Схема электроснабжения горных выработок: КШ 4-10-29 и ВШ 4-10-31 пл.10 бл.№4

7 электроснабж карьера.doc

10. ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ КАРЬЕРА
Для энергоснабжения горных работ на разрезе проектом приняты следующие уровни напряжения:
-6кВ – для питания высоковольтных токоприёмников экскаваторов и передвижных ПС;
-04 кВ – для питания буровых станков осветительных установок.
Электроснабжение осуществляется от ПС 356 «Сибиргинская-1». Расчет произведен по фидерам 1 и 2.
Расчет произведен на основе источника 12. Все электроприемники участка и их характеристики занесены в таблицу 10.1.
Электроприёмники участка
Наименование оборудования
Установленная мощность
Мощность ТСН Sтсн КВА
Электроприемники 6 кВ
Электроприемники 04 кВ
2. Расчет освещения участка
Отвал имеет длину около 500м и ширину 300м. Определим суммарный световой поток необходимый для освещения участка:
SF = Eн*S*Кз*Кn лм (10.1)
где Кз = 15 17 – коэффициент запаса учитывающий потери света от загрязнения отражения защитного стекла и лампы;
Kn = 115 15 – коэффициент учитывающий потери света в зависимости от конфигурации освещенной площади;
S – площадь рабочей поверхности м2;
Ен = 5 лк – нормируемая освещенность для территории в районе ведения горных работ;
SF = 5*500*300*15*13 =146250лм
Требуемое число прожекторов:
где Фл – световой поток лампы прожектора ;
Ппр – КПД прожектора;
Для освещения выберем дуговые ксеноновые лампы ДКсТ-20000 имеющие световой поток 600000 лм КПД=076.
Принимаем один прожектор ОЧКсН-200 с лампой ДКсТ-20000 прожектор имеет световой поток 694000лм КПД=076
Высота установки прожектора:
Мощность осветительного трансформатора:
где SРл- суммарная мощность лампы Вт;
nс = 096 – КПД осветительной сети ;
nсв = 076 – КПД светильника;
cosa - коэффициент мощности светильника;
3. Расчет электрических нагрузок
Произведем расчет по методу удельного расхода электроэнергии.
Qрасч=Ррасчtggp кВар (10.6)
где wч – удельный расход на единицу продукции кВт чм3 ;
tggp – соответствует характерному для одинаковых однотипных приемников;
Для экскаватора ЭКГ-125 и ЭКГ-8и
Qрас=4444*075 = 333кВар
Данные расчетов занесены в таблицу 10.2. расчет электрических нагрузок потребителей напряжением до 1кВ производится по методу коэффициента спроса. Расчетная нагрузка определяется по формулам:
Ррасч=Кс*Рпот (10.7)
Qрас=Ррасtggср (10.8)
где Кс = 06 – коэффициент спроса данной группы электроприемников ;
tggср – соответствует характерному для данной группы приемников cosgср;
Для бурового станка ЗСБШ-200-60:
Qрас=240*102=245 кВт
Для лампы ДКсТ-20000:
Данные расчетов занесены в таблицу 10.2.
Суммарные нагрузки трансформаторных подстанций определяются:
Sрас=КΣ кВар (10.10)
где КΣ = 09 – коэффициент участия в максимуме нагрузки; (12 стр. 48)
Sрас=09+05=22764 кВа
Определяем приближенную величину напряжения питания ГПП:
где Р = 2 мВт – активная мощность ;
L = 5 км – расстояние до районной подстанции ;
Следовательно целесообразно выбрать напряжение питания ГПП – 35 кВ.
Результаты расчета электрических нагрузок
Наименование приемника
Высоковольтные электроприемники (6кВ)
Низковольтные электроприемники (04 кВ)
4. Выбор числа и мощности трансформаторов на ГПП и КПП
Так как участок относится ко II категории по бесперебойности электроснабжения на подстанции устанавливается два трансформатора.
Общая расчетная мощность трансформатора ГПП (кВа)
где РSГПП QSГПП – соответственно суммарные активная и реактивная мощность потребителей подстанции.
Выбираем поперечную схему электроснабжения участка фронт продвижения горных работ направлен в сторону подстанции
Технические характеристики трансформаторов
Номинальное напряжение UH
5. Расчет воздушных и кабельных линий электропередач на карьерах
Расчетный ток для выбора сечения проводов и жил кабелей по нагреву для группы одноковшовых экскаваторов участок L3 и L4 (см. рисунок 10.1.)
где SIadb – сумма активных составляющих приводных двигателей главных преобразовательных агрегатов.
SIaпр- сумма активных составляющих двигателей вспомогательных механизмов и других токоприемников экскаватора
где SSком пр – сумма номинальных мощностей трансформаторов собственных нужд;
cosgком тр = 075 - коэффициент мощности вспомогательных механизмов; 12 стр 52
hc – средний КПД сети;
SIрdb – сумма реактивных составляющих расчетного тока приводных двигателей;
SIadb=SIab*tggb (10.18)
где tggb – соответствующий номинальному cosgном.дв.;
SIр.дв - сумма реактивных составляющих токов вспомогательных приводов
SIр.дв=SIaпр*tggном.пр (10.19)
где tggном.пр = 07-075 - соответствует cosgном.пр ;
SIadb =1798*tg3179=1798 А
SIр.дв =36.9*tg41.4=325 A
Расчетный ток нагрузки для выбора кабеля бурового станка:
где Рном – номинальная мощность электродвигателей (Рном=200кВт Рвр=70 кВт);
U – напряжение сети В;
cosgдв – коэффициент мощности двигателя;
Расчетный ток отпайки КТП с Sтр=400 кВа
Аналогично рассчитываю токи осветительных приборов. Данные расчетов сводятся в таблицу 10.4.
Расчетный ток нагрузки для определения сечения проводов питающих подстанцию по нагреву и потере напряжения:
6. Расчет проводов и кабелей из условия их нагрева
Длительно допустимые нагрузки в амперах на провода и кабели приведенные в таблицах ПУЭ определены из условий предельно допустимых температур нагрева и температуры окружающей среды (в таблицах для прокладки кабелей в земле +15°С для прокладки проводов и кабелей в воздухе принята +25°С).
Если температура грунта и воздуха отличается от принятых значений то при расчетах нагрузки на провода и кабели следует вводить поправочные коэффициенты;
где: k1-поправочный коэффициент на температуру. Исходя из расчетной нагрузки выбор сечения проводов и жил кабелей по нагреву проводят по условию:
В случае например для ВЛ 6 кВ-L1 максимальная температура летом +35°С – допустимая температура нагрева + 70°С коэффициент к1=088.
I’p=302.40.88=343.6 A
I’p=3436А принимаем провод А-120
Аналогично рассчитываются сечения для остальных кабельных и воздушных линий.
