Поиск по сайту
Начало >> Книги >> Архивы >> Проектирование электроснабжения объектов горно-обогатительных предприятий

Выбор напряжения и основных элементов в системе - Проектирование электроснабжения объектов горно-обогатительных предприятий

Оглавление
Проектирование электроснабжения объектов горно-обогатительных предприятий
Объем и содержание проекта электроснабжения
Исходные данные для проектирования
Варианты схем
Влияние качества электроэнергии на технологические процессы
Компенсация реактивной мощности
Релейная защита
Особенности канализации электроэнергии
Компоновка электротехнических помещений
Тепловыделения в электротехнических помещениях
Транспортирование электрооборудования
Кабельные сооружения
Требования к строительной части и противопожарные требования
Габариты приближения электрооборудования к строительным конструкциям
Объем и содержание строительных заданий
Закладные детали, проемы строительных заданий
Задание на проектирование средств связи
Задание на проектирование противопожарных средств, водопровода и сжатого воздуха
Токопроводы 6—10 кВ
Проектирование, строительная часть токопроводов 6—10 кВ
Схемы электроснабжения
Выбор напряжения и основных элементов в системе
Структурные схемы электроснабжения
Примеры выполнения схем подстанций
Типы комплектных устройств
Техническая документация на комплектные устройства
Согласование заданий на комплектные устройства
Разводка кабелей в сооружениях электроснабжения
Молниезащита зданий и сооружений
Молниезащитные устройства
Требования к защитным мерам электробезопасности
Спецификации и ведомости
    1. ВЫБОР НАПРЯЖЕНИЯ В СИСТЕМЕ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ И ОСНОВНЫХ ЭЛЕМЕНТОВ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ


Выбор рабочего напряжения и напряжений первичной и вторичной распределительных сетей — один из решающих вопросов в проекте предприятия, так как напряжение непосредственно влияет на ряд характеристик, таких как стоимость или возможность последующего расширения в связи с тем, что эти характеристики практически уже не могут быть изменены после ввода предприятия в эксплуатацию.
Выбор напряжения или напряжений распределительной сети связан, в частности, с учетом внешнего напряжения, которое может быть использовано для электроснабжения, намеченной мощности предприятия, расстояния, на которое должна передаваться электроэнергия, важности и характеристики отдельных электроприемников (установленные мощности крупных электродвигателей и т.п.).
Выбор напряжения питания в ряде случаев предопределяется напряжением источников питания, имеющихся в районе расположения предприятия. Если от источника питания можно получать электроэнергию при двух или более напряжениях, то выбирать напряжение следует на основании технико-экономического сравнения вариантов. Предпочтительным считается вариант с более высоким напряжением, даже при экономических преимуществах варианта с низшим из сравниваемых напряжений в пределах до 5 — 10% по приведенным затратам. Для питания крупных предприятий целесообразно напряжение 110, 220 и 330 кВ. Напряжение 35 кВ применяют для питания предприятий средней мощности. Напряжение 10 кВ следует применять в качестве основного, как более экономичное по сравнению с напряжением 6 кВ.
Необходимо избегать применения напряжения 6 кВ для распределительных сетей предприятия, добиваясь замены электродвигателей 6 кВ, поставляемых комплектно с механизмами на электродвигатели 10 или 0,4 кВ. И лишь в случае невозможности замены электродвигателей 6 кВ и при их преобладании в общей нагрузке предприятия следует применять напряжение 6 кВ в качестве распределительного напряжения на предприятии.
В системе электроснабжения можно выделить шесть основных уровней (ступеней), различающихся характером электропотребления и способом расчета электрических нагрузок (рис. 18):
схемы с указанием уровней системы электроснабжения
Рис. 18. Пример схемы с указанием уровней системы электроснабжения
| — отдельный электроприемник, агрегат с многодвигательным приводом, технологически или территориально связанный с единой определенной паспортной мощностью;

  1. — групповые линии к распределительным щитам до 1 кВ переменного тока, щиты станций управления, шкафы силовые, распределительные и магистральные шинопроводы;
  2. - шины 0,4 кВ цеховой трансформаторной подстанции:
  3. — шины распределительной подстанции РП-10 (6) кВ и линии, подходящие к ним;
  4. — шины ПГВ, ГПП;
  5. — граница ответственности между предприятием и энергоснабжающей организацией.

