Совершенствование систем электроснабжения подземных потребителей шахт. Расчет схемы электроснабжения ЦПП до участка и выбор фазокомпенсирующих устройств

электрические сети. Поскольку с изменением нагрузки приемников реактивная

мощность изменяется незначительно, основной причиной повышенного

потребления реактивной мощности являются выбор приемников с чрезмерным

запасом мощности, а также работа приемников в режиме холостого хода.

Передача реактивной мощности:

а) снижает пропускную способность элементов схемы электроснабжения

(генераторов, трансформаторов, линий и т. д.) по активной мощности,

поскольку пропускная способность по полной мощности является неизменной;

б) вызывает дополнительные потери активной мощности на передачу

реактивной мощности;

в) вызывает дополнительные потери напряжения в линиях, трансформаторах,

реакторах.

Для устранения недостатков, связанных с передачей реактивной мощности,

необходимо применять меры и средства для ее компенсации:

а) повышать загрузку электродвигателей за счет рационального изменения

технологического процесса;

б) ограничивать время работы двигателей на холостом ходу, применяя в

случае необходимости автоматические ограничители холостого хода, если

продолжительность межоперационного периода превышает 10 с;

в) заменять длительно незагруженные двигатели менее мощными, используя

заменяемые электродвигатели в другом месте, если изъятие избыточной

мощности вызывает уменьшение потерь активной энергии в энергосистеме;

г) рационализировать работу трансформаторов, переводя их нагрузки на

другие трансформаторы и отключая на время спада нагрузки, а также заменяя

менее мощными трансформаторами, если их средняя загрузка составляет менее

30% номинальной мощности;

д) установка на предприятии специального электрооборудования,

компенсирующего реактивную мощность (допускается только с разрешения

энергосистемы).

Для компенсации реактивной мощности применяются статические

конденсаторы, синхронные электродвигатели, синхронные компенсаторы.

Величина требуемой реактивной мощности QК компенсирующих устройств

определяется по формуле:

[pic]

где QМ – реактивная нагрузка предприятия в режиме наибольших активных

нагрузок энергосистемы;

QС – наибольшее значение реактивной мощности, передаваемой

энергосистемой в сеть предприятия в режиме наибольших активных нагрузок

энергосистемы.

В данной работе рассмотрим наиболее простой с технической точки зрения

вариант компенсации реактивной мощности с помощью конденсаторных батарей.

Наиболее простой способ компенсации с экономической точки зрения, установка

компенсирующих устройств на ГПП. Но он не решает компенсацию реактивной

мощности непосредственно в отдельных ветвях системы.

Конденсаторные установки могут выполнять компенсацию реактивной

мощности, регулирование напряжения, создание симметричного режима,

устранение гармоник в устройствах соответствующих фильтров и др. При

решении задачи выбора мощности конденсаторных установок и размещения их в

распределительных сетях необходимо учитывать: номинальное напряжение сети,

где предполагается их установка; допустимые колебания напряжения в сети;

график потребляемой реактивной мощности и характеристики основных

потребителей данной сети отключающую способность коммутационной аппаратуры;

возможность возникновения резонансных явлений; применение автоматического

регулирования мощности конденсаторных установок; потребность в реактивной

мощности не только в системе в целом, но и для всего района с

соответствующим учетом необходимого резерва; номенклатуру выпускаемых

заводами комплектных конденсаторных установок; экономический эффект от

использования конденсаторных установок; возможность регулирования

напряжения с помощью трансформаторов с РПН и конденсаторных установок.

Передача реактивной мощности во многих случаях экономически

целесообразна в пределах одной ступени трансформации, а конденсаторные

установки выгодно размещать вблизи мест потребления реактивной мощности.

