4.Блок контроля освоения дисциплины

4.1.Методические указания к выполнению контрольных работ

Впроцессе изучения части 1 дисциплины студенты должны выполнить две контрольные работы. Перед решением каждой задачи необходимо внимательно ознакомиться с исходными данными, проработать соответствующий теоретический материал и методические указания к решению задачи.

При оформлении контрольных работ на титульном листе контрольной работы указываются название дисциплины, специальность, фамилия, инициалы и шифр студента.

Текст работ должен быть изложен аккуратно, четко, с обязательным приве-

дением условия задачи, исходных данных, необходимых формул, схем, единиц измерения физических величин. При оформлении контрольных работ оставляются поля шириной 3-4 см для замечаний преподавателя.

Студенты допускаются к зачету по дисциплине только после рецензирования и защиты контрольных работ.

4.1.1. Контрольная работа № 1

Задача № 1

Синхронный генератор G (рис. 4.1,а) включается на параллельную работу методом точной ручной синхронизации. В момент включения генераторного выключателя Q напряжение генератора и системы равны U = Uc, отклонение частот генератора и системы составляет f = |fc − f|, угол между векторами напряжений генератора U и системы Uc составляет θвкл.

Рассчитать ток генератора в момент включения I''вкл и проверить допустимость синхронизации при заданных значениях f и θвкл.

Оценить успешность синхронизации генератора с системой при заданных значениях f и θвкл.

Построить в координатах f и θвкл границу области успешной синхронизации генератора.

Исходные для расчетов данные приведены в табл. 4.1. В табл. 4.1 обозначено:

Sном − номинальная мощность генератора;

Uном − номинальное напряжение генератора;

Xd'' − сопротивление генератора в момент включения;

262

а)

б)

Рис. 4.1. Расчетная схема (а) и векторная диаграмма напряжений (б)

ТJ − инерционная постоянная времени генератора;

Xсв − сопротивление между генератором и системой, приведенное к напряжению генератора;

f − отклонение частоты генератора от частоты системы;

θвкл - угол между вектором напряжения генератора и вектором напряжения системы в момент включения генератора.

Таблица 4.1

Параметр		Номер варианта (последняя цифра шифра студента)
	0	1	2	3	4	5	6	7	8		9
Sном, МВ А	25	40	78,75	125	137,5	137,5	125	78,75	40		25
Uном, кВ	10,5	6,3	10,5	10,5	10,5	10,5	10,5	6,3	10,5		6,3
Xd'', о.е.	0,13	0,14	0,15	0,16	0,17	0,18	0,17	0,16	0,15		0,14
ТJ, c	3	4	5	6	3	4	5	6	3		4
Xсв, Ом	0,1	0,15	0,2	0,25	0,25	0,15	0,1	0,12	0,15		0,16
f, Гц	0,5	1,0	1,5	2,0	2,5	2,0	1,5	1,0	0,5		1,5
θвкл, град	0	30	60	90	120	150	180	210	240		270

Методические указания к решению задачи № 1

Расчет тока включения генератора

Примем, что в момент включения генератора U = Uc = Uном. Тогда в соответствии с векторной диаграммой (рис. 4.1,б) геометрическая разность между векторами напряжений генератора и системы составит

U = 2Uном sin θвкл2 .

263

Тогда ток включения генератора при ручной синхронизации вычисляется по формуле

	I''вкл =	U	=	2U	ном	sin	θвкл	.
		3(X d'' + X св)		3(X d''	+ X св)		2

Поскольку напряжение генератора U и сопротивление связи Xсв заданы в именованных единицах, а сопротивление генератора задано в относительных единицах, последнее следует перевести в именованные единицы:

U 2

Xd'' [Ом] = Xd'' [о.е.]' S ном .

ном

Начальный ток трехфазного КЗ на выводах генератора определяется по формуле

Eq′′

	I''кз =			,
		3	x′d′

где Еq''– ЭДС генератора в начальный момент КЗ, принимаемая равной Еq'' = (1,05…1,1)Uном.

Допустимость включения генератора в сеть при заданном угле θвкл и сопротивлении связи Хсв между генератором и системой оценивается по соотношению

I''вкл ≤ I''кз,

поскольку генератор рассчитан на динамическое воздействие тока, не превышающего ток трехфазного КЗ на его выводах.

Оценка успешности синхронизации

Условия успешной синхронизации генератора имеют вид

U =Uc, f = 0 и θвкл =0.

Первое условие очевидно, и его выполнение не вызывает затруднений. В реальных условиях пуска генератора второе и третье условия строго не выполняются. Поэтому закономерен вопрос: будет ли успешной синхронизация гене-

ратора при некоторых отличных от нуля значениях f	и θвкл.
Условие успешной синхронизации генератора при	f ≠0 и θвкл ≠ 0, сформу-

лированное А.А. Горевым в «Избранных трудах по вопросам устойчивости», имеет вид

f ≤ 314100ТJ cos θвкл2 .

264

Для заданных значений f ≠0 и θвкл ≠ 0 следует проверить условие успешной синхронизации генератора.

Построение области успешной синхронизации генератора

Для построения границы области успешной синхронизации следует воспользоваться последним соотношением, записав его в форме равенства

f = 314100ТJ cos θвкл2 .

Задаваясь значением θвкл = 0, 30, 60, ... 180º и θвкл = -30, -60, ... -180º, из по-

следнего равенства находятся соответствующие значения f . Далее в координатах θвкл и f строится область успешной синхронизации генератора (рис. 4.2).

