7. Выбор автотрансформаторов.

Выбор количества автотрансформаторов зависит от требований к обеспечению надежности электроснабжения потребителей, питающихся от подстанций. Так как у нас высшее напряжение 220 кВ и в каждом пункте есть потребители первой категории, то устанавливаем по два автотрансформатора.

Суммарная установленная мощность трансформаторов для двухтрансформаторной подстанции:

В настоящее время при выборе номинальной мощности трансформаторов двухтрансформаторной подстанции принимают К = К₁₂/ К_пн =0,7

Тогда S_T можно рассчитать для двухтрансформаторной подстанции по формуле

S_T = 0,7S_max

Тогда для ПС-1: S₁ = 0,7·200,6=140,4(МВА)

Для ПС-2: S₂ = 0,7·153,3=107,3(МВА)

Для ПС-3: S₂ = 0,7·177=123,9(МВА)

Для подстанции ПС-1 выбираем два автотрансформатора

АТДЦТН 160000/220/110

Для подстанции ПС-2 и ПС-3 выбираем два автотрансформатора

АТДЦТН 125000/220/110

2. Баланс реактивной мощности.

Найдем расход реактивной мощности по формуле:

Qp = ΣPн·tgφ + ΔQ_Т + ΔQ_Л

Расчет будем выполнять по оценочным формулам:

ΔQ_Л = ΔQ_Л1 +ΔQ_Л2+ΔQ_Л3 +ΔQ_Л4 +ΔQ_Л5

Для всех подстанций ΔQ_Т = 0,07 Sном

Так как у нас всего 6 автотрансформаторов, то

ΔQ_Т = 4·0,07·125 = 35 (МВар)

ΔQ_Т = 2·0,07·160 = 22,4 (МВар)

ΔQ_Т = 57,4 (МВар)

ΣPн·tgφ = 106,3+81,3+93,8=281,4(МВар)

Определим потери в линии по формуле: ΔQ_Л = 0,15Р

Рассчитаем потери для схемы № 1

ΔQ_Л01 = 0,15·186,3=28(МВар)

ΔQ_Л12 = 0,15·16,3=2,5(МВар)

ΔQ_Л03 = 0,15· 150=22,5(МВар)

ΔQ_Л02 = 0,15·113,7=17(МВар)

Qрасхода = 282+57,4+70=410(МВар)

Рассчитаем потери для схемы № 2

ΔQ_Л01 = 0,15·170=25,5(МВар)

ΔQ_Л02 = 0,15·140=21(МВар)

ΔQ_Л03 = 0,15· 140=21(МВар)

ΔQ_Л23 = 0,15·10=1,5(МВар)

Qрасхода = 282+57,4+69=409(МВар)

Рассчитаем потери для схемы № 3

ΔQ_Л01 = 0,15·195 = 29 (МВар)

ΔQ_Л12 = 0,15·25 = 3,8 (МВар)

ΔQ_Л02 = 0,15· 124,7 = 18,7 (МВар)

ΔQ_Л03 = 0,15·130,3 = 19,5 (МВар)

ΔQ_Л23 = 0,15· 19,7 = 3 (МВар)

Qрасхода = 282+57,4+74=413 (МВар)

Рассчитаем потери для схемы № 4

ΔQ_Л01 = 0,15·300 = 45 (МВар)

ΔQ_Л12 = 0,15·130 = 19,5 (МВар)

ΔQ_Л03 = 0,15· 150 = 22,5 (МВар)

Qрасхода = 282+57,4+87=426 (МВар)

Рассчитаем потери для схемы № 5

ΔQ_Л01 = 0,15·170= 25,5 (МВар)

ΔQ_Л03 = 0,15· 300 =45 (МВар)

ΔQ_Л23 = 0,15· 150 =22,5 (МВар)

Qрасхода = 282+57,4+93=432 (МВар)

Рассчитаем потери для схемы № 6

ΔQ_Л12 = 0,15· 170 = 25,5 (МВар)

ΔQ_Л02 = 0,15· 303 = 45,5 (МВар)

ΔQ_Л03 = 0,15·147 = 22 (МВар)

ΔQ_Л32 = 0,15·2,86 = 0,5 (МВар)

Qрасхода = 282+57,4+93,4=433 (МВар)

Определим приходящую мощность:

Qпр = Qэс + Qс

Qэс = 1,08·ΣРн · tgφг , где tgφг = 0,62 для АЭС.

Qэс = 1,08·450·0,62 = 301,3 (МВар)

Зарядная мощность находится по формуле:

Qс = 13,6·L –на 100 км одноцепной линии.

Qс = Qс_л1 + Qс_л2 + Qс_л3 + Qс_л4 + Qс_л5

Схема № 1 Qс_л01 = 0,136 ·112,5= 14,6 (МВар)

Qс_л12 = 0,136 ·127,5= 16,6(МВар)

Qс_л03 = 0,26 ·210= 54,6(МВар)

Qс_л02 = 0,136 ·202,5= 26,3(МВар)

Qприхода = 301,3 + 112,1= 413,4(МВар)

Схема № 2 Qс_л01 = 0,26 ·112,5= 29,3 (МВар)

Qс_л02 = 0,136·202,5=26,3 (МВар)

Qс_л03 = 0,136·210=27,3 (МВар)

Qс_л23 = 0,136·108 = 14 (МВар)

Qприхода = 301,3 + 96,9=398,2(МВар)

Схема № 3 Qс_л01 = 0,136 ·112,5= 14,6 (МВар)

Qс_л02 = 0,136·202,5=26,3 (МВар)

Qс_л03 = 0,136·210=27,3 (МВар)

Qс_л12 = 0,136·127,5 = 16,6 (МВар)

Qс_л23 = 0,136·108 = 14 (МВар)

Qприхода = 301,3 + 98,8=400(МВар)

Схема № 4 Qс_л01 = 0,26 ·112,5= 29,3 (МВар)

Qс_л12 = 0,26·127,5 = 33,2 (МВар)

Qс_л03 = 0,26·210=54,6 (МВар)

Qприхода = 301,3 +117 =418,4 (МВар)

Схема № 5 Qс_л01 = 0,26 ·112,5= 29,3 (МВар)

Qс_л03 = 0,26·210 = 54,6 (МВар)

Qс_л23 = 0,26·108=28 (МВар)

Qприхода = 301,3 +112 =413,3 (МВар)

Схема № 6 Qс_л12 = 0,26·127,5= 33,2 (МВар)

Qс_л02= 0,26·202,5= 52,7 (МВар)

Qс_л03 = 0,136·210= 27,3 (МВар)

Qс_л23 = 0,136·108= 14 (МВар)

Qприхода = 301,3 +127,2 = 428,5(МВар)

Расчет сводного баланса реактивной мощности по вариантам.

Баланс по вариантам	1	2	3	4	5	6
Qрасхода Qприхода Q	410	409	413	426	432	433
	413	398,2	400	418,4	413,3	428,5
	-3	10,8	13	7,6	18,7	4,5

В связи с недостатком приходной мощности в схемах 2,3,4,5,6 надо установить ёмкость.