Экономическое сечение проводов и жил кабелей Sэ мм2
где jэк – экономическая плотность тока амм2 ;
Определяется в зависимости от капитальных вложений в ЛЭП эксплуатационных расходов и годового числа часов использования максимума нагрузки. В соответствии с ПУЭ во временные сети напряжением выше 1000В (со сроком службы 3 5 лет) к которым относятся и распределительные сети напряжением 6кВ по экономической плотности тока не рассчитываются. Также не рассчитываются сети до 1 кВ. Поэтому расчет произведем только для кабельных линий с напряжением U=6 кВ
Принимаем сечение жил 70 мм2 данные расчетов заносим в таблицу 10.4.
Механический расчет воздушных линий электропередач
Минимально допустимые сечения проводов по условиям механической прочности приведены в таблице 5 источника12 . Для ВЛ 6кВ провода А-35 мм2 АС – 25 мм2 на передвижных ВЛ максимальное значение сечения проводов марки А – не более 120 мм2 АС – 70 мм2. Данные сводим в таблицу 10.4.
Проверка проводов и кабелей на потерю напряжения
Рассмотрим наиболее удлиненную линию Ф-2:
Рис 10.1. Линия второго фидера
Расчет при номинальном режиме (DU5%):
DU= (Ro*cosj+x0*sinj)100% (10.25)
Потери в ЛЭП L=0.75км:
В ЛЭП питающей ПКТП бурстанка:
В ЛЭП питающей экскаваторы:
Потери в кабельных линиях:
Суммарные потери SDU=0.93+0.1+012+0.14+0.41+0.13+1.5=3.33%
Расчет токов короткого замыкания в сетях
Расчетный ток нагрузки А
Окончательно принятое сечение и тип провода кабеля
Продолжение табл.10.4
Потери при типовом режиме (DU=10%) рассчитываются аналогично.
Определяем потери напряжения в обмотках трансформатора
где Rтр – активное сопротивление вторичной обмотки силового трансформатора Ом;
Хтр – индуктивное сопротивление вторичной обмотки трансформатора;
где DР - потери мощности в обмотке трансформатора при К.З.;
где DUk - напряжение К.З. трансформатора;
Суммарные потери: DU1=465+038=503% DU2=4.05+0.38=4.43% DU% 5% - условие выполняется.
7. Расчет токов короткого замыкания
Расчет токов короткого замыкания в сетях выше 1000 В для выбора электрической аппаратуры и проводников установок защиты и ее проверки средств ограничения токов короткого замыкания (КЗ) необходимо установить величину токов КЗ.
В соответствии с ПУЭ расчет динамической и термической устойчивости аппаратов и жесткости шин с относящимися к ним поддерживающими и опорными конструкциями производится по токам трехфазного КЗ
Iб=Sб3 Uб кА (10.28)
где Iб – базисный ток кА.;
Sб = 100мВа – базисная мощность;
Uб = 63 кВ – базисное напряжение;
где х и r0 – соответственно относительное сопротивление в линии реактивное и активное Омкм ;
Х*I и r*I - соответственно реактивное и активное сопротивление
Полное сопротивление:
Iкз=IбZ; Iкз= (10.32)
Iy – действующее значение полного тока;
Sкз – мощность трехфазного КЗ.;
Для расчетов составляем схему замещения - рисунок 10.2.
Iy=1.52*6.12*63-667 мВа
Аналогично рассчитываются остальные точки КЗ и сводятся в таблицу 10.5.
Расчет токов короткого замыкания в сетях до 1000 В
Ток КЗ бурового станка ЗСБШ-200-60
Sном=400кВа; Sном.откл- 350кВа; DРкз-55кВт
Определяем сопротивление питающей системы с низкой стороны
Определяем сопротивление обмоток трансформатора:
Определяем сопротивление гибкого кабеля:
Х гк=хоL*103=0.07*0.25*103=17.5Ом (10.40)
где хо – удельное реактивное сопротивление кабеля;
R гк=R0 L*103=0.17*0.25*103=42.5 Ом (10.41)
где Rо – удельное активное сопротивление кабеля;
Определяем суммарное сопротивление:
SR=5.5+42.5=48 Ом (10.42)
Sх=26+175+045=2055 Ом (10.43)
Определяем результирующее сопротивление:
Определяем 3-хфазный ток короткого замыкания:
Определяем 2-хфазный ток короткого замыкания:
Определяем ударный ток:
Iу=185* Iкз(3)=185*442=8177кА (10.47)
Определяем действующее значение полного тока трехфазного короткого замыкания:
Iq=11* Iкз(3)=11*442=4682 кА (10.48)
Определяем мощность короткого замыкания:
Sкз= Iкз(3)=173*04*442=305 мВа (10.49)
Аналогично рассчитываем для других электроприемников данные заносим в таблицу 10.5.
Определяем минимальное сечение исходя из условий термической устойчивости
где I - установившийся ток КЗ А.;
tn – приведенное время протекания КЗ;
tn=0.25 1.2c – для карьерных распредсетей; 13. стр 122
с – коэффициент для кабелей с медными жилами и U1кВ с=165
Аналогично рассчитываем остальные сечения.
8. Выбор аппаратуры и оборудования
В качестве ГПП выбираем передвижную комплексную трансформаторную подстанцию ПКТП-6300356. ПКТП представляет собой устройство состоящее из трех блоков компонуемых каждый на платформах-салазках: вводного устройства на напряжении 35 кВ силового трансформатора распределительного устройства РУ-6кВ и шкаф с трансформаторами стабилизации сети с полностью выполненным монтажом главной и вспомогательных цепей.
Вводное устройство УВК-35 оборудовано разъединителем РВЗ-163563043 с приводом ПР-343 масляным включателем С35М-630-10 с приводом ПП-67. распределительное устройство РУ-6кВ РУНН оборудовано одним общим и пятью линейными вакуумными выключателями ВВТЭ-10-20 УВК-35кВ имеет воздушный ввод. РУ-6кВ имеет как воздушный так и кабельный вывод. Для подключения экскаваторов используем приключательные пункты КРУПЭ-6-6304ХЛ1; устройство оборудовано разъединителем РВФЗ-10630П-П-хл2 вакуумным выключателем ВВТП-10-630-204хл2.
Для питания буровых станков используем ПКТПА-4006 с сухим трансформатором оно состоит из трех основных узлов расположенных на одной раме-салазках: распределительное устройство высшего напряжения (РУВН); низшего напряжения (РУНН) и трансформатора. Оно имеет воздушный ввод 6 кВ.
9. Защита карьерного оборудования
Ток срабатывание защиты от перегрузок трансформаторов определяют исходы из номинального тока трансформатора
где Iср – ток срабатывания реле А;
Время срабатывания реле защиты от перегрузки выбирают больше времени срабатывания МТЗ от токов обусловленных временными повреждениями на ступень селективности.
