5 кВ;

U3''т 10,5 кВ.

При номінальних коефіцієнтах трансформації

kт1 = kт2 = =115/10,5 = 10,95 і kт3 = 115/11 = 10,45

ці умови не виконуються.

Обрані вище трансформатори (ТДН і ТРДН) мають пристрій РПН (рис. 3.9) з діапазоном регулювання напруги +91,78%.

Рисунок 3.9 Принципова схема трансформатора з пристроєм РПН

Необхідно оцінити достатність діапазону регулювання напруги для підтримки напруги на вторинній обмотці трансформаторів на необхідному рівні.

Вибір регулювальних відгалужень РПН здійснимий для вузла 2 з найнижчим рівнем напруги U2'' = 9,23 кВ. Для трансформаторів, встановлених в цьому вузлі, необхідно перемкнути РПН з нульового відгалуження на необхідне відгалуження Uвідг.т, тобто змінити номінальний коефіцієнт трансформації kт2 до необхідного значення kт2.т, що забезпечує на вторинній обмотці трансформаторів необхідну напругу U2''т > 10,5 кВ.

Напруга необхідного регулювального відгалуження

Uвідг.т = U2'Uнн/U2''т=101,110,5 / 10,5 = 101,1 кВ.

Напруга на первинній обмотці трансформатора відрізняється від напруги системи на величину втрат напруги в опорі РПН. Отримана напруга необхідного регулювального відгалуження Uвідг.т округляється до найближчого i-го стандартного значення, яке підбирається по наступному виразу:

Uотв.i = Uвн i1,78Uвн/100 = 115 i1,78115/100 =115+i2,047

З останнього співвідношення (або табл. 3.9) виходить, що номер необхідного регулювального відгалуження i = -7, а стандартна напруга цього відгалуження

Uвідг-7 = 115 -72,047 = 100,67 кВ.

Дійсна напруга на вторинній обмотці трансформаторів після регулювання

U2д = U2'Uнн/Uотв-7 = 101,110,5/100,67 = 10,54 кВ 10,5 кВ.

Таблиця 3.9 Стандартна напруга відгалужень трансформатора з номінальною первинною напругою UВН = 115 кВ

№ відгалужу.	Uвідг., кВ	№ відгалуж.	Uвідг., кВ
0	115	0	115
-1	112,95	+1	117,04
-2	110,91	+2	119,09
-3	108,86	+3	121,14
-4	106,82	+4	123,19
-5	104,77	+5	125,23
-6	102,72	+6	127,28
-7	100,67	+7	129,33
-8	98,63	+8	131,37
-9	96,58	+9	133,42

Вимога для режиму найбільшого навантаження виконується.

Діапазон регулювання +91,78% достатній для підтримки на необхідному рівні напруги на вторинній обмотці трансформаторів у вузлі 2.

Регулювання напруги у вузлах 1 і 3 виконується аналогічно. Для цих вузлів діапазон регулювання напруги +91,78% буде також достатній, оскільки напруга в цих вузлах вища, ніж у вузлі 2.

3.9 Оцінка економічності режиму електричної мережі

Економічність режиму електричної мережі оцінимо по величині втрат потужності і електроенергії. Сумарні втрати активної потужності в мережі визначаться як різниця між активною потужністю, що споживається від джерела живлення, і активною потужністю навантажень. Активна потужність, що споживається від джерела живлення, визначена при розрахунку сталого режиму електричної мережі і складає

Р = РА + РВ = 38,95 + 34,605 = 73,555 МВт.

Сумарна активна потужність навантажень згідно з початковими даними складає

РнУ = 20 + 20 + 30 = 70 МВт.

Сумарні втрати активної потужності

?РУ = Р - РнУ = 73,555 - 70 = 3,555 МВт.

Частка втрат від активної потужності, відпущеної споживачам, складає

?РУ% = ?РУ100/Р = 3,555100/73,555 = 4,8 %.

Частка втрат від споживаної активної потужності

?РУ% = ?РУ100/(Рн1 + Рн2 + Рн3) = 3,555100/70=5,1 %.

Сумарні втрати активної потужності умовно діляться на змінні ?РУ' і постійні ?РУ''. Постійні втрати або втрати в сердечниках трансформаторів відповідно до таблиці. 3.8 складають

?РУ'' = 2?Рх1+2?Рх2+2?Рх3 = 20,018+20,018+20,025=0,122 МВт.

Решта частини сумарних втрат потужності - це змінні втрати в активних опорах ліній і трансформаторів:

?Р' = ?Р - ?Р'' = 3,555 - 0,122 = 3,433 МВт.

