Справочные и расчетные данные оборудования электрических сетей

Таблица П.1.1

Расчетные данные ВЛ 35 и 150 кВ со сталеалюминиевыми проводами (на 1 км)

Номинальное сечение провода, мм2	r 0, Ом при +20 °С	35 кВ	110 кВ	150 кВ
x 0, Ом	b 0, Ом	x 0, Ом	b 0, Ом	x 0, Ом	b 0, Ом
70/11	0,429	0,432	2,625	0,444	2,547	0.460	2.459
95/16	0,306	0,421	2,694	0,434	2,611	0.450	2.513
120/19	0,249	0,414	2,744	0,427	2,651	0.441	2.568
150/24	0,198	0,406	2,796	0,420	2,699	0.434	2.608
185/29	0,162	0,400	2,839	0,414	2,739	0.429	2.639
205/27	0.143	0.397	2.863	0.411	2.762	0.426	2.660
240/32	0,121	0,392	2,904	0,405	2,800	0.420	2.702
300/39	0,097	0,385	2,956	0,399	2,848	0.413	2.747

Таблица П.1.2

Расчетные данные ВЛ 220…500 кВ со сталеалюминиевыми проводами (на 1 км)

Номинальное сечение провода, мм2	Количество проводов в фазе	r 0, Ом при +20 °С	220 кВ	330 кВ	500 кВ
x 0, Ом	b 0, Ом	x 0, Ом	b 0, Ом	x 0, Ом	b 0, Ом
240/32		0,121	0,435	2,600	–	–	–	–
240/39		0,062	–	–	0,331	3,380	–	–
300/39		0,097	0,429	2,640			–	–
300/39		0,049	–	–	0,328	3,410	–	–
300/66		0,034	–	–	–	–	0,310	3,970
330/43		0.030	–	–	–	–	0,308	3,600
400/51		0,075	0,420	2,700	–	–	–	–
400/51		0,037	–	–	0,323	3,460	–	–
400/51		0,025	–	–	–	–	0,306	3,620
500/64		0,060	0,413	2,740	–	–	–	–
500/64		0,030	–	–	0,320	3,500	–	–
500/64		0,020	–	–	–	–	0,304	3,640

 

Таблица П.1.3

Трансформаторы трехфазные двухобмоточные напряжением 35 кВ

Тип	Номиналь-ная мощность, кВ·А	Пределы регулирования, %	Каталожные данные	Расчетные данные
U ном обмоток, кВ	u кз, %	P кз, кВт	P хх, кВт	I хх, %	R т, Ом	X т, Ом	D Q хх, квар
ВН	НН
ТМН-1000/35		±6´1,5	20; 35	0,4-10,5	6,5	12,2	2,75	1,5	14,9	79,6
ТМН-1600/35		±6´1,5	20; 35	0,4-11,0	6,5	16,5	3,65	1,4	7,9	49,8	22,4
ТМН-2500/35		±6´1,5	20; 35	0,69-11,0	6,5	26,0	5,10	1,1	5,1	31,9	27,5
ТМН-4000/35		±6´1,5	20; 35	6,3; 11,0	7,5	33,5	6,70	1,0	2,6	23,0
ТМН-6300/35		±6´1,5		6,3; 11,0	7,5	46,5	9,25	0,9	1,4	14,6
ТМН-10000/35		±9´1,3	336,75	6,3-10,5	7,5		14,5	0,8	0,88	10,1
ТДНС-10000/35		±8´1,5	10,5–36,75	3,15-10,5	8,0	60,0	12,5	0,8	0,8	10,8
ТДНС-16000/35		±8´1,5	10,5–36,75	6,3; 10,5	10,0	85,0	18,0	0,6	0,5	8,4
ТРДНС-25000/35		±8´1,5	15,75–36,75	6,3; 10,5	9,5		25,0	0,5	0,3	5,1
ТРДНС-32000/15		±8´1,5	20–36,75	6,3-10,5	11,5			0,45	0,2	4,9
ТРДНС-40000/35		±8´1,5	36,75	6,3-10,5	11,5			0,4	0,1	3,9
ТРДНС-63000/35		±8´1,5	20–36,75	6,3-10,5	11,5			0,35	0,1	2,5

Примечания. 1. Трансформаторы с переключением без возбуждения имеют ПБВ на стороне ВН. 2. Трансформаторы с регулированием напряжения под нагрузкой имеют РПН на стороне ВН.

