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

p> В своей работе рассматриваю возможность наиболее качественной передачи и распределения электроэнергии, решаю вопрос компенсации реактивной мощности, с помощью конденсаторных батарей.

Интенсификация производственных процессов, повышение производительности труда связаны с совершенствованием существующей и внедрением новой, передовой технологии.

Экономное использование электроэнергии приобретает все большее значение. Анализ потребления электрической энергии горными предприятиями показывает, что основными направлениями сокращения потерь электроэнергии в сетях являются компенсация реактивной мощности с одновременным улучшением качества потребляемой электрической энергии непосредственно в сетях горных предприятий, увеличение загрузки трансформаторов с целью достижения максимальной эффективности их использования, приближение трансформаторов к приемникам электроэнергии (глубокие вводы), сокращение ступеней трансформации и исключение дополнительного реакторного оборудования, сокращение потерь непосредственно в трансформаторах, внедрение более экономичного силового электрооборудования и источников света, оптимизация режимов работы электрооборудования, реконструкция и перевод сетей на повышенное напряжение, внедрение диспетчерского управления и автоматизированных систем управления электроснабжением и учетом электроэнергии.

Режим работы электрической системы характеризуется значениями показателей ее состояния, называемых параметрами режима. Все процессы в электрических системах можно охарактеризовать тремя параметрами: напряжением, током и мощностью Р. Но для удобства расчетов и учета электроэнергии применяются и другие параметры, в том числе реактивная мощность Q. Существует несколько определений реактивной мощности. Например, что реактивная мощность, потребляемая индуктивностью и емкостью, идет на создание магнитного и электрического полей. Индуктивность рассматривается как потребитель реактивной мощности, а емкость – как ее генератор.

В цепях переменного тока мощность можно определить по формуле:

[pic] только при совпадении по фазе тока и напряжения (угол ( = 0,) (U, I
–действующие значения напряжения и тока). Поэтому для характеристики мощности цепи переменного тока требуется дополнительный показатель, отражающий разность фаз тока и напряжения. Произведение показаний вольтметра и амперметра в цепи переменного тока называется полной мощностью. Для трехфазной цепи она равна:

[pic]

Активная мощность трехфазного переменного тока определяется по формуле:

[pic]

На основании этих выражений полная мощность S представляется гипотенузой прямоугольного треугольника, один катет которого представляет активную мощность Р = S cos(, а другой – реактивную Q = Ssin(. Из треугольника мощностей получаются следующие зависимости:

[pic]

Множитель cos( называется коэффициентом мощности. В некоторых случаях удобней пользоваться не cos(, a tg(, называемым коэффициентом реактивной мощности:

[pic]

Расчетное значение реактивной мощности легко найти из выражения:

[pic]

Коэффициент реактивной мощности tg( с приближением угла ( к нулю позволяет найти значение Qp с меньшей погрешностью, чем величина cos(, так как в зоне малых углов (, где cos( = 0,95, изменение коэффициента мощности на 1% приводит к изменению коэффициента реактивной мощности на 10 %.

Следует помнить об условности толкования Q как мощности. Только активная мощность Р может совершать работу и преобразовываться в механическую, тепловую, световую и химическую энергию. Активная мощность обусловлена преобразованием энергии первичного двигателя, полученной от природного источника, в электроэнергию. Реактивная мощность не преобразуется в другие виды мощности, не требует для ее производства затраты других видов энергии, не совершает работу и поэтому условно называется мощностью.

Аналогия реактивной мощности с активной состоит в сходстве аналитического выражения, в том, что электроприемники потребляют не только активную, но и реактивную мощность, так как процессы передачи и потребления электроэнергии неразрывно связаны с возникновением магнитного и электрического полей, в зависимости и активной, и реактивной мощности от напряжения и частоты в соответствии со статическими характеристиками, в зависимости потерь в сетях от потоков и активной, и реактивной мощности, в одинаковом способе измерения активной и реактивной мощности. Для расчета режимов в цепях синусоидального тока реактивная мощность является очень удобной характеристикой, широко используемой на практике.

