_методички / ТиТрПС / Сапельченко-21.37
.pdfОкончание табл. 1.1
1 |
|
2 |
|
3 |
|
4 |
5 |
|
6 |
|
7 |
|
8 |
9 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
90 |
|
3 |
|
5 |
|
2 |
3 |
|
3 |
|
6 |
|
4 |
7 |
91 |
|
4 |
|
5 |
|
3 |
3 |
|
3 |
|
5 |
|
6 |
1 |
92 |
|
5 |
|
5 |
|
4 |
1 |
|
3 |
|
6 |
|
4 |
2 |
93 |
|
1 |
|
5 |
|
5 |
2 |
|
1 |
|
5 |
|
5 |
3 |
94 |
|
2 |
|
4 |
|
5 |
3 |
|
1 |
|
2 |
|
4 |
4 |
95 |
|
3 |
|
3 |
|
4 |
4 |
|
2 |
|
2 |
|
5 |
5 |
96 |
|
4 |
|
2 |
|
3 |
5 |
|
3 |
|
1 |
|
5 |
6 |
97 |
|
5 |
|
1 |
|
2 |
2 |
|
4 |
|
1 |
|
6 |
7 |
98 |
|
1 |
|
1 |
|
2 |
2 |
|
5 |
|
2 |
|
4 |
8 |
99 |
|
2 |
|
1 |
|
4 |
4 |
|
5 |
|
1 |
|
4 |
9 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Таблица 1.2 |
|
|
|
|
Параметры генераторов электрических станций |
|
|
|||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
Вариант |
Обозначение |
Рн.г, МВт |
cos ϕ |
|
Uном, кВ |
|
X" d |
|||||||
на схеме |
|
|
||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
1 |
|
|
Г1 |
600 |
0,80 |
|
13,80 |
|
|
0,260 |
||||
|
|
Г2 |
200 |
0,85 |
|
15,75 |
|
|
0,190 |
|||||
|
|
|
|
|
|
|||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
2 |
|
|
Г1 |
400 |
0,90 |
|
13,80 |
|
|
0,220 |
||||
|
|
Г2 |
300 |
0,85 |
|
20,00 |
|
|
0,195 |
|||||
|
|
|
|
|
|
|||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
3 |
|
|
Г1 |
500 |
0,85 |
|
13,80 |
|
|
0,150 |
||||
|
|
Г2 |
200 |
0,85 |
|
15,75 |
|
|
0,190 |
|||||
|
|
|
|
|
|
|||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
4 |
|
|
Г1 |
300 |
0,85 |
|
20,00 |
|
|
0,173 |
||||
|
|
Г2 |
500 |
0,90 |
|
20,00 |
|
|
0,280 |
|||||
|
|
|
|
|
|
|||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
5 |
|
|
Г1 |
200 |
0,85 |
|
15,75 |
|
|
0,205 |
||||
|
|
Г2 |
500 |
0,90 |
|
20,00 |
|
|
0,233 |
|||||
|
|
|
|
|
|
|||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Таблица 1.3 |
|
|
|
|
Исходные данные для проектирования тяговой подстанции |
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Данные |
|
Параметры проектируемой тяговой подстанции |
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1 |
|
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
Вариант типа тя- |
|
|
|
|
|
|
|
||
говой подстанции |
1 |
6 |
2 |
3 |
4,5 |
7 |
|
||
Тип |
|
тяговой |
Промежуточная |
Промежуточная |
Опорная |
Промежуточная |
Промежуточная |
Опорная |
|
подстанции |
транзитная |
на отпайках |
|
на отпайках |
транзитная |
|
|
||
Род тока |
|
Постоянный |
Постоянный |
Постоянный |
Переменный |
Переменный |
Переменный |
|
|
Тип |
понижаю- |
|
|
|
|
|
|
|
|
щего |
трансформа- |
|
|
|
|
|
|
|
|
тора (ПТ) |
|
ТДТН |
ТДТН |
ТДТН |
ТДТНЖ |
ТДТНЖ |
ТДТНЖ |
|
|
Номинальная |
|
|
|
|
|
|
|
||
мощность |
ПТ, |
|
|
|
|
|
|
|
|
МВ·А |
|
|
16 |
25 |
16 |
40 |
40 |
40 |
|
Номинальное на- |
|
|
|
|
|
|
|
||
пряжение ПТ, кВ: |
|
|
|
|
|
|
|
||
сторона высокого |
|
|
|
|
|
|
|
||
напряжения (ВН) |
115 ± 9×1,78 % |
115 ± 9×1,78 % |
115 ± 9×1,78 % |
115 ± 9×1,78 % |
230 ± 12×1,00 % |
230 ± 12×1,00 % |
|
||
сторона |
среднего |
|
|
|
|
|
|
|
|
напряжения (СН) |
38,5 ± 5 % |
38,5 ± 5 % |
38,5 ± 5 % |
38,5 ± 5 % |
38,5 ± 5 % |
38,5 ± 5 % |
|
||
сторона низкого |
|
|
|
|
|
|
|
||
напряжения (НН) |
11,0 |
11,0 |
11,0 |
27,5 |
27,5 |
27,5 |
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Таблица 1.4
Параметры трансформаторов в системе внешнего электроснабжения
