Расчет электроснабжения шахты Костенко

Диплом.doc

Министерство образования и науки
Республики Казахстан
Карагандинский Государственный Технический Университет
ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА
к дипломному проекту
Тема: « Расчет электроснабжения шахты Костенко с
детальной разработкой лавы »
Студент группы ЭП-01с
Производственная и техническая характеристика шахты
1 Краткая технологическая характеристика шахты
2 Энергетическая характеристика шахты
3 Главная понизительная подстанция (ГПП)
4 Орогидрография и климат
Электроснабжение шахты «Костенко»
1 Расчет электрических нагрузок шахты
2 Компенсация реактивной мощности
3 Причины вызывающие снижение коэффициента мощности
4 Размещение компенсирующих устройств
5 Выбор числа и мощности силовых трансформаторов ГПП и
разделительной подстанции
6 Выбор схемы первичной и вторичной коммутации ГПП и
7 Выбор месторасположения ГПП
8 Выбор кабеля для питания разделительной подстанции
9 Расчет токов короткого замыкания
Электроснабжение лавы 29к10.-ю шахты ”Костенко”
1 Краткая характеристика участка
2 Расчет нагрузки электроосветительных установок
3 Выбор осветительного трансформатора
4 Выбор сечения кабеля
5 Выбор марки и сечения осветительного кабеля.
6 Расчет электрических нагрузок. Выбор мощности числа и
типа трансформаторной подстанции
7 Расчет и выбор и проверка кабельной сети участка на
напряжение до 1200 В
Выбор и проверка аппаратуры управления и настройка защиты
на напряжения до 1200 В
1 Автоматические выключатели
2 Магнитные пускатели
4 Выбор уставок реле
5 Выбор и проверка КРУ 6кВ и кабеля 6 кВ подключения КТП
6 Технико-экономические показатели электропотребления
7 Расчет электрических нагрузок шахты выбор
трансформаторов ПГВ и ГПП
8 Электрический расчет ЛЭП 110кВ
9 Расчет молниезащит
10 Расчет заземления
Промышленная экономика
Промышленная экология
Список используемых источников
Обозначения и сокращения
ТП - трансформаторная подстанция;
К.З. - короткое замыкание;
ГПП - главная понизительная подстанция;
РУ - распределительное устройство;
КРУ - комплектное распределительное устройство;
ВН - высшее напряжение;
НН - низшее напряжение;
ЗРУ - закрытое распределительное устройство;
ПБ – правила безопасности.
ТТ - трансформатор тока;
ТН - трансформатор напряжения;
ПГВ – подстанция глубокого ввода;
ОРУ – открытое распределительное устройство;
ПУЭ – правила устройства электроустановок;
ПТЭ – правила технической эксплуатации;
Основой современных производительных сил является электрификация. Уровень выработки и потребления электроэнергии - это один из главных показателей экономической мощи государства.
Опережающее развитие энергетики является непременным условием создания материально-технической базы молодежи Казахстана.
В стратегии развития “Казахстан-2030” [1] президент Республики Казахстан Н.А.Назарбаев указал основные приоритеты развития страны в которой одной из важнейших задач является усовершенствование и дальнейшее развитие электроэнергетической отрасли без которой не мыслимо функционирование других отраслей народного хозяйства.
Первым и важнейшим этапом усовершенствования и развития электроэнергетики является создание рациональных систем электроснабжения промышленных предприятий.
Умение будущего выпускника быстро ориентироваться в современном быстроразвивающемся мире находить новые экономически целесообразные и удовлетворяющие технике безопасности и экологи решение напрямую зависит от полученных в процессе получения знаний завершение которых и становиться дипломное проектирование. Производство передача и рациональное распределение электроэнергии приобретают всё большее значение. В свете задачи всемерного повышения технического уровня и качества продукции необходимо направить усилия и в кратчайшие сроки добиться улучшения качества электроэнергии повышения надёжности электроснабжения. В этом ключ к решению главных задач проектирования и эксплуатации современных систем электроснабжения промышленных предприятий.
Главными задачами проектирования и эксплуатации современных систем электроснабжения промышленных предприятий являются правильное определение электрических нагрузок рациональная передача и рациональное распределение электроэнергии обеспечение необходимого качества электроэнергии на зажимах электроприёмников с питающей сетью экономия электроэнергии и других материальных ресурсов.
Выполнение этих задач осуществляется входящими в состав электросетей воздушными и кабельными линиями электропередачи различными токопроводами трансформаторными подстанциями распределительными устройствами и коммутационными пунктами электроустановками генерирующими реактивную мощность средствами регулирования напряжения и устройствами для поддержания качества электроэнергии.
Целью данного проекта является разработка системы электроснабжения шахты ”Костенко” с детальной разработкой лавы производительностью 1750 тонн в сутки так же рассмотрены вопросы охраны труда экономики и экологии.
2 Краткая технологическая характеристика шахты
Карагандинский угольный бассейн вытянут в широком направлении на 120 км при ширине в среднем 30 км. Площадь бассейна составляет 3600 кв. км из них угленосных сложений - 2000 кв. км. На территории бассейна расположен областной центр- г. Караганда а также шахтерские города Сарань Абай Шахтинск поселок городского типа Шахан и др.
Наиболее освоен Карагандинский район в котором действует 15 шахт из которых 10 на Промышленном и Майкудукском участках и 5 на Саранском.
Территория бассейна представляет собой всхолмленную равнину.
Абсолютные отметки колеблются от 450 м на северо-западе до 600 м на востоке бассейна.
Шахта имени Костенко расположена на Промышленном участке Карагандинского района. Она образована в результате объединения и реконструкции шахт имени Костенко и №8687 которые были сданы в эксплуатацию соответственно в 1952 и 1942 годах. Реконструкция шахты была завершена в 1978 году. Шахта имени Костенко располагает значительными запасами коксующихся и энергетических углей разрабатывает пологие пласты Карагандинской свиты К1 К2 К3 К7 К10 и К12 рабочей мощностью от 18 до 73 м. Поле шахты вскрыто девятью стволами капитальными уклонами по пластам К7 и К10 и квершлагами.
Шахта имени Костенко – самая глубокая среди предприятий угольного департамента. Сегодня горные работы ведутся уже на глубине 850 метров. Разрабатываемые угольные пласты высокогазоносны опасны по внезапным выбросам угля и газа склонные к самовозгоранию угольная пыль выбросоопасна. Обеспечение выбрособезопасных условий достигается текущим прогнозом и комплексом профилактических мероприятий. Добыча угля из лав сопряжена со значительными выделениями метана. На шахте применяется практически все известные способы дегазации в том числе заблаговременная подготовка шахтных полей путем бурения вертикальных скважин с поверхности и обработки пласта физико-химическими методами.
Шахта имени Костенко – современное высокомеханизированное предприятие. Раздельная выдача угля осуществляется уклонами и скиповыми стволами для верхней и нижней группы пластов. Несмотря на высокий уровень концентрации и технико-экономических показателей эффективная дальнейшая эксплуатация сопряжена с рядом трудностей вызванных повышением зольности углей увеличением протяженности поддерживаемых и проветриваемых выработок. Очистные работы полностью механизированы. Транспортировка по штрекам производится по конвейеру «ГВАРЕК» с дальнейшей перегрузкой на ленту. На шахте широко применяются бункера что позволяет иметь резерв времени при отказах. Бункерами оснащены все транспортные цепочки участков. Транспортирование по штреку осуществляется так же телескопическими ленточными конвейерами типа 2ЛТ100 или 1ЛТ80 и другими.
Для защиты от воздействия метановоздушной среды лавы оборудуются аппаратурой газовой защиты «Метан». Лавы также оборудованы громко-говорящей аппаратурой сигнализации и предупреждения. На шахте проводится работа по дегазации угольных пластов:
а) применяется предварительная пластовая дегазация (угольных пластов)
подготавливаемых к выемке очистных забоев;
б) дегазация вертикальными скважинами пробуренными с поверхности
действующих очистных забоев;
в) дегазация барьерными скважинами при проведении подготовительных
Горные выработки в зависимости от их назначения крепятся материалами горючесть и степень огнестойкости которых соответствуют требованиям предусмотренным «Инструкцией по противопожарной защите угольных шахт» к «Правилам безопасности в угольных шахтах». ПОТ РК 0-028-99 Астана 1999 г. таблица 3 соответствуют типовому проекту НР-5753-139-1 «Унифицированные типовые сечения горных выработок закрепленных металлической арочной крепью из взаимозаменяемого шахтного профиля для условий Карагандинского бассейна» [2] и типовому проекту 401-011-97.92 «Сечение горных выработок с крепью из взаимозаменяемого шахтного профиля для условий Карагандинского бассейна» [3].
Орошение призабойного пространства происходит за счет работы насосной установки типа НУМ. В качестве источника гидроэнергии применяются маслостанции польского производства СНТ-32. Для измельчения угля т.к. вынимаемая мощность велика и часто на конвейер высыпают негабаритные куски угля предусмотрено использование дробилки типа ДЗМ.
Транспорт из забоев провозится в основном по конвейерной линии.
Способ проходки при помощи комбайнов 1ГШ-68 и 4ПП-2М при условии проходки по углю. При проходке по породе применяются буровзрывные работы с применением породонагрузочных машин.
Крепление забоев осуществляется металлической крепью.
Транспорт осуществляется конвейерами скребковыми типа СП-202 С-50 и ленточными 1ЛТ80.
Проветривание забоев осуществляется вентиляторами местного провет-ривания ВМЦ-8 и ВМ-6. За работой вентиляторов осуществляется контроль при
помощи датчиков ДКВ. Струя поступает к забою по брезентовым вентиляцион-
Доставка материалов и оборудования к очистным и подготовительным забоям производится по монорельсовым дорогам. Клетевой ствол оборудуется подъемной стволоустановкой и предназначен для спуска-подъема людей материалов и подачи свежего воздуха. Гидрогеологические условия отработки пластов несложные в среднем по шахте приток составляет 53 м3 час.
Схема вентиляции комбинированная способ проветривания всасывающий.
Очистные забои проветриваются за счет общешахтной депрессии подготовительные – вентиляторами местного проветривания ВМ-6М ВМЦ- 8 количество воздуха подаваемого в подготовительные забои и управление вентиляторами местного проветривания осуществляется аппаратурой «Азот» и АПТВ «Ветер». Краткая энергетическая характеристика потребителей шахты «Костенко» приведена в таблицу 1.1.
Таблица 1.1 - Электрические нагрузки шахты “ Костенко”
Уста-новлен-ная мощ-ность
Категории потребителей по надежности электроснабжения
Электроприемники подземные
Конвейерная цепочка участка №4
Магистральные конвейера
Потребители околоствольного двора
Проходческий участок №1
Проходческий участок №2
Конвейерная цепочка №1
Продолжение таблицы 1.1
Конвейерная цепочка №2
Конвейерная цепочка №6
Заиловочная скважина
Итого подземные потребители
Электроприемники поверхности 6 кВ
Электроприемники поверхности 04 кВ
Блок клетевых стволов
Блок угольных стволов
Вентиляция участкового ствола
Электроприемники п.ст. шурф №3
Вспомогательный подъем
2.1 Характеристика схемы внешнего электроснабжения
Шахта имени «Костенко» имеет общую потребляемую мощность 32755 кВт: на поверхности 17737 кВт; на подземные работы 15018 кВт. Как видно шахта является потребителем большой мощности и эти потребители разбросаны на большой территории.
Шахта относится к потребителям 1 категории. Необходимо выбрать схему внешнего электроснабжения из ниже приведенных вариантов:
- Схема раздельного питания хотя дешева и надежна не подходит так как внешнее напряжение должно совпадать с внутренним потому что не предусматривает его трансформации;
- Схема глубокого ввода при ней напряжение от сети внешнего электроснабжения вводится по двойной магистрали на внутреннюю террито-
рию предприятия. При этой схеме понижающие трансформаторы устанавливают непосредственно у зданий цехов и они имеют напряжение 069-04 кВ.
Основную часть электроэнергии шахта по двум раздельно работающим линиям электропередач получает от подстанции «Новый город». От нее получает питание главные понизительные подстанции шахты имени «Костенко».
Распределение электроэнергии от ГПП до приемников тока практически может производиться при номинальном напряжении 6 кВ или 10 кВ. Электродвигатели изготавливаются на напряжение 127 220 380 660 1140 3000 6000 и 10000 В.
Для питания внутренних приемников выбираем напряжение 6 кВ.
Для питания низковольтных силовых шахтных приемников на поверхности и в подземных выработках сейчас применяется напряжение 660 В 1140 В при чем обеспечивается нормальный режим забойных машин и нормальное напряжение на зажимах приемников. При этом значительно уменьшается сечение кабелей и увеличивается допустимое расстояние от участковых трансформаторных подстанций до распредпунктов лав. Питание низковольтных силовых и осветительных приемников поверхности осуществляется от трансформаторов со вторичным напряжением 380220 В. Это позволяет питать электродвигатели линейным напряжением 380 В а освещение фазным напряжение 220 В. В подземных выработках для электросверл осветительных и шахтных установок применяется согласно правилам безопасности напряжение не более 127 В. Для цепей местного освещения дистанционного управления и связи в подземных выработках применяется напряжение не свыше 36 В.
3 Главная понизительная подстанция
Главная понизительная подстанция «Солнечная» состоит из двух частей:
) Открытого распределительного устройства напряжением 35 кВ
) Закрытого распределительного устройства напряжением 6 кВ.
ГПП получает питание по двум одно-цепным сталеалюминевым воздушным линиям. При отключении одной из линий питание секции должно восстанавливаться автоматически поэтому применяется секционный выключатель. На стороне 35 кВ вместо выключателей используются отделители и короткозамыкатели что обеспечивает простоту и надежность. При повреждении внутри трансформатора действует релейная защита которая замыкает цепь привода короткозамыкателя и ножи включаются. Создается короткое замыкание на линии что приводит в действие защиту установленную на питающем конце линии она отключается вместе с трансформатором. На стороне высшего напряжения трансформаторов применяется перемычка с разъединителями и отделителями. При повреждении одной линии на стороне высокого напряжения трансформатора можно включить перемычку и осуществить питание двух трансформаторов от одной линии.
Конструкция открытого распределительного устройства обеспечивает свободный доступ к трансформаторам при эксплуатации. Для ремонта транс-форматора на ГПП предусмотрена возможность его перевозки. Соединение трансформаторов с распределительным устройством низкого напряжения вы-полнено гибким проводом. Кабели оперативных цепей цепей управления релейной защиты автоматики и токопроводы проложены в лотках из железо-бетонных конструкций без заглубления их в почву.
