Дипломная работа подстанция 110 10 кв волгинская

метки: Волгинский, Подстанция, Сопротивление, Напряжение, Трансформатор, Схема, Питание, Общий

1.Обоснование необходимости строительства ПС 110/10кВ «Южная» в подгорной части города Тобольска.

Необходимость строительства ПС «Южная» с расположением площадки в подгорной части города Тобольска вблизи от центра нагрузок диктуется следующими обстоятельствами:

• низкой надежностью электроснабжения потребителей подгорной части города, зоны исторической застройки;
• высокими потерями электрической энергии в распределительных сетях 10кВ из-за удаленности от центра питания (ведомственной ПС 35/6кВ «Фанерокомбинат»);
• низкими уровнями напряжения на выводах электроприемников потребителей.
• плохим техническим состоянием оборудования ПС 35/6кВ «Фанерокомбинат» и ПС 6/10кВ «Связи» (построена по временной схеме с одним трансформатором и одной секцией шин 10кВ);
• необходимостью разгрузки оборудования ПС 35/10кВ «Городская» и ПС 110/35/10кВ «Тобольская»;
• отсутствием возможности резервного электроснабжения потребителей подгорной части города Тобольска;
• отсутствием возможности резервного электроснабжения потребителей, запитанных с шин ПС 35/10кВ «Городская», от других источников по сети 10кВ;
• повышение конкурентоспособности Тобольских электрических сетей и ОАО «Тобольские межрайонные электрические сети» на рынке сбыта электроэнергии.

^

1.1 Электрические нагрузки потребителей ПС 110 кВ «Южная»

Электрические нагрузки являются исходными данными для решения сложного комплекса технических и экономических задач. Определение электрических нагрузок составляет первый этап проектирования любой системы электроснабжения и производится с целью выбора и проверки токоведущих элементов (шин, кабелей, проводов), силовых трансформаторов и преобразователей по пропускной способности (нагреву) и экономическим параметрам, расчёта потерь, отклонений и колебаний напряжения, выбора компенсирующих установок, защитных устройств и т.д. От правильной оценки ожидаемых электрических нагрузок зависит рациональность выбора схемы и всех элементов системы электроснабжения и её технико-экономические показатели [1].

Электрические нагрузки по данным «Схемы развития электрических сетей 10 кВ г. Тобольска» на расчетный срок на шинах 10 кВ составят: активная мощность Рр =19,5 МВт, полная мощность Sp = 32 МВА.

Ожидаемые нагрузки для выбора мощности трансформаторов ПС «Южная» составляют:

«Реконструкция электрической части ОРУ 220 кВ ПС 220 кВ

... графиков временного отключения электроснабжения потребителей. В качестве мероприятия по устранению перегрузки существующего АД-1Т ПС 220 кВ Южная рассматривается реконструкция ПС 220 кВ Южная в рамках реализации технологического присоединения к электрическим сетям ПАО ...

перевод фактической нагрузки 6,9МВт

перспектива развития:

система водопонижения подгорной части г. Тобольска 3,6МВт

система теплоснабжения подгорной части г. Тобольска 0,7МВт

восстановление объектов Тобольско-Тюменской Епархии 0,9МВт

возрождение жилого строительства 0,4МВт

резервирование нагрузки ПС Городская 7,0МВт

Итого с учётом резервирования: 19,5МВт

Площадка проектируемой подстанции расположена в городе Тобольске, переулок 3-й Менделеевский. Генеральный план разработан с учетом решений, обеспечивающих максимальную плотность застройки в целях наибольшего сохранения прилегающих построек.

Вертикальная планировка обеспечивает отвод поверхностных вод с площадки подстанции.

На территории подстанции запроектирована внутриплощадочная дорога шириной 4,0м с покрытием из плит, обеспечивающая подъезд автотранспорта, ремонтной техники к трансформаторам, модульному зданию, маслосборнику.

Территория подстанции благоустраивается, свободная от сооружений территория засеивается многолетними травами. Проектом предусмотрено сооружение подъездной автомобильной дороги протяженностью 100.0 м с покрытием из плит.

