1.Общие сведения о руднике «Октябрьский».
1.1 Местонахождение предприятия и его общая характеристика.
Норильский промышленный район (НПР) расположен на севере Красноярского края, в 90 км к востоку от р. Енисей (порт Дудинка), к югу от озера Пясино, на территории Таймырского (Долгано-Ненецкого) автономного округа. Возник в 30—40-е годы благодаря освоению месторождений медно-никелевых руд, открытых в 20-е годы геологом Н.Н. Урванцевым. Для освоения этих месторождений в 1935 г. началось сооружение поселков Норильск (центр добычи) и Валёк (пристань на р. Норильская).
НПР характеризуется континентальным климатом с резкими колебаниями температуры воздуха. Изменение температуры в течение суток достигает 30-34 ºС.
Среднемесячная температура в наиболее холодный период может достигать
до –37 ºС (январь 1974 года). Среднегодовая температура воздуха равна 8,6°.
Климат НПР отличается также сильными ветрами, резко меняющимися по скорости и по направлению, снежными заносами, вызываемыми не столько снегопадами, сколько переносом снега ветром. Порывы ветра могут достигать 40-45 м/с. В декабре, январе и марте количество дней с сильными ветрами может доходить до 22 в месяц. Продолжительность метелей и поземок в среднем за зиму составляет 36% (2049 часов) календарного времени, а в отдельные месяцы доходит до 81%. Средняя продолжительность одной метели (по данным за 10 зим) составляет двое ‑ трое суток, наибольшая непрерывная продолжительность одной метели – 11 суток. Снежный покров окончательно ложится в конце сентября и сходит в конце мая – начале июня.
Новый импульс развитию НПР придало открытие новых месторождений с более мощными запасами медно-никелевых руд в 25—30 км к северо-востоку от Норильска — в Талнахе (в предгорьях Хараелахского хребта).
В июле 1969 года начато строительство рудника "Октябрьский".
31 марта 1974 года введена в эксплуатацию I очередь рудника "Октябрьский". Основными вводимыми объектами явились: комплексы вспомогательно-закладочного ствола (ВЗС), вспомогательно-скипового ствола (ВСС) и вентиляционных стволов ВС-1,2; временная закладочная установка, объекты энергетического хозяйства, столовая, горные выработки откаточного горизонта -800 метров и вентиляционно-закладочного горизонта -700 метров, объекты транспортного хозяйства.
30 декабря 1974 года введена II очередь рудника. Построен копер и надшахтное здание грузового ствола, ремонтно-механический цех, склад материалов и оборудования, введены в эксплуатацию часть откаточных и вентиляционно-закладочных горных выработок, объекты транспортного хозяйства и артезианские скважины.
30 декабря 1975 года введена III очередь рудника. Введены в работу клетевой ствол КС-1, столовая на основной промплощадке и административно-бытовой комбинат на вспомогательной площадке.
30 марта 1977 года введена IV очередь рудника. Сданы в эксплуатацию горные выработки горизонтов -650м, -700м, -800м, административно-бытовой комбинат на основной площадке, турбокомпрессорная и первая очередь закладочного комплекса.
30 октября 1978 года введена в работу V очередь рудника. Сданы в эксплуатацию клетевой ствол КС-2, вторая очередь административно-бытового комбината на основной площадке, горные выработки откаточных и закладочных горизонтов - 650м, -700м, -800м, -957м.
31 декабря 1979 года введена в работу VI и VII очереди рудника. Переданы в эксплуатацию скиповой ствол СС-1, вентиляционный ствол ВС-3 с надшахтными зданиями и вентиляторной, горные выработки откаточных и закладочных горизонтов -700м, -800м, -957м.
31 декабря 1981 года введена в работу VIII очередь рудника. Введены в работу скиповой ствол СС-2, для подъема руды и породы шахты №2, горные выработки откаточных и закладочных горизонтов - 650м, -750м, -800м, -850м, -957м.
31 декабря 1985 года введена в работу IX очередь рудника. Введены в работу грузовой ствол ГС для спуска и подъема крупногабаритного оборудования и подачи свежего воздуха, горные выработки откаточных и закладочных горизонтов - 650м, -750м, -850м, -957м.
С вводом и освоением IX очереди, рудник с 1987 года стал работать на своих проектных объемах. С четвертого квартала 1990 года начато строительство капитальных объектов по подготовке к отработке медистых руд взамен выбывающим богатым рудам.
30 декабря 1992 года был подписан акт государственной комиссии о приемке в эксплуатацию I пускового комплекса рудника "Октябрьский" для восполнения выбывающих мощностей.
В третьем квартале 1993 года принят в эксплуатацию II пусковой комплекс. Рудник стал добывать руду в разделительном массиве между шахтами №1 и №2 (PМ-1).
30 июня 1994 года принят в эксплуатацию III пусковой комплекс для восполнения выбывающих мощностей по богатым рудам.
29 декабря 1995 года введен в эксплуатацию первый этап IV пускового комплекса вскрытия новых горизонтов для восполнения выбывающих мощностей рудника «Октябрьский».
В декабре 1999г. введен в эксплуатацию I пусковой комплекс по медистым рудам.
В декабре 2002г. вводится в эксплуатацию II пусковой комплекс по медистым рудам.
1.2. Электроснабжение предприятия.
Электрические нагрузки и расход электроэнергии. Основными потребителями электроэнергии на поверхности рудника являются электродвигатели 6 кВ и 0.4 кВ подъемных машин турбо компрессоров, вентиляторов, калориферов электроосвещение. Источником электроэнергии для электроприемников рудника "Октябрьский" является ТЭЦ-2. Основными потребителями электроэнергии на поверхности рудника являются электродвигатели 6кВ подъёмных машин, турбокомпрессоры, вентиляторы, калориферы, элекгроосвещение.
Потребители электроэнергии рудника «Октябрьский» по степени
бесперебойности электроснабжения относятся к Iи П категориям по классификации ПУЭ.
Источником электроэнергии для электроприёмников рудника «Октябрьский» является Норильская ТЭЦ-2, электроснабжение всех ГПП рудника осуществляется от ТЭЦ-2 по ВЛ 110кВ.
Схемы коммутации ГПП принимаются без выключателей на стороне высшего напряжения с установкой короткозамыкателей в цепях трансформаторов.
На ОРУ-110кВ принята упрощённая схема с отделителями и короткозамыкателями, и «мостиком» со стороны ВЛ.
РУ 6 кВ выполняется с одинарной системой шин, секционированный на четыре секции, с АВР на секционных масляных выключателях предусматриваются комплектные устройства БПРУ.
Предусматриваются следующие виды защит на трансформаторах ТРДН-25000/110:
1. Продольная дифференциальная защита.
