кА ;

кА;

8.5.3 Выбор ограничителей перенапряжений

На стороне ВН принимаем ОПН - 110/88-10(III) IV УХЛ1.

В нейтрале принимаем ОПН - 110/88-10(III) IV УХЛ1.

На стороне НН принимаем ОПН - 10/9.5-10(II) УХЛ1.

8.5.4 Выбор аппаратов в цепи трансформатора собственных нужд

Для питания собственных нужд устанавливаются два трансформатора с вторичным напряжением 0.4 кВ. Мощность трансформатора собственных нужд можно ориентировочно принять

Sном.ТСНSрасч.ТСН0.3%Sном.т=48 кВт.

Принимаем трансформаторы типа ТСЗ-63/10:Uвн=10 кВ;Uнн=0.4 кВ;S=63 кВА;

условие для выбора аппаратуры;

;

.

Выбор предохранителя

А;

Из условия выбора аппаратуры

принимаем ПКТ101-10-8-31.5У3;

Iном=8 А Iном.откл=31.5 кА;

проверка по коммутационной способности

Iном.отклIпо ; 31.5>8.04,

Выбор автомата

А.

Из условия выбора аппаратуры принимаем рубильник Р32

Iном=250 iу=64 кА Вк=64 кДж.

Принимаем автомат ВА 88-35

Автомат имеет уставки 960-4400А от токов к. з. и 150-800А от перегрузки а так же Iном=400 и iоткл=10 кА.

8.5.5 Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения

Измерительные приборы и места их установки

Таблица 8.10

№ п/п	Место установки приборов	Приборы
1.	Трансформатор двухобмоточный на стороне НН	Амперметр (Э-335) Ваттметр (Д-335) Счетчик активной энергии (СА4У-И672М) Счетчик реактивной энергии (СР4У-И676М)
2.	Секционный выключатель	Амперметр в одной фазе (Э-335)
3.	Секция шин НН	Вольтметр (Э-335)
4.	Кабельная линия	Амперметр (Э-335) Счетчик активной энергии (СА4У-И672М) Счетчик реактивной энергии (СР4У-И676М)
5.	Трансформатор собственных нужд	Амперметр (Э-335) Счетчик активной энергии (СА4У-И672М)

Выбор трансформаторов тока.

На стороне высшего напряжения:

Принимаем трансформатор тока наружной установки. Тип трансформатора тока (ТТ) - ТФЗМ 110- У. Проверка трансформатора тока приведена в табл. 8.9.

Таблица 8.11

Расчетные данные	Каталожные данные	условие выбора
Uсети=110 кВ Iпрод.расч.=92.4 А	Uном=110 кВ Iном=2500 А класс точности=0.5	по условию длительного режима
iу=5.02кА	Iдин=100 кА	по динамической стойкости

где ВК - интеграл Джоуля, определится последующему выражению:

(7.14);

кА2•с

Окончательно выбирает на стороне 110 кВ ТТ - ТФЗМ 110Б-I У1:

Т - трансформатор тока;

Ф - фарфоровая изоляция;

З - с обмотками звеньевого типа;

М - маслонаполненный;

110 - номинальное напряжение;

У1 - климатическое исполнение;

На стороне НН трансформаторов ставим ТТ ТШЛК-10 в каждой фазе проверка трансформатора тока приведена в табл. 8.12:

Таблица 8.12

Расчетные данные	Каталожные данные	Условие выбора
Uсети=10 кВ Iпрод.расч.=965.8 А	Uном=10 кВ Iном=1000 А Класс точности=0.5(при нагрузке 0.8 Ом)	по условию длительного режима
кА	Iдин=70 кА	по динамической стойкости
Z2расч=0,6	Z2ном=0.4	по нагрузочной способности

Проверка по нагрузочной способности

Определение сопротивлений приборов

Zамп.=Sпотр. обм / I2=0.5/52=0.02 Ом;

Zватт.=Sпотр. обм / I2=0.5/52=0.02 Ом;

Zсч.акт.= Sпотр. обм / I2=2.5/52=0.1 Ом;

Zсч.реакт.= Sпотр. обм / I2=2.5/52=0.1 Ом.

в формулах:

Sпотр. обм - мощность, потребляемая токовой обмоткой данного прибора

I - ток во вторичной обмотке трансформатора тока

Таблица 8.13

Прибор	Тип	нагрузка создаваемая прибором, Ом
		Фаза А	Фаза В	Фаза С
Амперметр	Э-335	-	0.02	-
Ваттметр	Д-335	-	0,02	-
Счетчик активной энергии	СА4У-И672М	0,1	-	0,1
счетчик реактивной энергии	СР4У-И676М	0,1	0,1	0,1

Самой нагруженной фазой является фаза А, либо фаза С.

Производим расчет сопротивления нагрузки для фазы А:

Zсч.акт.+Zсч.реакт.+rпров+rконт

Z2расч=Zприб+rпров+rконт=

=0.1+0.1+rпров+0.05=0.25+rпров;

находим допустимое сопротивление провода:

rпров. доп.=0.8-0.25=0.55 Ом;

находим требуемое сечение для заданного сопротивления:

,

электрический сеть нагрузка подстанция

где - удельное сопротивление;

l - длина контрольного кабеля (принимаем равной 50м);

rпров. доп. -допустимое сопротивление провода.

В результате расчета получаем:

q=0.02850/0.55=2.55 мм2;

из условий механической прочности принимаем сечение контрольного кабеля 4 мм2

q=4 мм2 rпров.= 0.02850/4=0.35 Ом;

Z2расч=0.35+0.25=0.6 < 0.8 следовательно ТТ проходит по нагрузочной способности.

На секционном выключателе ставим ТТ ТПЛК-10 проверка трансформатора тока приведена в таблице 8.14:

Таблица 8.14

Расчетные данные	Каталожные данные	условие выбора
Uсети=10 кВ Iпрод.расч.=579 А	Uном=10 кВ Iном=600 А класс точности=0.5	По условию длительного режима
iу=21 кА	Iдин=74.5 кА	по динамической стойкости

На отходящей кабельной линии ставим ТТ ТПЛК-10 проверка трансформатора тока приведена в таблице 8.15:

Таблица 8.15

Расчетные данные	Каталожные данные	условие выбора
Uсети=10 кВ Iпрод.расч.=135.8 А	Uном=10 кВ Iном=150 А класс точности=0.5	По условию длительного режима
iу=21 кА	Iдин=74.5 Ка	по динамической стойкости

Таблица 8.16

прибор	Тип	нагрузка создаваемая прибором, Ом
	50	Фаза С	Фаза А	Фаза В	0
Амперметр	Э-335	-	0,02	-	-
Счетчик активной энергии	СА4У-И672М	0,1	0,1	-	-
счетчик реактивной энергии	СР4У-И676М	0,1	0,1	-	0,1

Самой нагруженной фазой является фаза А,

производим расчет сопротивления нагрузки для фазы А:

находим требуемое сечение для заданного сопротивления:

, где

- удельное сопротивление;

l - длина контрольного кабеля (принимаем равной 5м);

rпров. доп. - допустимое сопротивление провода.