Рис. 4.2. Область успешной синхронизации генератора

Задача № 2

Для заданных режимов работы автотрансформатора АТ (рис. 4.3) номинальной мощностью Sном рассчитать токи обмоток АТ и проверить допустимость каждого режима.

При расчетах принять одинаковыми коэффициенты мощности нагрузок высшего Sв, среднего Sc и низшего Sн напряжений. Напряжения присоединенных к АТ сетей считать равными соответствующим номинальным напряжениям

АТ Uвн, Uсн, Uнн.

Исходные данные представлены в табл. 4.2 и 4.3.

Методические указания к решению задачи №2

Под номинальной мощностью Sном автотрансформатора АТ понимается наибольшая мощность, которую можно передать в сеть высшего (среднего) напряжения или принять из этой сети.

265

а)						б)						в)						г)
		Рис. 4.3. Режимы работы автотрансформаторов
																		Таблица 4.2
Параметр		Номер варианта (последняя цифра шифра студента) для ре-
								жимов рис. 4,а, б
		0		1		2		3		4		5		6		7		8	9
Sв, MB·A		125		200		250		400		125		200		250		400		200	250
Sс, MB·A		85		130		165		250		80		120		150		260		155	160
Sн, MB·A								Р		а с с ч		и т а т		ь
Uвн, кB		330		500		220		330		500		220		330		500		220	330
Uсн, кB		220		330		110		220		330		110		220		330		110	220
Uнн, кB		10,5		10,5		6,3		10,5		10,5		6,3		10,5		10,5		6,3	6,3
Sном , MB·A		125		200		250		400		125		200		250		400		200	250
Sнн ном, MB·A		40		80		100		150		40		80		100		150		50	80
																	Таблица 4.3
Параметр		Номер варианта (последняя цифра шифра студента) для ре-
								жимов рис. 4,в, г
		0		1	2		3		4			5		6		7	8		9
Sв, MB·A		85		130	165		250		80			120		150		260	155		160
Sс, MB·A		125		200	250		400		125			200		250		400	200		250
Sн, MB·A								Р	а с с ч и т а т ь
Uвн, кB		220		330	500		220		330			330		500		220	330		500
Uсн, кB		110		220	330		110		220			220		330		110	220		330
Uнн, кB		6,3		10,5	10,5		6,3		10,5			10,5		6,3		10,5	10,5		6,3
Sном, MB·A		125		200	250		400		125			200		250		400	200		250
Sнн ном, MB·A		40		80	100		150		40			80		100		150	50		80

Отличительной особенностью АТ от трехобмоточных трансформаторов является возможность передачи мощности между обмотками высшего и среднего напряжения не только магнитным, но и электрическим путем (рис. 4.4). Чем больше доля мощности, передаваемой электрическим путем, тем выгоднее АТ по сравнению с трехобмоточным трансформатором.

266

Рис. 4.4. Схема автотрансформатора

Коэффициент выгодности АТ (коэффициент типовой мощности) определяется по выражению

α =1− Uсн .

Uвн

Типовая мощность АТ, т.е. мощность, передаваемая магнитным путем между обмотками высшего и среднего напряжений, вычисляется как

Sтип = αSном.

Эта типовая мощность определяет мощность обмоток АТ, и, следовательно, его габариты и стоимость. Общая обмотка 01 и последовательная обмотка 12 (рис. 4.4) рассчитываются на типовую мощность

	So = 3UcнIo =	3Ucн(Ic − Iв) = 3UcнIс(1−	Iв	) =	3UcнIс(1−		Ucн	) = Sномα = Sтип;
			Ic				Uвн
	Sп =	3(Uвн −Ucн )Iв = 3UвнIв(1−			Uвн	) = Sном	α = Sтип.
					Uсн

Поэтому чем меньше коэффициент α, тем выгоднее АТ по сравнению с трансформатором.

Номинальные токи общей и последовательной обмоток АТ, рассчитанных на типовую мощность, составляют

I	o ном	= Sтип		;	I	п ном	=	Sтип	.
			3Uсн					3(U вн −U сн)

267

Обмотка низшего напряжения АТ выполняется на номинальную мощность, составляющую Sнн ном = (25...50)%Sном (см. табл. 4.2 и 4.3). Номинальный ток обмотки низшего напряжения составляет

Sннном

Iн ном = 3U нн .

В энергосистеме АТ может работать в следующих режимах:

-передачи мощности из одной (любой) обмотки в две другие;

-передачи мощности из двух (любых) обмоток в третью.

Некоторые из режимов, приведенные на рис. 4.3, рассматриваются в данной задаче.

Особенности АТ накладывают определенные ограничения на возможные режимы его работы в энергосистеме, что приходится учитывать при выборе схем электрических соединений электростанций и подстанций. Токи в общей, последовательной и обмотке низшего напряжения не должны превышать номинальные токи этих обмоток. Для проверки этого условия необходимо рассчитать токи на стороне высшего, среднего и низшего напряжений.

Ток обмотки высшего и среднего напряжения

Iв = 3SUввн и Iс = 3SUссн .

Мощность Sн, потребляемую или выдаваемую на стороне низшего напряжения АТ, следует рассчитать по балансу мощностей в узле установки АТ при пренебрежении потерями мощности в АТ.

Ток обмотки низшего напряжения

	Iн =	Sн	.
		3U нн

Ток общей обмотки в каждом из рассматриваемых режимов

Io= | Iв − Ic |.