Таблица П.1.4

Трансформаторы трехфазные двухобмоточные напряжением 110 кВ

Тип	Номиналь-ная мощность, кВ·А	Пределы регулирования, %	Каталожные данные	Расчетные данные
U ном обмоток, кВ	u кз, %	P кз, кВт	P хх, кВт	I хх, %	R т, Ом	X т, Ом	D Q хх, квар
ВН	НН
ТМН-2500/110		+10´1,5 %, -8´1,5 %		6,6; 11,0	10,5		5,5	1,5	42,6	508,2
ТМН-6300/110		±9´1,78 %		6,6; 11,0	10,5		10,0	1,0	16,0	220,4
ТДН-10000/110		±9´1,78 %		6,6; 11,0	10,5		14,0	0,9	7,9	138,9
ТДН-16000/110		±9´1,78 %		6,6; 11,0	10,5		21,0	0,85	4,4	86,8
ТРДН-25000/110		±9´1,78 %		6,3; 10,5	10,5		25,0	0,75	2,5	55,6
ТРДН-32000/110		±9´1,78 %		6,3; 10,5	10,5		32,0	0,75	1,9	43,4
ТРДН-40000/110		±9´1,78 %		6,3; 10,5	10,5		42,0	0,70	1,3	34,7
ТРДЦН-63000/110		±9´1,78 %		6,3; 10,5	10,5		59,0	0,65	0,8	22,0
ТРДЦН-80000/110		±9´1,78 %		6,3; 10,5	10,5		70,0	0,60	0,6	17,4
ТРДЦН-125000/110		±9´1,78 %		10,5	10,5			0,55	0,3	11,1

Примечания. 1. Трансформаторы ТМН-2500 и 6300 имеют РПН на стороне НН, у остальных трансформаторов РПН включено в нейтраль ВН. 2. Трансформаторы с переключением без возбуждения имеют ПБВ на стороне ВН.

Таблица П.1.5

Базовые показатели стоимости ВЛ 35-220 кВ на стальных и железобетонных опорах (цены 1991 г.)

Напряжение ВЛ, кВ	Характеристика промежуточных опор	Провода сталеалюминиевые сечением, мм2	Количество цепей на опоре	Базовые показатели стоимости ВЛ, тыс. руб/км
стальные опоры	железобетонные опоры
	Свободностоящие	до 150
	Свободностоящие	до 150
Свободностоящие	185 и 240
	Свободностоящие	240 и 300			– –
	Двухстоечные свободностоящие	240 и 300		– – – –

 

Таблица П.1.6

Стоимости ОРУ 35–220 кВ по новым блочным и мостиковым схемам с двумя трансформаторами (цены 1991 г.)

Схема ОРУ на стороне ВН	Номер схемы	Стоимость ОРУ, тыс. руб
35 кВ	110 кВ	220 кВ
Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линии	4Н
Мостик с выключателем в перемычке и в цепях линий (или трансформаторов)	5Н (5АН)

Таблица П.1.7

Стоимость ячейки (на один комплект выключателя) ОРУ 35–220 кВ с выключателями (цены 1991 г.) для схем с числом выключателей более трех

Напряжение, кВ	Стоимость ячейки, тыс. руб
Воздушный	Масляный	Элегазовый
			–

Таблица П.1.8

Стоимость трансформаторов 35-220 кВ, тыс. руб. (цены 1991 г.)

Мощность, МВА	Трансформатор	Автотрансформатор
35/НН	110/НН	110/35/НН	220/НН	220/35	220/110/НН
2,5		–	–	–	–	–
		–	–	–	–	–
6,3				–	–	–
				–	–	–
				–	–	–
				–		–
						–
					–
	–				–	–
	–	–	–		–	–
	–		–		–

Таблица П.1.9

Стоимость линейных регулировочных трансформаторов (цены 1991 г.)

Тип	Мощность, МВА	Стоимость, тыс. руб.
ЛТМН-16000/10
ЛТДН-40000/10
ЛТДН-63000/35
ЛТДН-100000/35
ВРТДНУ-240000/35/35

Таблица П.1.10

Стоимость синхронных компенсаторов и статических тиристорных компенсаторов (цены 1991 г.)

