Добавил:
ivanov666
Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.
Вуз:
Предмет:
Файл:Электроснабжение горного производства. Учебное пособие
.pdf
р
n
– сумма расчетных реактивных нагрузок, квар;
Q
асч
i
1
nn
P tgφ ,
где tg
– тангенс угла сдвига фаз, соответствующий средневзвешен-
Q
ii
расч расч
11
ному коэффициенту мощности.
11
2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ НАПРЯЖЕНИЯ
ВНЕШНЕГО ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
1. Нестандартное напряжение питания предприятия, кВ, может
быть определено по формуле Стилла–Никогосова:
4
16 ,UPl
Р
где
– передаваемая мощность, тыс. кВт;
расч
l – расстояние передачи, км.
2. Для воздушных линий, питающих горное предприятие, напря-
жение, кВ, определяется по выражению
где
S
– полная передаваемая мощность предприятия, кВ А;
расч
0,05 ,
Un
l – длина ВЛ, км;
п – число цепей воздушных линий.
3. Расстояние передачи принимается по данным практики (рас-
стояние от питающей подстанции энергосистемы или собственной
станции до ГПП) или по согласованию с руководителем.
4. Если отклонение расчетной величины напряжения от ближай-
шего большего и меньшего стандартного значения велико (например,
U
= 70 кВ, т.е. 110 < 70 > 35), окончательное решение принимает-
расч
ся путем технико-экономического сравнения вариантов стандартных
значений. Однако по согласованию с руководителем проекта сравнение можно не проводить, а принять большее стандартное значение,
учитывая перспективу развития предприятия. При расчетном значении, близком к стандартному, принимают ближайшее номинальное
значение напряжения.
pасч
Sl
pасч
12
3. ВЫБОР СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ
Для горных предприятий, как потребителей первой категории,
главные понизительные подстанции выполняются с двумя силовыми
трансформаторами. Двухтрансформаторная подстанция экономична
с точки зрения обеспечения резервирования.
Выбор числа, мощности и типа силового трансформатора производят в следующей последовательности:
1. Определяют число трансформаторов на подстанции с учетом
обеспечения надежности питания и категорийности потребителей.
2. Исходя из общей ра
установленную мощность трансформатора (табл. 3.1, 3.2 – приведены в качестве примера). При этом необходимо иметь в виду, что допустимая систематическая перегрузка не должна превышать 30 %.
Трансформаторы масляные с высшим напряжением 10, 35, 110, 220 кВ
Тип Мощность,
кВ·А
ТМ
ТМН
ТМ
ТМНС
ТДНС
ТДНС
ТРДНС
ТМН
1000
1600
2500
4000
6300
6300
10 000
16 000
25 000
1000
1600
счетной нагру
Напряжение, кВ Потери, кВт U
ВН НН ΔPхх ΔP
10
10
10
10
10
6
6
10
10
10
10
10
10,5
10,5
10,5
10,5
35,0
35,0
35,0
35,0
35,0
35
0,69
6,3
10,5
0,4
6,3
0,4
0,69
6,3
10,5
6,3
6,3
10,5
6,3
6,3
6,3
6,3
0,4