Генеральный план приведён на чертеже Э 3185- 31 – ГП, л.2.

Город Тобольск получает питание от Тюменской энергосистемы. Основными опорными центрами питания города являются ПС 500/110 кВ «Иртыш» и «Волгинская».

Электроснабжение городских потребителей в 2006 г. осуществляется от двух существующих ПС 110 кВ «Тобольская», «Волгинская» и двух ПС 35 кВ «Городская» и «Фанерокомбинат». В соответствии со «Схемой развития электрических сетей 35 кВ и выше г. Тобольска» должны быть построены в дополнение к уже существующим еще несколько ПС 110 кВ таких как «Южная», «Вузгородок»; подстанции 35 кВ «Городская» и «Фанерокомбинат» будет демонтирована.

Питание ПС 110/10 кВ Южная предусматривается от 500/220/110/10 кВ Иртыш (I цепь) и отпайкой от ВЛ 110/10 Тобольская – Волгинская (II цепь).

Проектируемые ответвления от существующих ВЛ присоединяются в собственные ячейки 110 кВ с выключателями на подстанции, сооружение которых предусматривается в составе настоящего проекта.

^

2.1 Варианты схемы внешнего электроснабжения.

Подключение ПС «Южная» к сети 110 кВ в продление действующей ВЛ-1 10кВ Тобольская-Волгинская 1-ая и 2-ая цепи с сооружением двух цепей ВЛ-110кВ длиной около 10км на железобетонных опорах с перезаводом питания 1-ой цепи по одному из рассматриваемых вариантов.

Вариант №1. Путем строительства захода на ПС 500/220/110/10кВ «Иртыш» длиной около 4,3км в одноцепном исполнении на железобетонных опорах с подключением в рассечку ВЛ-110кВ Тобольская-Волгинская (1 -ая цепь).

Требуется установка ячейки 110кВ с элегазовым выключателем на ПС «Иртыш».

Вариант №2. Путем строительства ответвления от ВЛ-110кВ Иртыш Тобольская (3Цепь) длиной около 0,2км в одноцепном исполнении с подключением в рассечку ВЛ-110кВ Тобольская-Волгинская(1 цепь).

Вариант требует серьезной проработки в части релейной защиты, возможны значительные ограничения по условиям работы устройств РЗА.

2.2 Выбор силовых трансформаторов

В соответствии с приведенными нагрузками потребителей, учитывая требования к надежности электроснабжения потребителей I, II и III категорий и к качеству электроэнергии, а также ввиду невозможности дальнейшего расширения и реконструкции проектируемой подстанции в дальнейшем из-за городской застройки, на подстанции устанавливаются два трансформатора напряжением 110 / 10 кВ.

Номинальная мощность трансформаторов выбирается по расчетной максимальной мощности потребителей. При двухтрансформаторной подстанции мощность каждого из трансформаторов выбирается из условия:

(2.1)

где Sном т – номинальная мощность трансформатора, МВА;

• Sр – расчётная нагрузка подстанции (полная максимальная нагрузка подстанции), МВА.

При таком выборе в аварийном режиме оставшийся в работе один трансформатор должен обеспечить нормальное электроснабжение всех потребителей I и II категорий надежности, перегружаясь при этом не более чем на 40 %. Следовательно:

Для двухтрансформаторных подстанций рекомендуется выбирать однотипные трансформаторы. Принимаем к установке трансформаторы номинальной мощностью 16 МВА типа ТДН – 16000 /110. Регулирование на подстанции предусмотрено с помощью РПН на ВН в пределах 9 на 1,78. Устройство регулирования должно обеспечивать поддержание напряжение на шинах 6 кВ подстанции в пределах не ниже 105% номинального, в период больших нагрузок 100% номинального в период наименьших нагрузок.

Силовые трансформаторы проверяются по коэффициенту загрузки. В нормальном режиме коэффициент загрузки определяется по формуле:

(2.2)

где п – количество трансформаторов.

