хххххххх пояснительная записка
 Скачать 1.55 Mb.
|
 , МВ∙А, (2.11)где  – наибольшая нагрузка подстанции, МВ∙А;2 – число трансформаторов, устанавливаемых на подстанции; 0,7 – коэффициент загрузки трансформатора в нормальном режиме работы. Мощность трансформатора на 2-ой подстанции в 4-ом варианте схемы:  МВ∙А.В узлах с трёхобмоточными трансформаторами в качестве наибольшей нагрузки подстанции выбирается суммарная мощность нагрузок на сторонах НН и среднего напряжения (СН) подстанции:  , МВ∙А, (2.12)Мощность трёхобмоточного трансформатора на 1-ой подстанции во2-ом варианте схемы:  МВ∙А.Действительное значение номинальной мощности трансформатора принимается как ближайшее большее, чем расчётное, значение по стандартной шкале номинальных мощностей силовых трансформаторов. Для 2-ой подстанции в четвертом варианте в магистрально-кольцевой схеме выбираем трансформатор – ТМН-6300/35, а для 1-ой подстанции во втором варианте в радиально-магистральной схеме выбираем трансформатор – ТДТН-40000/110. После определения номинальной мощности трансформатора следует определить коэффициент загрузки трансформатора при аварийной перегрузке в максимальном режиме:  . (2.13)Должно выполняться условие:  .Для трансформатора 1-ой подстанции второго варианта схемы:   .Для трансформатора 2-ой подстанции четвертого варианта схемы:   .Расчёт трансформаторов для остальных подстанций занесён в таблицу 2.3. Таблица 2.3 – Выбор трансформаторов
Сравнение составленных вариантов схем по укрупненным показателям Составленные равнонадежные варианты схемы районной электрической сети необходимо сравнить по укрупненным стоимостным показателям и выбрать из них два наиболее экономичных для дальнейших расчётов. При этом исключим из всех вариантов одинаковые элементы. Если компенсация реактивной мощности выполнена на одних и тех же подстанциях в различных вариантах, то исключаем из расчёта компенсирующие устройства. Итак, выбраны трансформаторы на всех подстанциях. Нагрузка во всех вариантах остается неизменной, но так как напряжения на высокой стороне подстанций меняются в зависимости от варианта схемы, исключать стоимость трансформаторов не будем. Определяем схемы РУ подстанций, чтобы знать количество ячеек с выключателями в каждом варианте схемы. Для РУ высокого и среднего напряжений выбираем элегазовые выключатели, для РУ низкого напряжения – вакуумные. На этом этапе расчета можно допустить, что РУ низкого напряжения на всех подстанциях одинаковы и их исключаем. Сечения проводов, принимаются одни и те же на всех участках сети. В схеме с номинальными напряжениями 35 и 110 кВ считаем, что используем провода сечением 150 мм2. Капитальные затраты на ЛЭП определяем по формуле:  , тыс. руб., (2.14)где  удельная стоимость участка линии ij длиной в 1 км , тыс. руб./км; - длина линии ij, км.По формуле (2.14) вычислим капитальные затраты на каждом участке. Капитальные затраты на РУ:  тыс.руб., (2.15)где  количество ячеек i узла; удельная стоимость ячейки, тыс. руб..Капитальные затраты на трансформаторы:  (2.16)где  количество трансформаторов на подстанции; удельная стоимость трансформатора , тыс. руб..Результаты расчётов сведены в таблицу 2.5. Таблица 2.4 – Капитальные вложения вариантов схем по укрупненным показателям
По результатам сравнения схем выбираем второй и четвертый варианты. Расчёт потерь в трансформаторах Паспортные данные выбранных трансформаторов для второго и четвертого вариантов схемы приведены в таблицах 2.5 и 2.6. Таблица 2.5 – Паспортные данные двухобмоточных трансформаторов
Таблица 2.6 – Паспортные данные трёхобмоточных трансформаторов
Все трехобмоточные трансформаторы имеют РПН ±9х1,78% в нейтрали ВН, а на стороне 38,5 Кв имеют ПБВ ± (2 × 2,5 %). Приведённая мощность трансформатора в двухобмоточном трансформаторе вычисляется следующим образом:  , МВ∙А, (2.15)где  - полная мощность потребителя, МВ∙А; - потери мощности в трансформаторе, определяемые по формуле: , МВ∙А, (2.16)где  – номинальное напряжение трансформатора, кВ; ,  - активное и реактивное сопротивления трансформатора, Ом; - потери активной мощности холостого хода, МВт; - потери реактивной мощности холостого хода, Мвар.Потери мощности для 4-ой подстанции в кольцевой схеме:  МВ∙А.Приведённая мощность для 4-ой подстанции в кольцевой схеме:  МВ∙А.При расчёте потерь мощности в трёхобмоточном трансформаторе в расчёт включаются только сопротивления на стороне НН. Рассчитанные потери мощности занесены в таблицу 2.7. Таблица 2.7 – Расчёт потерь мощности в трансформаторах
Распределение потоков активной и реактивной мощностей с учётом потерь в трансформаторах По формулам (2.8) и (2.9) распределим потоки активной мощности для кольцевой схемы:   Проверка:  , МВт. МВт; Условие выполняется. Распределим потоки реактивной мощности для кольцевой схемы по формулам (2.8) и (2.9), используя вместо значений активной мощности значения реактивной:   Проверка:  , Мвар. Мвар; Мвар.Условие выполняется. Результаты расчёта занесены в таблицу 2.8. Таблица 2.8 – Распределение потоков активной и реактивной мощности с учётом потерь в трансформаторах
Распределение потоков активной и реактивной мощности на кольцевом участке схемы 4 варианта проиллюстрировано на рисунке 2.2.  Рисунок 2.2 – Распределение потоков активной и реактивной мощности на кольцевом участкеВыбор сечения проводов марки АС Сечения проводов выбираются в зависимости от напряжения, расчётной активной мощности, материала цепности опор, и по толщине стенки гололёда, образующейся в данном районе России. По распределению потоков активной мощности (см. табл. 2.8) определим сечения проводов марки АС. Для участка 1-7в кольцевой схеме выберем АС-120, для участка 1-3 АС-120. Выбранное сечение на каждом участке необходимо проверить по аварийному току:  , А, (2.17)где  - полная мощность, протекающая по участку, МВ∙А;k, i – номера начала и конца участков сети. Для кольцевого участка схемы рассматриваются два варианта обрыва цепи с разных сторон от питающей подстанции (см. рисунки 2.3, 2.4), для магистральной сети – обрыв одной из цепей двухцепной линии на каждом участке.  Рисунок 2.3 – Обрыв участка цепи 1-7  Рисунок 2.4 – Обрыв участка цепи 1-3 Расчёт аварийного тока на головном участке цепи 1-7 кольцевой схемы:  А.На головном участке цепи 1-3 кольцевой схемы:  А.Аварийный ток не должен превышать допустимое длительное значение тока выбранного провода:  ; (2.21)Участок 1-7:  А< 390А, условие выполняется.Участок 1-3: А< 390А, условие выполняется.Расчёт сечения для каждого участка приведён в таблице 2.10. Таблица 2.10 – Выбор и проверка сечений проводов
Уточнение типовых схем потребительских подстанций Производим выбор типовых схем подстанций для варианта №2 и 4 (таблица 2.11): Таблица 2.11 – Виды типовых схем подстанций
Электрическая схема магистрально - кольцевого варианта представлена на рисунке Б.1 (Приложение Б).  | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
, МВ∙А
, кВ
, кВ
, кВ
, МВ∙А
, МВ∙А
, А
, А