Вариант |
|
Обозначение |
|
Sн.т, МВ·А |
|
|
|
uк между обмотками, % |
|
|||||||||||||||
|
на схеме |
|
|
|
ВС |
|
|
|
ВН |
|
СН |
|
||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Т1 |
|
|
630 |
|
|
|
9,0 |
|
|
28,0 |
|
|
17,4 |
|
||||||
1 |
|
|
|
Т2 |
|
|
250 |
|
|
|
– |
|
11,0 |
|
|
– |
|
|||||||
|
|
|
|
Т3 |
|
|
360 |
|
|
|
10,0 |
|
32,0 |
|
|
22,0 |
|
|||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Т1 |
|
|
400 |
|
|
|
10,5 |
|
32.0 |
|
|
28,0 |
|
|||||||
2 |
|
|
|
Т2 |
|
|
360 |
|
|
|
– |
|
13,0 |
|
|
– |
|
|||||||
|
|
|
|
Т3 |
|
|
240 |
|
|
|
10,2 |
|
35,5 |
|
|
28,8 |
|
|||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Т1 |
|
|
630 |
|
|
|
9,4 |
|
|
28,0 |
|
|
17,6 |
|
||||||
3 |
|
|
|
Т2 |
|
|
240 |
|
|
|
– |
|
10,9 |
|
|
– |
|
|||||||
|
|
|
Т3 |
|
|
180 |
|
|
|
12,0 |
|
22,0 |
|
|
16,0 |
|
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Т1 |
|
|
360 |
|
|
|
12,6 |
|
21,6 |
|
|
17,8 |
|
|||||||
4 |
|
|
|
Т2 |
|
|
500 |
|
|
|
– |
|
12,8 |
|
|
– |
|
|||||||
|
|
|
|
Т3 |
|
|
125 |
|
|
|
12,4 |
|
34,0 |
|
|
18,0 |
|
|||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Т1 |
|
|
180 |
|
|
|
8,0 |
|
|
28,0 |
|
|
18,0 |
|
||||||
5 |
|
|
|
Т2 |
|
|
400 |
|
|
|
– |
|
12,6 |
|
|
– |
|
|||||||
|
|
|
|
Т3 |
|
|
240 |
|
|
|
10,4 |
|
36,2 |
|
|
28,4 |
|
|||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Таблица 1.5 |
||
|
|
|
|
|
|
Параметры линий электропередач |
|
|
|
|
|
|
||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
Вари- |
|
|
Xуд, |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Длина ЛЭП, км |
|
|
|
|
|
|
|||||
ант |
|
Ом/км |
l1 |
l2 |
|
l3 |
|
l4 |
|
l5 |
l6 |
|
l7 |
|
l8 |
|
l9 |
|
l10 |
l11 |
l12 |
|||
1 |
|
0,4 |
|
40 |
40 |
|
40 |
|
50 |
|
35 |
42 |
|
40 |
|
40 |
|
160 |
|
40 |
30 |
20 |
||
2 |
|
0,4 |
|
40 |
50 |
|
50 |
|
70 |
|
30 |
25 |
|
40 |
|
50 |
|
180 |
|
40 |
35 |
20 |
||
3 |
|
0,4 |
|
50 |
40 |
|
50 |
|
60 |
|
20 |
30 |
|
30 |
|
45 |
|
170 |
|
30 |
30 |
20 |
||
4 |
|
0,4 |
|
50 |
50 |
|
40 |
|
40 |
|
25 |
40 |
|
50 |
|
60 |
|
190 |
|
50 |
30 |
20 |
||
5 |
|
0,4 |
|
40 |
40 |
|
40 |
|
80 |
|
45 |
35 |
|
60 |
|
55 |
|
150 |
|
30 |
35 |
20 |
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
С1
∞
Г2 Т2
∞
Г2 Т2
∞
Г2 Т2 ∞
230 кВ
|
l9 |
|
|
Т1 |
∞ |
Г1 |
|
|
|
|
|||
|
l3 |
l10 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
∞ |
Г1 |
l1 |
l2 |
|
|
|
LR |
|
№ 4 |
№ 7 |
|
|
|
|
|
|
|
№ 5 |
|
Т1 |
|
|
Т3 |
|
230 кВ |
|
|
|
|
115 кВ |
|
|
|
∞ |
Г1 |
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
||
|
l11 |
|
|
|
∞ |
Г1 |
Т3 |
|
l12 |
l7 |
l4 |
|
|
|
|
|
|
|||
|
№ 6 |
№ 1 |
|
|
№ 2 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
l6 |
l7 |
|
|
|
|
|
|
|
|
l5 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
№ 3 |
115 кВ |
Т3 |
230 |
кВ |
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
l8 |
|
|
|
|
|
|
Т3 |
С2 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
∞ |
Рис. 1.1. Схема внешнего электроснабжения
1.3. Виды аварийных режимов и методы их расчета
Расчеты аварийных режимов в системах электроснабжения играют важную роль при планировании развития систем, при проектировании или эксплуатации систем электроснабжения. Они определяются теми отрицательными последствиями, которые могут быть при авариях:
нарушение или ограничение электроснабжения потребителей; нарушение или снижение запаса устойчивости энергосистем; нарушение термической или динамической стойкости элементов систем
электроснабжения; отказ или ложная работа систем релейной защиты и автоматики;
снижение качества электроэнергии у потребителей в послеаварийных режимах и т. д.
Предвидеть возможность развития перечисленных выше негативных последствий и принять меры к приспособлению систем электроснабжения к аварийным режимам позволяют массовые расчеты таких режимов на стадии проектирования и эксплуатации систем электроснабжения.
Существует множество причин возникновения аварийных режимов, которые сопровождаются сложными переходными процессами. Отметим некоторые из них:
непрерывный неконтролируемый рост нагрузок по ЛЭП и связанное с этим нарушение статической устойчивости системы;
неконтролируемое снижение напряжения в узлах нагрузки, вызывающее нарушение их устойчивости;
обрыв одной или двух фаз ЛЭП; потеря возбуждения синхронных машин и связанный с этим их
асинхронный ход и т. д.
Однако основной причиной аварийных режимов выступают различные виды короткого замыкания, под которыми понимают всякие не предусмотренные нормальными условиями работы замыкания между фазами (полюсами), а в системах с заземленной нейтралью – между фазами и землей. Все эти причины могут возникать и в сложных сочетаниях по месту и времени наступления.
При образовании короткого замыкания в системе ее результирующее сопротивление уменьшается, что приводит к увеличению тока в ветвях в сравнении с токами нормального режима. Это в свою очередь вызывает снижение напряжения в узлах системы, в особенности при электрической
близости от места короткого замыкания. В ветвях, непосредственно примыкающих к точке короткого замыкания, фазы токов резко изменяются.
Увеличение тока вследствие короткого замыкания может привести к значительному повышению температуры токоведущих частей и последующему разрушению изоляции. В этом состоит проблема термической стойкости электрооборудования.
При большой мощности короткого замыкания может произойти механическое разрушение токоведущих частей вследствие значительных электродинамических усилий между ними. В этом состоит проблема электродинамической стойкости электрооборудования.
В узлах системы, электрически близких к точке повреждения, имеет место значительное снижение напряжения. Работа потребителей резко ухудшается, а иногда возникает эффект «опрокидывания» нагрузки. В этом состоит проблема статической устойчивости узлов нагрузки.
Цели расчета аварийных режимов при коротком замыкании:
выбор и проверка электрооборудования на термическую и динамическую стойкость;
выбор уставок релейной защиты и проверка ее чувствительности; оценка влияния токов нулевой последовательности ЛЭП на линии связи; выбор заземляющих устройств и др.
При расчете токов короткого замыкания делают ряд допущений: симметрия параметров по фазам элементов электроэнергетической
системы; симметрия и синусоидальность ЭДС и напряжений;
отсутствие токов намагничивания трансформаторов и автотрансформаторов;
отсутствие насыщения магнитных систем электрических машин; отсутствие поперечной емкости воздушных линий электропередач
напряжением 110, 220 кВ.
Изложенное выше позволяет утверждать, что сложные и массовые расчеты аварийных режимов могут быть выполнены лишь с использованием вычислительной техники.