Целесообразно применять КУ с автоматическим регулированием мощности, а

суммарная мощность нерегулируемых КУ не должна превышать наименьшую

реактивную нагрузку в данной сети. Управляемые КУ с номинальным напряжением

ниже 1000 В могут оказаться более экономичными вследствие их большего

технико-экономического эффекта и меньшей стоимости коммутационных

аппаратов. В сетях же напряжением выше 1000 В удельная стоимость самих

конденсаторов ниже, а стоимость коммутационной аппаратуры для

автоматического управления секциями значительно выше. Частота включений и

отключений секций КУ при прочих равных условиях больше для КУ,

присоединяемых к сетям напряжением до 1000 В, и меньше для КУ,

присоединяемых к сетям напряжением выше 1000 В.

Конденсаторные установки поперечной компенсации в зависимости от

результатов произведенных технико-экономических расчетов могут размещаться

в распределительных сетях 660/1140 В и 6/10 кВ на шинах подстанций и

непосредственно на воздушных линиях передачи. Совместное использование

регулирующего и компенсирующего эффектов рассредоточенных конденсаторных

установок малой и средней мощности более экономично, чем использование

крупных конденсаторных установок.

Исходя из номенклатуры, намечаемой к выпуску заводами, рекомендуется

применять для низкого напряжения следующие мощности КУ в единице 80, 100,

150, 200, 300, 400, 540 квар с аппаратурой дистанционного управления, а для

осветительных нагрузок низкого напряжения – с мощностью в единице порядка

30 – 150 квар, подключаемые непосредственно без выключателей к

осветительным сетям. На напряжении 6/10 кВ рекомендуется применять мощность

КУ в единице: 300, 450, 600, 750, 900, 1050, 1200 квар с присоединением

через отдельные выключатель.

Величина капитальных затрат на конденсаторную установку определяется

мощностью, напряжением, наличием автоматического регулирования, типом

распределительных устройств, используемых при подключении установки к

электрической сети. С увеличением мощности конденсаторной установки

удельные характеристики снижаются, так как стоимость и монтаж

коммутационной, защитной, измерительной, разрядной аппаратуры, а также

вводных ячеек и аппаратуры автоматического регулирования почти не зависят

от мощности конденсаторной установки.

Способы компенсации реактивной мощности.

При работе в электрических системах мощных генераторов с высоким

коэффициентом мощности, ростом протяженности сетей 220, 330, 500 кВ

передача реактивной мощности от электростанции к местам ее потребления

экономически нецелесообразна. Источниками реактивной мощности являются не

только генераторы электрических станций, но и синхронные компенсаторы,

синхронные двигатели, работающие в режиме перевозбуждения, регулируемые

конденсаторные установки и др.

Увеличение потоков реактивной мощности в элементах сети приводит к

изменению напряжения в различных ее точках, поэтому одновременно с

компенсацией реактивной мощности должен решаться вопрос регулирования

напряжения в сети. Для этих целей в последнее время получили широкое

распространение конденсаторные установки, размещаемые в любых точках

распределительных сетей напряжением 0,66 – 10 кВ в непосредственной

близости к месту потребления реактивной мощности. При этом можно или

полностью отказаться от регулируемых под нагрузкой цеховых трансформаторов,

или значительно уменьшить их диапазон регулирования, что даст снижение

потери энергии в сетях и улучшает качество напряжения у электроприемников.

Для покрытия реактивной мощности косинусными конденсаторами в сетях

горных предприятий получили распространение централизованная, групповая и

индивидуальная виды компенсации (рис.10.1). При централизованной

компенсации на стороне высшего напряжения (рис.10.1,а), когда

конденсаторная установка подсоединяется к шинам б/10 кВ трансформаторной

подстанции, получается хорошее использование конденсаторов, их требуется

меньше и стоимость 1 квар получается минимальной по сравнению с другими

способами. При компенсации по этой схеме разгружаются от реактивной

мощности только расположенные выше звенья энергосистемы: питающие сети 6/10

кВ, трансформаторы главных подстанций 110/6 кВ, питающие линии

электропередачи 110 кВ и генераторы электрических станций.

Распределительные же сети питающих трансформаторов не разгружаются от

реактивной мощности, а следовательно, потери электроэнергии в них не

уменьшаются и мощности трансформаторов на подстанции не могут быть

уменьшены.