2. Максимальная токовая защита с выдержкой времени с вольтметровой блокировкой на стороне высшего напряжения.
3. Максимальная токовая защита с выдержкой времени на вводах 6 кВ.
4. Газовая защита в баке трансформатора, действующая на отключение и на сигнал.
5. Газовая защита в баке переключающего устройства, действующая на отключение и на сигнал.
6. Реле уровня масла с действием на сигнал.
7. Защита от перегрузки с действием на сигнал.
2.РАСЧЕТ ОСВЕЩЕНИЯ ПОДЗЕМНЫХ ВЫРАБОТОК
Расчет освещения производим точечным методом.
Расчет сводится к определению освещенности в точке на уровне рабочей поверхности.
Освещенность на горизонтальной плоскости в точке К1
где n – число светильников, равноудаленных от освещаемой точки; С=ФЛ
/1000 – поправочный коэффициент, учитывающий отношение светового потока принятой лампы ФЛ
к световому потоку основной лампы, принимаемому равным 1000 лм; Ia
- сила света лампы под углом a, кд; a - угол наклона лучей к освещаемой поверхности в расчетной точке; КЗ
– коэффициент запаса, учитывающий запыление и загрязнение колпаков, а также понижение светоотдачи ламп к концу срока их службы (принимается для ламп накаливания 1,4-1,6; для люминесцентных ламп 1,6-1,8); h – высота подвеса светильника над рабочей поверхностью, м.
Принимаем светильники РВЛ-40М с высотой подвеса от почвы h=3,7м и КЗ
=1,8.
Расстояние между светильниками принимаем равным l=8м.
Определяем tgα по формуле:
; ;
Для принятого светильника сила света под углом 47 град. Ia
=95кд .Световой поток
cветильника Ф=2480лм .
Освещенность в заданной точке К1
,
что удовлетворяет требуемым нормам ЕMIN
≥5лк.
Освещенность на вертикальной плоскости
,
что тоже удовлетворяет требуемым нормам ЕMIN
≥5лк.
Определяем необходимое число светильников по формуле
где L – длина освещаемой выработки, м; l – расстояние между светильниками, м.
Определяем расчетную мощность осветительного трансформатора
При светильниках с люминесцентными лампами
где РS
Л
– суммарная мощность люминесцентных ламп, Вт; hЭЛ
= 0,83-0,87 – электрический КПД светильника, учитывающий потери в дросселе; соsjСВ
= 0,5 – коэффициент мощности светильников с люминесцентными лампами.
Принимаем осветительный аппарат ТСШ-4/07,SН
= 4кВА.
Рассчитываем сечение (мм2
) осветительного кабеля
где М – момент нагрузки, кВт×м; С- коэффициент, значения которого приведены в приложении 4.6; - нормируемая потеря напряжения (4% номинального напряжения для угольных шахт и 2,5% - для рудных шахт).
Момент М при сосредоточенной нагрузке в конце линии
,
где Р – нагрузка, кВт; L – длина линии, м;l1
– длина кабеля от трансформатора до осветительной линии, м.
.
Принимаем кабель КГЭШ-3х4+1х2,5 с сечением основных жил 4 мм2
. и ISH
= 45A.
3. ОПРЕДЕЛЕНИЕ МОЩНОСТИ ТРАНСФОРМАТОРНЫХ
ПОДСТАНЦИЙ
Для определения мощности шахтных трансформаторных подстанций широкое применение нашел метод коэффициента спроса.
Исходными данными для вычисления электрических нагрузок подстанций являются установленная и присоединенная мощности приемников. Установленной мощностью (кВт) называется номинальная мощность всех приемников, питаемых от данной трансформаторной подстанции, за исключением резервных и работающих только в ремонтную смену. Для электродвигателей установленная мощность соответствует их номинальной мощности на валу, указанной на щитке.
Электрические нагрузки по установленной мощности и коэффициенту спроса рассчитываем в следующей последовательности:
1). Все намеченные к установке электроприемники группируем по технологическим признакам (процессам) - очистные и подготовительные работы, околоствольный двор и т.д. Группировку электроприемников при необходимости производим также по напряжениям.
2). Определяем суммарные установленные мощности электроприемников внутри групп по технологическим процессам (и цехам) и по принятому для соответствующих групп напряжению.
3). Рассчитываем активные (РР
), реактивные (QР
) и полные (SР
) электрические мощности по участкам, группам, технологическим процессам, а также суммарные нагрузки по группам электроприемников с одинаковым напряжением по формулам
где - коэффициент спроса данной группы приемников, принимаемый по приложению 1.1.
,
где tgj - коэффициент реактивной мощности (соответствует для данной группы приемников cosj по приложению 1.1.).
Для каждой группы потребителей по приложению 1.1 определяем коэффициенты спроса и соответствующие коэффициенты мощности, которые вместе с данными нагрузок заносим в табл. 1.1.
Коэффициент участия в максимуме нагрузки принимаем КУ.М.
= 0,8.
Таблица 1.1
Данные расчета нагрузок
Приемники электроэнергии |
Чис-ло при-ем-ни-ков |
Мощность, кВт | Коэф-фици-ент спро-са КС
|
соs φ |
tgφ |
Расчетная мощность | ||
| но-миналь-ная РН
|
суммар-ная но-миналь-ная ΣРН
|
РР
|
QР
|
|||||
Буровая установка SOLO-710 Буровая установка MINIMATIC Вентилятор ВМ-6М Освещение ТСШ-4/07 Всего |
1 1 2 1 |
120 105 24 - |
120 105 48 3 276 |
0,6 0,6 0,7 0,9 |
0,65 0,65 0,78 0,57 |
1,169 1,169 0,802 1,441 |
72 63 33,6 2,7 171,3 |
84,17 73,65 26,95 3,89 188,66 |
Полная расчетная мощность токоприемников участковой подстанции
204 кВ·А.
Принимаем передвижную участковую понизительную подстанцию (ПУПП) типа ТСВП-250/6 (трансформатор сухой взрывобезопасный передвижной мощностью 250
кВА и напряжением первичной обмотки 6 кВ).
Таблица 1.2.
Технические характеристики трансформатора ТСВП – 250/6
| UВХ
= 6кВ |
IBH
=24,1A |
UКЗ
=3,5% |
PXX
=1650 Вт |
SТР
=250 кВ·А |
| UHH
= 0,4кВ |
IHH
= 362A |
IXX
=3,5 % |
РКЗ
= 2600 Вт |
SКЗ
= 40 МВ·А |
4. РАСЧЕТ КАБЕЛЬНОЙ СЕТИ ПОДЗЕМНОГО УЧАСТКА
4.1. Расчет и выбор кабельной сети напряжением выше 1кВ
4.1.1.Расчет и выбор кабельной сети от ЦПП до РПП-6
Сечение высоковольтного кабеля, питающего участковую трансформаторную подстанцию, определяем по токам нагрузки подстанции и проверяем по экономической плотности тока, термической стойкости к токам КЗ и допустимой потере напряжения. Причем на экономическую плотность тока проверяется кабель, питающий стационарную подстанцию со сроком эксплуатации не менее 5 лет.