Существуют различные методы расчета электрических нагрузок. В настоящее время пользуются Указаниями по определению электрических нагрузок в промышленных электроустановках.
В расчетах системы электроснабжения промышленного предприятия используют:
среднюю нагрузку за наиболее загруженную смену Р см и Qсм  для определения расчетного (получасового) максимума, что составляет основу для выбора мощности трансформаторов для цеховых подстанций;
расчетный (получасовой) максимум активной Р см и реактивной Q см мощностей для выбора элементов электрических сетей по нагреву, м
отклонению напряжения и экономической плотности тока;
пиковый ток /п для определения колебаний напряжения, выбора устройств защит и их уставок.

  1. Выбор трансформаторов

Наиболее выгодную нагрузку трансформаторов выбирают в зависимости от категорийности питаемых электроприемников, числа трансформаторов и способа резервирования. Инструкцией по проектированию электроснабжения промышленных предприятий СН 174—75 рекомендовано, как правило, принимать следующие коэффициенты загрузки:
для цехов с преобладающей нагрузкой категории I при двухтрансформаторных подстанциях 0,65 — 0,7;
для цехов с преобладающей нагрузкой категории II при однотрансформаторных подстанциях с взаимным резервированием трансформаторов 0,7-0,8;
для цехов с преобладающей нагрузкой категории II при возможности использования централизованного резерва трансформаторов и для цехов с нагрузками категории III 0,9 — 0,95.
Для ГПП, ПГВ в соответствии с Нормами технологического проектирования подстанций с высшим напряжением 35 — 750 кВ число трансформаторов, устанавливаемых на подстанциях (ПС) всех категорий, принимается не более двух. В первый период эксплуатации при постепенном росте нагрузки ПС допускается установка одного трансформатора при условии обеспечения резервирования питания потребителей по сетям среднего и низшего напряжений. Допустимые систематические нагрузки и аварийные перегрузки трансформаторов следует определять в соответствии с требованиями ГОСТ 14209--85.
Стандарт устанавливает метод расчета допустимых систематических нагрузок и аварийных перегрузок по задаваемым исходным данным, а также нормы таких нагрузок и перегрузок для суточного графика нагрузки трансформаторов с учетом температуры окружающей среды. Нормы максимально допустимых систематических нагрузок трансформаторов в зависимости от температуры окружающей среды при разных значениях начальной нагрузки (Кл =S1/Sном ), предшествующей нагрузке или перегрузке (К2 = S2/Sном ), и их продолжительность даны в ГОСТе в виде таблиц.
В целях рационального выбора мощности трансформаторов при проектировании электроустановок техническим циркуляром, разработанным ВНИПИ Тяжпромэлектропроект и ГПИ Электропроект, предлагается следующее.

  1. Расчетную суточную продолжительность аварийной перегрузки трансформаторов принимать соответственно числу рабочих смен предприятия (цеха): при односменной работе — 4 ч; при двухсменной — 8 ч; при трехсменной — от 12 до 24 ч.
  2. Допустимые аварийные перегрузки определять по табл. 2 приложения.
  3. Применять ГОСТ 14209—85 с учетом вида установки трансформаторов:

а)    на открытом воздухе — в зависимости от эквивалентной годовой температуры охлаждающего воздуха района размещения подстанции по п. 6 приложения 2. При наличии данных об ожидаемой летней нагрузке (обычно меньшей, чем зимняя) в ряде случаев можно снизить номинальную мощность трансформаторов открытой (наружной) установки, определив их допустимую аварийную перегрузку зимой по эквивалентной зимней температуре и летом по эквивалентной летней температуре;
б)    в закрытых камерах или в неотапливаемых помещениях — при эквивалентной годовой температуре 10 °С;
в)   в отапливаемых цехах (внутрицеховые подстанции) — при эквивалентной годовой температуре 20 °С.

  1. Допустимые аварийные перегрузки трансформаторов сравнивать со средней расчетной нагрузкой за наиболее загруженную смену, определяемой в соответствии с Указаниями по определению электрических нагрузок в промышленных установках. Допустимые систематические нагрузки трансформаторов и допустимые аварийные перегрузки при указанных температурах приведены в табл. 18, 19.

