Расчет районной электрической сети 110 кВ Красноармейской РРЭС ОАО "Кубаньэнерго"

Проектирование и расчет ВЛ 110 кВ, используя 5 потребителей. Защита происходила в июне 2014 года, "Новороссийский колледж строительства и экономики". Оценка "Отлично". Работа рекомендована к использованию на производстве. ...

Введение…………………………………………………………………………………..…5
1 Исходные данные для расчета электрической сети………………………………….6
2 Выбор вариантов схем электрической сети…………………………………………..7
3 Выбор силовых трансформаторов и определение потерь мощности и энергии в них..........................................................................................................................................................14
4 Электрический расчет замкнутой электросети первого варианта в режиме максимальных нагрузок………………………………………………………………………….…..23
4.1. Распределение приведенных мощностей по линиям и подстанциям………………..24
4.2. Выбор провод и расчет параметров по линиям………………………………………...27
4.3. Расчет потоков мощности по звеньям и определение мощности источника питания………………………………………………………………………………………………..34
5 Электрический расчет разомкнутой электросети второго варианта в режиме максимальных нагрузок………………………………………………………………………………40
5.1. Распределение приведенных мощностей по линиям и подстанциям………………..40
5.2. Выбор проводов и расчет параметров линии…………………………………………..40
5.3. Расчет потоков мощности по звеньям и определение мощности источника питания………………………………………………………………………………………………...43
6 Технико-экономическое сравнение вариантов схемы электросети…………………46
6.1. Определение расчетных затрат замкнутой сети первого варианта……………….…46
6.2. Определение расчетных затрат разомкнутой сети второго варианта……………….48
6.3. Сравнение вариантов по расчетным затратам и выбор оптимального………………48
7 Расчет потоков и потерь мощности в оптимальном варианте сети в послеаварийном режиме…………………………………………………………………………………………………50
8 Расчет напряжений на шинах подстанций во всех режимах………………………….51
8.1. Максимальный режим…………………………………………………………………...51
8.2. Послеаварийный режим………………………………………………………………….53
9 Регулирование напряжения……………………………………………………………...54
9.1. Режим максимальных нагрузок…………………………………………………………54
9.2. Послеаварийный режим………………………………………………………………….56
10 Расчет установок защиты силового трансформатора………………………………….58
11 Описание схемы автоматического включения резерва……………………………….63
12 Техника безопасности и противопожарные мероприятия…………………………….64
13 Заключение……………………………………………………………………………….69
14 Ведомость чертежей……………………………………………………………………...70
15 Список используемых источников………………...........................................................71
16 Лист замечаний…………………………………………………………………………...72

Формирование электрических систем осуществляется с помощью электрических сетей, которые выполняют функции передачи энергии и электроснабжения потребителей.
В задании дано спроектировать электрическую сеть для электроснабжения потребителей номинальным напряжением 110 кв.
Проектируемая электрическая сеть проходит по территории Краснодарского края и входит в энергосистему Юга России, относится к IV району по гололеду.
Цель расчета – выбрать оптимальную схему электрической сети для электроснабжения потребителей первой, второй и третьей категорий.

