2.1. Технічний розрахунок для I варіанту

Визначаємо номінальну потужність трансформатора на головної знижувальної підстанції 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), %:

=

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

= (2.1)

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

Параметри обраних трансформаторів приводяться в табл. 2.1.

Таблиця 2.1

Трансформатор

Номінальна потуж-ність, МВА

Середня номінальна напруга, кВ

∆UК, %

∆PК, кВт

∆Рх кВт

Iх, %

Розрахункова вартість, тис. грн.

RT, Ом

XT, Ом

∆Qx, кВАр

Границі регулювання напруги, %

При расчете потерь мощности в трансформаторах целесообразно определить потери активной мощности в стали, кВт,

(2.2)

где - количество однотипных трансформаторов на подстанции, шт.

В нашем случае =.

Потери активной мощности в меди трансформаторов для узла №1, МВт

(2.3)

где - номинальные потери короткого замыкания трансформатора для узла №1 (каталожные данные),кВт, с табл.2.1,

Потери электроэнергии в трансформаторах подстанции определяются кВт ∙ ч:

, (2.4)

где T – время работы трансформаторов в году, 8760 часов;

- время максимальних потерь, часов,

Расчет мощностей с учетом потерь в трансформаторах главной понижающей подстанции выполняется по формулам (1.16 - 1.20) и сведен в табл. 2.2.

Таблиця 2.2

№ подстанции	Потери активной мощности, , кВт	Потери реактивной мощности, , кВАр	Переданая активная мощность, , кВт	Переданая реактивная мощность, , кВАр	Переданая полная мощность, , кВА	Потери активной мощности в стали, , кВт (2.2)	Потери активной мощности в меди, , кВт(2.3)	Потери электроэнергии в трансформаторах, кВт∙ч (2.4)

Определяем рабочей ток линии внешнего электроснабжения, А:

=; (2.5)

где –количество параллельных цепей линии, принимаем для потребителей первой и второй категории потребления=2.

Выбор сечения питающей линии выполняется по экономической плотности тока, с последующей проверкой под нагревом. Для двухсменного графика работы предприятия = 4355 часов / год, Jек = 1,1 А / мм² , где - количество часов в год использования максимума активной мощности (согласно задания для металлообрабатывающих предприятий выбираем из табл. А9, А10).

Определяем эффективное сечение линии внешнего электроснабжения, мм² :

=. (2.6)

Полученное пересечение округляется до ближайшего стандартного значения табл. А11, но при этом необходимо помнить, что по условиям короны минимальные сечения, рекомендуемые [5], таковы: 70 мм² при = 110 кВ; 120 мм² при = 150 кВ; 240 мм² при = 220 кВ. Исходя из полученного значения, и условий минимального сечения выбираем сечение= мм² .

Выбираем провод марки АС со следующими параметрами:

Таблица 2.3

Марка провода	Допустимый длительный ток,, А	Активное сопротивление при 20на 1 км, Ом,	Реактивное сопротивление на 1 км, Ом,	Емкостная проводимость на 1 км, См	Зарядная мощность на 1 км, , МВАр

Проверяем выбранный провод по условиям нагрева:

(2.7)

Условия по нагреву выполняются.

Разряд в виде короны возникает вокруг провода при высоких напряжениях электрического поля и сопровождается потрескиванием и свечением. Процессы ионизации воздуха приводят к дополнительным потерям энергии, к возникновению электромагнитных колебаний, которые создают помехи и к возникновению озона, который вредно влияет на поверхность контактных соединений. Правильный выбор проводников должен обеспечить уменьшение действия короны до допустимых значений.

Проверка по условиям коронирования в данном случае может не выполняться, так как в соответствии с ПУЭ минимальное сечение для воздушных линий 110 кВ - 70 мм². Учитывая, что на ОРУ 110 кВ расстояние между проводами меньше, чем на воздушных линиях, проведем проверочный расчет.

Провода не будут коронировать, если наибольшая напряженность поля у поверхности любого провода не более 0,9 Е₀.

Разряд в виде короны возникает при максимальном значении начальной критической напряженности электрического поля , кВ / см:

, (2.8)

где – коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности проволоки (для многожильных проводов = 0,82);

–радіус провода, == мм = см.

Определяем начальную критическую напряженность электрического поля , кВ/см:

=

Напряженность электрического поля E у поверхности нерасщепленного провода определяется по выражению:

, (2.9)

где –линейное напряжение, кВ;

–среднее геометрическое расстояние между проводами фаз, см; при горизонтальном расположении фаз (- наименьшее расстояние в свету между соседними фазами (определяем по табл. А.12) на открытых распределительных устройств (ОРУ) подстанций, защищенных разрядниками, и ВРП, защищенных ограничителями перенапряжений расстояний,

=

мм = см.

=

Определяем напряженность электрического поля E у поверхности нерасщепленного провода, кВ/см,

=

При горизонтальном расположении проводов напряженность на среднем проводе примерно на 7% больше величины, определенной (2.9). Провод не будет коронировать, если наибольшая напряженность поля на поверхности любого провода не более 0,9 E_0кр, то есть должно выполняться условие:

. (2.10)

Если условие (2.10) не выполняется, то следует увеличить расстояние между фазами или радиус провода.

По условиям короны выбранный провод (табл. 2.3) удовлетворяет.

Выполняем проверку питающей линии по потерям напряжения в послеаварийном режиме,%:

= .

Определяем потери активной мощности в линии, кВт:

=. (2.11)

Определяем потери реактивной мощности в линии, кВАр:

=. (2.12)

Определяем потери активной энергии в кабелях, кВт / год:

=, (2.13)

где – время максимальных потерь, который определяется по формуле, часов / год:

= , (2.14)

где – количество часов в год использования максимума активной мощности (согласно задания для металлообрабатывающих предприятий выбираем из табл. А7),

= часов/год.

Определяем потери реактивной энергии в кабелях, кВАр / год:

= , (2.15)

где – время максимальных потерь, который определяется по формуле, часов / год:

= , (2.16)

где – количество часов в год использования максимума реактивной мощности (согласно задания для металлообрабатывающих предприятий выбираем из табл. А7),

= часов/год.