К потребителям реактивной мощности в электроустановках горных предприятий относятся асинхронные двигатели, трансформаторы, преобразователи, сварочные трансформаторы, а также реакторы и 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 |
| | | | |L2 = 986 |S2 = 3х120 |
|ЦПП |4509 |358 |801 |L1 = 1360 |S1 = 3х150 |
|конвейеризаци| | | |L2 = 1400 |S2 = 3х150 |
|и | | | | | |
|ЦПП-центр |9616 |121 |1671 |L1 = 2213 |S1 = 3х150 |
| | | | |L2 = 21100 |S2 = 3х150 |
| | | | |L3 = 2200 |S3 = 3х150 |
| | | | |L4 = 2110 |S4 = 3х150 |
|ЦПП-725-ю |4579 |4945 |811 |L1 = 780 |S1 = 3х150 |
| | | | |L2 = 795 |S2 = 3х150 |
|ЦПП-620-ю |6512 |1120 |1121 |L1 = 1485 |S1 = 3х150 |
| | | | |L2 = 1615 |S2 = 3х150 |
| | | | |L3 = 1515 |S3 = 3х150 |
| | | | |L4 = 1515 |S4 = 3х150 |
|ЦПП-620-с |3177 |115 |445 |L1 = 1367 |S1 = 3х150 |
| | | | |L2 = 1400 |S2 = 3х150 |
|ЦПП -270 |1901 |48 |250 |L1 = 840 |S1 = 3х120 |
| | | | |L2 = 850 |S2 = 3х120 |

Питание подземных потребителей горизонта –270 (ЦПП –270) осуществляется по вводам №1 и №4, обеспечивая нормальный и аварийный режим.

Питание подземных потребителей горизонта –620 околоствольного двора
(ЦПП–620–с) осуществляется по вводам №3 и №6, обеспечивая нормальный, но, не обеспечивая аварийный режим работы.

После компенсации реактивной мощности, питание подземных потребителей по вводам №3 и №6 будет обеспечивать и нормальный, и аварийный режим работы, что наглядно показывает диаграмма для определения числа и сечения стволовых кабелей (ДП.180400.07, рис.10.2).

Питание подземных потребителей ЦПП–центр осуществляется по вводам №2,
№5, №9 и №10, обеспечивая нормальный, но, не обеспечивая аварийный режим работы.

Питание подземных потребителей РПП–4–с осуществляется двумя кабельными линиями №48 и №52, обеспечивая нормальный и аварийный режим.

Питание подземных потребителей РПП–3–с осуществляется двумя кабельными линиями №40 и №45, обеспечивая нормальный и аварийный режим.

Питание подземных потребителей РПП–2–с осуществляется двумя кабельными линиями №42 и №46, обеспечивая нормальный и аварийный режим.

Питание подземных потребителей РПП–1–с осуществляется двумя кабельными линиями №36 и №38, обеспечивая нормальный, но не обеспечивая аварийный режим работы.

Питание подземных потребителей ЦПП конвейеризации осуществляется по вводам №7 и №8, обеспечивая нормальный и аварийный режим.

[pic]

Рис.10.2 Диаграмма для определения числа и сечения стволовых кабелей

Питание подземных потребителей ЦПП–620–ю осуществляется по вводам №1,
№2, №3 и №4 (от РУ–6кВ – Вентиляционный ствол №1) обеспечивая нормальный и аварийный режимы работы.

Питание подземных потребителей ЦПП–725–ю осуществляется по кабельным линиям №95 и №96, обеспечивая нормальный и аварийный режим.

Проанализировав существующую схему электроснабжения, определили места наибольшей нагрузки. Ими являются: ЦПП–центр, РПП–1–с, ЦПП–620–ю. А наиболее отдаленным потребителем является ПУПП №55 и №90 (энергопоезд лавы
412–с пласта «Четвертого»).

Для данных потребителей произведем расчет компенсации реактивной мощности при помощи конденсаторных батарей.

