Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство транспорта Российской Федерации

Федеральное агентство железнодорожного транспорта

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

«Дальневосточный государственный университет путей сообщения»

Кафедра «Системы электроснабжения»

КУРСОВАЯ РАБОТА

По дисциплине: «Электроэнергетические системы и сети»

на тему: «Расчет питающей электрической сети»

140400.62.636

Выполнил: Бушуев А.А.

Проверил: Демина Л.С.

Хабаровск

2014



Оглавление

Введение

1. Выбор расчетных режимов и определение мощности потребителей подстанции

1.1 Определение мощности потребителей на шинах электростанции

1.2 Определение нагрузок потребителей понизительных подстанций

1.3 Определение мощностей потребителей на шинах тяговых подстанций

1.3.1 Расчет тяговой подстанции a

1.3.2 Расчет тяговой подстанции b

2. Выбор количества и типов трансформаторов подстанций

2.1 Определение мощности трансформаторов подстанций.

2.2 Выбор трансформаторов подстанций.

3. Определение приведенных нагрузок подстанции

3.1 Определение параметров схемы замещения трансформатора

3.2 Определение приведенных нагрузок подстанции

4. Нахождение предварительного распределения мощностей в сети

5. Определение сечений и выбор типа проводников линии электропередачи

5.1 Определение сечения проводников по экономической плотности тока

5.2 Определение параметров схемы замещения линии электропередачи

6. Определение расчетных нагрузок подстанций

7. Уточнение распределения мощностей в сети для расчетных режимов с учетом потерь мощности

7.1 Расчет мощности с учетом сопротивления в линии

7.2 Распределение мощности с учетом потерь активной и реактивной мощностей

8. Определение напряжения на шинах понижающей подстанции

9. Выбор рабочих ответвлений трансформаторов подстанций.

9.1 Определение уровня напряжения на шинах СН и НН трансформатора

9.2 Определение реального значения уровня напряжения на шинах потребителей

9.3 Выбор рабочих ответвлений понижающего трансформатора

9.3.1 Выбор рабочих ответвлений для потребителей на шинах НН

9.3.2 Выбор рабочих ответвлений для потребителей на шинах СН

Cписок литературы



Введение

В данном курсовом проекте рассчитана заданная питающая линия, питающая потребителей, как тяговых, так и не тяговых, заданных своими максимальными активными мощностями. Для линии рассчитаны следующие параметры:

количество и тип трансформаторов подстанции;

сечение проводников ЛЭП;

определение потокораспределения мощностей;

напряжения на шинах потребителей;

себестоимость передаваемой электрической энергии.



1. Выбор расчетных режимов и определение мощности потребителей подстанции

электростанция трансформатор сеть мощность

1.1 Определение мощности потребителей на шинах электростанции

1.2 Определение нагрузок потребителей понизительных подстанций

1.3 Определение мощностей потребителей на шинах тяговых подстанций

1.3.1 Расчет тяговой подстанции b

1.3.2 Расчет тяговой подстанции a

Таблица 1. Мощности нагрузок на шинах подстанций в расчетных режимах.

Обозначение подстанции	Обмотка	Полная мощность на шинах подстанции, МВА
		в нормальном установившемся режиме максимальных нагрузок	в нормальном установившемся режиме минимальных нагрузок	в установившемся послеаварийном режиме
B	НН
	СН
	ВН
C	НН
	СН
	ВН
a	НН
	СН
	ВН
b	НН
	СН
	ВН

2. Выбор количества и типов трансформаторов подстанций

2.1 Определение мощности трансформаторов подстанций

2.2 Выбор трансформаторов подстанций

Табл. 2. Данные трансформаторов подстанции.