В результате получаем

;

из условий механической прочности принимаем сечение контрольного кабеля 6 мм2

.

Выбор трансформаторов напряжения:

На секции 10 кВ ставим ТН типа НТМИ-10-66У3 со следующими характеристиками:

Uном=10 кВ;

первичное напряжение 10000 В;

вторичное напряжение 100 В;

дополнительной вторичной 100/3 В;

допустимая мощность 120 ВА при (классе точности 0.5);

группа соединений обмоток Y0/Y0/;

Проверка по нагрузочной способности :

Подсчет нагрузки вторичной обмотки трансформатора напряжений.

Таблица 8.15.

Наименование прибора	Тип	Число катушек	Потребляемая мощность одной катушки В*А		Число приборов	P, Вт	Q, В*А
Вольтметр	Э-335	1	2(2)		2	4	0
Ваттметр	Д-335	1	1,5		1	1,5	0
Счетчик активной энергии	СА4У-И672М	2	8(2)		9
Счетчик реактивной энергии	СР4У-И676М	2	8(2)		9



На стороне ВН принимаем трансформатор напряжения НФК-110-83У1 с характеристиками:

Uном=110 кВ;

первичное напряжение 110000 В;

вторичное напряжение 100 В;

допустимая мощность 400 В*А при (классе точности 0.5).

8.5.6 Выбор провода высшего напряжения

Разводка по высокой стороне 110 кВ выполняются проводом АС-70.

8.5.7 Выбор ошиновки силового трансформатора

Ошиновка силового трансформатора от выводов 10 кВ до ввода в распредустройство выполняется проводом АС-70.

Сечение ошиновки выбирается по экономической плотности тока и проверяется по условию допустимости нагрева током утяжеленного режима :

Iдоп> Iпрод.расч

где : Iпрод.расч.=965.8 А ;

Выбираем четыре алюминиевых провода .

.

8.5.8 Выбор кабельных линий к потребителю

N=10

Максимальный длительный ток нормального режима:

;

Сечение силовых кабелей выбирается по экономической плотности тока

Экономическое сечение одной шины кабеля , где - экономическая плотность тока кабеля с бумажной изоляцией и алюминиевой жилой.

Принимаем сечение q=70 мм2.

данные кабеля:

допустимый ток кабеля Iдоп=160 А бумажная изоляция, пропитка не стекающий состав, свинцовая оболочка.

Проверка стандартного сечения по нагреву током длительного режима

А, где

- допустимый табличный ток;

- поправочный коэффициент, зависящий от числа кабелей в траншее и расстояния между ними.

Производим проверку кабеля по термической стойкости:

Для этого требуется определить минимально допустимое сечение

q qмин= мм2 , где

Вк - тепловой импульс;

C - коэффициент, принимаемый в среднем для кабеля с алюминиевыми жилами

С=90 А2*с/мм4

Кабель АСБ-10-370 проходит по термической стойкости.

8.5.9 Выбор и обоснование конструкций распределительных устройств

На стороне НН применяется комплектное распределительное устройство наружной установки (КРУН). Число шкафов на низшем напряжении данной подстанции составляет 10 штук. Принимаем шкафы серии К-47, рассчитанные на номинальные токи до 630А .

КРУН - распределительное устройство, состоящее из закрытых шкафов с встроенными в них аппаратами, измерительными и защитными приборами. Шкафы КРУН изготовляются на заводах, что позволяет добиться тщательной сборки всех узлов и обеспечения надежной работы электрооборудования. Применение КРУН позволяет ускорить монтаж РУ. КРУН более безопасно в обслуживании, т.к. все части, находящиеся под напряжением закрыты кожухами.

На стороне ВН устанавливается открытое распределительное устройство (ОРУ) с элегазовыми ячейками ПАСС МО-145. Размещение оборудования в ячейках позволяет осуществлять его независимый ремонт и обслуживание, локализацию аварии в пределах ячейки. Ширина ячейки стандартная. Длина ячейки и длина ОРУ определяется схемой РУ и способом размещения оборудования.

Принимаем на низшем напряжении КРУ типа К-47.

9. Определение численности персонала оперативно-диспетчерской службы

В соответствии с приказом Минэнерго СССР N 420 от 04.11.85 "Об утверждении типовых организационных структур управления и нормативов численности персонала предприятия электрических сетей" оперативное, техническое обслуживание и ремонт электрических сетей осуществляется по трем формам организации: функциональной, территориальной и смешанной.

Для осуществления организации оперативного обслуживания подстанций в соответствии с приказом N 420 Минэнерго СССР можно применять :

- круглосуточное активное дежурство на щите управления;

- дежурство на дому;

- дежурство оперативно-выездных бригад (ОВБ).

Форма оперативного обслуживания подстанций увязывается с нормативной численностью рабочих по оперативному и техническому обслуживанию, которая рассчитывается по нормативам приказа N420 Минэнерго СССР.

По заданию в данном дипломном проекте следует расчитать численность оперативно-диспетчерского персонала. Численность персонала зависит от Объема электрических сетей 35 кВ и выше в условных единицах, и от количества подстанций напряжением 35 кВ и выше в единицах по [11]. Для «Восточных электрических сетей» объем электрических сетей 35 кВ и выше в условных единицах равен 25500 у.е. , количество подстанций напряжением 35 кВ и выше равна 42 ед.

Определение численности оперативно-диспетчерского персонала

Таблица 9.1.

№ п/п	Наименование функций управления	Номер таблицы приказа №420	Числовое значение факторов	Нормативная численность
1.	Оперативно-диспетчерское управление	5.17.	25500/42	10

Численность оперативно-диспетчерской службы равна 10 чел..

10. Безопасность и экологичность проекта

10.1 Установка заземлений на ВЛ

При проведении ремонтов воздушных линий электропередач (ВЛ) необходимо соблюдать следующие меры по технике безопасности.

