Метод коэффициента спроса. При определении расчетной нагрузки по любому методу составляется таблица

При определении расчетной нагрузки по любому методу составляется таблица потребителей фабрики [прил. А, таблица. А.1], в которой все намеченные к установке электроприемники группируют по технологическим процессам (отсадка, тяжелосредное обогащение, флотация, погрузка угля и т.д.), по цехам (котельная, механическая мастерская и т.д.), по напряжению (0,38; 0,66; 1,14 и 6 кВ) и местоположению.

Определяют суммарные установленные мощности внутри групп (общую и рабочую) по технологическим процессам, цехам и принятому для соответствующих групп напряжению.

Определяют активные, реактивные и полные нагрузки по группам технологических процессов, а также суммарные нагрузки по группам электроприемников с одинаковым напряжением. Кроме того для всех потребителей указывают категорию по бесперебойности электроснабжения.

Расчетная мощность определяется по формулам:

Р_р=К_с×Р_ном;

Q_р=Р_р×tgj.

Значения коэффициентов спроса К_с и мощности cosj [3,c.224]

Нагрузку электродвигателей напряжением 6 кВ и электродвигателей напряжением 0,38; 0,66 кВ, выбор мощности которых определяются расчетом, принимается равной расчетной мощности.

При расчете электрических нагрузок на подстанциях водоотлива следует учитывать рабочие и резервные насосные агрегаты [4, п. 6.3.4, с.134].

Суммарные активные и реактивные нагрузки подстанций определяют с учетом коэффициента совмещения максимумов (коэффициент участия в максимуме нагрузки k_å), приведенных в [3, с. 50, таблица 4.7].

Р_рå=k_ååР_рi.

Разрабатывают технико-экономические мероприятия по компенсации реактивной мощности по подстанциям.

Производят выбор мощности и числа силовых трансформаторов на подстанциях.

Устанавливают суммарную расчетную нагрузку обогатительной фабрики на шинах 6(10) и 35(110) кВ главных понизительных подстанций (ГПП) с учетом совмещения максимумов нагрузки.

Определяют годовой и удельный расходы электроэнергии по обогатительной фабрики.

На основании схемы электроснабжения фабрики составляем сводную таблицу электропотребителей.