0,69
6,3
10,5
11,0
0,4
0,69
6,3
10,5
11,0
зки предприятия принимают
2,45
2,45
2,45
3,5
3,5
3,85
3,85
3,85
3,85
5,2
7,4
7,4
7,4
14,5
21,0
25,0
2,1
2,1
2,1
2,1
2,1
2,9
2,9
2,9
2,9
2,9
м
12,2
11,6
11,6
18,0
16,5
23,5
23,5
23,5
23,5
33,5
46,5
46,5
46,5
85,0
106,0
125,0
12,2
12,2
11,6
11,6
11,6
18,0
18,0
16,5
16,5
16,5
Таблица 3.1
, % Iхх, %
КЗ
5,5
5,5
5,5
5,5
5,5
6,5
6,5
6,5
6,5
6,5
7,5
7,5
8,0
14,0
10,0
9,5
6,5
6,5
6,5
6,5
6,5
6,5
6,5
6,5
6,5
6,5
1,4
1,4
1,4
1,3
1,3
1,0
1,0
1,0
1,0
0,9
0,8
0,8
0,9
0,8
0,75
0,5
1,4
1,4
1,4
1,4
1,4
1,4
1,4
1,4
1,4
1,4
13
2500
4000
6300
ТД
10 000
16 000
40 000
ТМН
ТДН
ТРДН
ТДН
ТРДН
ТДН
ТРДН
ТРДН
2500
6300
10 000
16 000
25000
25000
40000
40000
63000
32000
ТРДЦН
ТД
63000
80000
ТМН
10000
Тип Мощность,
кВ·А
ТМТН
ТДТН
ТМТН
ТДТН
6300
10000
16000
6300
10000
16000
25000
40000
63000
25000
40000
35
35
35
38,5
38,5
38,5
110
115
115
115
115
115
115
115
115
230
230
242
115
0,69
6,3
16,3
11,0
6,3
11,0
6,3
10,5
6,3
10,5
6,5
10,5
6,6;11
6,6;11
6,6;11
6,6;11
6,3–10,5
38,5
6,3–10,5
38,5
6,3–10,5
6,3–6,3
6,3–6,6
11–6,6
11–6,6
6,3;10,5;
13,8
11
Трехобмоточные трансформаторы
Напряжение, кВт Потери, кВт U
ВН СН НН ΔPхх ΔPм
35
36,75
36,75
115
115
115
115
115
115
230
230
10,5
10,5
10,5
38,5
38,5
38,5
11;38,5
11;38,5
11;38,5
38,5
38,5
6,6;11
6,6;11
6,6;11
6,6;11
6,6;11
6,6;11
4,1
4,1
5,6
5,6
8,0
8,0
14,5
14,5
21,0
21,0
36,0
36,0
5,5
10,0
14,0
18,0
25,0
25,0
34,0
34,0
50,5
45,0
70,0
79,0
18
6,3
6,3
6,3
6,6
11
23,5
23,5
33,5
33,5
46,5
46,5
65,0
65,0
90,0
90,0
165,0
165,0
22,0
44,0
58,0
85,0
120,0
120,0
170,0
170,0
245,0
150,0
265,0
315,0
85
6,5
6,5
7,5
7,5
7,5
7,5
7,5
7,5
8,0
8,0
8,5
8,5
10,5
10,5
10,5
10,5
10,5
10,5
10,5
10,5
10,5
11,5
12,0
11,0
10,5
1,0
1,0
0,9
0,9
0,8
0,8
0,8
0,8
0,6
0,6
0,4
0,4
1,5
1,0
0,9
0,7
0,65
0,65
0,55
0,55
0,5
0,65
0,5
0,45
0,7
Таблица 3.2
, % Iхх, %
10,0
19,0
28,0
12,5
17,0
21,0
27,5
39,0
53,0
45,0
54,0
55,5
75,0
115,0
52,0
76,0
100,0
140,0
200,0
290,0
130,0
220,0
КЗ
7,5;7,5;16
8,0;16,5;7,0
8,0;16,5;7,0
10,5;17;6,0
10,5;17,5;
6,5
10,5;17,5;
6,5
10,5;17,5;
6,5
10,5;17,5;
6,5
10,5;18;7,0
12,5;20;6,5
12,5;22;9,5
1,2
1,0
0,95
1,81
1,0
0,8
0,7
0,6
0,55
0,9
0,55
14
Если на ГПП устанавливаются два трансформатора, то номиналь-
р
ная мощность каждого из них определяется по условию
S
S
ном
асч
20,7
.
В аварийных условиях оставшийся в работе трансформатор проверяется на допустимую перегрузку с учетом возможного отключения потребителей III категории, т.е. 1,4
S
ном
≥ S
расч
.
Выбор мощности однотрансформаторной ГПП производится по
расчетной нагрузке с проверкой перегрузочной способности трансформатора в часы максимальной нагрузки:
где
K
пер.доп
K
расч
пер.допSном
– допустимая перегрузочная способность (определяется по
,
S
табл. 1.6 [6]).