Все аппараты открытого распределительного устройства расположены на невысоких железобетонных основаниях. ОРУ выполненное по схеме одной секционированной системой шин однопортальное. Металлические стойки расположенные через 46 м соединены швеллерами и уголками и образуют жесткую конструкцию по которой в нижней части установлены выключатели и трансформаторы тока а в верхней части разъединители и сборные шины. Между линейным и шинным разъединителем есть сетчатое ограждение для обеспечения безопасности при подъеме на опору со стороны линии (или трансформатора) во время ремонтов.
Приводы разъединителей монтируются на металлических стойках.
Вдоль многопролетного портала проходит лоток для контрольных кабелей.
В закрытом распределительном устройстве 6 кВ устанавливаются маломасляные выключатели небольших размеров что позволяет все оборудование одного присоединения разместить в одной камере. Камеры ввиду малого количества присоединений размещены в один ряд.
Обслуживание аппаратов производится из коридора управления доступ в камеру имеется только с одной стороны. Все аппараты крепятся на метал-лическом каркасе составляющем основу камеры. Перегородки между камерами выполнены стальными листами. За дверью отсека масляного выключателя находится сетчатая дверь которая может быть открыта только при отключенных шинном и линейном разъединителях.
Сборные шины выполненные прямоугольными алюминиевыми полосами находятся вне камеры и крепятся на опорных изоляторах установленных в верхней части камеры на несущем каркасе через 1 м что соответствует длине камеры. Шинный разъединитель установлен наклонно а не вертикально для уменьшения высоты камеры без увеличения ее ширины.
Для защиты трансформаторов главной понизительной подстанции от повреждений на его выводах а также от внутренних повреждений применяем в качестве основной - продольную дифференциальную защиту а в качестве резервной - максимальную токовую защиту.
Рельеф района представляем собой слегка всхолмленную равнину изрезанную сетью неглубоких ручьев пересыхающих сразу после схода талых вод.
Естественных водоемов на описываемой площади нет. Река Тентек протекающая ранее с Юга на Север по восточной окраине Тентекской мульды перегорожена у истоков в районе о.Сасык-Куль земляной дамбой. Площадь участка в результате отработки угольных пластов нарушена воронками оседания заполненными водой.
Климат района резко континентальный. Лето жаркое сухое со средней температурой июля +255ºС и максимальной +41ºС. Зима суровая и продолжительная со средней температурой января около - 17ºС иногда морозы достигают - 45ºС. Максимальная суточная амплитуда колебания температуры воздуха 25– 30ºС; а годовая около 90ºС. Период с положительными температурами составляет 125 дней. Господствующими ветрами в районе являются южные и юго-западные. Средняя скорость ветра 5 - 6 мсек но достигает 25 –30 мсек. Число ветреных дней в году 240 – 280.
При проектировании системы электроснабжения шахты необходимо выполнить расчет её электрической нагрузки.
Определение величины электрических нагрузок шахты начинается с определения нагрузок отдельных электропотребителей. Величины нагрузок необходимы для выбора кабелей а так же для выбора мощности трансформаторов ГПП. В настоящее время существует ряд научно обоснованных методов расчета электрических нагрузок:
а) метод упорядоченных диаграмм;
б) по средней мощности и коэффициенту формы;
в) по установленной мощности и коэффициенту спроса.
Расчет нагрузки производится методом коэффициента спроса пользование одним коэффициентом спроса вместо двух его составляющих (коэффициента использования и коэффициента максимума) не учитывает влияние числа электроприемников соотношения их мощностей и так далее и дает повышенную погрешность в расчетах. Однако обследования электронагрузок на предприятиях показывают что значение коэффициента спроса получаются более устойчивыми с меньшим разбросом чем значения коэффициента использования и коэффициента максимума.
По этому методу определяют активную расчетную нагрузку расчетную реактивную нагрузку и полную расчетную нагрузку для силовых электропотребителей однородных по режиму работы электроприемников определяем по формулам [5]:
где - коэффициент спроса который определяется по справочным
- установленная номинальная мощность приемников.
где - соответствует (коэффициенту мощности) который определяется
по справочным материалам [5].
Полная расчетная силовая нагрузка:
Расчётная нагрузка осветительных приёмников составит [5]:
где Рн.о.– установленная мощность осветительных приёмников;
Кс.о.– коэффициент спроса Кс.о.=0.95 который определяется согласно [5].
Установленную мощность освещения определим по формуле:
где Руд.о. – удельная установленная мощность освещения;
F – площадь по генплану м2.
Полная расчётная мощность составит:
Средневзвешенный коэффициент спроса силовых приёмников:
Для конвейерной цепочки:
Результаты расчётов сведены в таблицу 2.1.
Расход электрической энергии для каждой группы электроприемников определяем из выражений:
где Тн – число часов использования установленной мощности в год ч.
Число часов использования максимума нагрузки в год для основных электроприемников принимаем следующие: главный вентилятор – 5600 ч; подъем скиповой – 3600 ч; подъем клетевой – 1100 ч; компрессоры – 3600 ч; технокомплекс – 2900 ч; освещение – 900 ч; очистные и подготовительные участки 2200 ч; конвейерный транспорт – 2900 ч; водоотлив – 3900 ч. Для конвейерной цепочки:
Аналогично производим расчет для других групп электроприемников. Результат расчета приведен в таблице 2.1.
Суммарная расчетная мощность подземных электроприемников (мощность ЦПП и разделительной подстанции) шахты в целом без учета компенсации реактивной мощности определяется из выражения:
где и - соответствующие суммарные расчетные активная и реактивная мощности кВт и кВАр;
kM – коэффициент участия в максимуме нагрузки.
Коэффициент участия в максимуме нагрузки равен: для РПП-065-085; для ЦПП 08-09; для низковольтных электроприемников поверхности – 075.
Для разделительной подстанции:
Для ГПП без учета компенсаций реактивной мощности:
Таблица 2.1 - Расчет электрических нагрузок шахты “Костенко”
Установленная мощность кВт
Потребля-емая мощность
Число часов исполь-зования номинальной мощности ч
Расход электроэнергии
Подземные электроприемники
Конвей-ерная цепочка
Магист-ральные конве-йера
Потре-бители околоств-ольного двора
Продолжение таблицы 2.1
Проход-ческий участок №1
Проход-ческий участок №2
Конвей-ерная цепочка №1
Конвей-ерная цепочка №2
Конвей-ерная цепочка №6
Потре-бители околост-вольного двора
Проход-ческий участок
Итого подзем-ные потре-бители
Окончание таблицы 2.1
Вентиля-ция участ-кового ствола
Вспомо-гатель-ный подъем
Одним из основных вопросов решаемых при проектировании и эксплуатации систем электроснабжения промышленных предприятий является вопрос о компенсации реактивной мощности.
Передача значительного количества реактивной мощности из энергосистемы к потребителям нерациональна по следующим причинам: возникают дополнительные потери активной мощности и энергии во всех элементах системы электроснабжения обусловленные загрузкой их реактивной мощностью и дополнительные потери напряжения в питающих сетях.
Компенсация реактивной мощности с одновременным улучшением качества электроэнергии непосредственно в сетях промышленных предприятий является одним из основных направлений сокращения потерь электроэнергии и повышения эффективности электроустановок предприятий.
Коэффициент мощности напрямую связан с потреблением реактивной мощности. При понижении коэффициента мощности резко возрастает потреблении реактивной энергии.
Основными потребителями реактивной мощности в энергосистемах являются асинхронные электродвигатели (60 – 65 %) трансформаторы в том числе сварочные (около 15%) индуктивные печи и линии электропередачи (около 10%).
Асинхронные электродвигатели работающие с нагрузкой близкой к номинальной имеет наибольшее значение коэффициента мощности. При снижении нагрузки электродвигателя коэффициент мощности уменьшается.
Это объясняется тем что активная мощность вследствие незначительного изменения намагничивающего тока практически остаётся постоянной.
При холостом ходу коэффициент мощности имеет наименьшую величину которая в зависимости от типа электродвигателя мощности и скорости вращения находится в пределах 01 – 03.
Силовые трансформаторы как и асинхронные электродвигатели при загрузке меньше чем на 75% имеют пониженное значение коэффициента мощности.
Перегруженные асинхронные электродвигатели тоже имеют низкий коэффициент мощности что объясняется увеличением потоков магнитного рассеяния.
Электродвигатели открытого исполнения обладающие лучшими условиями охлаждения по сравнению с закрытыми электродвигателями могут нести большую нагрузку (активную мощность) и будут иметь следовательно более высокий коэффициент мощности.
Применение компенсирующих установок позволяет снизить мощность силовых трансформаторов и увеличить пропускную способность воздушных и кабельных линий. В качестве средств компенсации реактивной мощности выбираем комплектные конденсаторные установки.
Реактивную мощность которую необходимо скомпенсировать определяется из выражения:
где - коэффициент загрузки по активной мощности = 09 [3];
Рср – активная среднесменная мощность кВт;
Рср = kMPp = 085×130032=110527 кВт;
- коэффициент реактивной мощности до компенсации.
где - коэффициент реактивной мощности задаваемый системой
Необходимая реактивная мощность одной конденсаторной установки:
где N – количество конденсаторных установок шт;
Принимаем к установке 36 конденсаторов типа КСК-2UM =10 кВ QM=150 кВАр.
Фактическая реактивная мощность всех конденсаторных установок:
Расчетная реактивная мощность с учетом компенсации:
Фактический коэффициент реактивной и активной мощности после компенсации:
4 Размещение компенсирующих устройств
Применяются следующие системы компенсации реактивной мощности от которой зависит и размещение компенсирующих устройств:
а) Индивидуальная компенсация когда реактивная мощность компенсируется путем подключения компенсационных установок непосредственно к клеммам электроприёмника.
Способ индивидуальной компенсации реактивной мощности является наиболее совершенным так как в этом случае от реактивных токов разгружается не только энергосистема и подстанция но и сеть низкого напряжения. Однако этот способ имеет и серьёзные недостатки:
) высокая стоимость из-за необходимости установки большого количества компенсирующих устройств;
) время использования компенсирующих устройств невелико а с отключением от сети электроприёмника отключается и компенсирующее устройство.
б) Групповая компенсация когда имеет место компенсации реактивной мощности для целой группы электроприёмников. При этом компенсирующие устройства подключают либо к шинам силовых шкафов установленных в цехах либо к шинам вводно-распределительного щита цеха. Для компенсации реактивной мощности в осветительных сетях с лампами ДРЛ компенсирующие устройства устанавливают у групповых распределительных щитов.
При этом способе распределительная силовая сеть не разгружается от реактивных токов. Использование во времени компенсирующих устройств несколько увеличивается. Мощность компенсирующих устройств размещённых у группового шкафа не должна превышать 30 кВАр.
в) Централизованная компенсация при которой осуществляется компенсация реактивной мощности всего цеха или даже предприятия путём подключения компенсирующих устройств к шинам распределительного устройства питающей трансформаторной подстанции. В этом случае питающая и распределительная сети низкого напряжения не разгружаются от реактивных
токов а при подключении компенсирующих устройств к шинам высокого напряжения не разгружаются от реактивных токов и обмотки силовых трансформаторов.
Оптимальному размещению компенсирующих установок соответствует технически приемлемый вариант с минимальными расчетными затратами. Для предварительной ориентировки в вопросе о технико-экономическом обосновании размещения компенсирующих устройств следует пользоваться следующими положениями:
на предприятиях имеющих силовые сети напряжением 066 кВ как правило должны устанавливаться конденсаторы на напряжение 066 кВ. Если на этих предприятиях имеются асинхронные двигатели высокого напряжения то для компенсации их реактивных нагрузок целесообразна установка таких конденсаторов на 6-10 кВ;
на предприятиях имеющих силовые сети напряжением 038 кВ наиболее выгодной может оказаться либо смешанная установка конденсаторов 038 и 6-10 кВ либо только 038 кВ;
на предприятиях имеющих силовые сети напряжением 022 кВ допускается установка конденсаторов на напряжение 022 кВ если коэффициент мощности на стороне 022 кВ меньше 07. При коэффициенте мощности выше 07 следует устанавливать конденсаторы 6-10 кВ;
конденсаторы 022-066 кВ должны устанавливаться с соблюдением требований пожарной безопасности у групповых щитков. В тех случаях когда имеется необходимость в разгрузке силовых трансформаторов а установка конденсаторов напряжением 022-066 кВ у групповых щитков почему-либо не возможна допускается централизованная установка этих конденсаторов;
мощность батареи конденсаторов устанавливаемых у группового щитка рекомендуется принимать не менее 30 кВар во избежание существенного возрастания расходов на отключающую аппаратуру измерительные приборы и установочный шкаф.
4.1 Низковольтные компенсирующие устройства
Для компенсации реактивной мощности в сетях 0.4 кВ принимаем низковольтные конденсаторные батареи устанавливаемые на шинах цеховых трансформаторных подстанций для наилучшей разгрузки трансформаторов и кабельной линии от реактивных токов.
Необходимая мощность компенсирующих устройств для обеспечения нормированных значений коэффициента мощности определяется по формуле:
Qку = Рср × ( tgjp - tgj0.95) кВар (2.8)
где Рср – средняя расчётная активная нагрузка потребителя или группы потребителей;
tgjр – тангенс угла сдвига фаз соответствующий коэффициенту мощности без применения компенсационных устройств;
tgj0.95 – идеальный тангенс угла сдвига фаз tgφ.
Согласно [7] наибольшая реактивная мощность которая может быть передана для покрытия оставшейся не скомпенсированной реактивной мощности в сети до 1 кВ без увеличения числа силовых трансформаторов и
коэффициента загрузки определяется по формуле:
где Nт – количество трансформаторов на цеховой ТП;
bт – коэффициент загрузки трансформаторов;
Sт – мощность трансформаторов кВА;
Рр – наибольшая расчётная мощность цеха кВт.
Выбор НКБ произведём на примере электролитного цеха.
Расчётную мощность конденсаторных батарей находим по формуле (2.8):
Qнк = 7810.36 (0.61 – 0.33) = 2187 кВАр.
Принимаем к установке семь низковольтных конденсаторных батарей марки УКЛН – 0.38 – 300 – 150 У3 с двумя ступенями регулирования каждая.
Мощность которую можно передать через трансформаторы находим по формуле (2.9):
Таким образом оставшаяся нескомпенсированная реактивная мощность покрывается перетоком из сети 10 кВ.