Ток в последовательной обмотке в каждом из рассматриваемых режимов

Iп= Iв.

Допустимость режима АТ оценивается по выполнению условий

Io ≤ Io ном; Iп ≤ Iп ном; Iн ≤ Iн ном,

268

что токи в общей, последовательной и обмотке низшего напряжения не должны превышать номинальные токи этих обмоток.

Задача № 3

Рассчитать заземляющее устройство подстанции с высшим напряжением 110 кВ. Вертикальные заземлители выполнить стальными прутками диаметром d ≥ 16 мм длиной lв = 5 м и расположить по периметру подстанции. Горизонтальные заземлители выполнить стальной полосой 40 х 4 мм, закладываемой:

-по периметру подстанции;

-двумя дополнительными продольными полосами вдоль подстанции;

-дополнительными поперечными полосами на расстоянии от периферии к центру подстанции не более 4, 5, 6, 7, 9, 11, 13, 16, 20 м.

Стальная горизонтальная полоса закладывается на глубине tг=0,7 м и соединяет верхние концы заглубленных вертикальных заземлителей.

Размеры подстанции a x b, удельное сопротивление грунта ρ и сопротивление естественных заземлителей Rест принять в соответствии с табл. 4.4.

Т а б л и ц а 4.4

Параметр		Номер варианта (последняя цифра шифра студента)
	1	2	3	4	5	6	7	8	9	0
a x b, м	50х100	50х90	50х80	50х70	50х60	50х60	50х70	50х80	50х90	50х100
ρ, Ом м	40	45	50	55	60	40	45	50	55	60
Rест, Ом	2	1,8	1,6	1,4	1,2	1,2	1,4	1,6	1,8	2

Методические указания к решению задачи № 3

Перед решением задачи рекомендуется изобразить схему расположения горизонтальных заземлителей. В частности, для размера подстанции 45 х 76 м эта схема приведена на рис. 4.5, где все размеры указаны в метрах.

В соответствии с ПУЭ сопротивление заземляющего устройства электроустановки напряжением 110 кВ должно быть Rзу ≤ 0,5 Ом. Поэтому при заданном сопротивлении естественных заземлителей Rест сопротивление искусственного заземлителя должно быть

269

Рис. 4.5. Схема расположения горизонтальных заземлителей

Rиск ≤ RзуRест . Rест − Rзу

Расчетное сопротивление грунта

ρрасч = Кс ρ,

где Кс – коэффициент сезонности, учитывающий высыхание и промерзание грунта; Кс = 2...3,5 для горизонтальных заземлителей; Кс = 1,15...1,45 для вертикальных заземлителей.

Сопротивление горизонтального заземлителя (стальной полосы)

rг = 0,366ρрасч lg 2lг2 , lг ctг

где lг – суммарная длина горизонтального заземлителя в соответствии с рис. 4.5; с = 0,04 м – ширина стальной полосы;

tг =0,7 м – глубина заложения горизонтального заземлителя.

Сопротивление горизонтального заземлителя с учетом коэффициента использования

Rг = ηrг .

г

Коэффициент ηг учитывает увеличение сопротивления заземлителя вследствие явления экранирования соседних электродов. Величина ηг принимается по табл. 4.5 для предварительно принятого количества вертикальных заземлителей Nв и отношения расстояния между вертикальными заземлителями ав к их

длине lв.

Требуемое сопротивление вертикальных заземлителей

270

			R ≤	RгRиск
			в	R − R		.
				г	иск
							Т а б л и ц а 4.5
		Количество вертикальных заземлителей Nв
ав / lв
		20		30			40		50
	Коэффициент ηг для горизонтальных заземлителей
1		0,27		0,24			0,23		0,21
2		0,32		0,3			0,29		0,28
3		0,45		0,41			0,39		0,37
		Коэффициент ηв для вертикальных заземлителей
1		0,47		0,44			0,41		0,4
2		0,64		0,61			0,58		0,56
3		0,71		0,69			0,67		0,66

Сопротивление одного вертикального заземлителя

0,366ρрасч

2l

1

4t

в

+l

r

=

(lg

в

+

lg

в

)

,

l

2

4t

в

d

в

−l

в

в

lв = 5 м – длина вертикального заземлителя;

d ≥ 16 мм – диаметр вертикального заземлителя;

tв =3,2 м – глубина заложения, равная расстоянию от поверхности земли до середины вертикального заземлителя.

Расчетное количество вертикальных заземлителей с учетом коэффициента использования

Nв ≥ Rвrвηв .

Величина ηв принимается по табл. 4.5.

Достоверность решения задачи подтверждается приблизительным равенством расчетного и предварительно принятого количества вертикальных заземлителей Nв. Кроме того, расчетное количество вертикальных заземлителей должно помещаться по периметру подстанции при принятом отношении ав / lв.

При невыполнении этих условий следует повторить расчет, изменив предварительно принятое количество вертикальных заземлителей и отношение ав/lв.

271

Задача № 4

Выполнить расчет установившегося режима замкнутой электрической сети, приведенной на рис. 4.6. Исходные данные принять в соответствии с табл. 4.6.

