Электрефикация рудника Октябрьский

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 I и 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; I - сила света лампы под углом , кд;  - 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.  I =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 РЛ – суммарная мощность люминесцентных ламп, Вт; ЭЛ = 0,83-0,87 – электрический КПД светильника, учитывающий потери в дросселе; соsСВ = 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, кВтм; 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  tg  - коэффициент реактивной мощности (соответствует для данной  группы приемников cos 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









tg φ

Расчетная мощность





но-миналь-ная РН

суммар-ная но-миналь-ная ΣРН







 



РР, кВт







QР, квар

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 650С 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 К = 0,62 для кабелей с поливинилхлоридной изоляцией для температуры окружающей среды 150С 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;  -удельная проводимость меди, м / (Оммм2) (принимается для меди 50 м/(Оммм2); для алюминия 32 м/(Оммм2); UД - 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 = U2б /SС(3) = 4002 / 40000 = 4 мОм.

SКЗ(3) = 40МВА

Индуктивное сопротивление кабельной линии напряжением 6 кВ. По приложению 2.2  находим  х01 = 0,102Ом/км и х02 = 0,102 Ом/км.              

хЛ.Н = (х01ЦПП-РП-6 + х02РП-6-ПУПП)103= (0,1021+0,1020,8)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 = (r01ЦПП-РП-6 + r02РП-6-ПУПП)103=(1,151 + 1,150,8)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 кВА;          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)

х = х1 + х2 + ХТ = 4+0,74+22,4=27,14 мОм.

Суммарное активное сопротивление до расчетной точки КЗ (вторичной обмотки трансформатора)

r = 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 

К.Ф = .

При 150С Кt = 1,12 , поэтому К.Ф = 

     По приложению 2.4 при К.Ф = 0,8 для кабелей с резиновой изоляцией при напряжении до 3 кВ для температуры окружающей среды 150С 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)

r = 14,95 + 9,25 = 24,2 мОм.

Суммарное индуктивное сопротивление до начала кабеля буровой установки SOLO-710  

х = 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

КГ = = = 0,76;

IДВ = 170 А; Кt = 1,12.

Коэффициент загрузки КЗ находим по приложению 2.4. При 150С для кабелей с резиновой изоляцией при КГ = 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 = Т (UAсоs + UPsin) .

Коэффициент загрузки трансформатора 

К = SТ.Р / SТ.Н = 204 / 250 = 0,82.

где-(SТ.Р и SТ.Н - соответственно расчетная и номинальная мощности                                      трансформатора, кВА); 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; соs - средневзвешенный коэффициент мощности электроприемников участка; sin = .

Относительное значение активной составляющей напряжения КЗ трансформатора определяем по формуле 



Относительное значение реактивной составляющей напряжения КЗ трансформатора 

UР = 

соs = 0,67;    sin = ;

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(RГcosДВ+ХГsinДВ)=1,73170(0,0740,65+0,01250,76) = 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; соs ДВ - номинальный коэффициент мощности электродвигателя.

сosφДВ =0,65 ; sinДВ=

Общая допустимая потеря напряжения в низковольтной сети 

U = UХ.Х – UДВ.MIN = 400 - 0,95  400 = 39 В.

Потери напряжения в фидерном кабеле 

UФ = U - UТ.Н - UГ = 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 соs = 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 бронированных кабелей напряжением до 1000 В); LФ - длина фидерного кабеля, м; соs - средневзвешенный коэффициент мощности токоприемников участка;  = 50 м/(Оммм2) - удельная проводимость меди при 650С.     

 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., cosП - 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 cos принимается равным 0,5); UС - номинальное напряжение сети, В; RН - суммарное активное сопротивление трансформатора, фидерного и гибкого кабелей, Ом:

                           ,                                                                            

          ХН - суммарное индуктивное сопротивление трансформатора,                                    

                     фидерного и гибкого кабелей, Ом:

                       ХН = ХТ + ХФ +ХГ .                                                                                 

Суммарное активное сопротивление трансформатора, фидерного и гибкого кабелей.

               Ом.

Суммарное индуктивное сопротивление трансформатора, фидерного и гибкого кабелей.

