Расчет нагрузки рпп, цпп, гпп и Выбор

Трансформатора ГПП

 

При определении нагрузки по шахте все электроприемники группируют по технологическим процессам или установкам (очистные работы, подготовительные работы, подъемы, вентиляторы и т.д.). Исходными данными для расчета являются их установленные активные мощности, (Р_у); коэффициент спроса (К_с) и средневзвешенный коэффициент мощности (сosφ_ср.взв.). По этим группам электроприемников определяют расчетные активные (Р_р) и реактивные мощности (Q_р) по формулам:

 

Р_р = К_с × Р_у, (4.7)

 

Q_р = Р_р ×tgφ_ср.взв., (4.8)

 

- tgφ_ср.взв. определяют по соответствующему значению cosφ_ср.взв.

Данные для определения погрузок по РПП-6, ЦПП и ГПП приводят в таблице 4. Определение нагрузок по ЦПП и ГПП выполняют в соответствии с заданием. Нагрузку РПП-6 студент формирует самостоятельно.

С целью снижения реактивной нагрузки в проекте необходимо:

· разработать мероприятия по снижению потребления реактивной мощности (их можно поместить в разделе 4.9 “Разработка мероприятий по экономии электроэнергии”);

· предусмотреть технические средства для компенсации реактивной мощности. Для этого следует использовать избыточную реактивную мощность применяемых синхронных электродвигателей и предусматривать применение конденсаторных установок.

Реактивная мощность синхронных двигателей, используемых для компенсации, может быть определена по формуле [1]

 

, (4.9)

 

где Р_н - номинальная активная мощность синхронного двигателя, кВт;

β – κоэффициент загрузки двигателя (β= Р_ф/Р_н, Р_ф – фактически используемая активная мощность двигателя, кВт);

tgφ_н - значение тангенса угла φ_н, соответствующее номинальному значению сosφ_н.

В проекте допускается принимать β = 0,7 – 0,9, а сosφ_н = 0,9.

Методика более точного расчета реактивной мощности синхронного двигателя, используемой для компенсации приведена в [4].

Мощность синхронных двигателей (Q_с.д.), используемую для компенсации, помещают в таблицу со знаком ²-².

При выборе конденсаторных установок (КУ) необходимо определить места их установки и мощность.

При размещении КУ следует руководствоваться следующими положениями:

- КУ должны в максимальной степени разгружать систему электроснабжения от реактивной нагрузки;

- должна быть обеспечена высокая степень их использования.

КУ могут быть индивидуальные, групповые и централизованные. При индивидуальном размещении КУ, их подключают непосредственно к зажимам двигателей. При этом наилучшим образом разгружаются питающие линии, но степень использования их низкая. При размещении КУ на ЦПП, РП, РПП и др. (групповая установка) возрастает степень их использования, но отходящие линии не будут компенсированы от реактивной нагрузки. При централизованном размещении КУ достигается их максимальное использование, но не компенсируется реактивная энергия внутренней системы электроснабжения шахт.

Исходными данными для определения мощности КУ в системах электроснабжения с оплатой по двухставочному тарифу являются:

- максимальные расчетные (фактические) значения активной (Р_р, кВт) и реактивной нагрузок (Q_р, кВАр) в часы максимума нагрузки энергосистемы;

- оптимальное значение реактивной мощности, передаваемой из сетей энергосистемы в часы максимума активной нагрузки Q_э1, определяемое по формулам, кВАр:

 

_. , (4.10)

, (4.11)

 

где Q _с.м – реактивная мощность синхронных машин, используемая для компенсации реактивной нагрузки; а - расчетный коэффициент [4]. Приложение 6.

Значение Q_э1 принимают минимальным из двух определенных. Если режимы работы синхронных машин неизвестны, то может быть принято одно значение (Q_э1 = Q″_э1).

Мощность, которую нужно компенсировать определяют по формуле, кВАр:

_, (4.12)

 

В системах электроснабжения с оплатой по одноставочному тарифу эту мощность определяют по формуле:

,

 

При определении числа и мощности отдельных конденсаторных установок необходимо учитывать возможность получения максимального числа ступеней при регулировании мощности необходимой для компенсации. Поэтому мощности, принимаемых конденсаторных установок (Q_к.у) должны быть, как правило, разными, а суммарная мощность их равна:

 

.