Для трансформатора ТМ-630035:
Ток срабатывания защиты:
Ток срабатывания максимальной токовой защиты от междуфазных КЗ
где Кз – коэффициент запаса – 11..12; 13 стр123
Кв – коэффициент возврата – по типу реле;
где Ксх – коэффициент схемы;
К1 – коэффициент трансформации ТТ;
Чувствительность МТЗ корректируется ПУЭ и определяется:
Кнч = 15 – нормальный коэффициент чувствительности;
Выдержка времени (время задержки) МТЗ
где t3 – выдержка времени защиты с;
t2 – выдержка времени следующей защиты от КЗ (более удаленной от источника питания);
Dt – ступень селективности (03 04 с независимой выдержкой времени 06с – зависимой) с.;
для КРУПЭ№1 экскаватора ЭКГ-125 №1
где 865 – пусковой ток экскаватора;
Все ячейки на подстанции типовые в них установлены проходные трансформаторы тока типа ТВЛМ-10 6005
Коэффициент трансформации:
где Ксх = 1– для выбранного способа включения ТТ :
Выбираем уставку Iy=1200А
Определяем коэффициент чувствительности:
Аналогично производятся расчеты для других приключательных пунктов и ячеек. Расчеты сводятся в таблицу 10.6.
МТЗ установленные в ячейках подстанции действуют с выдержкой времени Dt=0.5с (для обеспечения селективности действия защиты).
Время срабатывания защиты от перегрузок шин силового трансформатора
Для защиты трансформатора ПКТПА с Sтр=400кВа выбираем предохранители ПКТ-103 Iк=100А; Uк=6кВ
I пр.откл = 50 кА Ix max=4421A
Проверяем плавкую вставку :
где Iуск =200*7-1400 А
где 158 – коэффициент трансформации
Следовательно плавкая вставка выбрана правильно.
Для трансформатора КТП с кВа выбираем ПКТ101 Iком-6А
Расчетный максим. Ток А
Выбираем разрядники РВО-6 для защиты сетей 6кВ от перенапряжения. Устанавливаем их со стороны ввода на КРУПЭ и ПКТПА поэтому установки разрядников со стороны крайней опоры не требуется.
10. Расчет защитного заземления
Расчет заземляющих устройств угольных разрезов ведут исключительно исходя из нормированной допустимой величины сопротивления заземления согласно «ЕПБ» величина сопротивления заземления у наиболее удаленной электроустановки должна быть 40м при разработке месторождений открытым способом.
Необходимо сопротивление заземлителя.
R34=R3-Rзпр-Rзж Ом (10.55)
где Rз – общее сопротивление заземлителя;
Rзпр – сопротивление проводов заземлителей сети до наиболее удаленного потребителя энергии Ом.;
Rзж – сопротивление заземляющей жили кабеля.;
Для Ф1 определяем L=0.5 км провод А-35
Rзпр= ro*L=0.92*0.5=0.475 Ом (10.56)
Rзж= ro *L = 121 * 025 = 03025Ом
Сопротивление заземления:
Rз4 = 4 - 0475 - 03025=3225 Ом
Число заземляющих электродов заземлителя:
где Z - сопротивление одного электрода заземлителя Ом.;
h- коэффициент использования электродов заземлителя;
Для одиночной трубы верхний конец которой расположен ниже уровня земли – сопротивление:
где r - удельное сопротивление грунта (06*104 Омсм); 13. стр 188
d – диаметр трубы см;
t – глубина заложения трубы равная расстоянию от поверхности земли до середины трубы см.;
Сопротивление полосового заземлителя проложенного в грунте:
где b – ширина полосы см;
Для фидера №1 принимаем трубы 44мм l=м закопанные в грунт на 50 см (от поверхности земли).
Для энергоснабжения горных работ принимаем следующие напряжения: 6 кВ – высоковольтные токоприёмники экскаваторы и передвижные ПС; 04 кВ – буровые станки и осветительные установки.
Для освещения участка выбираем прожектор ОЧКсН – 200 с лампой ДКсТ – 20000. Высота установки прожектора 305 м.
С учётом электрических нагрузок потребителей принимаем напряжение питания подстанции 35 кВ. Суммарная нагрузка трансформаторных подстанций Sрас = 22764 кВа с учётом коэффициента участия в максимуме нагрузки КΣ = 09.
Электроснабжение участка осуществляем через ПКТП 356 с мощностью 6300 кВа. Для питания буровых станков выбираем ПКТП 604 с трансформатором ТМ 4006. Для питания лампы ДКсТ – 2000 ПКТП 604 с трансформатором ТМ 4006.
Принимаем сечения жил проводов по условиям механической прочности для ВЛ 6 кВ провода А – 35 мм2 АС – 70 мм2
Составлена схема замещения для токов короткого замыкания.
Выбираем разрядники РВО – 6 для защиты сетей 6 кВ от перенапряжения. Необходимо сопротивление заземления 3225 Ом. Сопротивление заземлителя 2320 Ом ( 44 мм L =1м закопан в грунт на 50 см.)

10 Электроснабжение карьера 2.doc

10. ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ КАРЬЕРА
Для энергоснабжения горных работ на разрезе проектом приняты следующие уровни напряжения:
-6кВ – для питания высоковольтных токоприёмников экскаваторов и передвижных ПС;
-04 кВ – для питания буровых станков осветительных установок.
Электроснабжение осуществляется от ПС-356 «Высотная». Расчет произведен по фидерам 1 2 и 3.
1. Светотехнический расчёт
Светотехнический расчёт сводится к решению следующих задач:
- определение мощности ламп необходимых для получения заданной освещённости при выбранном типе светильников и их расположении;
- определение числа и расположения светильников при известной мощности для получения заданной освещённости;
- определение расчётной освещённости при известном типе расположении и мощности светильников.
Для решения перечисленных задач при расчётах используется метод коэффициента светового потока.
При светотехническом расчёте для условий ОГР и помещений участков необходимо применять нормы освещённости [2 табл.33] которые установлены ПТЭ.
1.1. Расчёт освещения автоотвала
Для расчета необходимо определить размеры автоотвала: длина А=200м; ширина В=150м. Минимальная норма освещенности Еmin=3лк.
Определяем площадь освещаемой поверхности автоотвала:
Определяем суммарный световой поток по формуле:
Принимаем тип лампы [3 с. 304] ДКсТ – 10000 тип прожектора СКсН – 10000. [3 с. 305]
Определяем количество ламп по формуле:
где Фл – световой поток лампы Фл = 220000лм; [3 с. 304]
пр – КПД прожектора пр = 08. [3 с. 318]
Принимаем количество ламп n = 1шт ДКсТ – 10000.
Определяем высоту подвески прожектора по формуле:
Определяем фактическую освещённость от принятых ламп по формуле:
Что удовлетворяет требованиям ПТЭ и ПТБ.
2. Определение мощности и выбор типа силовых трансформаторов для ГПП и ПКТП
Для определения мощности ГПП участка используем метод коэффициента спроса. Коэффициент спроса для различных потребителей приведен в таблице.
Определяем расчетные нагрузки потребителей и результаты расчета сводим в табл. 10.1.
Определяем суммарную потребляемую мощность по высоковольтной нагрузке по формуле:
где ΣРр – суммарная расчётная активная мощность кВт;
ΣQр – суммарная расчётная реактивная мощность кВар.