ВЛ напряжением выше 1000 В должны быть заземлены во всех распределительных устройствах (РУ) и у секционирующих коммутационных аппаратов, где отключена линия. Допускается:

ВЛ напряжением 35 кВ и выше с ответвлениями не заземлять на подстанциях, подключенных к этим ответвлениям, при условии, что ВЛ заземлена с двух сторон, а на этих подстанциях заземления установленными за отключенными линейными разъединителями;

ВЛ напряжением 6-20 кВ заземлять только в одном РУ или у одного секционирующего аппарата либо на ближайшем к РУ или секционирующему аппарату опоре. В остальных РУ этого напряжения и у секционирующих аппаратов, где ВЛ отключена, допускается её не заземлять при условии, что на ВЛ будут установлены заземления между рабочим местом и этим РУ или секционирующими аппаратами. На ВЛ указанные заземления следует устанавливать на опорах, имеющих заземляющие устройства. Дополнительно на рабочем месте каждой бригады должны быть заземлены провода всех фаз, а при необходимости и грозозащитные тросы.

При монтаже проводов в анкерном пролете, а также после соединения петель на анкерных опорах смонтированного участка ВЛ провода (тросы) должны быть заземлены на начальной анкерной опоре и на одной из конечных промежуточных опор (перед анкерной опорой конечной).

На ВЛ с расщепленными проводами допускается в каждой фазе заземлять только один провод; при наличии изолирующих распорок заземлять требуется все провода фазы. На одноцепных ВЛ заземление на рабочих местах необходимо устанавливать на опоре, на которой ведется работа, или на соседней. Допускается установка заземлений с двух сторон участка ВЛ, на котором работает бригада, при условии, что расстояние между заземлениями не превышает 2 км.

Переносные заземления следует присоединять на металлических опорах - к их элементам, на железобетонных и деревянных опорах с заземляющими спусками - к этим спускам после проверки их целости. На железобетонных опорах, не имеющих заземляющих спусков, можно присоединять заземления к траверсам и другим металлическим элементам опоры, имеющим контакт с заземляющим устройством. Места присоединения переносных заземлений к заземляющим проводникам или конструкциям должны быть очищены от краски. Переносное заземление на рабочем месте можно присоединять к заземлителю, погруженному вертикально в грунт не менее чем на 0,5 м. Не допускается установка заземлителей в случайные навалы грунта.

10.2 Работы на опорах и с опорами

Работы по замене элементов опор, демонтажу опор и проводов ВЛ должны выполняться по технологической карте или проекту проведения работ (ППР). Подниматься на опору и работать на ней разрешается только после проверки достаточной устойчивости и прочности опоры, особенно ее основания. Для определения прочности железобетонных опор и приставок должно проверяться отсутствие недопустимых трещин в бетоне, оседания или вспучивания грунта вокруг опоры, разрушения бетона опоры (приставки) с откапыванием грунта на глубину не менее 0,5 м . На металлических опорах должно проверяться отсутствие повреждения фундаментов, наличие всех раскосов и гаек на анкерных болтах, состояние оттяжек, заземляющих проводников.

При подъеме на деревянную и железобетонную опоры строп предохранительного пояса следует заводить за стойку. Не разрешается на угловых опорах со штыревыми изоляторами подниматься и работать со стороны внутреннего угла. При работе на опоре следует пользоваться предохранительным поясом и опираться на оба когтя (лаза) в случае их применения. При работе на стойке опоры располагаться следует таким образом, чтобы не терять из виду ближайшие провода, находящиеся под напряжением. При замене деталей опоры должна быть исключена возможность ее смещения или падения.

При работе на поддерживающей изолирующей подвеске строп предохранительного пояса должен быть закреплен за траверсу. Если длина стропа недостаточна, необходимо пользоваться закрепленными за пояс двумя страховочными канатами. Один канат привязывают к траверсе, а второй, предварительно заведенный за траверсу, подстраховывающий член бригады подает по мере необходимости. При работе на натяжной изолирующей подвеске строп предохранительного пояса должен быть закреплен за траверсу или за предназначенное для этого приспособление. На поддерживающих и натяжных многоцепных изолирующих подвесках допускается закреплять строп предохранительного пояса за одну из гирлянд изоляторов, на которой работа не ведется. Не допускается закреплять этот строп за гирлянду, на которой идет работа. В случае обнаружения неисправности, могущей привести к расцеплению изолирующей подвески, работа должна быть прекращена.

Не разрешается при подъеме (или опускании) на траверсы проводов, тросов, а также при их натяжении находиться на этих траверсах или стойками под ними. Выбирать схему подъема груза и размещать подъемные блоки следует с таким расчетом, чтобы не возникали усилия, которые могут вызвать повреждение опоры. При окраске опоры должны быть приняты меры по предотвращению попадания краски на изоляторы и провода (например, применены поддоны).

На ВЛ независимо от класса напряжения допускается перемещение работников по проводам сечением не менее 240 мм2 и по тросам сечением не менее 70 мм2 при условии, что провода и тросы находятся в нормальном техническом состоянии, т.е. не имеют повреждений, вызванных вибрацией, коррозией и др. При перемещении по расщепленным проводам и тросам строп предохранительного пояса следует закреплять за них, а в случае использования специальной тележки - за тележку.

При приближении грозы должны быть прекращены все работы на ВЛ, ОРУ, на вводах и коммутационных аппаратах, непосредственно подключенных к ВЛ.

10.3 Работа без снятия напряжения

При выполнении работ на ВЛ без снятия напряжения безопасность персонала обеспечивается по одной из двух схем:

Первая схема. Провод под напряжением - изоляция - человек - земля. Схема реализуется двумя способами:

работа в контакте, когда основным защитным средством являются диэлектрические перчатки и изолированный инструмент. Этим методом выполняются работы на ВЛ напряжением до 1000 В;

работа на расстоянии, когда работа выполняется с применением основных (изолирующие штанги, клещи) и дополнительных (диэлектрические перчатки, боты, накладки) электрозащитных средств. Этот метод применяется на ВЛ напряжением выше 1000 В.

Вторая схема. Провод под напряжением - человек - изоляция - земля. Работы по этой схеме допускаются при следующих условиях:

изоляция работающего от земли специальными устройствами соответствующего напряжения;

применение экранирующего комплекта по ГОСТ - 12.4.172;

выравниванием потенциалов экранирующего комплекта, рабочей площадки и провода специальной штангой для переноса потенциала. Расстояние от работника до заземленных частей и элементов оборудования при работах должно быть не менее расстояния, указанного в табл. 10.1.

Таблица 10.1

Напряжение, кВ	Расстояние от людей и применяемых ими инструментов и приспособлений, м.	Расстояние от механизмов и грузоподъемных машин в рабочем и транспортном положении от стропов , грузозахватных приспособлений и грузов, м.
1-35	0,6	1,0
60, 110	1,0	1,5
150	1,5	2,0
220	2,0	2,5
330	2,5	3,5
400, 500	3,5	4,5
750	5,0	6,0
800*	3,5	4,5
1150	8,0	10,0

*постоянный ток.