При выборе мощности трансформаторов, питающих цеховые электронагрузки, при плотности нагрузки до 0,2 кВ-А/м2 целесообразно применять трансформаторы мощностью до 1000 кВ-А включительно;
при плотности >0,3 кВ-А/м2 — мощностью 600 или 2500 кВ-А. Целесообразность применения той или иной мощности трансформаторов следует определять технико-экономическим расчетом. По условиям надежности действия защиты от однофазных к.з. в сетях напряжением до 1000 В с глухозаземленной нейтралью следует применять на цеховых подстанциях трансформаторы со схемой соединения треугольник — звезда при мощности 400 кВ-А и выше и звезда —зигзаг при мощности до 250 кВ-А.
На ГПП и ПГВ крупных предприятий применяют трансформаторы мощностью 32, 40, 63, 80 MB-А напряжением 110 и 220 кВ с расщепленными обмотками напряжением 6,3 —6,3 кВ; 10,5 — 10,5 кВ; 6,3 —10 кВ, а также трехобмоточные трансформаторы. Трансформаторы меньшей мощности (10, 16 и 25 MB-А) применяют на предприятиях средней производственной мощности, периферийных участках крупных предприятий, а также на горнорудных и рудоподготовительных предприятиях, карьерах при нагрузках, разбросанных на большой территории.

Аппаратуру в цепи трансформаторов на ПС 35 — 750 кВ следует выбирать, как правило, с учетом установки в перспективе трансформаторов следующей по шкале ГОСТ номинальной мощности. При этом аппаратуру по номинальному току и ошиновки по нагреву надо выбирать по току, равному 1,3 —1,4 номинального тока трансформатора, устанавливаемого в перспективе, а проверять ошиновку — по экономической плотности тока 0,65 — 0,7 номинального тока этого трансформатора.
При росте нагрузки сверх расчетного уровня увеличение мощности ПС производится, как правило, путем замены трансформаторов на более мощные либо установкой на ПС трансформаторов, имеющих многопредельную шкалу номинальных мощностей и многоступенчатую систему охлаждения. Например, трансформаторов

ТРНДЦН - (40000|25000) / 110 - 84 VI или

 

ТРНДЦН - (63000|40000) / 110 — 85 VI.

Номинальная мощность 40 MB-А для трансформатора 40000|25000 используется при принудительной направленной циркуляции масла в активной части и форсированной внешней системе охлаждения за счет автоматического включения охладителя типа ДЦ при нагрузке свыше 25- 28 MB-А в дополнение к стандартным радиаторам системы охлаждения вида Д (ступень охлаждения НДЦ). Номинальная мощность 25 MB-А используется при системе охлаждения вида Д с помощью стандартных радиаторов с дутьем.

Таблица 19

Примечания. 1. Обозначения те же, что в табл, 18. 2. Нормы аварийных перегрузок трансформаторов с системой охлаждения М и Д при температуре охлаждающего воздуха +10 и +20 °С.

 

Техническая характеристика трансформатора ТРНДЦН  40000|25000
Напряжение к.з., %, отнесенные к 40 MB-А на стороне:
ВН-НН (ННj + НН2).    16,8
ВН —НН1 (НН2) 32
НН j — НН2    48,0
Потери холостого хода, кВт    25
Потери к.з. (кВт) при нагрузке, MB А:
40 .. 307
25 120
Номинальное напряжение обмоток (кВ) на стороне:
ВН.     115
ВН     6,6-6,6; 11,0—11,0;
6,6-11,0
РПН на стороне ВН, %.. ±9x1,78

 

Техническая характеристика трансформатора ТРНДЦН  63000|40000

Номинальная мощность, кВ А 63 000
Проектная мощность, кВ А. 40 000
Номинальное напряжение обмоток (кВ) на стороне:
ВН. 115
НН 6,6-6,6; 11,0—11,0;
6,6-11,0;
Схема и группа соединения обмоток. У /Д—Д—11—11
Потери х.х., кВт.. 24
Потери к.з. (кВт) при нагрузке, MB А:
40.. 170
63 .  422
Напряжение к.з. (%),
отнесенное к мощности 40 MB А на стороне:
ВН-НН. 10,5
ВН —HHj (НН2). 20,0
HH1—нн2 30,0;
отнесенное к мощности 63 MB* А на стороне:
ВН-НН. 16,5
ВН —HHj (НН2). 31,5
HHj—НН2  47,3
В соответствии с ГОСТ 13109—67, на зажимах приборов рабочего освещения, а также в прожекторных установках допускается отклонение напряжения в пределах от —2,5 до +5% номинального, СН 174—75 допускают понижение напряжения на шинах питающих подстанций до 20 % при питании чисто силовой нагрузки при запуске электродвигателей, а ПУЭ — до 10 % при питании газоразрядных ламп.

