150659 (621318), страница 4
Текст из файла (страница 4)
Таблица 4 - компенсация реактивной мощности в зимний период
| ПС | QТРКУ, Мвар | Компенсирующее устройство | QфактКУ1СШ, Мвар | QНЕСК, Мвар |
| А | 5,04 | 11УКЛ-10-450 | 4,95 | 18,9 |
| Б | 4,608 | 5УКЛ-10-900 | 4,5 | 29,61 |
| В | 5,25 | 17УКЛ-10-300 | 5,1 | 11,22 |
| Г | 6,3 | 7УКЛ-10-900 | 6,3 | 9,1 |
| Д | 6,815 | 15УКЛ-10-450 | 6,75 | 7,67 |
| Е | 5,22 | 17УКЛ-10-300 | 5,1 | 4,92 |
Таблица 5 - Компенсация реактивной мощности в летний период
| ПС | QТРКУ. Л, Мвар | Компенсирующее устройство | QфактКУ1СШ. Л, Мвар | QНЕСК. Л, Мвар |
| А | 3,528 | 7УКЛ-10-450 | 3,15 | 13,86 |
| Б | 3,522 | 3УКЛ-10-900 | 2,7 | 21,627 |
| В | 3,675 | 12УКЛ-10-300 | 3,6 | 7,794 |
| Г | 4,41 | 4УКЛ-10-900 | 3,6 | 7,99 |
| Д | 4,77 | 10УКЛ-10-450 | 4,5 | 5,819 |
| Е | 3,654 | 12УКЛ-10-300 | 3,6 | 3,384 |
5. Технический анализ четырёх вариантов
5.1 Выбор номинального напряжения
Для определения номинального напряжения выбранных схем будем пользоваться формулой Илларионова, которая используется для всей шкалы номинальных напряжений от 35 кВ до 1150 кВ. Для этого необходимо знать активную мощность 
и длину, определяемого участка с учётом коэффициента трассы, который для дальневосточного региона берём равным: Kтр=1,2. Следует также заметить, что расчет не требует нахождения напряжения на каждом участке сети в кольцевых сетях и сетях с двухсторонним питанием. Достаточно найти напряжения на головных участках схем. Напряжения на других участках будут равны напряжениям на головных. Приведем пример такого расчета для схемы 3 (приложение А), которая состоит из двух колец и участка двухцепной линии.
Нахождение потоков мощностей в кольцах без учета потерь сводиться к расчету простых разомкнутых магистралей с двусторонним питанием, для чего их разрезают по источнику питания (рисунок 1).
Определим мощности, текущие по головным участкам схемы.
Рисунок 1 - Вид кольца Б - Г - В - Д - Б, разрезанного по источнику питания
Сечения проводов еще не выбрано, а следовательно, сопротивления линий не определены, необходимо знать длины линий каждого участка, с помощью которых, и будет проводиться расчет. Длина каждого участка приведена в приложении А. Так как на коэффициент трассы умножается и числитель и знаменатель - можно его не учитывать, а просто подставлять длину участка.
Потоки активных мощностей без учета потерь:
головного участка Б`-Г:
(12)
головного участка Б`` - Д:
где 
- суммарная длина всех участков рассматриваемого кольца.
Для того, чтобы убедиться в правильности расчета произведём проверку по I закону Кирхгофа: сумма мощностей на головных участках, равна сумме нагрузок рассматриваемого кольца.
(13)
МВА
Проверка подтверждает, что расчет выполнен верно.
Теперь, зная мощности, текущие по головным участкам, находим номинальное напряжение кольца по формуле Илларионова:
(14)
Принимаем номинальное напряжение кольца равным 110 кВ.
Таким же образом находим значения рациональных напряжений для всех десяти схем. Расчет указан в приложении В.
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;
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