Таблица 1.1

Сводная таблица электропотребителей ЦОФ

Группа электро приемников	Тип двигателя	Тип установки	Номинальная мощность, Р н, кВт	Коэффициент спроса, К с	Коэффициент мощности, cos j	Коэффициент реактивной мощности, tg j	Расчетная мощность
Активная Р р = kс ×Р н, кВт	Реактивная Q p =P p tg j, кВАр
Рабочая	резервная	общая
Электроприемники РУ – 6 кВ №1
Конвейерный привод 6 - П - 37	Асинхронный	Эл. двигатель		-		0,75	0,96	0,88
Конвейерный привод 6 -П - 38	Асинхронный	Эл. двигатель		-		0,75	0,96	0,88
Конвейерный привод 6 - П - 70	Асинхронный	Эл. двигатель		-		0,75	0,96	0,88
Конвейерный привод 6 - П - 71	Асинхронный	Эл. двигатель		-		0,75	0,96	0,88
Привод вакуум-насоса 6 – Д- 512 -1с	синхронный	Эл. двигатель		-		0,75	0,96	0,88
Привод вакуум-насоса 6 –Д – 512 – 3с	синхронный	Эл. двигатель		-		0,75	0,96	0,88
Привод вакуум-насоса 6 –Д – 512 – 4с	синхронный	Эл. двигатель		-		0,75	0,96	0,88
Трансформатор Т -11	-	трансформатор		-		0,75	0,96	0,88
Трансформатор Т -12	-	трансформатор				0,75	0,96	0,88
Трансформатор Т -21	-	трансформатор		-		0,75	0,96	0,88
Трансформатор Т -22	-	трансформатор				0,75	0,96	0,88
Общая мощность РУ -1				-
Электроприемники РУ – 6 кВ №2
Привод вакуум-насоса 6 – Д- 512 -1с	синхронный	Эл. двигатель		-		0,75	0,96	0,88
Привод вакуум-насоса 6 –Д – 512 – 2с	синхронный	Эл. двигатель		-		0,75	0,96	0,88
Привод вакуум-насоса 6 –Д – 512 – 3с	синхронный	Эл. двигатель		-		0,75	0,96	0,88
Привод вакуум-насоса 6 –Д – 512 – 4с	синхронный	Эл. двигатель		-		0,75	0,96	0,88
Трансформатор Т -31	-	трансформатор		-		0,75	0,96	0,88
Трансформатор Т -32	-	трансформатор				0,75	0,96	0,88
Трансформатор Т -41	-	трансформатор		-		0,75	0,96	0,88
Трансформатор Т -42	-	трансформатор				0,75	0,96	0,88
Трансформатор Т -51	-	трансформатор		-		0,75	0,96	0,88
Трансформатор Т -52	-	трансформатор				0,75	0,96	0,88
Трансформатор Т - 101	-	трансформатор		-		0,75	0,96	0,88
Трансформатор Т - 102	-	трансформатор	-			0,75	0,96	0,88
Общая мощность РУ - 2				-
Электроприемники РУ – 6 кВ №3
Дымосос 6 – Д - 1	Асинхронный	Эл. двигатель		-		0,75	0,96	0,88
Дымосос 6 – Д – 2	Асинхронный	Эл. двигатель		-		0,75	0,96	0,88
Дымосос 6 – Д – 3	Асинхронный	Эл. двигатель		-		0,75	0,96	0,88
Дымосос 6 – Д – 4	Асинхронный	Эл. двигатель		-		0,75	0,96	0,88
Дымосос 6 – Д – 5	Асинхронный	Эл. двигатель		-		0,75	0,96	0,88
Трансформатор Т - 13	-	трансформатор		-		0,75	0,96	0,88
Трансформатор Т - 61	-	трансформатор		-		0,75	0,96	0,88
Трансформатор Т - 62	-	трансформатор				0,75	0,96	0,88
Трансформатор Т - 61	-	трансформатор		-		0,75	0,96	0,88
Трансформатор Т - 72	-	трансформатор				0,75	0,96	0,88
Трансформатор Т - 81	-	трансформатор		-		0,75	0,96	0,88
Трансформатор Т - 82	-	трансформатор				0,75	0,96	0,88
Трансформатор Т - 91	-	трансформатор		-		0,75	0,96	0,88
Трансформатор Т - 92	-	трансформатор				0,75	0,96	0,88
Общая мощность РУ - 3				-
Электроприемники РУ – 6 кВ №4
Насос 6 – Д - 890	Асинхронный	Эл. двигатель		-		0,75	0,96	0,88
Насос 6 – Д - 891	Асинхронный	Эл. двигатель		-		0,75	0,96	0,88
Насос 6 – Д - 892	Асинхронный	Эл. двигатель		-		0,75	0,96	0,88
Углесос 6 – Д – У- 1	Асинхронный	Эл. двигатель				0,75	0,96	0,88
Углесос 6 – Д – У- 2	Асинхронный	Эл. двигатель				0,75	0,96	0,88
Углесос 6 – Д – У- 2	Асинхронный	Эл. двигатель				0,75	0,96	0,88
Общая мощность РУ - 4				-
Электромеханический цех
Эл. цех	-	-		-		0,75	0,96	0,88
Общая мощность эл. цеха		-		-
Гидроотвал
Скважина №1	-	-		-		0,75	0,96	0,88
Скважина №2	-	-		-		0,75	0,96	0,88
Скважина №3	-	-		-		0,75	0,96	0,88
Станция освет. воды	-	-		-		0,75	0,96	0,88
Отвал породы	-	-		-		0,75	0,96	0,88
П/ст дамбы	-	-		-		0,75	0,96	0,88
Общая мощность гидроотвала		-		-
Суммарная Мощность Общая	-	-				-

3.Расчет воздушной линии 110кВ

Расчетный ток определяется по формуле:

где P_н–мощность подстанции или одиночного высоковольтного двигателя, кВт;

n –количество вводов подстанции.

.