Наличие среди потребителей ГПП и разъединительной подстанции электроприемников I II категории по надежности и бесперебойности электроснабжения требует установки на подстанциях двух силовых трансформаторов. Наличие разделительной подстанции необходимо т.к. схемой электроснабжения должно предусматриваться обособленное от сетей поверхности питание подземных электроустановок напряжением 6 (10) кВ в соответствие с руководящим техническим материалом “Проектирование систем электроснабжения угольных шахт с обособленным питанием подземных электроприемников ” (РТМ 12.25.000-78). [6]
Номинальная мощность одного трансформатора определяется по формуле:
где - полная расчетная мощность присоединенных к ГПП потребителей с
учетом компенсации реактивной мощности кВА;
n - количество трансформаторов;
k3 - коэффициент загрузки силовых трансформаторов в доаварийном режиме.
Для разделительной подстанции = т.к. компенсация реактивной мощности на ней не производится.
Принимаем к установке на ГПП два одинаковых трансформатора ТДМ-25000110-74У1.
Принимаем к установке на разделительной подстанции трансформатор ТМШ 630010-78У1.
Близкое расположение источника питания позволяет занимать трансформаторы ГПП от разных секций подстанции энергосистемы по упрощенной схеме с разъединителем отделителем и короткозамыкателем не снижая надежности электроснабжения. На стороне высокого напряжения ГПП необходима перемычка с двумя разъединителями для резервирования питания при аварии и выводе в ремонт одного из трансформаторов. Наличие двух разъединителей необходимо для снятия напряжения при выводе в ремонт одного из разъединителей.
Сборные шины ГПП (НН) двухсекционные соединенные секционным выключателем. В нормальном режиме секции работают обособленно. Распределительная сеть 6 кВ радиальная.
Упрощенная схема ГПП приведена на рисунке 2.1.
Рисунок 2.1 - Упрощенная схема ГПП
Трансформаторы разъединительной подстанции запитываются по упрощенной схеме: блок «трансформатор - линия» от различных секций РУ 6кВ ГПП с выключателем в голове линии. На стороне НН предусматриваем две секции сборных шин без межсекционной перемычки так как от разделительной подстанции питаются 2 ЦПП каждая из которых получает питание по двум кабелям от различных секций разделительной подстанции. Упрощенная схема разделительной подстанции представлена на рисунке 2.2.
Рисунок 2.2 - Упрощенная схема разделительной подстанции
С целью определения месторасположения ГПП предприятия строим картограммы нагрузок. Картограмма электрических нагрузок представляет собой размещение на генеральном плане предприятия окружностей площади которых соответствуют в выбранном масштабе расчетным нагрузкам. Картограмму электрических нагрузок для активной и реактивной мощности строим отдельно.
Радиус окружности картограммы активной нагрузки для разделительной подстанции:
где Рр – расчетная активная мощность разделительной подстанции кВАр;
mQ – масштаб площади круга по реактивной мощности кВАрсм2.
Для остальных потребителей питающихся от ГПП расчет производим аналогично и заносим в таблицу 2.2.
На основании полученных данных строим картограмму нагрузок активной и реактивной мощности.
Таблица 2.2 - Построение картограммы нагрузок
Разделительная подстанция
Восточный угольный подъем
Западный угольный подъем
На основании построенной диаграммы нагрузок находим координаты центра активных и реактивных электрических нагрузок:
где XopYopXOQYOQ - координаты центра электрических нагрузок активной Р и реактивной Q мощности ГПП;
Xi Yi - координаты центров электрических нагрузок потребителей ГПП.
Расположение ГПП в центре электрических нагрузок не представляется возможным по технологическим и архитектурным соображениям так как рядом находится аварийный склад угля и расположение здесь ГПП потребует усиления изоляции проходят железнодорожные пути и технологические трубопроводы. Учитывая все это и расположение источника питания располагаем ГПП на месте указанном на генеральном плане.
8 Выбор кабеля для питания разделительной подстанции
Выбираем кабель по допустимому нагреву:
где Ip - расчетный ток разделительной подстанции А:
Выбираем два кабеля ААШВ-6-3 240:
Уточняем сечение кабеля по экономической плотности тока:
где j - нормированные значения экономической плотности тока [3].
Уточняем сечение одного кабеля по потере напряжения:
где L - длина кабеля м;
kp - коэффициент учитывающий относительную величину индуктивного сопротивления проводника;
где х0 r0 - индуктивное реактивное удельное сопротивление кабеля Омкм;
- коэффициент мощности электроприемника;
- удельная проводимость проводника смм;
- допустимая потеря напряжения В.
Окончательно принимаем два кабеля ААШВ-6-3240.
Минимальное сечение кабеля 6кВ из условий термической устойчивости токам короткого замыкания составляет:
где С = 88 – коэффициент кабеля с алюминиевыми жилами;
= I0 =1005 кА – значение тока КЗ на шинах 6 кВ ГПП.
При расчете тока К.З. учитываем электродвигатели UН>1 кВ непосредственно связанные с током к.з. через кабельные и воздушные линии. Номинальные данные двигателей представлены в таблице 2.3.
Расчет проводим в относительных единицах. Принимаем Sб=10 МВАUб1=115 кВ Uб2=66 кВ.
Расчетная схема приведена на рисунке 2.3.
Определим сопротивления схемы замещения в относительных единицах.
Сопротивление системы:
где 3-х фазный ток короткого замыкания на шинах системы электропитания.
Сопротивление воздушных линий:
Рисунок 2.3 - Расчетная схема
Таблица 2.3 - Номинальные данные двигателей
Расчет сопротивлений кабельных линий проводится аналогично и сведен в таблицу 2.4
Таблица 2.4 - Расчет сопротивлений кабельных линий сопротивления в Ом
Результирующие сопротивления для точки К1:
Периодическая составляющая тока к.з. системы:
Аналогично находим токи к.з. для всех остальных точек короткого замыкания. Результат расчета представлен в таблице 2.5.
Таблица 2.5 - Расчет токов короткого замыкания
Для расчета токов подпитки места К.З. высоковольтными электродвигателями составим схему замещения (рис.2.2 и рис. 2.5).
Сопротивление трансформатора ГПП:
где Uк - напряжение короткого замыкания%;
Ркз – потери короткого замыкания кВт;
Iн тр – номинальный ток трансформатора разделительной подстанции.
Схема замещения для расчета токов к.з. приведена на рисунке 2.4.
Рисунок 2.4 - Схема замещения для расчета токов короткого замыкания
Рисунок 2.5 - Значения полных сопротивлений
Значения полных сопротивлений на рисунок 2.5 приведены в омах. Расчет сопротивлений представлен в таблице 2.6
Таблица 2.6 - Расчет сопротивлений
При расчете токов подпитки места к.з. в качестве базисных величин приняты номинальные ток и напряжение электродвигателя.
Начальное действующее значение периодической составляющей тока к.з. асинхронного двигателя М1 для точки К2:
где z*вн – внешнее сопротивление цепи от двигателя до места к.з. в относительных единицах.
где zвн – внешнее сопротивление цепи от двигателя до точки к.з.
Аналогично проводим расчет для других точек к.з. и других асинхронных двигателей.
Для синхронного двигателя М4 и для точки К1.
где - сверхпереходная э.д.с. В практических расчетах можно принять
Х*вн r*вн - внешнее реактивное и активное сопротивление цепи от двигателя до места к.з. в относительных единицах.
Для других точек к.з. расчет проводится аналогично. Результат расчета представлен в таблице 2.7
Таблица 2.7 - Расчет токов подпитки места к.з
Сопротивление до точки к.з.Ом
Сопротивление до точки к.з. Ом
Продолжение таблицы 2.7
Результирующий установившийся ток к.з. находим как алгебраическую сумму токов от системы и двигателей соединенных с местом к.з. непосредственно кабельной вставкой.
где ky – данный коэффициент ky=18 [2].
Действующее значение тока к.з.:
Результаты расчета сведены в таблицу 2.8.
Таблица 2.8 - Результат расчета токов к.з.
Наибольшее действующее значение полного тока К.З.
Мощность короткого замыкания:
Рассчитаем ток и мощность короткого замыкания для точки К3 на шине напряжением 10 кВ.
Среднее номинальное напряжение:
Результирующее сопротивление:
Значение тока короткого замыкания:
Потребителями электроэнергии в лаве являются большие по мощности конвейера перегружатели маслостанции лебедки дробилки насосы комбайн и другое стационарное и передвижное оборудование. Все приёмники электроэнергии расчитаны на трехфазный переменный ток и напряжение 660 В
для подземных распределительных сетей для мощных двигателей силовых стационарных установок и передвижных подстанций напряжение 6000 В и для стационарных подземных осветительных сетей 127 В промышленной частоты по надежности электроснабжения относятся ко 2 и 1 группам устанавливаются стационарно и по площади участка распределены не равномерно.
Микроклимат на участке опасный т. е. температура превышает +250C присутствуют угольная и технологическая пыль газы и пары способствующие нарушить нормальную работу оборудования.
Учитывая угол наклона пласта электрооборудование располагается на вентиляционном и конвейерном штреке в 60 м от груди забоя. В связи со значительной нагрузкой одного ПУПП на вентиляционном штреке недостаточно необходимо установить две ПУПП. Схема электроснабжения участка представлена на рисунке 2. Основные данные по механизации лавы сведены в таблицы 3.1 3.2 3.3. Орошение призабойного пространства происходит за счет работы насосной установки типа НУМ. В качестве источника гидроэнергии применяются маслостанции польского производства СНТ-32. Для измельчения угля т.к. вынимаемая мощность велика и часто на конвейер высыпают негабаритные куски угля предусмотрено использование дробилки типа ДЗМ.
В соответствии с правилами безопасности [12] выявляем выработки подлежащие освещению подбираем тип и мощность светильников составляем таблицу 3.4.
Расстояние между светильниками приняты в соответствии с ПТЭ [4].
Таблица 3.1- Подземные электроприемники
Электро- механическое оборудование
Коэф-фициент мощности
Таблица 3.2 - Данные по системе разработки
Длинные столбы по простиранию
Таблица 3.3 - Дополнительные исходные данные
Исходные данные по подземным электроприемникам
мощность прочих подземных электроприемников кВт
коэффициент мощности прочих подземных электро приемников
Электроприемники поверхности и другие данные
Вентиляторы главные с синхронным двигателем мощность кВт
Подъемы клетевые мощность кВт
Подъемы скиповые мощность кВт
Прочие электроприемники 6 кВ поверхности мощность кВт
Мощность низковольтных приемников поверхности кВт
Мощность КЗ на шинах 6 кВ ГПП МВА.
Мощность осветительного трансформатора (кВА) определяется по формуле:
где - суммарная мощность люминесцентных светильников кВт;
- суммарная мощность светильников с лампами
= 095-КПД осветительной сети;
-коэффициент мощности светильников типа РВЛ.
На основании расчетной мощности принимаем осветительный трансформатор ТСШ-25 и АПШ-1 для второй осветительной линии. [7]
Таблица 3.4 - осветительная нагрузка участка
Наимено-вание выработки
Расстояние между светиль-никами м
Тип и мощность светильника Вт
Коли-чество светиль- ников шт
Сумарная мощность светиль-ников кВт
В подземных выработках стволах и связанных с ними надшахтных зданиях угольных шахт допускается применение кабелей только с медными жилами в негорючей резиновой пластмассовой стальной или свинцовой оболочке.
Сечение наиболее загруженного осветительного кабеля при равномерно распределенной нагрузке рассчитывается по формуле.
где - суммарная нагрузка наиболее загруженного осветительного
-длина магистрального осветительного кабеля м;
- удельная проводимость (=50 мОм мм2 для меди);
- допустимые потери напряжения в магистральной осветительном
кабеле (принимая 4% от номинального напряжения);
- номинальное напряжения осветительной сети.
5 Выбор марки и сечения осветительного кабеля
Сечение осветительного кабеля проверяется по допустимому нагреву:
где - ток в кабеле (А);
Принимаем 2 кабеля ГРШЭ 325 и длительно допустимым током 28 А что удовлетворяет условию (1.3). Кабель ГРШЭ - шахтный гибкий с резиновой изоляцией повышенной гибкости экранированный шланг маслобензиностойкой резины не распространяющей горение.
6 Расчет электрических нагрузок. Выбор мощности числа и типа
трансформаторной подстанции
6.1 Мощность трансформаторной подстанции
Правильное определение электрических нагрузок и мощностей трансформаторной подстанции шахтной КТП – одного из важнейших звеньев системы электроснабжения является весьма важным и представляет собой достаточно сложную задачу.
В соответствии с Инструкцией по проектированию электроснабжения промышленных предприятий (СН 174-75) [8] определение электрических нагрузок электроприемников с переменным графиком нагрузки какими являются электроприемники шахт рекомендуется производить по методу коэффициента спроса.
Расчетная мощность трансформатора подстанции. Определяется по методу коэффициента спроса из выражения:
где - суммарная установленная мощность всех электродвигателей электро
приемников присоединенных к трансформатору кВт;
= 07 средневзвешенное значения фактического коэффициента
мощности группы электродвигателей присоединенных к
данному трансформатору;
-коэффициент спроса.
где - номинальная мощность наиболее крупного электродвигателя в группе электроприемников.
n – количество двигателей;
km – коэффициент использования мощности двигателя km = 07.
По формуле (3.5) определяем расчетную мощность трансформатора подстанции для каждого участка:
Если расчетная мощность трансформатора незначительно превышает номиальную мощность трансформатора то можно учесть коэффициент использования шахтных КТП на участке kп = 125 [4] и номинальную мощность трансформатора шахтной КТП принять из условия SТР.РАС SТР.Н kп .
Принимаем две трансформаторные подстанции ТСВП-6306.
Принимаем трансформаторную подстанцию ТСВП-40014.
Характеристики трансформаторов представлены в таблице 3.6.
Номиналь-ная мощность кВА
Таблица 3.6 - Характеристики трансформаторов
6.2 Описание условий эксплуатации КТП
Передвижная подстанция устанавливается непосредственно в нише откаточного штрека. В местах установки КТП должны быть выдержаны нормативные правилами безопасности проходы для людей при этом со стороны прохода КТП должно быть ограждение от непосредственного прикосновения его при ремонтных работах. При этом с обеих сторон подстанции предусмотрены площадки и со стороны высшего напряжения установлены деревянные решетки на изоляторах для обслуживания подстанции. У разшиновки должен быть установлен барьер. Подстанция должна быть защищена от капежа освещена и снабжена предупредительными знаками. Так же предусмотрены два огнетушителя (порошковые) и две емкости 04 м3 с песком. При установки и подгонке КТП к включению в работу следует осуществить защитное заземление в соответствии с требованием действующих “Правил безопасности в угольных и сланцевых шахт” [10].