Техническая характеристика электроприемников
Кол-во электроприемников
Высоковольтные электроприемники:
Итого по высоковольтной нагрузке:
Низковольтные электроприемники:
Освещение ДКсТ-10000
Итого по низковольтной нагрузке:
Определяем потребляемую мощность каждым низковольтным электроприёмником и выбираем силовой трансформатор [4 с. 117 табл. 612] для его запитки.
где Рр – расчётная активная мощность кВт;
Qр – расчётная реактивная мощность кВар.
Так как буровых станков - два тогда потребляемая мощность одним станком S = 3995 кВА принимаем силовой трансформатор ТМ-400-604.
Принимаем для питания освещения трансформатор ТМ-25-604.
Принимаем для питания водоотлива трансформатор ТМ-100-604.
Определяем мощность главной понизительной подстанции по формуле:
Принимаем силовой трансформатор ТМ-6300-356.
Так как на участке находятся электроприемники второй категории по надежности электроснабжения принимаем два трансформатора типа ТМ-6300-356.
Делаем проверку трансформатора по аварийной перегрузке:
Условия выполняются верно.
3. Расчёт сечений воздушных и кабельных ЛЭП
Перед началом расчёта сечений воздушных и кабельных линий электропередач принимаем:
- тип проводов – алюминиевые (А);
- тип гибкого кабеля для экскаваторов – КГЭ-ХЛ для буровых станков КРПТН.
3.1. Расчёт и выбор сечений воздушных и кабельных линий электропередач фидер 1
Расчет начинаем с вычерчивания схемы электроснабжения фидера.
Рис. 10.1. - Принципиальная схема электроснабжения фидера 1
Расчетный ток нагрузки для экскаваторов определяется по формуле:
где kс – коэффициент спроса kс = 07; [2 с. 248 табл. 22]
cosφ – коэффициент мощности cosφ = 07; [2 с. 252 табл. 33]
дв – КПД двигателя дв = 092. [2 с. 254 табл. 32]
Определяем расчетный ток нагрузки для экскаватора ЭКГ-63Ус:
По условию механической прочности принимаем алюминиевый провод для воздушной ЛЭП А-35 Iдоп = 170А. [2 с. 244 табл. 15]
Принимаем гибкий кабель для кабельной ЛЭП КГЭ-ХЛ-335+110+16 Iдоп = 189А. [2 с. 246 табл. 18]
Определяем расчетный ток нагрузки для экскаватора ЭКГ-125:
По условию механической прочности принимаем алюминиевый провод для воздушной ЛЭП А-50 Iдоп = 215А.
Принимаем гибкий кабель для кабельной ЛЭП КГЭ-ХЛ-350+110+16 Iдоп = 235А.
Определяем расчетный ток нагрузки для водоотлива с высокой стороны по формуле:
По условию механической прочности принимаем алюминиевый провод для воздушной ЛЭП А-35 Iдоп = 170А.
Определяем коэффициент трансформации трансформатора ТМ-100-604 по формуле:
где U1 – напряжение с высокой стороны трансформатора кВ;
U2 – напряжение с низкой стороны трансформатора кВ.
Определяем расчетный ток нагрузки для водоотлива с низкой стороны по формуле:
Принимаем гибкий кабель для кабельной ЛЭП КРПТН-395+135
Определяем расчетный ток нагрузки для освещения с высокой стороны:
Определяем расчетный ток нагрузки для освещения с низкой стороны:
Принимаем гибкий кабеля КРПТН-325+110 Iдоп =120А.
Определяем расчетный ток нагрузки участка L2 по формуле:
По данному току принимаем алюминиевый провод для воздушной ЛЭП А-70 Iдоп = 265А.
Определяем расчетный ток нагрузки участка L1 по формуле:
Выбранные сечения воздушных и кабельных ЛЭП проверяем по потерям напряжения в номинальном и пусковом режимах.
Произведем проверку в номинальном режиме.
Определяем потери напряжения во вторичной обмотке трансформатора по формуле:
где Rтр Хтр – активное и индуктивное сопротивления вторичной обмотки
cosj sinj – коэффициенты реактивности для номинального режима
cosj = 092 sinj = 043. [2 с. 96]
Определяем активное сопротивление вторичной обмотки трансформатора по формуле:
где DР – потери мощности при к. з DР = 465кВт; [4 с. 120 табл. 6.12]
Sн – номинальная мощность трансформатора кВА.
Определяем индуктивное сопротивление вторичной обмотки трансформатора по формуле:
где Uк.з% – напряжение к. з Uк.з% = 75%. [4 с. 120 табл. 6.12]
Определяем потери напряжения в воздушной ЛЭП по формуле:
Определяем потери напряжения на каждом участке воздушной ЛЭП по формуле:
где IL – ток на данном участке ЛЭП А;
L – длина данного участка ЛЭП км;
Хо Rо – удельное индуктивное и активное сопротивление проводника
на данном участке Омкм. [2 с. 235 табл. 1 и 2]
Определяем потери напряжения в кабельной ЛЭП по формуле:
Определяем потери напряжения на каждом участке кабельной ЛЭП по формуле:
где LГК – длина гибкого кабеля км;
Хо Rо – удельное индуктивное и активное сопротивление кабеля с
медными жилами Омкм. [2 с. 236 табл. 3 и 4]
Определяем общие потери напряжения по формуле:
Определяем сколько процентов составляют потери напряжения по отношению к номинальному напряжению:
Произведем проверку в пусковом режиме.
Потери напряжения мы проверяем когда запускается самый мощный потребитель (ЭКГ-125) а остальные работают в номинальном режиме.
Определяем пусковой ток сетевого двигателя экскаватора ЭКГ-125 по формуле:
Определяем номинальный ток трансформатора собственных нужд по формуле:
Определяем пусковой ток экскаватора ЭКГ-125 по формуле:
Определяем ток на участке L2 по формуле:
Определяем ток на участке L1 по формуле:
где cosj sinj – коэффициенты реактивности для пускового режима
cosj = 036 sinj = 093. [2 с. 97]
Определяем потери напряжения в гибком кабеле по формуле:
Определяем сколько процентов составляют потери напряжения по отношению к базисному напряжению:
Что удовлетворяет требованиям ПТБ и ПТЭ на ОГР. Следовательно сечения проводников выбраны верно.
3.2. Расчет сечений воздушных и кабельных ЛЭП фидер 2
Рис. 10.2. – Принципиальная схема электроснабжения фидера 2
Определяем расчетный ток нагрузки для бурового станка 3СБШ-200.60 с высокой стороны по формуле:
По условию механической прочности принимаем алюминиевый провод для воздушной ЛЭП А-35 Iдоп = 170А.
Определяем расчетный ток нагрузки для бурового станка 3СБШ-200.60 с низкой стороны:
Принимаем два гибких кабеля для кабельной ЛЭП КРПТН-3120+135
По данному току принимаем алюминиевый провод для воздушной ЛЭП А-35 Iдоп = 170А.
По данному току принимаем алюминиевый провод для воздушной ЛЭП А-70 Iдоп = 265А.
Выбранные сечения проверяем по потерям напряжения в номинальном и пусковом режимах.