[pic]

Рис.10.1 Способы компенсации реактивной мощности в сетях

промышленных предприятий

а – централизованная на стороне высшего напряжения; б – централизованная на

стороне низшего напряжения; в – групповая; г – индивидуальная.

При централизованной компенсации на стороне низшего напряжения

(рис.10.1,б), когда конденсаторная установка подсоединяется к шинам 0,66 кВ

трансформаторной подстанции, от реактивной мощности разгружаются не только

сети 6/10 кВ, но и трансформаторы на подстанции, а внутризаводские

распределительные сети 660/1140 кВ остаются неразгруженными. При групповой

компенсации (рис.10.1,в), когда конденсаторные установки устанавливаются на

штреках и присоединяются непосредственно к участковым распределительным

пунктам (РП) или кабели 0,66 кВ, разгружаются от реактивной мощности и

трансформаторы на .подстанции м питательные сети 0,66 кВ. Неразгруженными

остаются только распределительные сети к отдельным электроприемникам.

В целях равномерного распределения компенсирующих устройств

целесообразно подключать конденсаторную установку к шинам (РП) таким

образом, чтобы реактивная нагрузка этого РП составляла более половины

мощности подключаемой конденсаторной установки.

При индивидуальной компенсации (рис.10.1,г), когда конденсаторная

установка подключается непосредственно к зажимам потребляющего реактивную

мощность электроприемника, такой способ является наиболее эффективным в

отношении разгрузки от реактивной мощности питательной и распределительной

сетей трансформаторов и сетей высшего напряжения, но при этом получается

относительно недостаточное использование конденсаторных установок, так как

при отключении электроприемника отключается и его конденсаторная установка.

В целом по всей шахте потребуется большая установленная мощность

конденсаторов. Индивидуальная компенсация целесообразна при высоком

коэффициенте одновременности для некоторых видов электроприемников,

являющихся постоянными потребителями реактивной мощности.

Преимуществом индивидуальной компенсации является и то, что для

конденсаторной установки используется то же пусковое устройство, что и для

электроприемника, а разрядным сопротивлением служит электроприемник.

Возможны также варианты комбинированного размещения конденсаторных

установок. Все рассмотренные выше способы компенсации имеют положительные

стороны, благодаря чему каждый из них находит свое применение.

Определение наивыгоднейших решений выбора способа компенсации

реактивной мощности производится на основании технико-экономических

расчетов тщательных исследований производственных условий, факторов

конструктивного характера и т.д. При выборе места размещения конденсаторной

установки в распределительной сети необходимо учитывать ее влияние на режим

напряжения и величину потерь энергии в сети.

Как правило, компенсация реактивной мощности должна производиться в той

же сети (на том же напряжении), где она потребляется, три этом будут

минимальные потери энергии, а следовательно, и меньшие мощности

трансформаторов. Но могут быть и исключения. Например, на предприятии

установлено большое количество двигателей напряжением 0,66 кВ с

коэффициентом мощности 0,4 – 0,6. Для решения этого вопроса можно принять

индивидуальную компенсацию, т.е. установку конденсаторов около каждого

двигателя. Однако с учетом технологии данного производства эти двигатели

работают в течение смены с большими перерывами и изменяющейся нагрузкой.

Таким образом, установка индивидуальной компенсации будет экономически

невыгодна из-за недоиспользования большой установленной мощности

конденсаторов, а если учесть, что нельзя установить конденсаторы внутри

шахты из-за наличия газа и пыли и недостаточной вентиляции, то следует

проверить возможность групповой компенсации на напряжения 660/1140 В.

Но для групповой компенсации необходимо место внутри ПУПП для

размещения конденсаторной установки, а его может не оказаться.

Следовательно, осуществить компенсацию реактивной мощности в той же сети

660/1140 В, где она потребляется, в данном случае не представилось

возможным.

При анализе участковой сети напряжением 660/1140 В на данном

предприятии, а также в связи с неэкономичным использованием конденсаторных

установок у малозагруженных двигателей и наличием места в распределительном

устройстве (РУ) 6 кВ подстанции для установки конденсаторов напряжением 6

кВ наиболее приемлемым и экономически оправданным оказался централизованный

способ компенсации реактивной мощности на шинах 6 кВ ЦПП.