7 Расчет и выбор и проверка кабельной сети участка на напряжение до
7.1 Определение сечений кабелей по допустимому нагреву
При выборе кабельной сети в качестве магистрального кабеля от участковой подстанции до распределительного пункта принимаем бронир ованный типа СБН (В свинцовой оболочке бронированный двумя стальными лентами с изоляцией из пропитанной бумаги с защитным покровом). Для расчета сечения магистрального кабеля по нагреву определяется так в этом кабеле с учетом коэффициента спроса):
Для линии 1 выбираем два кабеля марки 2 СБ 3120 мм2 (Iдоп = 2285А) [1].
Для линии 2 выбираем два кабеля марки 2 СБ 395 мм2 (Iдоп = 2245А) [1].
Для линии 3 выбираем два кабеля марки 1 СБ 370 мм2 (Iдоп = 200А) [1].
Сечение магистрального кабеля следует проверить по условию экономичности.
Экономическое сечение:
где -экономическая плотность тока; для бронированного кабеля Амм2; для гибкого кабеля Амм2.
Для линии 1: Для линии 2:
Для участка 1: ближайшие 105 и 120 мм2 выбираем кабель марки 2СБ 3120 мм2 для участка 2: ближайшие 70 и 95 мм2 выбираем кабель марки 2СБ 395 мм2. Для участка 3: ближайшие 50и 35 мм2 выбираем кабель марки 1СБ 350 мм2.
Сечение гибкого кабелей для питания отдельных электро приемников участка выбираются из условия допустимого нагрева кабеля данного сечения.
Если по одному кабелю питаются одновременно несколько электродвигателей (комбайн с 2-мя двигателями.) то сечения кабеля выбирается из условия:
где - номинальный ток одного двигателя;
- коэффициент загрузки для многодвигательных приводов.
Сечение гибких кабелей для питания отдельных электроприемников участков выбираются из условия допустимого нагрева кабеля данного сечения.
Если по одному кабелю питаются одновременно несколько электродвига-телей то сечение кабеля выбирается из условия (3.4).
Для питания комбайна 1КШЭ IНОМ = 460А принимаем 2 кабеля ГРШЭ 370 500 > 460 А что удовлетворяет условию (3.4).
Для питания механизмов участка принимаются кабели с учетом механической прочности с сечением основной жилы не менее:
- мощные комбайны очистных комплексов – 50 мм2;
- ленточные конвейеры – 25 мм2;
- скребковые конвейеры – 16 мм2;
- скребковые лавные конвейеры с многодвигательным приводом – 35 мм2;
- погрузочные машины – 25 мм2;
- осветительная магистраль – 6 мм2;
- вспомогательные механизмы – 10 мм2;
- маслостанции насосные установки – 16 мм2.
Выбранное сечение кабеля для двигателя комбайна условие по механической прочности проходит поэтому принимаем выбранное сечение окончательно.
Для всех остальных кабелей расчет производится аналогично
Результаты выбора кабелей сводятся в таблицу 3.1.
7.2 Корректировка сечений кабелей по механической прочности
Если расчетные сечения кабелей по нагреву получаются небольшие то для питания машин и механизмов участка принимаются с учетом механической прочности [2]. Длина кабеля определяется по плану горных работ с учетом расстановки оборудования участка:
для бронированного LМГ =105 × L м
для гибкого LГК =11 × L м
где L – расстояние на плане м.
7.3 Проверка кабельной сети участка по допустимой потере
Проверка кабельной сети участка по допустимой потере напряжения сводится к проверке уровня напряжения на зажимах двигателей т.е. к сравнению суммарных фактических потерь напряжения с допустимыми.
При расчете кабельной сети должно соблюдаться условие.
где - допустимая величина потери напряжения в участковой сети В;
- номинальное напряжение трансформатора В.
Фактическая потеря напряжения складывается из следующих составляющих:
где - потери напряжения в трансформаторе В;
-потеря напряжения в магистральном кабеле В;
-потеря напряжения в гибком кабеле В;
Потеря напряжения в трансформаторе при cos j 1 определяется по формуле:
где - коэффициент загрузки трансформатора В
-номинальная мощность трансформатора кВА;
-относительная величина активной составляющей напряжения К.З. трансформатора %
где - нагрузочные потери трансформатора при номинальной нагрузке кВт;
- относительная величина реактивной составляющей напряжения КЗ трансформатора %
где -относительная величина в гибком кабеле (В) наиболее мощного и удаленного потребителя (комбайн)
где - коэффициент загрузки -коэффициент учитывающий относитель -
ную величину индуктивного сопротивление кабеля;
- суммарная мощность двигателя комбайна. кВт;
- сечение гибкого кабеля мм2 ;
-средне взвешенный КПД двигателей;
-длина гибкого кабеля м.
Потеря напряжения в магистральном кабеле (В).
где - длина магистрального кабеля м;
-сечение магистрального кабеля принятым по допустимому нагреву мм2.
Для других электроприемников расчет ведется аналогично и результаты сводиться в таблицу 3.1.
7.4 Проверка кабельной сети участка по допустимой потере
напряжения при пуске мощного и удаленного двигателя
Проверка кабельной сети участка при пуске мощного и удаленного двигателя с короткозамкнутым ротором сводится к сравнению (пуска) фактического напряжения на зажимах двигателя при пуске с минимально допустимым напряжением (для комбайна):
Допустимое минимальное напряжение (В) на зажимах двигателя при пуске:
где 11-коэффициент запаса обеспечивающий повышение на 10% минимального момента при пуске по сравнению с моментом сопротивления на валу двигателя;
Mн- номинальный момент двигателя Н×м;
Mн.п- номинальный пусковой момент двигателя Н×м;
k- минимальная кратность пускового момента k=12.
Номинальный момент двигателя может быть определен по формуле:
где nном – номинальная частота вращения двигателя об мин .
Фактическое напряжение на зажимах двигателя комбайна при пуске:
где UРП - напряжение на шинах РП до пуска двигателя:
где - номинальное напряжение трансформатора. В;
-потеря напряжения соответственно в трансформаторе и магистральном кабеле В;
-номинальный пусковой ток запускаемого двигателя А;
-номинальное напряжение двигателя В;
-коэффициент мощности двигателя при пуске ;
R - суммарное активное сопротивление всех элементов сети от трансформатора до зажимов запускаемого двигателя
X - суммарное индуктивное сопротивление всех элементов сети от трансформатора до зажимов запускаемого двигателя
где - активное и индуктивное сопротивления обмотки трансформатора
где Pкз - нагрузочные потери трансформатор Вт;
Iном тр - номинальный ток трансформатора А;
где - полое сопротивление трансформатора
Активное сопротивление магистрального кабеля
Индуктивное сопротивление магистрального кабеля
где - удельное сопротивление кабеля Омм;
-активное и индуктивное сопротивления гибкого кабеля до двигателя Ом (определяется аналогично сопротивлению магистрального кабеля).
7.5 Поверка кабельной сети на возможность запуска лавного конвейера с
многодвигательным приводом
Напряжение на зажимах ближайших двигателей при одновременном пуске всех двигателей.
и относительное напряжение:
где - напряжение на шинах распределительного пункта (РПП-069) до момента запуска двигателей конвейера В.
где Iпдб Iпду- пусковой ток соответственно ближних и удаленных конвейерных двигателей А;
Rдб Rду Xдб Xду- соответственно активное и индуктивные сопротивление до ближних и удаленных двигателей Ом.
Сопротивление равны:
Напряжение на зажимах удаленных двигателей при одновременном пуске всех двигателей (В).
и относительное напряжение на зажимах удаленных двигателей:
Сечение перемычки берем той же марки и сечения.
Условие обеспечивающее одновременный запуск (нормальный разгон) всех двигателей и особенно удаленных может быть определено из выражении;
где - суммарный фактический пусковой момент всех двигателей Н×м;
- соответственно количество общее ближних и удаленных
- соответственно значения номинального и пускового момента одного двигателя (каталог) Н×м.
Таблица 3.1- Результаты выбора кабелей
Наименова-ние электро- приемников
Расчетное сечение мм2
Принятая марка кабеля
по допус-тимому нагреву
по механи-ческой проч-ности
по потере напря-жения
Продолжение таблицы 3.1
Выбор и проверка аппаратуры управления и настройка защиты на
напряжение до 1200 В
Автоматические фидерные выключатели выбирают по номинальному напряжению и расчетному току сети.
IАВ (Iрас= кс×) (4.2)
где UАВ и IАВ – номинальные напряжение и ток выключателя.
Выбранный по этим параметрам автоматический выключатель проверяется на отключающую способность.
Для выключателя на КТП на стороне РУНН (А3742У):
Iрас1 = 463353 А Iрас2 = 406954 А Iрас3 = 284412 А
IАВ1 = IАВ2 =630 А IАВ3 =400 А.
Поставленный на КТП выключатель проверяется на отключающую способность.
Отключающая способность выключателя должна быть более трехфазного тока.
Для КТП Iотк АВ А (4.3)
где - токи при трехфазном и двухфазном КЗ в системе установки выключателя;
- коэффициент запаса по разрывной мощности;
n – число аппаратов включенных последовательно с пускателем в силовой цепи и снабженных максимальной защитой; для РПП –n=2 для пускателей n=3.
Выбираем автоматический выключатель АВ-630Р.
Проверяем на отключающую способность.
Отключающий ток для РПП и магнитных пускателей:
Для уменьшения КЗ РПП берем два выключателя АФВ-3
Результат проверки автоматических выключателей на отключающую способность представлены в таблице 3.6.
Магнитные пускатели выбираются по номинальному напряжению и номинальному току подключаемого электроприемника а так же по мощности и режиму работы электродвигателей для управления которыми подбирается пускатель.
Iпм Iрас; Iрас = (4.5)
где Uпм Iпм – номинальное напряжение и ток пускателя;
кз- коэффициент загрузки кз=08-10.
Расчет для комбайна:
Выбранный пускатель проверяется на отключающую способность:
Расчеты по другим потребителям сведены в таблицу 4.2
В низковольтных подземных электрических сетях большую опасность представляют токи КЗ. Токи трехфазного КЗ могут быть значительными и могут привести к разрушению электрических аппаратов. Токи двухфазного КЗ часто оказываются соизмеримыми с токами уставок максимального реле из-за чего трудно добиться четкого и надежного срабатывания защиты. Поэтому следует рассчитать токи трехфазного КЗ по месту установки аппаратов управления и защиты для проверки последних на отключающую способность.
Токи двухфазного КЗ рассчитывается в наиболее удаленных точках защищаемой сети для проверки уставок максимальных реле аппаратов управления и защиты.
Ток двухфазного КЗ во всех остальных расчетных точках сети следует проводить по приведенной длине кабелей:
где К - коэффициент приведения сечений кабелей при определения токов КЗ.
Результаты расчета сводим в таблицу 4.1.
Таблица 4.1 - Сопротивление гибкого кабеля
Наименование электроприемника
Лавный конвейер Анжера-26
Скребковый конвейер ПСК
4 Выбор уставок реле
Выбор уставок тока отключения максимальных реле (А) фидерных автоматов и пускателей в сетях напряжением до 1200 В.
Для защиты магистрали.
где - номинальный пусковой ток наиболее мощного электроприемника А;
- сума номинальных токов всех остальных приемников А
Результаты расчета сводим в таблицу 4.2.
Таблица 4.1 - Расчет токов двухфазного КЗ
Наимено-вание электро - приемников
Количество тип двигателя
Двухфазный ток КЗ в наиболее удаленной точке сети. А
Приве-денная длина кабеля м
Суммар-ная приведе-нная длина м
Продолжение таблицы 4.1
Таблица 4.2 - Выбор аппарата и уставок реле
Наемино-вание электро- приемни-ков
Принятый аппарат управления
Расчетный разрывной ток в месте установки аппарата А
Двухфазный ток КЗ в наиболее удаленной точке сети А
Ток уставки реле или плавкой вставки А
Кратность установки (вставки)
Предель-ный ток отключе-ния А
Установки максималь-ных реле А
Продолжение таблицы 4.2
5 Выбор и проверка КРУ 6кВ и кабеля 6 кВ подключения КТП
5.1 Комплектные распределительные устройства
Комплектные РУ на напряжения 6 кВ подбирается по назначению по номинальному напряжению по номинальному току и проверяется на устойчивость при сквозных КЗ по отключаемой мощности и отключаемому току.
Расчетный ток КРУ определяется из выражения:
где 11- коэффициент учитывающий намагничивающий ток;
- номинальная мощность трансформатора кВА;
- номинальное напряжение. кВ.
Принимаем КРУ типа КРКВ-6 с номинальным током 80 А.
5.2 Проверка КРУ на устойчивость при коротких замыканиях
Для проверки КРУ на устойчивость при КЗ подчитывается: мощность и ток КЗ действующее значение полного тока КЗ и ток термической устойчивости на шинах РУ где установлено КРУ.
Расчетные величины определяется из следующих выражений:
Ток КЗ на шинах ЦПП:
где - мощность КЗ на шинах ЦПП не менее 75 МВА;
-напряжения ступени КЗ кВ:
Ударный ток КЗ на шинах ЦПП:
где - ударный коэффициент :
Действующее значения полного тока КЗ:
a)ток термической устойчивости (1 секундный):
где tп =025 с - приведенная время КЗ
Выбор установки тока срабатывания максимального реле производится по формуле:
где кт - коэффициент трансформации кт=87;
-номинальный пусковой ток наиболее мощного двигателя А;
-сумма номинальных токов остальных двигателей.
Принимаем уставку 200 А.
Таблица 4.4 Расчетные и технические данные КРУ
Наименование параметров
Технические данные КРУ
Номинальное напряжения
Действующее значения полного тока КЗ
Ток термической устойчивости (1 секундный)
Расчетный ток уставки по шкале равен:
где КТТ - коэффициент трансформации трансформатора тока КРУ КТТ =
Принимается большая ближайшая уставка реле по шкале и определяется первичный и вторичный токи срабатывания защиты:
5.3 Сечение кабеля на напряжения 6кВ
Для подключения к трансформаторной подстанции рассчитывается по условию нагрева и проверяется на термическую устойчивость. Расчетный ток кабеля для подключения ТП равен расчетному току КРУ-IH1 .Минимальное допустимое сечение жил кабеля по термической устойчивости.