Следовательно, коэффициент загрузки в нормальном режиме по (2.2):

Загрузка трансформаторов в нормальном режиме составит 62% от номинальной.

В послеаварийном режиме коэффициент загрузки определяется по формуле:

(2.3)

По (2.3) коэффициент загрузки в послеаварийном режиме:

Т.е. при отключении одного трансформатора оставшийся в работе покрывает 100 % нагрузки, при этом его загрузка возрастает до 124% от номинальной. Такая перегрузка допустима для трансформаторов в течение 6 часов в сутки сроком не более чем на 5 суток. Считают, что этого времени достаточно для устранения аварии, ремонта или замены поврежденного элемента.

Окончательно выбираем к установке силовые трансформаторы типа ТДН – 16000/110 У 1 напряжением 110/10 кВ. Замена трансформаторов в перспективе на более мощные не предусматривается.

Параметры трансформатора приведены в таблице 2.1

Таблица 2.1. — Параметры трансформатора

Параметр трансформатора	Значение параметра
Тип трансформатора	ТДН–16000/110
Номинальная мощность трансформаторов Sном т, МВА	16
Номинальное напряжение обмотки ВН Uв н, кВ	115
Номинальное напряжение обмотки НН1 Uн н1, кВ	10,5
Номинальное напряжение обмотки НН2 Uн н2, кВ	10,5
Потери холостого хода ΔР0, кВт	19
Потери короткого замыкания ΔРк, кВт	89,59
Напряжение короткого замыкания Uк, %	10,22
Ток холостого хода I0 , %	0,48

2.3 Выбор схемы подстанции

Потребители, получающие питание от ПС 100 кВ «Южная» относятся к I, II и III категориям по надежности электроснабжения. Это, в соответствии с ПУЭ предъявляет к системе электроснабжения следующие требования:

• электроснабжение осуществляется от двух независимых взаимно резервируемых источников питания;

• питание потребителей должно производиться от двухтрансформаторной подстанции;

• перерыв в электроснабжении потребителей при нарушении электроснабжения от одного из источников питания может быть допущен лишь на время автоматического восстановления питания.

К установки принята комплектная трансформаторная блочная подстанция типа КТПБ – 110 – 4Н – 1/10 – 2 на 16000 – 63 – А – 2 – 85 У1 изготовленное ОАО «Самарским заводом Электрощит».

ОРУ 110 кВ предусмотрено по схеме 110 – 4Н с элегазовыми выключателями 1ТВ – 14501/В с приводом В1К – 222, разъединителями 8СР 123п с приводами на 31-80 на главных и замещающих ножах, трансформаторами напряжения СРВ – 123, трансформаторами тока ТС – 145 и ограничителями напряжения ЕХМ.

На стороне 10 кВ предусмотрено комплектное распределительное устройство внутренней установки, состоящее из шкафов типа К – 63 УЗ в количестве 26 шт. , в том числе 18 отходящих линий. Шкафы приняты с вакуумными выключателями типа ВВ/ТЕ 0 – 20/630 (100, 1600) УХЛ1.

Шкафы К – 63 УЗ размещаются в модульном здании, состоящие из 9 транспортных блоков климатического исполнения УХЛ1. В пределах каждого транспортного блока полностью осуществлен монтаж оборудования ( шкафов КРУ, шинных перемычек, шинопроводов, панелей, лотков).

Питание собственных нужд подстанции предусмотрено от трансформаторов ТМ – 110/10 У1, напряжением 10/0.4 кВ, установленных в шкафах типа К – 59 УХЛ1 (ТСН №1рабочий, ТСН №2 резервный).

Трансформаторы подключены до ввода 10 кВ.

Оперативный ток на подстанции постоянный, напряжением 220В.

Согласно проведенным расчетом, оборудование подстанции устойчиво к действию токов короткого замыкания.

Для предотвращения ошибочных действий при оперативном переключение предусматривается электромагнитная и механические блокировки заводской поставки.

Защита оборудования подстанции от перенапряжений, набегающих с линий, выполняются с помощью ограничителей перенапряжения, присоединяемых к шинам 110 и 10 кВ.