Параметр	Подстанция
	B	C	a	b
Тип трансформатора	АТДЦТН-63000/220/110	ТДТН-63000/220/110	ТДТН- 63000/220/110	ТДТНЖ-40000/220/110
Номинальная мощность, МВА	63	63	40	40
Количество, шт. (с учетом резерва)	1	1	1	1
Коэффициент загрузки (НБ)	0,82	0,71	0,71	0,76
Коэффициент загрузки (ПАВ)	0,47	0,71	0,71	0,76
Номинальные напряжения обмотки, кВ:
ВН	230	230	230	230
СН	121	38,5	38,5	38,5
НН	11	6,6	6,6	11
Напряжение КЗ между, %:
ВН-СН	11	12,5	12,5	12,5
ВН-НН	35	24	24	22
СН-НН	22	10,5	10,5	9,5
Мощность потерь КЗ, кВТ	150	320	320	200
Мощность потерь ХХ, кВТ	45	91	91	54
Ток холостого хода, %	0,5	1	1	0,55
Пределы РПН на СН	±6Ч12%	±8Ч1,5%	±8Ч1,5%	±8Ч1,5%

3. Определение приведенных нагрузок подстанции

3.1 Определение параметров схемы замещения трансформатора

Для определения параметров трансформатора составляется Г-образная схема замещения трансформатора.

Рис. 2. Г-образная схема замещения трехобмоточного трансформатора.

Пример расчета: электростанция В:

Активная проводимость ветви намагничивания:

Реактивная проводимость ветви намагничивания:

Активное сопротивления в схеме замещения:

Напряжения КЗ обмоток:

Реактивные сопротивления для обмоток ВН, СН и НН в схеме замещения:

Табл. 3. Параметры схемы замещения трансформаторов.

П/c
B
C	0,49	21,13	1,92		7,52	5,21
a	0,57	33,28	3,03	69,58	7,52	3,31
b	0,76	33,28	3,03	69,58	1,82	4,55

3.2 Определение приведенных нагрузок подстанции

Для определения приведенных нагрузок подстанции необходимо составить расчетную схему, на которой нужно указать все искомые параметры.



Рис. 3. Расчетная схема для определения приведенной нагрузки подстанции.

Пример расчета: электростанция в режиме максимальных нагрузок:

Потери активной и реактивной мощности в ветви СН определяются по следующим формулам:

Потери активной и реактивной мощности в ветви НН:

Активная и реактивная мощности в начале звеньев СН и НН:

Активная и реактивная мощности в конце обмотки ВН:

Потери активной и реактивной мощностей в обмотке ВН:

Активная и реактивная мощности в начале ветви ВН:

Постоянные потери мощности в трансформаторе (потери мощности в поперечной ветви трансформатора):

Приведенная нагрузка подстанции:

Результаты расчетов заносим в таблицу 4.

Табл.4. Приведенные нагрузки подстанций.

Режим	П/с	, МВА	, МВА	, МВА	, МВА	, МВА	, МВА
Макс. нагрузок	B
	C
	a
	b
Мин. нагрузок	B
	C
	a
	b
ПАВ	B
	C
	a
	b

4. Нахождение предварительного распределения мощностей в сети

Для начала необходимо преобразовать исходную кольцевую схему питания в схему с двусторонним питанием.

Рис.4. Исходная схема.

Рис.5. Схема с двусторонним питанием.

Табл.5. Длина линии ЭП для участка сети.

Обозначение участка ЛЭП	Aa	Ac	ab	Bb	Bc	Сумма L
Длина, км	40	52	49	58	60	259

В качестве примера рассчитаем распределение мощностей для режима максимальных нагрузок.

Мощности, протекающие по головным участкам:

Распределение мощностей по остальным участкам:

Проверка баланса мощностей:

Баланс мощностей сходится, значит, расчет распределения мощностей в сети для режима максимальных нагрузок выполнен верно.

Расчет для нормального установившегося режима минимальных нагрузок производится аналогично.

Для расчета установившегося послеаварийного режима отключается головной участок B'b, т.к. по нему протекает большая мощность. Расчет предварительного распределения мощностей для установившегося послеаварийного режима при обрыве линии электропередачи на наиболее загруженном участке производится аналогично.

Расчеты распределения мощностей для оставшихся режимов, проверив по балансу мощностей, сводим в таблицу 6.

Табл.6. Мощности участков линии.

