Часов в год

8760 часов в год

2.Выбор схемы эл.снабжения

Для питания горно-обогатительного комбината с максимальной нагрузкой 19.5 МВ*А принимаем глубокий ввод – это подвод эл.энергии высокого напряжения как можно ближе к потребителю при этом достигается экономия капитальных вложений до 20% и снижается потеря эл.энергии до 10%, уменьшаются токи короткого замыкания и повышается надежность эл.снабжения. Для питания ввода выбираем две воздушные линии электропередач, так как они дешевле кабельных линий, удобны для осмотра и ремонта. Система шин РУ вторичного напряжения 10 кВ одинарная, секционированная по числу силовых трансформаторов. Для обеспечения надежности схемы эл.снабжения принимаем схему с двумя трансформаторами, так как в случае аварии или ремонта на одном из трансформаторов потребители будут получать питание от оставшегося в работе трансформатора. Так же для обеспечения надежности схемы электроснабжения принимаем схему с выключателями на стороне высшего напряжения с двумя перемычками. Перемычки обеспечивают гибкость и надежность схемы электроснабжения. В случае аварии на одной из Л.Э.П. ее отключают с двух сторон, замыкают соответствующие перемычки и тогда трансформаторы получают питание по оставшейся в работе Л.Э.П. В результате включения перемычек потребители бесперебойно получают электроэнергию. Мощность трансформаторов и сечение проводов выбирают так, чтобы в нормальном режиме работы они были загружены на 80 - 90%, а при возможном отключении одной из линии или трансформатора, оставшиеся в работе, хотя и с допустимой перегрузкой обеспечивали бесперебойную работу предприятия. На вводе установлены: разьеденитель, выключатель, вентильные разрядники, заземляющие разьеденители и выключатели перемычек. Режим работы линии и трансформаторов раздельный и соответственно характер резерва будет неявный. Согласно произведенному выбору схемы электроснабжения строим данную схему.

Схема ГПП представлена на рисунке 2.1.

Для повышения cosгорно-обогатительного комбината с cos =0,83 до cos=0,95 необходимо выбрать компенсирующее устройство.

3.1 Определяем мощность компенсирующего устройства:

Q=P*(tg- tg) (3.1)

tg= 0,6 при cos =0,83

tg = 0,3 при cos=0,95 – требуемый cos.

Q= 16200* (0,6-0,3) = 4860 квар

Где Q- мощность компенсирующего устройства

3.2 Принимаем конденсаторную батарею типа УК-10Н-1800П в количестве трех штук мощность батареи 1800 квар и суммарной мощностью 5400 квар.

3. Компенсация реактивной мощности

3.3 Рассчитываем значение полной мощности, после установки компенсирующего устройства (конденсаторной батареи):

S’ =  (3.2)

S’ = =17118 кВ*А

Рис.2.1 Принципиальная схема ГПП

3.4 Определяем cos после установки батареи конденсаторов:

cos=  (3.3)

cos= 16200/17118 = 0,95

Мощность конденсаторов в одном элементе составляет 25-100 квар. Обычно включаются в сеть трехфазного тока по схеме треугольника.

Достоинства:

- малые потери активной мощности (0,0025-0,005 кВт/квар);

- простота эксплуатации (нет вращающихся частей);

- простота производства монтажных работ (малая масса, не требуется фундамент);

- для установки конденсаторов можно использовать любое сухое помещение.

Недостатки:

- мощность батареи пропорциональна квадрату напряжения. Эта зависимость неблагоприятна, так как при понижении напряжения в сети потребность в реактивной мощности увеличивается, что отрицательно сказывается на устойчивости энергосистемы;

- чувствительность к искажениям питающего напряжения;

- недостаточная прочность, особенно при К.З. и перенапряжениях;

- пожароопасность, наличие остаточного заряда

4.Выбор силовых трансформаторов

Количество трансформаторов на подстанции и их мощность должны удовлетворять условию надежности электроснабжения, минимальным капитальным затратам и наиболее экономичному режиму загрузки трансформатора. Для потребителей первой и второй категории наибольшее распространение получили двухтрансформаторные подстанции с неявным резервом и раздельной работой трансформаторов.

Мощность трансформаторов выбирается так, чтобы в нормальном режиме трансформаторы имели загрузку, при которой потери минимальны. При этом капитальные затраты должны быть минимальными, а при выходе одного из трансформаторов из строя второй обеспечил бы нормальную работу потребителей при условии перегрузки его в пределах, допускаемых ПУЭ. При неравномерном графике нагрузки допускается перегрузка трансформаторов в часы максимума, но не более величины, определяемой по “Кривым кратностей допустимых перегрузок силовых трансформаторов“ ([7], рис.3, стр.9). В послеаварийном периоде допускается перегрузка трансформатора на 40% на время максимумов общей суточной продолжительностью не более 6 часов в сутки в течение не более 5 суток. При этом коэффициент заполнения суточного графика нагрузки трансформатора в условиях его перегрузки должен быть не более 0,75.

