3 Выбор подстанций и трансформаторов

3.1 Главные понизительные подстанции (ГПП)

3.1.1 Выбор типа, мощности и других параметров ГПП, а также их расположение должны обусловливаться величиной электрических нагрузок и размещением их на генеральном плане разреза.

3.1.2 Для ГПП напряжением 35-110/6-10 кВ, как правило, сле­дует применять типовые проекты. Отказ от типового проекта должен быть обоснован технико-экономическим расчетом.

3.1.3 Для ГПП разрезов проектировать, как правило, открытое РУ 35-110 кВ, открытую установку силовых трансформаторов 35 -110/6-10 кВ и закрытое РУ 6-10 кВ.

3.1.4 При наличии на разрезе электрифицированного железнодорожного транспорта следует проектировать ГПП, как правило, совмещенного типа с установкой силовых трансформаторов и преобразовательных агрегатов.

3.1.5 ГПП следует размешать по возможности ближе в центру нагрузок. При этом следует учитывать, что минимальные расстояния от ОРУ 35-110 кВ и открытой установки трансформаторов 35-110/6-10 кВ с нормальной изоляцией до отдельных зданий и сооружений промплощадки должны быть не менее:

до породного отвала - 100 м;

до угольных складов и погрузочных пунктов для угля -50 м;

до прочих производственных сооружений - 30 м.

3.1.6 Для ГПП разреза следует предусматривать, как прави­ло, установку двух силовых трансформаторов с регулированием напряжения под нагрузкой. Мощность каждого из них принимать. равной 0,65-0,75 суммарной максимальной нагрузки на время ос­воения проектной мощности разреза.

Однотрансформаторные ГПП допускается применять в отдельных случаях при возможности обеспечения питания электроприемников 1 категории по связям вторичного напряжения с другими источниками питания.

3.2 Передвижные (блочные) комплектные трансформаторные подстанции 35-110/6-10 кВ

3.2.1 Для электроснабжения мощных угольных разрезов, оснащенных высокопроизводительной горной техникой, следует широко применять однотрансформаторные передвижные (блочные) комплектные трансформаторные подстанции напряжением 35-110/6-10 кВ мощ­ностью до 16000 кВА включительно, отвечающие условиям эксплуатации на разрезах.

3.2.2 При выборе числа ПКТП следует учитывать:

- наличие электроприемников различных номинальных уровней напряжения;

- суммарную расчетную мощность электроприемников разреза (участка);

- целесообразность питания электроприемников параллельных технологических потоков от разных подстанций.

3.2.3 Номинальная мощность трансформатора ПКТП (S_mp.) определяется по расчетной нагрузке электроприемников, питающихся от подстанции. При этом должно быть соблюдено условие:

(3.2.1)

где S_p - расчетная нагрузка в кВА, определенная по формуле (2.3).

3.2.4 Выбранная по нагрузке мощность трансформатора ПКТП должна быть проверена на возможность нормального пуска сетевого двигателя наиболее мощного и удаленного от подстанции экскаватора. Проверка производится в соответствии с п.4.2 настоящего пособия.

3.2.5 При расположении ПКТП на рабочем борту разреза шаг её передвижки рекомендуется определять следующим образом:

I) Определяется оптимальное, значение шага передвижки подстанции:

км, (3.2.2)

где а и в - параметры системы электроснабжения, определяемые выражениями:

(3.2.3)

(3.2.4)

E_н - отраслевой нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений (для МУП Е_н = 0,1);

С_on, С_ом, С_ор - стоимости 1 км соответственно питающей, магистральной и распределительных ЛЭП, тенге;

C_э - стоимость 1 кВт.ч электроэнергии, тенге;

Т_n - годовое время потерь электроэнергии, ч;

r_op, r_on - удельные активные сопротивления cоответственно распределительной и питающей ЛЭП, 0м/км;

I_pn, I_pi - расчетные токи соответственно питающей ЛЭП и i-го электроприёмника, А;

 - коэффициент, учитывающий остаточную стоимость магистральной ЛЭП при её переносе (при отсутствии данных можно принять =0,3);

l_м - длина магистральной ЛЭП, км;

С_пер - затраты на одну передвижку подстанции, включающие стоимость транспортировки подстанции, а также стоимости выполняемых при передвижке монтажных и демонтажных работ, тенге;

С_nр - стоимость 1 ч простоя электроприёмников разреза (участка) при передвижке подстанции, тенге;

t_np - длительность простоя электроприемников при передвижке подстанции, ч;

V_ф - скорость годового подвигания фронта горных работ, км/год.

