Проектирование электроснабжения горно-обогатительной фабрики

Прокладка кабелей распределительной сети осуществляется в траншее  глубиной 1 м, с шириной по дну 400-600 мм, с подсыпкой снизу и засыпкой сверху слоем мелкой земли толщиной не менее 100 мм. Применение силикатного, а также глиняного пустотелого или дырчатого кирпича не допускается Для того чтобы не возникали опасные механические напряжения в кабелях при монтаже и эксплуатации, кабели проложены змейкой, с запасом по длине 1%.  Расстояние между кабелями в свету составляет 100 мм.

Схема распределительной  сети предполагает пересечение кабельной  трассы с автомобильной и железной дорогой. При этом кабели прокладываются в трубах по всей ширине зоны отчуждения на глубине не менее 1м от полотна  автомобильной дороги и 2 м от полотна железной дороги.

Большая часть кабельной трассы проложена  параллельно фундаментам зданий. При этом расстояние в свету от кабеля до фундаментов должна быть не менее 0,6 м.

В местах прокладки кабеля параллельно автомобильной  дороге расстояние в свету между  кабелем и дорогой не менее  1 м.

При прокладке  кабельной линии параллельно  с железной дорогой кабели должны прокладываться, как правило, вне  зоны отчуждения дороги. Прокладка  кабелей в пределах зоны отчуждения допускается только по согласованию с организациями Министерства путей  сообщения, при этом расстояние от кабеля до оси пути железной дороги должно быть не менее 3,25 м.

При  повороте кабельной трассы радиус изгиба кабеля составляет не менее пятнадцати внешних диаметров кабеля.                                                                                

Для ввода  кабеля, выходящего из траншеи в  здание, в стене заранее закладываются  отрезки стальных труб, размещенных  на расстоянии 100 мм в свету друг от друга. При этом глубину прокладки кабеля допускается уменьшать до 0,5 м.

 Цеховые ТП выполняются комплектными с трансформаторами типа ТМ. В цехе по 2 – 4 трансформатора.

 

 

 

 

 

 

 

7 Расчет и выбор устройств  компенсации реактивной мощности.

 

7.1.Выбор  мощности низковольтных компенсирующих устройств

Выбор мощности низковольтных КУ производится в  два этапа:

1. Выбор мощности Q_нк1 исходя из критерия оптимизации выбора мощности трансформаторов цеховых подстанций.
2. Выбор мощности компенсирующих устройств Q_нк2  исходя из минимизации потерь активной мощности трансформаторов ЦП и распределительной сети 10 кВ.

Величина  Q_нк1 определяется при выборе мощности трансформаторов цеховых подстанций.

Величина  Q_нк2 определяется для подстанций или цеха по формуле:

                                 Q_нк2= Q_р- Q_нк1-γ∙N∙S_{нт    ,}                                            (7.1)

где γ = 0,42 – расчётный коэффициент, который определяется в зависимости  от              

            энергосистемы,     количества    рабочих    смен,     мощности    

трансформатора  и длины питающей линии;                                   /1,107/   

       К₁ = 11 -  коэффициент, зависящий от количества рабочих смен на предприятии                                                                                                    /1,108/

        К₂ = 5 – коэффициент, зависящий от мощности трансформаторов цеховых подстанций и длины питающей линии                                     /1,109/

      Q_Р – расчётная нагрузка цеха, кВт;

      N – количество трансформаторов цеховой подстанции;

      S_нт – номинальная мощность трансформатора кВА;

Для ТП1  Q_нк2 равно:              

Q_нк2 = 1890,1 - 0 - 0,42∙2∙2500= - 209,9 квар;

Принимается Q_нк2 = 0 квар;.

   Суммарная мощность компенсирующих  устройств равна:

                                          Q_нк= Q_нк1+Q_нк2 (7.2)

т.к Q_нк2<0,то компенсирующие устройства не устанавливаются.

Остальные низковольтные КУ рассчитываются аналогично. Данные расчёта сводятся в таблицу 19.