 

Характеристика конденсаторных установок приведена в [1, 2] Приложение 7.

При определении места установки КУ следует особое внимание обратить на размещение их в шахте (на ЦПП, РПП-6 и др.), что позволит разгрузить кабели, прокладываемые по стволу и горным выработкам, от реактивной нагрузки и, следовательно, уменьшить число или сечение силовых жил кабелей, снизить в них потери напряжения и энергии. До установления норм по определению мощности КУ для подземных условий, рекомендуется принимать их мощность Q_к.у. = (0,6 - 0,8) Q_р

Полную расчетную мощность по РПП-6, ЦПП и ГПП определяют по формуле [1]:

, (4.13)

 

где K_Σ - коэффициент участия в максимуме нагрузки [1] Приложение 8.

На ГПП шахты устанавливают два трансформатора, мощность которых принимают такой, чтобы при отключении одного трансформатора, оставшийся обеспечивал питание потребителей Ι и ΙΙ κатегории по бесперебойности электроснабжения, во время ремонта или замены трансформатора. Ориентировочно мощность трансформатора ГПП может быть принята равной 65-75% от расчетной нагрузки по шахте:

_. .

 

Технические данные трансформатора приведены в [1] Приложение 9.

 

4.3 Выбор кабеля

 

При выполнении этого раздела проекта необходимо: выбрать марку кабеля, определить его длину и сечение силовых жил.

Марка кабеля определяется областью его применения, которая для кабелей, прокладываемых на поверхности шахт регламентирована "Правилами устройства электроустановок" (ПУЭ), а в шахте - ПБ.

Для передачи и распределения электроэнергии в шахте применяют следующие кабели:

· при прокладке по стволам, крутонаклонным (до 45º) и капитальным выработкам - бронированные экранированные с проволочной броней;

· при прокладке в горизонтальных и наклонных выработках (до 45º) - бронированные экранированные с ленточной броней;

· для присоединения КТП - бронированные экранированные повышенной гибкости;

· для присоединения РПП низшего напряжения - бронированные экранированные повышенной гибкости или гибкие экранированные;

· для присоединения передвижных машин - гибкие экранированные;

· для участков линии между ручным электросверлом и соединителем напряжения - особо гибкие экранированные;

· для присоединения выемочных машин на крутых пластах с применением кабелеподборщиков - гибкие экранированные повышенной прочности.

Характеристика кабелей, допущенных МакНИИ к применению в шахтах, приведена в Приложении 10.

При определении длины кабелей необходимо учитывать запас на провисание для бронированных кабелей (L_бр) - 5%, для гибких (L_г) - 10%:

 

,

,

 

где Σ L_выр. - суммарная длина выработок, по которым проложен кабель, м.

Сечение силовых жил кабеля выбирают: по длительно допустимому току нагрузки; механической прочности, экономической плотности тока и термической стойкости.

Сечение кабеля по длительно допустимому току нагрузки (I_дл, А) выбирают по условию:

, (4.16)

 

где К_п - поправочный коэффициент на температуру окружающей среды, определяемый в соответствии с ПУЭ (Приложение 11);

I_р. - расчетный ток нагрузки кабеля.

Расчетный ток нагрузки принимают по следующим условиям:

- кабелей, прокладываемых по стволу (I_р.ст.), таким, чтобы при повреждении одного кабеля остальные могли пропустить 100% нагрузки;

- кабелей для питания КТП:

, если , (4.17)

I_р.КТП = I_{н. вн,} если , (4.18)

 

где I_{ф. нн} , I_{н. вн} - соответственно фактический ток обмотки низшего напряжения и номинальный ток обмотки высшего напряжения, А;

К_т - коэффициент трансформации силового трансформатора;

- кабелей для питания отдельного потребителя:

 

, (4.19)

 

где ∑I_{н. i.} - сумма номинальных токов электроприемников присоединенных к кабелю. Для двигателей принимают номинальный ток соответствующий режиму его работы (S₁, S₂, S₄). При применении кабелеподборщиков с многослойной навивкой нагрузка на кабель должна быть снижена на 30% по сравнению с длительно допустимой;

- магистральных кабелей:

, (4.20)

 

где S_p - полная расчетная мощность, передаваемая по магистральному кабелю, определяется по формулам (4.1, 4.13), кВА;

U_н - номинальное напряжение, В.