Данные для расчета приведены в табл. 10.2

Таблица 10.2
|Место |Рсум. расч |cos( |tg( |
|установки |, кВт | | |
| | |До |после |до |после |
| | |компенсации|компенсации|компенсации|компенсации|
|РПП–4С |2114 |0,6 |0,8 |1,33 |0,75 |
|РПП–3С |3822 |0,6 |0,8 |1,33 |0,75 |
|РПП–2С |2192 |0,6 |0,8 |1,33 |0,75 |
|РПП–1С |7183 |0,6 |0,9 |1,33 |0,48 |
|ЦПП |4509 |0,7 |0,9 |1,02 |0,48 |
|конвейеризаци| | | | | |
|и | | | | | |
|ЦПП–центр |9616 |0,65 |0,95 |1,17 |0,33 |
|ЦПП-725-ю |4579 |0,6 |0,8 |1,33 |0,75 |
|ЦПП–620-ю |6512 |0,6 |0,9 |1,33 |0,48 |
|ЦПП-620-с |3177 |0,6 |0,8 |1,33 |0,75 |
|ЦПП-270 |1901 |0,7 |0,9 |1,02 |0,48 |

Информация о cos( предоставлена главным энергетиком шахты
Комсомольская.

Расчитаем tg( (до компенсации) и tg'( (после компенсации):

[pic]

РПП-4С:

[pic] [pic]

РПП-3С:

[pic] [pic]

РПП-2С:

[pic] [pic]

РПП-1С:

[pic] [pic]

ЦПП-конвейеризации:

[pic] [pic]

ЦПП-центр:

[pic] [pic]

ЦПП-725-ю:

[pic] [pic]

ЦПП-620-ю:

[pic] [pic]

ЦПП-620-с:

[pic] [pic]

ЦПП-270:

[pic] [pic]

Результаты вычислений занесем в таблицу.

Рассчитаем мощность компенсирующих устройств для данных ЦПП:

[pic] где Р – суммарная нагрузка ЦПП; tg( – тангенс угла сдвига фаз до компенсации (средневзвешенный годовой); tg'( – тангенс угла сдвига фаз после компенсации (проектный);

РПП-4С:

[pic]

РПП-3С:

[pic]

РПП-2С:

[pic]

РПП-1С:

[pic]

ЦПП-конвейеризации:

[pic]

ЦПП-центр:

[pic]

ЦПП-725-ю:

[pic]

ЦПП-620-ю:

[pic]

ЦПП-620-с:

[pic]

ЦПП-270:

[pic]

Расчета мощности компенсаторных установок можно выполнить графическим способом (ДП.180400.07, рис. 10.3).
[pic]

Рис. 10.3 Номограмма для выбора требуемой мощности компенсирующих устройств cos(1 – до компенсации; cos(2 – после компенсации; на пересечении линий данных косинусов опускаем перпендикуляр на ось X, получаем множитель, который необходимо умножить на установленную полную мощность.

Использование промышленных конденсаторных установок в обычном исполнении, в угольных шахтах, запрещено ПБ.

В настоящее время промышленность выпускает конденсаторные установки в
РВ исполнении только одной модификации.

Технические данные конденсаторной установки ККУВП:
Номинальное напряжение – 6,3 кВ;
Номинальная мощность (реактивная) – 450 кВА;
Номинальный проходной ток сборных шин обходящих соединений – 460 А;
Главный коммутационный аппарат – РУВН вакуумный;
Конденсаторная установка типа ККУВП в РВ-4В.

Компенсировать полностью реактивную мощность экономически не целесообразно из-за высокой стоимости конденсаторных батарей.
Целесообразно компенсировать примерно половину реактивной мощности, а остальное брать из сети.

Рассмотрим компенсацию реактивной мощности на РПП-4С:

Расчетом определили, что нужно скомпенсировать 1200 кВА. Технически возможно скомпенсировать – 900 кВА (2х450).

Предлагаем установить на РПП-4С конденсаторные установки ККУВП в количестве двух штук, по одной на каждый ввод.

