холостого ходу в трансформаторах;
Т=8760 год - календарний час роботи трансформатора;
? Р Л - втрати в ЛЕП;
? Р НГ - навантажувальні втрати трансформаторів;
?- Час максимальних втрат.
ч
тис. руб.,
Щорічні витрати на експлуатацію мережі:
) Наведені витрати:
) Визначення найбільшої втрати напруги.
Опору визначаться:
Найбільша втрата напруги дорівнює:
) Витрата металу на дроти ЛЕП:
Сталь
де 228, 248, 190,147- маса 1 кг/км сталі;
- трифазна мережа;
4,2-число ланцюгів;
Алюміній
4.2 Радіальна мережу напругою 220 кВ
Зробимо розрахунок для лінії А - 1-5. Розрахунок проводиться для одного ланцюга аналогічно радіальної мережі на 110 кВ.
Потужність, наведена до високої напруги трансформатора з урахуванням транзиту:
Струм, що протікає від електростанції до пункту навантаження по двох лініях:
Для пункту 1:
Розрахункове економічно доцільне перетин дроту визначають за формулою:
мм 2
де - економічна щільність струму, А/мм 2
А/мм 2, т. к. ч
мм 2
Для лінії з номінальною напругою 220 кВ мінімальне значення перерізу проводу по короні 240 мм 2.
Приймаємо на ділянці дволанцюгову лінію А - 1 на залізобетонних опорах з проводами АС - 240/32.
За умовою нагріву максимальним струмом післяаварійного режиму, повинна виконуватися умова:
Допустимий тривалий струм дроти марки АС - 240/32 дорівнює 605 А:
lt; 605 А, тобто дане перетин дроту задовольняє умові нагріву.
Перевірка на механічну міцність проводу в 3 кліматичному районі: А: С=6,0 - 6,25; А/С=240/32=7,5
Результати розрахунків зведемо в таблицю 4.2.1.
Таблиця 4.2.1 Технічні дані проводів для ЛЕП 220 кВ
№ лінії, АFР, мм 2 I доп, АМарка дроти, Ом/км, Ом/км МВАр/КМА - 1152,9152,9240605АС - 240/320,1210,4350,139А - 26767240605АС -240/320,1210,4350,139A - 3111,5111,5240605АС - 240/320,1210,4350,139А - 496,496,4240605АС - 240/320,1210,4350,139А - 596,896,8240605АС - 240/320,1210, 4350,139
Таблиця 4.1.2 Результати уточненого розрахунку потокорозподілу в мережі
S, MВА? S? , MВАdS, МВАS, MВАSAA, MВАA - 137,69 + j42,4756,780,23 + j0,8237,92 + j43,2937,92 + j41,32A - 217,61 + j14,9923,130,07 + j0 , 2417,68 + j15,2317,68 + j11,76A - 332,71 + j23,3640,190,22 + j0,7832,92 + j24,1432,92 + j20,4A - 427,67 + j17,9432 , 980,24 + j0,8727,92 + j18,8127,92 + j12,6A - 522,67 + j26,3134,730,12 + j0,4422,79 + j26,7522,79 + j23,97
Таким чином, знаючи потужності, що випливають з шин ВН в лінії, можна визначити сумарну потужність, що витікає з шин ВН:
Приймаються до установки на електростанції 4 турбогенератора ТВФ - 100-2 номінальною потужністю 100 МВт кожен з коефіцієнтом потужності. При цьому: МВА.
Для роботи за блочною схемою «генератор - трансформатор» вибираємо 4 підвищувальних трансформатора ТДЦ - 125000/220 з техніко-економічними характеристиками:
Втрати потужності в трансформаторах електростанції:
МВт
МВАр
Потужність, необхідна для електричної мережі з шин генераторної напруги 10 кВ електростанції:
МВА
МВА
Реактивна потужність, яку можуть видати в мережу генератори електростанції:
МВАр
Дефіцит реактивної потужності в електричній мережі:
МВАр
Техніко-економічний розрахунок
) Капітальні вкладення в повітряні лінії електропередачі:
Розрахункова вартість обраних трансформаторів:
ТРДН - 40000/220 - 169 тис. руб.
ТРДЦН - 63000/110 - 193 тис. руб.
ТДЦ - 125000/110 - 231 тис. руб.