нн – нагрузка.ΔSм.нн – потери мощности в меде.Sнз.=(29+j13,6)+(0,11+j1,63)=29,11+j15,23Sприв1.= Sн.з.+ΔSст(30)где Sприв1 – приведенная мощность подстанции.ΔSст – потери мощности в стали. Sприв1.=(29,11+j15,23)+(0,124+j1,8)=29,234+j17,03)Определение приведенных нагрузок подстанции с двухобмоточным трансформатором для ПС №3 и ПС №5 ведется аналогично.Определяем приведенные нагрузки подстанции с трехобмоточным трансформатором.для ПС №1.Sнз.нн.=Sнагр.нн.+ΔSм.нн(31)Sнз.нн.=(25+j14,8)+(0,026+j0,66)=25,026+j15,46Sнз.сн.=Sнагр.сн.+ΔSм.сн(32)Sнз.сн.= (20+j11,7)+(0,017+j0)=20,017+j11,7Sкз.вн.=Sнз.нн.+ΔSнз.сн(33)Sкз.вн.=(25,026+j15,46)+(20,017+j11,7)=45,043+j27,16Sнз.вн.=Sкз.вн.+ΔSм.вн(34)Sнз.вн.=(45,043+j27,16)+(0,085+j3,67)=45,13+j30,83Sприв2.= Sнз.вн.+ΔSст(35)Sприв2=(45,13+j30,83)+(0,086+j0,48)=45,22+j31,31Определение приведенных нагрузок подстанции с трехобмоточным трансформатором для ПС №4ведется аналогично.С учетом приведенных нагрузок схема сети упрощается и принимает видРисунок 15 – Упрощенная схема сети с учетом приведенных нагрузокПроизводят приближенный расчет потокораспределения мощностей, для этого разрезаем сеть по источнику питания. Рисунок 16 – Схема потокораспределения мощностей по участкам линии.При этом получается линия с двухсторонним питанием. В сетях замкнутого типа, перетоки необходимо рассчитывать, используя правило «моментов» .На остальных участках мощность определяется по закону Кирхгофа.Расчёт потокораспределения проводим без учёта потерь мощности на участках электрической сети. Поскольку на данном этапе проектирования сопротивления участков неизвестны, то последние мы заменяем их длинами.(36)Мощности остальных участков сети найдем по первому закону Кирхгофа, зная направление мощности головного участка.(37)(38)(39)(40)Если мощность участка линии получается отрицательной, меняем направление потока мощности в обратную сторону, так как мощность не выходит из узла, а входит.На основании расчетов, можно сделать вывод, что узел №2 является точкой потокораздела.4.2 Выбор проводов и расчет параметров по линиямВыбираем сечения проводов ВЛ.Сечения проводов в районных электрических сетях выбираются методом экономической плотности тока:(41)где Fэк – экономичное сечение провода, мм2I – рабочий ток участкаJэк – экономическая плотность тока (находится в ПУЭ), А/мм2Jэк=1,1А/мм2Тмах=4000часЭкономическая плотность тока Jэк принята применительно к голым сталеалюминевым проводам и для заданного значения Tmax.Для одноцепных линий рабочий ток определяется по формуле:(42)где Sмах – полная мощность, протекающая по участку линии, МВАUном - номинальное напряжение линии, кВДля кольцевой сети рассматривают два случая аварии; обрыв ВЛ на головных участках поочередно и соответственно определяют максимальный ток в аварийном режиме.Выбранные сечения ВЛ должны обладать устойчивостью к возникновению коронного разряда. Поэтому, согласно ПУЭ, минимально допустимые сечения U=110кB – ACКС-70Для участка С-1.Принимаем провод марки2АСКС-185/29Iдоп=510АДля участка 1-2.Принимаем провод маркиАСКС-120/19Iдоп=390АДля участка 2-4.Принимаем провод маркиАСКС-70/11Iдоп=265АДля участка 4-5.Принимаем провод марки2АСКС-150/24Iдоп=450АДля участка 5-3.Принимаем провод марки2АСКС-150/24Iдоп=450АДля участка 3-1,1.