РПП-3С необходимо скомпенсировать 2200 кВА, за минусом 900 кВА скомпенсированных на РПП-4С.

Предлагаем установить на РПП-3С конденсаторные установки ККУВП в количестве двух штук, по одной на каждый ввод.

РПП-2С – 1250 кВА. Ставим ККУВП в количестве двух штук, по одной на каждый ввод.

РПП-1С – 6100 кВА, за минусом 2700 кВА. Ставим ККУВП в количестве шести штук, по три на каждый ввод.

ЦПП-конвейеризация – 2435 кВА. Ставим ККУВП в количестве четырех штук, по две на каждый ввод.

ЦПП-центр – 8080 кВА, за минусом 5400 кВА. Ставим ККУВП в количестве четырех штук, по два на каждый ввод.

ЦПП-725-ю – 2655 кВА. Ставим ККУВП в количестве шести штук, по три на каждый ввод (по одной на каждом вводе оставляем в резерве, в виду дальнейшего развития мощностей присоединяемых к ЦПП-725-ю).

ЦПП-620-ю – 5535 кВА, за минусом 2700 кВА. Ставим ККУВП в количестве шести штук, по три на каждый ввод.

ЦПП-620-с – 1840 кВА. Ставим ККУВП в количестве двух штук, по одной на каждый ввод.

ЦПП-270 – 1020 кВА. Ставим ККУВП в количестве двух штук, по одной на каждый ввод.

Для полной компенсации реактивной мощности на шахте Комсомольская необходимо 36 компенсирующих устройств. Полная компенсация реактивной мощности не выгодна как с экономической (см. экономическую часть), так и технической точки зрения.

Предлагаем установить компенсирующие устройства на РПП наиболее удаленные от ГПП, т.к. они разгружают всю шахтную сеть.

Наиболее удаленными являются – РПП-4С, РПП-3С, РПП-2С, ЦПП-725-ю.

Для этого необходимо ККУВП в количестве 12 штук.

10.2 Компенсация реактивной мощности у наиболее удаленного потребителя

Наиболее удаленным потребителем считаем участковую передвижную подземную подстанцию №55 (энергопоезд участка №9). Данные для расчета сведем в таблицу.
|Место |Рсум. уст ,|Cos( |tg( |
|установки |кВт | | |
| | |До |после |до |после |
| | |компенсации|компенсации|компенсации|компенсации|
|К/ш 412-с |630 |0,6 |0,8 |1,33 |0,75 |

[pic] [pic]
|Место |Рсум. расч |Iф , А |Lвводн.каб ,|Sвводн.каб ,|
|установки |, кВт | |м |мм2 |
| | |Н.Н. |В.Н. | | |
|К/ш 412-с |812 |351 |61 |L1 = 3223 |S2 = 3х35 |

[pic]

При установке компенсирующего устройства у наиболее удаленного потребителя происходит почти 100% компенсация реактивной мощности, что экономически не целесообразно (большая стоимость компенсирующего устройства не окупится за время работы добычного участка по отработке данной лавы).

В связи с тем, что промышленностью выпускаются конденсаторные установки в РВ исполнении только одной модификации, компенсация реактивной мощности подземных потребителей имеет практически и экономически выгодное только одно решение. Установку компенсирующих устройств на наиболее удаленных РПП.

11. Экономический расчёт затрат на внедрение БК

11.1. Расчёт затрат на БК

Полную стоимость БК определим по формуле:

П = Ртр + Цо (11.1) где Ртр = 15 – расходы на транспортировку, % от оптовой цены;

Ртр = 0,15 ( 71500 = 10725 руб.

Тогда

П = 10725 + 71500 = 82225 руб.

Затраты на амортизацию определим по формуле:

[pic] (11.2) где На = 2,27% – норма амортизационных отчислений в месяц.

Тогда

[pic] руб.

Затраты на КБ приведены в таблице 11.1.