Участок ЛЭП	Полная мощность в расчетном режиме, МВА
	Нормальный установившийся режим максимальных нагрузок	Нормальный установившийся режим минимальных нагрузок	Установившийся послеаварийный режим
B'c	4,89+j1,70	-46,71-j36,90	58,43+j45,20
B”b	13,08+j14,05	-32,79-j24,93	0
B'c+ B”b	17,95+j15,75	-79,50-j61,83	58,43+j45,20
?Sпривj	17,95+j15,75	-79,50-j61,83	58,43+j45,20
cA	-33,33-j26,36	-58,22-j44,84	20,21+j17,14
ba	-12,12-j9,26	-40,36-j31,14	25,20+j23,31
Aa	-31,91-j24,02	-48,77-j24,93	53,19+j54,80



5. Определение сечений и выбор типа проводников линии электропередачи

При проектировании воздушных линий электропередачи напряжением до 500 кВ включительно выбор сечения проводов производится по нормированным обобщенным показателям. В качестве таких показателей используются нормированные значения экономической плотности тока.

5.1 Определение сечения проводников по экономической плотности тока

Расчетная токовая нагрузка для участка сети:

Средневзвешенная продолжительность использования максимальной нагрузки в расчете определяется по схемам условного одностороннего питания с учетом количества подстанций, входящих в эту систему:

Экономическая плотность тока j_эк выбираем для голых алюминиевых проводов и шин по табл. 7 [1]. j_эк=1,1.

Необходимое значение сечения провода:



По расчетным значениям сечений из справочной литературы производится выбор проводов марки АС для каждого участка сети.

Все провода должны удовлетворять механической прочности.

По условиям короны проверке подлежат воздушные линии электропередачи класса напряжения 110 кВ и выше. Условие для выбора определяется следующим неравенством:

Допустимая длительная токовая нагрузка должна соответствовать условию:

Табл. 7. Выбор проводов.

Участок сети	Расчетная токовая нагрузка, А	Tср, ч	jэк, А/мм2 [1]	Расчетное сечение проводов, мм2	Тип провода	Fmin.короны, мм2 [1]	Iдоп, А
B'c	193,87	4419	1,1	176,25	АС-240	240	610
B”b	50,37			45,79	АС-240	240	610
cA	90,09			63,23	АС-240	240	610
ba	200,42			81,90	АС-240	240	610
Aa	182,20			182,20	АС-240	240	610

5.2 Определение параметров схемы замещения линии электропередачи

Для определения параметров линии электропередачи составляется П-образная схема замещения:



Рис.6. П-образная схема замещения линии электропередачи.

В зависимости от класса напряжения среднегеометрическое расстояние можно принять по табл. 12 [1]:

Для выбранного типа проводника линии с учетом среднегеометрического расстояния, определяются параметры схемы замещения ЛЭП по формулам:

Все расчеты занесены в табл. 8.

Табл.8. Параметры схемы замещения ЛЭП.

Параметр	Расчетный участок сети
	B'c	B”b	cA	ba	Aa
Марка провода	АС-240	АС-240	АС-240	АС-240	АС-240
Длина участка сети, км	60	58	52	49	40
r0, Ом/км [2]	0,118
x0, Ом/км [2]	0,435
b0•10-6, См/км [2]	2,604
Rл, Ом	7,08	6,84	6,14	5,78	4,72
Xл, Ом	26,10	25,23	22,62	21,32	17,40
Zл, Ом	27,04	26,14	23,44	22,09	18,03
Bл•10-6, См	156,2	151,0	135,4	127,5	104,2



6. Определение расчетных нагрузок подстанций

Под расчетной нагрузкой подстанции подразумевается нагрузка подстанции на шинах ВН с учетом зарядных мощностей примыкающих линий.

,

где - зарядная мощность i-го участка ЛЭП, примыкающего к подстанции.

Пример расчета для подстанции «С»:

Рис. 7. Расчетная однолинейная схема подстанции «С».

Половина зарядной мощности участка B'c:

Половина зарядной мощности участка cA:



Расчетная нагрузка подстанции:

Расчеты для остальных нагрузок аналогичны. Результаты сводим в табл.9.