Змінні втрати складають основну частину сумарних втрат:

?Р'% = ?Р'100/?РУ = 3,433100/3,555 = 96,6 %.

Річні втрати електроенергії повітряних і кабельних ліній, трансформаторів (для часу роботи елементів електричної мережі протягом року Тв = 8760 год і кількості годин втрат потужності ф = 4000 год) дорівнюють:

?Wр = ?РУ'ф + ?РУ''Тв = 3,4334000+0,1228760=18 000 МВтч

Кількість годин найбільших втрат відповідно до емпіричної формули для кількості годин найбільшого навантаження Тmax = 5500 год:

фmax = (0,124 + Тmax10-4)28760=(0,124+550010-4)28760 = 4000 год.

Частка втрат від електроенергії, відпущеної споживачам, складає:

?Wр% = ?Wгод100/(РТmax) = 18103100/(73,5555500) = 4,4 %.

4. Захист курсового проекту

Захист курсового проекту проходить у присутності всіх бажаючих студентів і викладачів.

До захисту допускаються проекти, підписані автором і затверджені керівником. На пояснювальній записці мають бути підписи керівника. Пояснювальна записка під час захисту передається разом із заліковою книжкою.

На початку захисту студент робить 4 - 5 хвилинне повідомлення про виконану роботу, яке повинне містити наступні розділи:

- завдання на проект;

- вибрана схема електричної мережі, напруга, перетин ліній;

- трансформатори вузлів і розрахункові навантаження;

- результати розрахунку сталого режиму кільцевої мережі, трансформаторів і напруги відгалужень;

- оцінка економічності електричної мережі;

- висновок.

При захисті з дозволу викладача можна використовувати пояснювальну записку, як довідковий матеріал. Рекомендується при підготовці до захисту скласти таблицю розрахункових даних основних величин при повідомленні про виконаний проект і відповіді на питання.

Рекомендована література

1. Электрические системы. Электрические сети /В.А. Веников, А.А. Глазунов, Л.А. Жуков и др.: Под ред. В.А. Веникова, В.А. Строева.-М.: Высш. шк., 1998.

2. Киреева Э.А., Орлов В.В., Старкова Л.Е. Электроснабжение промышленных предприятий. - М.: НТФ «Энергопрогресс», 2003. - 120 с.

3. Шеховцев В.П. Расчет и проектирование схем электроснабжения. - М.: Форум: Инфра - М, 2005. - 214с.

4. В.Н. Костин, Е.В. Распопов, Е.А. Родченко. Передача и распределение электроэнергии: - СПб.: СЗТУ, 2003 - 147 с.

Додаток А

Приклад оформлення титульної сторінки

Міністерство освіти і науки Україні

Донбаський державній технічній університет

Кафедра електричних машин та апаратів

Пояснювальна записка

до курсового проекту з дисципліни

«Основи електроенергетики та електропостачання» на тему:

Виконав: Студент групи _____________

(шифр )

___________________________________

(П.І.Б.)

Керівник роботи: (П.І.Б. викладача)

20__ р.

Додаток Б

Завдання до курсового проекту

Донбаський державний технічний університет

Краснодонська філія. Кафедра: «Електричні машини та апарати»

Напрям підготовки 6.050702 - електромеханіка

Затверджую

Зав. кафедри ЕМА ___________

«____» ____________ 20__ р.

1. Тема: «Розрахунок районної електричної мережі для електропостачання трьох вузлів навантаження».

2. Термін здавання студентом закінченої роботи: .

3. Вхідні дані до роботи: напруга районної підстанції .../... кВ, повна потужність першого вузла ... МВА, другого вузла …. МВА, третього вузла ... МВА, кількість часів найбільшого навантаження … год.

4. Зміст розрахунково-пояснювальної записки (перелік питань, що підлягають розробці):

- вибір схеми електричної мережі, напруги, перетину ліній;

- вибір трансформаторів і визначення розрахункових навантажень;

- розрахунок сталого режиму кільцевої мережі, розрахунок трансформаторів і регулювання напруги відгалужень;

- оцінка економічності електричної мережі.