Выбор знака (+ или -) в формуле (3.2.3) зависит от влияния изменения шага передвижки подстанции на длину питающей ЛЭП. Если с увеличением шага передвижки, длина питающей ЛЭП возрастает, то принимается знак "+", если уменьшается - знак “-“

2) Стоимость простоя электроприемников участка при передвижке подстанции (С_nрt_np) может не учитываться в расчетах, если время, затрачиваемое на передвижку, совпадает со временем проведения планово-предупредительного ремонта оборудования разреза (участка).

3) Рассчитанное согласно 3.2.2 значение должно быть проверено по условию обеспечения допустимого уровня напряжения на зажимах сетевого двигателя наиболее мощного и удаленного от подстанции экскаватора в момент его пуска.

Предельное значение шага передвижки подстанции, исходя из этого условия, определяется следующим образом:

км, (3.2.5)

где U_н- номинальное напряжение сети, кВ;

S_н- номинальная мощность пускаемого двигателя, кВА;

К_н- номинальная кратность пускового тока;

U_о- напряжение холостого хода трансформатора участковой подстанции, кВ;

n_вл, n_кл- число параллельных, соответственно, воздушных и кабельных ЛЭП;

l_кл- длина кабельной ЛЭП, км.

4) При выборе шага передвижки подстанции должно быть соблюдено условий:

(3.2.6)

В том случае, когда значение , определенное по формуле (3.2.2), превышает величину , следует рассмотреть вопрос о целесообразности повышения мощности подстанции.

Для этого необходимо определить и сравнить между собой следующие величины:

(3.2.7)

(3.2.8)

где К₁ и K₂- стоимость подстанций соответственно меньшей и большей мощности, тенге.

Если А > В, то экономически целесообразно увеличить мощность подстанции и принять шаг ее передвижки равным . Если А  В, то выбирается подстанция меньшей мощности, а шаг ее передвижки принимается равным .

3.3 Передвижные комплектные трансформаторные подстанции 6-10/0,4 кВ

3.3.1 До организации серийного выпуска подвижных комплектных трансформаторных подстанций, предназначенных для эксплуатации в условиях открытых горных работ, разрешается применение подстан­ций типа ПКТП-100, 160, 250, 400, 630, КТП-25, 40, 63, 100 и 160 и др. выпускаемых заводами электротехнической промышленности.

4.3.2. Мощность трансформатора передвижной подстанции, определяемая по величине нагрузки, рассчитывается по формуле:

, кВА, (3.3.1)

где Р_р - расчетная нагрузка подстанции, кВт;

cos _p- средневзвешенное значение коэффициента мощности группы электроприемников, питающейся от подстанции (принимается равным-0,6-0,7).

3.3.3 Выбранная по величине нагрузки мощность подстанции проверяется по условию пуска наибольшего по величине двигателя в группе.

Если мощность наибольшего электродвигателя в группе электроприёмников, присоединённых к шинам подстанции, составляет не более 30% мощности трансформатора - при редких пусках и не более 20% - при частых пусках, то мощность трансформатора допускается не проверять по условиям пуска.

При питании двигателя от отдельного трансформатора (блочная схема), мощность двигателя может составлять 80% мощности трансформатора.

3.3.4 Рекомендуемые значения мощности ПКТП и сечения кабеля для питания некоторых типов буровых станков приведены в таблице 1.4 приложения 1.

4. Расчёт электрических сетей

4.1 Выбор сечений проводников

4.1.1 Сечения проводников воздушных и кабельных ЛЭП напряжением до и выше 1000 В следует выбирать по нагреву токами нагрузки с последующей проверкой:

а) по экономической плотности тока (только ЛЭП 6-35 кВ со сроком службы более 5 лет);

б) на термическую устойчивость от воздействия токов короткого замыкания (только кабельные ЛЭП-6-10 кВ);

в) по допустимой потере напряжения.