Табл. 9. Расчетные нагрузки подстанций для рассматриваемых режимов.

Подстанция
	Режим наибольших нагрузкок	ПАВ режим	Режим наименьших нагрузок
B
C
a
b
Сумма



7. Уточнение распределения мощностей в сети для расчетных режимов с учетом потерь мощности

7.1 Расчет мощности с учетом сопротивления в линии

Уточнение распределения мощности предполагает перерасчет в схеме двухстороннего питания, только вместо приведенной мощности используется расчетная мощность. Также необходимо учесть сопротивление в линии.

Рис. 8. Схема распределения мощности

Значение полной мощности на головных участках с учетом сопротивлений в линиях:

Общее сопротивление линии:

Мощности головных участков для режима максимальных нагрузок:

Распределение мощностей по остальным участкам:

Расчеты для остальных режимов аналогичны, результаты заносим в табл. 10.

Табл.10. Мощности на участках с учетом сопротивления в линии.

Участок ЛЭП	Полная мощность в расчетном режиме, МВА
	Нормальный установившийся режим максимальных нагрузок	Нормальный установившийся режим минимальных нагрузок	Установившийся послеаварийный режим
B'c
B”b			0
cA
ba
Aa

7.2 Распределение мощности с учетом потерь активной и реактивной мощностей

Потери мощности рассчитываются аналогично определению потерь мощности в трансформаторе. Необходимо учесть направления протекания активной и реактивной мощностей.

Распределение мощностей в сети рассчитывается с учетом потерь активной и реактивной мощностей на участках ЛЭП. Для расчета расчетную схему режима разделяем на две части в точке раздела мощностей.

Пример расчета для режима максимальных нагрузок. Принимаем направление мощностей как показано на рисунке.

Рис. 8. Распределение мощностей с учетом потерь для режима максимальных и минимальных нагрузок.

Рис. 9. Распределение мощностей с учетом потерь в послеаварийном режиме.

Т.к активная и реактивная составляющая мощности не совпадают, то определим потери мощности на участке B``a по следующей формуле:

Другие расчеты производятся аналогично. Все расчеты заносим в таблицу.

Участок ЛЭП	Полная мощность на участках в расчетных режимах, МВА
	В начале Sн	Потери ДS	В конце Sк
	Режим максимальных нагрузок
B'с
сB
Ba
ab
bB''
	Режим минимальных нагрузок
B'с
сB
Ba
ab
bB''
	Послеаварийный режим
B'с
сB
Ba
ab
bB''

8. Определение напряжения на шинах понижающей подстанции

Отклонение напряжения на шинах источника питания определяется по формуле.

Для режима наибольших нагрузок:

Для режима наименьших нагрузок:

Для примера рассчитаем напряжение на подстанции с.

Падение напряжения на участке B'с.

Напряжение на шинах ВН подстанции с равно

кВ

Остальные расчеты приведены в таблице.

Табл. 12. Напряжение на шинах ВН подстанции в расчетных режимах.

Подстанция	Напряжение на шинах ВН подстанции, кВ
	Наибольших нагрузок	Наименьших нагрузок	ПАВ
B'	220
c
B
a
b
B''

9. Выбор рабочих ответвлений трансформаторов подстанций

Для определения напряжений на шинах потребителей составим Г-образную схему замещения трансформатора.

Рис. 10. Г-образная схема замещения трансформатора.

Расчет ведется на основании схемы замещения. Определение падений напряжений в звеньях ведется по формулам, где вместо мощности линии берется мощность, протекающая по звену трансформатора.

9.1 Определение уровня напряжения на шинах СН и НН трансформатора

Приведем пример расчета для подстанции с.

Падение напряжения в звеньях ВН

кВ

Падение напряжения в звеньях СН

Падение напряжения в звеньях НН

Данные расчетов остальных режимов представлены ниже.

Табл. 13. Напряжение на шинах потребителей в расчетных режимах.