Принимаем провод марки2АСКС-240/39Iдоп=610АВыбранные провода проверяем по нагреву. В качестве аварийного режима работы в кольцевой схеме рассматривается выход из строя поочередно головных участков.Проверяем выбранный провод.Рисунок 17 – Схема потокораспределения мощностей в аварийном режиме на С - 1.(43)(44)(45)(46)(47)Рисунок 18 – Схема потокораспределения мощностей в аварийном режиме на 1,1 - 3.(48)(49)(50)(51)(52)Выбранное сечение проверяют на нагрев в случае аварийного обрыва проводов. Условие проверки:(53)где IАВ.max - максимальный ток при аварийном режиме, АIдоп - допустимый ток провода, А.Для участков С-1; 1,1-3.Для участка 1-2.Участок 1-2 аварийный режим работы не выдерживает, поэтому сечение провода увеличиваем доАСКС-240/39Iдоп=610АДля участка 2-4.Участок 2-3 аварийный режим работы не выдерживает, поэтому сечение провода увеличиваем до АСКС-185/29Iдоп=510АДля участка 4-5.Для участка 5-3.Расчетные данные вносим в таблицу.Таблица 15 – Расчетные токи в линиях, сечения и марки проводов линий.ВариантУч. сетиUном;кВIраб.макс;Аj; А/мм2Fэк; мм2Марка проводаIав; АIдоп; АIС-1110202,21,1183,82АСКС-185/29866,9510I1-2110115,91,1105,4АСКС-240/39578,36610I2-411061,61,156АСКС-185/29466,1510I4-5110142,21,1129,32АСКС-150/24690450Продолжение таблицы 15.ВариантУч. сетиUном;кВIраб.макс;Аj; А/мм2Fэк; мм2Марка проводаIав; АIдоп; АI5-3110146,451,1133,12АСКС-150/24752,6450I3-1,1110431,251,1210,22АСКС-240/39866,9610Рассчитываем параметры ЛЭП выбранных проводов в схеме замещенияДля участка С-1.Активное сопротивление ЛЭП, Ом(54)где r0 – погонное реактивное сопротивление, Ом/кмl- длина линии, кмИндуктивное сопротивление ЛЭП, Ом(55)где x0 – величина погонного индуктивного сопротивления, Ом/кмl – длина линии, кмЕмкостная проводимость ЛЭП, См(56)где b0 – удельная емкостная проводимость, См/кмl – длина линии, км(57)где Вл – емкостная проводимость, СмUл – номинальное напряжение линии, кмРасчет параметров ЛЭП выбранных проводов в схеме замещения для других участков аналогичен расчету участка С-1.Расчетные параметры ЛЭП заносим в таблицу.Таблица 16 – Параметры ЛЭПУч. ВЛl; кмМарка проводаr0; Ом/кмR; Омх0; Ом/кмХ; Омb0×10-6; см/кмQл/2; МВАрС-1402АСКС-185/290,1596,360,41316,522,7471,331-230АСКС-240/390,1183,540,40512,152,8081,012-415АСКС-185/290,1592,40,4133,22,7470,54-5172АСКС-150/240,2043,50,427,22,7070,565-3202АСКС-150/240,2044,10,428,42,7070,653-1,1152АСКС-240/390,1181,80,4056,12,8080,514.3 Расчет потоков мощности по звеньям и определение мощности источника питанияСоставляем расчетную схему замещений.Рисунок 19 – Расчетная схема замещения подстанций.(58)(59)(60)(61)(62)Схема упрощается и принимает вид.Рисунок 20 – Расчетная схема замещения подстанций с учетом параметров ВЛ.Находим распределение мощностей с учетом действительных параметров линий (метод проводимости).(63)(64)(65)(66)(67)(68)(69)(70)(71)(72)Рассчитываем линии сети по звеньям и определяем мощность источника питания.Рисунок 21 – Схема потокораспределения по двум участкам С – 2 и 2,1 – 1,1 с одним источником питания.Участок линии электропередачи представленный активным и реактивным сопротивлениями, ограниченный проводимостями (емкостной мощностью) в схеме замещения называется звеном.Электрический расчет производится методом последовательных приближений. Принимаем, что напряжения во всех узловых точках равны номинальному напряжению. При таком условии находятся распределение мощностей в сети с учетом потерь и зарядных мощностей ЛЭП.