Конкретные виды работ под потенциалом провода должны выполняться по специальным инструкциям или по технологическим картам. Не разрешается прикасаться к изоляторам и арматуре изолирующих подвесок, имеющих иной, чем провод потенциал, а также передавать или получать инструмент или приспособление работникам, не находящимся на той же рабочей площадке, при выполнении работ с площадки изолирующего устройства, не находящегося под потенциалом провода. Перед началом работ на изолирующих подвесках следует проверить измерительной штангой электрическую прочность фарфоровых изоляторов. При наличии выпускающих зажимов следует заклинить их на опоре, на которой выполняется работа, и на соседних опорах, если это требуется по рельефу трассы.

Работы на изолирующей подвеске по ее перецепке, замене отдельных изоляторов, арматуры, производимые монтерами, находящимися на изолирующих устройствах или траверсах, допускаются при количестве исправных изоляторов в подвеске не менее 70%, а на ВЛ напряжением 750 кВ - при наличии не более пяти дефектных изоляторов в одной подвеске. При перецепке изолирующих подвесок на ВЛ напряжением 330 кВ и выше, выполняемой с траверс, устанавливать и отцеплять от траверсы необходимые приспособления следует в диэлектрических перчатках и в экранирующем комплекте. Разрешается прикасаться на ВЛ напряжением 35 кВ к шапке первого изолятора при двух исправных изоляторах в изолирующей подвеске, а на ВЛ напряжением 110 кВ и выше - к шапкам первого и второго изоляторов. Счет изоляторов ведется с траверсы.

Не разрешается работать на ВЛ, находящихся под напряжением, при тумане, дожде, снегопаде, в темное время суток, а также при ветре, затрудняющем работы на опорах.

10.4 Работы в пролетах пересечений с действующими ВЛ

При монтаже и замене проводов и тросов раскатывать их следует плавно, без рывков, тяговые канаты направлять так, чтобы избежать подхлестывания и приближения к проводам, находящимся под напряжением. Для оттяжек и контроттяжек следует применять канаты из растительных или синтетических волокон, выбирая их минимальной длины и натягивая без слабины. Используемые при работе лебедки и стальные канаты должны быть заземлены. Провод (трос) каждого барабана перед раскаткой должен быть заземлен. При работе на проводах, выполняемой с телескопической вышки (подъемника), рабочая площадка вышки должна быть с помощью специальной штанги соединена с проводом линии гибким медным проводником сечением не менее 10 мм2 , а сама вышка заземлена. Провод при этом должен быть заземлен на ближайшей опоре или в пролете.

Не разрешается входить в кабину вышки и выходить из нее, а также прикасаться к корпусу вышки, стоя на земле, после соединения рабочей площадки телескопической вышки с проводом. При выполнении работы на проводах ВЛ в пролете пересечения с другой ВЛ, находящейся под напряжением, заземление необходимо устанавливать на опоре, где ведется работа. Если в этом пролете подвешиваются или заменяются провода, то с обеих сторон от места пересечения должен быть заземлен как подвешиваемый, так и заменяемый провод. При замене проводов (тросов) и относящихся к ним изоляторов и арматуры, расположенных ниже проводов, находящихся под напряжением, через заменяемые провода (тросы) в целях предупреждения подсечки расположенных выше проводов должны быть перекинуты канаты из растительных или синтетических волокон. Канаты следует перекидывать в двух местах - по обе стороны от места пересечения, закрепляя их концы за якоря или конструкции. Подъем провода (троса) должен осуществляться медленно и плавно. Работы на проводах (тросах) и относящихся к ним изоляторах, арматуре, расположенных выше проводов, находящихся под напряжением, необходимо выполнять по ППР, утвержденному руководителем предприятия. В ППР должны быть предусмотрены меры для предотвращения опускания проводов (тросов) и для защиты от наведенного напряжения. Замена проводов (тросов) при этих работах должна выполняться с обязательным снятием напряжения с пересекаемых проводов.

10.5 Работы на ВЛ под наведенным напряжением на одной отключенной цепи многоцепной ВЛ

Персонал, обслуживающий ВЛ, должен иметь перечень линий, которые после отключения находятся под наведенным напряжением, значением наведенного напряжения. В случаях наличия на отключенных ВЛ наведенного напряжения переел соединением или разрывом электрически связанных участков (проводов, тросов) необходимо выровнять потенциалы этих участков. Уравнивание потенциалов осуществляется путем соединения проводников этих участков или установкой заземлений по обе стороны разрыва (предполагаемого разрыва) с присоединением к одному заземлителю (заземляющему устройству). На ВЛ под наведенным напряжением работы с земли, связанные с прикосновением к проводу, опущенному с опоры вплоть до земли, должны выполняться с использованием электрозащитных средств (диэлектрические перчатки, штанги) или с металлической площадки, соединенной для выравнивания потенциалов проводником с этим проводом. Работы с земли без применения электрозащитных средств и металлической площадки допускаются при условии заземления провода в непосредственной близости к каждому месту прикосновения. При монтажных работах на ВЛ под наведенным напряжением (подъем, натяжка) провод должен быть заземлен на анкерной опоре, через которую проводится натяжка, и на каждой промежуточной опоре, на которую поднимается провод.

Из числа ВЛ под наведенным напряжением организациям необходимо определить измерениями линии, при отключении и заземлении которых по концам (в РУ) на заземленных проводах остается потенциал наведенного напряжения выше 25 В при наибольшем рабочем токе действующей ВЛ.

Если на отключенной ВЛ (цепи), находящейся под наведенным напряжением, не удается снизить это напряжение до 25 В, необходимо работать с заземлением проводов только на одной опоре или двух смежных. При этом заземлять ВЛ (цепь) в РУ не допускается. Допускается работа бригады только с опор, на которых установлены заземления, или на проводе в пролете между ними. При необходимости работы в двух и более пролетах (участках) ВЛ (цепь) должна быть разделена на электрически не связанные участки посредством разъединения петель на анкерных опорах. На каждом из таких участках у мест установки заземлений может работать лишь одна бригада. На отключенной цепи многоцепной ВЛ с расположением цепей одна над другой можно работать только при условии, что эта цепь подвешена ниже цепей, находящихся под напряжением. Не допускается заменять и регулировать провода отключенной цепи. При работе на одной отключенной цепи многоцепной ВЛ с горизонтальным расположением цепей на стойках должны быть вывешены красные флажки со стороны цепей, оставшихся под напряжением. Подниматься на опору со стороны цепи, находящейся под напряжением, и переходить на участки траверс, поддерживающих эту цепь, не допускается. Если опора имеет степ - болты, подниматься по ним разрешается независимо от того, под какой цепью они расположены. При расположении степ - болтов со стороны цепей, оставшихся под напряжением, подниматься на опору следует под наблюдением находящегося на земле производителя работ или члена бригады. При работе с опор на проводах отключенной цепи многоцепной ВЛ, остальные цепи которой находятся под напряжением, заземление необходимо устанавливать на каждой опоре, на которой ведутся работы.