5. Дата видачі завдання ______________

Керівник ___________________________________

(підпис керівника)

Завдання прийняв до виконання_________________

(підпис студента)

Календарний план

№ п/п	Найменування етапів роботи	Термін виконання етапів роботи
1	Вибір схеми електричної мережі, напруги, перетину ліній	1 - 5 тиждень
2	Вибір трансформаторів і визначення розрахункових навантажень	6 - 9 тиждень
3	Розрахунок сталого режиму кільцевої мережі, розрахунок трансформаторів і регулювання напруги відгалужень	10 - 14 тиждень
4	Оцінка економічності електричної мережі	15 тиждень
5	Підготовка до захисту	16 тиждень

Студент ___________________________

(підпис)

Керівник ___________________________

(підпис)

Додаток В

Реферат

Курсовий проект складається з ___ сторінок,___ рисунків, ___ таблиць, ___ джерел, ___ додатків на ___ сторінках.

Об'єктом розрахунку є районна електрична мережа.

Мета роботи - розрахунок у відповідності з завданням на курсовий проект електричних навантажень районної електричної мережі.

У процесі роботи виконується вибір схеми електричної мережі, номінальної напруги, перетину ліній, вибір трансформаторів і визначення розрахункових навантажень.

Виконується розрахунок сталого режиму кільцевої мережі, розрахунок трансформаторів і регулювання напруги відгалужень.

Проведена оцінка економічності електричної мережі.

Електрична мережа, навантаження, трансформатор, регулювання напруги, відгалуження, кільцева мережа, економічна оцінка

Додаток Г

Варіанти завдань до курсового проекту

№ вар.	U1АТ, кВ	U2АТ, кВ	Потужності вузлів навантаження, МВА	Розташування вузлів навантаження щодо центру живлення АТ, км	Tmax, годин
			Sн1	Sн2	Sн3	АТ-1	АТ-2	АТ-3	1-2	2-3	1-3
1	220	110	20+j10	20+j10	40+j20	50	100	75	60	40	40	5500
2	220	110	40+j20	10+j5	30+j15	50	100	75	60	40	40	6000
3	220	110	30+j15	20+j10	60+j30	50	100	75	60	40	40	1000
4	220	110	60+j30	80+j40	30+j15	50	100	75	60	40	40	1500
5	220	110	60+j30	60+j30	80+j40	50	100	75	60	40	40	2000
6	220	110	12+j6	12+j6	8+j4,0	50	100	75	60	40	40	2500
7	220	110	10+j5,0	10+j5,0	10+j5,0	50	100	75	60	40	40	3000
8	220	110	16+j8,0	20+j10	16+j8,0	50	100	75	60	40	40	3500
9	220	110	32+j16	32+j16	20+j10	50	100	75	60	40	40	4000
10	220	110	24+j12	20+j10	30+j15	50	100	75	60	40	40	4500
11	220	110	40+j20	20+j10	40+j20	50	100	75	60	40	40	5000
12	220	110	60+j30	40+j20	60+j30	50	100	75	60	40	40	5500
13	220	110	80+j40	80+j40	60+j30	50	100	75	60	40	40	6000
14	220	110	120+j60	80+j40	60+j30	50	100	75	60	40	40	6500
15	220	110	200+j100	200+j100	120+j60	50	100	75	60	40	40	7000
16	220	110	250+j125	200+j100	250+j125	50	100	75	60	40	40	7500
17	220	110	80+j40	60+j30	120+j60	50	100	75	60	40	40	8000
18	220	110	40+j20	80+j40	120+j60	50	100	75	60	40	40	8500
19	220	110	60+j30	60+j30	200+j100	50	100	75	60	40	40	1000
20	220	110	16+j8,0	20+j10	30+j15	50	100	75	60	40	40	1500
21	220	110	20+j10	20+j10	40+j20	50	100	75	60	40	40	2000
22	220	110	30+j15	30+j15	20+j10	50	100	75	60	40	40	2500
23	220	110	80+j40	80+j40	100+j50	50	100	75	60	40	40	3000
24	220	110	100+j50	100+j50	200+j100	50	100	75	60	40	40	3500
25	220	110	200+j100	200+j100	250+j125	50	100	75	60	40	40	4000
26	220	110	250+j125	250+j125	250+j125	50	100	75	60	40	40	4500
27	220	110	80+j40	60+j30	60+j30	50	100	75	60	40	40	5000
28	220	110	20+j10	40+j20	40+j20	50	100	75	60	40	40	5500
29	220	110	6+j3,0	6+j3,0	10+j5,0	50	100	75	60	40	40	6000
30	220	110	10+j5,0	20+j10	30+j15	50	100	75	60	40	40	6500

Додаток Д

Вказівки до оформлення курсового проекту

Д.1 Вимоги до структури і комплектності курсового проекту

Курсовий проект повинен включати:

1. Зшиту пояснювальну записку з додатками.