Таблица 11.1

Затраты на БК
|Наименование показателя |Затраты, руб |
|Приобретение аппаратуры |71500 |
|Затраты на БК |10725 |
|Налог на добавочную стоимость |14300 |
|Амортизационные отчисления в месяц |1865 |
|Амортизационные отчисления на 01.04.200 |27975 |
|года | |

Монтаж БК предлагаем осуществить на действующих РПП. Поэтому затраты на монтаж не учитываются.
11.2. Определение нормативной численности электрослесарей на техническое обслуживание и ремонт БК участка ПУРСА

Для обслуживания БК электрослесарями подземными принимаем 5 чел/см.

Количество рабочих по разрядам находим из условия:
- электрослесарь подземный 5 разряда – до 30%;
- электрослесарь подземный 3 и 4 разряда – остальная часть норматива численности рабочих.

Общая нормативная численность электрослесарей подземных 4 и 5 разрядов:

– электрослесарь 5 разряда: 5 ( 0,3 = 1,5 чел/см.

Принимаем 2 чел/см.

– электрослесари 3 и 4 разрядов принимаем соответственно 3 чел/см.

11.3. Экономические аспекты задачи компенсации мощности

Все параметры режима работы сети зависят от активной и реактивной мощности. Однако если для изменения активной мощности требуется изменять технологический режим работы потребителей энергии, то изменение реактивной мощности достигается более просто – с помощью компенсирующих устройств
(КУ), наиболее распространенными из которых являются батареи конденсаторов
(БК).

Установка дополнительных БК связана с затратами средств на приобретение, доставку, монтаж и обслуживание как самих БК, так и дополнительного оборудования. Эти затраты приближенно могут быть представлены в виде линейной зависимости от мощности БК:

[pic],

(11.3) где зК – удельные затраты на БК, руб/квар в год.

Потери мощности и энергии в сети при установке БК снижаются в соответствии с квадратичной зависимостью. Затраты на потери выражаются формулой:

[pic], (11.4) где с0 – удельная стоимость потерь, руб/кВт в год; ЗПР и ЗПQ – затраты на потери, обусловленные потоками активной и реактивной мощности, руб/год.

Ввиду того что основную часть затрат на БК производят единовременно
(затраты на приобретение, доставку и монтаж оборудования), а снижение потерь происходит в течение всего срока службы БК, единовременные затраты приводят к годовым, умножая на коэффициент нормативной эффективности капиталовложений рн = 0,12. Коэффициент рн означает, что экономически целесообразными считаются капиталовложения, дающие ежегодный эффект не менее 12% их объема (т.е. окупающиеся за срок tок= 100 / 12 ( 8 лет и менее). Так как кроме единовременных затрат на БК необходимо производить ежегодные затраты на их обслуживание, ремонт, отчисления на амортизацию, а также учитывать потери активной мощности в самих БК, годовые удельные приведенные затраты на БК определяют по формуле, руб/квар в год:

[pic], (11.5) где ро – нормативы отчислений на обслуживание и ремонт; рА – на амортизацию; КК и КВ –единовременные затраты на приобретение БК и ввод их в действие (приобретение дополнительного оборудования, его доставка и монтаж), руб/квар; ск—стоимость потерь в БК, руб/квар в год.

В соответствии с действующими нормативами ро + ра = 0,1 и формула
(11.6) приобретает вид:

[pic] (11.7) где зк.К – составляющая затрат, определяемая стоимостью БК; зв – составляющая затрат, определяемая стоимостью монтажных работ, дополнительного оборудования и его доставки к месту назначения.

Чем больше мощность БК, тем больше затраты на их установку и тем меньше затраты на потери в сети. Целью оптимизационной задачи является определение такой мощности БК, при которой суммарные затраты З = Зк + ЗП принимают возможное наименьшее значение. На рис. 11.1 приведены качественные зависимости Зп, 3К и 3 от мощности Q, передаваемой по сети. При начальной, нескомпенснрованной нагрузке узла Qн затраты на БК Зк = 0, затраты на составляющие потерь соответствуют отрезкам З’пр и 3’ПQ, а суммарные затраты
– точке 3’. При снижении Q затраты на БК возрастают линейно, затраты на передачу реактивной мощности снижаются в соответствии с квадратичной зависимостью, а на передачу активной Зпр остаются неизменными. При полной компенсации реактивной нагрузки затраты на БК соответствуют точке З”к, а затраты на потери – точке З’’п = 3’пр. Суммарные затраты вначале снижаются, затем, достигнув точки 0, начинают увеличиваться. В точке 1 они принимают значение, равное 3’, а при полной компенсации 3’’.