Зная мощность в конце звена линии электропередачи, определяем мощность в начале звена.Мощность источника питания в схеме замещения определяется как геометрическая сумма мощностей: мощности в конце линии и проводимости линии в конце звена.Sип=Sкл -jQкз(73)где Sкз – мощность в конце звенаSкл – мощность в конце линииПроводимость линии конца звена в нашем случае учтена в расчетной нагрузке подстанции, выполненной ранее. Sкз=Sкл(74)Мощность в начале звена линии определяется как геометрическая сумма мощности конца линии и потери мощности в линии звена.Sнз=Sкл +∆Sл(75)Мощность в конце звена другого участка линии определяется как геометрическая сумма мощности начала линии предыдущего участка и расчетной мощности.Sнз=Sнз2 +Sрасч(76)где Sнз2 – мощность начала линии предыдущего участка звенаSрасч – расчетная мощность данного участка Потери мощности в линии для участка 1-2 определяем по формуле.(77)Sкз=Sкл=10,83+j6,03Sнз=(10,83+j6,03)+(0,045+j0,16)=10,875+j6,19Расчет остальных участков линии сети выполняется аналогично.5 Электрический расчет разомкнутой электросети второго варианта в режиме максимальных нагрузок5.1 Распределение приведенных мощностей по линиям и подстанциямРисунок 22 – Схема электрической сети в максимальном режиме второго варианта.5.2 Выбор проводов и расчет параметров линииРаспределяем приведенные нагрузки по линиям для участка С-1. Выбираем провода.Tmax.=4000часjэк= 1,1А/мм2(78)(79)(80)Принимаем провод марки2АСКС-150/24Iдоп=450АВыбранные провода проверяем по нагреву в аварийном режиме, при обрыве одной цепи ВЛ.Iав=2×Iраб(81)Iав=2×144,4=288,68А450А≥288,8АДанный провод выдерживает аварийный режим работы.Выбор провода для остальных участков линии выполняется аналогично.Расчетные данные вносим в таблицу.Таблица 17 – Расчетные токи в линиях, сечения и марки проводов линий.ВариантУч.сетиUном; кВIраб.мах;Аj;А/мм2Fэк; мм2Марка проводаIав; АIдоп; АIIС-1110144,41,1131,22АСКС-150/24288,68450II1-311089,11,1812АСКС-95/16178,2330II3-511031,91,1292АСКС-70/1163,8265II1-4110200,21,11822АСКС-185/29400,4510II4-211088,81,180,72АСКС-95/16177,6330Рассчитываем параметры проводов ЛЭП для участка С-1.2АСКС-150/24r0=0,204Ом/кмх0=0,42Ом/кмb0=2,707×10-6см/кмl=20км(82)(83)(84)(85)Расчет параметров проводов ЛЭП выполняется аналогично.Расчетные параметры ЛЭП заносим в таблицу .Таблица 18 – Расчетные параметры ВЛ.Уч. ВЛl;кмМарка проводаr0; Ом/кмR; Омх0; Ом/кмХ; Омb0×10-6; см/кмQл; МВАрС-1202АСКС-150/240,2044,080,428,42,7070,651-3152АСКС-95/160,3014,50,4346,52,6110,47Продолжение таблицы 18.Уч. ВЛl;кмМарка проводаr0; Ом/кмR; Омх0; Ом/кмХ; Омb0×10-6; см/кмQл; МВАр3-5202АСКС-70/110,4228,440,4448,882,5470,621-4102АСКС-185/290,1591,60,4134,132,7470,334-2152АСКС-95/160,3014,50,4346,52,6110,475.3 Расчет потоков мощности по звеньям и определение мощности источника питанияРисунок 23 – Схема замещения подстанций с учетом емкостных проводимостей.Sрасч.1 = Sприв.1 – jQBс – 1 – jQB1-4(86)Sрасч.1 = 45,22 + j31,31– j0,65– j0,33 = 45,22 + j30,33Sрасч.2 = Sприв.2 – jQB4-2(87)Sрасч.2 = 29,24 + j17,03 – j0,47 = 29,24 + j16,56Sрасч.3 = Sприв.3 – jQB1-3 – jQB3-5(88)Sрасч.3 = 18,1 + j12,11– j0,47 – j0,65 = 18,1 + j10,99Sрасч.4 = Sприв.4– jQB1-4 – jQB4-2(89)Sрасч.4 = 35,17 + j23,82 – j0,33 – j0,47 = 35,17 + j23,02Sрасч.5 = Sприв5– jQB3-5(90)Sрасч.5 = 10,07 + j6,84 – j0,65 =10,07 + j6,19Рисунок 24 – Схема замещения подстанций с учетом параметров ВЛРассчитываем линии сети по звеньям и определяем мощность источника питания.