Окончательно должно приниматься наибольшее сечение, требуемое указанными условиями.

4.1.2 Выбор сечения проводников по нагреву сводится к сравнению расчетного тока (I_p) с длительно допустимыми токами нагрузки (I_доп), приводимыми для стандартных сечений (таблицы 1.5 и 1.6 приложения 1):

(4.1.1)

Расчетный ток в пинии определяется по формуле:

, (4.1.2)

где U_н- номинальное напряжение сети , кВ.

4.1.3 Экономически целесообразное сечение проводника определяется из соотношения:

, мм², (4.1.3)

где I_эк - экономическая плотность тока, А/мм², принимается согласно таблицы 1.7 приложения I.

4.1.4 Не подлежат проверке по экономической плотности тока ЛЭП с малым сроком службы (до 5 пет), к числу которых на разрезах относятся передвижные воздушные и кабельные ЛЭП 6-10 кВ.

Сечение проводника, полученное в результате указанных расчетов, округляется до ближайшего стандартного.

4.1.5 Выбранные по нагреву или экономической плотности тока сечения проводников проверяются по допустимой потере напряжения при длительном и пиковом режимах работы электроприемников.

В общем случае потеря напряжения в трёхфазной сети, состоящей из М участков с N нагрузками, сосредоточенными в конце ЛЭП на расстояниях друг от друга, обусловленных технологией ведения горных работ, определяется по формуле:

, (4.I.4)

где P_pij – нагрузка i-го электропримника, приходящаяся на j-й участок сети, кВт (i = 1,2, ...... N);

l_j- длина j-го участка сети, км,

r_oj, X_oj - удельные активное и индуктивное сопротивления j-го участка сети, 0м/км.

Потеря напряжения в сети, определенная согласно (4.1.4), не должна превышать 5% при длительном и 10 % при пиковом режимаx работы электроприёмников.

4.1.6 Кабельные ЛЭП-6-10 кВ проверяются на термическую устойчивость от воздействия токов к.з. по формуле:

, (4.1.5)

где I_ -установившееся значение тока, к.з., кА;

t_n - приведенное время действия тока к.з., сек (принимается равным суммарному времени срабатывания зашитыми выключателя);

 - расчетный коэффициент, определяемый допустимой температурой

нагрева (для кабелей до 10 кВ с медными жилами -  =7,с алюминиевыми жилами -  = 12).

При выборе стандартного сечения жил кабелей по термической устойчивости -следует принимать ближайшее большее сечение относительно расчетного S мин.

4.2 Проверка сети по потере напряжения в пусковом режиме

4.2.1 Проверка сети сводится к определению фактического напряжения на зажимах сетевого двигателя мощного экскаватора в момент его пуска и сравнению этого напряжения с допустимым значением.

4.2.2 Расчетная схема проверяемой сети строится исходя из следующих условий:

- экскаватор расположен на наиболее удаленном /в соответствии с технологией ведения горных работ/ расстоянии от источника питания;

• электроприемники с синхронными двигателями, связанные с проверяемой сетью отключены, а с асинхронными двигателями работают в длительном режиме с расчетной нагрузкой.

4.2.3 Проверку сети допускается производить с учетом только индуктивных сопротивлений ее основных элементов трансформатора участковой подстанции, воздушной и кабельной ЛЭП-6-10 кВ.

4.2.4 Напряжение на зажимах двигателя экскаватора в момент его пуска определяется следующим выражением:

, В, (4.2.1)

где V_о- напряжение холостого хода трансформатора участковой подстанции, В;

V_np- потеря напряжения от прочей нагрузки в общих с пускаемым двигателем элементах сети, В;

S_н- номинальная мощность пускаемого двигателя, кВА,

К_н- номинальная кратность пускового тока;

X_вн- внешнее индуктивное сопротивление участка сети от трансформатора допускаемого двигателя экскаватора, Ом.

4.2.5 Потеря напряжения в сети от прочей нагрузки определяется по формуле:

, В, (4.2.2)

где Р_р.пр.- Расчетная нагрузка прочих электроприемников с асинхронным приводом подключенных к сети, кВт;

R_общ, Х_общ,- соответственно активное и индуктивное сопротивление элементов сети, общих с пускаемым двигателем, Ом.