10.6 Пофазный ремонт ВЛ

Не допускается при пофазном ремонте ВЛ заземлять в РУ провод отключенной фазы. Провод должен быть заземлен только на рабочем месте. На ВЛ напряжением 35 кВ и выше при работах на проводе одной фазы или поочередно на проводах каждой фазы допускается заземлять на рабочем месте провод только той фазы, на которой выполняется работа. При этом не разрешается приближаться к проводам остальных, незаземленных фаз на расстояние менее указанного в табл. 1. При пофазном ремонте для увеличения надежности заземления оно должно быть двойным, состоящим из двух отдельно, установленных параллельно заземлений. Работать на проводе разрешается не далее 20 м от установленного заземления. При одновременной работе нескольких бригад отключенный провод должен быть разъединен на электрически не связанные участки. Каждой бригаде следует выделить отдельный участок, на котором устанавливается двойное заземление.

При пофазном ремонте ВЛ напряжением 110 кВ и выше для локализации дугового разряда перед установкой или снятием заземления провод должен быть предварительно заземлен с помощью штанги с дугогасящим устройством. Заземляющий провод штанги должен быть заранее присоединен к заземлителю. Эта штанга должна быть снята лишь после установки (или снятия) переносного заземления. Не допускается при пофазном ремонте на ВЛ с горизонтальным расположением фаз переходить на участки траверсы, поддерживающие провода фаз, находящихся под напряжением,

10.7 Работы на пересечениях и сближениях ВЛ с дорогами

При работах на участках пересечения ВЛ с транспортными магистралями (железные дороги, судоходные реки и каналы), когда требуется временно приостановить движение транспорта либо на время его движения приостановить работы на ВЛ, работник, выдающий наряд, должен вызвать на место работ представителя службы движения транспортной магистрали. Этот представитель должен обеспечить остановку движения транспорта на необходимое время или предупредить линейную бригаду о приближающемся транспорте. Для пропуска транспорта провода, мешающие движению, должны быть подняты на безопасную высоту.

При работах на участках пересечения или сближения ВЛ с шоссе и проселочными дорогами для предупреждения водителей транспорта или для остановки, по согласованию с Государственной инспекцией по безопасности дорожного движения МВД России (ГИБДД), его движения производитель работ должен выставить на шоссе или дороге сигнальщиков. При необходимости должен быть вызван представитель ГИБДД. Сигнальщики должны находиться на расстоянии 100 м в обе стороны от места пересечения или сближения ВЛ с дорогами и иметь при себе днем красные флажки, а ночью красные фонари.

Рис 10.1 Универсальные когти - лазы



Рис.10.2 Монтерский пояс

1-кушак; 2-крепительная стропа; 3-страхуюзий канат; 4-карабин - застежка; 5-пряжка; 6-шлевка; 7-кольцо для крепления конца стропы; 8-кольцо для крепления страхующего каната; 9-кольцо для крепления карабина стропы: 10-пряжка для регулирования длины стропы.

Опасные факторы, их воздействие на человека, защита от вредных факторов.

Таблица 10.2.

Опасные и вредные факторы	Действие, оказываемое на человека	Защитные меры
1). Электрическое поле повышенной напряженности	Нарушение функционального состояния центральной нервной и сердечной системы, а также периферической крови и на фоне этого - повышенная утомляемость, вялость, головная боль, плохой сон, боли в сердце	Применение экранирующих костюмов, экранирующих рабочих площадок, люлек
2).Поражение электрическим током	Термическое действие - ожоги, нагрев тела до высокой температуры. Электролитическое действие - разложение электрической жидкости и крови. Механическое действие - расслоение, разрыв различных тканей организма. Биологическое действие - раздражение и возбуждение живых тканей организма.	Применение изолирующих устройств, обладающих более высоким разрядным напряжением, чем возможное напряжение проводов в месте проведения работ. Ограждений, плакатов, заземлений.
3).Механическое повреждение кожного покрова	Нарушение целостности кожного покрова, раздражение кожного покрова в месте повреждения, вероятность возникновения заражения крови.	Применение брезентовых, х/б рукавиц, инструмента со скругленными краями, каска.
4). Падение с высоты	Механические повреждения внутренних органов, конечностей, кожного покрова. В результате вероятность летального исхода.	Применение монтажных поясов со страховочными ремнями.

10.8 Рекультивация нарушенных почв

Рекультивация -- комплекс работ, проводимых в целях восстановления нарушенных почв.

Негативные изменения состояния земель происходят в основном при открытой разработке месторождений полезных ископаемых, а также в процессе строительства. Нарушенные земли теряют первоначальную ценность и отрицательно влияют на окружающую природную среду.

Объектами рекультивации являются: карьерные выемки, терриконы, отвалы и другие карьерно-отвальные комплексы; земли, нарушенные при строительных работах; территории полигонов твердых отходов; земли, нарушенные в результате загрязнения их жидкими и газообразными отходами (нефтезагрязненные земли).

Рекультивация (восстановление) осуществляется последовательно, по этапам. Различают техническую, биологическую и строительную рекультивации.

Техническая рекультивация означает предварительную подготовку нарушенных почв для различных видов использования. В состав работ входят: планировка поверхности, снятие, транспортировка и нанесение плодородных почв на рекультивируемые земли, формирование откосов выемок, подготовка участков для освоения и т. п.

Биологическая рекультивация проводится после технической для создания растительного покрова на подготовленных участках. С ее помощью восстанавливают продуктивность нарушенных земель, формируют зеленый ландшафт, создают условия для обитания животных, растений, микроорганизмов, укрепляют насыпные грунты, предохраняя их от водной и ветровой эрозии, создают сенокосно-пастбищные угодья и т. д.

Очень сложно рекультивировать нефтезагрязненные земли, так как они имеют обедненную биоту и содержат канцерогенные углеводороды типа бенз(а)пирена. Для этого необходимы рыхление и аэрация почвы, использование бактерий, деградирующих нефть, посев специально подобранных трав и др.

При необходимости выполняют также строительный этап рекультивации, в ходе которого на подготовленных территориях возводят здания, сооружения и другие объекты.

Работы по рекультивации нарушенных территорий обеспечиваются нормативно-инструктивными материалами и ГОСТами. Например, действует ГОСТ 17.5.3.04-83. «Охрана природы. Земли. Общие требования к рекультивации земель».