Тип СК, СТК	Мощность, Мвар	Стоимость, тыс. руб
Двух СК	В том числе при вводе первого СК, СТК
КСВБ-50-11
КСВБО-50-11
КСВБ-100-11
КСВБО-100-11
КСВБ-160-11
КСВБО-160-11
СТК с конденсаторной частью	–100
СТК без конденсаторной части	+100

Таблица П.1.11

Стоимость шунтовых конденсаторных батарей 6-110 кВ (цены 1991 г.)

Напряжение, кВ	Установленная мощность, Мвар	Стоимость, тыс. руб	Напряжение, кВ	Установленная мощность, Мвар	Стоимость, тыс. руб
	1,4 2,9* 4,3 5,8* 7,2			7,2 9,6* 12,0
	9,1 13,6 18,1
	1,2 2,4 3,6 4,8* 6,0
	27,2 40,8 54,0 54,4*

* Регулируемые шунтовые конденсаторные батареи

Таблица П.1.12

Постоянная часть затрат по ПС 35-220 кВ с открытой установкой оборудования (цены 1991 г.)

Напряжение, кВ/кВ	Схема ПС на стороне ВН	Стоимость, тыс. руб
35/10	Без выключателей С выключателями
110/10; 110/35/10	Без выключателей Мостик Сборные шины	220-290 360-430 490-540
220/10; 220/35/10	Без выключателей Мостик Четырехугольник, сборные шины
220/110	Без выключателей Мостик, четырехугольник Сборные шины

Примечание. Большие значения соответствуют ПС с трехобмоточными трансформаторами.

ПРИЛОЖЕНИЕ 2

Примеры выполнения некоторых разделов курсовой работы

2.1. Пример выбора вариантов схем развития электрической сети

Имеются данные о расположении новых подстанций ПС-1, ПС-2 и ПС-3 в принятых координатах, табл. П.2.1.

Таблица П.2.1

Координаты расположения, км, и мощности режима максимальных нагрузок на 5-ый год эксплуатации, МВт и Мвар, новых подстанций,

Подстанция	x	y	P	Q
ПС-1		–45
ПС-2		–18
ПС-3		–56

На рис П.2.1 приведен граф существующей сети (без учета количества цепей ЛЭП) и точки размещения новых подстанций. Намечаем несколько вариантов соединения точек новых подстанций с близлежащими подстанциями. Это подстанции А, Б и Г. Варианты схем с новыми линиями (с учетом количества цепей новых ЛЭП) приведены на рис П.2.2.

Рис. П.2.1. Граф существующей сети

В приведенных схемах питание подстанции ПС-3 во всех вариантах осуществляется от подстанции Б. Это сделано потому, что линия Б-3 короче чем линия, идущая от подстанции Г. Кроме того нагрузка новой подстанции ПС-3 невелика (6 + j 4 МВА), что позволяет незначительно увеличить нагрузку существующей ВЛ-110 кВ А-Б. Однако, если предполагается в дальнейшем расширять ПС-3, то ее питание лучше осуществить от пункта А, так, как в этом случае дополнительные потери энергии в существующей сети для питания ПС-3 будут в сети 220 кВ, а линия А-Б 110 кВ не будет иметь дополнительной нагрузки. Такой вариант при наличии перспективы развития ПС-3 следовало бы включить в число рассматриваемых вариантов.

Расстояния между пунктами 1 и 2, а также между ними и близрасположенными существующими подстанциями А и Г приведены ниже:

А-2 ;

Г-1 ;

1-2 ;

А-1 ;

Г-2 .

Рис. П.2.2. Варианты радиально-магистральных и замкнутых схем соединения новых ЛЭП

Сопоставим намеченные варианты по критерию суммарной длины новых ЛЭП для питания нагрузок 1 и 2.

Радиальные варианты (суммируются двухцепные ЛЭП):

Σ L _Р-1 = L _A-2 + L _1-2 = 21,6 + 27 = 48,6 км;

Σ L _Р-2 = L _Г-1 + L _1-2 = 14,9 + 27 = 41,9 км;

Σ L _Р-3 = L _A-2 + L _Г-1 = 21,6 + 14,9 = 36,5 км.

Минимальное значение для варианта Р-3.