4.2.6 Внешнее реактивное сопротивление участка сети определяется по формуле:

, Ом , (4.2.3)

где X_mp- индуктивное сопротивление трансформатора, Ом;

X_вл, X_кл- индуктивное сопротивление соответственно воздушной и кабельной ЛЭП, Ом.

4.2.7 Индуктивное сопротивление трансформатора:

, Ом, (4.2.4)

где V_к - напряжение к.з. трансформатора, %;

S_mp- номинальная мощность трансформатора, кВА.

4.2.8 Индуктивное сопротивление воздушной ЛЭП 6-10 кВ:

, Ом , (4.2.5)

где l_вл- длина воздушной ЛЭП, км;

n_вл- число параллельных воздушных ЛЭП.

4.2.9 Индуктивное сопротивление кабельной ЛЗП 6-10 кВ:

, Ом, (4.2.6)

где l_кл - длина кабельной ЛЭП, км;

n_кл - число параллельных кабельных ЛЭП.

4.2.10 Уровень напряжения на зажимах двигателя в момент его запуска, рассчитанный по формуле (4.2.1) должен удовлетворять условию:

V_n0,75 V_н . (4.2.7)

4.3 Определение экономически целесообразной длины экскаваторного кабеля

4.3.1 Длину гибкого экскаваторного кабеля, в каждом конкретном случае, рекомендуется определять технико-экономическим расчетом.

4.3.2 Экономически целесообразное (оптимальное) значение длины экскаваторного кабеля (без кабельного барабана) определяется следующим уравнением:

, м, (4.3.1)

где А, В, С -постоянные для данного экскаватора коэффициенты;

t_пр- время простоя экскаватора при его переключении, ч.

4.3.3 Значения коэффициентов А, В, С определяются следующим образом:

, (4.3.2)

, (4.3.3)

, (4.3.4)

где , -нормы амортизационных отчислений соответственно кабельной и воздушной ЛЭП - 6-10 кВ;

С_кл, С_вл- стоимости 1 км соответственно кабельной и воздушной ЛЭП - 6-10 кВ, тенге;

К - параметр, зависящий от схемы электроснабжения экскаватора (при продольной схеме К = 0,87; при поперечной схеме К = 1,74);

S_кл, S_вл- сечения соответственно кабельной и воздушной ЛЭП -6-10 кВ, мм²;

L_зэ- годовое подвигание экскаваторного забоя, км/год;

L_ф- длина фронта работ экскаватора, км;

I_p - расчетный ток экскаватора, А;

С_э - стоимость 1 кВт.ч электроэнергии, тенге;

Т_n - годовое время потерь, ч;

К_g - коэффициент доплаты;

С_о - тарифная ставка электрослесаря, занятого переключением, тенге/смену;

N_r - количество электрослесарей, занятых переключением экскаватора;

T_см - продолжительность смены, ч;

С_nр - стоимость 1 ч простоя экскаватора, тенге.;

С_ор - стоимость 1 км поперечной ЛЭП - 6-10 кВ, тенге;

l_р - длина поперечной ЛЭП - 6-10 кВ, км.

При определении для экскаватора при продольной схе­ме его электроснабжения значение коэффициента С принимается равным нулю.

4.3.4 При поперечной схеме электроснабжения длина экскаваторного кабеля определенная согласно (4.3.1), должна быть увеличена на длину участка кабеля, прокладываемого в направлении поперечном фронту горных работ (например, с уступа на уступ).

4.3.5 Выбранная длина экскаваторного кабеля должна удовлетворять условию обеспечения допустимого уровня напряжения на зажимах сетевого двигателя экскаватора в наиболее тяжелом для него режиме работы.

Проверочный расчет выполняется в соответствии с пунктом 4.1.5 настоящего пособия.

5. Расчёт токов короткого замыкания в электроустановках с напряжением выше 1 кВ

5.1 При расчете токов короткого замыкания (токов к.з.) определяются следующие величины:

I" - действующее значение начального сверхпереходного тока для выбора установок быстродействующей защиты;

I_ - установившийся ток к.з. для проверки на термическую устойчивость электрических аппаратов и кабелей;

i_g - ударный ток к.з. (мгновенное значение) для проверки электрических аппаратов на динамическую устойчивость,

I_y — наибольшее действующее значение полного тока к.з. для проверки электрических аппаратов на динамическую устойчивость в течение первого периода процесса к.з.;

I_t - действующее значение полного тока к.з. для произвольного момента времени для выбора выключателей по отключаемому току;

S_t - мощность к.з. для произвольного момента времени для проверки выключателей по отключаемой ими мощности.