Оптимальная (экономическая) мощность БК Qк.э, при которой 3 = 3MIN, соответствует точке 0. Мощность Оэ = QН – QК.Э целесообразно передавать в данный узел от электростанций или других источников реактивной мощности энергосистемы, так как ее компенсация приводит к увеличению суммарных затрат. Для нахождения оптимального решения используют тот факт, что в точке 0 производная d3 / dQ = 0 (касательная к кривой 3 принимает горизонтальное положение). Поэтому для получения оптимального решения необходимо записать аналитическое выражение целевой функции, взять его производную по реактивной мощности, приравнять нулю и из полученного уравнения найти QкЭ и соответствующее ему Qэ.

[pic]

Рис. 11.1. Зависимость целевой функции и ее составляющих от мощности КУ

Аналитическое выражение целевой функции

[pic] (11.8) где а, b, c – коэффициенты уравнения параболы:

[pic] (11.9)

[pic] (11.10)

[pic] (11.11)

Производная от целевой функции (9.8):

[pic] (11.12)

Полученную производную от целевой функции приравняем к нулю:

[pic] (11.13)

Тогда

[pic]

В сложной сети целевая функция зависит от нагрузок многих узлов, поэтому приходится брать ее частные производные по нагрузке каждого узла и решать систему уравнений, число которых равно числу узлов. В результате получают взаимоувязанные оптимальные значения Qэ для всех узлов.

Расчеты компенсации реактивной мощности в целом по предприятию и по отдельным потребителям после обработки показали, что целесообразней компенсировать 45(55% реактивной мощности, а остальное получать из сети.

Заключение

Электровооруженность труда обеспечивает возможность дальнейшего проведения комплексной механизации и автоматизации, и на основе этого возрастает производительность труда, но нормальная работа горного предприятия зависит от качественного электроснабжения.

При качественном электроснабжении паспортные характеристики горных машин практически не отличаются от номинальных, что было установлено в комплексной работе.

На качество электроснабжения токоприемников шахты ''Комсомольская'' большое влияние оказывает коэффициент мощности, повысив его разгрузим шахтную сеть и улучшим работу электроприемников.

Принятые решения в комплексной работе отвечают требованиям правил техники безопасности.

Список использованных источников
1. Информация. Шахта «Комсомольская» п/о «Воркутауголь». Общие сведения. а) отдел главного энергетика, б) маркшейдерский отдел, в) технический отдел, г) отдел главного механика, д) участок ВТБ, е) участки №6, №9, №10, ж) участок ''подъем'', з) экономический отдел.
2. metronad@komi.com – стандарт РК;
3. e-mail@Russia_on-lain.com – энергия РК;
4. e-mail@IJP.com – IJP-механизация;
5. www.rgantd.saminfo.ru/123_08.phtml – Уральская горная академия;
6. Правила составления и оформления пояснительной записки”: Методические указания / (Сост.: И. Е. Ефимов, Г.И. Коломоец), 3-е изд., перераб. и доп.
– Воркута: РИО ВГИ СПбГИ(ТУ), 1997.—25с.
7. ''Правила безопасности в угольных шахтах'': –Самара, Самарский дом печати, 1995. – 292 с.
8. ''Инструкция по безопасному ведению горных работ на пластах, склонных к внезапным выбросам угля, породы и газа'' (М., РД 05 – 350 – 00 2000 г.)
9. ''Инструкция по безопасному ведению горных работ на шахтах, разрабатывающих пласты, опасные по горным ударам''(М, РД – 05 – 328 – 99
2000 г.).
10. ''Горные машины и оборудование'': учебное пособие Санкт-Петербургский горный институт. Составитель В. В. Габов. Л, 1994г.
11. Транспортные машины и комплексы. Расчет ленточных конвейеров:
Методические указания / Санкт-Петербургский горный институт; Сост. К. А.
Васильев. СПб, 1995,
12. Программа расчета ленточных конвейеров Сост. К. А. Васильев. СПб, 1995.
13. Найденеко И. С., Белый В. Д. Шахтные многоканатные подъемные установки