Рис. 4.6. Схема электрической сети

Т а б л и ц а 4.6

Параметр				Номер варианта (последняя цифра шифра студента)
			1		2	3	4	5	6	7	8	9	0
Uном, кВ			110		110	150	220	110	110	150	220	110	220
UА, кВ			115		112	155	225	114	116	153	230	113	227
Р1, МВт			6		10	15	20	15	22	27	45	30	28
Р2, МВт			25		20	10	30	15	9	16	23	7	45
Р3, МВт			10		15	20	40	6	8	10	30	11	19
Q1, Мвар			5		6	7	10	9	10	12	20	14	15
Q2, Мвар			15		12	6	14	8	4	6	11	3	20
Q3, Мвар			5		8	11	18	4	4	6	14	5	0
S	т1	,МВ.А	10		16	25	32	25	32	40	63	40	40
		ном
Sт2 ном,			40		32	16	40	25	16	25	32	10	63
МВ.А
Sт3 ном,			16		25	32	63	10	16	16	40	16	32
МВ.А
LA1, км			25		15	20	40	30	15	25	45	10	65
L12, км			20		20	25	45	20	20	25	55	20	50
L23, км			10		30	30	60	20	25	35	65	30	45
LA3, км			15		10	15	50	15	10	20	40	20	55
F, мм2			120		150	120	240	185	70	150	240	95	300

На рис. 4.6 и в табл. 4.6 приняты следующие обозначения: А – центр питания сети;

272

Uном − номинальное напряжение сети;

UА − напряжение в центре питания;

Рi, Qi, − расчетные нагрузки на вторичной стороне трансформаторов Т; Sтi ном – номинальные мощности трансформаторов Т;

Lij − длины линий между узлами i и j; F − сечения проводов линий.

Методические указания к решению задачи № 4

Последовательность расчета установившегося режима электрической сети:

1.Определение параметров линий и трансформаторов и составление схемы замещения сети.

2.Приведение нагрузок узлов к первичному напряжению.

3.Расчет предварительного потокораспределения в замкнутой сети; определение узла потокораздела.

4.Уточненный расчет потокораспределения и напряжений на первичной стороне трансформаторов.

5.Расчет напряжений на вторичной стороне трансформаторов.

1.Определение параметров линий и трансформаторов и составление схемы замещения электрической сети

Параметры схем замещения линий рассчитываются по указанным в табл.

4.7погонным параметрам сталеалюминиевых проводов. Для каждой линии между узлами i и j активное и индуктивное сопротивления, емкостная проводимость и зарядная мощность составят

	Rij = roLij;		Xij = xoLij;		Bij = boLij;		Qcij = Uном2Bij.
									Т а б л и ц а 4.7
Сечение, мм2		70	95		120	150		185	240	300
rо, Ом/км		0,4	0,31		0,25	0,2		0,16	0,12	0,1
хо, Ом/км		0,44	0,43		0,43	0,42		0,415	0,405	-
		-	-		0,44	0,435		0,43	0,42	-
		-	-		-	-		-	0,435	0,43
bо.10-6, См/км		2,55	2,6		2,65	2,7		2,75	2,8	-
		-	-		2,56	2,61		2,64	2,7	-
		-	-		-	-		-	2,6	2,64

Примечание. Значения хо и bо в 1-й, 2-й и 3-й строках соответствуют номинальным напряжениям линий Uном = 110, 150 и 220 кВ.

273

Т а б л и ц а 4.8

Тип	S	т ном	,	Uвн,	Uнн,	Р	,	Р ,	uк,	Iх,
трансформатора				кВ	кВ	х		к	%	%
	кВ.А					кВт		кВт
ТДН-10000/110	10000			115	11,0	14		58	10,5	0,9
ТДН-16000/110	16000			115	11,0	21		86	10,5	0,85
ТРДН-25000/110	25000			115	10,5	25		120	10,5	0,75
ТРДН-32000/110	32000			115	10,5	32		145	10,5	0,75
ТРДН-40000/110	40000			115	10,5	42		160	10,5	0,7
ТДН-16000/150	16000			158	11,0	19		88	11	0,8
ТРДН-25000/150	25000			158	10,5	25		120	10,5	0,75
ТРДН-32000/150	32000			158	10,5	31		145	10,5	0,7
ТРДН-40000/150	40000			158	10,5	40		160	10,5	0,7
ТРДН-32000/220	32000			230	11,0	45		150	11,5	0,65
ТРДН-40000/220	40000			230	11,0	50		170	11,5	0,6
ТРДН-63000/220	63000			230	11,0	70		265	11,5	0,5

Параметры схем замещения трансформаторов рассчитываются по указанным в табл. 4.8 справочным данным трансформаторов. Для трансформатора в узле i эти параметры составят

R =

P

Uвн2

103 ; Х

тi

=

uк%Uвн2

103;

Q

= I

x

%

Sтi ном

.

i

т

к

Sт2

100Sтном

xi

100

ном

Схема замещения электрической сети представляет собой совокупность соединенных между собой схем замещения линий и трансформаторов.

Для удобства последующих расчетов замкнутая (кольцевая) сеть разрезается по центру питания А и представляется сетью с двухсторонним питанием от источников А и А' (рис. 4.7)

Рис. 4.7. Схема замещения кольцевой сети

274

2. Приведение нагрузок узлов к первичному напряжению

С целью упрощения последующих расчетов нагрузки узлов приводятся к первичному напряжению трансформатора. Приведенная к высшему напряжению нагрузка, например, узла 2 составляет

P2в = P2 + Рт2;

Рт2 = Рх2 +

Рк2

S22

;

2

Sт2 ном

Q

+Q

uкS22

Q

= Q

+ Q

−

c12

c23

;

Q

=

Q

+

;

2в

2

т2

2

т2

х2

100Sт2 ном

где S2

2= Р2

2+ Q2

2,

Qc12 = Uном2B12,

Qc23 = Uном2B23.