При загрузке подстанции, близкой к номинальной:
,
где IТ.ВН
- номинальный ток (А) обмотки высшего напряжения ПУПП, . .
Здесь UС
- номинальное напряжение высоковольтной сети, кВ.
Принимаем кабель марки ЭВТ-6000. Для кабеля этого типа по приложению 2.1 и нормируемой температуры жил 650
С находим температурный коэффициент kt
= 1,12 при температуре окружающей среды .
Расчетное значение тока нагрузки высоковольтного кабеля (А) с учетом температуры окружающей среды
,
где Кt
- температурный коэффициент.
По приложению 2.2 для кабеля ЭВТ-6000 по расчетному току I/
ВН
=23,7 А выбираем стандартное сечение жилы 16 мм2
, которое допускает нагрузку ISH
= 38А.
Проверяем кабель на термическую стойкость.
Коэффициент загрузки кабеля
.
По приложению 2.4 при bК
= 0,62 для кабелей с поливинилхлоридной изоляцией для температуры окружающей среды 150
С находим коэффициент КЗ
.
КЗ
= 1,16 - (0,62-0,6) = 1,152.
Предельно допустимый кратковременный ток КЗ (А) в кабеле
,
где С - коэффициент, учитывающий конечную температуру нагрева жил и напряжение кабеля(С = 105 для кабелей с поливинилхлоридной изоляцией); S - выбранное сечение жилы кабеля, мм2
; tП
- приведенное время отключения защитного аппарата (tП
= 0,15 с для КРУРН-6, расположенной в ЦПП).
Ток трехфазного КЗ в начале проверяемого кабеля IКЗ
(3)
(на шинах ЦПП)
IП
= 5000,93 А >IК
(3)
= 3854 А.
Выбранное сечение кабеля соответствует условию термической стойкости.
Минимальное сечение кабеля, соответствующее условию термической стойкости, определяем по упрощенной формуле
S = 14,2 мм2
.
Выбранное ранее сечение кабеля 16 мм2
больше 14,2 мм2
.
Сечение кабеля по допустимой потере напряжения
S = = 4,1мм2
,
где IВН
- расчетный ток электроприемника, А; L - длина высоковольтного
кабеля, м; g -удельная проводимость меди, м / (Ом×мм2
) (принимается для меди 50 м/(Ом×мм2
); для алюминия 32 м/(Ом×мм2
); DUД
- допустимая потеря напряжения в высоковольтном кабеле, В.
Потеря напряжения в высоковольтном кабеле, проложенном от ЦПП до ПУПП, не должна превышать 150 В при напряжении 6 кВ.
По допустимой потере напряжения стандартное сечение 16 мм2
.
Сечение (мм2
) жилы кабеля по экономической плотности тока
SЭК
= IВН
/ jЭК
,
где jЭК
– нормированное предельное значение экономической плотности тока, зависящее от материала проводника и продолжительности работы УТП в год ТМ
, А/мм2
.
Для шахт время использования максимальной нагрузки обычно ТМАХ
= 4000 ч. По таблице для ТМАХ
= 3000 - 5000 ч для кабелей с медными жилами и пластмассовой изоляцией j = 3,1 А/мм2
.
Стандартное сечение SНОМ
= 16 мм2
.
Таким образом, окончательно принимается кабель ЭВТ-6000-3х16 с номинальным сечением жилы 16 мм2
и длительно допустимым током нагрузки 38 А.
4.1.2.Расчет и выбор кабельной сети от РПП-6 до ТСВП-250/6
Принимаем кабель ЭВТ-6000-3х16 с номинальным сечением жилы 16 мм2
и длительно допустимым током нагрузки 38 А.
Проверяем сечение кабеля по допустимой потере напряжения
S = = 3,3мм2
По допустимой потере напряжения стандартное сечение 16 мм2
.
Сечение (мм2
) жилы кабеля по экономической плотности тока
Стандартное сечение SНОМ
= 16 мм2
.
4.2. Расчет и выбор кабельной сети напряжением до 1кВ
Ток нагрузки магистрального (фидерного) кабеля
IФ
= А.
Значения ΣРУ
, КС
, соsφ - такие же, что и при определении мощности трансформатора подстанции.
Для магистрали принимаем два параллельно проложенных кабеля типа KРПСН 3х95, рассчитанных на длительно допустимый ток (см. приложение 2.2.):
2ISH
= 2 × 168 = 336 А; 2ISH
= 336А >IФ
= 298 А.
Для проверки фидерного кабеля на термическую стойкость определяем ток трехфазного КЗ в начале кабеля, т.е. на зажимах вторичной обмотки трансформатора участковой подстанции.
Индуктивное сопротивление энергосистемы, приведенное к расчетному напряжению сети (базисному напряжению),
х1
= U2
б
/SС
(3)
= 4002
/ 40000 = 4 мОм.
SКЗ
(3)
= 40МВ×А
Индуктивное сопротивление кабельной линии напряжением 6 кВ. По приложению 2.2 находим х01
= 0,102Ом/км и х02
= 0,102 Ом/км.
хЛ.Н
= (х01
×ЦПП-РП-6
+ х02
×РП-6-ПУПП
)×103
= (0,102×1+0,102×0,8)×103
=183,6 мОм.
Индуктивное сопротивление кабельной линии напряжением 6 кВ, приведенное к расчетному (базисному) напряжению сети,
х2
= мОм.
По приложению 2.2 r01
=1,15 Ом/км и r02
=1,15 Ом/км, тогда
rЛ.Н
= (r01
×ЦПП-РП-6
+ r02
×РП-6-ПУПП
)103
=(1,15×1 + 1,15×0,8)103
=2070 мОм.
Активное сопротивление кабельной линии 6 кВ, приведенное к базисному напряжению:
r1
= мОм.
Активное сопротивление трансформатора
RТ
= 0,00661 Ом = 6,61 мОм.
Из технической характеристики подстанций ТСВП-630/6-0,69 (см. приложение 2.5) находим
SТ.Н
= 250 кВ×А; IВ.Н
= 24,1 А; IН.Н
= 362 А;
UК
= 3,5%; UХ.Х
= 400 В; РК
= 2600 Вт.
Индуктивное сопротивление обмотки трансформатора
ХТ
= 0,0224 Ом = 22,4 мОм.
Суммарное индуктивное сопротивление до расчетной точки КЗ (вторичной обмотки трансформатора)
Sх= х1
+ х2
+ ХТ
= 4+0,74+22,4=27,14 мОм.