Определяем сечение провода по экономической плотности тока.

Под экономической плотностью тока понимается такая плот­ность тока, которая соответствует минимуму приведенных годовых затрат.

В соответствии с ПУЭ (п. 1.3.25) по экономической плотности тока не производят расчет сетей напряжением до 1кВ при длитель­ности использования максимума нагрузки до 5000 часов в год; шин и ответвлений к отдельным электроприемникам напряжением до 1кВ; временных сетей напряжением выше 1кВ (со сроком службы 3–5 лет), к которым относятся и распределительные сети ОФ напряжением 6 кВ.

Где jэк=1,1А/мм2 (для ОФ число часов использования максимума активной нагрузки Tм=4800часов) [3, с. 86].

По таблице 4 [3, с. 54]. выбираем провод АС-70/11 с длительно допустимым током 265А. ОФ питается по 2м одноцепным линиям.

4.Расчет кабельной линии 6 кВ от шин подстанции до вводных ячеек

А) РУ-6кВ №4. Рн=5932кВт(из таблицы 1.1 Ррасч), cosφ=0.96

.

Выбираем сдвоенные кабельные линии марки СБГ-6 с сечением 3*120мм2 с длительно допустимым током 340 А каждая. Таким образом для, питания РУ -1 выбираются 2 сдвоенных кабельных линии с общим током 680 А. [3,c.54]

5.Расчет потерь напряжения в воздушной и кабельной линии

5.1. Расчет потери напряжения в воздушной линии 110кВ ,В

где - расчетный ток в линии,А

и - активное и индуктивное сопротивление линии, Ом

= , = , где – длина линии.

= 0,46·5= 2,3Ом [4,c.76]

= 0,37·5=1,85Ом [4,c.68]

В

Нормальная работа может быть обеспечена, если потери напряжения в высоковольтном кабеле не превышает 2,5% от Uном.[3,c.172]

При 110кВт потери = 2,5 % - 2,7кВ

5.2. Потери напряжения в кабельной линии ,В при = 0,7 км

= 0,153 0,7=0,11Ом

= 0,076·0,7=0,05Ом

В

Нормальная работа может быть обеспечена, если потери напряжения в высоковольтном кабеле не превышает 2,5% от Uном.(при 6кВ =162В)

6 ВЫБОР СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ

ПОДСТАНЦИЙ

В настоящее время при проектировании электроснабжения обогатительной фабрики рекомендуется применять схемы с обособленным питанием. Поэтому при выборе силовых трансформаторов ГПП предпочтение следует отдавать трехобмоточным трансформаторам типа ТДТНШ и двухобмоточным трансформаторам с расщеплен­ной обмоткой типа ТРДН.

Для обеспечения бесперебойности в электроснабжении ГПП следует выполнять сети электропитания двухтрансформаторными, причем каждый трансформатор должен покрывать нагрузку электропотребителей ОФ, с учетом перегрузки, определяемой «Правилами техниче­ской эксплуатации и безопасности обслуживания электроустановок промышленных предприятий», в часы максимума нагрузки (за ис­ключением нагрузки электропотребителей II и III категории, от­ключение которых не повлечет за собой опасности для жизни рабо­чих, простоев технологического цикла и материального ущерба).

Мощность, МВ×А, каждого силового трансформатора опреде­ляется по формуле, согласно

где Р_м –расчетный максимум нагрузки, МВт;

k_n –перегрузочная способность трансформатора;

cosφ –средневзвешенный коэффициент мощности.

Перегрузочная способность трансформатора k_n изменяется в пределах 0,98¸1,28 в зависимости от продолжительности максиму­ма нагрузки и коэффициента заполнения графика нагрузки.

выбирается Sиз таблицы 6.1

Таблица 6.1–Техническая характеристика трансформаторов

Вариант	Sном.т, кВ×А	Р хх, кВт	Р К3, кВт	U К3, %	ixx, %
	1.ТДН-16000/110				10,5	0,85

DР¢_Т –приведенные потери активной мощности трансформатора, кВт;

Т_г –число часов работы трансформатора в год [8, с.295, таблица 4–14]

DР¢_m=DР¢_хх+b²×DР¢_кз,

где DР¢ _хх –приведенные потери мощности холостого хода, кВт;

b –коэффициент загрузки трансформатора, равный отношению фактической нагрузки трансформатора к его номинальной мощности;

DР¢_кз– приведенные потери мощности короткого замыкания (КЗ), кВт.