Режим	Параметр	Напряжение на шинах потребителей, кВ
		B	c	a	b
Максимальных нагрузок	U	221,6+j0,4		224,8+j2,3	226,6+j3,1
	Uвн	221,31+j18,30		217,25+j11,37	200,65+j18,70
	Uсн	221,31+j18,30		206,15+j18,79	200,11+j18,19
	Uнн	221,68+j34,92		205,31+j19,35	194,14+j35,08
Минимальных нагрузок	U	218,4+j1,7	220,8+j4,7	221,4+j5,9	226,1+j8,8
	Uвн	229,22+j14,26	216,50+j1,34	219,26+j5,63	214,62+j2,31
	Uсн	229,62+j14,21	216,37+j1,23	217,07+j5,25	214,49+j2,18
	Uнн	237,80+j65,41	212,92+j4,47	207,36+j12,28	210,35+j6,53
Послеаварийный режим	U	214,17-j8,14	215,08-j6,11	213,57-j10,18	208,53-j14,50
	Uвн	212,30-j9,59	206,72-j26,77	201,51-j62,94	171,85-j40,07
	Uсн	202,32-j9,57	206,17-j24,34	182,22-j62,50	171,16-j39,58
	Uнн	198,23-j5,13	194,29-j43,11	171,20-j95,87	155,71-j61,16

9.2 Определение реального значения уровня напряжения на шинах потребителей

Определяем коэффициенты трансформации.



Остальные расчеты приведены в таблицах.

Табл. 14. Коэффициенты трансформации подстанций.

ПС	c	B	a	b
Ксн	6,28	1,82	8,8	8,8
Кнн	36.67	22,00	36.66	22,00

Табл. 15. Напряжение на шинах ВН, СН и НН потребителей подстанций.

Режим	Параметр	Напряжение на шинах потребителей, кВ
		c	B	a	b
Максимальных нагрузок	U	221,6	221,19	224,8	226,6
	Uвн	221,31	207,44	217,25	200,65
	Uсн	121,60	33,15	23,43	22,74
	Uнн	10,08	5,36	5,70	2,94
Минимальных нагрузок	U	218,4	220,8	221,4	226,1
	Uвн	229,22	216,5	219,26	214,62
	Uсн	126,16	34,45	24,67	24,37
	Uнн	10,81	5,81	5,76	3,19
Послеаварийный режим	U	214,17	215,08	213,57	208,53
	Uвн	212,3	206,72	201,51	171,85
	Uсн	111,16	32,83	20,71	19,45
	Uнн	9,01	5,30	4,76	2,36

9.3 Выбор рабочих ответвлений понижающего трансформатора

Все трансформаторы подстанций оборудованы устройствами РПН на стороне ВН. Диапазон регулирования указан в таблице 2.

Регулировка выполнятся по принципу встречного регулирования, который заключается в следующем: в режиме наибольших нагрузок напряжение на шинах потребителей должно быть не менее 105% от номинального напряжения;

в режиме минимальных нагрузок напряжение должно быть не более номинального напряжения;

в послеаварийном режиме напряжения должно быть не менее номинального напряжения.

В соответствии с этими требованиями определяем желаемые коэффициенты трансформации. Результаты заносим в таблицу.

K_сн = U_ном / U_жел

9.3.1 Выбор рабочих ответвлений для потребителей на шинах НН

Табл. 16. Желаемые Кт на шинах НН трансформаторов.

Режим	Параметр	Напряжение на шинах потребителей, кВ
		A	a	b	c
Максимальных нагрузок	Uжел, кВ	10,6	5,6	6,0	3,1
	Uнн', кВ	10,1	5,4	5,7	2,9
	Kнн.жел	20,8	39,1	36,8	71,3
Минимальных нагрузок	Uжел, кВ	11,4	6,1	6,0	3,3
	Uнн', кВ	10,8	5,8	5,8	3,2
	Kнн.жел	19,4	36,1	36,4	65,7
Послеаварийный режим	Uжел, кВ	9,5	5,6	5,0	2,5
	Uнн', кВ	9,0	5,3	4,8	2,4
	Kнн.жел	23,3	39,5	44,0	88,8

Теперь определяем коэффициенты трансформации для каждого трансформатора подстанций по формулам.

,

где - ступень регулирования устройства РПН трансформатора, %.



