2.2. Технічний розрахунок для II варіанту

Визначаємо номінальну потужність трансформатора на головної знижувальної підстанції визначається згідно (1.20) по формулі (1.13), МВА:

=.

Розрахункова потужність трансформаторів, одержана по формулі (1.13), округляється до найближчої стандартної потужності по шкалі ГОСТ 11920-85, ГОСТ 12965-85, МВA:2,5; 6,3; 10; 16; 25; 40; 63.

Вибираємо для ГЗП два трансформатора потужністю = МВА.

Якщо один із вибраних трансформаторів відключається в аварійному режимі, то перевантаження другого вибраного трансформатора, що залишається у роботі, не повинно перевищувати 40%.

У нормальному режимі трансформатори працюватимуть з коефіцієнтом завантаження по формулі (1.14), %:

= <0,7.

Завантаження трансформаторів в післяаварійному режимі (при виході з ладу одного з робочих трансформаторів) по формулі (1.15), %:

= <1,4. Дотримання умови (1.21) дозволяє зберегти термін служби ізоляції трансформатора в межах нормативного. Параметри трансформатора беремо із таблиць А.4, А.5.

Параметри вибраних трансформаторів приводяться в табл. 2.4.

Таблиця 2.4

Трансформатор

Номінальна потужність, МВА

Середня номінальна напруга, кВ

∆UК, %

∆PК, кВт

∆Рх кВт

Iх, %

Розрахункова вартість, тис. грн.,

RT, Ом

XT, Ом

∆Qx, квар

Границі регулювання напруги, %

Розрахунок потужностей з урахуванням втрат у трансформаторах головної | знижувальної підстанції виконується по формулам (1.16 - 1.20) і зведений в табл. 2.5.

Таблиця 2.5

№ підстанції	Втрати активної потужності, , кВт	Втрати реактивної потужності, , кВАр	Передана активна потужність, , кВт	Передана реактивна потужність, , кВАр	Передана повна потужність, , кВА	Втрати активної потужності в сталі, , кВт (2.2)	Втрати активної потужності в міді, , кВт(2.3)	Втрати електроенергії в трансформаторах , кВт∙год (2.4)

Визначаємо робочій струм лінії зовнішнього електропостачання, А:

=;

де – кількість паралельних ланцюгів лінії, приймаємо для споживачів першої і другої категорії споживання=2.

Вибір перерізу живлячої лінії виконується за економічною щільністю струму, з наступною перевіркою за нагрівом. Для двохзмінного графіку роботи підприємства = годин/рік, J_ек= А/мм², де – кількість годин на рік використання максимуму активної потужності (згідно завдання для металообробних підприємств вибираємо з табл. А9, А10),

Визначаємо ефективний переріз лінії зовнішнього електропостачання, мм2:

=.

Одержаний переріз округляється до найближчого стандартного значення табл. А 11, але при цьому необхідно пам'ятати, що за умовами корони мінімальні перерізи, що рекомендуються [5], такі: 70 мм² при = 110 кВ; 120 мм² при = 150 кВ; 240 мм² при = 220 кВ. Виходячи із отриманого значення, та умов мінімального перерізу вибираємо переріз= мм².

Вибираємо провід марки АС– з наступними параметрами.

Таблиця 2.6

Марка проводу	Припу-стимий тривалий струм, А	Активний опір при 20на 1 км, Ом,	Реактивний опір на 1 км, Ом,	Ємнісна провідність на 1 км, См	Зарядна потужність на 1 км, , МВАр

Перевіряємо вибраний провід за умовами нагріву:

265>36,58.

Умови за нагрівом виконуються.

Розряд у вигляді корони виникає при максимальному значенні початкової критичної напруженості електричного поля, кВ/см:

,

де – коефіцієнт, що враховує шорсткість поверхні дроту (для багатожильних проводів= 0,82);

–радіус дроту, == см.

Визначаємо початкову критичну напруженість електричного поля , кВ/см:

=.

Напруженість електричного поля E біля поверхні нерозщепленого дроту визначається за виразом:

,

де – лінійна напруга, кВ;

–середня геометрична відстань між проводами фаз, см; при горизонтальному розташуванні фаз (- найменша відстань в світлі між сусідніми фазами (визначаємо по табл. А.12) на відкритих розподільчих пристроїв (ВРП) підстанцій, захищених розрядниками, і ВРП, захищених обмежувачами перенапружень відстань,

=		мм см.
=

Визначаємо напруженість електричного поля E біля поверхні нерозщепленого проводу, кВ/см,

=.

При горизонтальному розташуванні проводів напруженість на середньому проводі приблизно на 7% більше величини, визначеної (2.9). Провід не буде коронyвати, якщо найбільша напруженість поля на поверхні будь-якого проводу не більше 0,9E_0кр, тобто повинна виконуватися умова:

.

.

Якщо умова (2.7) не виконується, то слід збільшити відстань між фазами або радіус проводу.

По умовам корони вибраний провід (табл. 2.6) задовольняє.

Виконуємо перевірку живлячої лінії за втратами напруги в післяаварійному режимі, %:

=

Визначаємо втрати активної потужності в лінії, кВт:

=.

Визначаємо втрати реактивної потужності в лінії, кВАр:

=.

Визначаємо втрати активної енергії в лінії, кВт/рік:

=,

де – час максимальних втрат, який визначається за формулою, годин/рік:

= ,

де – кількість годин на рік використання максимума активної потужності (згідно завдання для металообробних підприємств вибираємо з табл. А7),

= годин/рік.

Визначаємо втрати реактивної енергії в кабелях, кВАр/рік:

=

де – час максимальних втрат, який визначається за формулою, годин/рік:

=,

де – кількість годин на рік використання максимума реактивної потужності (згідно завдання для металообробних підприємств вибираємо з табл. А7),

= годин/рік.