где - коэффициент определенный ограничением допустимой температуры нагрева жил кабеля - для кабелей с медными жилами на напряжения до 10 кВ;
- установившийся ток КЗ;
- приведенное время действия токов КЗ сек.
Принимаем кабель СБ 335 мм2.
6 Технико-экономические показатели электропотребления участка
6.1 Общий расход электроэнергии по участку за сутки
Определяем общий и удельный расходы электроэнергии по участку общую и удельную стоимость электроэнергии стоимость электроэнергии на 1т полезного ископаемого электровооруженность труда.
Общий расход электроэнергии по участку за сутки:
где - среднее время работы всех электроприемников на участке:
Удельный расход электроэнергии:
где Д - суточная добыча участка.
Стоимость электроэнергии за месяц по участку:
где - заявленный к оплате максимум активной мощности кВт;
- количество рабочих дней в месяце;
d- плата за 1 кВт заявленной к оплате мощности в год тгкВт;
b- дополнительная плата за 1 кВт×ч. активное энергии учтенной счетчиком тгкВт×ч.
Для энергосистемы Карагандаэнерго:
d=3120 тгкВт; b=28 тгкВт×ч Рмо=39771
Удельная стоимость электроэнергии:
Себестоимость 1 т. полезного ископаемого по элементу «Электроэнергия»:
Электровооружонность труда :
где N - списочный состав рабочих участка чел;
tсм - продолжительность рабочей смены ч.
7 Расчет электрических нагрузок шахты выбор трансформаторов ПГВ
Потребляемая мощность для каждого электро приемника определяется из выражения:
активной: кВт (4.20)
реактивная: кВАр (4.21)
где - установленная мощность кВт;
-коэффициент спроса;
- коэффициент реактивной мощности.
Расход электрической энергии для электроприемников определяется из выражений:
где Тн- число часов использования установленной мощности в год ч.
Электрическая нагрузка шахты заполнена в таблице 4.5.
Принимаем - ТДН-10000110:
Таблица 4.5 - Электрическая нагрузка шахты.
Наименование электроприемников
Уста-нов-леная мощ-ность кВт
Коэф-фици-ент спроса Кс
Коэф-фици-ент мощ-ности
Коэф-фициент реактив-ной мощнос-ти
Потребляемая мощность
Число часов исполь-зования номиналь-ной мощности ч
Прочие электроприемники
Прочие низковольтные электроприемники
Прочие подземные электроприемники (дополнительно)
.8 Электрический расчет ЛЭП 110 кВ от подстанции "Новый город" до
ГПП 110356 кВ шахты "Костенко
Питание ГРП 1106 кВ шахты "Костенко " принимаем от двух ЛЭП 110 кВ от подстанции 110356 "Новый город
От прямых ударов молнии ЛЭП 110 кВ по всей своей длине защищена тросом С-50. Длина ЛЭП 110 кВ составляет 53 км. Сечение проводов ЛЭП 110 кВ определяем следующим расчётом.
Номинальный ток линии:
Сечение проводов ЛЭП 110 кВ исходя из экономической плотности тока составляет:
где 11 - экономическая плотность тока при числе часов использования
Для обеспечения этой нагрузки требуется провод АС-50 допускающий нагрузку рабочим током 165 А.
Однако учитывая перспективное развитие района к подвеске на ЛЭП 110 кВ принимаем провод АС-150 допускающий нагрузку током 445 А.
8.1 Выбор и проверка оборудования по токам короткого замыкания
главной понизительной подстанции
8.1.1 Выбор гибких токопроводов распределительного устройства
На подстанции в открытой части применяется гибкая ошиновка выполненная проводами марки АС. Выбор гибких токопроводов выполняется по следующей схеме:
а) определяется минимальное допустимое сечение по нагреву от длительного тока;
б) выделения тепла рабочим током утяжеленного режима;
в) определяется минимально допустимое сечение по термической устойчивости;
г) экономически целесообразное сечение провода которым обеспечивается минимум суммарных эксплутационных расходов;
д) минимально допустимое сечение по условиям коронирования;
е) проверка проводов на схлестывание.
Проверка по условиям коронирования необходима при напряжении
кВ и выше. Разряд в виде короны возникает при напряженности электрического поля:
где m` - коэффициент учитывающий шероховатость поверхности проводника;
r0 – радиус провода см. r0=57.
Напряженность электрического поля около поверхности нерасщепленного провода определяется по выражению:
где U – линейное напряжение кВ;
Dср – среднее геометрическое расстояние между проводами фаз см
где D – расстояние между соседними фазами D=300 см.
Провода не будут коронировать если наибольшая напряженность поля у поверхности любого проводника не более 09 Е0 поэтому условие проверки на корону можно записать в виде .
При больших токах короткого замыкания провода в фазах могут сблизиться на столько что произойдет их схлестывание. Наибольшее сближение поводов фаз наблюдается при двухфазном коротком замыкании. между соседними фазами. Усилие от тока двухфазного короткого замыкания. определяется по формуле:
где I(2) – действительное значение периодической составляющей короткого двухфазного замыкания при t = 0.
Определим силу тяжести одного метра токопровода:
где m – масса одного метра токопровода кг.
Задаваясь стрелой провеса f ` определяем параметр
где tэ – эквивалентное по импульсу тока время действия быстродействующей защиты с.
где tз – время действия защиты.
f`` не должна превышать 2 – 2.5 м..
По диаграмме [5] определяем отклонение провода b м и угол a и сравниваем с bдоп :
где d – диаметр токопровода м:
aдоп – допустимое расстояние в свету между соседними фазами в момент их
наибольшего сближения (для открытого распределительного устройства 110 кВ aдоп = 045 м).
Произведем выбор гибкой ошиновки ОРУ:
Выбираем провод АС-1012 с Iдоп = 84 А.
Проверим выбранный провод на термическую устойчивость к токам короткого замыкания:
Поскольку выбранный провод по термической устойчивости не проходит выбираем провод марки АС-2542.
Проверим выбранный провод по экономическому сечению:
Поскольку выбранный провод по экономическому сечению не проходит выбираем провод АС-7012.
Проверим провод на условие короны.
Радиус провода r0=085 см.
т.е. провода коронировать не будут.
При IКЗ20 кА проверка проводов на схлестывание не производится.
Таким образом выбранный провод удовлетворяет всем условия проверки.
8.2 Выбор жестких шин распределительного устройства низкого
В закрытом распределительном устройстве ошиновка выполняется жесткими алюминиевыми шинами. Следует учесть что по экономической плотности тока сборные шины не выбираются так как нагрузка по длине шин неравномерна и на многих ее участках меньше рабочего тока.
Проверка шин на длительно допустимый ток производится по условию:
Для разделительной ПС:
где Iдл.доп – длительно допустимый ток для шин выбранного сечения по
Подставив для шин Jдл.доп=700 С и Jо.н=250 С получим
Для ГПП выбираем однополосные алюминиевые прямоугольные шины размером 8010мм.
Для разделительной ПС выбираем однополосные алюминиевые прямоугольные шины размером 505мм.
Iраб.мак =1441АIдл.доп =1480 А.
Для шин разделительной ПС:
Iраб.мак =5955АIдл.доп =665 А.
Произведем проверку шин на термическую стойкость к току короткого замыкания.
где a - термический коэффициент для алюминиевых шин a=11;
I - установившийся ток короткого замыкания кА;
tп –приведенное время (время в течение которого I даст такой же термический эффект как и действительный ток короткого замыкания за действительное время существования короткого замыкания) tп=15 с.
т.е. условие выполняется.
8.3 Механический расчет однополосных шин
Наибольшее удельное усилие при коротком трехфазном замыкании шин определяется:
Так как расстояние между фазами значительно больше периметра шин то коэффициент формы kф=1.
Равномерно распределенная сила f создает изгибающий момент:
где l – пролет расстояние между опорными изоляторами шинной конструкции м.
Напряжение в материале шины возникающее при воздействии изгибающего момента
где W – момент сопротивления шины относительно оси перпендикулярной действию усилия см3.
Шины механически прочны если
Для шин прямоугольного сечения при расположении последних на изоляторах на «ребро»:
Шины разделительной подстанции по механической прочности не проходят поэтому увеличиваем их сечение до сечения шин ГПП 8010.
8.4 Выбор изоляторов
Жесткие шины в закрытом распределительном устройстве 6 кВ крепятся на опорных изоляторах выбор которых производится по следующим условиям:
где Fрасч – сила действующая на изолятор Н;
Fдоп – допустимая нагрузка на головку изолятора Н.
Принимается Fдоп=0.6 Fразр
где Fразр – разрушающая нагрузка при действии на изгиб.
где kф – поправочный коэффициент на высоту шины если она расположена на ребро.
Максимальная сила действующая на изгиб:
По таблице П3-4 [5] Fразр=3750 Н. Так как:
Выбираем опорный изолятор типа ОФ-6-375.
Выбираем проходной изолятор П–102000-1250.
Uн= 10 Кв Iн=1500А>Iраб.мах=1543 А Fразр=12500 Н.
Проверим проходной изолятор на механическую прочность:
т.е. выбранный изолятор удовлетворяет требуемым условиям.
8.5 Выбор разъединителей отделителей и короткозамыкателей
Выбор разъединителей также как и выключателей производиться по номинальному напряжению и току установки по конструкции. Короткозамыкатели выбираются по тем же условиям за исключением рабочего тока.
Выбранные электрические аппараты проверяются по электродинамической и термической устойчивости к токам короткого замыкания.
Произведем выбор аппаратов на стороне высокого напряжения.
Выбираем разъединители типа РНДЗ-2-110630У1 отделители типа ОД-110630У1 и короткозамыкатели типа КЗ-110 М.
Номинальные данные аппаратов представлены в таблице 4.6
Таблица 4.6 - Номинальные данные аппаратов
Выполним проверку аппаратов по электродинамической устойчивости к токам короткого замыкания:
Проверка на термическую стойкость аппаратов к токам короткого замыкания:
где Iтер – предельный ток термической стойкости кА;
tтер – длительность протекания предельного тока термической стойкости.
Таким образом все выбранные электрические аппараты полностью удовлетворяют всем условиям.
9 Расчет молниезащиты
Для объектов первой категории по устройству молниезащиты защитная зона относится к типу А. Принимаем исполнение защиты четырьмя отдельно стоящими металлическими молниеотводами стержневого типа высотой 20 метров. Определяем параметры зоны защиты учитывая что в нашем случае длина защищаемой территории больше высоты молниеотвода.
где h0 – высота расположения молниеприемника м;
h – высота молниеотвода м.
где r0 – радиус защиты на уровне земли м.
Зона защиты одноуровневая. Радиус зоны определяется по формуле:
где rх – радиус защиты на защищаемом уровне м;
hх – высота защищаемого уровня м.
Зона защиты объекта показана на рисунке 4.1.
Определяем высоту на которой действует защита в центре защищаемой зоны она составит:
Заземление молниеотводов производим путем присоединения их заземляющего провода к контурному заземлению подстанции.
Рисунок 4.1 - Зона защиты объекта 4.10 Расчет заземления.
Предполагаем сооружение заземлителя с внешней стороны здания.
В качестве заземлителей используем стальные полосы шириной 40 мм расположенные на глубине 07 м с шагом 5 м и вертикальные стержневые электроды длиной 45 м погружаемые в землю на глубину 07 м.
Так как ток замыкания на землю на стороне 110 кВ высок то согласно [5] сопротивление заземляющего устройства должно быть ³ 05 Ом.
Определяем сопротивление выравнивающих полос заземления образующих сетку. Сопротивление одной продольной полосы составит:
где Rп.о – сопротивление продольной полосы Ом;
rп – расчетное удельное сопротивление грунта на глубине закладки полосы Ом×см×104;
b – ширина полосы мм;
t – глубина заложения мм.
где k1 – коэффициент учитывающий просыхание и промерзание почвы;
r - среднее удельное сопротивление грунта Ом×см×104.
Сопротивление всех продольных полос с учетом коэффициента использования:
где Rп.п1 - сопротивление всех продольных полос с учетом коэффициента использования Ом;
n – количество продольных полос шт;
hп – коэффициент использования.
Сопротивление одной поперечной полосы составит:
Сопротивление всех поперечных полос с учетом коэффициента использования:
Полное сопротивление сетки полос составит:
где Rc – полое сопротивление сетки Ом.
Так как Rс >Rз то необходимо использовать стержневые заземлители общее сопротивление которых должно быть:
Сопротивление одного стержневого заземлителя составит:
d – диаметр стержня см;
t – глубина заложения расстояние от поверхности почвы до середины стержневого заземлителя см;
rcт – расчетное сопротивление грунта для стержней Ом×см×104.
где k2 – коэффициент учитывающий промерзание и просыхание почвы;
Необходимое количество стержневых заземлителей определяем по формуле:
где hст – коэффициент использования стержневых заземлителей.
Окончательно принимаем к установке 34 стержневых заземлителя.
а) был произведён выбор схемы и оборудования главной понизительной подстанции (силовых трансформаторов высоковольтных выключателей и разъединителей ошиновки изоляторов КРУ);
б) выполнен расчет по защите ГПП от грозовых перенапряжений а также расчёт заземляющего контура подстанции.
Основными требованиями которым должна удовлетворять всякая система электроснабжения являются: надежность безопасность электроснабжения безопасность и экономичность всех элементов системы.
Основой рационального решения всего сложного комплекса технико-экономических вопросов при проектировании электроснабжения современного промышленного предприятия является правильное определение ожидаемых электрических нагрузок. Определение электрических нагрузок является первым этапом проектирования любой системы электроснабжения. Значение электрических нагрузок определяет выбор всех элементов проектируемой системы электроснабжения и её технико-экономические показания. От правильной оценки ожидаемых нагрузок зависят капитальные затраты в системе электроснабжения расход цветного металла потери электроэнергии и эксплуатационные расходы.
Если в расчетах будет допущена ошибка в сторону уменьшения электрических нагрузок то это вызовет повышенные расходы на потери электрической энергии в системе электроснабжения ускорит износ электрооборудования может ограничить производительность как отдельных агрегатов так и всего предприятия. Поэтому потребуется вскоре после ввода предприятия в эксплуатацию увеличивать сечение проводов электрических сетей и заменять электрооборудование более мощным и дорогим что достаточно сложно и тяжело в условиях эксплуатации. Излишнее увеличение расчетных электрических нагрузок повлечёт за собой увеличение капитальных затрат и неполное использование дефицитного электрооборудования и проводникового материала. В ряде случаев это может привести также к росту потерь электроэнергии.
