1.6.3 Выбор сечений проводов лэп по условию потерь на корону

По условию экономической плотности тока и по нагреву выбираем сечения ЛЭП (таблица 2.1.3). По условию потери энергии на корону сечения проводов ЛЭП должны быть не менее минимально допустимых значений, установленных для ЛЭП 110 кВ – АС 70/11 [5, таблица 2.5.6].

Таблица 1.8

Номер линии	ЛЭП между пунктами	Сечение по jэк, мм2	Сечение по нагреву, мм2	Сечение по потерям на корону, мм2	Конечный выбор проводов, мм2
1	АB	АС 240/32	AC 70/11	AC 70/11	АС 240/32
2	A1	АС 240/32	AC 120/19	AC 70/11	АС 240/32
3	A2	АС 185/29	AC 120/19	AC 70/11	AC 150/24
4	A3	АС 150/24	AC 95/16	AC 70/11	AC 150/24
5	B4	AC 300/39	AC 300/39	AC 70/11	AC 300/39
6	45	АС 50/8	AC 150/24	AC 70/11	AC 150/24
7	B5	AC 400/51	AC 300/39	AC 70/11	AC 300/39

При выборе марок проводов на вновь сооружаемых линиях напряжением 110 кВ и выше применяются сталеалюминиевые провода. Для сталеалюминиевых проводов рекомендуются следующие области применения [2.6]:

В районах с толщиной стенки гололеда до 20 мм² при площади сечения до 185 мм² – с отношением А:С=6,0…6,25; при площади сечения 240 мм² и более – с отношением А:С=7,71…8,04.

В районах с толщиной стенки гололеда более 20 мм² при площади сечения до 95 мм² – с отношением А:С=6,0; 120-400 мм² – А:С=4,29…4,39; 450 мм² и более – А:С=7,71…8,04.

По рисунку 2.5.5 [6] определяем, что Мосэнерго относится к району с толщиной стенки гололеда до 20 мм². Так как площадь сечения провода 240 мм² и более, то соотношение А:С=7,71…8,04. Это мы учли при окончательном выборе проводов.

1.7 Выбор числа и мощности трансформаторов на районных подстанциях

Силовые трансформаторы выбираются по числу, типу и номинальной мощности. Число трансформаторов зависит от категорий приемников электрической энергии и от мощности, а также наличия резервных источников питания в сетях низшего напряжения.

В соответствии в [2.6] электроприемники первой категории необходимо обеспечивать, а второй категории – рекомендуется обеспечивать электроэнергией от двух независимых взаимно резервирующихся источников питания. Поэтому, если в пунктах потребления электроэнергии имеются потребители первой и второй категорий, то на районных подстанциях требуется устанавливать не менее двух трансформаторов.

В практике проектирования районных подстанций для питания потребителей всех категорий предусматривается установка двух трансформаторов, не считая трансформаторов собственных нужд [2.4]. Установка двух трансформаторов на понижающей подстанции обеспечивает надежность электроснабжения, требуемую для потребителей первой категории, и является экономически целесообразным решением для таких случаев. Применение более двух трансформаторов возможно при наличии особых технико-экономических обоснований. Мощность и число трансформаторов понижающих подстанций выбирают по расчетной мощности на шинах низшего напряжения с учетом их перегрузочной способности и требований по обеспечению необходимой степени надежности электроснабжения потребителей.

Устанавливаемые на районных подстанциях двухобмоточные трансформаторы и автотрансформаторы должны иметь встроенные устройства регулирования напряжения под нагрузкой (РПН). При отсутствии устройства РПН у трансформатора необходимо выбрать отдельные последовательные регулировочные трансформаторы для регулирования напряжения.

В нормальном режиме работы подстанции нагрузка трансформаторов не должна быть выше номинальной. Для двухтрансформаторной подстанции мощность каждого трансформатора должна выбираться из условия обеспечения питания нагрузок с учетом допустимых перегрузок, а также возможностей резервирования по сетям НН. Так, на подстанции с двумя однотипными двухобмоточными трансформаторами необходимая мощность трансформатора S_T может быть рассчитана по выражению

где S_рез – нагрузка, которая может быть резервирована по сети НН от других источников питания;

K_ab – допустимый коэффициент перегрузки трансформатора, при проектировании принимается равным 1,4, так как согласно [2.4] в аварийных случаях трансформаторы в течение пяти суток допускают перегрузку в 1,4 номинальной мощности, на время максимумов нагрузки продолжительностью не более 6 ч в сутки.

Таким образом, для двухтрансформаторной подстанции при K_ab=1.4 выбирается трансформатор мощностью около 0.7 максимальной нагрузки подстанции с учетом мощности компенсирующих устройств. Для увеличения коэффициента загрузки трансформаторов в нормальном режиме работы двухтрансформаторной подстанции допускается выбирать мощность трансформаторов с учетом отключения потребителей третьей категории при аварийном выходе одного из трансформаторов по условию,

где К_Ii и К_Iii – коэффициенты участия в суммарной нагрузке потребителей первой и второй категорий i-й подстанции (таблица 2.2.1).

Таблица 1.9

ПС	Состав потребителей э/э в пунктах питания, %			Sтiрасч, МВА		Sтном, МВА		Силовой тр-р		КЗ
1	-	60	40		35,5		63		ТPДЦН-63000/110	0.66
2	20	60	20		35,18		63		ТРДЦН-63000/110	0.65
3	-	60	40		28,16		40		ТРДН-40000/110	0.83
4	20	60	20		47,4		63		ТРДЦН-63000/110	0.66
5	15	45	40		28,28		40		ТРДН-40000/110	0.84

;

где - количество трансформаторов на подстанции.

;

Итак, мы выбрали трехфазные двухобмоточные трансформаторы с расщепленной обмоткой НН и устройством РПН, работающих на номинальное напряжение 110 кВ и оснащенных следующими системами охлаждения:

ТРДН-40000/110 – принудительная циркуляция воздуха и естественная циркуляция масла;

ТРДЦН-63000/110 – принудительная циркуляция воздуха и масла с ненаправленным потоком масла [3, рис. 6.3; 2.5, c.114].

Выбор компенсирующих устройств на подстанциях

(по таблице 6.30 /6/)

На подстанции 1

Мвар

Выбираем КСКГ-1,05-125

На подстанции 2

Выбираем КСКГ-1,05-125

На подстанции 3

Мвар

Выбираем КСКГ-1,05-125

На подстанции 4

Выбираем КСКГ-1,05-125

На подстанции 5

Выбираем КС2-1,05-60

Расчет потерь активной мощности в КШБ

∆Р_ку=0,0035·Q_уст

На первой и второй подстанции ΔР_ку=0,0035·19,6=0,0686 МВт.

На третьей подстанции ΔР_ку=0,0035·23,7=0,083 МВт.

На четвертой подстанции ΔР_ку=0,0035·15,8=0,0553 МВт

На пятой подстанции ΔР_ку=0,0035·11,4=0,04 МВт.