Сегодня уже нельзя ограничиваться только восстановлением нарушенного массива, плодородия земель, созданием растительного покрова, а важно восстанавливать и все другие компоненты природной среды. Необходима рекультивация природной среды.

Раздел 11. Математическое моделирование регулирования напряжения с помощью трансформаторов

Целью данной работы является показать возможность использования принципов имитационного моделирования, позволяющего широко применять математическое моделирование объекта для моделирования регулирования напряжения в электрической сети с помощью трансформаторов. Эти возможности предоставляет программный комплекс «ЭНЕРГИЯ», разработанный на кафедре электрических систем ИГЭУ. Эффективное использование программного комплекса «ЭНЕРГИЯ» в учебном процессе требует определенных теоретических знаний о математических моделях, описывающих установившиеся режимы ЭЭС, методах их решения, способах представления исходных данных и путях улучшения сходимости итерационного процесса, что особенно важно при расчетах тяжелых (послеаварийных) режимов системы.

Передача мощности в электрических сетях всегда сопровождается падениями напряжения за счет наличия активных и реактивных сопротивлений элементов сети. Вследствие падения напряжения изменяются во всех узлах сети уровни напряжения.

Рассмотрим участок электрической сети 1-2 /рис.1/.

Рис. 11.1 Схема участка сети

При известном значении напряжения в т.1 () напряжение в т. 2 определится как

, (11.1)

где - продольная составляющая падения напряжения;

- поперечная составляющая; обычно учитывается

при расчетах с номинальным напряжением 220 кВ и выше, т.к. при более низких номинальных напряжениях имеет малую величину и не влияет существенно на расчет.

Согласно ГОСТ 13109-87 в процессе эксплуатации необходимо обеспечивать качество электрической энергии, т.е. поддерживать напряжение на шинах всех электроприемников в допустимых, пределах. Этого можно добиться с помощью устройств регулирования напряжения.

По правилам устройства электроустановок [2] необходимо поддерживать напряжение на шинах напряжением 6-20 кВ подстанций, к которым присоединены распределительные сети, в пределах не ниже 105 % номинального в период наибольших нагрузок и не выше 100 % номинального в период наименьших нагрузок этих сетей.

К устройствам регулирования напряжения относятся и силовые трансформаторы , используемые для преобразования электрической энергии в сетях энергосистем, распределительных сетях ив электроустановках промышленных предприятий.

При проведении расчетов режимов номинальный коэффициент трансформации КТР определяют как отношение номинальных напряжений.

, (11.2)

где - номинальное напряжение первичной обмотки трансформатора;

- номинальное вторичное напряжение при холостом ходе трансформатора и номинальном первичном напряжении.

Коэффициент трансформации ( 2 ) можно определить и как отношение числа витков первичной обмотки к числу витков вторичной, т.е.

, (11.3)

где W1,W2- число витков соответствующей обмотки.

Регулирование напряжения трансформаторов осуществляется изменением числа витков первичной / или вторичной/ обмотки путем переключения специальными устройствами регулировочных ответвлений обмоток. С учетом этого коэффициент трансформации будет определяться по выражению

, (11.4)

где Wpeг- число витков регулировочной обмотки. Таким образом, изменив коэффициент трансформации в ту или иную сторону, можно изменить значение напряжения на вторичных шинах.

Силовые трансформаторы оснащаются различными устройствами регулирования: более простыми, для использования которых необходимо отключение трансформатора от электрической сети, и более сложными, которые обеспечивают регулирование под нагрузкой. Применение того или иного устройства зависит от типа трансформатора и его мощности.

Двухобмоточные трансформаторы.

В настоящее время в энергосистемах применяются двухобмоточные трансформаторы с двумя видами регулировочных устройств: 1 / ПБВ - переключатель без .возбуждения; 2 / РПН - регулирование с переключением под нагрузкой. Регулировочные ответвления размещаются на обмотке высшего напряжения / ВН /, так как при меньшем токе, несмотря на большее напряжение, устройство получается экономичнее по сравнению с размещением на стороне низшего напряжения / НН /,

При определении уровня напряжения на вторичных шинах трансформатора используется в расчетах схема замещения рис.2.

Рис.11.2. Схема замещения двухобмоточного трансформатора

Согласно рис. 11.2 напряжение определяется по выражению (11.1) и является приведенным к напряжению ВН. Для того чтобы определить действительное напряжение U2 , необходимо полученное значение разделить на коэффициент трансформации. В схеме замещения / рис, 2 / трансформатор является идеальным / ИТ /, т.е. у него отсутствуют сопротивления обмоток, потоки рассеивания и потери в стали, Изображение ИТ в схеме замещения - показать необходимость приведения напряжения в данной точке / т, 2 / к своей ступени напряжения через коэффициент трансформации Ктр.

Устройство ПБВ

Регулировочным устройством ПБВ оснащены трансформаторы малой мощности до 1600 кВА. Как правило, они имеют пять регулировочных ответвлений на обмотке ВН (+5; +2,5; 0; - 2,5; - 5 %).

Для переключения регулировочных ответвлений трансформатор необходимо отключить от сети со стороны ВН и НН. Такие переключения производятся редко, в основном при сезонном изменении нагрузок (зима, лето).

Ответвления выполняются в конце обмотки ВН каждой фазы трехфазной обмотки, соединенной в звезду.

Включение на основное ответвление (0) соответствует номинальному коэффициенту трансформации, указанному в паспортных данных. Переключение на одно ответвление соответствует изменению напряжения на 2,5 %. Таким образом, диапазон регулирования ПБВ составляет 5%.

Коэффициент трансформации с учетом регулировочной обмотки определится как

, (11.5)

где - напряжение регулировочного ответвления обмотки ВН,

, (11.6)

где - ступень регулирования, - номер ответвления.

Тогда напряжение на вторичных шинах трансформатора, приведенное к своей ступени напряжения, с учетом регулирования определится по выражению:

, (11.7)

Устройство РПН.

Регулировочное устройство РПН применяется в основном в трансформаторах мощностью свыше 1000 кВА. Трансформаторы с встроенным устройством РПН отличаются от трансформаторов с ПБВ наличием специального переключающего устройства, которое позволяет регулировать напряжение под нагрузкой (без отключения трансформатора), имеет большее число ступеней регулировочных ответвлений (до 9), больший диапазон регулирования (до 16%) и меньшую ступень регулирования одного ответвления (до 1%).

У двухобмоточного трансформатора РПН включается последовательно с обмоткой ВН.

Определение напряжения на вторичных шинах с учетом РПН соответствует изложенной выше последовательности для трансформаторов с ПБВ.

Выбор ответвления.

Для поддержания заданного напряжения на вторичных шинах трансформатора необходимо выбрать соответствующее ответвление РПН (или ПБВ).