Для участка 2-4. Sкз = 29,24 + j16,56(91)Sнз = (29,24 + j16,56) + (0,42+j0,6)= 29,66 + j17,16Расчет линии сети по звеньям для остальных участков выполняется аналогично.6 Технико-экономическое сравнение вариантов схемы электросетиВарианты, подлежащие технико-экономическому сравнению, должны быть технически и экономически сопоставимы, т.е. обеспечивать одинаковую передаваемую мощность и качество электроэнергии в нормальных и послеаварийных режимах работы сети. Для определения наиболее выгодного варианта электрической сети применили метод приведенных затрат.6.1 Определение расчетных затрат замкнутой сети первого варианта Приведенные затраты З, т.руб определяются по формуле(92)где Ен – нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений; Ен=0,12-0,15К – капиталовложения в сооружение ВЛ и ПСИ – ежегодные эксплуатационные издержки на амортизацию, обслуживание и возмещение потерь энергии.Этой формулой можно пользоваться, когда продолжительность строительства не превышает года, после чего наступает нормальная эксплуатация линии с постоянными эксплуатационными расходами и потерями, соответствующими расчетным нагрузкам.Капиталовложения по электрической сети определяются: (93)где Кп/ст – капиталовложения на сооружение подстанций, т. руб. – капиталовложения на сооружение воздушных линий, т. руб.Ежегодные эксплуатационные издержки определяются по формуле: (94)где Ил –ежегодные отчисления на амортизацию и обслуживание линий, т.руб Ип – ежегодные отчисления на амортизацию и обслуживание подстанций, т.рубИЭ –издержки на возмещение потерь энергии в электрических сетях Ежегодные отчисления на амортизацию и обслуживание линий, Ил, т.руб определяются по формуле (95)где αл –коэффициент отчислений на амортизацию и обслуживание линий в %, αл = 2,8% Квл– капиталовложения на сооружение воздушных линий.Ежегодные отчисления на амортизацию и обслуживание подстанций , Ип, т.руб определяются по формуле(96)где αп – коэффициент отчислений на амортизацию и обслуживание подстанций в %, αп = 9,4% КП - капиталовложения на сооружение подстанций, т.руб. Издержки на возмещение потерь энергии в линиях и трансформаторах определяются по формулеИэ=β (∆Wвл+∆Wтр)(97)где β – удельная стоимость потерь активной энергии, руб/кВт∙ч; β = 1,0-1,5 коп./кВт·ч∆Wвл- годовые потери электроэнергии в линиях, МВт∙ч∆Wтр – годовые потери электроэнергии в трансформаторах, МВт∙чИэ=1×(14010,756+4186,8)=18197,556 т.рубОпределяем потери энергии в ВЛПотери активной энергии в ВЛ определяется по формуле(98)где ∑∆Р – суммарные потери активной мощности в ВЛ; – время максимальных потерь, часов. =2383,67 ч, берем из расчета потерь электроэнергии в трансформаторах..ΔW = (0,124+0,038+0,03+0,086+0,086) × 8760 + (0,11+0,06+0,04+0,085+0,017++0,026+0,05+0,01+0,017) × 2405,28 = 4186,8 МВт×ч6.2 Определение расчетных затрат разомкнутой сети второго вариантаОпределение расчетных затрат разомкнутой сети второго варианта ведется по расчетам первого варианта и заносится в таблицу.6.3 Сравнение вариантов по расчетным затратам и выбор оптимальногоЗатраты на капиталовложения в сооружения воздушных линий и подстанций ведем в форме таблиц.Таблица 19 – Капитальные затраты на сооружение линий электропередач.№ Вар.Уч.сетиМарка проводаТип опорРайон по гол.