После приведения всех нагрузок к высшему напряжению схема замещения сети принимает вид, показанный на рис. 4.8.

Рис. 4.8. Схема замещения сети после приведения нагрузок к высшему напряжению

3. Расчет предварительного потокораспределения в замкнутой сети; определение узла потокораздела

Предварительное потокораспределение в замкнутой сети, линии которой выполнены проводами одинакового сечения, можно рассчитывать по длинам линий. В этом случае выражение для мощностей на участке А1 определяется по выражению

РА1 = P1в(L12 + L23 + L3A' ) + P2в(L23 + L3A' ) + P3вL3A' ;

LA1 + L12 + L23 + L3A'

QA1 = Q1в(L12 + L23 + L3A' ) +Q2в(L23 + L3A' ) +Q3вL3A' .

LA1 + L12 + L23 + L3A'

Аналогично рассчитываются мощность РА'3 и QA'3 на участке А'3. Мощности, протекающие по другим участкам электрической сети (участ-

кам 12 и 23), рассчитываются по первому закону Кирхгофа:

Р12 = РА1 − Р1в; Q12 = QА1 − Q1в; Р32 = РА'3 − Р3в; Q32 = QА'3 − Q3в.

275

В результате расчета предварительного потокораспределения определяется узел потокораздела. Это узел, к которому мощности притекают справа и слева. По узлу потокораздела замкнутая сеть делится на две разомкнутые схемы.

Предположим, что в схеме рис. 4.8 узел 2 – узел потокораздела. На рисунке этот узел обозначен символом . Исходная замкнутая сеть делится на две разомкнутые схемы: А…2 и А'…2. Нагрузки в конце каждой схемы, полученные в результате расчета предварительного потокораспределения, составляют S12 и S32.

4. Уточненный расчет потокораспределения и напряжений на первичной стороне трансформаторов

Этот расчет в контрольной работе достаточно выполнить для одной из разомкнутых схем, полученных в п.3. Схема А...2 приведена на рис. 4.9.

Рис. 4.9. Разомкнутая электрическая сеть

Расчет разомкнутой сети выполняется в два этапа.

На первом этапе рассчитывается потокораспределение в схеме с учетом потерь мощности. Расчет ведется по номинальному напряжению сети Uном от ее конца (узла 2) к началу (источнику А). Мощность S12 в конце линии 12 известна из расчета предварительного потокораспределения замкнутой сети.

Потери мощности в линии 12 определяются по выражениям

Р2 +Q2

Р2

+ Q2

Р

=

12

12

R

;

Q

=

12

12

X

12

.

12

Uном2

12

12

Uном2

Мощность в начале линии 12 составит

Рн

= Р + Р

;

Qн

= Q + Q .

12

12

12

12

12

12

Мощность в конце линии А1 составит

Рк

= Рн

+ Р

;

Qк

= Qн

+ Q

.

А1

12

1в

А1

12

1в

Далее находятся потери мощности в линии А1 ( РА1 и QА1) и мощность в

начале линии А1 ( Рн

и

Qн

).

А1

А1

276

Мощность, потребляемая схемой от источника питания А составит

РА = РАн1 ; QA = QA1н − QcA12 .

На втором этапе рассчитываются напряжения в узлах электрической сети (напряжения на первичной стороне трансформаторов). Расчет ведется от начала схемы (источника А) к ее концу (узлу 2).

В электрических сетях напряжением 110…220 кВ можно пренебречь поперечной составляющей падения напряжения ввиду ее несущественного влияния на точность расчетов. Поэтому в дальнейшем учитывается только продольная составляющая падения напряжения, называемая потерей напряжения.

Потеря напряжения в линии А1 составит

	Pн R		+Qн		X	A1
UA1 =	A1 A1			A1			.
		U A
Напряжение в узле 1 составит	U1 =UA −			UA1.

Аналогично рассчитывается напряжение в узле 2.

5. Расчет напряжений на вторичной обмотке трансформаторов

Напряжения на первичной обмотке трансформаторов Т рассчитаны в п. 4. В частности, известно напряжение U1 на первичной обмотке трансформа-

тора Т1 (рис. 4.10).

Рис. 4.10. К расчету напряжения на вторичной обмотке трансформатора

Потеря напряжения в трансформаторе Т1 составит

Uт1 = P1 Rт1 +Q1 Xт1 .

U1

Напряжение на вторичной обмотке трансформатора Т1, приведенное к высшему напряжению составит:

U1' = U1	− U	1.
	т

Действительное напряжение на вторичной обмотке трансформатора Т1 составит:

277

U'' = U1' = Uнн ,

1 kт1 Uвн

где kт1 – номинальный коэффициент трансформации трансформатора Т1. Аналогично рассчитываются напряжения на вторичной обмотке других

трансформаторов.

4.1.2. Контрольная работа № 2

На основании исходных данных, приведенных в табл. 4.9 и 4.10, выполнить следующее:

1)определить расчетные электрические нагрузки 380/220В главного корпуса завода, отнесенные к шинам вторичного напряжения цеховых трансформаторных подстанций;

2)выбрать единичную (номинальную) мощность цеховых трансформато-

ров;

3)определить максимальное, минимальное и оптимальное число цеховых трансформаторов;

4)определить суммарную мощность конденсаторных установок до 1000 В, необходимую для снижения числа трансформаторов до оптимального;

5)определить расчетную нагрузку главного корпуса, отнесенную к шинам распределительного пункта 10 кВ, питающего цеховые трансформаторы главного корпуса.