2.4 Технические решения по строительству ВЛ 110 кВ

Проектируемую ПС «Южная» запитать в продление ВЛ-110 кВ Тобольская-Волгинская 1-ая и 2-ая цепи с сооружением двух цепей ВЛ-110 кВ длиной около 10км.

Выполнить разрыв цепи ВЛ-10 кВ Тобольская-Волгинская в районе опоры №17 и выполнить заход на ПС 500/220/1 10/1О кВ «Иртыш» длиной около 4.3км. предназначаются для присоединения к энергосистеме ПС 110/10 кВ «Южная».

В соответствии с ПУЭ, по условиям обеспечения требуемой надежности электроснабжения потребителей, проектируемые ответвления должны быть выполнены на одноцепных опорах. Проектируемые одноцепные ответвления от существующих ВЛ 110 кВ присоединяются в собственные ячейки 110 кВ с выключателями на ПС 110/10 кВ «Южная», сооружение которых предусматривается в составе настоящего проекта.

Начальной точкой трасс проектируемых ВЛ 110 кВ являются места их примыкания к ВЛ 110 кВ Тобольская-Волгинская 1-ая и 2-ая, конечной точкой — приемные устройства на ПС 110/10 кВ «Южная». Специальных мероприятий по защите от электромагнитных помех не требуется.

2. Выбор сечения проводов

Сечение проводов и кабелей выбирают по техническим и экономическим соображениям. Выбор сечения по нагреву производят по расчетному току. За расчётные токи ( I _р ) принимаются значения, определяемые по формуле:

(2.4)

Выбор сечения проводов воздушных линий напряжением 110 кВ по экономической плотности тока производится следующим образом. Экономически целесообразное сечение ( F _эк ):

(2.5)

где j _эк – нормированное значение экономической плотности тока, для заданных условий работы.

Затем необходимо выполнить проверку по допустимой токовой нагрузке по нагреву:

(2.6)

где I _доп – допустимый длительный ток для проводов по ПУЭ.

В соответствии с формулами (2.4 – 2.6) находится сечение проводов ответвлений от ВЛ 110 кВ Тобольская-Волгинская 1-ая и 2-ая:

Число часов использования максимального перетока мощности по ВЛ составит 5500 часов. При этом экономическая плотность тока по ПУЭ составит j _эк =1 А/мм² .

(на две цепи)

Ближайшее нормируемое сечение для одного провода ВЛмм ² .

Ввиду прохождения проектируемых ответвлений ВЛ 110 кВ по территории городской застройки, учитывая возможность в дальнейшем присоединения новых потребителей, а также в соответствии с рекомендациями по проектированию городских электрических сетей для проектируемых ответвлений от ВЛ 110 кВ принимается провод АС – 150 / 24. Данное сечение достаточно по условиям короны.

Проверяем выбранное сечение по допустимой токовой нагрузке по нагреву:

163 < 450 А.

Защита линии от прямых ударов молнии осуществляется подвеской одного грозозащитного троса – провода АЖС 70 – 39 по всей длине ВЛ. Сечение троса удовлетворяет условиям термической стойкости при однофазных коротких замыканиях.

^

Коротким замыканием (КЗ) является всякое не предусмотренное нормальными условиями работы соединение двух точек электрической цепи (непосредственно или через пренебрежительно малое сопротивление).

Причинами КЗ являются механические повреждения изоляции, её пробой из-за перенапряжения и старения, обрывы, набросы и схлёстывания проводов воздушных линий (ВЛ), ошибочные действия персонала и тому подобное. В следствии КЗ в цепях возникают опасные для элементов сети токи, которые могут вывести их из строя. Поэтому для обеспечения надёжной работы электрооборудования, устройств релейной защиты и автоматики (РЗА), электрической сети в целом производится расчёт токов КЗ.