, (11.8)

где - желаемое напряжение на вторичных шинах: в режиме максимальных нагрузок U21.05U2ном, в режиме минимальных нагрузок U2номU2.

Вычисленные значения n (для соответствующих режимов) округляются до ближайшего целого числа (положительного или отрицательного). Действительные напряжения U2 (с учетом принятого целого значения n) определяется по выражению (11.8).

Трехобмоточные трансформаторы.

Трехобмоточные трансформаторы, в отличие от двухобмоточных, имеют два регулирующих устройства: РПН в нейтрали обмотки ВН и ПБВ в обмотке СН.

С помощью РПН регулируется напряжение одновременно на сторонах СН и НН. При таком размещении РПН не всегда удается обеспечить желаемое напряжение одновременно на шинах среднего и низшего напряжения. Поэтому обмотка среднего напряжения имеет дополнительное устройство ПБB, что позволяет, в случае необходимости, обеспечить желаемое напряжение на стороне СН для заданного режима.

Принципиально устройства РПН и ПБВ такие же, как и для двух-обмоточньгх трансформаторов.

Выбор ответвлений

Определение необходимого ответвления начинается с обеспечения желаемого напряжения на стороне НН.

, (11.9)

где - расчетное напряжение, приведенное к стороне ВН; , n1 - соответственно ступень регулирования напряжения и номер ответвления РПН.

При определении действительного напряжения на шинах СН необходимо учесть влияние РПН.

(11.10)

Автотрансформаторы.

Особенностью автотрансформатора является наличие электрической связи между обмотками высшего и среднего напряжения. Обмотка НН связана с другими обмотками только магнитной связью.

В силу конструктивных отличий автотрансформатора регулирование напряжения имеет ряд особенностей. Применяют различные типы и способы включения регулирующих устройств, а именно:

1. РПН на стороне СН;

2. РПН, включенное в нейтраль автотрансформатора;

3. Вольтодобавочный трансформатор (ВДТ), включенный в нейтраль автотрансформатора ;

4. Регулирование с помощью линейных регуляторов / ЛР /.

Автотрансформаторы с РПН на стороне СН

Автотрансформатор может работать в двух режимах: прямом и обратном / реверсивном /.

Прямой режим

Переток мощности осуществляется со стороны ВН на СН, т.е. трансформатор работает как понижающий, При установке РПН в обмотке СН изменяется число витков средней обмотки и меняется коэффициент трансформации между ВН и СН.

Напряжение на вторичных шинах определится как

, (11.11)

где - напряжение на шинах СН, приведенное к ВН.

Тогда необходимый номер ответвления:

, (11.12)

где - напряжение на шинах СН.

Схема замещения автотрансформатора - трехлучевая звезда, поэтому порядок определения напряжения на шинах СН и НН такой же, как и для трехобмоточного трансформатора.

При установке РПН на СН напряжение на стороне НН не регулируется, т.к. коэффициент трансформации (связь между ВН и НН) остается без изменения.

Реверсивный режим

При проведении расчетов этого режима параметры трансформатора приводятся к напряжению питающей стороны. Считаем, что при реверсивном режиме работы автотрансформатора его параметры приведены к ступени СН. Устройство РПН, установленное на стороне СН, приводит к изменению напряжения на ВН и НН.

. (11.13)

Изменение напряжения на высшей стороне автотрансформатора приводит к изменению напряжения на шинах НН, т.е. напряжение на низшей стороне зависит от номера отпайки РПН.

. (11.14)

Включение РПН в нейтраль

Особенностью включения РПН в нейтраль ВН является то, что в этом случае изменяется число витков на обмотке как ВН, так и СН. Таким образом, появляется возможность изменения коэффициентов трансформации . Необходимо проанализировать, какое влияние оказывает такой способ включения РПН.

Номинальный коэффициент трансформации (при основных ответвлениях) определится как

,

С учетом РПН

, (11.15)

, (11.16)

Анализируя выражения (15), (16) , делаем вывод, что при включении РПН в нейтраль автотрансформатора происходит несогласованное регулирование, т.е. при повышении напряжения на шинах СН одновременно понижается напряжение на НН и наоборот. В этом случае может быть два решения: добиваются желаемого напряжения на шинах НН за счет РПН или на шинах СН за счет РПН, а на НН устанавливают дополнительные регулирующие устройства.

Представление трансформаторов и автотрансформаторов при расчетах установившихся режимов.

Расчетная схема замещения трансформатора, используемая в расчетах УР на ПК, определяется с учетом его номинальной мощности, числа обмоток, особенностей выполнения регулирования напряжения, конструкции и т.п. Двухобмоточные трансформаторы представляются схемой замещения показанной на рис. 1.3, а, б. Активные и реактивные сопротивления могут быть определены расчетным путем или по данным [1].

Алгоритм расчета УР выполнен таким образом, что ПК автоматически приводит сопротивления обмоток трансформаторов к той ступени номинального напряжения, номер узла которой указывается в исходных данных трансформатора первым. Например, если в массиве исходных данных для ветвей сети в схеме замещения трансформатора (рис. 1.3. в) первым будет указан узел 1, соответствующий первичной обмотке трансформатора, то сопротивления будут приводиться в ходе расчета к ступени напряжения

При этом значение коэффициента трансформации должно определяться по выражению

(11.17)

где , -- номинальные напряжения обмоток трансформатора; - ступень регулирования первичной обмотки (с РПН или ПБВ); n1 -- номер включенного ответвления регулировочной обмотки [13].

Тогда величина напряжения (рис.1. 3,6) рассчитывается в этом случае в соответствии с алгоритмом по выражению

(11.18)

где U2 - фактическое значение напряжения в узле 2 схемы замещения; U'2 -- напряжение U2 приведенное к первичной ступени трансформации.

При этом очевидно, что в соответствии с выражением (18) величина

При подготовке исходных данных необходимо тщательно следить за правильным заданием величин коэффициентов трансформации, ибо ошибка подобного рода резко искажает результаты расчета УР сети, а часто вообще нарушает сходимость итерационного процесса при решении системы нелинейных алгебраических уравнений.

При использовании в исходных данных параметров, приведенных к первичной стороне, т.е. при применении коэффициентов трансформации идеальный трансформатор (ИТ), отображающий этот коэффициент, расположен в схеме замещения за сопротивлением трансформатора (между фиктивным узлом 2` и узлом 2). Такое представление трансформатора в расчетах УР не позволяет определять изменение потерь мощности в сопротивлениях трансформатора при изменении его коэффициента трансформации, т.к. напряжение не зависит от величины К?21-Для того чтобы иметь возможность определить изменение потерь мощности в обмотках, необходимо трансформатор представить схемой в которой сопротивления приведены ко вторичной стороне, а коэффициент трансформации .