При больших токах нагрузки, когда максимально возможное сечение кабеля не соответствует по нагреву рабочим током или по условиям подключения во вводные устройства электрооборудования, можно принимать два параллельно включенных кабеля или перераспределить нагрузку таким образом, чтобы принятый кабель соответствовал указанным условиям.

В первом случае суммарное сечение кабелей определяют по условию:

 

, (4.21)

 

Во втором случае необходимо определить полную мощность, передаваемую по кабелю по соответствующим формулам (4.1, 4.3, 4.5, 4.13), а расчетный ток по формуле (4.20).

По механической прочности рекомендуется принимать следующие минимальные сечения кабелей:

- высокого напряжения - 16мм²;

- магистральных низкого напряжения - 35 мм²;

- очистных и проходческих комбайнов - 25 мм²;

- отдельно установленных, периодически перемещаемых машин - 16 мм²;

- машин, аппаратов, установленных в откаточных выработках - 10 мм²;

- машин и аппаратов малой мощности в соответствии с диаметром кабельного ввода.

По экономической плотности тока (в соответствии с ПУЭ) выбирают кабели со сроком службы более 5 лет (стволовые, для РПП-6). Это сечение зависит от годового числа часов использования максимума нагрузки, материала жил и изоляции кабеля и определяется по формуле:

, (4.22)

 

где j_эк. - экономическая плотность тока, А/мм² [1]. Приложение 12.

При этом принимают ближайшее большее стандартное сечение.

Проверку сечения жил кабелей по термической стойкости можно проводить по табличным данным или аналитически. По табличным данным определяют предельно допустимый кратковременный ток (I_п, А) величина которого должна быть больше тока трехфазного короткого замыкания (I⁽³⁾_к.з., А) в начале кабеля, то есть:

.

 

Предельный ток для принятого сечения кабеля определяется длительно допустимой температурой нагрева изоляции кабеля и приведенным временем отключения, определяемого типом защитного аппарата [1]. Приложение 13.

Сечение жил кабеля по термической стойкости может быть определено также по формуле:

 

,

 

где I⁽³⁾_к.з. - ток трехфазного короткого замыкания в начале кабеля;

t_п - приведенное время отключения (Приложение 13.1);

K_bt - коэффициент, учитывающий предварительную нагрузку кабеля и температуру окружающей среды [1];

С - коэффициент, учитывающий конечную температуру нагрева жил при коротком замыкании и напряжение кабеля [1]. Приложение 14.

Проверку сечения жил кабеля по термической стойкости выполняют после расчета токов трехфазного короткого замыкания.

В пояснительной записке подробный расчет и выбор проводят: в высоковольтной сети только стволовых кабелей, а в низковольтной - одного магистрального и одного для питания электродвигателя. Данные о выборе остальных кабелей приводят в таблице 5 "Ведомость кабелей".

Окончательно выбранное сечение силовой жилы кабеля определяется как наибольшее стандартное из рассчитанных по различным критериям.

 

4.4 Расчет токов короткого замыкания

 

Выполняют расчет токов трехфазного и двухфазного короткого замыкания (к.з.).

Токи трехфазного к.з. (I⁽³⁾_к.з.max) определяют для проверки коммутационных аппаратов по отключающей способности и кабелей по термической стойкости по формуле:

 

, (4.23)

 

где U_x - напряжение холостого хода трансформатора, В;

Z_ф.- полное сопротивление одной фазы сети от источника питания до места к.з., Ом.

При этом расчетные параметры должны позволять определить максимальное значение токов к.з. на зажимах проверяемых аппаратов или в начале кабеля.

Токи двухфазных к.з. (I⁽²⁾_к.з.min) определяют для проверки надежности отключения поврежденной электрической сети максимальной токовой защитой. Расчеты токов двухфазного к.з. выполняют при параметрах сети, позволяющих определить их минимальное значение на зажимах наиболее электрически удаленного потребителя по формуле:

 

, (4.24)

 

Расчеты должны быть выполнены в соответствии с рекомендациями, приведенными для сети 6кВ в ПТЭУ, а для сети напряжением до 1140В - в ПБ.

Результаты расчетов приводят в таблице 6.