4.1 С учетом категории потребителей намечаем ГПП горно-обогатительного комбината с двумя трансформаторами.

4.2 При К= 0,9 n =4 часа определяем коэффициент допустимой систематической перегрузки трансформаторов по «Кривым кратностей допустимых перегрузок силовых трансформаторов» ([7], рис.3, стр.9):

К= 1,04

Где К- коэффициент заполнения графика, n – продолжительность работы с максимальной нагрузкой в сутки, К - коэффициент допустимой перегрузки трансформатора.

4.3 Намечаем два возможных варианта мощности трансформаторов:

Вариант 1: Два трансформатора мощностью по 10 МВ*А

4.3.1 Находим коэффициент загрузки трансформатора в часы максимума:

К= (4.1)

К=17.1/2*10=0.85

Где  - номинальная мощность трансформатора,  - значение полной мощности, после установки компенсирующего устройства.

Вариант 2: Два трансформатора мощностью по 16 МВ*А

4.3.2 Находим коэффициент загрузки трансформатора в часы максимума:

К=17,1/2*16=0,53

4.4 Оба варианта приемлемы при максимальной загрузке трансформаторов так как:

Вариант 1: К=0,85  1,04= К

Вариант 2: К=0,53  1,04= К

4.5 Определяем допустимую перегрузку в послеаварийном режиме работы:

Вариант 1: 1,4*10=14 МВ*А  0,1*17,1=1,71 МВ*А

Вариант 2: 1,4*16=22,4 МВ*А  0,1*17,1=1,71 МВ*А

Оба варианта обеспечивают надежное электроснабжение, как в нормальном так и в послеаварийном режимах работы. табл.4.1

Вар.	тип	U кВ	U кВ			I %	U %	Цена руб.
1	ТДН 10000/110	115	11	15	58	0,75	10,5	36500
2	ТДН 16000/110	115	11	19	85	0,7	10,5	42000

 4.6 Определяем капитальные затраты:

Вариант 1: 36500*2=73000 руб.

Вариант 2: 42000*2=84000 руб.

4.7 Определяем стоимость потерь электрической энергии в год:

С=С*n(+K)T+ С*n* К(+ K)* (4.2)

Вариант 1:

 С=2,05*10*4(15+0,08)8760+2,05*10*0,85(58+0,08)* 7250=26,31 тыс. руб.

Вариант 2:

С=2,05*10*4(19+0,08)8760+2,05*10*0,53(58+0,08)* 7250=28,17 тыс. руб.

4.8 Определяем амортизационные отчисления:

C=0.063*K (4.3)

Где K – капитальные затраты на трансформатор,

0,063 - амортизационные отчисления на оборудование подстанций (6,3%)

Вариант 1: C=0.063*73=4.6 тыс. руб.

Вариант 2: C=0.063*84=5,3 тыс. руб.

4.9 Определяем общие эксплутационные расходы:

С= С+ C (4.4)

Где C- амортизационные отчисления, С- стоимость потерь электрической энергии в год.

Вариант 1: С=26,31+4,6=30,9 тыс. руб.

Вариант 2: С=28,17+5,3=33,5 тыс. руб.

табл.4.2

вариант	мощность МВ*А	капитальные затраты тыс. руб.	эксплутационные расходы тыс. руб.
1	2*10	73	30,9
2	2*16	84	33,5

Очевидно преимущество Варианта 1 так как его стоимость меньше и эксплутационные расходы тоже меньше чем у Варианта 2. Исходя из этого, принимаем Вариант 1 – ТДН-10000/110 – трансформатор трехфазный, принудительной циркуляции воздуха, естественной циркуляции масла, номинальной мощностью 10000 кВ*А, номинальным напряжением обмотки высшего напряжения 110 кВ.

5.Расчет токов короткого замыкания

5.1 Составляем схему согласно задания для расчета токов короткого замыкания:

115 кВ

L=8.3 км

X=0.4 Ом/км

115 кВ

S= S=10МВ*А

U= 10.5%

10.5 кВ

5.2 Составляем схему замещения, линии и трансформаторы работают раздельно:

5.3 Принимаем: S = 100 МВ*А; U= 115 кВ; U= 10.5 кВ.