Для этой схемы в исходных данных первым будет указан узел 2, а идеальный трансформатор будет расположен до сопротивлений (рис.1.3,в).

Например, сопротивления трехобмоточного трансформатора типа ТДТН - 40000/220 при приведении к напряжению UH1=230 кВ будут равны RT1 = rt2 = RТ3 = 3,6 Ом; ХТ1 = 165,0 Ом, ХТ2 = 0,0 Ом, ХТ3 = 125,0 Ом, а величины

,

Те же параметры схемы замещения трансформатора при приведении сопротивлений обмоток к «своим» номинальным напряжениям будут равны:

RT1=3,6 Ом, RT2=0,1 Ом, RТ3=0,008 Ом; ХТ1 = 165,0 Ом, ХТ2 = 0,0 Ом, ХТ3 = 0,285 Ом, КТ12=5,97, КТ13=20,9.

При расчетах УР на ПК можно применять схему замещения трансформаторов с приведением сопротивлений к любым ступеням напряжений (первичной, вторичной, третичной и т.д., а также - к «своим» ступеням напряжений), при этом результаты расчета УР не изменятся. Выбор варианта приведения определяется конкретными целями расчета УР и особенностями схемы сети.

На рис. 11.3 и далее UH обозначает номинальное напряжение сети.

Величина коэффициента трансформации Кт21 при переключении ответвления регулировочной обмотки (номера ответвления) от положения n1мин до положения n1макс изменяется линейно от KT21 мин до KT21 макс (рис. 1.4).

При определении величины KT21 помимо выражения (17), можно пользоваться специально составленными таблицами, примеры заполнения которых приведены ниже.

Значения коэффициентов трансформации некоторых типов двухобмноточных трансформаторов с РПН приведены в табл. 11.1.



рис. 11.4.

При диапазоне регулирования 9х1.78 (UH1=115, UH2=11)

Таблица 11.1

n1	-9	-8	-7	-6	-5	-4	-3	-2	-1	0
KT12	8,78	8,96	9,15	9,33	9,52	9,71	9,89	10,08	10,26	10,45
n1	9	8	7	6	5	4	3	2	1	0
KT12	12,12	11,94	11,75	11,57	11,38	11,2	11,01	10,82	10,64	10,45

Трехобмоточные трансформаторы представляются при расчетах УР трехлучевой схемой замещения (рис. 11.5).

Сопротивления обмоток могут быть определены по [2,3,7], при этом они должны быть приведены к ступени номинального напряжения, за которое обычно принимается номинальное напряжение uhi .

Как показано выше, сопротивления могут быть приведены также к любым уровням напряжений. Трехобмоточные трансформаторы, как правило, имеют устройства РПН в нейтрали первичной обмотки (обмотки высшего напряжения) и ПБВ в нейтрали вторичной обмотки.



В схеме замещения (рис. 11.5) обычно принимается, что идеальный трансформатор, включенный последовательно в первичную обмотку, имеет коэффициент трансформации, равный единице. Расчетные значения коэффициентов трансформации для двух других обмоток определяются по выражениям

где UН1, UН2 - номинальные напряжения основных ответвлений первичной и вторичной обмоток соответственно;

UН3 - номинальное напряжение обмотки низшего напряжения;

К1% ,К2% - значения ступеней регулирования первичной (РПН) и вторичной (ПБВ) обмоток, %;

n1, n2- номера включенных ответвлений первичной (РПН) и вторичной (ПБВ) обмоток.

Как следует из выражений (11.8), (11.9), ,

Значения коэффициентов трансформации некоторых типов трехобмноточных трансформаторов с РПН в нейтрали первичной обмотки и ПБВ в нейтрали вторичной приведены в табл. 1.2, 1.3 соответственно.

При диапазоне регулирования 12х1, n2=0

Таблица 11.2

n	Kт13
Nотв
-12	18,4
-11	18,609
-10	18,818
-9	19,027
-8	19,236
-7	19,445
-6	19,655
-5	19,864
-4	20,073
-3	20,282
-2	20,491
-1	20,7
0	20,909
1	21,118
2	21,327
3	21,536
4	21,745
5	21,955
6	22,164
7	22,373
8	22,582
9	22,791
10	23
11	23,209
12	23,418

С ПБВ при n1=0

Таблица 11.3

nотв	-2	-1	0	1	2
Kт12	6,28	6,12	5,974	5,82	5,69

При определении коэффициентов трансформации трех (многообмоточных) трансформаторов, входящих в состав исходных данных, справедливы тс же соображения, что и для двухобмоточных трансформаторов, приведенные выше.

Автотрансформаторы (AT) обычно при расчетах УР представляются схемой замещения, показанной на рис. 1.6, причем все их сопротивления приводятся к номинальной мощности AT и одной (обычно высшей) ступени номинального напряжения. Как правило, AT имеет РПН со стороны выводов обмотки среднего напряжения и обеспечивает, как и все другие трансформаторы, лишь продольное регулирование напряжения.

Рис. 11.6

Расчетное значение коэффициента трансформации идеального трансформатора в обмотке ВН AT, как и для обычного трехобмоточного трансформатора, принимается равным единице (Ктво = 1,0).

Расчетные значения коэффициентов трансформации двух других . идеальных трансформаторов при продольном регулировании напряжения определяются по выражениям

(11.21),

 (11.22),

где UНН, UВН - номинальные напряжения обмоток низшего и высшего напряжения;

UСН - номинальное напряжение основного вывода обмотки среднего напряжения (при nс =0);

КС% - значение ступени регулирования обмотки среднего напряжения (РПН);

nс - номер включенного ответвления со стороны выводов обмотки среднего напряжения (РПН).

Ниже приведены, в качестве примера, величины коэффициентов трансформации автотрансформаторов 220/110 кВ с диапазоном регулирования ±6x2,0% (табл. 11.4).

Таблица 11.4

n	KВС
Nотв
-6	2,16
-5	2,112
-4	2,066
-3	2,022
-2	1,98
-1	1,94
0	1,901
1	1,864
2	1,793
3	2,125
4	1,76
5	1,728
6	1,697

Трансформаторы с расщепленными обмотками при расчетах УР представляются схемой замещения, показанной на рис. 11.7.б.

Рис. 11.7

У таких трансформаторов обычно имеется устройство РПН в нейтрали первичной обмотки, а две вторичные (расщепленные) обмотки могут иметь одинаковые (Un1 = Un2) или разные номинальные напряжения.

Сопротивления трансформаторов с расщепленными обмотками могут быть определены по [1] . На них распространяются те же особенности нумерации узлов в расчетной схеме, что и в случае трансформаторов других типов.