Коэффициент загрузки трансформатора определяется по выражению

b=S_m /S_ном.т.

b1= 31/32=0,92

b2= 31/50=0,62

Приведенные потери мощности короткого замыкания

DР¢_кз=DР_кз+К_ип×DQ_кз,

DР¢_кз= 90+0,02×3360=157,2кВт

где DР_кз –номинальные потери мощности в обмотках трансформатора, кВт (таблица 4.1);

DQ_кз –реактивная мощность, потребляемая трансформатором при полной нагрузке, кВАр.

DQ_кз=S_ном.т×U_кз,%/100,

DQ_кз= 32000×10,5/100=3360кВАр

где U_кз –напряжение КЗ, % (таблица 4.1)

DР¢_хх=DР_хх+К_ип×DQ_хх,

DР¢_хх= 21 +0,02×272=32кВт

где DР_хх –номинальные активные потери мощности в сети, кВт (таблица 6.1);

К_ип –коэффициент повышения потерь, задается энер­госистемой для +принимается равным 0,02 кВт/кВАр для трансформаторов, присоединенных непосредственно к шинам подстанции, и К_ип = 0,1¸0,15 для трансформаторов питающихся от районных сетей /5, с.86/;

DQ_хх –постоянная составляющая потерь реактивной мощности, кВАр.

DQ_хх=S_ном.m×i_xx,% /100

DQ_хх= 32000×0,85 /100=272кВАр

где i_xx – ток холостого хода, % (таблица 4.1)

6.1 Определение потерь в трансформаторе

Определение потерь активной (кВт∙ч) и реактивной (кВАр∙ч) энергии в трансформаторе

DW_{a т} =DР_хх×T _п +b²×DР_кз× T_р;

DW_aт=21×5000+0,92²×157,2× 4600=717047кВт×ч в год= 119 кВт∙ч

DW_{р т} =DQ_хх×T _п +b²×DР_кз× T_р,

DW_рт=272×5000+0,92²×157,2× 4600=1972048 кВАр∙ч в год= 328 кВАр∙ч

где T _п–полное число часов присоединения трансформатора к сети, ч

T _{п =} 5000 час в год.[2. c. 52 табл.4.10]

Т _р –число часов работы трансформатора под нагрузкой за расчет-

ный период, ч. Т_р= T_п × b =5000×0,92=4600ч в год

С точки зрения технико-экономического обоснования каждый трансформатор в нормальном режиме работы должен быть загру­жен не менее, чем на 70% от номинальной мощности. Техническая характеристика трансформатора представлена в таблице 6.1.

По результатам расчета к установке принимаем 2 трансформатора ТДН-16000/110.

7 РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ

Расчет токов короткого замыкания (КЗ) необходим для правильного выбора и проверки элементов системы электроснабжения и параметров релейной защиты.

При расчете определяют токи трехфазного и двухфазного ко­роткого замыкания (сверхпереходный, ударный, установившейся) и установившееся значение мощности короткого замыкания.

Расчет токов КЗ ведут в следующей последовательности:

1. Составляется полная расчетная схема.

2. Составляется схема замещения, на которой все эле­менты системы электроснабжения заменяются соответствую­щими сопротивлениями в относительных единицах.

3. Выбираются расчетные точки КЗ.

4. Выбирается базисная мощность, базисное напряже­ние и по ним определяется базисный ток для каждой ступени трансформации.

5. Сопротивления всех элементов схемы приводятся к базисной мощности.

6. Упрощается схема замещения заменой последова­тельно, параллельно или смешанно включенных сопротивлений одним эквивалентным, преобразуя при этом, если необходимо, треугольник в эквивалентную звезду и наоборот.

7. Заменяются, если необходимо, два или несколько источников питания одним эквивалентным.

8. Определяется расчетное полное сопротивление до точки КЗ.