Кольцевые варианты (суммируются одноцепные ЛЭП):

Σ L _Р-1 = L _A-2 + L _A-1 + L _1-2 = 21,6 + 46,3 + 27 = 94,9 км;

Σ L _Р-2 = L _Г-1 + L _1-2 + L _A-2 = 14,9 + 27 + 21,6 = 63,5 км;

Σ L _Р-3 = L _Г-2 + L _Г-1 + L_1-2= 35,3 + 14,9 + 27 = 77,2 км.

Минимальное значение для варианта З-2.

Так, как в одной формуле для сравнения не вошли одновременно одноцепные и двухцепные линии, то коэффициент 1,5 не использовался.

Из приведенных вариантов для дальнейшего рассмотрения выбираем радиально-магистральный вариант Р-3 и вариант замкнутой сети – З-2, как варианты, имеющие минимальную суммарную длину новых ВЛ.

П.2.2. Пример выбора номинальных напряжений ВЛ

Выбор номинальных напряжений выполняем по эмпирической формуле

,

где P – в МВт на одну цепь, l – в км.

Расстояния между подстанциями увеличиваем на 20 % относительно воздушной прямой.

Исходные данные по нагрузкам подстанций приведены в табл. П.2.1, а данные по длинам ЛЭП берутся для выбранных вариантов из предыдущего пункта.

По всем линиям радиально-магистрального варианта передается мощность одной из соответствующих подстанций. Расчеты по радиально-магистральному варианту сведены в таблицу П.2.2.

Таблица П.2.2

Выбор номинальных напряжений ВЛ варианта радиально-магистральной сети

ВЛ	L, км	L +20%, км	P, МВт	Цепей	U, кВ	U ном, кВ
А-2	21,6	26,0			75,4
Г-1	14,9	17,9			77,9
Б-3	24,4	29,2			49,0	35 (110)

Полученное номинальное напряжение для линий А-2 и Г-1 хорошо согласуется с данными табл. 6, однако для линии Б-3 как по пропускной способности, так и по предельной длине номинальное напряжение 35 кВ не подходит. Принимаем для этой линии номинальное напряжение также 110 кВ.

Для выбора номинальных напряжений замкнутой сети найдем приближенное потокораспределение в линии с двухсторонним питанием (А-2) (2-1) (1-Г) с расстояниями, соответственно 17,9; 32,4 и 25,9 км, табл. П.2.3.

Расчеты по радиально-магистральному варианту сведены в таблицу П.2.3.

Таблица П.2.3

Выбор номинальных напряжений ВЛ варианта замкнутой сети

ВЛ	L, км	L +20%, км	P, МВт	Цепей	U, кВ	U ном, кВ
А-2	21,6	26,0	39,1		75,9
1-2		32,4	1,1		33,0
Г-1	14,9	17,9	61,9		77,6
Б-3	24,4	29,3	6,0		49,0	35 (110)

Здесь для линии Б-3 номинальное напряжение также меняем на 110 кВ.

П.2.3. Пример определение сечений проводов сооружаемых ЛЭП

Суммарное сечение (F) проводов фазы проектируемой ВЛ составляет:

,

где I _р – расчетный ток, А;

j _н – нормированная плотность тока, А/мм².

Для заданного числа использования максимальной нагрузки 5200 ч j _н = 0,8 А/мм² ([1], табл. 6).

Значение I _р определяется по выражению:

,

где I ₅ – ток линии на пятый год ее эксплуатации в нормальном режиме, определяемый для системообразующих линий основной сети по расчетным длительным потокам мощности.

α _i – коэффициент, учитывающий изменение нагрузки по годам эксплуатации линии. Для линий 110—220 кВ значение α _i может быть принято равным 1,05, что соответствует математическому ожиданию этого коэффициента в зоне наиболее часто встречающихся темпов роста нагрузки. Для ВЛ-35 кВ также принимаем α _i = 1,05.

α _T – коэффициент, учитывающий число часов использования максимальной нагрузки ВЛ (T _max), а коэффициент К _м -отражает участие нагрузки ВЛ в максимуме энергосистемы (табл. 7). Расчет коэффициента для нагрузок новых подстанций производится по данным, приведенным в [1, табл. 14] и состава нагрузки новых подстанций [1, табл. 4].

Рассчитаем коэффициенты К _м для нагрузок новых подстанций. Расчет выполним в таблице Excel, табл. П.2.4

Таблица П.2.4

Расчет коэффициентов попадания нагрузок новых подстанций в максимум энергосистемы (для выполнения своих расчетов щелкните дважды по полю таблицы в электронной версии этого документа)

Примечание. Процентный состав различных видов потребителей взят из табл. 4 в зависимости от заданной активной мощности подстанции.