Таблица 12 - Выбор мощности низковольтных компенсирующих устройств

Номер ТП	Qнк1, квар	QР, квар	N	SНТ, кВА	γ	Qнк2, квар	Qнк, квар	Тип батареи
1	0	1890,1	2	2500	0,42	-209,9	0	-
2	1197,6	1304,9	2	2500	0,42	-1992,7	1197,6	4×УКЛН-0,38-300-50УЗ
3	1197,6	1304,9	2	2500	0,42	-1992,7	1197,6	4×УКЛН-0,38-300-50УЗ
4	0	1956,1	2	2500	0,42	-143,9	0	-
5	124,9	445,4	2	630	0,44	-233,9	124,9	2×УКБН-0,38-100-50УЗ
6	0	750,85	2	1000	0,43	-109,15	0	-
7	0	750,85	2	1000	0,43	-109,15	0	-
8	266,4	432,6	2	630	0,44	-388,2	266,4	2×УКЛН-0,38-150-50УЗ

 

7.2 Выбор  мощности высоковольтных компенсирующих  устройств.

Выбор мощности высоковольтных компенсирующих устройств  производится исходя из выполнения баланса  реактивной мощности для всего предприятия:

Q_ВК = ∑Q_р  + ∆Q_Т – ∑Q_НК1 – Q_э1; (7.3)

где   ∆Q_Т – потери реактивной мощности в трансформаторах ГПП, квар;

   Q_р – расчётная реактивная нагрузка высоковольтных и низковольтных

            приёмников, квар;

   Q_НК1 –суммарное значение номинальных мощностей КУ напряжением до1кВ;             

    Q_Э1 – экономическое значение реактивной мощности, определённое в п.5.2

Q_ВК =18087,6 +2883,25 – 2786,4 – 17500 = 684,45 квар

Для компенсации  реактивной мощности определяется располагаемая  реактивная мощность СД:

; (7.4)

где α_м – коэффициент допустимой перегрузки СД, зависящий от его загрузки 

         по активной мощности;                                                                   /1,227/

 

Располагаемая реактивная мощность всех СД:

 

квар > Q_ВК=684,45 квар;

8 Выбор устройств автоматики  и релейной защиты.

 

8.1 Выбор устройств автоматики

8.1.1 Шины  ГПП, РП, трансформаторных подстанций

Согласно  п.п. 3.3.30-3.3.32  ПУЭ на шинах ГПП, РП, цеховых трансформаторных подстанций устанавливаются устройства автоматического  ввода резерва (УАВР). УАВР выполняется  при этом на секционном выключателе. При выходе из строя линии или  трансформатора устройство АВР восстанавливает  питание, значительно сокращая простои технологического оборудования. УАВР должны удовлетворять следующим основным требованиям:

Обеспечивать  возможность действия при исчезновении напряжения на шинах питаемого элемента.

При отключении выключателя рабочего источника  питания включать без дополнительной выдержки времени выключатель резервного источника питания; при этом должна обеспечиваться однократность действия устройства.

Для обеспечения  действия АВР при обесточении  питаемого элемента необходимо предусмотреть  пусковой орган напряжения (ПОН).

Элемент минимального напряжения ПОН АВР  должен быть выполнен так, чтобы исключалась  его ложная работа при перегорании  одного из предохранителей трансформатора напряжения (ТН) со стороны обмотки  высшего (ВН) или низшего  (НН) напряжения.

Если  при использовании пуска УАВР по напряжению время его действия окажется недопустимо большим, в  дополнение к пусковому органу напряжения применяется пусковой орган, реагирующий на снижение частоты. Устройства АВР выполняют на оперативном переменном и постоянном токе. Источниками оперативного переменного тока служат ТН, установленные на рабочем или резервном вводе или на шинах подстанции в зависимости от схемы устройства АВР. В качестве ПО АВР применяется реле типа РН-54/160, РЧ-1.

 

 

8.1.2 Синхронные  двигатели 

 

При расчете  устройств ТАПВ и УАВР синхронных двигателей (РП высокого напряжения) следует  учитывать возможность несинхронного  включения двигателей и необходимость  частичного гашения поля. Так же предусматриваются устройства автоматического  регулирования возбуждения для  поддержания  заданных параметров (tgφ  и т.д.), устройства гашения поля.

 

8.2 Выбор  устройств релейной защиты

8.2.1 Трансформаторы  ГПП

 

Согласно  п.3.2.51 ПУЭ для трансформаторов  должны быть предусмотрены устройства релейной защиты от следующих видов  повреждений и ненормальных режимах  работы:

Многофазных замыканий в обмотках и на выводах.

Витковых  замыканий в обмотках.