Суммарное активное сопротивление до расчетной точки КЗ (вторичной обмотки трансформатора)
Sr= r1
+ RТ
= 8,34+6,61=14,95 мОм.
Ток трехфазного КЗ в начале фидерного кабеля (на вторичной обмотке ПУПП)
IКЗ
(3)
= 7459 А.
Коэффициент загрузки фидерного кабеля
bК.Ф
= .
При 150
С Кt
= 1,12 , поэтому bК.Ф
=
По приложению 2.4 при bК.Ф
= 0,8 для кабелей с резиновой изоляцией при напряжении до 3 кВ для температуры окружающей среды 150
С КЗ
=1,1.
Для кабелей с резиновой изоляцией С=101; для подстанции ТСВП-250/6-0,4 tП
= 0,05 с.
Предельно допустимый кратковременный ток КЗ для фидерного кабеля
IП
= А.
IП
= 35350 А >IК
(3)
= 7459А.
Выбранное ранее сечение (S=35 мм2
) фидерного кабеля удовлетворяет условию термической стойкости.
Активное сопротивление фидерного кабеля
r2
= r0
× мОм;
r0
= 0,37 Ом/км для КРПСН-3х35 (см. приложение 2.2).
Индуктивное сопротивление фидерного кабеля
Х2
= х0
103
= 0,0625 103
= 1,56 мОм;
х0
= 0,0625 Ом/км (см. приложение 2.2) для КРПСН -3х35.
Суммарное активное сопротивление сети до начала кабеля буровой установки SOLO-710 (сопротивлением коммутационных аппаратов пренебрегаем)
rS
= 14,95 + 9,25 = 24,2 мОм.
Суммарное индуктивное сопротивление до начала кабеля буровой установки SOLO-710
хS
= 27,14 + 1,56 = 28,7 мОм.
Полное сопротивление сети до начала кабеля буровой установки SOLO-710
z = мОм.
Ток КЗ в начале кабеля буровой установки SOLO-710
IКЗ
(3)
= 6159 А.
Буровая установка SOLO-710, номинальный ток двигателя у которой IH
= 170A.
Сечение гибких кабелей однодвигательных электроприемников участка предварительно выбираем исходя из длительно допустимой нагрузки по нагреву номинальным током IН
согласно условию.
,
где IН
- номинальный ток электродвигателя, А.
Принимаем кабель ГРШЭ-3х50 с номинальным сечением жилы 50 мм2
и длительно допустимым током нагрузки 200 А.
Гибкий кабель проверяем на термическую стойкость.
Коэффициент загрузки гибкого кабеля
bКГ
= = = 0,76;
IДВ
= 170 А; Кt
= 1,12.
Коэффициент загрузки КЗ
находим по приложению 2.4. При 150
С для кабелей с резиновой изоляцией при bКГ
= 0,76 линейной интерполяцией находим
КЗ
= 1,14 - (0,76-0,7) = 1,116.
Предельно допустимый ток КЗ IП
(А) кабеля буровой установки SOLO-710
IП
= .
Для кабелей с резиновой изоляцией С=101, для отключающего аппарата tП
= 0,1 с.
IП
= = 17612 А;
IП
=17612А>IКЗ
(3)
.=6159А.
Выбранное ранее сечение кабеля удовлетворяет условию термической стойкости.
Фидерный кабель и кабель буровой установки SOLO-710 проверяем по допустимой потере напряжения в номинальном режиме.
Потеря напряжения в трансформаторе в номинальном режиме
UТ
.
Н
= bТ
(UA
×соsj + UP
×sinj) .
Коэффициент загрузки трансформатора
bК
= SТ.Р
/ SТ.Н
= 204 / 250 = 0,82.
где-(SТ.Р
и SТ.Н
- соответственно расчетная и номинальная мощности трансформатора, кВ×А); UА
и UР
- относительные величины соответственно активной и реактивной составляющих напряжения КЗ трансформатора (%); определяются по формулам (см. пример 2.2) с учетом данных приложения 2.5; соsj - средневзвешенный коэффициент мощности электроприемников участка; sinj = .
Относительное значение активной составляющей напряжения КЗ трансформатора определяем по формуле
Относительное значение реактивной составляющей напряжения КЗ трансформатора
UР
=
соsj= 0,67; sinj = ;
UТ.Н
= 0,82(1,04× 0,65 + 3,34 × 0,74) = 10,4 В.
Потеря напряжения UГ
в гибком кабеле буровой установки SOLO-710
UГ
=×IДВ
×(RГ
×cosjДВ
+ХГ
×sinjДВ
)=1,73×170×(0,074×0,65+0,0125×0,76) = 16,9 В,
где IДВ
- номинальный ток электродвигателя, А; RГ
, XГ
- соответственно
активное и индуктивное сопротивления гибкого кабеля, Ом
RГ
= r0
LГ
= 0,37 × 0,2 = 0,074 Ом; ХГ
= x0
LГ
= 0,0625 × 0,2 = 0,0125 Ом;
где r0
, x0
- соответственно активное и индуктивное сопротивления 1 км кабеля, Ом/км (см. приложение 2.2); LГ
- длина гибкого кабеля с учетом провисания, м; соsjДВ
- номинальный коэффициент мощности электродвигателя.
сosφДВ
=0,65 ; sinjДВ
=
Общая допустимая потеря напряжения в низковольтной сети
SDU = UХ.Х
– UДВ.
MIN
= 400 - 0,95 × 400 = 39 В.
Потери напряжения в фидерном кабеле
DUФ
= SDU - DUТ.Н
- DUГ
= 39 – 10,4 – 16,9 = 11,7 В.
Сечение фидерного кабеля по допустимой потере напряжения в нормальном режиме
SФ.К.
= = 47,5 мм2
.
где IФ
- ток в фидерном кабеле, А; k - коэффициент, учитывающий относительное значение индуктивного сопротивления кабеля (при соsj = 0,6 - 0,7 и сечениях рабочей жилы 4-70 мм2
k = 1-1,3, а при сечениях рабочей жилы 70-150 мм2
k = 1,2-1,6 для гибких и бронир
- длина фидерного кабеля, м; соsj - средневзвешенный коэффициент мощности токоприемников участка; g = 50 м/(Ом×мм2
) - удельная проводимость меди при 650
С.
Сечение гибкого кабеля буровой установки SOLO-710 по допустимой потере напряжения в нормальном режиме
SГ
= = = 45,2 мм2
.
Выбранные ранее стандартные сечения кабелей удовлетворяют условиям потери напряжения в нормальном режиме.
