Проектирование районной электрической сети (стр. 5 из 10)
5.2 Выбор числа и мощности силовых трансформаторов
Число силовых трансформаторов выбирается с учетом того, каких именно потребителей они должны питать. Как было указано в пункте 3.2, потребители I и II категорий должны быть обеспечены электроэнергией от двухтрансформаторных подстанций. Почти у каждой ПС проектируемой сети есть как потребители I, так и II категории. Следовательно, каждая из ПС будет укомплектована двумя трансформаторами.
В первую очередь следует определить минимальную мощность, которой могут быть загружены два трансформатора в нормальном режиме работы. Ниже этой мощности работа трансформаторов будет невозможна. То есть, если максимальная мощность подстанции, данная в задании, будет ниже найденного значения, то принимать участок, к которому относится ПС, к осуществлению нельзя, т.к найти трансформатор на такую мощность не представляется возможным. В этом случае необходимо будет рассматривать другие компоновки схем.
В нормальном режиме считаем, что каждый трансформатор загружен на 70%, т.е. коэффициент загрузки одного трансформатора равен 0,7; тогда для двухтрансформаторной подстанции этот коэффициент будет равен
(15)Минимальная мощность двух, работающих на одну нагрузку, трансформаторов на 110 кВ равна 2,5 МВА.
Тогда:
Минимальная мощность на 220 кВ - 32 МВА.
Тогда:
(16) 
Можно сделать вывод о том, что на подстанциях Д и Е нельзя принимать напряжение 220 кВ.
Для всех четырех схем участок УРП - Б выполнен на напряжение 220 кВ, все остальные участки - 110 кВ. Баланс реактивной мощности един для всех четырех схем, поэтому компенсация реактивной мощности будет одинакова.
Тогда расчет трансформаторов необходимо выполнить только для одной схемы. Для всех остальных он будет идентичным.
Зная коэффициент загрузки, среднюю активную мощность и нескомпенсированную реактивную мощность на подстанции, из формулы (16) можем определить приблизительную мощность, на которую будут рассчитаны трансформаторы.
Например, для ПС А схемы 3:
Ближайшая номинальная мощность по каталожным данным 63 МВА. Проверяем трансформаторы по загруженности, определяя коэффициент загрузки в нормальном режиме. Он должен быть в пределах: 0,5 - 0,75.
(17)Также необходима проверка выбранных трансформаторов в условиях послеаварийной работы. Она характеризуется выводом из строя одного из трансформаторов, т.е. принимаем, что
=1. Коэффициент загрузки в этом случае должен находиться в пределах от 1 до 1,4, исходя из возможности работы трансформатора со 140% загрузки. 
(18)Полученные в формулах (17) и (18) значения коэффициентов загрузок показывают, что трансформаторы на подстанции выбраны правильно и даже в послеаварийном режиме смогут обеспечивать потребителя электроэнергией без перерыва в снабжении.
В том случае, если в послеаварийном режиме коэффициент загрузки превышает заданные пределы, это означает, что оставшийся в работе трансформатор будет перегружен. Тогда необходимо отключать от сети часть потребителей III категории.
В летнем режиме трансформаторы могут быть недогружены. В этом случае один трансформатор на подстанции отключается.
Получив значения мощностей трансформаторов, работающих на промышленную нагрузку и проверив их по коэффициентам загрузки, выбираю трансформаторы - типа ТРДЦН-63000/110.
Также как и для подстанции А, определим все необходимые расчётные характеристики на всех подстанциях и сведём их в таблицу 6. Выбор трансформаторов на других подстанциях в приложении В.