Токов в  обмотках, обусловленных внешними КЗ.

Токов в  обмотках, обусловленных перегрузкой.

Понижения уровня масла.

 

Защиты, устанавливаемые на трансформаторах  ГПП.

 

8.2.1.1 Газовая защита от повреждений внутри кожуха.

Основана  на использовании явления газообразования  в баке поврежденного трансформатора. Интенсивность газообразования  зависит от характера и размеров повреждения. Это дает возможность выполнить газовую защиту, способную различать степень повреждения, и в зависимости от этого действовать на сигнал или отключение. Защита выполняется на реле РГЧЗ-66. Так же должна предусматриваться отдельное газовое реле для избирателей и контакторного устройства РПН.

 

 8.2.1.2  Продольная дифференциальная защита от повреждений на выводах и от внутренних повреждений.

 

   Дифференциальный принцип позволяет выполнить быстродействующую защиту трансформатора, реагирующую на повреждения в обмотках, на выводах и в соединениях с выключателями. При этом она может иметь недостаточную чувствительность только при витковых замыканиях и «пожаре стали».  Защита должна отстраиваться от бросков тока намагничивания и токов небаланса. Продольная защита должна выполняться так, что бы в зону ее действия входили соединения трансформатора со сборными шинами.  Дифференциальная защита реализуется группой функциональных блоков  в составе  устройства  ЯРЭ-2201.

 

8.2.1.3 Для защиты от многофазных КЗ

 

Максимальная  токовая защита (МТЗ) с комбинированным  пуском по напряжению и без него, действующая на отключение. Наличие  комбинированного пускового органа напряжения позволяет выбрать ток  срабатывания защиты без учета перегрузки трансформатора. Следует рассмотреть вариант дополнения МТЗ токовой отсечкой (ТО), предназначенной для отключения с меньшей выдержкой времени  КЗ на шинах.

Токовая защита от перегрузок выполняется одним  реле тока с действием на сигнал.

Все вышеперечисленные  защиты, действующие на отключение, должны действовать на отключение обоих  выключателей трансформатора.

8.2.2 Цеховые  трансформаторы

На трансформаторах  согласно пп. 3.2.58, 3.2.61, 3.2.66, 3.2.70 ПУЭ

предусматривается установка следующих устройств  релейной защиты:

Газовая защита.

Выполняется с использованием реле повышения  внутритрансформаторного давления. Газовая защита должна срабатывать  при внутренних витковых повреждениях трансформатора, сопровождающихся малыми токами, действовать на отключение ВН.

МТЗ нулевой  последовательности, устанавливаемой  в нулевом проводе трансформатора (при недостаточной чувствительности вышеперечисленных защитных аппаратов).

Однофазная  МТЗ  от токов, обусловленных перегрузкой, с действием на сигнал.

Трансформаторы  питающиеся по радиальной схеме. Согласно пп. 3.2.58, 3.2.61, 3.2.66, 3.2.70 ПУЭ предусматриваются следующие виды защит:

Со стороны  источника питания устанавливается  двухфазная, двухрелейная ТО без выдержки времени от междуфазных КЗ в трансформаторе; двухфазная, трехрелейная МТЗ трансформатора от внешних КЗ; МТЗ нулевой последовательности ( исходя из условий, перечисленных  выше).

Так же на линии устанавливается защита от однофазных замыканий на землю с  действием на сигнал.

 

8.2.3 Кабельные  линии 6,10 кВ

 

В соответствии с пп. 3.2.91-3.2.97 ПУЭ на кабельных  линиях должны быть предусмотрены устройства релейной защиты от многофазных замыканий  и однофазных замыканий на землю. Защита от многофазных замыканий  предусматривается в двухфазном исполнении и включается в одни и  те же фазы по всей сети данного напряжения для обеспечения отключения только одного места повреждения. Такой  защитой является двухступенчатая  токовая защита, первая ступень которой  выполнена в виде токовой отсечки, а вторая – в виде максимальной токовой защиты.

От однофазных замыканий на землю применяется  МТЗ нулевой последовательности, действующую на сигнал, реализованную  на реле типа РТЗ-51 с использованием трансформаторов тока нулевой последовательности. 

Так же предусматриваются  устройства контроля изоляции с использованием трансформаторов напряжения, установленных  на шинах ГПП и высоковольтного  РП.

 

8.2.4 Синхронные  двигатели