9. Для рассматриваемых точек КЗ определяются:

· сверхпереходный ток КЗ;

· ударный ток КЗ;

· мощность КЗ.

7.1.Вычисление силы тока и мощности при ко­ротких

замыканиях

Расчет токов короткого замыкания (КЗ) ведется в относитель­ных единицах. Как правило, за базисные величины принимают мощность S_б и напряжение U_б.

За базисную мощность может быть принята любая величина, но проще для расчетов принимать величину кратную 10, т.е. 1, 10, 100 и 1000 МВт.

За базисное напряжение принимается напряжение рассматри­ваемой ступени трансформации, т.е. 6,3 (6,6); 10,5; 37,5; 115; 230 кВ.

В соответствии с принятыми базисными величинами для рас­сматриваемой ступени трансформации определяется величина ба­зисного тока, кА.

8кА

Выражения сопротивления элементов схемы электроснабжения в относительных и именованных единицах приведены в /приложение А, таблица А.9/.

Примечания: 1. Величина –сопротивление элемента, выраженное в относительных единицах, при номинальных базисных условиях; –сопротивление элемента, выраженное в относительных единицах, при базисных условиях.

2. Приведены выражения для перевода сопротивлений в именованные или относительные единицы при не учете действительных коэффициентов трансформации (используются средние номинальные напряжения соответствующих ступеней).

Для каждой точки КЗ определяется полное суммарное сопротивление короткозамкнутой цепи в относительных единицах по формуле

,

=

0,153

=2,2

=1,75

+

+ = 2,68

где r_*Σi, x_*Σi –соответственно сумма относительных значений активных и индуктивных сопротивлений всех элементов сети, по которым проходит ток КЗ.

В условиях Кузбасса обогатительные фабрики получают питание от энергосис­темы, мощность которой относительно возможной мощности КЗ на вводе ГПП обогатительной фабрики можно считать бесконечной (неограниченной). Исходя из этого, сверхпереходный ток короткого замыкания в рас­сматриваемых точках КЗ определится как

16кА

192кА

43кА

54кА

35кА

кА;

кА;

кА;

кА;

кА.

Ударный ток КЗ определяется как

,

,

где k_y –ударный коэффициент, определяемый для каждой точки КЗ, определяется аналитически либо по графику [2, с. 86].

Мощность короткого замыкания для каждой точки КЗ определяется как

208 МВА

200 МВА

45,4 МВА

57,1 МВА

37,8 МВА

7.2 Проверка кабельных линий по току короткого замыкания

Проверка проводов воздушной линии электропередач прово­дится по току КЗ только в исключительных случаях, так как в обычных условиях работы сети исправные провода без опасных последствий выдерживают максимально возможные токи КЗ.

Проверка кабелей по термической стойкости осуществляется в целях обеспечения пожаробезопасности кабелей при дуговых КЗ посредством выбранных защитных аппаратов с заданным быстро­действием отключения максимальных токов трехфазного КЗ. Про­верка производится исходя из условия

где I_п –предельно допустимый кратковременный ток КЗ в ка­беле;

–установившееся значение тока трехфазного КЗ в на­чале проверяемого кабеля.

Предельно допустимый кратковременный ток КЗ в кабеле определяется по формуле

I_п=С×F/t_п,

I₁=114×120/0,2=68кА

где С –коэффициент, учитывающий конечную температуру нагрева жил при КЗ, С=129 А×мм^-1×с^1/2 –для кабелей с медными жилами с бумажной изоляцией на напряжение 6 кВ, С=115А×мм^-1×с^1/2 –для кабелей с поливинилхлоридной изоляцией;

F –выбранное сечение жилы кабеля, мм²

t_п– приведенное время отключения, t_п=0,2с –для выключателей, установленных в КРУ общепромышленного применения.

Если проверяемый кабель не удовлетворяет условиям термиче­ской стойкости, следует принять другой кабель с достаточной тер­мической стойкостью.