В трёхфазных сетях и устройствах различают трёхфазные (симметричные), двухфазные и однофазные (не симметричные) КЗ. Могут иметь место также двухфазные КЗ на землю, КЗ с одновременным обрывом фаз. Наиболее частыми являются однофазные КЗ на землю (до 65% от общего числа КЗ), значительно реже случаются двухфазные КЗ на землю (до 20% от общего количества КЗ), двухфазные КЗ (до 10% от общего количества КЗ) и трёхфазные КЗ (до 5% от общего количества КЗ) [2].

При расчетах токов КЗ для облегчения вычисления принимаются следующие допущения:

• все источники, участвующие в питании рассматриваемой точки КЗ, работают одновременно и с номинальной нагрузкой;

• ЭДС все источников считаются совпадающими по фазе;

• напряжение источников питания при коротком замыкании остаются неизменными;

• расчетное напряжение каждой ступени схемы электроснабжения принимается на 5 % выше номинального значения;

• короткое замыкание наступает в тот момент времени, при котором ударный ток КЗ будет иметь наибольшее значение;

• сопротивление места КЗ считается равным нулю;

• не учитываются емкости, а, следовательно, и емкостные токи в воздушных и кабельных сетях;

• не учитываются токи намагничивания трансформаторов;

• не учитываются активные сопротивления элементов цепи, если их суммарное сопротивление до точки КЗ не превышают 1 / 3 суммарного индуктивного сопротивления [1].

Расчётная схема является изображением первичной схемы сети в однолинейном исполнении, на которой указывают паспортные данные всех входящих в неё элементов, имеющих электрическое сопротивление – генераторов, трансформаторов, ЛЭП, реакторов, электродвигателей.

Н
а основании электрической схемы Тобольских электрических сетей составляется расчётная схема электрической сети (рис. 3.1.).

Рисунок 3.1. Принципиальна расчетная схема электрической сети

Источниками для питания «Южная» являются шины высокого напряжения подстанции «Тобольская» 110/35/10 кВ. Электроэнергия от источников питания к подстанции передаётся по двум одноцепным воздушным линиям электропередачи. На подстанции установлены два трансформатора ТДН – 16000 /110.

На основании расчётной схемы составляется схема замещения, в которой все перечисленные элементы заменяются своими электрическими сопротивлениями. Общая схема замещения приведена на рисунке 1.3.

Места расположения точек КЗ выбираются таким образом, чтобы проверяемое электрооборудование в момент КЗ находилось в наиболее неблагоприятных условиях. Следовательно, точки КЗ располагаются на шинах 110 и 10 кВ.

Рисунок 3.2 Схема замещения

На схеме замещения приняты следующие обозначения: Х _С1 , Х_С2 – реактивные сопротивления системы; R_Л1 , R_Л2 – активные сопротивления ВЛ; Х_Л1 , Х_Л2 – индуктивные сопротивления ВЛ; R_{TP B} , R_{TP H} – активные сопротивления трансформатора высокой, низкой обмотки; Х_{ТР В} , Х_{ТР Н} – реактивное сопротивление трансформатора высокой, низкой обмотки.

3.2 Расчет параметров элементов схемы замещения

Параметры, входящие в расчётную схему элементов, в справочной литературе указывают в различных единицах, отнесённых к номинальным условиям работы. Расчёт сопротивлений элементов схемы замещения производится в именованных единицах.

Сопротивление системы определяется исходя из заданных токов короткого замыкания системы в минимальном и максимальном режимах работы электрической сети. При заданном токе КЗ системы I″ _кс сопротивление системы определяется по формуле:

(3.1)

По данной формуле ниже произведен расчет сопротивлений системы со стороны линии «Тобольская – Волгинская-1»:

Аналогично рассчитываются сопротивления системы со стороны линии «Тобольская – Волгинская-1». Результаты расчёта сопротивлений Системы представлены в таблице 3.1.

Таблица 3.1 — Сопротивления системы в максимальном и минимальном режимах работы системы

Режим работы	Х с1 , Ом	Х с2 , Ом
Максимальный режим работы системы	3,422	3,689
Минимальный режим работы системы	11,066	11,253

Электроэнергия поступает от источников питания к подстанции по двум одноцепным ответвлениям от ВЛ: «Тобольская – Волгинская-1»» и «Тобольская – Волгинская-2».