Коэффициент загрузки трансформаторов в нормальном режиме β = 0,9. Цеховые трансформаторные подстанции принять двухтрансформаторными.

Расчеты электрических нагрузок выполнить с помощью коэффициентов

использования (Ки) и расчетной мощности (Кр) в виде формы 4.1. В табл. 4.9 приведены в графах следующие данные:

1 – количество работающих электроприемников (ЭП), шт; 2 – суммарная установленная мощность ЭП, кВт;

3 – номинальные активные мощности наименьшего и наибольшего ЭП. Номер варианта в табл. 4.10 определяется по абсолютной величине разно-

сти двух последних цифр шифра.

278

Т а б л и ц а 4.9

	Параметр	Номер варианта (последняя цифра шифра студента)
		0	1	2	3	4	5	6	7	8	9
	Площадь корпуса F,
	тыс. м2	36	35	30	29	32	28	33	34	31	37
	Удельная плотность
	нагрузки освещения	15	15	14	15	12	14	15	13	13	12
	Руд осв, Вт/м2

Примечание. Коэффициент реактивной мощности нагрузки освещения tgφосв =0,33.

Методические указания к решению задачи

1.Расчет электрических нагрузок производится в табличной форме (см. форму 4.1).

2.Решение задачи ведется в следующей последовательности:

а) определяются суммарные расчетные нагрузки силовых электроприемни-

ков, указанных для каждого варианта в табл. 4.10: Рсм, Qсм, Ррасч, Qрасч до установки конденсаторных батарей;

б) определяются расчетные нагрузки электрического освещения корпуса; так как нагрузка электрического освещения характеризуется ровным графиком электропотребления, то можно считать, что

Ррасч осв = Рсм осв и Qрасч осв = Qсм осв;

расчетные нагрузки электрического освещения определяются по данным табл. 4.9:

Pном осв.= Pуд осв F; Ррасч осв = Рном осв Кс осв; Qрасч осв= P расч осв tgφосв,

где Кс осв = 0,9;

F – площадь корпуса;

tgφосв – коэффициент реактивной мощности нагрузки освещения.

в) определяются суммарные расчетные нагрузки всего корпуса до установки КУ. Результаты записываются в графы 7, 8, 12, 13 и 14 (результаты в графах 7, 8, 12 и 13 получают суммированием двух предыдущих строк);

279

Т а б л и ц а 4.10

	Наименова-		0			1			2			3			4			5			6			7			8			9
	ние ЭП	1	2	3	1	2	3	1	2	3	1	2	3	1	2	3	1	2	3	1	2	3	1	2	3	1	2	3	1	2	3
	1) Станки ме-
	таллорежу-			50						20			14			50			50			50						28			50
	щие мелкосе-	182	1260		--	--	--	156	1070		50	416		170	1150		111	77		180	1250		--	--	--	175	1210		100	710
	рийного про-			1,5-						1,5-			1,7-			1,5-			1,7-			1,5-						1,5-			1,5-
	изводства
	2) То же,						1,7- 50						2,8- 50												1,7- 50
	крупносерий-	--	--	--	170	1180		--	--	--	170	1917		--	--	--	--	--	--	75	2650	-580	170	1200		--	--	--	--	--	--
	ного произ-
	водства
	3) То же, при															2080						2880			2080			2080			2080
	тяжелом	84	3480	2080	--	--	--	75	2660	-580	3	84	28	60	2660		44	1770	-580	10	550		60	2650		90	3560		90	3560
	режиме
	4) То же, с						2880			2880						2880			2880						2880
	особо тяже-	--	--	--	80	2450		10	540		--	--	--	10	445		20	687		--	--	--	20	685		--	--	--	20	685	2880
	лым режи-
	мом работы
	5)Автомати-
	ческие поточ-			2,5- 40						3,5 -20			2,5-40			2,5-40			3,5-40			2,5-40			3,5 –20			2,5 - 40			2,5 - 40
	ные линии	245	1460		260	840	1-20	200	1400		200	1254		200	1150		221	1221		200	1250		195	1359		180	940		305	2160
	6) Печи со-
	противления	44	3000	100-50	--	--	--	20	1600	100-50	12	900	100-50	38	2610	100-50	23	1620	100-50	50	3260	100-50	30	2400	100-50	50	3750	100-50	35	2625	100-50
	с автомати-
	ческой за-
	грузкой

