Методика 1. Расчет отклонения напряжения
Теоретические основы
Отклонение напряжения - основной показатель качества электроэнергии, характеризующий разность между фактическим и номинальным напряжением в установившемся режиме работы.
ΔU = (U - Uном) / Uном × 100%
- ΔU
- — отклонение напряжения, %
- U
- — фактическое (измеренное) напряжение, кВ
- Uном
- — номинальное напряжение сети, кВ
Нормативная база: ГОСТ 32144-2013 "Нормы качества электрической энергии"
Допустимые отклонения: ±5% (95% времени), ±10% (100% времени)
Допустимые отклонения: ±5% (95% времени), ±10% (100% времени)
Пошаговый алгоритм расчета
1
Определить номинальное напряжение сети
Стандартные значения: 0.38, 6, 10, 35, 110, 220 кВ
Стандартные значения: 0.38, 6, 10, 35, 110, 220 кВ
2
Измерить или получить фактическое напряжение
Использовать показания измерительных приборов класса точности не ниже 0.5
Использовать показания измерительных приборов класса точности не ниже 0.5
3
Вычислить разность напряжений
U - Uном = разность, кВ
U - Uном = разность, кВ
4
Разделить на номинальное напряжение
(U - Uном) / Uном = относительное отклонение
(U - Uном) / Uном = относительное отклонение
5
Умножить на 100 для получения процентов
Результат × 100 = ΔU, %
Результат × 100 = ΔU, %
Пример расчета №1
| Параметр | Обозначение | Значение | Единица измерения |
|---|---|---|---|
| Номинальное напряжение | Uном | 10 | кВ |
| Фактическое напряжение | U | 10.3 | кВ |
| Разность напряжений | U - Uном | 0.3 | кВ |
| Относительное отклонение | (U - Uном)/Uном | 0.03 | — |
| Отклонение напряжения | ΔU | +3% | % |
Вывод: Отклонение +3% находится в пределах нормы (±5%), режим допустимый.
Интерпретация результатов
| Диапазон ΔU | Оценка режима | Рекомендации |
| ±5% | Нормальный | Регулирование не требуется |
| ±5% до ±10% | Допустимый | Рассмотреть регулирование РПН |
| более ±10% | Недопустимый | Срочное регулирование или изменение схемы |
Методика 2. Расчет коэффициента загрузки трансформатора
Теоретические основы
Коэффициент загрузки показывает степень использования номинальной мощности трансформатора и определяет его тепловой режим и потери.
Kз = S / Sном
Полная мощность рассчитывается через активную и реактивную составляющие:
S = √(P² + Q²)
- Kз
- — коэффициент загрузки (безразмерный)
- S
- — фактическая полная мощность, МВА
- Sном
- — номинальная мощность трансформатора, МВА
- P
- — активная мощность, МВт
- Q
- — реактивная мощность, МВАр
Пошаговый алгоритм расчета
1
Определить активную мощность P
По показаниям счетчиков или расчетом: P = √3 × U × I × cos φ
По показаниям счетчиков или расчетом: P = √3 × U × I × cos φ
2
Определить реактивную мощность Q
По показаниям счетчиков или расчетом: Q = √3 × U × I × sin φ
По показаниям счетчиков или расчетом: Q = √3 × U × I × sin φ
3
Вычислить полную мощность S
S = √(P² + Q²)
S = √(P² + Q²)
4
Найти номинальную мощность трансформатора
По паспортным данным (например, ТМН-40000/110 → Sном = 40 МВА)
По паспортным данным (например, ТМН-40000/110 → Sном = 40 МВА)
5
Рассчитать коэффициент загрузки
Kз = S / Sном
Kз = S / Sном
Пример расчета №2
| Параметр | Обозначение | Значение | Единица измерения |
|---|---|---|---|
| Активная мощность | P | 24 | МВт |
| Реактивная мощность | Q | 18 | МВАр |
| P² | P² | 576 | МВт² |
| Q² | Q² | 324 | МВАр² |
| P² + Q² | P² + Q² | 900 | МВА² |
| Полная мощность | S | 30 | МВА |
| Номинальная мощность | Sном | 40 | МВА |
| Коэффициент загрузки | Kз | 0.75 | — |
Вывод: Kз = 0.75 (75%) — повышенная загрузка. Рекомендуется мониторинг температуры.