Длина; кмСтоим.1км ВЛ т.руб.Капиталовл. в ВЛ; K=K0×lIС-12АСКС-185/29Ж/БIV4089071200I1-2АСКС-240/39Ж/БIV3089026700I2-4АСКС-185/29Ж/БIV1589013350I4-52АСКС-150/24Ж/БIV1785028900I5-32АСКС-150/24Ж/БIV2085034000I3-1,12АСКС-240/39Ж/БIV1589026700Итого стоимость200850IIС-12АСКС-150/24Ж/БIV2085034000II1-32АСКС-95/16Ж/БIV1585025500II3-52АСКС-70/11Ж/БIV2085034000II1-42АСКС-185/29Ж/БIV1089017800II4-22АСКС-95/16Ж/БIV1585025500Итого стоимость136800Таблица 20 – Капитальные затраты на сооружение подстанций.№ Вар.№ ПСЧисло ВВСтоимось ВВ т.руб.Постоянная часть затрат т.руб.Кап. вложения в ПС т.руб.I16×7000420002100063000I23×7000210001100032000I33×7000210001100032000I43×7000210002100032000I53×7000210001100032000Итого стоимость191000II18×7000560002100077000II26×7000420001100053000II33×7000210001100032000II46×7000420002100063000II53×7000210001100032000Итого стоимость257000Таблица 21 – Технико-экономические показатели вариантов электрической сети.№ВарКапитальныезатратыОтчисл. на амортизац;т.руб.Отчисл. наремонт и обсл;. т.рубСтоимость потерь эл.эн;т.рубГод.экспл. издержки;т.рубРасчетные затраты;т.рубI3918505623,81967318197,643494,4435344II9398003830,42647122539,152840,5446640По итогам всех расчетов можно сделать вывод, что вариант №1 более экономичен, чем вариант №2.Варианты схем считаются экономически равноценными, если разница в приведенных затратах равна или менее 5%. В таком случае следует выбирать варианты схем:а) с более высоким напряжением;б) с более высокой надежностью электроснабжения;в) с более высокой оперативной гибкостью схемы (приспосабливаемостью к необходимым режимам работы сети);г) с меньшим расходом цветного металла на провода воздушных линий и с меньшим необходимым количеством электрической аппаратуры;д) с лучшими возможностями развития сети при росте нагрузок или при появлении новых пунктов потребления электроэнергии.7 Расчет потоков и потерь мощности в оптимальном варианте сети в послеаварийном режимеРассмотрим отключение участка 4-5 по варианту №1.Рисунок 25 – Схема замещения подстанций в послеаварийном режиме с учетом проводимостей.Рассчитываем линию по звеньям и определяем мощность источника питания для участка 4-2.Sкз = 35,17 + j22,72Sнз = (35,17 + j22,72) +(0,35+ j0,9) = 35,52 + j23,62Расчет линии по звеньям для остальных участков выполняется аналгично.8 Расчет напряжений на шинах подстанций во всех режимахЦелью данного расчета является вычисление действительных напряжений на шинах ВН всех ТП в максимальном, минимальном и послеаварийном режимах.Напряжение вычисляем сначала в линии, а потом в обмотках трансформаторов.Удобнее если направление расчета совпадает с направлением потоков мощностей. В этом случае мы всегда располагаем исходным напряжением. Это может быть или заданное напряжение электростанции, или напряжение на одной из подстанций, которое мы вычислили, двигаясь от источника вдоль по линии по направлению к точке раздела.Расчетная формула для вычисления напряжений в линии:(99)где Uип – заданное напряжение источника питания, кВU1 – напряжение конца звена, кВР – активная составляющая мощности начала звена, МВтQ – реактивная составляющая мощности начала звена, МВАрR –активное сопротивление звена, ОмX –индуктивное сопротивление звена, Ом8.1 Максимальный режимUип=119кВРасчет максимального режима в трехобмоточном трансформаторе для .