                     ХН =0,0224+0,00156+0,0125=0,03646  Ом.   

      Напряжение на шинах РПП-НН до пуска двигателя.  

                                         

     Буровая установка MINIMATIC D-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

КГ = = = 0,79;

IДВ = 120А; Кt = 1,12.

Коэффициент загрузки КЗ находим по приложению 2.4. При 150С для кабелей с резиновой изоляцией при КГ = 0,79 линейной интерполяцией находим

КЗ = 1,14 - (0,79-0,7) = 1,104.

Предельно допустимый ток КЗ IП (А) кабеля буровой установки MINIMATIC D-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 MINIMATIC D-07

		UГ=IДВ(RГcosДВ+ХГsinДВ)=1,73120(0,1110,65+0,009930,76) = 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.

                     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

КГ = = = 0,79;

IДВ = 148,6А; Кt = 1,12.

Коэффициент загрузки КЗ находим по приложению 2.4. При 150С для кабелей с резиновой изоляцией при КГ = 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(RГcosДВ+ХГsinДВ)=1,73148,6(0,04160,78+0,0050960,63) = 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.

                     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(RГcosДВ+ХГsinДВ)=1,7318,2(0,2440,57+0,004750,82) = 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>1,2 IКЗ(3) =1,2∙6159=7391A.

	   Выбранный магнитный пускатель удовлетворяет всем условиям.

   Буровая установка MINIMATIC D-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>1,2 IКЗ(3) =1,2∙6159=7391A.

	  Выбранный магнитный пускатель удовлетворяет всем условиям.

  Вентиляторы ВМ- 6М:  Σ IДВ=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>1,2 IКЗ(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  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  + IР.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  ;

Для защиты первичных обмоток трансформаторов типа ТСШ

IП.ВIР.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  (4-7).

     Ток плавкой вставки для АВ-320ДО:

IП.В  + 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  ;

     Принимаем IП.В =450А

     Проверяем по расчетному минимальному току двухфазного КЗ

                                         5358 /  450=12 > 4.

     Ток плавкой вставки для ПВИ-250У(MINIMATIC):

                                                              IП.В  ;

     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  ;

     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 кВтч потребленной активной энергии согласно тарифу, руб/(кВтч); WА – потребление активной энергии предприятием за расчетный период, зафиксированное счетчиком, кВтч

       По данным практики известно, что потребление активной энергии за квартал 

составляет WА=960000 кВтч, годовая плата за 1 кВт максимальной мощности

=56 руб/кВт и плата за 1 кВтч потребленной активной энергии согласно тарифу

b=3 руб/(кВтч).

                  



6.2. Электровооруженность труда

Электровооруженность труда определяем как расход электроэнергии на каждый затраченный человекочас (челч):



где Э – электровооруженность труда,  WА – общий расход активной электроэнергии по шахте за расчетный срок, кВтч; 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 6 кВ, 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 F0,75 м2, длиной l2,5м, шириной а0,3 м и толщиной в0,05м помещается на ребро в воду в зумпфе и в водосборнике, резервируя друг друга.

Местные заземлители выполняются либо в штрековых сточных канавах стальными полосами F0,6м, l2,5м,  в0,03м, либо в выработках, где нет сточной канавы, из труб l1,5м и диаметром d0,03м.

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  - удельное сопротивление грунта, Омм (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 F0,6м, l2,5м,  в0,03м.























































СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ



Шуцкий В.И., Волощенко Н.И.  Электрификация подземных горных работ.–М.: Недра, 1986.- 364 с.

ЕПБ при разработке рудных, нерудных и россыпных месторождений полезных ископаемых подземным способом: Книга 1. –М.: НПО ОБТ, 1999.- 260 с.

ЕПБ при разработке рудных, нерудных и россыпных месторождений полезных ископаемых подземным способом:  Книга 2. -М.:  НПО ОБТ, 1999.-225 с.

Медведев Г.Д.Электрооборудование и электроснабжение горных предприятий.- 

М:Недра,1988.-356с.

Кораблев А.А., Цетнарский И.A.Справочник подземного электрослесаря.-M.:

Недра,1985.-320c.  





1