Рис. 19. Графики зависимости потерь напряжения в трансформаторах 6(10)/ 0,4 кВ от коэффициента загрузки (3 и
cos if;
а, б, в, г, д, е, ж — для трансформаторов мощностью соответственно 160, 250, 400, 630, 1000, 1600 и 2500 кВ А
Графики потерь напряжения в трансформаторах в зависимости от их загрузки и при пуске двигателей показаны на рис. 19, 20.
Рис. 20. Кривые зависимости средних потерь напряжения в сети при пуске двигателей от мощности двигателя и трансформатора (7, 2, 3, 4 — соответственно 400 630, 1000, 1600 кВ-А) при мощности к.з системы 250 — 350 мВ-А и кратности пускового тока двигателя, равной 5

 

7.4.2.         Выбор кабелей

Выбор кабелей

При выборе кабелей, в первую очередь, следует ориентироваться на силовые кабели с бумажной пропитанной изоляцией с повышенными температурами нагрева жил по ГОСТ 18410—73. Сечения кабелей выбирают по экономической плотности тока, проверяют на допустимый ток нагрузки и на термическую стойкость при к.з., а также по допустимым перегрузкам для кабелей до 10 кВ как кратковременным, так и на время ликвидации аварии. Проверку кабельных линий на термическую стойкость при к.з. следует выполнять:
для одиночных коротких линий (не более строительной длины кабеля) при к.з. в начале линии, для одиночных линий с соединительными муфтами при к.з. в начале каждого участка;
для линий из двух и более параллельно включенных кабелей — по сквозному току при к.з. непосредственно за пучком. В этом случае каждый кабель проверяют по току / /п (п — число кабелей в пучке). При выборе расчетной схемы для определения токов к.з. следует исходить из предусмотренных для данной электроустановки условий длительной ее работы и не считаться с кратковременными изменениями схемы (например, при переключениях). Ремонтные и послеаварийные режимы работы электроустановки к кратковременным изменениям схемы не относятся.
В соответствии с рекомендациями ВНИИКП, при проверке на термическую стойкость сечений жил кабелей с пропитанной бумажной изоляцией и Повышенной температурой нагрева жил следует руководствоваться значением тока к.з., соответствующего предельной температуре нагрева жил при к.з. (см. разд. 2.6), для расчетной его продолжительности, равной 1 с, и предшествующей 100 %-ной длительной токовой нагрузке. Допустимые токи односекундного к.з. кабелей с пропитанной бумажной изоляцией приведены в табл. 20.

Таблица 20


Номинальное сечение токопроводящих жил, мм2

Значение допустимого тока односекундного к.з. (кА) в зависимости от номинального напряжения кабелей, кВ

1-6

10

20-35

медные
жилы

алюминиевые жилы

медные
жилы

алюминиевые жилы

медные
жилы

алюминиевые жилы

6

0,77

0,51

0,81

0,53

 

 

10

1,29

0,85

0,35

0,89

16

2,06

1,36

2,16

1,42

25

3,21

2,12

3,37

2,23

2,50

1,66

35

4,50

2,97

4,72

3,12

3,51

2,32

50

6,43

4,25

6,74

4,45

5,00

3,31

70

9,00

5,94

9,43

6,23

7,01

4,64

95

12,21

8,06

12,80

8,46

9,52

6,29

120

15,42

10,19

16,17

10,69

12,02

7,95

150

19,28

12,73

20,21

13,36

15,62

8,12

185

23,78

15,71

24,93

16,47

18,53

12,30

240

30,84

20,40

32,34

21,37

24,04

15,90

300

-

-

-

-

30,05

19,88

Таблица 21


Номинальное напряжение кабеля, кВ

Значение поправочного коэффициента в зависимости от коэффициента нагрузки кабеля ///доп

0,4

0,5

0,6

0,7

0,8

0,9

1,0

1—6 при прокладке: на воздухе

1,22

1,20

1,17

1,14

1,10

1,05

1,0

в земле

1,26

1,24

1,20

1,16

1,11

1,06

1,0

10 при прокладке: на воздухе

1,17

1/15

1,13

1/11

1,07

1,04

1,0

в земле

1 #21

1,19

1,16

1,13

1,09

1,05

1,0

20 — 35 при прокладке:
на воздухе

1,27

1,24

1,21

1,16

1,12

1,06

1,0

в земле

1,33

1,29

1,25

1,21

1,15

1,08

1,0



 
« Проверка электроустановок перед сдачей в эксплуатацию   Производство обмоток и изоляции силовых трансформаторов »
Карта сайта + все метки | Контакты
© Электроэнергетика При перепечатке и цитировании активная гиперссылка на сайт обязательна.