Изд. 2, перераб. и доп. М., Недра, 1979,
14. Электрооборудование на 1140 В для угольных машин и комплексов Е. С.
Траубе и др. Под ред Е.С.Траубе. – М.: Недра, 1991..
15. Сафохин М.С. и др. Горные машины и оборудование. М., Недра, 1995
16. Рекламные проспекты АО «Гипроуглемаш»
17. Гетопанов В.Н. Проектирование и надежность средств комплексной механизации. Учебник для вузов. М., Недра, 1986
18. Солод В.И. и др. Проектирование и надежность средств комплексной механизации. Учебник для вузов. М., Недра, 1982
19. Григорьев В. Н., Дьяков В. А., Пухов Ю. С. Транспортные машины для подземных разработок. Учебник для вузов. 2-е изд., перераб. и доп. – М.,
Недра, 1984, 383с.
20. Зеленский О. В., Петров А. С. Справочник по проектированию ленточных конвейеров. – М.: Недра, 1986. – 223 с.
21. Татаренко А. М., Максецкий И. П. Рудничный транспорт: Учеб. для техникумов. – 2-е изд., перераб. и доп. – М.: Недра, 1990. – 318 с.: ил.
22. Транспортные машины и комплексы. Расчет ленточных конвейеров.
Методические указания для курсового и дипломного проектирования для студентов специальностей 1705, 0202, 0206, 0209, 0210, 0402, 0603, 0634.
Ленинград, 1985.
23. Электропривод и электрификация подземных горных работ: учебник для вузов/ В.И. Щуцский, Ю.Д. Глухарев, А.К. Малиновский. М., Недра, 1981 – 319 с.
24. Андреев В.П., Сабинин Ю.А. Основы электропривода: учеб. для ВУЗов. –М.
ГосЭнергоИздат., 1993. – 722 с.
25. Башарин А.В., Голубев Ф.Н., Кепперман В.Г. Примеры расчета автоматизированного электропривода: учеб. для ВУЗов. –С-П, Элегия., 1998. –
440 с.
26. Бутаев Ф.И., Эттингер Е.Л. Вентильный электропривод: мет. пособие, С-П электротехнический университет. –С-П, 2000. – 272 с.
27. Каганов И.Л. Электронные и ионные преобразователи, ч.3: учеб. для
ВУЗов. –М. ГосЭнергоИздат., 1993. – 528 с.
28. Шубенко В.А., Браславский И.Я. Тиристорный асинхронный электропривод с фазовым управлением: учеб для ВУЗов. –М. Элегия., 1993. – 543 с.
29. Костенко М.П. Электрические машины: учебники для ВУЗов. –М.
Энергоиздат., 1985. – том I (общая часть) – 342 с, том II (спец. часть) –
513 с.
30. Нормы технического проектирования угольных и сланцевых шахт. ВНТП-1-86/
Минуглепром СССР.( М.: Недра, 1986.
31. Борисенко К.С., Боруменский А.Г., Дулин В.С. Горная механика.( М.:
32. Смородин С.С., Верстаков Г.В. Шахтные стационарные машины и установки.(
М.: Недра, 1975.
33. Умнов А.Е. Охрана труда в горнорудной промышленности.( М.: Недра, 1979.
34. С.Т. Усатенко, Т.К. Каченюк, М.В. Терехова Выполнение электрических схем по ЕСКД: Справочник. – М.: Издательство стандартов, 1989. – 325 с.

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6