	,же То 13) 40% = ПВ с	,Краны 12) тельферы 25% = ПВ с	-Свароч 11) -транс ные форматоры -автома для тической дуговой сварки	,же То 10) точечные	-Свароч 9) машины ные шовные	-Индукци 8) печи онные низкой частоты	-неавтома с -за тической грузкой		-со Печи 7) противления
	92	--	--	--	--	--	25
	650	--	--	--	--	--	820
	1 - 28	--	--	--	--	--	15	- 65
	52	40	--	--	10	--	30
	350	300	--	--	830	--	750
	1 - 28	1 – 14	--	---	83	--	10	- 40
	--	90	10	20	--	10	10
	--	606	400	908	--	200	410
	--	1 – 28	40	38-55	--	20	15	- 65
	95	--	12	--	--	--	57
	700	--	480	--	--	--	1500
	1 - 28	--	40	--	--	--	10	- 40
	90	--	--	10	5	--	20
	650	--	--	454	415	--	560
	1 - 28	--	---	38-55	83	--	15	- 40
	66	--	----	--	--	20	28
	470	--	--	--	--	400	808
	1 – 28	--	--	--	--	20	10	- 65
	46	46	--	15	7	--	20
	325	325	--	682	581	--	560
	1 - 28	1 - 28	--	38 - 55	83	--	15	- 65
	52	52	15	--	--	30	30
	350	350	600	--	--	600	820			Продолжение
	1 - 28	1 - 14	40	--	--	20	10	- 65
	40	52	8	--	--	25	25
	300	350	320	--	--	500	830
	1 - 14	1 – 28	40	--	--	20	15-65			.4.табл
	696	--	--	1136	500	--	3400
	94	--	--	25	25	--	34
										10
	1- 28	--	--	38-55	20	--	20	- 250

	-Конвейе 16) -транс ,ры портеры	-Вентиля 15) торы		Насосы 14)
	--	110	51
	--	4620	3100
	--	2,8-120	10-100
	6	150	60
	48	3062	1602
	4 - 10	2,8 - 40	7 - 40
	--	160	43
	--	2867	2400
	--	7 - 120	20 -100
	5	120	65
	40	3900	3700
	4 - 10	2,8-120	10-100
282
	7	100	50
	52	4470	2900
	4 - 10	7 -120	7 -100
	--	128	54
	--	3780	2740
	--	2,8-120	10-100
	--	220	52
	--	4830	3110
	--	2,8- 40	10-100
	4	300	64
	32	5200	1680
	4 - 10	7,5 - 40	20-100		Окончание
	--	100	50
	--	4675	3000
	--	7,5-120	7 -100		.табл
	10	150	52
	80	4062	3220		10.4
	4 - 10	2,8-120	10-100

1

Электроприемники (ЭП)

данныеИсходные

432

Количество работающих ЭПшт, .

кВт,ность

-мощная

-Номиналь

- суммарная Рном

- наименьшего (Рном наим) ЭП

- наибольшего (Рном наиб) ЭП

5

Коэффициент использованияК и

-Спра вочные данные

6

Коэффициент реактивной мощности

tg φ

8 7

Активная, кВт

Средние нагрузки наиболееза загруженную смену

Qсм

= Рсм tg φ

РКсм

=

и Рном

Реактивнаяквар,

Эффективное число ЭП:

9

nэ

= 2∑ Рном / (Рном наиб)

121110

Активной нагрузки:

нагрузок

расчетных

Коэффициенты

параметрыРасчетные

fК

р

=

1

(Кn,

э

)

и

Реактивной нагрузки

К′р =

р

Активная, кВт

Р

К =

р

∑Р

расч

см

13

Реактивная. квар,

Q

К =

′

р

∑Q

расч

см

нагрузки

Расчетные

14

ПолнаякВ,

·А

мроФ

S

расч

= √ Р2

Q +

2

расч

расч

4 а

Ток, А

/ √3U

15

I S

=

.

расч

ном

1

расч

(Uном = 10 кВ)

г) определяется единичная мощность трансформаторов как функция удельной плотности нагрузки σ = S расч / F, где F – из табл. 4.9:

-при σ ≤ 0,2 кВ·А/м2 устанавливаются трансформаторы с Sном = 1000 кВ·А;

-при 0,2 < σ ≤ 0,5 кВ·А/м2 – Sном = 1600 кВ· А;

-при σ > 0,5 кВ·А/м2 – Sном = 2500 кВ·А.

Вычисление σ и выбор Sном производится после заполнения формы 4.1 (в таблицу не вносятся);

д) определяются расчетные значения числа цеховых трансформаторов: - минимальное

Nрасч min = Pрасч / (β · Sном);

- максимальное

Nрасч mах = Sрасч / (β · Sном);

где Ррасч и Sрасч– из пункта «в»;

β – коэффициент загрузки, равный 0,9.

Полученные результаты округляются до ближайшего большего целого числа. Таким образом определяют Nmin и Nmах;

е) определяется Nопт– оптимальное число трансформаторов в цехе:

Nопт= N расч min + N + m = Nmin + m,

где N – добавка до большего ближайшего целого числа (если Nрасч.min – целое число, то N = 0);

m – добавка до оптимального числа трансформаторов; m = f [(Nрасч min + N) N]; значение m определяется по рис. 4.11;

если значение Nопт получилось нечетным, то в качестве Nопт принимают ближайшее большее целое четное число (так как ТП – двухтрансформаторные);

ж) определяют мощность низковольтных конденсаторных установок Qнк, необходимую для снижения числа трансформаторов с Nmах до Nопт:

-если Nопт ≥ N mах, то Qнк= 0;

-если Nопт < N mах, то Qнк= Qрасч– (β Nопт Sном )2 − Ррасч2 .

Полученное значение Qнк заносится отдельной строкой со знаком «минус» в графы 8 и 13; строка называется «Конденсаторные установки»;

284

з) определяются суммарные расчетные нагрузки после установки КУ. Активные нагрузки остаются неизменными. Реактивные снижаются на Qнк. Результаты записываются в строку: «Нагрузка корпуса после установки КУ». По значениям Ррасч и Qрасч вычисляются Sрасч. Заполняются графы 3, 5, 7, 8, 12, 13, 14. Графа 15 не заполняется. Значение Kи в графе 5 получают по данным граф 7

и3. На этом заполнение формы 4.1 заканчивается.