2. Компакт-диск, диск CD-R, на який мають бути записані:

- файл пояснювальної записки у форматі MS Word;

- програма розрахунку курсового проекту (якщо є).

Д.2 Вимоги до оформлення пояснювальної записки

Пояснювальна записка має бути виконана на стандартних листах паперу формату А4 і зброшурована разом з рисунками. Вимоги до форматування документа:

- поля зверху, знизу, зліва, справа - 20 мм;

- Шрифт Times New Roman, 14 пт;

- інтервал 1,5; абзац, відступ зліва 1,2;

- вирівнювання основного тексту по ширині; нумерація сторінок вгорі справа; автоматична розстановка перенесень, перенесення слів з прописних букв заборонене;

- найменування розділів: шрифт напівжирний, номер розділу без крапки, назва, крапка в кінціу кінці назви не ставиться, інтервал після - 14 пт, розділ починається з нової сторінки;

- найменування підрозділів: шрифт напівжирний, номер розділу з крапкою, номер підрозділу без крапки, назва, крапка в кінціу кінці назви не ставиться, інтервал після - 0 пт, підрозділ розділу починається на поточній сторінці, новий тест з абзацу;

- найменування пунктів: шрифт напівжирний, номер розділу з крапкою, номер підрозділу з крапкою, номер пункту з крапкою, в тексті з абзацу, новий текст після назви пункту;

- порядкові номери рисунків слідують після номера розділу, орієнтація рисунка по центру, орієнтація підпису рисунку - по ширині з абзацу; порядкові номери таблиць слідують після номера розділу, найменування таблиці з абзацу, вирівнювання по ширині; нумерація формул крізна, орієнтація по центру, номер ставиться в круглих дужках з вирівнюванням по правому краю;

- посилання в тексті на літературу - в квадратних дужках з вказівкою порядкового номера джерела в списку літератури і через кому номера сторінки.

Оборотна сторона листів не використовується. Титульний лист до записки складається за формою Додатка А. На першій сторінці має бути поміщене завдання на роботу, видане на початку роботи. Далі слідують реферат, зміст і текст пояснювальної записки. В кінціу кінці записки поміщається список використаної літератури (іменується як «ПЕРЕЛІК ПОСИЛАНЬ»), причому на кожну з приведених в списку книг або статей має бути посилання в тексті. Сторінки записки необхідно пронумерувати, рисунки (ескізи, графіки) виконати на окремих листах.

Необхідні по ходу розрахунку пояснення і обґрунтування слід робити коротко і ясно. При записі результатів ручних розрахунків потрібно обов'язково привести розрахункову формулу, потім ту ж формулу із заміною символів відповідними числами і, нарешті, чисельний результат з вказівкою розмірності. Результати розрахунків представляються з подальшим письмовим аналізом і висновками.

Додаток Ж

Довідкова інформація

Ж.1 - Параметри проводів ЛЕП

Марка проводу	Погонний активний опір, Омкм	Погонний індуктивний опір, Омкм	Погонний ємносний опір, См/км
Алюмінієвий провід
А-16	1,96	0,486	2,27
А-25	1,27	0,477	2,34
А-35	0,91	0,467	2,40
А-50	0,63	0,456	2,456
А-70	0,45	0,444	2,51
А-95	0,33	0,434	2,57
А-120	0,27	0,427	2,62
А-150	0,21	0,420	2,67
А-185	0,17	0,413	2,71
А-200	0,131	0,410	2,77
А-300	0,105	0,400	2,81
А-400	0,078	-	2,88
А-500	0,068	-	2,94
А-600	0,052	-	2,99
Сталь-алюмінієвий провід
АС-16	1,96	0,486	2,29
АС-25	1,27	0,477	2,35
АС-35	0,91	0,467	2,43
АС-50	0,63	0,456	2,49
АС-70	0,45	0,444	2,55
АС-95	0,33	0,434	2,61
АС-120	0,27	0,427	2,65
АС-150	0,21	0,420	2,70
АС-185	0,159	0,413	2,75

Ж.2 Трансформатори силові ТРДН, ТДН з двома обмотками масляні класу напруги 110 кВ

Ж.2.1 Загальні відомості. Трансформатори ТРДН, ТДН трифазні, з двома обмотками, з природною циркуляцією масла і примусовим обдуванням повітря, з регулюванням напруги під навантаженням (РПН), призначені для перетворення змінного струму напругою 110 кВ в енергію нижчої напруги (6; 10 кВ) і підтримки заданого рівня напруги в розподільних мережах в районах, віддалених від промислових зон, і для роботи в електричних мережах загального призначення.