Сечение, полученное по допустимому нагреву и потере напря­жения F, должно быть больше минимального сечения F_min, которое допускается по условию кратковременного превышения температу­ры нагрева током КЗ, оно находится из условия стойкости току КЗ

где –установившийся ток КЗ, А;

t _п–приведенное время протекания КЗ, равняется сумме приведенного времени периодического и апериодического, с;

с –коэффициент, зависящий от максимально-допустимой и начальной температуры кабеля [приложение А, таблица А.3].

8 КОМПЕНСАЦИЯ РЕАКТИВНОЙ МОЩНО­СТИ

Потребителями реактивной мощности являются асинхронные двигатели, силовые трансформаторы, преобразователи, реакторы, электрические сети и синхронные двигатели, работающие с недовозбуждением. Передача реактивной мощности по системе электроснабжения от электростанции до потребителя приводит к ряду отрицательных последствий:

· загружаются все элементы системы электроснабжения ре­активной мощностью, снижая тем самым пропускную способ­ность системы (генераторы, трансформаторы, линии и т. д.);

· передача реактивной мощности вызывает дополнительные потери мощности в линиях и других элементах системы;

· вызывает дополнительные потери напряжения в элементах сети.

В связи с тем, что средневзвешенный коэффициент мощности на фабрике равен 0,96 - компенсирующие устройства не рассчитываются.

9 Определение потерь мощности и электроэнергии

В практических расчетах потери мощности и энергии в воз­душных и кабельных линиях учитываются при выборе рациональ­ных схем электроснабжения и оптимальной величины напряжения. При определении электрических нагрузок потери в этих элементах сети не определяются, так как они учтены числовыми значениями коэффициента спроса. При выполнении курсовой работы для ана­лиза следует ограничиться определением потерь энергии в ВЛ и в силовых трансформаторах ГПП.

Потери активной мощности в ВЛ на передачу активной на­грузки предприятия, кВт, определяется как:

где n– число цепей ВЛ 2;

r_л –активное сопротивление ВЛ, Ом;

U_н– номинальное напряжение линии, 110кВ.

158кВт.

Потери активной мощности в линии на передачу реактивной мощности, потребляемой предприятием, кВт, определяются:

где Q_Σр –суммарная реактивная нагрузка, передаваемая по этой линии, кВАр.

Суммарная реактивная нагрузка определяется по формуле:

Q_Σр = Р_Σр×tgφ_к= ×0,26=7516 кВАр.

кВт.

Суммарные потери активной мощности на передачу активной и реактивной нагрузки обогатительной фабрики определяются как:

DW_а=(DP_а+DР_р)×t,

где t –число часов использования максимума активных потерь, зависящее от числа часов использования максимума нагрузки Т_м.а и cosφ, принимается по [3, с.57, рис. 4.4]. t = 2200ч

DW_а=( 158 +10)×2200=369МВт/год,

10 ИСТОЧНИКИ ОПЕРАТИВНОГО ТОКА

Для питания постоянным током оперативных цепей высоко­вольтного оборудования подстанций применяются аккумуляторные установки:

· на подстанциях 110–220 кВ со сборными шинами;

· на подстанциях 35–220 кВ без сборных шин с масляными вы­ключателями с электромагнитным приводом.

В качестве источников постоянного оперативного тока приме­няются свинцово-кислотные аккумуляторные батареи из аккумуля­торов типа СК. В качестве зарядно-подзарядных устройств для аккумуляторных батарей типа СК применяют выпрямительные агре­гаты типа ВАЗП-380/260-40/80 с автоматической стабилизацией напряжения и естественным охлаждением.

Переменный оперативный ток–система питания оперативных цепей, при которой в качестве основных источников питания используются измерительные трансформаторы тока защищаемых присоединений, измерительные трансформаторы напряжения, трансформаторы собственных нужд.

В качестве дополнительных источников питания импульсного действия используются предварительно заряженные конденсаторы.

Выпрямленный оперативный ток–система питания оператив­ных цепей переменным током, в которой переменный ток преобра­зуется в постоянный (выпрямленный) с помощью блоков питания и выпрямительных силовых устройств.

Для выпрямления переменного тока используются:

· блоки питания токовые;

· блоки питания напряжения.