Определяем потери напряжения во вторичной обмотке трансформатора:
Определяем потери напряжения на каждом участке воздушной ЛЭП:
Определяем потери напряжения в кабельной ЛЭП:
Определяем общие потери напряжения:
Определяем пусковой ток сетевого двигателя экскаватора ЭКГ-125:
Определяем номинальный ток трансформатора собственных нужд:
Определяем пусковой ток экскаватора ЭКГ-125:
Определяем потери напряжения на каждом участке воздушной ЛЭП:
Определяем потери напряжения в гибком кабеле:
3.3. Расчет сечений воздушных и кабельных ЛЭП фидер 3
Рис. 10.3. – Принципиальная схема электроснабжения фидера 3
Определяем расчетный ток нагрузки для экскаватора ЭШ-20.90:
Принимаем по данному току нагрузки для воздушной ЛЭП алюминиевый провод А-120 Iдоп = 375А.
Принимаем по данному току гибкий кабель КГЭ-ХЛ-3120+135+110 Iдоп = 375А.
Определяем потери напряжения в воздушной ЛЭП:
Определяем пусковой ток сетевого двигателя экскаватора ЭШ-20.90:
Определяем пусковой ток экскаватора ЭШ-20.90:
4. Устройство и расчёт сети заземления
В соответствии с ПТЭ и ПТБ при эксплуатации электроустановок при разработке месторождений полезных ископаемых открытым способом должны быть сооружены защитные заземляющие устройства к которым надёжно подключаются металлические части электроустановок и корпуса электрообуродования не находящиеся под напряжением но которые могут оказаться под напряжением в случае пробоя изоляции.
Заземления осуществляем с помощью устройств которые представляют собой совокупность заземлителя и проводников соединяющих заземляемые части электроустановок с заземлением.
На разрезах заземление выполняется общим для всех электроустановок и его сопротивление не должно превышать 4Ом до самой удаленной точки.
4.1. Расчет сети заземления фидер 1
Расчёт сопротивления сети заземления выполняем из условия:
где Rз.общ – сопротивление магистрального провода Ом;
Rз.пр – сопротивление заземляющих жил кабелей Ом;
Rз.пр – сопротивление заземляющего контура Ом.
В качестве магистрального заземляющего проводника принимаем АС-50 Rо = 046Омкм. [2 c. 235 табл. 1]
Определяем сопротивление заземляющего магистрального провода по формуле:
где L – длина воздушной ЛЭП с учетом отпаек определяется по формуле:
Определяем сопротивление заземляющих жил гибких кабелей по формуле:
где g - удельная проводимость меди g = 58мОм×мм2; [2 с. 97]
S – сечение заземляющей жилы гибкого кабеля мм2.
Определяем общее сопротивление заземляющих жил гибких кабелей по формуле:
Определяем максимально допустимое сопротивление заземляющего контура по формуле:
Для выполнения заземляющего контура принимаем заземлители - стальные трубы диаметром dтр=58см длиной lтр=300см. Трубы соединяются между собой стальным прутом диаметром dпр=1см длиной lпр=3000см. Трубы заглубляются в грунт на расстоянии 50см от поверхности земли. В качестве грунта принимаем алевролиты.
Определяем сопротивление одной трубы по формуле:
где ρо – удельная проводимость грунта ρо = 06×104Ом×см;[2с.266табл.48]
dтр – диаметр трубы см;
t – расстояние от поверхности земли до середины трубы определяется по формуле:
где t - расстояние от поверхности земли до прута см.
Определяем количество труб в заземляющем контуре по формуле:
Принимаем ближайшее большее четное число nтр=10шт.
Определяем сопротивление соединительного прута по формуле:
b – длина прута на отпайку b = 2см.
Определяем общее сопротивление заземляющего контура с принятым числом труб с учетом экранирования по формуле:
где пр тр – коэффициенты экранирования заземлителей и соединитель- ного прута пр = 04; тр = 06. [2 с. 267 табл. 50]
Определяем общее сопротивление сети заземления по формуле(99):
Условие выполняется что удовлетворяет требованиям ПТБ и ПТЭ в электроустановках при разработке месторождений полезных ископаемых на ОГР.
Расчет остальных фидеров производим аналогично и результаты сводим в табл. 10.2.
Расчет сети заземления
Рис. 10.4. – Принципиальная схема электроснабжения участка

электроснабжение.doc

7.1 Краткая характеристика системы
электроснабжения и электроприемников
Электроснабжение и освещение горных работ разреза «Междуреченский» выполнено на основании «Правил безопасности при разработке угольных месторождений открытым способом» (ПБ 05-356-00) «Инструкции по проектированию электроустановок угольных шахт разрезов обогатительных и брикетных фабрик» (1993г. Москва) с учетом руководящих материалов РТМ 12.25.006-90.
Источниками электроснабжения горных работ являются существующие подстанции 35106кВ «Высотная» ПС 356кВ «Казасская» «Карьерная» «Сибиргинская-1» «Томская» и ПС 3510кВ «Тяговая».
Для электроприемников горных работ приняты следующие уровни напряжений:
кВ для питания электрифицированного железнодорожного транспорта;
кВ для питания экскаваторов-драглайнов ЭШ-2090 экскаваторов-мехлопат ЭКГ-12 ЭКГ-5А;
кВ для питания буровых станков ЗСБШ-20060;
3кВ - для питания сети освещения.
Для питания передвижных токоприемников разреза предусматривается система с изолированной нейтралью.
Электропотребители разреза относятся по надежности электроснабжения к III категории кроме водоотливных установок которые относятся к II категории.
Электроэнергия от питающих подстанций до бортов разреза передается по стационарным воздушным линиям 6кВ.
Распределение электроэнергии по уступам разреза предусматривается передвижными воздушными линиями 6кВ (ПВЛ). Трассы ПВЛ проходят как по уступам так и в поперечном (секущем) направлении отрабатываемых уступов. Расстояние между опорами принято 50м.
Подключение ПВЛ к стационарным ВЛ-6 кВ а так же экскаваторов к питающим передвижным линиям производится через передвижные приключательные пункты типа ЯКНО-6 КРУПЭ-10. Буровые установки предусмотрено запитать от передвижных подстанций типа ПСКТП-604 кВ с трансформаторами мощностью 400 кВА подключаемых к ПВЛ.
Электроснабжение участка №8 осуществляется стационарными ВЛ-6 кВ от подстанции 356кВ «Сибиргинская-1» (РПС).
В проекте предусматриваем электроснабжение потребителей участка от ГПП 356кВ. В соответствии с заданной и принятой технологической схемой произведем выбор и расстановку оборудования данные занесем в табл. 7.1.
Техническая характеристика оборудования
Наименование оборудования
Установленная мощность кВт
Производительность м3см
Высоковольтные электроприемники
Низковольтные электроприемники
Бур. станок 3СБШ-200-60
Освещение ИСУ02-5000
Выбор источников освещения
Расчет освещения автомобильного отвала площадью 11000 м2 методом светового потока. Для этого определяем суммарный световой поток (лм) необходимый для освещения заданной площади:
S – площадь освещаемой поверхности S=11000м2 (раздел 1. Горная часть);
Кз – коэффициент запаса учитывающий уменьшение светового потока ламп по мере их эксплуатации Кз=15;
Кп – коэффициент учитывающий потери света в зависимости от конфигурации освещаемой поверхности Кп=11513
Ф=31100015125=61875лм.