Современные методы расчета токов короткого замыкания ориентированы на применение ЭВМ. Это, прежде всего, методы, основанные на интегрировании систем обыкновенных дифференциальных уравнений, дифференциальных уравнений Парка-Горева, и машинно-ориентированный
метод узловых напряжений. В данных методических указаниях расчет токов короткого замыкания ведется на основе метода узловых напряжений.
1.3.1. Системы единиц и координат, используемые в расчетах аварийных режимов
При расчетах токов короткого замыкания обычно используются системы: относительных единиц с приведением параметров схем замещения к выбранной основной ступени напряжения исследуемой системы с учетом фактических коэффициентов трансформации трансформаторов и автотрансфор-
маторов; именованных единиц с приведением параметров схем замещения к
выбранной основной ступени напряжения с учетом фактических коэффициентов трансформации трансформаторов и автотрансформаторов;
именованных единиц без приведения параметров схем замещения к одной ступени напряжения с учетом фактических коэффициентов трансформации трансформаторов и автотрансформаторов;
«приведенных» к 1 кВ единиц параметров схем замещения и др.
В условиях недостаточной информации о фактических коэффициентах трансформации трансформаторов и автотрансформаторов допускается приближенный способ учета. Он сводится к замене их средними значениями, понимаемыми как отношение средних линейных напряжений соответствующих ступеней. Рекомендуется использовать следующий ряд номинальных средних напряжений, кВ: 3,15; 6,3; 10,5; 13,8; 15,75; 18,0; 20,0; 24,0; 27,5; 37,0; 115,0;
154,0; 230,0; 340,0; 515,0.
В расчетах токов короткого замыкания в электроустановках до 1 кВ ряд номинальных средних напряжений дополняется следующими значениями, кВ: 0,69; 0,525; 0,4; 0,23. При этом расчеты проводятся в системе именованных единиц, а сопротивления элементов схем замещения выражаются в омах.
1.3.2. Расчетные условия
Расчетные условия – это совокупность принимаемых самим расчетчиком принципиальных положений, на основе которых базируется анализ аварийных режимов.
К принципиальным задаваемым положениям относятся следующие:
цель проводимых расчетов аварийных режимов (для выбора и проверки токоведущих частей и коммутационной аппаратуры, для расчета уставок и чувствительности релейных защит, для исследования поведения системной автоматики во время аварий, для расчета динамической устойчивости и т. д.);
расчетная точка (точки) на заданной схеме энергосистемы; расчетный вид короткого замыкания (трехфазное или какое-либо из не-
симметричных); расчетное время переходного процесса и др.
Существует ряд принципиальных положений, принимаемых самим расчетчиком. К ним относятся следующие:
1)выбор расчетной схемы. В расчетную схему в общем случае должны включаться все участвующие генераторы и элементы, через которые связываются генераторы между собой и точкой повреждения. Нагрузки в зависимости от цели расчетов либо вообще не вводятся, либо вводятся обобщенной схемой;
2)выбор расчетного режима, подход к которому существенно отличен при расчетах токов короткого замыкания и устойчивости системы.
При расчетах токов короткого замыкания обычно берутся к рассмотрению максимальный или минимальный режим. Под максимальным понимают режим, при котором
а) включены все источники питания; б) включены все трансформаторы и автотрансформаторы, нормально
работающие с заземленной нейтралью; в) подсхема, непосредственно примыкающая к точке повреждения,
такова, что по интересующему элементу проходит наибольший ток. Минимальный режим системы используется для оценки
чувствительности релейных защит;
3)метод расчета, адекватный данной цели. Здесь из существующих методов (метод на основе уравнений Парка-Горева, метод расчетных кривых, метод спрямленных характеристик, машинно-ориентированный метод узловых напряжений и др.) нужно взять один и мотивировать свой выбор;
4)учет или неучет активных сопротивлений элементов энергосистемы;
5)точность расчетов, где важное место занимает учет действительных коэффициентов трансформации силовых трансформаторов, которыми связываются различные ступени напряжений в заданной энергосистеме;
6)системы единиц, в которых будет осуществляться расчет (относительные, именованные, «приведенные»);
7)система координат, в которой будут вестись расчеты.
1.3.3. Методы расчета токов короткого замыкания в относительных базовых и именованных единицах
Наибольшее распространение при практическом выполнении расчетов короткого замыкания нашли системы относительных базовых единиц и система именованных единиц [7].
Вычисление величин в относительных единицах, т. е. в долях или процентах от некоторой заданной, так называемой базовой величины, строится на применении известных соотношений.