Силові трансформатори ТРДН, ТДН виготовляються для країн з помірним кліматом з перепадом температур від мінус 45 до плюс 40°С. Трансформатори ТРДЦН, ТДН виготовляються в кліматичного виконання У1. Магнітопровід тристрижневої плоскошихтованый, виготовлений з високоякісної електротехнічної сталі. Охолоджування забезпечується малооб'ємними радіаторами з овальних труб. Трансформатори силові до 110 кВ ТРДН, ТДН забезпечують надійне електропостачання протягом всього терміну експлуатації.

Ж.2.2 Структура позначення трансформаторів ТРДН, ТДН:

ТДН, ТРДН-ХХХХХ/ХХХ У1:

Т - трифазний трансформатор.

Р - розщеплювання обмоток на стороні НН.

Д - охолоджування з природною циркуляцією масла і примусовою повітря.

Н - регулювання напруги під навантаженням РПН.

ХХХХ - номінальна потужність трансформатора, кВА.

ХХХ - клас напруги обмотки вищої напруги ВН, кВ.

У1 - кліматичне виконання У і категорія розміщення 1.

Регулювання напруги трансформатора ТРДН, ТДН під навантаженням (РПН) здійснюється перемикальним пристроєм в нейтралі обмотки ВН в межах + 9 x 1,78% від номінальної напруги. Трансформатори масляні ТРДН, ТДН мають остов з трьох-стрижневою шихтованою магнітною системою, зібраною з листів холоднокатаної електротехнічної сталі. Лінійні і нейтральний введення ВН забезпечені трансформаторами струму. Бак силового трансформатора ТДН, ТРДЦН забезпечується арматурою для заливки, відбору проб, зливу і фільтрації трансформаторного масла, підключення системи охолоджування і вакуумного насосу.

Ж.2.3 Технічні параметри трансформаторів з вищою напругою 110 кВ

Тип трансформатора	Sт.ном, МВА	UВН, кВ	UНН, кВ	Рх, кВт	Рк, кВт	uк, %	Iх, %
ТМН-2500/110	2,5	110	11	5,5	22	10,5	1,50
ТМН-6300/110	6,3	115	11	10	44	10,5	1,00
ТДН-10000/110	10	115	10,5	14	60	10,5	0,70
ТДН-16000/110	16	115	10,5	18	85	10,5	0,70
ТРДН-25000/110	25	115	11	25	120	10,5	0,65
ТРДН-32000/110	32	115	11	30	150	10,5	0,70
ТДН-40000/110	40	115	11	34	170	10,5	0,65
ТРДН-63000/110	63	115	11	40	200	11,0	0,70
ТРДН-80000/110	80	115	11	45	230	11,0	0,70
ТДЦ-125000/110	125	121	10,5	120	400	10,5	0,55
ТДЦ-200000/110	200	121	13,8	170	550	10,5	0,50
ТДЦ-250000/110	250	121	15,75	200	640	10,5	0,50
ТДЦ-400000/110	400	121	20	320	900	10,5	0,45

Ж.2.4 Технічні параметри трансформаторів з вищою напругою 220 кВ

Тип трансформатора	Sт.ном, МВА	UВН, кВ	UНН, кВ	Рх, кВт	Рк, кВт	uк, %	Iх, %
ТДТН-25000/220	25	230	11	45	130	15,0	0,90
ТРДН-32000/220	32	230	11	45	150	11,5	0,65
ТРДН-40000/220	40	230	11	50	170	12,0	0,90
ТРДН-63000/220	63	230	11	70	265	11,5	0,50
ТД-80000/220	80	242	10,5	79	315	11,0	0,45
ТРДЦН-100000/220	100	230	11	115	360	12,0	0,70
ТДЦ-125000/220	125	242	10,5	120	380	11,0	0,55
ТРДЦН-160000/220	160	230	11,0	155	500	12,5	0,60
ТДЦ-200000/220	200	242	13,8	130	660	11,0	0,40
ТДЦ-250000/220	250	242	13,8	207	600	11,0	0,50
ТДЦ-400000/220	400	242	13,8	330	880	11,0	0,40
ТЦ-630000/220	630	242	15,75	380	1200	12,5	0,35
ТНЦ-1000000/220	1000	242	24	480	2200	11,5	0,40

Размещено на Allbest.ru