При наличии суточного графика нагрузки предприятия устанавливается продолжительность максимума нагрузки
t (ч) и коэффици-
ент заполнения суточного трафика, позволяющий установить кратность перегрузки
где
S
, S
cр
max
K
(рис. 9.1, [2]):
п
S
=
з
ср
,
S
max
K
– средняя и максимальная нагрузки трансформатора.
Допускается послеаварийная перегрузка трансформатора при
K
< 0,75
з
до 140 % продолжительностью не более 6 ч в сутки в течение 5 суток.
Пример. Максимальная нагрузка на шинах 110/10 кВ карьера
S
= 20 000 кВ·А. Время максимума 3 ч. Среднесуточная нагрузка
max
S
= 16 000 кВ·А. Нагрузка потребителей I и II категорий составляет
ср
80 % от максимальной нагрузки. Выбрать число и мощность трансформаторов.
Решение. При наличии потребителей I категории устанавливаем
два трансформатора. Коэффициент заполнения суточного графика
K
= Sср / S
з
= 16 000/20 000 = 0,8.
max
При Kз = 0,8 и t = 3 ч коэффициент допустимой нагрузки Kп = 1,12.
Номинальная мощность трансформаторов
S
ном
= S
/ Kп =
max
= 20 000 / 1,12 = 17 857 кВ·А.
Принимаем к установке два трансформатора по 16 000 кВ·А.
Коэффициент загрузки в нормальных условиях при максимуме
15
K
р
= 20 000/ (2 · 16 000) = 0,63, что соответствует экономическому
з
режиму
.
Проверяем установленную мощность трансформаторов в аварийном режиме при отключении одного трансформатора и обеспечении
потребителей I и II категорий в период максимума с допустимой нагрузкой, равной 140 % :
1,4
S
= 1,4 · 16 000 = 22 400 ≥ 0,75 · 20 000 = 15 000 кВ·А.
ном
Следовательно, выбранные трансформаторы (2
16 000) обеспечи-
вают электроснабжение карьера как в нормальном, так и в аварийном
режиме
.
Годовые потери активной и реактивной мощности в силовых
трансформаторах ГПП, кВт,
P = P
Q = Q
2
+
β P
хх
β
+
хх
;
м
тр
2
Q
,
м
тр
где Pхх и Pм – активные потери холостого хода и потери в меди
при номинальной нагрузке, кВт;
β – коэффициент загрузки трансформатора:
S
где
Q
– реактивные потери холостого хода, величина которых
хх
β
,
S
асч
ном
равна току холостого хода трансформатора;
Q
– потери меди, величина которых численно равна напряже-
м
нию КЗ трансформатора.
Потери активной, кВт·ч, и реактивной, квар·ч энергии:
2
W
= P
а
ххTг
+
β
Q
тр
мTп.р
;
где
W
= Q
p
T
и T
п.а
– соответственно число часов максимума потерь по ак-
п.р
ххTг
+
β
Q
тр
мTп.р
,
2
тивной и реактивной мощности;
– число часов в году;
T
г
T
T
16
= (0,124 + T
п.а
= (0,124 + T
п.р
10–4)28760;
max а
10–4)28760,
max р
где T
и
T
max а
ния максимумов активной и реактивной нагрузки. При расчете
можно принять
– соответственно годовое число часов использова-
max р
T
= Tг (число часов в году).
max р
Технические данные трехфазных масляных трансформаторов и
сухих для комплектных трансформаторных подстанций, а также сухих на напряжение 10 кВ для закрытых помещений приведены в [7].
17
4. РАСЧЕТ ВОЗДУШНЫХ И КАБЕЛЬНЫХ
ЛИНИЙ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ
При расчете воздушных и кабельных линий определяют:
s
– минимально допустимое сечение по нагреву;
н
s
– допустимое сечение по экономической плотности тока;
э
s
– минимально допустимое сечение по термической стойкости к
т.с
токам КЗ;
s
– минимально допустимое сечение по потере напряжения;
∆U
s
– допустимое сечение по механической прочности.
мех
4.1. Выбор сечения жил кабеля
и проводов ЛЭП по нагреву
Выбор сечений линий, питающих ГПП, осуществляется по расчетной мощности трансформаторов, определяемой на стороне ВН
ГПП.
nn
SPPQQ
расч расч расч
.
ii
11
22
Для выбора сечений жил кабеля или проводов ЛЭП по нагреву
определяется расчетный ток:
S
расч
IU
расч
3
.