Токовые блоки включаются в цепи трансформаторов тока и яв­ляются и являются источниками питания только в режиме КЗ, когда ток в цепи оказывается достаточным для работы оперативных це­пей мощности на выходе блока.

Блоки напряжения подключаются к трансформаторам напря­жения или собственных нужд и являются источниками питания в режимах, когда обеспечен достаточно высокий уровень напряже­ния.

Блок питания выбирают по максимальной мощности (мини­мальному сопротивлению) нагрузки, необходимой для надежной работы реле и электромагнитов отключения.

На подстанциях без выключателей на стороне высшего напря­жения и при наличии на этой стороне трансформаторов напряжения питание оперативных цепей может осуществляться только от бло­ков напряжения БПНС-2.

Номинальное выходное напряжение рекомендуется 220 В, так как на это напряжение в основном рассчитаны применяемые типо­вые схемы управления, защиты и сигнализации. Минимальное на­пряжение на выходе блока при нагрузке должно быть не ниже 80% номинального.

Для выпрямления переменного тока используются:

· БПНС-2–блок питания стабилизированный совместно токовым типа БПН-1002;

· БП-1002–блок питания нестабилизированный (типов БПН-1002 и БПТ-1002) предназначаются для питания выпрям­ленным током аппаратуры релейной защиты, сигнализации и управления, выполненной на номинальное напряжение и имеющей номинальную мощность до 155 Вт в кратковре­менном режиме. Токовые блоки питания БПТ-1002 вклю­чаются на комплекты трансформаторов тока, использование которых для других целей не допускается;

· БПЗ-401 и БПЗ-402–блок питания нестабилизированный.

· Применяется для заряда конденсаторов, использующиеся для отключения отделителей, выключения короткозамыкателей, отключения выключателей 35–110 кВ при недоста­точной мощности блока питания.

· Смешанная система оперативного тока–система питания опе­ративных цепей, при которой используются разные системы опера­тивного тока (постоянный и выпрямленный, переменный и вы­прямленный). Применяется на подстанциях:

· 35/6(10) кВ с масляными выключателями 35 кВ;

· 35–220/6(10) кВ и 110–220/35/6(10) кВ без выключа­телей на стороне высшего напряжения, выключатели на стороне низшего напряжения оснащаются электромагнитным приводом.

Смешанная система постоянного и выпрямленного оператив­ного тока применяется для уменьшения емкости аккумуляторной батареи за счет применения силовых выпрямленных устройств для питания цепей электромагнитов включения масляных выключате­лей.

Смешанная система переменного и выпрямленного оператив­ного тока применяется:

· для подстанций с переменным оперативным током при ус­тановке на вводах питания выключателей с электромагнитным приводом;

· для подстанций 35–220 кВ без выключателей на стороне высшего напряжения, когда не обеспечивается надежная работа защит от блоков питания при трехфазных КЗ на стороне средне­го или низшего напряжения.

11 ВЫБОР ОБОРУДОВАНИЯ ГПП

Проектирование подстанций выполняют по типовым проектам, которые предусматривают для ГПП обогатительных фабрик открытую установку ос­новных понижающих трансформаторов 110–35/6 кВ, сооружение открытого распределительного устройства 110–35 кВ и закрытого распределительного устройства 6 кВ с максимальным использова­нием комплектного оборудования. Схемы коммутации ГПП долж­ны, как правило, проектироваться без сборных шин и без масляных выключателей на первичном напряжении 35–110 кВ с применением отделителей и короткозамыкателей. Применение схем коммутации ГПП с вакуумными выключателями на стороне высшего напряжения должно быть обоснованно.

Оборудование ГПП должно предусматриваться с учетом раз­вития предприятия в перспективе на 10–20 лет.

11.1 Выбор и проверка трансформаторов напряжения

Выбор трансформаторов напряжения производят по роду уста­новки (для подключения счетчиков, для контроля сопротивления изоляции или для питания оперативных цепей).

К установке принимаем НАМИ-10.