С целью уменьшения капитальных затрат и эксплуатационных расходов в системах электроснабжения проводятся технико-экономические расчеты их выполняют для выбора:
) наиболее рациональной схемы электроснабжения цехов и предприятия в целом;
) экономически обоснованного числа мощности и режима работы трансформаторов ГПП и ТП;
) рациональных напряжений в системе внешнего и внутреннего электроснабжения предприятия;
) экономически целесообразных средств компенсации реактивной мощности и мест размещения компенсирующих устройств;
) электрических аппаратов и токоведущих устройств;
) сечений проводов шин и жил проводов;
) целесообразной мощности собственных электростанций и генераторных установок в случае их необходимости;
) трасс и способ прокладки электросетей с учетом коммуникаций электрохозяйства в целом.
При разной надежности сравниваемых вариантов дополнительно учитывают народно – хозяйственный ущерб от снижения надежности.
Каждый рассматриваемый вариант должен соответствовать требованиям предъявляемым к системам промышленного электроснабжения соответствующими директивными материалами отраслевыми инструкциями и ПУЭ.
В технико-экономических расчетах используют укрепленные показатели стоимости (УПС) элементов системы электроснабжения а также УПС сооружения подстанций в целом.
В УПС не включены некоторые статьи расхода поэтому их не применяют для определения реальной стоимости сооружения объекта а используют при сравнительных расчетах вариантов.
В соответствии с существующей методикой технико-экономических расчетов в качестве основного метода оценки рекомендуется метод срока окупаемости. В этом случае показателями являются капитальные вложенные (затраты) и ежегодные (текущие) эксплуатационные расходы.
Экономические (стоимостные) показатели в большинстве случаев являются решающими при технико-экономических расчетах. Однако если рассматриваемые варианты равноценны в отношении стоимостных показателей предпочтение отдают варианту с лучшими техническими показателями. Так например выбор числа и мощности силовых трансформаторов для главной понизительной подстанции предприятия (ГПП) и цеховых трансформаторных подстанций (ТП) промышленных предприятий должен быть технически и экономически обоснован поскольку он оказывает существенное влияние на рациональное построение схемы промышленного электроснабжения.
Критериями при выборе трансформаторов являются надежность электроснабжения расход цветных металлов и потребная трансформаторная мощность. Оптимальный вариант выбирается на основе сравнения капитальных и годовых эксплуатационных затрат (расходов).
Для удобства эксплуатации систем электроснабжения следует стремиться выбирать не более двух стандартных мощностей основных трансформаторов (не считая вспомогательных). Это ведет к сокращению статского резерва и облегчает замену поврежденных трансформаторов. Желательно где это осуществимо установка трансформаторов одинаковой мощности.
В целях удешевления главной понизительной подстанции предприятия (ГПП) напряжением 35 – 220 кВ следует отдавать предпочтение схемам без выключателей на стороне высокого напряжения.
Цеховые ТП как правило не должны иметь распределительного устройства на стороне высокого напряжения. Следует широко применять непосредственное (глухое) присоединение питающей кабельной линии к трансформатору при раздельных схемах питания и присоединение через разъединитель или выключатель нагрузки при магистральных схемах питания. При номинальной мощности трансформатора 1000 кВ·А и выше вместо разъединителя необходимо установить выключатель нагрузки так как при напряжении 6 – 20 кВ разъединителем можно отключить ток холостого хода трансформатора мощностью не более 630 кВ·А.
При сооружении цеховых трансформаторных подстанций предпочтение следует отдавать комплектным трансформаторным подстанциям (КТП) полностью изготовленным на заводах.
В УПС не включены некоторые статьи расхода поэтому их не принимают для определения реальной стоимости сооружения объекта а используют при сравнительных расчетов вариантов.
В соответствии с существующей методикой технико-экономических расчетов в качестве основного метода оценки рекомендуется метод срока окупаемости. В этом случае показателями являются капитальные вложения (затраты) и ежегодные (текущие) эксплуатационные расходы.
Экономические (стоимостные) показатели в большинстве случаев являются решающими при технико-экономических расчетах. Однако если рассматриваемые варианты равноценны в отношении стоимостных показателей предпочтение отдается варианту с лучшими показателями.
Так например выбор числа и мощности силовых трансформаторов для главной понижающей подстанции предприятия (ГПП) и цеховых трансформаторных подстанций (ТП) должен быть технически и экономически обоснован поскольку он оказывает существенное влияние на рациональное построение схем электроснабжения.
Критериями при выборе трансформаторов является надежность электроснабжения расход цветных металлов и потребная трансформаторная мощность. Оптимальный вариант эксплуатационных расходов.
1 Выбор числа и мощности силовых трансформаторов главной
понижающей подстанции шахты «Костенко»
Расчетная мощность шахты:
Шахта «Костенко» - приемник I категории надежности электроснабжения.
Коэффициент изменения потерь:
КИ.П. = 005 кВткВАр.
Время в течение которого трансформатор подключен к сети электроснабжения:
Из годового графика нагрузки известно что время использования максимума составляет:
Стоимость 1 кВт ч потребляемой электроэнергии составляет:
Поскольку присоединенная мощность находится выше 750 кВА электроснабжение шахты осуществляется на напряжение 35 кВ.
2 Выбор числа и мощности силовых трансформаторов ГПП
Учитывая то что шахта является потребителем электроэнергии I категории надежности электроснабжения к установке принимаем 2 трансформатора номинальную мощность которых определяем по условию:
SНОМ.Т. ≥ = = 23396 кВА
Принимаем к рассмотрению 2 варианта:
)Трансформаторы с номинальной мощностью 25000 кВА марки ТДН-25000110;
)Трансформаторы с номинальной мощностью 10000 кВА марки ТДН-10000110.
Находим коэффициент загрузки трансформаторов соответственно для первого и второго вариантов:
2.1 Проверка нагрузочной способности трансформаторов
Проверим нагрузочную способность трансформаторов в аварийном режиме при отключении одного трансформатора при этом должно выполняться условие:
Sном.Т1 = 14 х 25000 = 35000 > 32755;
Sном.Т2 = 14 х 10000 = 14000 > 12755.
Из расчета видно что по условиям работы в аварийном режиме оба варианта подходят.
3 Определение экономической целесообразности
Определяем экономическую целесообразность работы трансформаторов на основе технико-экономических данных приведенных в таблице 1. В расчетах принимаем:
Такой коэффициент изменения потерь задан энергосистемой для шахты в соответствии с местоположением.
Таблица 5.1 - Технико-экономические показатели трансформаторов
сравниваемых вариантов
4 Потери мощности в трансформаторах
Потери мощности в трансформаторах определяются реактивной мощностью холостого хода трансформатора которые определяются по нижеприведенной формуле.
Для первого варианта сравниваемых трансформаторов.
Реактивная мощность холостого хода трансформатора:
ΔQХ = SНОМ.Т. · = 25000 · = 200 кВАр.
Реактивная мощность короткого замыкания:
ΔQХ = SНОМ.Т. · = 25000 · = 1875 кВАр.
Приведенные потери холостого хода трансформатора учитывая потери активной мощности в самом трансформаторе и создаваемые им в элементах всей системы электроснабжения в зависимости от реактивной мощности потребляемой трансформатором находят по формуле:
ΔР'Х 1 = ΔРХ + КИ.П. · ΔQХ кВт.
Потери холостого хода трансформатора (в расчетах принимаются равным потерям в стали трансформатора):
Δ Р'Х 1 = 145+005 · 80 = 185 кВт.
Приведенные потери короткого замыкания:
Δ Р'К = ΔРК + КИ.П. · ΔQК кВт.
Потери мощности короткого замыкания (приближенно их принимают равным потерям в меди обмоток трансформатора):
Δ Р'К = 65 + 005 · 750 = 1025 кВт.
Приведенные потери мощности в трансформаторах находим по формуле:
Δ Р'Т = Δ Р'Х + КЗ2 · Δ Р'К = 185+06832 · 1025 = 663 кВт.
Проводим аналогичный расчет для второго варианта сравниваемых трансформаторов.
ΔQХ = SНОМ.Т. · = 40000 · = 240 кВАр.
ΔQХ = SНОМ.Т. · = 40000 · =3200 кВАр.
5 Капитальные затраты
Капитальные затраты на первый и второй варианты соответственно равны:
К1 = 2 · К10000 = 2 · 2508 = 5016 тысяч тг
К2 = 2 · К25000 = 2 · 3672 = 7344 тысяч тг.
5.1 Амортизационные отчисления
Амортизационные отчисления соответственно составляют:
СА1 = КА1т К1 = 0063 х 5016 = 316008 тысяч тггод
СА2 = КА2т К2 = 0063 х 7344 = 462672 тысяч тггод.
Коэффициент амортизационных отчислений на трансформаторы:
6 Стоимость годовых потерь
Стоимость годовых потерь электроэнергии при том что стоимость 1 кВт ×ч потребляемой электроэнергии составляет 2058 тенге для первого и второго вариантов соответственно равна:
СП1 = 2058 ΔЭА1Т1 = 2058 (РХ1 ТГ + РК1 ТП) = 2058 (145 8760+ 65 2230) = 55971 тысяч тггод
СП2 = 2058 · ΔЭА1Т2 = 2058 · (РХ2 · ТГ + РК2 · ТП) = 2058 · (21· 8760+ 90 · 2230) = 791630 тысяч тггод.
7 Суммарные эксплуатационные расходы и срок окупаемости
По нижеприведенной формуле вычислим суммарные эксплуатационные расходы:
Для первого варианта они составят:
СЭ1 = 316008 + 559714 = 875722 тысяч тггод.
Для второго варианта они составят:
СЭ2 = 462672+ 991630 = 1254302 тыс.тггод.
Определим срок окупаемости трансформатора он определяется по формуле:
Как видно из последней формулы срок окупаемости равен 415 лет такой срок является вполне приемлемым.
Из расчетов видно что капитальные затраты и суммарные ежегодные эксплуатационные расходы у трансформаторов марки ТДН-25000110 значительно ниже что делает рассматриваемый вариант экономически более целесообразным. Учитывая то что он полностью отвечает условиям нормального и аварийного режимов работы.
Следовательно выбираем первый вариант и принимаем к установке два трансформатора марки ТДН-25000110.
1 Общие сведения о предприятии
На момент разработки предыдущего проекта нормативов ПДК – предельно допустимых концентрации (1997 год) производственная мощность шахты «Костенко» составляла 1150 тыс. тонн угля в год а по состоянию на 01.01.2004г. она составляла 1700 тыс. тонн.
Перспективами планами развития предприятия предусматривается довести объем добычи угля до 2200 тыс. тонн.
Шахта обеспечена подъездными путями промышленными коммуникациями а также источниками электро- и водоснабжения.
В районе размещения шахты «Костенко» отсутствуют заповедники; а также памятники архитектуры и другие охраняемые законом объекты.
Рассматриваемый объект находится в степной ландшафтной зоне умеренного пояса. Одна из отличительных особенностей этой зоны – преобладание равнинного характера рельефа: перепад высот не превышает 50 м на 1 км на расстоянии 2 км от источников выброса.
Климат района – континентальный и засушливый. Среднегодовая температура воздуха составляет 2.3 оС. Средняя температура самого жаркого месяца июля плюс 27 оС самого холодного – минус 15.1 оС.
Среднегодовое количество осадков в среднем составляет 230 мм.
Среднегодовая скорость ветра – 5.5 мс. Максимальная скорость ветра наблюдается в марте – 6.6 мс минимальная – 4.3мс – в августе. В течение года преобладают ветра юго-западного направления.
2 Краткая характеристика технологии производства и
технологического оборудования с точки зрения загрязнения
Основной производственной деятельностью шахты «Костенко» является добыча угля подземным способом. Производственная мощность шахты по состоянию на 01.01.2004 г. составила 1900 тыс. тонн угля в год.
Режим работы шахты 365 дней в году в четыре смены продолжительностью по 6 часов каждая четвертая смена – ремонтная.
Сам процесс добычи угля в шахте практически не оказывает вредного воздействия на воздушный бассейн. Загрязнение атмосферного воздуха происходит в результате выполнения технологических операций сопутствующих процессу подземной добычи и выполняемых на поверхности.
В настоящее время все объекты шахты которые могут рассматриваться в качестве источников выбросов вредных веществ в атмосферу расположены на четырех участках:
а) на основной промплощадке шахты;
б) на промплощадке породного скипового ствола;
в) на породном отвале;
г) в зоне отдыха шахты.
Ниже приводится краткая характеристика этих участков с точки зрения загрязнения ими атмосферного воздуха.
2.1 Основная промплощадка шахты
На основной промплощадке шахты «Костенко» расположены следующие здания: два контрольно-пропускных пункта (КПП №1 и КПП №2); административно-бытовой комбинат (АБК); столовая; комплекс скипового и клетевого стволов со зданиями подъемных машин; техкомплекс шахты; котельная; очистные сооружения хозфекальных и шахтных вод; резервуары чистой воды для противопожарных нужд; вакуумная насосная станция; материальный склад; холодный склад; строй цех; пилорама; склад ГСМ; четыре гаража; два здания каптерок; ремонтно-механические мастерские (РММ); здание ВШТ; электроцех; цех автоматики.
В здании АБК находятся служебные помещения и рабочие кабинеты персонала шахты баня ламповая и прочие вспомогательные помещения.
Клетевые стволы предназначены для спуска и подъема людей материалов и оборудования скиповые стволы для транспортировки на поверхность добытого угля.
Технический комплекс шахты служит для подачи добываемого угля к пункту погрузки его железнодорожные вагоны и в котельную.
Котельная служит для обогрева в холодное время года служебных зданий и сооружений расположенных на основной промплощадке шахты а также для подогрева воздуха подаваемого в горные выработки шахты. Склад угля для котельной отсутствует.
Материальный и холодный склады служат для хранения оборудования запчастей и различных материалов необходимых для обеспечения бесперебойной работы шахты.
Строй цех используется для изготовления различных деревянных изделий используемых как в шахте так и на ее поверхности.
На пилораме расположенной в непосредственной близости от строй цеха производится распил поступивших в строй цех некондиционных досок и поскольку количество их незначительно эта работа выполняется эпизодически в небольших объемах.
Склад ГСМ служит для хранения дизельного топлива в качестве энергоносителя для работающего в шахте оборудования.