Контрольный список для оптимальной загрузки
Для двухтрансформаторных ПС: Kз = 0.6-0.7 в нормальном режиме
При Kз > 0.7 обеспечить резерв для послеаварийного режима
При Kз < 0.3 рассмотреть отключение одного трансформатора
Учитывать сезонные колебания нагрузки
Методика 3. Расчет температуры наиболее нагретой точки обмотки
Теоретические основы
Температура обмоток определяет скорость старения изоляции и срок службы трансформатора. Правило Монтзингера: каждые 6°C перегрева сокращают срок службы вдвое.
θ = θ0 + Δθхх + Δθкз × Kз²
- θ
- — температура наиболее нагретой точки, °C
- θ0
- — температура окружающей среды, °C
- Δθхх
- — превышение температуры от потерь холостого хода, °C
- Δθкз
- — превышение температуры от потерь короткого замыкания при номинальной нагрузке, °C
- Kз
- — коэффициент загрузки
Пример расчета №3
| Параметр | Обозначение | Значение | Единица измерения |
|---|---|---|---|
| Температура воздуха | θ0 | 20 | °C |
| Превышение от ХХ | Δθхх | 25 | °C |
| Превышение от КЗ | Δθкз | 45 | °C |
| Коэффициент загрузки | Kз | 0.8 | — |
| Kз² | Kз² | 0.64 | — |
| Δθкз × Kз² | — | 28.8 | °C |
| Температура ННТ | θ | 73.8 | °C |
Вывод: Температура 73.8°C в пределах нормы для класса изоляции А (предел 98°C).
Методика 4. Расчет тока трехфазного короткого замыкания
Теоретические основы
Расчет токов КЗ необходим для выбора и проверки электрооборудования, настройки релейной защиты.
Iкз = Uср / (√3 × Zкз)
Полное сопротивление до точки КЗ:
Zкз = √(R² + X²)
- Iкз
- — действующее значение тока трехфазного КЗ, кА
- Uср
- — среднее номинальное напряжение ступени, кВ
- Zкз
- — полное сопротивление до точки КЗ, Ом
- R
- — активное сопротивление, Ом
- X
- — реактивное сопротивление, Ом
Средние номинальные напряжения:
• Для 10 кВ → Uср = 10.5 кВ
• Для 35 кВ → Uср = 37 кВ
• Для 110 кВ → Uср = 115 кВ
• Для 10 кВ → Uср = 10.5 кВ
• Для 35 кВ → Uср = 37 кВ
• Для 110 кВ → Uср = 115 кВ
Пример расчета №4
| Параметр | Обозначение | Значение | Единица измерения |
|---|---|---|---|
| Активное сопротивление | R | 0.1 | Ом |
| Реактивное сопротивление | X | 0.4 | Ом |
| R² | R² | 0.01 | Ом² |
| X² | X² | 0.16 | Ом² |
| Полное сопротивление | Zкз | 0.412 | Ом |
| Среднее напряжение | Uср | 10.5 | кВ |
| √3 | — | 1.732 | — |
| Ток КЗ | Iкз | 14.7 | кА |
Важно: Ток КЗ 14.7 кА превышает номинальный ток (≈2 кА) в 7 раз! Требуется проверка оборудования на электродинамическую стойкость.
Методика 5. Расчет потерь активной мощности в трансформаторе
Теоретические основы
Потери в трансформаторе состоят из постоянных (холостой ход) и переменных (нагрузочных) составляющих.
ΔP = ΔPхх + ΔPкз × Kз²
- ΔP
- — суммарные потери активной мощности, кВт
- ΔPхх
- — потери холостого хода (в стали), кВт
- ΔPкз
- — потери короткого замыкания при номинальной нагрузке, кВт
- Kз
- — коэффициент загрузки
Пример расчета №5 (ТМН-40000/110)
| Параметр | Обозначение | Значение | Единица измерения |
|---|---|---|---|
| Потери ХХ | ΔPхх | 36 | кВт |
| Потери КЗ | ΔPкз | 170 | кВт |
| Коэффициент загрузки | Kз | 0.75 | — |
| Kз² | — | 0.5625 | — |
| Переменные потери | ΔPкз × Kз² | 95.6 | кВт |
| Суммарные потери | ΔP | 131.6 | кВт |
Анализ: При загрузке 75% потери составляют 131.6 кВт (0.44% от передаваемой мощности).
Методика 6. Расчет мощности компенсирующих устройств
Теоретические основы
Компенсация реактивной мощности снижает потери и повышает пропускную способность сети.
