Главная Обратная связь Поможем написать вашу работу!

Дисциплины:

Архитектура (936)
Биология (6393)
География (744)
История (25)
Компьютеры (1497)
Кулинария (2184)
Культура (3938)
Литература (5778)
Математика (5918)
Медицина (9278)
Механика (2776)
Образование (13883)
Политика (26404)
Правоведение (321)
Психология (56518)
Религия (1833)
Социология (23400)
Спорт (2350)
Строительство (17942)
Технология (5741)
Транспорт (14634)
Физика (1043)
Философия (440)
Финансы (17336)
Химия (4931)
Экология (6055)
Экономика (9200)
Электроника (7621)






Выбор марки и сечения проводников ЛЭП



Распределительной сети

Линии электропередачи могут быть как кабельными, так и воздушными. Выбор сечений проводов воздушных ЛЭП производится по нагреву, экономической плотности тока, по условиям короны (для ЛЭП напряжением 110 кВ и выше), а так же по механической прочности и допустимому отклонению напряжения [1, 16].

Распределительные сети 10 кВ городов и промышленных предприятий как правило выполняются кабельными линиями [1, 9, 10]. Для энергоемких производств рекомендуется применять токопроводы [9]. Выбор сечений кабелей производится по нагреву, экономической плотности тока, по допустимому отклонению напряжения. Кроме того, все проводники необходимо проверить по термической стойкости при токах КЗ. В качестве расчетного принимается наибольшее сечение, требуемое этими условиями [1, 16].

Для определения сечения проводника ЛЭП предварительно необходимо выбрать и обосновать тип и марку проводника, способ прокладки, произвести расчет мощностей и токов участков сети в нормальном и послеаварийном режимах. За исходные данные для расчетов принимаются: число часов использования максимума нагрузки в год; расчетные мощности нагрузок подстанций, определенные в п.п. 3.2, с учетом потерь в трансформаторах и мощности компенсирующих устройств; схема электроснабжения подстанций, а так же схемы сети, соответствующие наиболее тяжелым послеаварийным режимам.

Результатом выполнения пункта является обоснованный выбор типа, марки и сечения проводника ЛЭП на каждом участке распределительной сети, а так же способ прокладки проводника. Окончательный выбор сечений будет произведен в п.п. 4.4 после проверки по термической стойкости при токах КЗ.

 

4. РАСЧЕТ ГЛАВНОЙ ПОНИЗИТЕЛЬНОЙ

ПОДСТАНЦИИ

 

Исходными данными для расчета являются: мощность короткого замыкания системы; нагрузки трансформаторных подстанций и распределительных пунктов, получающих питание от ГПП; схема распределительной сети электроснабжаемого объекта; токи отходящих линий, по которым производился выбор кабелей в п.п. 3.5.



Результатом выполнения раздела является выбор схем РУ и трансформаторов ГПП, а так же оборудования РУ ГПП. Графическая часть раздела должна содержать схему электрическую ГПП и при необходимости план-разрез ГПП.

Выбор схем РУ

И трансформаторов ГПП

ГПП выполняется двухтрансформаторной. РУ высшего напряжения подстанции, выполняется, как правило, по схеме 4Н «два блока с выключателями в цепях трансформаторов» [22]. При специальном обосновании возможна установка неавтоматической ремонтной перемычки. Применение закрытых распределительных устройств высшего напряжения требует специального обоснования [23].

РУ 6-10 кВ двухтрансформаторных ГПП, ПГВ рекомендуется выполнять с двумя одиночными секционированными выключателями системами шин, подключаемых к расщепленным обмоткам понижающих трансформаторов или к ветвям сдвоенного реактора с общей точкой, установленного на выводе трансформатора без расщепленной обмотки.

При установке трансформаторов с нерасщепленной обмоткой (16 МВА и менее) на двухтрансформаторных ГПП и ПГВ рекомендуется выполнение РУ 6-10 кВ с одной одиночной секционированной выключателем системой шин.

Секционированные системы сборных шин 6-10 кВ работают, как правило, раздельно. В случаях, когда при раздельном режиме работы систем сборных шин действие АВР (даже быстродействующего) приводит к расстройству сложного технологического процесса, следует рассматривать возможность и целесообразность параллельной работы систем сборных шин 6-10 кВ [9]. Мощность трансформаторов рекомендуется определять активной нагрузкой объекта и реактивной мощностью, передаваемой из энергосистемы в период максимума нагрузок [4, 6, 24].



Мощность трансформаторов ГПП следует выбирать такой, чтобы при выходе из работы одного из них второй принял нагрузку предприятия с учетом перегрузки, допускаемой в послеаварийном режиме и возможного временного отключения потребителей третьей категории.

В последнее время в соответствии с существующей практикой номинальная мощность трансформаторов ГПП выбирается по условию

 

(4.1)

 

где Sрасч. ГПП – полная расчетная мощность ГПП, которая определяется по выражению

 

, (4.2)

 

где Ррасч – расчетная активная мощность ГПП,. определяемая с учетом коэффициента разновременности максимумов Крм.[6, 24, 25], QЭ1 – реактивная мощность, передаваемая из энергосистемы в период максимума нагрузок, которая задается энергоснабжающей организацие, предварительно рассчитывается по выражению

 

QЭ1= tgφ , (4.3)

 

где tgφ– предельное значение коэффициента реактивной мощности, потребляемой в часы больших суточных нагрузок электрической сети [26].

Разница между расчетной реактивной мощностью ГПП Qр и реактивной мощностью получаемой из энергосистемы должна покрываться мощностью компенсирующих устройств. При определении Qр необходимо учитывать мощность низковольтных компенсирующих устройств, а также реактивную мощность, генерируемую синхронными двигателями [6]. Таким образом, мощность компенсирующих устройств, подключаемых к шинам ГПП определяется из условия [4, 6]

 

Qку ≥ Qр – QЭ1. (4.4)

 

При выборе мощности компенсирующих устройств не обходимо принимать во внимание тот факт, что устройства компенсации реактивной мощности присоединяются к каждой секции шин подстанции.

Результатом выполнения пункта является выбор схем РУ ГПП, типа и мощности трансформаторов с указанием действительного коэффициента загрузки, типа и мощности компенсирующих устройств.

 

 


Просмотров 615

Эта страница нарушает авторские права




allrefrs.ru - 2021 год. Все права принадлежат их авторам!