ПС №1За звенья у трехобмоточного трансформатора следует принимать участки схемы замещения: от шин ВН до узловой точки 0, от 0 до шин СН и НННапряжение в начале линии 3-2.Sн.з= 58,49+j42,39Находим напряжение в узловой точке 0.Этот расчет аналогичен и выполняется по той же формуле, что и в предыдущем пункте.Из приведенной нагрузки ПС2 за вычетом потерь холостого хода трехобмоточного трансформатора, получим активные и реактивные составляющие от шин ВН до узловой точки 0В узловой точке 0.(100)Находим напряжение от 0 до шин НН(101)Находим напряжение от 0 до шин СН(102)Расчет максимального режима в трехобмоточном трансформаторе для ПС №4 выполняется аналогично.Расчет максимального режима в двухобмоточном трансформаторе для ПС №2.Находим напряжение в начале линии участка 1 - 2Sн.з= 10,875+j6,19Находим напряжение на шинах ННРасчет максимального режима в трехобмоточном трансформаторе для ПС №3 и ПС №5 выполняется аналогичено.8.2 Послеаварийный режимUип=121кВРасчет послеаварийного режима в двухобмоточном трансформаторе для ПС №2.Находим напряжение на шинах ННРасчет послеаварийного режима двухобмоточного трансформатора для ПС №3 и ПС №5, выполняется аналогично.Расчет послеаварийного режима в трехобмоточном трансформаторе для ПС №1.Находим напряжение на шинах НН.Находим напряжение на шинах СН.Расчет послеаварийного режима трехобмоточного трансформатора для ПС №4, ведется аналогично.9 Регулирование напряжения9.1 Режим максимальных нагрузокПределы регулирования на напряжение 10кВ составляют 10,5-10,7 кВ.Пределы регулирования на напряжение 35 составляют 37-39 кВ.(103)(104)(105)(106)(107)Для ПС №1.ТДТН-40000/110115/38,5/1111± 9×1,78%Uжел=10,6кВДля ПС №2.ТДН-20000/110115/1111 ± 9×1,78%Регулирование напряжения не требуется.Для ПС №3.ТДТН-16000/110115/1111 ± 9×1,78%Регулирование напряжения не требуется.Для ПС №4.ТДН-40000/110115/38,5/1111± 9×1,78%кВРегулирование напряжения не требуется.Для ПС №5.ТДТН-10000/110115/1111± 9×1,78%Uжел=10,6кВ9.2 Послеаварийный режимПределы регулирования на напряжение 10кВ составляют 10,5-10,7 кВ.Пределы регулирования на напряжение 35кВ составляют 37-39 кВ.Для ПС №1.ТДТН-40000/110115/38,5/1111± 9×1,78%Uжел=10,6кВДля ПС №2.ТДН-20000/110115/1111 ± 9×1,78%Регулирование напряжения не требуется.Для ПС №3.ТДТН-16000/110115/1111 ± 9×1,78%Регулирование напряжения не требуется.Для ПС №4.ТДН-40000/110115/38,5/1111± 9×1,78%кВРегулирование напряжения не требуется.Для ПС №5.ТДТН-10000/110115/1111± 9×1,78%Регулирование напряжения не требуется.10 Расчет уставок защиты силового трансформатораПроизводим расчет и выбор уставок защиты силового трансформатора ТДТН 16000/110 Установленного на ПС №3.Согласно ПУЭ в таких случаях предусматривается дифференциальная защита от внешних коротких замыканий, МТЗ от перегрузки, токовая отсечка от внешних токов короткого замыкания и газовая защита от внутренних повреждений в трансформаторе .Производим расчет дифференциальной защиты.Определяем токи силового трансформатора I110,10 А(108)Выбираем трансформаторы тока для высокой и низкой стороны силового трансформатора. Определяем для них коэффициенты трансформации Ктт1 и Ктт2(109)где Iн1 и Iн2 – соответственно, номинальный ток первичной и вторичной обмоток трансформатора тока, А.Определяем вторичный ток срабатывания ДТЗ, соответствующий номинальной мощности трансформаторов I2 , А(110)где Ксх – коэффициент схемы, Ксх = .