11.2 Выбор разъединителей, выключателей и

короткозамыкателей

В соответствии с принятой схемой внешних соединений ГПП выбираются разъединители, отделители, короткозамыкатели, а если необходимо, то и выключатели. Выбор разъединителей и отделите­лей производится по условиям работы (для наружной или внутрен­ней установки), по номинальному напряжению и длительному но­минальному току, а в режиме короткого замыкания проверяются на динамическую и термическую устойчивость. Короткозамыкатели выбирают аналогично за исключением выбора по длительному но­минальному току.

Номинальное напряжение:

U_ном ≥ U_ном.у,

где U_ном –номинальное напряжение выключателя, кВ;

U_ном.у –номинальное напряжение установки, 6 кВ.

10≥6.

Номинальный длительный ток:

I_ном ≥ I_р.у,

где I_ном –номинальный ток выключателя, А;

I_р.у –рабочий ток установки, А.

630≥168.

Номинальный ток отключения:

,

где I _ном.о –номинальный ток отключения выбранного выключателя,кА;

–расчетное значение тока трехфазного КЗ в момент времени отключения t_р.о..

20>13,7.

Номинальная мощность отключения:

где S_ном.о –номинальная мощность отключения, тыс. кВ×А;

–расчетное значение мощности КЗ в момент времени отключения t_р.о..

250>208МВА.

t_р.о = t_в + t_з,

где t_в –собственное время выключателя 0,03;

t_з –минимальное время действия защиты, t_з =0,02¸0,05с.

t_р.о =0,03+0,03=0,06.

При отсутствии специальных данных за расчетное время отключения для небыстродействующих выключателей принимают t_р.о =0,1с.

Ток термической стойкости:

где t_ном.т.у –время, к которому отнесен ток I_ном.т.у, принимаемое для выключателей отечественного производства 5 и 10 с.

.

Выбираем выключатель ВВТЭ-10-10/630У2 и разъединитель РНДЗ-10-1-110/630 Т1

11.3 Выбор разрядников

Перенапряжением называют повышение напряжения до вели­чины, опасной для изоляции электроустановки, рассчитанной на рабочее напряжение. Перенапряжения в электроустановках можно поделить на две группы: внутренние и внешние (атмосферные).

Внутренние перенапряжения возникают при различного рода коммутациях в нормальных эксплуатационных условиях, связан­ных с возникновением и ликвидацией аварийных режимов и по­вреждений в электрической системе. Внутренние перенапряжения характеризуются кратностью

К=U_max/U_ном.

К=10/6

В энергосистемах России с учетом возможных уровней перенапряжения и технико-экономических характеристик линий электропередачи приняты допустимые кратности, приведенные в таблице 9.1.

Таблица 9.1–Допустимые кратности перенапряжения

Uном
К	5,2	4,6	4,25	4,25	3,8	3,2				2,5	2,2	1,8

Разрядники выбираются по номинальному напряжению сети и их назначению [9, с.84, таблица 8.14; приложение 4, с.58, таблица 4.1]

Для защиты системы шин на стороне 6кВ предусмотрены разрядники ОПН -110

11.4 Выбор ячеек КРУ

К установке принимаем ячейку КСО -292 с вакуумным выключателем ВВТП-10-20/630 УХЛ2.

ВЫВОДЫ

В ходе выполнения курсовой работы выполнено следующее:

1.Расчет и выбор силовых трансформаторов;

К установке приняты - ТДН -16000

2.Расчет и выбор воздушных и кабельных линий

К установке для воздушной линии 110кВ принят провод АС-70/11 с длительно допустимым током 265А; для кабельной линии 6 кВ сдвоенные кабельные линии марки СБГ-6 с сечением 3*120мм2 с длительно допустимым током 340 А, каждая.

3. Рассчитаны 3х фазные токи КЗ, ударные токи и мощность короткого замыкания в 5 точках КЗ

4. Выбор и расчет вспомогательного электрооборудования (разрядников, короткозамыкатели, ячейки КРУ). К установке принимаем трансформатор напряжения НАМИ-10; для защиты системы шин на стороне 6кВ принимаем к установке разрядники ОПН -110; выключатель ВВТЭ-10-10/630У2 и разъединитель РНДЗ-10-1-110/630 Т1.

Дата добавления: 2015-07-16