Четыре гаража расположенные в разных концах основной промплощадки служат для отстоя арендуемой шахтой автотракторной техники: в одном из гаражей отстаиваются автобусы в другом – тракторы погрузчики в третьем – бульдозеры в четвертом – легковой автотранспорт служащих шахты.
Каптерки используются для хранения инструментов.
В здании РММ находятся участки предназначенные для обеспечения собственных нужд шахты в мелком текущем ремонте горно-шахтного оборудования.
В здании ВШТ функционирует аккумуляторный цех в котором производится зарядка аккумуляторных батарей электровозов.
Электроцех и цех автоматики обеспечивают нормальную работу всех энего - и автоматических систем шахты.
Из приведенных выше сведений можно сделать вывод о том что из всех объектов расположенных на территории основной промплощадке шахты «Костенко» в качестве источников выбросов вредных веществ в атмосферу могут быть рассмотрены только шесть: техкомплекс шахты котельная стройцех склад ГСМ ремонтно-механические мастерские (РММ) и здание ВШТ.
В процессе эксплуатации этих объектов в атмосферный воздух выбрасываются следующие вредные вещества: пыль угольная взвешенные вещества (зола угольная) окись углерода окиси азота сернистый ангидрид пыль древесная углеводороды пыль металлическая сварочный аэрозоль марганец и его оксиды соединения кремния фториды фтористый водород и пары серной кислоты.
2.2 Промплощадка породного скипового ствола
Породный скиповой ствол служит для выдачи из шахты на поверхность шахтной породы. С помощью скипа шахтная порода грузится в автосамосвалы и вывозится на породный отвал. Погрузка шахтной породы в автотранспорт является единственным источником выбросов на промплощадке породного скипового ствола. В процессе ее производства в атмосферный воздух выбрасывается пыль неорганическая с содержанием более 20% - 70% вредных примесей.
Выброс вредных веществ в атмосферу на породном отвале происходит в результате разгрузки автосамосвалов доставляющих шахтную породу от промплощадки породного скипового ствола на отвал при формировании отвала бульдозером а также при сдувании пыли с поверхности отвала.
Породный отвал является неорганизованным источником выбросов вредных веществ в атмосферу в процессе эксплуатации которого в атмосферный воздух выбрасывается пыль неорганическая с содержанием
более 30 - 75% вредных примесей.
3 Расчет выбросов вредных веществ от стационарных источников
загрязнения атмосферы
Технологический комплекс очистных устройств - ОУ.
Количество выбрасываемых твердых частиц от аспирационных систем согласно методике определяется по формуле
где С Св – концентрация твердых частиц в отходящем и выбрасываемом воздухе соответственно Гмм 3;
V Vв - объем отходящих и выбрасываемых газов соответственно
Т – годовое количество рабочих часов установки 1 часгод;
n – эффективность работы пылеулавливающего оборудования.
Выбросы твердых частиц в атмосферу отвалами определяется как сумма выбросов при формировании отвалов и при сдувании частиц с их пылящей поверхности:
Мф = КО ×К1 ×Vуд ×П (1 – n) 0 000001 т
Мф = КО ×К1 ×Vуд ×Пч (1 – n) 3600 чс
где КО – коэффициент учитывающий влажность породы при W = 8 – 10 %;
К1 – коэффициент учитывающий скорость ветра при V = 55 мс;
Vуд - удельное выделение твердых частиц с 1 м3 породы подаваемой в
отвал т.к. разгрузка породы двумя самосвалами и планировка поверхности бульдозером то Vуд = 256 гм3;
П – количество породы подаваемой в отвал П = 55560 м3 год;
П2 – количество ежечасно поступающей в отвал породы П2 = 10 тчас;
n – эффективность применяемых средств пылеподавления n = 0.
Мф = 03 × 14 × 256 × 55560 × 0000001 = 1394 тгод
Мф = (03 × 14 ×256 × 10) 3600 = 003 чс.
Количество твердых частиц сдуваемых с поверхности породного отвала определяется по формуле.
Мс = 864 × К0 × К1 × К2 S ×W ×G (365 – Тс) (1 – n) Тгод
Мс = К0 × К1 × К2 × S ×(1 – n) 0000001 чс.
где К2 – коэффициент учитывающий эффективность сдувания твердых
частиц и численно равный единице для действующих отвалов;
S – площадь пылящей поверхности отвала S = 270400 м2’;
W – удельная сдуваемость твердых частиц с пылящей поверхности отвала принимается равной 00000001 кг(м2×с);
С1 – коэффициент измельчения горной массы; принимается равным 01;
Тс – годовое количество дней с устойчивым снежным покровом.
Мс = 864 ×03 ×14 × 1 × 270400 ×(365 – 150)× 000000001 = 21096 тгод
Мс = 03 × 14 × 1× 270400× 000001 = 1136 чс
М = Мф + Мс2 ×22490 тгод = 1166 чс .
4 Погрузо-разгрузочные работы
Интенсивными неустойчивыми источниками пылеобразования являются места пересыпки горной массы погрузка в открытые вагоны полувагоны бункеры автосамосвалы перемещение бульдозером и другие. Количество твердых частиц выделяющихся при проведении методике (7) по формуле
М = КО× К1 ×К4 ×К5 ×Vуд ×П (1 - n) 0000001 тгод
М = КО × К1 × К4 ×К5 ×Vуд ×П2 (1 – n) 3600 чс
где КО – коэффициент учитывающий влажность при W = 5 – 7 % КО = 10;
К1 – коэффициент учитывающий скорость ветра при V = 55 мс К1 =14;
К4 – коэффициент учитывающий местные условия т.к. загрузка вагонов углем осуществляется через загрузочный рукав то К4 = 02;
К4 – коэффициент учитывающий высоту пересыпки материала при L = 10 м К = 25;
Vуд – удельное выделение твердых частиц с тонны перегружаемого
материала принимается равным 3 чт;
П – количество перезагружаемого материала – 1000000 тонн;
П2 – количество ежечасно перегружаемого материала П2 = 200 тчас;
М = 1 × 14 × ×02 ×25 × 3 × 1000000 × 0000001 = 2100 тгод;
М = 1 × 14 × 02 ×25 × 3 × 200 3600 = 017 гс.
Расчеты и анализ уровня загрязнения на существующее положение.
Метеорологические характеристики и коэффициенты определяющие условия рассеивания загрязняющих веществ в атмосфере.
Шахта «Костенко» находится в центральном Казахстане в степной ландшафтной зоне умеренного пояса на высоте 550 м над уровнем моря.
Климат района резко континентальный и крайне засушливый: зима – продолжительная и холодная (абсолютный минимум - 49C) лето – жаркое и сухое (абсолютный минимум +40С).
Среднегодовая температура воздуха составляет 23С. Средняя температура для самого жаркого месяца (июль) + 203С самого холодного месяца (январь) – 151С самого холодного периода - 20С. Холодный период года с температурой воздуха менее 8С составляет 212 дней. Средняя продолжительность безморозного периода составляет 125 дней.
Таблица 6.1 - Метеорологические характеристики района расположения источников выбросов вредных веществ в атмосферу шахты «Костенко»
Коэффициент зависящий от стратификации атмосферы А
Коэффициент рельефа местности
Средняя max. t наружного воздуха наиболее жаркого месяца года ТС
Средняя min. t наружного воздуха наиболее холодного месяца года ТС
Среднегодовая роза ветров %
Величина промерзания грунта составляет 212 см.
Ветреная погода является характерной особенностью Карагандинской области. Скорость ветра величиною до 20 мс может наблюдаться в зимние месяцы. В течение года преобладают ветры Юго-западного направления.
Число дней с пыльной бурей за год – 17. В 126 днях года отмечается приземная инверсия. Наиболее частые туманы наблюдаются в декабре – 7 дней а в среднем за год 37 дней.
Среднегодовое количество атмосферных осадков для района составляет 317 мм. Максимум осадков приходится на июль – 48 мм минимум на январь 19 мм. Наиболее высокая влажность воздуха отмечается в зимнее время. В ноябре-марте средняя месячная величина ее составляем 68 в зимнее время. В ноябре-марте средняя месячная величина ее составляем 68 – 81%. В июне-июле отмечается самая низкая относительная влажность воздуха 53 – 55%.
Метеорологические характеристики и коэффициенты определяющие условия рассеивания загрязняющих веществ в атмосфере района расположения шахты «Костенко» приведены в таблице.
План мероприятий по снижению выбросов загрязняющих веществ в атмосферу с целью достижения нормативов ПДВ.
Как показали результаты расчетов на существующее положение не отмечается превышения расчетных максимальных приземных концентраций загрязняющих веществ над значениями ПДК установленными для воздуха населенных мест ни по одному из рассматриваемых веществ.
В связи с этим мероприятия разработанные для пылеулавливающего оборудования используемого в настоящее время на объектах шахты «Костенко» носят в основном организационно-технический характер и заключаются в следующем:
-регулярно производить текущий ремонт и ревизию циклона обеспечивая его герметичность по всему газовому ходу;
-своевременно удалять отложения пыли во входных коллекторах патрубках на стенках корпуса и т.п.;
Кроме того с целью повышения эффективности работы пылеулавливающего оборудования предусматривается провести капитальные ремонты:
-циклона входящего в состав обслуживающей тех комплекс АУ южная;
-циклонов БЦУ-250 работающих в шахтной котельной;
-пылеулавливающей установки обслуживающей строй-цех.
5 Выводы и предложения
Настоящим проектом определены нормативы предельно допустимых выбросов для шахты «Костенко» соблюдение которых позволяет создать в приземном слое атмосферы концентрации не превышающие предельно допустимые для населенных мест.
Значительное снижение выбросов на проектное положение по сравнению с существующим обуславливается выполнением всех предусмотренным настоящим проектом организационно-технических мероприятий а также вводом в эксплуатацию котельной на основной промплощадке шахты работающей на метане.
Величина ежегодного ущерба причиняемого выбросами предприятия на существующее положение в ценах 2002 года составила 328 тыс. тоннгод. В случае изменения экологической обстановки в регионе появление новых источников выбросов или уточнения параметров существующих источников загрязнения окружающей среды необходимо в установленном порядке разработать новые нормативы ПДК до истечения срока действия данных.
Правовое регулирование на шахте “Костенко” в области трудовых отношений и охраны труда экологической пожарной безопасности осуществляется в соответствии со следующими законами Республики Казахстан:
Закон Республики Казахстан N 314 – “О промышленной безопасности на опасных производственных объектах ” принят 3 апреля 2002 года.[18] Статья одиннадцать закона регулирует обязанности юридических лиц по обеспечению промышленной безопасности. Юридические лица имеющие опасные производственные объекты обязаны:
) обеспечивать наличие и функционирование необходимых приборов систем защиты и контроля за производственными процессами на опасных производственных объектах в соответствии с требованиями установленными законодательством Республики Казахстан;
) организовывать и осуществлять производственный контроль за соблюдением требований промышленной безопасности;
) допускать к работе на опасных производственных объектах должностных лиц и работников соответствующих установленным квалификационным требованиям;
) проводить мероприятия направленные на предупреждение ликвидацию аварий и их последствий;
) проводить анализ причин возникновения аварий осуществлять мероприятия по их устранению оказывать содействие в расследовании их причин.
Закон Республики Казахстан N 528 - “ О безопасности и охране труда”
принят 28 февраля 2004 года.[19] Седьмая статья закона - Гарантии работников по безопасности и охране труда:
Государство гарантирует работникам защиту их права на условия труда соответствующие требованиям безопасности гигиены и охраны труда.
Условия и нормы труда предусмотренные индивидуальным трудовым коллективным договорами должны соответствовать требованиям законодательства Республики Казахстан по безопасности и охране труда.
На время приостановления работ органами государственного контроля за соблюдением требований безопасности и охраны труда вследствие нарушения работодателем требований безопасности и охраны труда не по вине работника за ним сохраняется место работы (должность) и средний заработок.
Работник вправе отказаться от выполнения работ в случае возникновения непосредственной опасности для его жизни и здоровья или окружающих людей. Отказ работника в данном случае не влечет для него каких либо дисциплинарных взысканий установленных законодательством о труде.
В случае причинения вреда жизни и здоровью работника при исполнении им трудовых обязанностей возмещение указанного вреда осуществляется в соответствии с законодательством Республики Казахстан.
В целях предупреждения несчастных случаев и повреждения здоровья уменьшения опасных и вредных факторов в процессе трудовой деятельности государство обеспечивает организацию и осуществление государственного надзора и контроля за соблюдением требований безопасности и охраны труда и устанавливает ответственность лиц виновных в нарушении законодательства по безопасности и охране труда.
При обнаружении у работника признаков трудового увечья профессионального заболевания или иного повреждения здоровья вследствие воздействия вредных иили опасных производственных факторов повлекших за собой утрату трудоспособности работника. Работодатель на основании медицинского заключения должен перевести с его согласия на другую работу не противопоказанную его здоровью с доплатой разницы между прежней заработной платой и заработной платой по новому месту работы до восстановления его трудоспособности либо установления инвалидности или обеспечить выплату социальных пособий по временной нетрудоспособности в соответствии с законодательством Республики Казахстан.
1 Анализ опасных и вредных факторов
Разрабатываемые угольные пласты шахты « Костенко » имеют следующие опасности и вредности:
-опасность поражения электрическим током;
-опасность возникновения пожаров т.к. все угольные пласты в условиях шахты отнесены к самовозгорающимся;
-внезапные выбросы угля и газа т.к. пласты шахты отнесены к опасным по внезапным выбросам угля и газа;
-запыленность воздуха как результата ведения горных работ вредность которой заключается в уменьшении поля зрения рабочего раздражение и засорение кожи глаз верхних дыхательных путей и легких возникновение профзаболеваний взрыва пыли;
-повышенный шум вибрации сквозняки и другие вредности вызывающие профзаболевания такие как тугоухость ревматизм и другие;
-высокий травматизм связанный с широким применением электрического и механического оборудования и механизмов в относительно замкнутом пространстве;
-возможность взрыва метано-воздушной смеси в местах скопления метана.
1.1 Электробезопасность
Шахта “Костенко” представляет собой высокомеханизированное предприятие с развитой электрической сетью и большим числом электромашин. Эксплуатация электрооборудования и электросетей в лаве имеет повышенную опасность их использования а именно: непрерывное подвигание фронта работ требует перемещения электрооборудования и наращивание сетей причем эти работы приходится выполнять в стесненном пространстве с возможными обрушениями обвалами и обводненностью. Все это разрушаюшим образом действует на электрооборудование и электросети что может служить причинами поражения человека электрическим током взрыву газа и пыли возникновение пожара.