Таблица 6 - Выбор трансформаторов
| ПС | SТР, МВА | SТР. Л, МВА | Kз. з | Kз. з. пав | Kз. л | Kз. л. пав | Выбранный трансформатор |
| А | 48,66 | 34,2 | 0,54 | 1,08 | 0,38 | 0,76 | ТРДЦН-63000/110 |
| Б | 91,3 | 64,48 | 0,51 | 1,02 | 0,36 | 0,72 | АТДЦН-125000/220/110 |
| В | 28,43 | 19,89 | 0,49 | 0,99 | 0,35 | 0,7 | ТРДН-40000/110 |
| Г | 23,64 | 16,9 | 0,66 | 1,32 | 0,47 | 0,95 | ТРДН-25000/110 |
| Д | 19,61 | 13,82 | 0,55 | 1,1 | 0,39 | 0,77 | ТРДН-25000/110 |
| Е | 12,2 | 8,53 | 0,53 | 1,07 | 0,37 | 0,75 | ТМН-16000/110 |
5.3 Выбор сечений воздушных линий методом экономических токовых интервалов
Строится зависимость приведенных затрат от максимального тока. При этом затраты определяются для каждого сечения. Показанные зависимости приведенных затрат от максимального тока, реализованы в виде таблиц, включающих экономические токовые интервалы, т.е. те интервалы, в которых сечение будут иметь минимальные приведенные затраты.
Прежде, чем определить максимальный ток в линиях, необходимо определить потоки мощности, протекающие по ним. С учётом найденных в п.4.2 нескомпенсированных реактивных мощностей в линиях и потоков максимальной мощности, определяется полная мощность
, протекающая по линии. Потоки активной мощности в линиях будем определять так же, как и в п.5.1, используя длину линий.Тогда максимальный ток каждого участка определим по формуле:
, (19)где
- число цепей рассматриваемого участка;Uном - номинальное напряжение, кВ.
Определив максимальный ток, находим расчётный, зависящий от коэффициентов ai и aT:
ai- коэффициент, учитывающий изменение нагрузки по годам эксплуатации; для сетей 110-220 кВ в курсовом проекте этот коэффициент принимается равным 1,05. Введение этого коэффициента учитывает фактор разновременности затрат в технико-экономических расчетах.
aT- коэффициент, учитывающий число часов использования максимальной нагрузки линий и ее значение в максимуме ЭЭС (определяется коэффициентом Kм). Значение этого коэффициента принимается равным отношению нагрузки линий в час максимума нагрузки энергосистемы к собственному максимуму нагрузки линий. Kм принимается равным 1. Коэффициент aT определяем с помощью интерполяции из таблицы в ЭТС. Зная что Tмакс=4500 часов, aT принимаем равным 0,95.
С учётом вышеизложенного запишем выражение для расчётного тока:
(20)Для схемы 3 (Приложение А) найдем эти токи:
Таким образом, получив значения расчётных токов для всех участков рассматриваемых схем, по экономическим токовым интервалам, приведённых в виде таблиц в /14/, определяем сечения линий. Для всех схем выбираем провода марки АС - со стальным сердечником разного диаметра. Также выберем свободностоящие железобетонные опоры, которые характеризуются долговечностью по отношению к другим видам опор, простотой обслуживания.
Участок ДВ: АС-240. Участок ВГ: АС-120.
Участок БГ: АС-240. Участок УРП-Б: АС-400.
Полученные сечения необходимо проверить по длительно допустимому току. Для этого рассчитывается послеаварийный режим, т.е. такой режим, при котором в схемах обрываются самые загруженные участки колец и сетей с двухсторонним питанием и по одной линии у двухцепных участков. Для примера покажем расчет тока для схемы 3.
Мощность участка
найдём как: 
Мощность участка
: 
Мощность участка
: 
Мощность участка
: 
Послеаварийные токи соответствующих участков:
Рисунок 2 - Послеаварийный режим для схемы 3
Значения токов для рассчитанных участков меньше длительно допустимых, определяемых из /4/. Аналогичным образом рассчитывается каждая схема. Результаты расчётов сведены в таблицы 7, 8, 9 и 10.
Не на всех участках проходим по рабочему току поэтому необходимо усиление линий, т.е. повышение класса номинального напряжения или числа цепей. Выбранные сечения приведены в таблицах 11, 12, 13 и 14. Усиление показано в таблице 15.