При компенсации реактивной мощности необходимо также учитывать характер

изменения нагрузки внутри шахты. Если нагрузка шахты подвергается

значительным колебаниям реактивной мощности, необходимо установить

конденсаторную установку с автоматическим регулированием ее мощности. При

загрузке большей части графика постоянной реактивной нагрузкой возможна

установка в соответствующей части постоянно включенной нерегулируемой

конденсаторной установки, а остальную часть конденсаторной установки

предусматривают с автоматическим регулированием ее мощности в зависимости

от графика реактивной мощности предприятия. Кроме установки специальных

компенсирующих устройств, для выравнивания графика реактивной нагрузки на

промышленных предприятиях, необходимо стремиться к уменьшению передачи

реактивной мощности по электрическим сетям естественными мерами: за счет

упорядочения технологического процесса, улучшения режима работы

электроприемников и др.

Проведем расчет фактических токов и анализ вводных кабелей

энергосистемы шахты Комсомольская:

[pic]

где Рр – взята из данных предоставленных службой главного энергетика ш.

Комсомольская;

cos( – (средневзвешенный) предоставлен службой главного энергетика ш.

Комсомольская;

U – 660 В – для питания низковольтных потребителей;

U – 1140 В – для питания наиболее мощных низковольтных потребителей;

U – 6000 В – для питания подземных понизительных подземных подстанций, и

наиболее мощных асинхронных двигателей.

[pic]

где Кот = 1 – коэффициент изменения напряжения трансформаторной подстанции

при положении отпайки 0;

[pic] – коэффициент трансформации трансформаторной подстанции;

Кс – коэффициент спроса предоставленный службой главного энергетика.

10.1 Расчет токовых нагрузок по блоку «Северный»

Токоприемники РПП-4С (ДП.180400.06)

Для ТП №32: Руст = 107 кВт; Ррас = 43 кВт; Кс = 0,4.

Фактический ток нагрузки:

[pic]

Ток нагрузки ТП:

[pic]

Для ТП №40: Руст = 230 кВт; Ррас = 115 кВт; Кс = 0,5.

Фактический ток нагрузки:

[pic]

Ток нагрузки ТП:

[pic]

Для ТП №51: Руст = 40 кВт; Ррас = 20 кВт; Кс = 0,5.

Фактический ток нагрузки:

[pic]

Ток нагрузки ТП:

[pic]

Для ТП №82: Руст = 40 кВт; Ррас = 24 кВт; Кс = 0,6.

Фактический ток нагрузки:

[pic]

Ток нагрузки ТП:

[pic]

Расчет сечения вводных кабелей РПП-4С

Ввод №1 L = 1635 м сеч. 3х70 кв. мм

Ввод №2 L = 1705 м сеч. 3х70 кв. мм

Рсум. рас = 43 + 115 + 20 + 24 = 202 кВт

Фактический ток нагрузки:

[pic]

Ток нагрузки токоприемники РПП-4С:

[pic]

Суммарный расчетный ток В.Н. – 367 А; расчетная нагрузка на ввод – 2114

кВт

При действующих токоприемниках РПП-4С вводные кабели на РПП-4С проходят

проверку как в нормальном, так и в аварийном режимах (табл. 10.1).

Дальнейшие расчеты идентичны, сведем их в таблицу:

Таблица 10.1

|Место |Рсум. расч |Iф , А |Lвводн.каб ,|Sвводн.каб ,|

|установки |, кВт | |м |мм2 |

| | |Н.Н. |В.Н. | | |

|РПП-3С |3822 |1571 |647 |L1 = 1232 |S1 = 3х120 |

| | | | |L2 = 1300 |S2 = 3х95 |

|РПП-2С |2192 |2949 |392 |L1 = 1243 |S1 = 3х95 |

| | | | |L2 = 1150 |S2 = 3х95 |

|РПП-1С |7183 |1112 |1227 |L1 = 1013 |S1 = 3х120 |

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10