Требуемое число прожекторов при известном потоке необходимом для освещения всей площади определяется по формуле:
где Фл – световой поток лампы прожектора лм;
hпр=035037 – КПД прожектора.
Для освещения авто отвала применяем ИСУ02-5000 с лампой КГ220-5000. Световой поток лампы КГ220-5000 Фл=115000лм.
Принимаем два прожектора.
Высота установки прожектора
где Imax – максимальная осевая сила прожектора Imax=250000 кд
Расчетная мощность трансформатора (кВА) для питания осветительных установок:
гдеРнл – суммарная мощность всех ламп Вт;
h0 – КПД осветительной сети h0=095096;
hсв – КПД светильника или прожектора для ламп накаливания hсв=1;
cosj - коэффициент мощности светильников (для светильников с лампами накаливания cosj =1).
Принимаем Sнт=25 кВА.
3 Расчет эл. нагрузок участка
3.1 Исходные данные для проектирования
Для удобства расчета всех потребителей участка сводим в таблицу.
Характеристика электроприемников участка
Наименование электроприемника
Мощность главного эл. двигателя кВт
Производительность м3ч
3.2 Определение расчетной нагрузки экскаватора
Для экскаваторов расчет ведем методом удельного расхода эл. энергии на единицу продукции.
гдеWуд – удельный расход эл. энергии на 1 м3;
Аг – годовая производительность экскаватора м3;
Тм – количество часов использования максимума нагрузки в год принимаем 4000ч при 300 рабочих днях в году;
Согласно реальных эксплуатационных данных
для ЭКГ-5АWуд=05 кВ.чм3
для ЭКГ-12Wуд=12 кВ.чм
для ЭШ-2090Wуд=21 кВ.чм3
Определяем расчетные нагрузки для экскаваторов
Реактивная составляющая
гдеtgj - соответствует коэффициенту
tgj=-048 для ЭШ-2090
Qр1=175 .048=84 кВАР
Qр2=1050 . (-048)=-504 кВАР
Qр3=2468 .(-048)=-1185 кВАР
3.3 Расчет нагрузок от низковольтных потребителей
Для бурового станка и освещения расчет эл. нагрузок ведем по коэффициенту спроса:
гдеРн – номинальная мощность всех эл. Двигателей кВт;
Кс – коэффициент спроса.
Для бурового станка
Ррбс=400 . 07=280 кВт
Для освещения авто отвала
Реактивная составляющая
tgj = 0 для освещения
Qрбс=280 .098=275 кВАр
3.4 Суммарная расчетная нагрузка участка
гдеРр – активная суммарная мощность потребителей кВа;
Qр – суммарная реактивная мощность потребителей кВАР;
4 Выбор напряжения питающих линий
Для электроснабжения участка выбираем стандартное напряжение 6 кВ т.к.:
90% горного оборудования используют именно это напряжение;
участок компактно расположен в пределах горного отвода.
Для электроснабжения главной понизительной подстанции напряжение:
гдеР – передаваемая активная мощность
L – длина питающих линий в км.
5 Выбор числа и мощности трансформаторов ГПП участка
5.1 Выбор числа трансформаторов
Для главной понизительной подстанции участка выбираем два трансформатора по следующим причинам:
Возможность появления водоотлива (потребитель II категории);
При увеличении числа горного оборудования нагрузку между двумя трансформаторами распределить легче.
5.2 Выбор мощности трансформаторов
Для двух трансформаторов ГПП участка:
где N – число трансформаторов;
Кз – коэффициент загрузки трансформаторов при 2х трансформаторах Кз=07;
L – 3 км. Примем коэффициент мощности потребителей участка cosj=08 тогда
По табл. 6.12 [4] выбираем трансформаторы типа ТМ-4000356.
Sн=4000 кВА; Uвн=35 кВ; Uнн=63 кВ; Рхх=57 кВт; Рк.з=335 кВт; Uк=75%. D-11.
5.3 Проверка по аварийной перегрузке
Проверка по аварийной перегрузке заключается в том что при выходе из строя одного трансформатора второй мог обеспечить 80% нагрузки подстанции.
8 Sрасч=08 . 4982=3985 кВА4000 кВА.
Следовательно трансформаторы выбраны правильно .
5.4 Выбор схемы подключения трансформаторов ГПП к питающим линиям.
Для подключения трансформаторов ГПП участка к питающим линиям используем схему с силовыми выключателями
5.5 Выбор схемы электроснабжения потребителей участка
Электроснабжение горных работ осуществляется по магистральной схеме с профильным расположением воздушных ЛЭП-6 на уступах.
Режим работы трансформаторов независимый с отключенным межсекционным выключателем. На каждой секции шин имеются несколько свободных ячеек для подключения новых потребителей а так же в качестве резерва.
6 Выбор мощности трансформаторов ПКТП
Для бурового станка:
гдеРр – активная составляющая расчетной нагрузки;
Qр – реактивная составляющая расчетной нагрузки;
Принимаем Sн.т.=400кВА. Выбираем трансформатор ТМ-4006.
7 Выбор сечений линий потребителей
7.1 Определение расчетных нагрузок на кабельные воздушные и магистральные линии.
Для расчета примем Ф-3.
Определим расчетный ток экскаватора:
где А – активная составляющая тока двигателя главного привода экскаватора;
- активная составляющая тока низковольтных электроприемников экскаватора запитанных от трансформатора собственных нужд;
hс – КПД сети для КЛ hс=097-099 для ВЛ hс=094-095; cosj=0.7.
Iрдв=Iадв .tgjдв А – реактивная составляющая тока двигателя главного привода экскаватора;
Iртр=Iат . tgjт А – реактивная составляющая тока низковольтных электроприемников экскаватора запитанных от трансформатора собственных нужд.
Для бурового станка ЗСБШ-200-60
где Рн – номинальная мощность двигателя бст;
cosj - коэффициент мощности
Теперь рассчитываем нагрузки на магистральные линии:
Аналогично рассчитываем токовые нагрузки фидеров Ф-1 и Ф-2. результаты расчетов сводим в табл. 7.3.
Расчетные нагрузки на кабельные и воздушные линии
7.2 Выбор сечения по допустимому нагреву
Для электроснабжения участка принимаем провод марки АС и кабели КГЭ-ХЛ и КГ-ХЛ.
Произведем выбор провода в зависимости токовой нагрузки для Ф-3 по таблице 15 [1]:
ВЛ-741ААС-16Iдоп=105А
ВЛ-3195ААС-50Iдоп=210А.
Выбор сечений других линий производим аналогично результаты заносим в таблицу 7.4.
