4.6 Выбор числа и мощности трансформаторов

Исходной информацией для выбора мощности силовых трансформаторов является средняя активная мощность и неcкомпенсированная мощность, передаваемая через силовой трансформатор:

Пример расчёта для ПС А:

(27)

где Р_ср.А – среднее значение активной мощности в зимний период на ПС А, МВт;

Q_неск.А – нескомпенсированная реактивная мощность в зимний период на ПС А, Мвар;

К_з – коэффициент загрузки трансформатора.

Число 2 указывает на то, что на подстанции установлено 2 трансформатора.

Для двухтрансформаторной подстанции при наличии любого процента потребителей первой категории:

К_з = 0,7.

Номинальная мощность трансформатора выбирается из стандартного ряда выпускаемых трансформаторов. Значение номинальной мощности должно быть больше расчётной. Выбранный трансформатор обязательно проверяется по коэффициенту загрузки :

(28)

(29)

где S_{ном.тр.А} – номинальная мощность трансформатора на ПС А, равная 10 МВА.

Полученное значение коэффициента загрузки К_з.Нор должно находиться в пределах от 0,5 до 0,75, а К_З.Пав ≤1,4.

Подробный расчет приведен в приложении А.

Выбор трансформаторов приведен в таблице 5.

Таблица 5 – Марки трансформаторов

ПС	, МВА	, МВА			Марка
А	39,82	40	0,7	1,39	ТДН 40000/110
Б	13,91	16	0,61	1,22	ТДН 16000/110
В	34,17	40	0,6	1,2	ТДН 40000/110
Г	25,27	40	0,44	0,88	ТДН 40000/110
Д	17,65	25	0,49	0,99	ТДН 25000/110
Е	23,39	25	0,65	1,31	ТДН 25000/110

4.7 Выбор сечений линий

В сетях и линиях электропередачи напряжением 110-500 кВ используются сталеалюминевые провода. Содержание стали в сталеалюминевых проводах приводит к увеличению их стоимости, усложнению их конструкций. На воздушных линиях чаще всего применяются сталеалюминевые провода марки АС.

Выбор проводов производится по методу экономических токовых интервалов.

Для этого необходимо найти максимальный ток в воздушных линиях:

Для примера возьмем участок ИП-Г схемы 2.

(30)

где Р_max, Q_неск – потоки активной максимальной и нескомпенсированной реактивной мощностей, МВт, Мвар;

n – количество цепей;

U_ном – номинальное напряжение сети, кВ.

Определим расчетные токи на участках линии, в зависимости от которых, по экономическим токовым интервалам выберем сечение проводов ЛЭП:

, (31)

А

где α_i – коэффициент, учитывающий изменение нагрузки по годам эксплуатации линии ;

α_t – коэффициент, учитывающий число часов использования максимальной нагрузки линии и совмещение максимумов нагрузки в электрической сети .

Расчётные токи на остальных участках находятся аналогично в приложении А и приведены ниже в таблицах 6,7.

Для 2 вариантов представим расчётные сечения на головных участках и длительно допустимые токи для выбранных сечений. По длительно допустимым токам производится проверка по условию нагрева проводов. То есть, если ток в линии в послеаварийном режиме меньше, чем длительно допустимый, то данное сечение провода можно выбрать для данной линии. Выбранные сечения на участках приведем в таблицах 6 и 7.

Таблица 6 – Расчетные токи и сечения ЛЭП для схемы 1

Участок сети	Расчетный ток, А	Послеаварийный ток,А	Длит.-доп. ток, А	Марка провода
ИП-Г	280	350	380	АС-120/19
Г-Б	28	225	265	АС-70/11
Б-ПС	197	350	380	АС-120/19
ПС-А	242	485	510	АС-185/29
ИП-Д	200	360	605	АС-240/32
ИП-В	291	360	605	АС-240/32
В-Е	50	176	605	АС-240/32
Д-Е	93	281	605	АС-240/32

Таблица 7 – Tоки и сечения ЛЭП для схемы 7

Участок сети	Расчетный ток, А	Послеаварийный ток,А	Длит.-доп. ток, А	Марка провода
ИП-Г	280	350	380	АС-120/19
ИП-В	303	458	605	АС-240/32
ИП-Д	215	430	510	АС-185/29
Г-Б	28	225	265	АС-70/11

Продолжение таблицы 7

ПС-А	323	459	605	АС-240/32
ПС-Б	197	350	380	АС-120/19
В-Е	62	176	605	АС-240/32
Е-А	81	282	605	АС-240/32

Таким образом, выбранные сечения проводов на стальных опорах для схем 1, 7 соответствуют требованиям допустимой токовой нагрузки.