5.4 Определяем базисные токи:

I=  (5.1)

I= =0,5 кА

I=  

I= =5,5 кА

5.5 Определяем относительные базисные сопротивления элементов схемы:

системы X=  (5.2)

X==0.09

линии X= (5.3)

X==0,03

трансформатора X= (5.4)

X==1,05

5.6 Определяем результирующее сопротивление:

X= X+ X (5.5)

X=0,09+0,03=0,12

X = X+ X (5.6)

X =0,12+1,05=1,17

5.7 Определяем токи и мощность короткого замыкания для точки К:

I= (5.7)

I==4.2 кА

i=2.55* I (5.8)

i=2.55*4.2=10.7 кА

S=* U* I (5.9)

S=*115*4,2=836 МВ*А

5.8 Определяем токи и мощность короткого замыкания для точки К:

I= (5.10)

I==4.7 кА

i=2.55*4.7=12 кА

S=* U* I (5.11)

S=*10,5*4,7=86 МВ*А

5.9 Полученные данные расчетов сводим в таблицу:

табл.5.1

расч. точка	X	I кА	i кА	SМВ*А
К1	0,12	4,2	10,7	836
К2	1,17	4,7	12	86

6.Расчет и выбор питающей линии

6.1 Выбираем провод марки АС. Определяем ток линии в нормальном режиме при максимальной нагрузке:

I= (6.1)

I==45 А

6.2 Определяем экономически наивыгоднейшее сечение:

S = (6.2)

Где = 1.0 – по справочнику

S==45 мм

6.3 Выбираем провод АС-16. По условию нагрева длительным током провод АС-16 удовлетворяет, так как I=105 A > 2*45А.

Условию минимальных потерь на корону провод АС-16 не удовлетворяет, так как минимально допустимое сечение проводов воздушных линий по условиям коронирования 70мм.

Согласно условиям коронирования принимаем провод марки АС-70.

6.4 Определяем продольную составляющую падения напряжения:

 = (6.3)

Где X=X*L – индуктивное сопротивление линии (Ом); R=r*L – активное сопротивление линии (Ом).

Q=Q - Q (6.4)

Q=10900-4860=6040 квар

==732 В

6.5 Определяем поперечную составляющую падения напряжения:

 (6.5)

=284 В

6.6 Определяем падение напряжения:

 (6.6)

=785.2 В – что составляет = 0.7%

Выбранное сечение удовлетворяет условию =0,7% < =5% , даже при аварийном режиме.

7.Выбор оборудования

7.1 Выбираем выключатель типа МКП-110Б-630-20У1 – масляный, камерный, подстанционный, категория изоляции Б, на номинальное напряжение 110 кВ, на 630 А, ток отключения 20 кА, для умеренного климата.

7.2 Составляем сравнительную таблицу расчетных и каталожных данных, которые должны быть выше соответствующих расчетных данных.

табл.7.1

Расчетные данные	Каталожные данные
I= 45 А	I= 630 А
U= 110 кВ	U= 110 кВ
I= 4.2 кА	I= 20 кА
S= 836 МВ*А	S= 3979 МВ*А
i = 10.7 кА	i= 52 кА
I= 1.028 кА	I= 20 кА

 

S=  (7.1)

S== 3976 МВ*А

I=I (7.2)

Где t=0.1 сек, tb = 0.08 сек.

I=4,2=1,028 кА

Принимаем выбранный выключатель, так как расчетные данные не превышают каталожных.

7.3 Выбираем разьеденитель марки РНД(3)-110(Б)(У)/1000 У1(УХЛ) – наружной установки, двухколонковый с заземляющими ножами, с усиленной изоляцией, с механической блокировкой главных и заземляющих ножей. Устанавливается на U=110 кВ и номинальный ток 1000 А в районах с умеренным климатом на открытом воздухе.

7.4 Составляем сравнительную таблицу расчетных и каталожных данных:

табл.7.2

Расчетные данные	Каталожные данные
I= 45 А	I= 1000 А
U= 110 кВ	U= 110 кВ
i= 10.7 кА	i= 80 кА
I=1.028 кА	I= 31,5 кА

 Принимаем выбранный разъединитель, так как расчетные данные не превышают каталожных.

7.5 Выбираем трансформатор тока типа ТФЗМ-110Б-1У11 – с фарфоровой изоляцией и звеньевой обмоткой, маслонаполненный, на 110 кВ с изоляцией категории Б. Для районов с умеренным климатом, для работы на открытом воздухе.

7.6 Составляем сравнительную таблицу расчетных и каталожных данных:

табл.7.3

Расчетные данные	Каталожные данные
U= 110 кВ	U= 110 кВ
I= 45 А	I= 100 А
К=76	К=149
К=30	К=57

 К= (7.3)

К= (7.4)

К==30

расчетные данные.

К==76

К==57

каталожные данные.

К==149

Принимаем выбранный трансформатор тока, так как расчетные данные не превышают каталожных.

7.7 Трансформатор напряжения выбираем по номинальному напряжению U= 110 кВ. Принимаем трансформатор напряжения типа НКФ-110-57У1 – каскадный, в фарфоровой покрышке на напряжение 110 кВ для работы в районах с умеренным климатом 1957 года разработки.