3.Расчетная нагрузка для пункта 5 контрольного задания определяется с учетом потерь в трансформаторах и цеховых сетях до 1000 В. Значения этих потерь определяются приближенно по формулам

Рц = 0,03 Sрасч; Qц= 0,1 Sрасч.

Значения Sрасч берутся из пункта 2,з.

Расчетные нагрузки цеха на стороне первичного напряжения трансформаторов будут

Ррасч1 = Ррасч+	Рц ; Qрасч. 1 = Qрасч+ Qц,
где Qрасч− расчетная реактивная нагрузка после установки конденсаторов.
Sрасч1	= Ррасч2 1 +Qрасч2 1 .

4. Нагрузка по п. 5 задания определяется по формуле:

SрасчРП = Ко· Sрасч1,

где Ко − определяется по табл. 4.13.

При этом число присоединений к шинам РП можно принимать равным Nопт. Значение Ки берется в среднем по корпусу из формы 4.1 (см. п. 2,з).

Пояснения к заполнению формы 4.1

В форме 4.1 заполняются следующие строки:

а) характерные группы электроприемников – число строк определяется заданием;

б) строка «Все силовые ЭП главного корпуса»; в) строка «Нагрузка электрического освещения корпуса»;

г) строка «Суммарная нагрузка главного корпуса (до установки КУ)»; д) строка «Конденсаторные установки КУ)»; е) строка «Суммарная нагрузка главного корпуса после установки КУ».

285

При заполнении строк по п. а заполняются графы 1-8. Графы 9-15 не заполняются.

			Т а б л и ц а 4.11
Наименование электроприемника	Коэффициент			Коэффициент
	использования К	и		мощности сos φ
Станки металлорежущие мелкосерийного
производства	0,14			0,5
То же, крупносерийного производства	0,16			0,5
То же, при тяжелом режиме	0,17			0,65
То же, с особо тяжелым режимом работы	0,24			0,65
Автоматические поточные линии	0,6			0,7
Печи сопротивления с автоматической	0,8			0,95
загрузкой
Печи сопротивления с неавтоматической	0,5			0,95
загрузкой
Индукционные печи низкой частоты	0,7			0,95
Сварочные машины шовные	0,35			0,7
То же, точечные	0,35			0,6
Сварочные трансформаторы для
автоматической дуговой сварки	0,35			0,5
Краны, тельферы с ПВ = 25%	0,05			0,5
То же, с ПВ = 40%	0,1			0,5
Насосы	0,7			0,85
Вентиляторы	0,65			0,8
Конвейеры, транспортеры	0,4			0,75

Значения коэффициентов расчетной нагрузки Кр на шинах НН цеховых трансформаторов и для магистральных шинопроводов напряжением до 1 кВ

Т а б л и ц а 4.12

	nэ			Коэффициент использования Ки
		0,1	0,15	0,2	0,3	0,4	0,5	0,6	0,7 и
									более
	1	8,00	5,33	4,00	2,67	2,00	1,60	1,33	1,14
	2	5,01	3,44	2,69	1,9	1,52	1,24	1,11	1,0
	3	2,94	2,17	1,8	1,42	1,23	1,14	1,08	1,0
	4	2,28	1,73	1,46	1,19	1,06	1,04	1,0	0,97
	5	1,31	1,12	1,02	1,0	0,98	0,96	0,94	0,93
6	– 8	1,2	1,0	0,96	0,95	0,94	0,93	0,92	0,91
9 – 10		1,1	0,97	0,91	0,9	0,9	0,9	0,9	0,9
10	– 25	0,8	0,8	0,8	0,85	0,85	0,85	0,9	0,9
25	– 50	0,75	0,75	0,75	0,75	0,75	0,8	0,85	0,85
более 50		0,65	0,65	0,65	0,7	0,7	0,75	0,8	0,8

286

При заполнении строки по п. б графы 2, 3, 7, 8 заполняются путем суммирования данных строк по п. а. Строка б в графе 4 заполняется на основе анализа строк п. а − из них выбираются самый маленький и самый большой (по Рном) ЭП. Графа 5 заполняется путем деления значений ∑Рсм (гр.7) на ∑Рном (графа 3). Далее в этой строке заполняются графы 9-13. Способ заполнения ясен из «шапки» формы 4.1. Графы 14-15 в строке б не заполняются.

Способ заполнения остальных строк изложен ранее в пп. 2б-2в, 2д-2е.

	а)				б)
Рис. 4.11. Зоны для определения дополнительного числа трансформаторов:
		а – К З = 0,7 ÷ 0,8; б − К З = 0,9 ÷ 1
Значение коэффициента одновременности Ко						для
определения расчетной нагрузки на шинах 6 (10) кВ РП и ГПП
						Т а б л и ц а 4.13
Средневзвешенный			Число присоединений 6 (10) кВ
коэффициент ис-				на сборных шинах РП, ГПП
пользования		2 - 4		5 - 8	9 - 25		более 25
Ки < 0,3		0,9		0,8	0,75		0,7
0,3 ≤ Ки < 0,5		0,95		0,9	0,85		0,8
0,5 ≤ Ки < 0,8		1,0		0,95	0,9		0,85
Ки > 0,8		1,0		1,0	0,95		0,9

287