Возьмем, например, какой-либо элемент трехфазной цепи (трансформатор, генератор и т. д.) со следующими номинальными
параметрами: Uном , кВ; Iном, кА; Sном, МВ·А; Хном, Ом, которые связаны между собой известными соотношениями:
Sном = 3IномUном ; |
(1.1) |
|||||
Xном |
= |
U |
ном |
, |
(1.2) |
|
|
|
|
||||
|
|
|||||
|
|
|
3Iном |
|
где Uном – номинальное линейное напряжение, кВ.
Любой другой режим работы того же элемента цепи, в том числе и режим короткого замыкания, характеризуется некоторыми значениями напряжения, тока, мощности и сопротивления, которые можно выразить в долях соответствующих номинальных параметров данного элемента, принимаемых в этом случае за базовые:
U (ном) = |
U |
; |
I (ном) = |
I |
; |
S (ном) = |
S |
; |
Х (ном) = |
Х |
. (1.3) |
Uном |
|
|
|
||||||||
|
|
|
Iном |
|
Sном |
|
Хном |
Полученные таким образом значения являются относительными, характеризующими элемент цепи при заданных условиях его работы (индекс указывает на то, что величина выражена в относительных единицах).
Относительные значения тока, напряжения и других параметров можно определять не только по отношению к номинальным значениям данного элемента цепи, но и по отношению к любой другой базовой системе величин, принятой за основу расчета. При этом произвольно можно задаться только
двумя базовыми величинами (обычно задаются Sб и Uб ), расчет которых ведется по следующим выражениям:
Sб = 3IбUб ; |
(1.4) |
Хб |
= |
Uб |
|
|
|
|
|
||
|
|
|
. |
|
|
(1.5) |
|||
3I |
|
|
|||||||
|
|
|
|
|
б |
|
|
|
|
При известных значениях базовых величин |
U , I , S |
Х |
б относительные |
||||||
á á á и |
|
базовые значения определяются по формулам, аналогичным выражениям (1.3):
U |
|
= |
U |
; |
|
I |
|
|
= |
|
I |
; |
|
S |
|
|
= |
|
S |
; |
|
X |
|
= |
X |
. |
(1.6) |
|
|
|
|
|
|
|
б |
|
|
|
|
||||||||||||||||||
|
|
Uб |
|
|
|
|
|
Iб |
|
|
Sб |
|
|
Xб |
|
|||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||
Тогда для относительного базового сопротивления можно записать: |
||||||||||||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||
|
|
|
|
X |
|
= |
3IбX |
; |
Х |
|
= |
SбХ |
. |
|
|
|
|
|
(1.7) |
|||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Uб |
|
|
|
|
Uб2 |
|
|
|
|
|
|
||||||||
В каталогах |
|
и заводских паспортах всегда |
приводятся |
относительные |
значения параметров, определенные по отношению к номинальным мощности, сопротивлению, напряжению машины или аппарата, принятых в данном случае за базовые.
Относительные значения базовых сопротивлений, если базовые условия отличны от номинальных, можно определить по известному относительному номинальному сопротивлению:
|
= Х |
|
I |
б |
U |
ном |
|
|
|
Sб |
|
Uном |
|
2 |
|
|||
Х |
|
|
|
|
; |
Х |
= Х |
|
|
. |
(1.8) |
|||||||
*(ном) I |
|
|
|
|
||||||||||||||
|
|
U |
|
|
|
|||||||||||||
* |
|
ном |
б |
* |
*(ном) S |
|
U |
б |
|
|
|
|||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
ном |
|
|
|
Используя выражения (1.4) – (1.6), можно по известному значению сопротивления в относительных единицах определить сопротивление в омах.
В результате преобразований получены формулы расчета сопротивлений для различных элементов схемы электроснабжения в относительных базовых и именованных единицах, которые приведены в табл. 1.6.
Поскольку схема замещения составляется на одну фазу для трехобмоточного трансформатора или автотрансформатора, необходим условный переход от «треугольника» сопротивлений к эквивалентной «звезде» с определением сопротивлений обмоток через условные напряжения короткого
замыкания uк :
uкв |
= |
|
1 |
|
(u |
квс + uквн - uксн ); |
|
|
|
|
|
||||||
|
2 |
|
|
|
|
|||
uкc |
= |
1 |
|
(u |
квс + uкcн - u квн ); |
(1.9) |
||
|
|
|||||||
|
2 |
|
|
|
|
|||
uкн |
= |
1 |
(u |
квн + uксн - uквс ); |
|
|||
|
|
|||||||
|
2 |
|
|
|
||||
где uкв , uкс , uкн – условные |
напряжения короткого |
замыкания |
соответствующих сторон трансформатора;