Qку = P × (tg φ1 - tg φ2)
- Qку
- — требуемая мощность компенсирующих устройств, МВАр
- P
- — активная мощность нагрузки, МВт
- tg φ1
- — фактический тангенс фи
- tg φ2
- — требуемый тангенс фи
Нормативные значения tg φ (Приказ Минэнерго №380):
• 110 кВ и выше: ≤0.5
• 35 кВ: ≤0.4
• 6-20 кВ: ≤0.35
• 110 кВ и выше: ≤0.5
• 35 кВ: ≤0.4
• 6-20 кВ: ≤0.35
Пример расчета №6
| Параметр | Обозначение | Значение | Единица измерения |
|---|---|---|---|
| Активная мощность | P | 10 | МВт |
| Фактический cos φ | cos φ1 | 0.7 | — |
| Фактический tg φ | tg φ1 | 1.02 | — |
| Требуемый cos φ | cos φ2 | 0.95 | — |
| Требуемый tg φ | tg φ2 | 0.33 | — |
| Δtg φ | tg φ1 - tg φ2 | 0.69 | — |
| Мощность КУ | Qку | 6.9 | МВАр |
Рекомендация: Установить батарею конденсаторов 7 МВАр (ближайшее стандартное значение).
Методика 7. Расчет коэффициента искажения синусоидальности (THD)
Теоретические основы
Коэффициент THD характеризует искажение формы напряжения из-за высших гармоник от нелинейных нагрузок.
KU = √(ΣUn²) / U1 × 100%
Развернутая формула для основных гармоник:
KU = √(U2² + U3² + U4² + ... + U40²) / U1 × 100%
- KU
- — коэффициент искажения синусоидальности, %
- Un
- — действующее значение n-й гармоники напряжения, В
- U1
- — действующее значение основной гармоники (50 Гц), В
Пример расчета №7
| Гармоника | Частота, Гц | Амплитуда, % | Un² |
|---|---|---|---|
| 3-я | 150 | 2 | 4 |
| 5-я | 250 | 3 | 9 |
| 7-я | 350 | 1 | 1 |
| Сумма квадратов | — | — | 14 |
| THD | — | — | 3.74% |
Вывод: THD = 3.74% соответствует норме для сети 10 кВ (≤5%).
Нормы ГОСТ 32144-2013
| Класс напряжения | Предельное значение KU |
| 0.38 кВ | ≤8% |
| 6-20 кВ | ≤5% |
| 35 кВ | ≤4% |
| 110 кВ и выше | ≤2% |
Методика 8. Расчет коэффициента несимметрии напряжений
Теоретические основы
Метод симметричных составляющих Фортескью позволяет анализировать несимметричные режимы в трехфазных системах.
K2U = U2 / U1 × 100%
Составляющие прямой и обратной последовательности:
U1 = (UA + a·UB + a²·UC) / 3
U2 = (UA + a²·UB + a·UC) / 3
- K2U
- — коэффициент несимметрии по обратной последовательности, %
- U1
- — напряжение прямой последовательности, кВ
- U2
- — напряжение обратной последовательности, кВ
- a
- — оператор поворота на 120°, a = ej2π/3 = -0.5 + j0.866
Пример расчета №8
| Параметр | Фаза A | Фаза B | Фаза C |
|---|---|---|---|
| Фазное напряжение, кВ | 10.0 | 9.0 | 10.0 |
| После преобразования: | |||
| U1 (прямая) | 9.67 кВ | ||
| U2 (обратная) | 0.50 кВ | ||
| K2U | 5.2% | ||
Внимание: K2U = 5.2% превышает норму (2%). Требуется симметрирование нагрузки!
Мероприятия по снижению несимметрии
Равномерное распределение однофазных нагрузок по фазам
Применение симметрирующих устройств
Использование транспозиции проводов на ВЛ
Установка фильтросимметрирующих устройств
Заключение
Данные методические указания охватывают основные расчеты, необходимые при проектировании и эксплуатации трансформаторных подстанций. Правильное применение представленных методик обеспечит:
✓ Надежность
Предотвращение аварийных режимов
Предотвращение аварийных режимов
✓ Экономичность
Снижение потерь на 15-20%
Снижение потерь на 15-20%
✓ Качество
Соответствие нормам ГОСТ
Соответствие нормам ГОСТ
✓ Долговечность
Продление срока службы оборудования
Продление срока службы оборудования
Помните: каждый правильный расчет — это вклад в надежность энергосистемы!