Фактическое напряжение (В) на зажимах электродвигателя при пуске
,
где UРП
- напряжение на шинах РПП-НН до пуска двигателя - разность между номинальным напряжением питающего трансформатора и потерей
напряжения в сети до РП при нормальной работе всех приемников, за
исключением пускаемого, В:
;
n - число одновременно пускаемых электродвигателей; IДВ.ПН.
, cosjП
- соответственно ток (А) и коэффициент мощности электродвигателя при пуске (принимаются равными пусковому току и соответствующему ему коэффициенту мощности при номинальном напряжении. При отсутствии каталожных данных cosj принимается равным 0,5); UС
- номинальное напряжение сети, В; åRН
- суммарное активное сопротивление трансформатора, фидерного и гибкого кабелей, Ом:
,
å ХН
- суммарное индуктивное сопротивление трансформатора,
фидерного и гибкого кабелей, Ом:
å ХН
= ХТ
+ ХФ
+ХГ
.
Суммарное активное сопротивление трансформатора, фидерного и гибкого кабелей.
Ом.
Суммарное индуктивное сопротивление трансформатора, фидерного и гибкого кабелей.
å ХН
=0,0224+0,00156+0,0125=0,03646 Ом.
Напряжение на шинах РПП-НН до пуска двигателя.
Буровая установка MINIMATICD-07, номинальный ток двигателя у которой IH
= 120A.
Принимаем кабель ГРШЭ-3х25 с номинальным сечением жилы 25 мм2
и длительно допустимым током нагрузки 136 А.
Гибкий кабель проверяем на термическую стойкость.
Коэффициент загрузки гибкого кабеля
bКГ
= = = 0,79;
IДВ
= 120А; Кt
= 1,12.
Коэффициент загрузки КЗ
находим по приложению 2.4. При 150
С для кабелей с резиновой изоляцией при bКГ
= 0,79 линейной интерполяцией находим
КЗ
= 1,14 - (0,79-0,7) = 1,104.
Предельно допустимый ток КЗ IП
(А) кабеля буровой установки MINIMATICD-07
IП
= .
Для кабелей с резиновой изоляцией С=101, для отключающего аппарата tП
= 0,1 с.
IП
= = 8711 А;
IП
=8711А>IКЗ
(3)
.=6159А.
Выбранное ранее сечение кабеля удовлетворяет условию термической стойкости.
Проверяем гибкий кабель по потере напряжения.
Активное и индуктивное сопротивления гибкого кабеля, Ом
RГ
= r0
LГ
= 0,74 × 0,15= 0,111 Ом; ХГ
= x0
LГ
= 0,0662 × 0,15 = 0,00993Ом
Потеря напряжения UГ
в гибком кабеле буровой установки MINIMATICD-07
UГ
=×IДВ
×(RГ
×cosjДВ
+ХГ
×sinjДВ
)=1,73×120×(0,111×0,65+0,00993×0,76) = 16,54В
Сечение гибкого кабеля для вентиляторов ВМ-6М по допустимой потере напряжения в нормальном режиме
SГ
= = = 24,5 мм2
.
Выбранное ранее стандартное сечение кабеля удовлетворяет условию потери напряжения в нормальном режиме.
Суммарное активное сопротивление трансформатора, фидерного и гибкого
кабелей.
Ом.
Суммарное индуктивное сопротивление трансформатора, фидерного и гибкого кабелей.
å ХН
=0,0224+0,00156+0,00993=0,03389 Ом.
Напряжение на шинах РПП-НН до пуска двигателя.
Вентиляторы ВМ-6М, номинальный ток одного вентилятора IH
=74,3А, а суммарный ток вентиляторов ΣIH
=148,6A.
Принимаем кабель ГРШЭ-3х35 с номинальным сечением жилы 35 мм2
и длительно допустимым током нагрузки 168 А.
Гибкий кабель проверяем на термическую стойкость.
Коэффициент загрузки гибкого кабеля
bКГ
= = = 0,79;
IДВ
= 148,6А; Кt
= 1,12.
Коэффициент загрузки КЗ
находим по приложению 2.4. При 150
С для кабелей с резиновой изоляцией при bКГ
= 0,79 линейной интерполяцией находим
КЗ
= 1,14 - (0,79-0,7) = 1,104.
Предельно допустимый ток КЗ IП
(А) кабеля вентиляторов
IП
= .
Для кабелей с резиновой изоляцией С=101, для отключающего аппарата tП
= 0,1 с.
IП
= = 8711 А;
IП
=8711А>IКЗ
(3)
.=6159А.
Выбранное ранее сечение кабеля удовлетворяет условию термической стойкости.
Проверяем гибкий кабель по потере напряжения.
Активное и индуктивное сопротивления гибкого кабеля, Ом
RГ
= r0
LГ
= 0,52× 0,08= 0,0416 Ом; ХГ
= x0
LГ
= 0,0637 × 0,08 = 0,005096Ом
Потеря напряжения UГ
в гибком кабеле вентиляторов ВМ-6М
UГ
=×IДВ
×(RГ
×cosjДВ
+ХГ
×sinjДВ
)=1,73×148,6×(0,0416×0,78+0,005096×0,63) = 9,2В
Сечение гибкого кабеля для вентиляторов ВМ-6М по допустимой потере напряжения в нормальном режиме
SГ
= = = 34,8 мм2
.
Выбранное ранее стандартное сечение кабеля удовлетворяет условию потери напряжения в нормальном режиме.
Суммарное активное сопротивление трансформатора, фидерного и гибкого
кабелей.
Ом.
Суммарное индуктивное сопротивление трансформатора, фидерного и гибкого кабелей.
å ХН
=0,0224+0,00156+0,005096=0,029056 Ом.
Напряжение на шинах РПП-НН до пуска двигателя.
Освещение (ТСШ-4/07), номинальный ток IH
=18,2А.
Принимаем кабель ГРШЭ-3х4 с номинальным сечением жилы 4 мм2
и длительно допустимым током нагрузки 45 А.
Проверяем гибкий кабель по потере напряжения.
Активное и индуктивное сопротивления гибкого кабеля, Ом
RГ
= r0
LГ
= 4,87× 0,05= 0,244 Ом; ХГ
= x0
LГ
= 0,095 × 0,05 = 0,00475Ом
Потеря напряжения UГ
в гибком кабеле вентиляторов ВМ-6М
UГ
=×IДВ
×(RГ
×cosjДВ
+ХГ
×sinjДВ
)=1,73×18,2×(0,244×0,57+0,00475×0,82) = 4,5В
Сечение гибкого кабеля для трансформатора освещения по допустимой потере напряжения в нормальном режиме
SГ
= = = 3,95 мм2
.
Выбранное ранее стандартное сечение кабеля удовлетворяет условию потери напряжения в нормальном режиме.