.

Табл. 17. Коэффициенты трансформации ВН на НН для ПС b.

Ступень регулирования	Номер отпайки	рвн	Коэффициент трансформации подстанции b
12,0%	1	1,12	24,640
10,5%	2	1,11	24,310
9,0%	3	1,09	23,980
7,5%	4	1,08	23,650
6,0%	5	1,06	23,320
4,5%	6	1,05	22,990
3,0%	7	1,03	22,660
1,5%	8	1,02	22,330
0,0%	9	1,00	22,000
-1,5%	10	0,99	21,670
-3,0%	11	0,97	21,340
-4,5%	12	0,96	21,010
-6,0%	13	0,94	20,680
-7,5%	14	0,93	20,350
-9,0%	15	0,91	20,020
-10,5%	16	0,90	19,690
-12,0%	17	0,88	19,360

Табл. 18. Коэффициенты трансформации ВН на НН для ПС a.

Ступень регулирования	Номер отпайки	рвн	Коэффициент трансформации подстанции a
12,0%	1	1,12	41,067
10,5%	2	1,11	40,517
9,0%	3	1,09	39,967
7,5%	4	1,08	39,417
6,0%	5	1,06	38,867
4,5%	6	1,05	38,317
3,0%	7	1,03	37,767
1,5%	8	1,02	37,217
0,0%	9	1,00	36,667
-1,5%	10	0,99	36,117
-3,0%	11	0,97	35,567
-4,5%	12	0,96	35,017
-6,0%	13	0,94	34,467
-7,5%	14	0,93	33,917
-9,0%	15	0,91	33,367
-10,5%	16	0,90	32,817
-12,0%	17	0,88	32,267

Табл. 19. Коэффициенты трансформации ВН на НН для ПС c.

Ступень регулирования	Номер отпайки	рвн	Коэффициент трансформации подстанции c
12,0%	1	1,12	41,067
10,5%	2	1,11	40,517
9,0%	3	1,09	39,967
7,5%	4	1,08	39,417
6,0%	5	1,06	38,867
4,5%	6	1,05	38,317
3,0%	7	1,03	37,767
1,5%	8	1,02	37,217
0,0%	9	1,00	36,667
-1,5%	10	0,99	36,117
-3,0%	11	0,97	35,567
-4,5%	12	0,96	35,017
-6,0%	13	0,94	34,467
-7,5%	14	0,93	33,917
-9,0%	15	0,91	33,367
-10,5%	16	0,90	32,817
-12,0%	17	0,88	32,267

Табл. 20. Коэффициенты трансформации ВН на НН для ПС A.

Ступень регулирования	Номер отпайки	рвн	Коэффициент трансформации подстанции A
12%	1	1,12	24,640
10%	2	1,10	24,200
8%	3	1,08	23,760
6%	4	1,06	23,320
4%	5	1,04	22,880
2%	6	1,02	22,440
0%	7	1,00	22,000
-2%	8	0,98	21,560
-4%	9	0,96	21,120
-6%	10	0,94	20,680
-8%	11	0,92	20,240
-10%	12	0,90	19,800
-12%	13	0,88	19,360

Действительное напряжение на шинах НН потребителей определяется по формуле.

, кВ,

где Кт - ближайший к желаемому коэффициент трансформации, в соответствии с принципом встречного регулирования, в режиме наибольших нагрузок и послеаварийном коэффициент берется ближайший меньший, а в режиме минимальных нагрузок ближайший больший.

Отклонение напряжения от желаемого определяется по формуле.

, %

Результаты определения коэффициентов трансформаций, номеров отпаек, и отклонений приведены в таблице.

9.3.2 Выбор рабочих ответвлений для потребителей на шинах СН

Табл. 21. Желаемые Кт на шинах СН трансформаторов.

