Выбор трансформаторов на подстанциях

Для технико-экономического сопоставления исследуемых вариантов ЭС необходимо для каждой подстанции определить количество и мощность трансформаторов (автотрансформаторов).

Практически бесперебойное электроснабжение потребителей I и II категорий обеспечивают при установке на подстанции двух одинаковых трансформаторов. Такое решение является, как правило, наиболее экономически целесообразным. При отключении одного трансформатора (плановом или аварийном) оставшийся в работе трансформатор должен обеспечить питание всех потребителей подстанции, исходя из допустимой перегрузки трансформатора при наибольшей нагрузке на 40 %. В большинстве случаев такой режим для двухтрансформаторных подстанций достигают при 70 % загрузке каждого трансформатора на время максимума нагрузки. Тогда номинальную мощность трансформатора можно определить следующим образом[*]:

. (4.20)

Установку на подстанции трех и более трансформаторов допускают при концентрированных нагрузках, если предельной существующей шкале мощности двух трансформаторов недостаточно, а также при необходимости выделить по режиму напряжения электроснабжение резкопеременных нагрузок на отдельный трансформатор[†]. Если для двухтрансформаторной подстанции коэффициент загрузки трансформатора

(4.21)

принимают равным 0,7 (изменяется в зависимости от характера электропотребления), то для трехтрансформаторной подстанции он может быть повышен до 0,93 по условиям допустимой нагрузки трансформаторов, когда отключают один из них.

При установке третьего трансформатора на двухтрансформаторной подстанции, выполненной по упрощенной схеме, сохраняют подключение подстанции к сети 35 – 220 кВ двумя линиями. Для подстанций с мощными трансформаторами 63 и более МВ·А целесообразно сооружать отдельную линию 35 – 220 кВ для подключения каждого трансформатора.

На однотрансформаторных подстанциях, не имеющих потребителей I категории, номинальная мощность трансформатора должна покрывать всю подключенную на время максимума нагрузку, т. е.

. (4.22)

После расчета по вышеприведенным формулам выбирают ближайшие большие стандартные значения .

4.1.7. Расчёт потерь электроэнергии в элементах сети

Для экономического сравнения вариантов ЭС необходима оценка суммарных годовых потерь электроэнергии в линиях, трансформаторах, компенсирующих устройствах и других элементах, входящих в состав сети. Потери электроэнергии в ЭС заметно влияют на ежегодные эксплуатационные расходы и себестоимость передачи электроэнергии. Потери электроэнергии в ЭС можно определять различными методами в зависимости от полноты и точности заданной исходной информации о режимах электропотребления в узлах ЭС и характере изменения нагрузки в элементах сети.

В практике перспективного проектирования и эксплуатации ЭС нередко потери электроэнергии при отсутствии графиков нагрузки оценивают методом времени максимальных потерь τ, который позволяет определить нагрузочные потери (зависящие от тока нагрузки) в элементах сети по найденному предварительно потокораспределению при максимальных нагрузках и времени максимальных потерь τ.

Общее выражение потерь электроэнергии за год, МВт·ч, в продольных ветвях схем замещения элементов сети с сопротивлением R имеет вид

, (4.23)

где ∆Р_м – потери активной мощности, МВт, соответствующие максимальной нагрузке S_м.

Значения τ, ч/год, определяют по графикам, построенным в функции от Т_м и cosφ_м (рис. 4.5) или по эмпирической формуле

. (4.24)

Рис. 4.5 – Зависимости τ = f(Т_м, cosφ_м)

Для отдельных элементов сети, график изменения нагрузки которых зависит от режима работы нескольких потребителей, τ определяют в зависимости от времени Т_м, вычисленного по формуле

.

Суммарные годовые потери электроэнергии, МВт∙ч, в различных элементах сети определяют по следующим формулам:

– в воздушных линиях электропередачи

, (4.25)

где – среднегодовые потери мощности на корону, МВт [2, табл. 7.4], которые учитывают для линий с номинальным напряжением 220 кВ и более;

– в двухобмоточных трансформаторах

(4.26)

или

, (4.27)

где ∆Р_х, ∆Р_к – номинальные (табличные) потери холостого хода и короткого замыкания в соответствующем трансформаторе; – число одинаковых параллельно включенных трансформаторов;

– в трехобмоточных трансформаторах и автотрансформаторах

(4.28)

или

(4.29)

где индексами в, с, н обозначены величины, отнесенные соответственно к обмоткам высшего, среднего и низшего напряжений;

– в батареях конденсаторов

, (4.30)

где – удельные потери в батарее, принимаемые равными
0,003 – 0,0045 МВт/Мвар; – время работы батареи, принимаемое равным 5000 – 7000 ч.

Потери электроэнергии в синхронных компенсаторах определяют аналогично двухобмоточным трансформаторам по формуле (4.26).

В формулах (4.25 – 4.29) первое слагаемое отражает потери не зависящей от нагрузки мощности в поперечных ветвях схемы замещения элементов ЭС.

В воздушных линиях электропередачи нагрузочные потери электроэнергии можно также определить по кривым удельных потерь активной мощности, приведенным в [2, рис. 7.1–7.5].