ном
Общая характеристика голых алюминиевых и сталеалюминиевых
проводов приведена в табл. 4.1.
Зная величину расчетного тока, по табл. 4.2–4.21 выбирают стан-
дартное сечение, соответствующее бли
жайшему большему току, в
зависимости от величины напряжения.
Потери активной, кВт, и реактивной, квар, мощности в проводах
определяются соответственно:
22
PQ
расч расч
ii
2
U
10 ,
3
18
nn
11
Р R
nn
11
QX
22
PQ
расч расч
ii
2
U
10 .
3
где R и X – соответственно активное и индуктивное сопротивление линии.
Таблица 4.1
Общая характеристика голых алюминиевых и сталеалюминиевых проводов
Длительно допустимый
Марка про-
вода
А–16 105 75 1,98 44 5,1
А–25 135 105 1,28 68 6,4
А–35 170 130 0,92 95 7,5
А–50 215 165 0,64 136 9,0
А–70 265 210 0,46 191 10,7
А–95 320 255 0,34 257 12,4
А–120 375 300 0,27 322 14,0
А–150 440 355 0,21 407 15,8
А–185 500 410 0,17 503 17,5
АС–10 80 50 3,12 36 4,4
АС–16 105 75 2,0 62 5,4
АС–25 130 100 1,38 92 6,6
АС–35 175 135 0,85 150 8,4
АС–50 210 165 0,65 196 9,6
АС–70 265 210 0,46 275 11,4
АС–95 330 260 0,33 386 13,5
АС–120 380 305 0,27 492 15,2
АС–150 445 365 0,21 617 17,0
АС–185 510 425 0,17 771 19,0
АСО–240 605 505 0,13 937 21,6
АСО–300 690 580 0,108 1098 23,5
АСО–400 825 710 0,080 1501 27,2
АСО–500 945 815 0,065 1836 30,2
АСО–600 1050 920 0,055 2206 33,1
АСО–700 1220 1075 0,044 2756 37,1
АСУ–120 375 – 0,28 530 12,5
АСУ–150 450 – 0,21 678 17,5
АСУ–185 515 – 0,17 850 19,6
АСУ–240 610 – 0,131 1111 22,4
АСУ–300 705 – 0,106 1390 25,2
АСУ–400 850 – 0,179 1840 29,0
ток нагрузки, А
вне поме-
щений
внутри по-
мещений
Алюминиевые провода
Сталеалюминиевые провода
Активное сопро-
тивление при тем-
пературе +20 С,
Ом/км
Масса 1 км
провода, кг
Наружный
диаметр
провода, мм
19
Таблица 4.2
Технико-экономические характеристики одноцепных
воздушных линий 6–10 кВ
Марка
Провод
Сечение,
мм2
Потери
мощности,
кВт/км
Длительная допус-
тимая токовая на-
грузка, А
Длина линий на 1 % по-
тери напряжения при
полной нагрузке, м
6 кВ 10 кВ
А 25 84 136 210 340
35 96 170 230 380
50 106 215 260 430
70 116 265 290 490
95 130 320 320 540
120 136 375 360 590
АС 16 82 111 190 316
25 85 142 210 348
35 88 175 230 383
50 113 210 253 422
70 125 265 284 472
95 134 330 315 520
120 140 375 353 570
Таблица 4.3
Технико-экономические характеристики одноцепных воздушных линий 20 кВ
Марка
Провод
Сечение,
мм
2
Потери мощ-
ности, кВт/км
Длительная допус-
тимая токовая на-
грузка, А
Длина линий на 1 % по-
тери напряжения при
полной нагрузке, м
А 25 84 136 685
35 96 170 775
50 106 215 865
70 116 265 980
95 130 320 1080
120 136 375 1190
150 146 440 1270
АС 25 85 142 697
35 88 175 767
50 113 210 845
70 125 265 945
95 134 330 1050
120 140 375 1170
150 149 450 1250
20
Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]