3.5. 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.
4.1. 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.