Исходные параметры ВЛ представлены в таблице 3.2. Удельные сопротивления взяты из характеристик существующих ВЛ.

Таблица 3.2 -Исходные параметры ответвлений от ВЛ

Название линии	Марка провода	Протяжённость ВЛ, км	Удельные сопротивления, Ом/км
			r 0	х 0
«Тобольская – Волгинская-1»	АС-150	0,17	0,21	0,458
«Тобольская – Волгинская-2»	АС-150	0,18	0,21	0,458

Сопротивление ВЛ рассчитываются по следующим формулам:

(3.2)

где R _л – активное сопротивление ВЛ, Ом;

r ₀ – удельное активное сопротивление ВЛ, Ом/км;

l – длина участка ВЛ, км;

(3.3)

где Х _л – реактивное сопротивление ВЛ, Ом;

х ₀ – удельное реактивное сопротивление ВЛ, Ом/км;

По вышеприведённым формулам производится расчёт активных и реактивных сопротивлений ответвления от ВЛ «Тобольская – Волгинская-1»:

R _л1 = 0,21 * 0,17 = 0,036 Ом

Х _л1 = 0,458 * 0,17 = 0,078 Ом

Аналогично рассчитываются параметры ответвления от второй ВЛ «Тобольская – Волгинская-2». Результаты расчёта сопротивлений ВЛ представлены в таблице 3.3.

Таблица 3.3 — Расчётные параметры ВЛ

Название линии	R л i , Ом	Х л i , Ом
«Тобольская – Волгинская-1»	0,036	0,078
«Тобольская – Волгинская-2»	0,038	0,082

Преобразование электроэнергии напряжением 110 кВ в электроэнергию напряжения – 10 кВ производится силовыми трансформаторами.

Расчётными параметрами трансформаторов являются реактивные сопротивления обмоток. Известно, что современные трансформаторы распределительных сетей напряжением 35 кВ и выше имеют автоматические регуляторы напряжения (РПН), цель которых поддерживать на шинах низшего напряжения трансформатора номинальное значение напряжения при эксплутационных изменениях значения напряжения на стороне высшего напряжения. Для таких трансформаторов дополнительно необходимо иметь значение диапазона регулирования напряжения соответствующее крайним положениям РПН. Эти данные для трансформатора ТДН – 16000 / 110 равны:

U _{в min} = 96,6 кВ,

U _{в ном} = 115 кВ,

U _{в max} = 126 кВ.

В трансформаторах для нахождения сопротивлений обмоток высокого и низкого напряжения первоначально находятся общие активное ( R _общ ) и реактивное (Х _общ ) сопротивления обмоток:

(3.4)

(3.5)

где S _ном – номинальная мощность трансформатора,

Δ Р _к – потери трансформатора при коротком замыкании,

U _к – напряжение короткого замыкания, в % от номинального.

После вычисления общего активного и реактивного сопротивления обмоток определяют сопротивления обмоток высокого и низкого напряжения по формулам:

R _в = 0,5 R _общ (3.6)

R _н = R _н1 = R _н2 = R _общ , (3.7)

Х _в = 0,125 Х _общ , (3.8)

Х _н = Х _н1 = Х _н2 = 1,8 Х _общ , (3.9)

Расчёт активных реактивных сопротивлений высокой обмотки трансформатора в номинальном режиме по формулам (3.4) – (3.9) выглядит следующим образом:

R _в = 0,5 * 2,538 = 1,269 Ом ,

R _н = 2,538 Ом ,

Х _в = 0,125 * 55,545 = 6,943 Ом ,

Х _н = 1,8 * 55,545 = 99,981 Ом ,

Расчет сопротивлений трансформаторов при минимальном и максимальном регулировании напряжения трансформаторов производится аналогично. Результаты вычислений заносятся в таблицу 3.4. Активные сопротивления трансформаторов гораздо меньше реактивных и поэтому при расчетах токов КЗ не учитываются.