5.ВЫБОРНИЗКОВОЛЬТНОЙ АППАРАТУРЫ, УСТАВОК РЕЛЕ МАКСИМАЛЬНОЙ ТОКОВОЙ ЗАЩИТЫ И ПЛАВКИХ ВСТАВОК ПРЕДОХРАНИТЕЛЕЙ
5.1. Выбор автоматических (фидерных) выключателей
Автоматы выбирают по условиям применения, назначению, номинальному напряжению сети, номинальному току и проверяют по предельному току отключения (коммутационной способности). При этом должны соблюдаться условия:
; ; ,
где UР.Н
- номинальное напряжение катушки независимого расцепителя, В; UС
- номинальное напряжение сети, В; IН
- номинальный ток выключателя, А; IС
- ток защищаемой сети, равный току в фидерном кабеле, А; IО.А
- предельно отключаемый ток автомата (действующее значение), А; IКЗ
(3)
- ток трехфазного КЗ на выводных зажимах автомата, А.
Ток трехфазного КЗ для автоматов, встроенных в ПУПП или установленных рядом с ними, может быть с достаточной точностью определен по формуле
IКЗ
(3)
= ,
где IТ.Н
- номинальный ток вторичной обмотки трансформатора ПУПП, А;
UКЗ
- напряжение короткого замыкания трансформатора ПУПП, %.
По данным расчетов IC
=298A, UC
=380B.
Принимаем автоматический выключатель АВ-320ДО с техническими характеристиками: UP
.
H
=380B, IH
=320A, IO
.
A
=35кА.
; ; .
Выбранный автоматический выключатель удовлетворяет всем условиям.
5.2. Выбор магнитных пускателей
Пускатели выбирают по условиям применения, номинальному напряжению сети, номинальному току подключаемой сети, а также по мощности и режиму работы электродвигателей, для управления которыми выбирается пускатель. При этом должны соблюдаться условия:
,
где UН
и IН
- номинальные напряжение и ток, на которые рассчитан пускатель; РН
- предельная номинальная мощность двигателя, которая может быть подключена к пускателю, кВт; РДВ
- номинальная мощность двигателя, для которой выбирается пускатель, кВт;
При управлении одиночным двигателем
IС
= IДВ
.
Буровая установка SOLO-710: IДВ
=170А, PДВ
=120кВт.
Принимаем магнитный пускатель ПВИ-250У5 с техническими характеристиками: UH
=380B, IH
=250A, PH
=160кВт, IОП
=7800А.
UH
= UС
=380В , IH
=250A> IДВ
=170А, PH
=160кВт>PДВ
=120кВт
IОП
=7800А>1,2IКЗ
(3)
=1,2∙6159=7391A.
Выбранный магнитный пускатель удовлетворяет всем условиям.
Буровая установка MINIMATICD-07: IДВ
=120А, PДВ
=105кВт.
Принимаем магнитный пускатель ПВИ-250У5 с техническими характеристиками: UH
=380B, IH
=250A, PH
=160кВт, IОП
=7800А.
UH
= UС
=380В , IH
=250A> IДВ
=120А, PH
=160кВт>PДВ
=105кВт
IОП
=7800А>1,2IКЗ
(3)
=1,2∙6159=7391A.
Выбранный магнитный пускатель удовлетворяет всем условиям.
Вентиляторы ВМ- 6М: ΣIДВ
=148,6А, ΣPДВ
=48кВт.
Принимаем магнитный пускатель ПВИ-250У5 с техническими характеристиками: UH
=380B, IH
=250A, PH
=160кВт, IОП
=7800А.
UH
= UС
=380В , IH
=250A> IДВ
=148,6А, PH
=160кВт>PДВ
=48кВт
IОП
=7800А>1,2IКЗ
(3)
=1,2∙6159=7391A.
Выбранный магнитный пускатель удовлетворяет всем условиям.
Освещение ТСШ-4/07: IС
=18,2А, PС
=3кВт.
Принимаем магнитный пускатель ПВИ-25А с техническими характеристиками: UH
=380B, IH
=25A, PH
=13кВт.
UH
= UС
=380В , IH
=25A> IС
=18,2А, PH
=13кВт> PС
=3кВт
Выбранный магнитный пускатель удовлетворяет всем условиям.
5.3.Выбор и проверка уставок тока срабатывания максимальной защиты в участковых сетях
Уставки тока срабатывания максимальных расцепителей тока автоматических выключателей и максимальных реле тока магнитных пускателей для электродвигателей определяются по формулам.
Для защиты типа УМЗ (магнитные пускатели ПВИ, станции управления) ток уставки рассчитывается по выражению
(3.4)
Для защиты типа ПМЗ, встроенной в автоматические выключатели серии АВ или в распредустройства низшего напряжения трансформаторных подстанций, расчет ведется по формуле
(3.5)
где kН
=1,1-1,2 - коэффициент надежности; IФ
- ток нагрузки в магистральном (фидерном) кабеле (А), определяется по формуле (2.1); IН.МАХ
- номинальный ток электродвигателя наибольшей мощности, для которого определяется фактический пусковой ток IП.Ф.,
А.
Фактический пусковой ток электродвигателя с КЗ ротором определяется по формуле
где IП.Н
- номинальный пусковой ток электродвигателя, А; UДВ.П.Ф
- фактическое напряжение на зажимах электродвигателя при пуске, определенное из расчета кабельной сети; UС
–номинальное напряжение питающей сети, В.
Выбранную уставку проверяют на надежность срабатывания по условию
IКЗ
(2)
MIN
/ IУ
³ 5. (3.6)
Здесь IКЗ
(2)
MIN
- минимально возможный расчетный ток двухфазного КЗ в
наиболее удаленной точке сети, А; IУ
- выбранное значение уставки токовой защиты, А.
Ток двухфазного КЗ в наиболее удаленной точке сети определяем по формуле:
Ток уставки для АВ-320ДО:
Принимаем IУ
=1200А .
Ток уставки для ПВИ-250У5 (SOLO):
Принимаем IУ
=800А
Проверяем уставку на надежность срабатывания:
5358 / 800=6,7 >5.
Ток уставки для ПВИ-250У5 (MINIMATIC):
Принимаем IУ
=600А
Проверяем уставку на надежность срабатывания:
5358 / 600=8,93 >5.
Ток уставки для ПВИ-250У5 (ВМ-6М):
Принимаем IУ
=800А
Проверяем уставку на надежность срабатывания:
5358 / 800=6,7 >5.