5.2 Расчет токов к.з. рекомендуется производить в относительных единицах.

5.3 Порядок расчета токов к.з.

5.3.1 Составляется расчетная схема, соответствующая нормальному режиму работы системы электроснабжения. В расчетную схему вводятся все участвующие в питании короткого замыкания источники тока и все элементы (трансформаторы, воздушные и кабельные линии) их связей с местом короткого замыкания и между собой.

Источником питания места к.з. принимаются внешняя система электроснабжения и синхронные электродвигатели.

5.3.2 Выбираются расчетные точки к.з. Выбор места и вид к.з. производится согласно главе 1-4 ПУЭ.

5.3.3 На основании расчетной схемы составляется схема замещения, на которой все элементы системы электроснабжения вводятся соответствующими сопротивлениями. Схемы замещения выполняются в однолинейном изображении с указанием порядковых номеров сопротивлений, их величин, выраженных в относительных единицах, приведенных к базисной мощности. Сопротивления отдельных элементов системы электроснабжения в относительных единицах, приведенные к базисным условиям, определяются согласно таблице 1.8 приложения I.

5.3.4 Схема замещения путем соответствующих преобразований приводится к простейшему виду. Основные формулы преобразования схем приведены в таблице 1.9 приложения I.

5.3.5 Определяется расчетное сопротивление цепи синхронных двигателей:

, (5.3.1)

где X_*- суммарное сопротивление цепи от синхронных двигателей до места к.з.;

S_- суммарная номинальная мощность синхронных двигателей, МВА;

S_- базисная мощность, в качестве которой рекомендуется принимать величину, кратную 10 (100; 1000), МВА .

При X_{CD расч}>З синхронным электродвигателем, как источником питания к.з., пренебрегают.

5.3.6 Определяют ток к.з., посылаемый энергосистемой (источником неограниченной мощности):

(5.3.2)

где U_- базисное напряжение, для каждой ступени трансформации принимается равным 115; 37; 10,5; 6,3 кВ;

X_*C- суммарное сопротивление ветви от энергосистемы до точки к.з.

5.3.7 Токи к.з., посылаемые синхронными двигателями, опреде­ляются выражением:

I_t=K_tI_Н, кА, (5.3.3)

где - суммарный номинальный ток синхронных двигателей, кА;

K_t - кратность периодической составляющей тока к.з. для различных моментов времени, определяемая по кривым в зависимости от величины расчетного сопротивления (расчетные кривые см. рисунок 1.2 приложения I ).

5.3.8 Суммарный ток к.з. в данной точке для соответствующих моментов времени находится путем сложения токов к.з., посылаемых энергосистемой и синхронными двигателями:

, (5.3.5)

где I_t - ток к.з., посылаемый i-ым источником в момент времени t, кА;

n - количество источников питания места к.з.

5.3.9 Ударный ток к.з. определяется по формуле:

, кА, (5.3.6)

где К_у - ударный коэффициент.

При к.з. в цепи с малым активным сопротивлением K_y = 1,8.

Тогда

i_y= 2,55I", кА . (5.3.7)

При к.з. в точках сети, где заметно сказывается активное сопротивление элементов цепи к.з. (для систем электроснабжения с длинными кабельными ЛЭП), значение К_у следует определять по кривой на рисунке 1.3 приложения I.

5.3.10 Наибольшее действующее значение полного тока к.з. определяется:

, кА. (5.3.8)

При Ку = 1,8:

I_y = 1,52I^” или (5.3.9)

I_y0.6i_y,кА.

5.3.11 Мощность к.з. для любого момента времени определяется по формуле

, МВА. (5.3.10)

5.3.12 Токи при двухфазном к.з. могут быть определены через токи трёхфазного к.з.:

, кА , (5.3.11)

, кА , (5.3.12)

, кА. (5.3.13)