Таблица 3.4 — Расчетные параметры трансформаторов

Режим регулирования напряжения трансформатора	Параметры схемы замещения
	R в , Ом	Х в , Ом	R н , Ом	Х н , Ом
U в min = 96,6 кВ	0,895	4,899	1,79	70,547
U в ном = 115 кВ	1,269	6,943	2,538	99,981
U в max = 126 кВ	1,523	8,335	3,046	120,023

3.3 Определение токов при симметричном трёхфазном КЗ

Схема замещения для симметричного КЗ представлена на рисунке 3.3.

Преобразование схемы замещения относительно заданных точек КЗ – К1 и К2 – осуществляется по следующим правилам.

• При последовательном соединении сопротивлений общее сопротивление определяется как сумма последовательных сопротивлений.

• При параллельном соединении сопротивлений общее сопротивление в –1 степени определяется как сумма параллельных сопротивлений, каждое из которых предварительно возведено в –1 степень.

Рисунок 3.3. Схема замещения при симметричном КЗ

Рисунок 3.4. Этапы преобразования схемы замещения:

• а) – исходная схема;
• б) – преобразование с исключением последовательных сопротивлений;
• в) – преобразование с исключением параллельных сопротивлений.

Этапы преобразования схемы замещения относительно точки КЗ К1 представлены на рисунке 3.4

Расчёт сопротивлений при преобразовании схемы производится по описанным выше правилам.

Расчёт общего сопротивления последовательных элементов:

• Х13 = Х1 + Х3; (3.10)

Х24 = Х2 + Х4; (3.11)

где Х13, Х24 – общее реактивное сопротивление последовательно соединённых элементов;

• Х1, Х2, Х3, Х4 – реактивные сопротивления последовательно соединённых элементов.

Расчёт общего сопротивления параллельных элементов:

(3.12)

(3.13)

где Х1234 – общее реактивное сопротивление параллельно соединённых элементов;

• R12 – общее активное сопротивление параллельно соединённых элементов;
• R1, R2, – активные сопротивления последовательно соединённых элементов;
• Ниже приведён расчёт сопротивлений преобразованной схемы замещения относительно точки КЗ К1.

Максимальный режим работы электрической сети, минимальное регулирование трансформатора:

• Х13 = 3,422 + 0,078 = 3,5 Ом;

• Х24 = 3,689 + 0,082 = 3,771 Ом;

Минимальный режим работы электрической сети, максимальное регулирование трансформатора:

• Х13 = 11,066 + 0,078 = 11,144 Ом;

• Х24 = 11,253 + 0,082 = 11,335 Ом;

Преобразование схемы замещения относительно точек КЗ – К1 и К2 – представлены на рисунке 3.5.

Рисунок 3.5. Преобразование схемы замещения:

• а) КЗ в точке К1 (на шинах 110кВ);
• б) КЗ в точке К2 (на шинах 110 кВ);
• в) КЗ в точке К3 (на шинах 110 кВ);
• г) КЗ в точке К4 (на шинах 10 кВ).

Расчёт сопротивлений схем замещения преобразованных относительно точки К2 производится таким же образом, как при КЗ в точке К1. Результат расчёта приведён в таблице 3.5. В этой же таблице приведены значения полного сопротивления элементов сети до точки КЗ – ZΣ, которое определяется по формуле:

(3.14)

где RΣ – общее активное сопротивление элементов сети;

• ХΣ – общее реактивное сопротивление элементов сети.

Таблица 3.5 — Суммарные сопротивления преобразованных схем замещения.

Точка КЗ	Суммарные сопротивления, Ом
	Максимальный режим			Минимальный режим
	RΣ	ХΣ	ZΣ	RΣ	ХΣ	ZΣ
К1	0,018	1,815	1,815	0,018	5,619	5,61
К2	0,036	3,5	3,5	0,036	11,14	11,1
К3	0,038	3,771	3,771	0,038	11,33	11.,3
К4	0,018	39,53	39,53	0,018	69,79	69,7

---

---