Выбор сечений кабельных линий для экскаватора Iрэ=113А по таблице 18 [1] принимаем кабель КГЭ-ХЛ 3 . 50 + 1 . 35 Iдоп=180А.
Для бурового станка по таблице 18 [1] выбираем 2 кабеля 3 . 70 + 1 . 25.
Выбор сечения кабеля для других потребителей (Ф-1 и Ф-2) производим аналогично результаты заносим в табл. 7.4.
Выбор сечений воздушных и кабельных линий по допустимому нагреву.
Марка и сечение ВЛ и КЛ
7.3 Выбор сечения по механической прочности
Для открытых горных работ минимальное сечение проводов должно быть не менее :
для проводов марки А Sm
для проводов марки АС Smin мех=25мм2.
В наших расчетах мы выбрали провода сечением больше 25мм2 поэтому условие выбора выполняется.
7.4 Проверка сечений по потере напряжения при нормальной работе эл. приемников
Проверим сечение выбранных проводов Ф-1
гдеDU - суммарная потеря напряжения во всех участках линии;
DUдоп – допустимая потеря напряжения.
DU=DUтр+DUвл1+DUвл2+DUкл2
DUтр=b × (Uка × cosjср +Uкр×sinjср)%
где b - коэффициент загрузки трансформатора участковой подстанции для 2х трансформаторов
Uка – активная составляющая Uк3 трансформатора;
Uкр – реактивная составляющая Uк3 трансформатора;
cosjср – средневзвешенное значение cosj
DUтр=062(084×0873+74×0488)=269%
гдеIр – расчетный ток линии;
Uн – номинальное напряжение линии В;
r0 – удельное активное сопротивление линии Омкм r0=046 Омкм;
х0 – удельное реактивное сопротивление линии Омкм х0=0382;
гдеr0=026 Омкм по таблице 3 [1] для КГЭ-ХЛ
х0=008 Омкм по таблице 4 [1] 3.70+1.25
DU=269+081+08+052=482%
Следовательно провод АС-70 и кабель КГЭ-ХЛ 3.70+1.25 выбраны правильно.
Для передвижной трансформаторной подстанции питающей освещение автомобильного отвала:
Значит сечение проводов (АС-70) для КТП S-25кВА выбрано правильно.
Проверка на потере напряжения для других фидеров (Ф-2 и Ф-3) выполняется аналогично. Результаты расчетов (выбора) сечений ВЛ и КЛ сводим в табл. 7.5.
Выбор сечений воздушных и кабельных линий после проверки их потери напряжения.
7.5 Проверка сети по потере напряжения при пуске самого мощного и удаленного потребителя
Проверим фактическое напряжение на зажимах сетевого двигателя самого мощного экскаватора в момент его пуска:
где Uп – напряжение на двигателе в момент его пуска.
гдеU0 – напряжение холостого хода трансформатора 63 кВ; DUнр – потери напряжения в линии от нормально работающих эл. приемников на этой линии кВ; Хвн – внешнее индуктивное сопротивление участка сети от трансформатора до пускаемого двигателя; Кн – кратность пускового тока Кн – для ЭШ-2090 равен 68; Sн – номинальная мощность пускаемого двигателя.
Потери от работающих потребителей:
где Rоб – активное сопротивление сети общее с пускаемым двигателем Ом; Хобщ – индуктивное сопротивление сети общее с пускаемым двигателем Ом.
Значение Хвн определяется по формуле:
где Хт – индуктивное сопротивление трансформатора Ом; Хт Хкл – индуктивное сопротивление по воздушной и кабельной ЛЭП Ом.
Индуктивное сопротивление трансформатора:
Индуктивное сопротивление ВЛ 6-10 кВ:
где пвл – число параллельных ВЛ.
Индуктивное сопротивление КЛ 6-10 кВ:
где пкл – число параллельных КЛ.
Хвн=0744+04+0032=1176 Ом.
Для провода АС-70 r0 =0.46 Омкм; х0=0382 Омкм.
Хобщ=0382х05+0744=0935 Ом.
Выбранный трансформатор не проходит по пуску самого мощного эл.двигателя. Увеличиваем мощность трансформатора до 10000 кВА. По табл.6.12 [4] выбираем трансформатор ТД-1000035 Uk – 75%.
Данный трансформатор обеспечивает пуск самого мощного эл.приемника. Окончательно к установке принимаем трансформатор ТД-1000035 Uk = 75% Uвн = 35кВ Uнн = 63кВ Рхх = 123кВт Ркз =65кВт схема соединения обмоток D - 11.
7.6 Расчет токов к.з. высоковольтных линий
Расчет токов к.з. производится для кабельных линий на термическую стойкость и для выбора коммутационных аппаратов. Расчет произведен для Ф-1. Расчетные величины:
I’’ – действующее значение начального сверхпереходного тока для выбора уставок быстродействующей защиты;
I - установившийся ток к.з. для проверки на термическую устойчивость электрических аппаратов и кабелей;
Iу – наибольшее действующее значение полного тока к.з. для проверки электрических аппаратов на динамическую устойчивость в течении первого периода к.з.;
It – действующее значение полного тока к.з. для произвольного момента времени для выбора выключателей по отключаемому току;
St – мощность к.з. для произвольного момента времени для выбора выключателей по отключаемой ими мощности.
Выбор базисных величин:
Sб = 100 мВА; Uб = 63 кВ
Определение сопротивления элементов схемы электроснабжения приведенных к базисным условиям используя табл. П.1.34 [5].
Сопротивление питающей системы:
где Sкз – мощность трехфазного к.з. на шинах ГПП
Сопротивление трансформатора:
где Uk% - напряжение к.з. в % выбранного трансформатора
Сопротивление ВЛ 6 кВ
где х0 – удельное индуктивное сопротивление линии х0 = 04 Омкм
Сопротивление КЛ 6 кВ
где r0 – удельное активное сопротивление линии r0=008 Омкм.
Индуктивным сопротивлением кабельной линии пренебрегаем:
Сопротивление синхронного двигателя
где Sдв.н – номинальная мощность синхронного двигателя.
Используя таблицу П.1.35 производим упрощение схемы замещение (расчет ведем для точки К.3).
х6=х1+х2+х3+х4=033+075+101+008=217
Определяем расчетное сопротивление сети синхронных двигателей:
где х* - суммарное сопротивление цепи от синхронных двигателей до места К.3; S - суммарная номинальная мощность синхронных двигателей МвхА.
Следовательно СД как источником питания пренебречь нельзя. По П.1.2 находим кратность токов К3 посылаемых синхронным двигателем.
Для хсд.р=027 и t= Кt=34. Ток К.3 посылаемый синхронным двигателем определяется:
где Iн=Sн() – суммарный номинальный ток синхронных двигателей:
Ток коротко замыкания от энергосистемы определяется:
где х*с – суммарное сопротивление ветви от энергосистемы до точки К.3.
Суммарное значение тока К.3 (установившееся значение в точке К.3):
Iк.3=Iсд+I=091+422=513кА
В точке К.3 нам необходимо знать значение 2х фазного тока К.3 для проверки правильности выбора высоковольтного вакуумного выключателя:
Аналогично рассчитываем ток К.3 в точке К.2.