Основными элементами системы электрической защиты в шахте сводится к применению защиты от прикосновения к токоведущим частям включающим в себя устройства предотвращающие прикосновение к токоведущим частям. Для обозначения опасности прикосновения электрооборудование с доступной для обозрения стороны снабжается предупредительным знаком “Не включать” “Не влезай убьет ”.
Для защиты людей работающих с электроустановками от поражения
электрическим током и воздействия электрической дуги и электромагнитного поля применяют электрозащитные средства.
Изолирующие защитные средства изолируют человека от токоведущих или заземленных частей а также от земли. Они делятся на основные и дополнительные.
Основные изолирующие защитные средства обладают изоляцией способной длительно выдерживать рабочее напряжение электроустановки и поэтому ими разрешается касаться токоведущих частей находящихся под напряжением. К ним относятся:
а) в электроустановках до 1000 В:
- изолирующие штанги;
- изолирующие и электроизмерительные клещи;
- диэлектрические перчатки;
- слесарно-монтажный инструмент с изолирующими рукоятками;
- указатели напряжения.
б) в электроустановках выше 1000 В:
- указатели напряжения;
- средства для ремонтных работ под напряжением выше 1000 В.
Диэлектрические резиновые защитные средства-перчатки; галоши; боты и ковры изготавливаются из специальной диэлектрической резины обладающей высокой электрической прочностью и хорошей эластичностью.
Дополнительные изолирующие защитные средства обладают изоляцией не способной выдерживать рабочее напряжение электроустановки и поэтому они не могут самостоятельно защищать человека от поражения током при этом напряжении. Их назначение - усилить защитное (изолирующие) действие основных изолирующих средств вместе с которыми они должны применятся. При этом при использовании одного из защитных средств достаточно применение одного дополнительного защитного средства.
К дополнительным изолирующим защитным средствам относятся:
- диэлектрические галоши;
- диэлектрические коврики;
- изолирующие подставки.
- диэлектрические боты;
Эксплутационные электрические схемы и изменения вносимые в них утверждаются лицом ответственным за электрохозяйство. В электрических схемах управления предусмотрена защита от перегрузки и короткого замыкания.
1.2 Мероприятия по предупреждению пожаров
Все мероприятия по предупреждению очагов самовозгорания направлены на влияние пяти условий:
- устранение окисляющихся материалов;
- предотвращение доступа кислорода к окисляющемуся материалу;
- снижение химической активности а именно окислительной способности самовозгорающегося материала;
- охлаждение нагретой массы;
- сокращение времени нахождения самовозгорающегося материала в соприкосновении с кислородом.
В условиях шахты возможно применение горнотехнических мероприятий направленных на выполнение первого второго и пятого условий а именно: быстрая и полная выемка полезного ископаемого полевая подготовка по не возгорающимся породам; подготовка к выемке отдельными легко изолируемыми блоками с оставлением межбоковых целиков сохраняющих несущую способность; выемка обратным ходом; изоляция выработанного пространства от действующего участка снижение депрессии вентиляционных струй отдельных участков и общешахтной.
Работники проходят противопожарный инструктаж и занятия по пожарно-техническому минимуму углубляют знания на противопожарных тренировках и проходят периодическую проверку знаний Правил пожарной безопасности в соответствии с требованиями действующих нормативно-технических документов по подготовке персонала.
Противопожарное водоснабжение является главным средством пожаротушения. На шахе “Костенко” создан запас воды на случай пожара.
Вместимость водоема составляет 300 м3 при питании из двух источников с расходом 40 м3 каждый. Наружный противопожарный водопровод диаметром 100 мм выполняется кольцевым.
Для создания водяных завес применяются водоразбрызгиватели марки ВВР-1 с двумя винтовыми насадками. Расход воды через одну винтовую диаметром 16 мм при давлении воды 05 МПа составляет 162 – 198 м3 в час.
Диаметр капель при этом около 100 микрон радиус их разлета до 7 м.
При тушении пожаров в шахте применяют первичные средства пожаротушения – песок инертную пыль огнетушители. Так в лаве 29 К-10ю предусмотрены два огнетушителя типа ОП-8 (порошковые) и две емкости
Пласт К10 имеет выход летучих веществ 389 % поэтому относится к опасным по взрывам пыли.
Для предотвращения распространения взрывов угольной пыли по сети горных выработок забои подготовительных выработок проводимые по углю или по углю и породе с помощью комбайнов или взрывных работ а также сопряжения лав со штреками распредпункты и другие места установки электрооборудования в участковых выработках осуществляються автоматическими системами локализации взрывов метана и угольной пыли в начальной стадии их возникновения. Сроки внедрения устанавливаются отраслевым министерством по согласованию с Департаментом по государственному надзору за ЧС техническому и горному надзору Агентства РК по ЧС.
При гидропылевзрывозащите для предупреждения взрывов пыли применяется побелка обмывка горных выработок (мокрая уборка пыли) связывание отложившейся пыли гигроскопическими смачивающе-связующими составами а также непрерывно действующие туманообразующие завесы. Для локализации взрывов устанавливаются водяные заслоны.
Не допускается применение способов борьбы с угольной пылью основанное только на использовании воды на пластах где угольная пыль не смачивается водой или не обеспечивается продолжительность действия защитных мер основанных на применении воды на протяжении одной смены. На шахте «Костенко» применяются мероприятия комбинированной пылевзрывозащиты.
Мероприятия по предупреждению взрывов угольной пыли должны осуществляться по графикам ежеквартально разрабатываемым начальником участка ВТБ и утверждаемым главным инженером шахты. Графики должны направляться ВАСС «Комир». Периодичность проведения мероприятий по предупреждению взрывов пыли в горных выработках устанавливается по интенсивности пылеотложения на основании анализа эффективно примененных мер результатов контроля пылевзрывобезопасности горных выработок и в соответствии с Инструкцией по предупреждению и локализации взрывов угольной пыли.
При влажности угля в массиве более 8 % удельный расход воды принимается равным 10-15 лсут.
При обеспыливании исходящей из лавы вентиляционной струи на каждые 500 м3мин проходящего воздуха устанавливается по одной завесе. Показатели расхода воды на обеспыливание исходящей струи представлены в таблице 7.1 обеспыливания на пунктах перезагрузки в таблице 7.2.
Таблица 7.1 - Показатели расхода воды на обеспыливание исходящей струи
Туманообразующая завеса
Лабиритно-тканевая завеса
Расход воды суточный
Таблица 7.2 Показатели расхода воды на обеспыливание пунктов перегрузки
Удельный расход воды
Давление воды у оросителей
Количество пунктов перегрузки
2 Средства индивидуальной и коллективной защиты. Спецодежда
Для защиты органов дыхания от проникновения пыли на шахте применяются респираторы клапанные со сменными фильтрами многоразового использования типа У-2К; бесклапанные предназначенные для одноразового использования типа « Лепесток - 5» и « Лепесток - 40».
Для защиты от шума применяются тампоны УТВ « Беруши » и втулки Э.33 разового использования обеспечивают высокую эффективность при частотах от 1000 до 8000 Гц снижая звуковое давление от 98 – 100 Дб до нормального.
С целью исключения переохлаждения организма человека особенно в зимний период горнорабочим выдаются фуфайки и ватные брюки.
Для защиты горнорабочих при авариях (пожарах внезапных выбросах и т.д.) применяется изолирующий самоспасатель ШСС-1У.
Средства коллективной защиты представляют собой различные виды ограждений и предупредительных знаков.
Спецодежда – каски обувь предохранительные пояса противопылевые и защитные очки рукавицы диэлектрические резиновые перчатки галоши боты служит для защиты поверхности тела от механических повреждений и одновременно от неблагоприятного воздействия (химического и термического) внешней среды.
3 Расчет воздухообмена и кратность вентиляционной системы
На шахте Костенко разрабатываются пласты опасные по взрывам пыли поэтому должны осуществляться мероприятия по предупреждению и локализации взрывов угольной пыли основанной на применении инертной пыли (сланцевая пылевзрывозащита) воды (гидропылевзрывозащита) или воды и инертной пыли (комбинированной пылевзрывозащита). Газовыделение составляет в среднем 10 – 30 м3 достигая 40 - 50 м3 на 1 тонну добычи а пиковое газовыделение фиксируемое при определении категорийности шахт составляет соответственно 30 – 60 и 120 – 140 м3 на 1 тонну добычи.
Расчет воздухообмена в лаве необходим для решения вопроса об устройстве пунктов замены самоспасателей и для организации спасательных работ ВГСЧ. При спасении людей очень важное а в ряде случаев решающеезначение имеет правильный выбор вентиляционных режимов. В качестве примера можно привести случай пожара в стволе бельгийской шахты “Буадю - Казье” когда из-за невозможности реверсировать вентиляционную струю погибли 263 человека работающие в шахте. [15]
В лаве 29 К10-ю основными источниками загрязнения являются:
-запыленность воздуха как результата ведения горных работ вредность которой заключается в уменьшении поля зрения рабочего раздражение и засорение кожи глаз верхних дыхательных путей и легких возникновение профзаболеваний (пневмокониоза).
Все эти источники выделяют различного вида пыль в количестве 3140 грамм в час.
) Размеры лавы: длина 80 м ширина 6 м высота 4 м;
) в воздушную среду лавы выделяется пыль в количестве W = 3140 гч (для данного вида пыли ПДК = 4000 мгм3)[14];
) концентрация пыли в рабочей зоне Ср.з = 250 мгм3 в приточном воздухе Сп = 35 мгм3 концентрация пыли в удаляемом из лавы воздухе равна концентрации ее в рабочей зоне (Cу.к = Ср.з) то есть пыль равномерно распределяется в воздухе.
) количество воздуха забираемого из рабочей зоны местными отсосами равно Gм = 1600 м3ч.
) требуемый воздухообмен:
) кратность воздухообмена в лаве:
то есть за 1 час воздух в цехе должен обмениваться 7606 раза.
В процессе выполнения дипломного проекта были рассчитаны нагрузки электропотребителей шахты и добычного участка произведены расчеты токов короткого замыкания на шинах ГПП разделительной подстанции. В ходе проектирования электрической части шахты ”Костенко” был произведен выбор трансформаторов на ГПП – марки ТДН-25000110 полностью удовлетворяющего всем условиям работы. По результатам расчета токов короткого замыкания были выбраны следующие элементы: КРУ – 6 ГПП кабельные линии от шин ГПП до разделительной подстанции шины ГПП и разделительной подстанции элементы подземной электрической сети.
Все элементы электрической схемы были выбраны по номинальным параметрам электроустановок.
В ходе выполнения проектирования электроснабжения были востребованы знания по следующим дисциплинам: “Электроснабжение промышленных предприятий” “Электрооборудование станций и подстанций” “Электрические сети и системы” “Переходные процессы в системах электроснабжения”.
В разделе “Экономика” был рассмотрен вопрос выбора оптимального варианта по технико-экономическим показателям трансформаторов на ГПП.
В разделе “Охрана труда” были рассмотрены и изложены вопросы анализа опасных и вредных факторов и меры борьбы с ними.
В разделе “Экология” были рассмотрены вопросы влияния шахты ”Костенко” на окружающую среду меры предпринимаемые по очистке выбросов в атмосферу влияние сточных вод.
Таким образом дипломное проектирование являясь заключительным этапом подготовки инженеров позволяет обобщить все полученные знания проявить себя в выборе оптимальных вариантов и закрепить полученные навыки и методики проектирования по специальности “Электроснабжение и электрификация промышленных предприятий”.
Список использованных источников
Назарбаев Н.А. “Казахстан-2030”.- ”Бiлiм”: Алматы 1997.-176 с.
Правилам безопасности в угольных шахтах ПОТ РК 0-028-99 Астана 2000 – 156 с.
Шабад М.А. Сечение горных выработок с крепью из взаимозаменяемого шахтного профиля для условий Карагандинского бассейна
Астана 1999. – 94 с.
Правила устройства электроустановок. Спб: Деан 2000.- 928 с
Казак Н.А Князевский Б.А. и др. Электроснабжение промышленных предприятий Под редакцией Н.А.Казака. М.-Л издательство Энергия 1966-421
Правила устройства электроустановок. Спб: Деан 2000.- 928 с.
Рожкова Л.Д. Козулин В.С. Электрооборудование станций и подстанций: Учебное пособие для вузов. - М.: Энергия 1976. –467 с.
Неклепаев Б.Н. Крючков И.О. Электрическая часть станций и подстанций: Пособие для курсового и дипломного проектирования: Учебное пособие для вузов. 4-е изд. перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат 1988.-564 с.
Липкин Б.Ю. Электроснабжение промышленных предприятий и установок: Учебное пособие для вузов. 3-е изд. перераб. и доп. -М.: Высшая школа 1981.-376 с.
Гук Ю.Б. и др. Проектирование электрической части станций и подстанций: Учебное пособие для вузов. Л.: Энергоатомиздат Ленинградское отделение 1985.-312 с.
Андреев А.А. Релейная защита и автоматика систем электроснабжения: Учебник для вузов по специальности электроснабжение. 3-е изд. перераб. и доп.-М.: Высшая школа 1991.-426с.
Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей и Правила техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей. – 4-е изд. перераб. и доп. – М.: Энергоатомиздат 1986. – 424 с.
Долин П.А Основы техники безопасности в электроустановках: Учеб. Пособие для вузов.- 2-е изд. перераб. и доп. – М.: Энергоатомиздат 1984. – 448с. ил.
Федоров А.А. Старкова Л.Е. Учебное пособие для курсового и дипломного проектирования по электроснабжению промышленных предприятий: Учебное пособие для вузов. - М.: Энергоатомиздат 1987.-368с.
Поскробко А.А. Шум преобразовательных агрегатов и методы борьбы с ними. М.: Энергия. 1971.-80с. Шабад М.А. Расчеты релейной защиты
и автоматики распределительных сетей. Л.”Энергия” 1972. – 94 с.
Справочник по электроснабжению промышленных предприятий:
Промышленные электрические сети. 2-е изд. перераб. и доп.Под общей редакцией А.А.Федорова и Г.В. Сербиновского. М.: Энергия 1986. – 465 с.
Гладилин Л. В. Электробезопасность в горнодобывающей промышленности: - M.: “Недра”. 1986.-327 с.
Закон Республики Казахстан N 314 – “О промышленной безопасности на опасных производственных объектах ”.
Закон Республики Казахстан N 528- “ О безопасности и охране труда”.