4.4. Выбор силовых трансформаторов на подстанциях сети

Выбор номинальной мощности трансформаторов подстанций является чрезвычайно важным и ответственным этапом проектирования электрических сетей. При выборе номинальной мощности трансформаторов нужно стремится к установке действительно необходимой и обоснованной мощности, обеспечивающей надежное электроснабжение потребителей.

Выбор количества трансформаторов на ПС зависит от требований к надежности электроснабжения питающихся от ПС потребителей и является технико-экономической задачей. В практике проектирования на ПС питающих потребителей I категорий предусматривается установка двух трансформаторов, на ПС, питающих потребителей II и III категории – один трансформатор.

Для двухтрансформаторной подстанции номинальную мощность каждого трансформатора определяют из выражения, МВА:

(4.1)

где Р_i – максимальная активная нагрузка подстанции, МВт;

k_1,2 – коэффициент участия в нагрузке потребителей I и II категорий, k_1,2 = 0,75;

k_ав– коэффициент допустимой аварийной перегрузки, k_ав= 1,4;

cos φ – коэффициент мощности нагрузки с учетом установки КУ, cos φ = 0,9.

Аварийная перегрузка трансформаторов на 40 % допускается на время максимума общей суточной продолжительности не более 6 ч в течении не более 5 суток [5].

Для однотрансформаторных подстанций при выборе номинальной мощности трансформатора обычно исходят из условия:

(4.2)

Для ПС 1 выбираем трансформаторы (по 4.1) мощностью 63 МВА:

Для ПС 2 выбираем трансформатор (по 4.1) мощностью 25 МВА:

Для ПС 3 выбираем трансформаторы (по 4.1) мощностью 16 МВА:

Характеристики выбранных типов трансформаторов представлены в табл. 4.1 (источник - [2]).

Таблица 4.1 - Характеристики выбранных типов трансформаторов

Тип	Sном, МВА	Предел регулирования	Каталожные данные							Расчетные данные
			Uном обмоток кВ		uк, %	∆Рк, кВт	Рх, кВт	Iх, %	Rт, Ом		хт, Ом	∆Qх, кВАр
			ВН	НН
ТРДН-63000/110	10	±9х1,78%	115	10,5-10,5	10,5	245	50	0,5	1,35		34,8	215
ТРДН-25000/110	25	±9х1,78%	115	10,5-10,5	10,5	120	25	0,65	2,54		55,5	175
ТДН-16000/110	16	±9х1,78%	115	11	10,5	85	18	0,7	4,38		86,7	112

5. Выбор сечений проводов

Определим наибольший ток, протекающий по линиям в нормальном режиме для радиальной схемы (рис. 4.1 а), А:

Определим наибольший ток, протекающий по линиям в нормальном режиме для магистральной схемы (рис. 4.1 б), А:

Определим экономически целесообразное сечение линий, мм²:

(5.1)

где J_эк – нормированная экономическая плотность тока, J_эк = 0,8 А/мм²;

для радиальной схемы, мм²:

для магистральной схемы, мм²:

Принимаем ближайшие стандартные значения сечений проводов, мм²:

для радиальной схемы, мм²:

для магистральной схемы, мм²:

Проверим выбранные сечения по условиям нагрева в послеаварийном режиме. Для двухцепных линий радиальной и магистральной схем этот режим наступает при отключении одной из линии. Условие проверки выбранных сечений по условиям нагрева в послеаварийном режиме:

(5.4)

где – ток, протекающий по линиям в самом тяжелом послеаварийном режиме, А.

Сведем в табл. 5.1 расчетные и справочные данные принятых проводов и условия проверки выбранных сечений по условиям нагрева.

Таблица 5.1 – Сводная таблица выбранных проводов

Вариант	Линия	Iнб, А	Fэк, мм2	Тип проводов	r0, Ом/км	r, Ом	x0, Ом/км	x, Ом	Ток авар. режима Iав, А	Допустимый ток Iдоп, А
а	ПП-1	236,5	295,68	АС – 300	0,098	6,86	0,415	29,05	473	710
	ПП-2	88,02	110,02	АС – 120	0,249	26,22	0,427	44,96	176,04	390
	ПП-3	76,5	95,62	АС – 95	0,306	20,31	0,434	28,82	153	330
б	ПП-3	401,07	501,33	АСО–500	0,061	4,05	0,394	26,16	802,14	960
	3-1	324,57	405,71	АС – 400	0,075	0,6	0,402	3,22	649,14	830
	1-2	88,02	110,02	АС – 120	0,249	11,1	0,427	19,04	176,04	390

Как видно из табл. 5.1 выбранные сечения провода удовлетворяют условию нагрева.