Результаты расчетов сечений проводов новых ЛЭП сведены в табл. П.2.4 и П.2.3 по вариантам

Таблица П.2.4

Расчет сечений проводов ЛЭП варианта радиально-магистральной сети

ВЛ	P, МВт	Q, Мвар	U nom, кВ	Цепей	I 5, А	αT	I расч, А	F, мм2	F станд, мм2
А-2					119,4	1,28	160,4	200,5
Г-1					198,7	1,2	250,4	313,0
Б-3					18,9	1,15	22,9	28,6

Таблица П.2.5

Расчет сечений проводов ЛЭП варианта замкнутой сети

ВЛ	P, МВт	Q, Мвар	U nom, кВ	Цепей	I 5, А	αT	I расч, А	F, мм2	F станд, мм2
А-2	39,9	26,4			125,4	1,28	168,5	210,7
1-2	1,9	1,4			6,0	1,28	8,1	10,1
Г-1	61,1	40,6			192,7	1,2	242,8	303,5
Б-3					18,9	1,15	22,9	28,6

 

Для всех воздушных линий выбираем сталеалюминиевые провода.

При выборе стандартных сечений были учтены ограничения по механической прочности ВЛ свыше 1 кВ и условиям короны и радиопомех [1, табл. 10 и 11].

Для ВЛ Г-1 в обоих вариантах принято сечение 300 мм², что приведет к удорожанию опор по сравнению унифицированными типами опор.

Выбранные сечения подлежат проверке по предельно допустимому току в послеаварийных и ремонтных режимах. Для двухцепных ЛЭП послеаварийным током является удвоенное значение нормального тока в режиме максимальных нагрузок. Для варианта замкнутой схемы послеаварийным током для крайних ЛЭП будет ток, вычисленные через суммарную мощность нагрузок линии с двухсторонним питанием. Для средней ЛЭП – ток большей из двух нагрузок линии.

Результаты расчетов при проверке по допустимому току приведены в табл. П.2.6 и П.2.7 по вариантам.

Таблица П.2.6

Результаты расчетов при выборе проводов ВЛ для радиального варианта

ЛЭП	I п/ав	Предварительное сечение	I доп	Марка провода	I доп
А-2	238,7			АС-185/29
Г-1	397,4			АС-300/48
Б-3	37,8			АС-70/11

Таблица П.2.7

Результаты расчетов при выборе проводов ВЛ для кольцевого варианта

ЛЭП	I п/ав	Предварительное сечение	I доп	Марка провода	I доп
А-2	636,1			АС-300/48
1-2	397,4			АС-120/19
Г-1	636,1			АС-300/48
Б-3	37,8			АС-70/11

Для кольцевого варианта, исходя из аварийной перегрузки, на линиях А-2 и 1-2 взяты провода большего сечения.

В варианте замкнутой сети послеаварийный ток в линии 1-2 немного превышает допустимый ток, однако такое превышение вполне приемлемо с учетом возможной токовой перегрузки ВЛ при низкой температуре, которая соответствует зимнему периоду времени, когда система проходит годовой максимум нагрузки. Поправочный коэффициент для температуры воздуха –5 ºС равен 1,29 и допустимый ток для провода АС-120 становится 503,1 А.

Исходя из тех же соображений в кольцевом варианте для линии А-2 можно было взять сечение 240 мм², допустимый ток которого при температуре воздуха –5 ºС составляет 786,9 А.

П.2.4. Пример выбора силовых трансформаторов на понижающих подстанциях

Выбрать трансформаторы на понижающей подстанции (ПС) 110/10 кВ с максимальной мощностью нагрузки на 5-ый год эксплуатации подстанции: P _max = 63 МВт, Q _max = 42 Мвар. Графики активной и реактивной мощности характерных суток зимнего и летнего дней приведены в табл. П.2.8 и рис. П.2.3. и П.2.4.