Ток уставки для ПВИ-25А (ТСШ-4/07):
где КТ
- коэффициент трансформации, равный 4,96 для напряжения 660/133 В и 2,85 - для напряжения 380/133 В; IР.Н
- номинальный ток вторичной обмотки трансформатора, А;
Принимаем IУ
=63А
5.4. Выбор и проверка плавких вставок предохранителей
Номинальный ток плавкой вставки предохранителя (А) определяют по формулам:
для защиты магистрали
IП.В
³+ SIР.Н
,
где IП.Н
- номинальный пусковой ток наиболее мощного электродвигателя, А; 1,6-2,5 - коэффициент, обеспечивающий неперегорание плавкой вставки при пусках электродвигателей с короткозамкнутым ротором; для нормальных условий пуска (редкие пуски и быстрый разгон) значение коэффициента следует принимать равным 2,5, а при тяжелых условиях (частые пуски и длительный разгон) - 1,6-2.
Для защиты ответвлений:
с короткозамкнутым двигателем
IП.В
³;
Для защиты первичных обмоток трансформаторов типа ТСШ
IП.В
IР.Н
,
где IР.Н
- номинальный рабочий ток вторичной обмотки трансформатора, А.
Выбранная плавкая вставки должна быть проверена по расчетному минимальному току двухфазного КЗ. Кратность расчетного минимального тока двухфазного КЗ по отношению к номинальному току плавкой вставки должна удовлетворять условию
IКЗ
(2)
MIN
/ IП.В
³ (4-7).
Ток плавкой вставки для АВ-320ДО:
IП.В
³+ 286,8=711,8А
Принимаем IП.В
=720А
Проверяем по расчетному минимальному току двухфазного КЗ
5358/ 720=7,4> 4.
Ток плавкой вставки для ПВИ-250У5 (SOLO):
IП.В
³;
Принимаем IП.В
=450А
Проверяем по расчетному минимальному току двухфазного КЗ
5358/ 450=12> 4.
Ток плавкой вставки для ПВИ-250У(MINIMATIC):
IП.В
³;
Принимаем IП.В
=310А
Проверяем по расчетному минимальному току двухфазного КЗ
5358/ 310=17> 4.
Ток плавкой вставки для ПВИ-250У (ВМ-6М):
IП.В
³;
Принимаем IП.В
=310А
Проверяем по расчетному минимальному току двухфазного КЗ
5358/ 310=17> 4.
Ток плавкой вставки для ПВИ-25A(ТСШ-4/07):
IП.В
=8,94
Принимаем IП.В
=10А
5.5. Выбор и проверка уставок тока срабатывания максимальной токовой
защиты высоковольтных ячеек
Фактический ток высоковольтной ячейки:
IФ.ЯЧ
При этом должно выполняться условие:
IH
.ЯЧ
>IФ.ЯЧ ,
IH
.ЯЧ
=30А>IФ.ЯЧ
=24,1А
Принимаем высоковольтной ячейки КРУРН-6
Для высоковольтных ячеек, питающих передвижную подстанцию,
IУ
.
Принимаем IУ
=100А
6. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
ПОДЗЕМНЫХ ГОРНЫХ РАБОТ
6.1. Определение стоимости электроэнергии
Стоимость электроэнергии С (руб.) по двухставочному тарифу за расчетный период (квартал)
где - годовая плата за 1 кВт максимальной мощности, руб/кВт; РМ.Р
–максимальная расчетная мощность предприятия, участвующая в максимуме энергосистемы, кВт; b – плата за 1 кВт×ч потребленной активной энергии согласно тарифу, руб/(кВт×ч); WА
– потребление активной энергии предприятием за расчетный период, зафиксированное счетчиком, кВт×ч
По данным практики известно, что потребление активной энергии за квартал
составляет WА
=960000 кВт×ч, годовая плата за 1 кВт максимальной мощности
=56 руб/кВт и плата за 1 кВт×ч потребленной активной энергии согласно тарифу
b=3 руб/(кВт×ч).
6.2. Электровооруженность труда
Электровооруженность труда определяем как расход электроэнергии на каждый затраченный человекочас (чел×ч):
где Э – электровооруженность труда, WА
– общий расход активной электроэнергии по шахте за расчетный срок, кВт×ч; N – среднесписочное число производственных рабочих на шахте, чел; tСМ
– длительность рабочей смены, ч; nДН
– число рабочих дней за расчетный срок.
По данным практики известно, что среднесписочное число производственных рабочих N=20чел, длительность рабочей смены tСМ
=6ч и число рабочих дней за расчетный срок nДН
=120дней.
7. ЭЛЕКТРОБЕЗОПАСНОСТЬ ПОДЗЕМНЫХ ГОРНЫХ РАБОТ
7.1. Общие сведения. Расчет емкости кабельных сетей
В подземных выработках применяются электрические сети только с изолированной нейтралью трансформаторов как более безопасные по сравнению с сетями с глухозаземленной нейтралью трансформаторов.
Но совершенная электробезопасность в сетях с изолированной нейтралью в смысле защиты человека от поражения электрическим током, предотвращения взрывов и пожаров может быть обеспечена только совместным применением защитных заземлений, автоматического контроля изоляции жил кабелей относительно земли (защиты от утечек тока на землю), быстродействующей максимальной токовой защиты, специальной конструкцией кабелей и электрооборудования.
Рассмотрим, при помощи каких средств достигается каждый вид защиты.
Основные причины электротравматизма в подземных выработках шахт могут быть разделены на две группы.
К первой группе можно отнести поражения, происходящие в результате прикосновения человека к частям электрооборудования, нормально не находящимся под напряжением, но которые оказались под напряжением в результате повреждения изоляции или небрежного монтажа электрооборудования и особенно присоединенных кабелей. Ко второй группе относятся поражения, происшедшие в результате прикосновения человека к частям электрооборудования, нормально находящимся под напряжением, при осмотре, ремонте, различных регулировках (при неисправных и преднамеренно выведенных блокировках) и при подсоединениях электрооборудования под напряжением [3].
Разделение причин поражения на такие группы целесообразно, потому что эти причины требуют принятия различных мер защиты.
В первом случае надежная защита может быть достигнута применением защитных заземлений. Несчастные случаи второй группы могут быть предотвращены лишь при наличии защитного отключения и недопущения эксплуатации электрооборудования в условиях, когда сопротивление изоляции снижается ниже предельно допустимого значения.
Следует отметить, что контроль изоляции и защитное отключение являются также эффективными мерами защиты и от несчастных случаев, возникших в условиях первой группы.
Таким образом, только одновременное осуществление обоих рассмотренных видов защиты (защитное заземление и защита от токов утечки) может предотвратить электротравматизм в шахтах.
Причиной взрыва или пожара может быть возникновение опасного искрения, энергия которого, выделяемая в искровой промежуток, достаточна для воспламенения взрывоопасной среды или возникновения электрической дуги, воспламеняющей посторонние предметы.
Применение защиты от утечек тока и экранированных кабелей с неизолированной заземляющей жилой существенно снижает также вероятность возникновения взрыва или пожара, что объясняется двумя причинами.