Режим	Параметр	Напряжение на шинах потребителей, кВ
		c	B	a	b
Максимальных нагрузок	Uжел, кВ	127,68	34,8075	24,6015	23,877
	Ucн', кВ	121,6	33,15	23,43	22,74
	Kcн.жел	1,723	6,320	8,943	9,214
Минимальных нагрузок	Uжел, кВ	132,468	36,1725	25,9035	25,5885
	Ucн', кВ	126,16	34,45	24,67	24,37
	Kcн.жел	1,661	6,082	8,493	8,598
Послеаварийный режим	Uжел, кВ	116,718	34,4715	21,7455	20,4225
	Ucн', кВ	111,16	32,83	20,71	19,45
	Kcн.жел	1,885	6,382	10,117	10,772

Табл. 22. Коэффициенты трансформации ВН на СН для ПС b.

Ступень регулирования	Номер отпайки	рвн	Коэффициент трансформации подстанции b
12,0%	1	1,12	8,960
10,5%	2	1,11	8,840
9,0%	3	1,09	8,720
7,5%	4	1,08	8,600
6,0%	5	1,06	8,480
4,5%	6	1,05	8,360
3,0%	7	1,03	8,240
1,5%	8	1,02	8,120
0,0%	9	1,00	8,000
-1,5%	10	0,99	7,880
-3,0%	11	0,97	7,760
-4,5%	12	0,96	7,640
-6,0%	13	0,94	7,520
-7,5%	14	0,93	7,400
-9,0%	15	0,91	7,280
-10,5%	16	0,90	7,160
-12,0%	17	0,88	7,040



Табл. 23. Коэффициенты трансформации ВН на СН для ПС a.

Ступень регулирования	Номер отпайки	рвн	Коэффициент трансформации подстанции a
12,0%	1	1,12	8,960
10,5%	2	1,11	8,840
9,0%	3	1,09	8,720
7,5%	4	1,08	8,600
6,0%	5	1,06	8,480
4,5%	6	1,05	8,360
3,0%	7	1,03	8,240
1,5%	8	1,02	8,120
0,0%	9	1,00	8,000
-1,5%	10	0,99	7,880
-3,0%	11	0,97	7,760
-4,5%	12	0,96	7,640
-6,0%	13	0,94	7,520
-7,5%	14	0,93	7,400
-9,0%	15	0,91	7,280
-10,5%	16	0,90	7,160
-12,0%	17	0,88	7,040

Табл. 24. Коэффициенты трансформации ВН на СН для ПС c.

Ступень регулирования	Номер отпайки	рвн	Коэффициент трансформации подстанции c
12,0%	1	1,12	7,040
10,5%	2	1,11	6,946
9,0%	3	1,09	6,851
7,5%	4	1,08	6,757
6,0%	5	1,06	6,663
4,5%	6	1,05	6,569
3,0%	7	1,03	6,474
1,5%	8	1,02	6,380
0,0%	9	1,00	6,286
-1,5%	10	0,99	6,191
-3,0%	11	0,97	6,097
-4,5%	12	0,96	6,003
-6,0%	13	0,94	5,909
-7,5%	14	0,93	5,814
-9,0%	15	0,91	5,720
-10,5%	16	0,90	5,626
-12,0%	17	0,88	5,531

Табл. 25. Коэффициенты трансформации ВН на СН для ПС B.

Ступень регулирования	Номер отпайки	рвн	Коэффициент трансформации подстанции B
12%	1	1,12	2,036
10%	2	1,10	2,000
8%	3	1,08	1,964
6%	4	1,06	1,927
4%	5	1,04	1,891
2%	6	1,02	1,855
0%	7	1,00	1,818
-2%	8	0,98	1,782
-4%	9	0,96	1,745
-6%	10	0,94	1,709
-8%	11	0,92	1,673
-10%	12	0,90	1,636
-12%	13	0,88	1,600

Cписок литературы

[1] Д.Л. Файбисович, Справочник по проектированию электрических сетей, Москва: НЦ ЭНАС, 2013, p. 349.

[2] Правила устройства электроустановок. Все действующие разделы ПУЭ-6 и ПУЭ-7, Новосибирск: Норматика, 2014, p. 464.

[3] Л.С. Дёмина, К.Е. Шалыгин, Расчет питающей электрической сети, Хабаровск: ДВГУПС, 2012, p. 46.

Размещено на Allbest.ru