Таблица П.2.8

Суточные часовые графики активной и реактивной мощности

Часы суток
Зима	P, МВт	28,4	26,5	27,1	27,7	29,6	33,4	39,7	47,9	48,5	45,4	37,8	36,5
Q, Мвар	18,1	16,8	18,5	18,9	20,2	21,8	26,5	31,5	32,8	31,1	26,5	23,5
Лето	P, МВт	23,9	22,1	22,7	23,3	23,9	29,0	44,1	47,3	46,0	39,1	35,9	34,0
Q, Мвар	15,5	14,3	15,1	15,1	16,0	18,9	29,4	31,5	30,7	26,5	23,5	22,3

 

Продолжение таблицы П.2.8

Часы суток
Зима	P, МВт	35,9	35,3	37,8	44,1	53,6	58,6	63,0	63,0	59,2	51,7	41,6	36,5
Q, Мвар	23,1	23,1	26,0	30,2	36,1	39,9	42,0	42,0	39,1	34,9	28,1	23,5
Лето	P, МВт	32,8	32,8	35,3	37,8	41,6	47,3	47,3	46,0	44,1	39,1	31,5	28,4
Q, Мвар	21,8	21,8	22,7	25,6	28,6	31,5	31,5	30,7	29,8	26,5	20,6	18,5

При отключении одного из двух трансформаторов всю нагрузку должен нести оставшийся в работе трансформатор, при этом часть времени суток этот трансформатор будет работать с перегрузкой. Длительность перегрузки может быть определена из эквивалентного по потерям двухступенчатого графика нагрузки. Построим график нагрузки трансформатора в зимние и летние характерные дни. Используем формулу:

.

В результате, получим графики, приведенные в табл. П.2.9 и на рис. П.2.5 и П.2.6. Там же отмечены среднесуточные значения нагрузки.

Таблица П.2.9

Суточные часовые графики активной и реактивной мощности

Часы суток
Зима	S, МВ·А	33,6	31,3	32,8	33,6	35,8	39,9	47,7	57,3	58,5	55,0	46,1	43,5
Лето	28,5	26,3	27,3	27,8	28,8	34,6	53,0	56,8	55,3	47,2	42,9	40,7
Часы суток
Зима	S, МВ·А	42,7	42,2	45,9	53,5	64,6	70,9	75,7	75,7	70,9	62,3	50,2	42,7
Лето	39,4	39,4	41,9	45,7	50,4	56,8	56,8	55,3	53,2	47,2	37,6	39,4

 

Рис. П.2.3. Графики активной и реактивной мощности характерного зимнего дня

Рис. П.2.4. Графики активной и реактивной мощности характерного летнего дня

Рис. П.2.5. График и среднее значение зимней нагрузки ПС

Рис. П.2.6. График и среднее значение летней нагрузки ПС

Приведем графики, представленные на рис. П.2.5 и П.2.6 к двухступенчатому виду.

Для зимнего графика

Средняя нагрузка характерных зимних суток подстанции 50,55 МВА.

Это график нагрузки с одним вечерним максимумом.

1. Выделим продолжительность большей ступени К₂ для значений нагрузки, больших средней в период утреннего максимума.. Это 7 часов. Построим двухступенчатый график для K₂ = S _max = 75,7 МВА, а K₁ как среднеквадратическое значение оставшейся нагрузки, рис. П.2.7. Оно равно К₁ = 43,88 МВА.

Соотношение a + b = c + d: a + b = 56,36 МВА; c + d = 7,55 МВА.

 

Рис. П.2.7. Первое приближение двухступенчатого графика для зимних суток

2. Уменьшим a + b исключением наименьшего часового значения из большей ступени. Это 15 час, значение 53,47 МВА. Получим двухступенчатый график с продолжительностью большей ступени 6 часов, рис. П.2.8. К₁ изменилось и стало 44,8 МВА.

Соотношение a + b = c + d: a + b = 34,12 МВА; c + d = 15,18 МВА.

Рис. П.2.8. Второе приближение двухступенчатого графика для зимних суток

3. Уменьшим a + b исключением наименьшего часового значения из большей ступени. Это 21 час, значение 62,32,47 МВА. Получим двухступенчатый график с продолжительностью большей ступени 5 часов, рис. П.2.9. К₁ изменилось и стало 45,93 МВА.

Соотношение a + b = c + d: a + b = 20,72 МВА; c + d = 28,18 МВА.

Такое соотношение является удовлетворительным.

Таким образом, эквивалентный график нагрузки ПС для зимнего характерного дня имеет большую ступень с мощностью 75, 7 МВА и продолжительностью 5 часов.