Первая причина состоит в том, что уставки защиты по току утечки соизмеримы с искробезопасным значением тока, поэтому длительно могут существовать незамеченными только токи утечки, близкие по значению к искробезопасным. Вторая причина заключается в том, что токи утечки, значительно превышающие искробезопасные, могут быть только кратковременными (в сетях напряжением 380 и 660 В не более 0,2 с, напряжением 1140 В - 0,12 с).
Кроме того, благодаря наличию заземляющей жилы в кабелях отключение таких токов будет происходить при замкнутой цепи утечки, когда возникновение опасной искры маловероятно.
Следует отметить еще одно важное обстоятельство. Защита от утечек тока и специальная конструкция шахтных экранированных кабелей в значительной мере предотвращают глухое КЗ между фазами в кабельной сети (а значит и возникновение дуги). Объясняется это тем, что каждая силовая жила заключена в токопроводящий экран, находящийся в контакте с неизолированной (голой) заземляющей жилой. Поэтому утечка тока между фазами сводится к утечке тока на землю; и прежде, чем произойдет глухое КЗ между фазами, сработает аппарат защиты от утечки отключением сети.
Однако конструктивные и схемотехнические решения современных аппаратов общесетевой защиты от утечек тока на землю таковы, что они могут надежно выполнять свои защитные функции при определенной емкости относительно земли контролируемой кабельной сети. Поэтому в сетях до 1140 В общая длина кабелей, присоединенных к одному или параллельно работающим трансформаторам, должна ограничиваться емкостью относительно земли не более 1 мкФ на фазу.
Для обеспечения защитных характеристик общесетевой защиты от утечек тока рассчитываем общую емкость относительно земли одной фазы кабельной сети напряжением до 1140 В по условию
, (6.1)
где Сi
- удельная емкость i-го кабеля сети до 1140 В относительно земли,
мкФ/км (см. приложение 6.1); li
- длина i-го кабеля, м; k - число кабелей, подключенных к данной ПУПП; СД
- предельно допустимая емкость сети при принятой в ней общесетевой защиты от утечек (СД
= 1 мкФ).
Если это условие не соблюдается, то принимаются меры по снижению этой емкости сокращением длин кабелей и перераспределением питания электроприемников между несколькими ПУПП.
Что же касается высоковольтной распределительной сети напряжением 6кВ, то согласно ПБ электроснабжение передвижных подстанций (ПУПП), расположенных в выработках с исходящей струей воздуха в шахтах, опасных по внезапным выбросам, разрабатывающих крутые пласты, должно осуществляться обособленно от электрических сетей, находящихся на поверхности, с защитой от утечек тока. ПУПП и РПП-6 участка должны отключаться аппаратами с короткозамыкателями без выдержки времени.
МакНИИ разработан аппарат общесетевой защиты от утечки для сетей напряжением 6 кВ типа АЗО-6. Он может применяться в кабельных сетях, питающихся через разделительные трансформаторы 6/6 кВ, а также от отдельных обмоток трансформаторов 35/6-6 или 110/6-6 кВ при суммарной емкости сети до 2 мкФ на фазу и максимальной емкости отдельного отходящего присоединения до 1 мкФ на фазу. Предназначен аппарат для осуществления совместно с высоковольтной ячейкой защитного отключения при появлении одно-, двух- и трехфазной утечки на землю и для непрерывного контроля сопротивления изоляции в обособленных кабельных сетях шахт, опасных по газу и пыли.
Согласно технической характеристике аппарата АЗО-6 длина отходящей линии не должна превышать 3 км (как и для низковольтных сетей, что обусловлено предельным значением емкости).
Таким образом, одна из основных задач обособленного питания - это разделение разветвленной шахтной электросети на отдельные участки с целью обеспечения надежной работы реле утечки.
Поэтому при расчете высоковольтной распределительной сети напряжением 6 кВ также необходимо проводить оценку общей емкости относительно земли одной фазы кабельной сети, которая не должна превышать 1 мкФ.
7.2. Расчет защитного заземления подземных электроустановок
Согласно §521 ПБ [8] и §508 ЕПБ [4] заземлению подлежат металлические части электротехнических устройств, нормально не находящихся под напряжением (корпуса электродвигателей, аппаратов, трансформаторов, каркасы РУ, металлические оболочки кабелей и т.п.). Заземление осуществляется присоединением названных частей электроустановок к местным заземлителям, которые соединяются стальной магистралью заземления с главным заземлителем. Обычно главный заземлитель в виде пластины площадью F³0,75 м2
, длиной l³2,5м, шириной а³0,3 м и толщиной в³0,05м помещается на ребро в воду в зумпфе и в водосборнике, резервируя друг друга.
Местные заземлители выполняются либо в штрековых сточных канавах стальными полосами F³0,6м, l³2,5м, в³0,03м, либо в выработках, где нет сточной канавы, из труб l³1,5м и диаметром d³0,03м.
Пренебрегая электрическим сопротивлением естественных заземлителей, местных заземлителей, полос связи и магистрали заземления, приведем пример расчета сопротивления главного заземлителя (RЗ
).
Для пластинчатого заземлителя, помещенного на ребро в воду, площадью F=0,75м2
, l=2,5м, а=0,3м расчетное сопротивление заземления составит
Ом, (6.2)
где r - удельное сопротивление грунта, Ом×м (см. приложение 6.2); F – площадь пластины, м2
; t – расстояние от поверхности воды до центра пластины (м), принимается равным 0,5 м.
Полученное расчетное значение RЗ.Р
=0,36 Ом меньше нормы RЗ
=2 Ом для подземных электроустановок [8,4], следовательно, окончательно оставляем принятые размеры главного заземлителя.
Для заземления РПП-6, ТСВП-250/6, РПП-0,4, АВ-320ДО, 3 пускателя магнитных
ПВИ-250У5 и пускатель ПВИ-25А применяют местные заземлители, которые выполняются стальными полосами F³0,6м, l³2,5м, в³0,03м.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Шуцкий В.И., Волощенко Н.И. Электрификация подземных горных работ.–М.: Недра, 1986.- 364 с.
2. ЕПБ при разработке рудных, нерудных и россыпных месторождений полезных ископаемых подземным способом: Книга 1. –М.: НПО ОБТ, 1999.- 260 с.
3. ЕПБ при разработке рудных, нерудных и россыпных месторождений полезных ископаемых подземным способом: Книга 2. -М.: НПО ОБТ, 1999.-225 с.
4. Медведев Г.Д.Электрооборудование и электроснабжение горных предприятий.-
М:Недра,1988.-356с.
5. Кораблев А.А., Цетнарский И.A.Справочник подземного электрослесаря.-M.:
Недра,1985.-320c.