Рис. П.2.9. Третье приближение двухступенчатого графика для зимних суток

Для летнего графика

Средняя нагрузка характерных летних суток подстанции 42,77МВА.

Это график нагрузки с двумя максимумами.

1. Выделим продолжительность большей ступени К₂ для значений нагрузки, больших средней в период вечернего (более длительного) максимума.. Это 7 часов. Построим двухступенчатый график для K₂ = S _max = 56,79 МВА, а K₁ как среднеквадратическое значение оставшейся нагрузки, рис. П.2.10. Оно равно К₁ = 40,06 МВА.

Соотношение a + b = c + d: a + b = 32,14 МВА; c + d = 1,87 МВА.

 

Рис. П.2.10. Первое приближение двухступенчатого графика для летних суток

2. Уменьшим a + b исключением сразу двух меньших часовых значений из большей ступени. Это 15 и 21 час, соответственно значения 45,66 и 47,18 МВА. Получим двухступенчатый график с продолжительностью большей ступени 5 часов, рис. П.2.11. К₁ изменилось и стало 40,77 МВА.

Соотношение a + b = c + d: a + b = 11,41 МВА; c + d = 12,46 МВА.

Очевидно, что это наиболее близкое соотношение.

Рис. П.2.11. Второе приближение двухступенчатого графика для летних суток

Таким образом, эквивалентный график нагрузки ПС для летнего характерного дня имеет большую ступень с мощностью 56,79 МВА и продолжительностью 5 часов.

По табл. 13. для эквивалентных температур зимнего –20 °С и летнего +20 °С и вида охлаждения трансформаторов:

· Д (ON) коэффициенты перегрузки, соответственно 1,55 и 1,3;

· ДЦ (OF) коэффициенты перегрузки, соответственно 1,5 и 1,2.

По формуле для двух трансформаторов

при максимуме нагрузки зимой S ₅ = 75,7 МВА и летом S ₅ = 56,79 МВА определяем ориентировочную мощность трансформатора для зимнего и летнего дней. Имеем значения:

· для Д (ON), соответственно 48,83 и 43,68 МВА;

· для ДЦ (OF), соответственно 50,48 и 47,32 МВА.

Наименьшая подходящая номинальная мощность трансформатора 63 МВА.

Выбираем два трансформатора мощностью по 63 МВА типа ТРДЦН-63000/110.

П.2.5. Пример составление принципиальных и расчетных схем вариантов

Марки проводов новых ЛЭП и типы трансформаторов на проектируемых подстанциях выбраны выше в п. П.2.3 и П.2.4. Справочные данные по выбранному оборудованию сведены в табл. П.2.10, П.2.11 и П.2.12.

Таблица П.2.10

Параметры проводов ЛЭП для радиального варианта электрической сети

Линия	Марка провода	r 0, Ом/км	x 0, Ом/км	b 0, мкСм/км	Число цепей	Длина
А-2	АС-185/29	0,162	0,414	2,739		26,0
Г-1	АС-300/48	0,097	0,399	2,848		17,8
Б-3	АС-70/11	0,429	0,444	2,547		29,2

Таблица П.2.11

Параметры проводов ЛЭП для кольцевого варианта электрической сети

Линия	Марка провода	r 0, Ом/км	x 0, Ом/км	b 0, мкСм/км	Число цепей	Длина
А-2	АС-300/48	0,097	0,399	2,848		25,92
1 2	АС-120/19	0,249	0,427	2,651		32,4
Г-1	АС-300/48	0,097	0,399	2,848		17,88
Б-3	АС-70/11	0,429	0,444	2,547		29,28

Таблица П.2.12

Параметры трансформаторов для новых подстанций электрической сети

Подстан-ция	Тип трансформатора	Sном, МВА	U BH	U HH	РПН	R	X	D P x	D Q x	Число тр-ов
ПС-1	ТРДЦН-63000/110			10,5	±9×1,78 %	0,87
ПС-2	ТРДН-40000/110			10,5	±9×1,78 %	1,4	34,7
ПС-3	ТДН-10000/110				±9×1,78 %	7,95

Пример принципиальной схемы электрической сети для радиального варианта приведен на рис.П.2.12

Таблица П.2.13

Параметры узлов расчетной схемы для радиального и кольцевого вариантов

Узел	P, МВт	Q, Мвар