После упрощения рис. 3 схема замещения приобретает вид:
х6=х1+х2+х3=033+075+101=209
х7=х4+х5=008+027=035
Следовательно СД как источником питания пренебречь нельзя
Для хСДр = 028 и t = кt = 33
Ток КЗ от энергосистемы в точке к2
Iкз = 088+438=526 кА
В точке к2 нам необходимо знать значение ударного тока наибольшее значение полного тока КЗ и мощность КЗ для проверки коммутационных аппаратов в приключательном пункте.
где ку – ударный коэффициент
При КЗ в цепи с малым активным сопротивлением (r 03 х) ку = 18
iу = 255×526 = 1341 кА
Iу = 06× 1341 = 81 кА
Аналогично вычисляются токи КЗ в других точках сети по рис. 7.2. Для удобства выбора высоковольтного оборудования значения всех токов КЗ сведем в таблицу 7.6.
Токи КЗ в различных точках сети
7.7 Проверка сечений кабельных линий по термической стойкости
Проверим кабельные линии на термическую стойкость
где I(3) – установившееся значение тока трехфазного КЗ кА a – расчетный коэффициент определяемый допустимой температурой нагрева ( для кабелей с бумажной изоляцией до 10 кв с медными жилами a=7 с алюминиевыми жилами a=12 для гибких кабелей с резиновой изоляцией a=9 ); tп – приведенное время действия тока к.з. (принимается равным суммарному времени срабатывания защиты и выключателя tп = 05с).
Сравнивая с табл. 7.6 убеждаемся что кабели выбраны правильно.
7.8 Окончательный выбор сечений
Окончательно к установке принимаем наибольшие значения сечений полученные по допустимому нагреву по механической прочности и проверке по потере напряжения при нормальной работе эл.приемников проверке по потере напряжения при пуске самого мощного и удаленного потребителя проверке сечения кабельной линии по термической прочности. Результаты сводим в табл. 7.7.
Окончательный выбор сечений
8 Выбор высоковольтного оборудования
В качестве приключательного пункта для экскаваторов принимаем ячейку ЯВП-6300 УХЛ1.
Ячейка ЯВП предназначена для подключения питания и защиты электрооборудования экскаваторов и других технологических машин открытых горных работ в электрических сетях трехфазного переменного тока напряжением 6 кВ частоты 50 Гц.
Эксплуатация ячейки производится в условиях нормированных для климатического исполнения УХЛ категории размещения 1 по ГОСТ 15150-69 и ГОСТ 15543-89.
- высота над уровнем моря до 1000 м;
- относительная влажность воздуха до 98% при температуре - 25 °С;
- температура окружающего воздуха не ниже - 50°С и не выше +40 °С;
- концентрация пыли в окружающем воздухе до 150 мгм3 .
Механические воздействия внешней среды:
- синусоидальные вибрации в диапазоне частот 1-35 Гц с максимальным ускорением 05 g;
- ударные нагрузки с ускорением Зg длительностью 2-20 мс.
Рабочее положение в пространстве - вертикальное. Ячейка обеспечивает нормальную работу при крене и дифференте в условиях передвижных установок до 12°. Для перемещения по территории карьера ЯВП устанавливается на транспортные сани полозья или другое приспособление.
Основные параметры и характеристики ячеек ЯВП приведены в табл.7.8.
Наименование параметров
Номинальное напряжение кВ
Наибольшее рабочее напряжение. кВ
Номинальный ток главных цепей. A
Номинальная частота Гц
Ток термической стойкости ( 1 с) кА
Ток электродинамической стойкости (амплитудное значение) кА
Уровень изоляции по ГОСТ 1516.3-96
Комбинированная (воздушная и твердая)
Одноминутное испытательное напряжение переменного тока по ГОСТ 1516.3-96 кВ
Основная встраиваемая аппаратура
Выключатель нагрузки ВНПР-10630-20 Вакуумный выключатель ВБЭМ-1 0-125800 Ограничители перенапряжений ОПН-КРТЕL-6 Трансформатор ОЛС-1256 Предохранитель ПКТ6-2 Стационарные заземлители (2 комплекта) Штепсельный разъем РВШ-6300(по заказу)
-выключателя нагрузки
-вакуумного выключателя
-штепсельного разъема
Номинальный ток отключения вакуумного выключателя кА
Время включения выключателя с не более
Время отключения выключателя с не более
Ресурс вакуумного выключателя по механической и коммутационной (при номинальном токе) стойкости циклов ВО
Тип привода выключателя
Номинальное напряжение привода и цепей управления В
Номинальная мощность трансформатора собственных нужд кВА
Варианты исполнения вв ввода
Воздушный кабельный или изолированным проводом
Кабельный в т.ч. с разъемом РВШ
Внутренний монтаж ЯВП
Вв изолированным проводом
Местное дистанционное (отключение)
Условия обслуживания
Степень защиты от воздействия внешней среды по ГОСТ 14254-96
Стойкость к механическим внешним воздействиям по ГОСТ 17516.1-90
Габаритные размеры мм:
ширина х глубина х высота
*)Более высокие значения - по согласованию с изготовителем.
ж*) В скобках - с учетом конструкции воздушного ввода и транспортных саней.
Корпус ЯВП (шкаф) выполнен каркасной конструкции прямоугольной формы из стальных листов и имеет две двери с фасадной стороны (наружную и внутреннюю). Боковые и задняя стенки съемные. Наружная дверь шкафа является сплошной усилена рамой имеет уплотнение и запорные устройства закрываемые и открываемые специальным ключом. На внутренней двери находятся приводы и кнопки управления электроаппаратурой приборы тока и напряжения световой сигнализации и индикации срабатывания видов защит. На внутреннюю дверь задействована механическая блокировка не допускающая ее открывания без предварительного отключения электроэнергии выключателем нагрузки и наложения заземляющих ножей. Шкаф ЯВП установлен на сварном цоколе выполненном совместно с каркасом усиления общей механической прочности ячейки.
В шкафу установлены автогазовый выключатель нагрузки ВНПР вакуумный выключатель ВБЭМ и другие устройства аппараты и приборы соединенные между собой в соответствии с электрической схемой. В цоколе размещен трансформатор собственных нужд ОЛС - 125 6 с предохранителем
Выключатель нагрузки ВНПР с заземлителем предназначен для отделения электрооборудования шкафа и присоединенных к нем электропотребителей от источника напряжения и наложения заземления на отключенные силовые цепи
Применение в ЯВП выключателя нагрузки (вместо разъединителя) обеспечивает:
-возможность ручной коммутации больших токов нагрузки (до 630 А);
- быстрое и надежное включение токопроводящих ножей с помощью пружинного привода;
-надежную фиксацию ножей в крайних состояниях исключение возможности нахождения их в любом промежуточном положении.
Вакуумный выключатель ВБЭМ предназначен для включения - отключения питания и зашиты высоковольтных электропотребителей (экскаваторов мощных электродвигателей преобразовательных установок и т.п.).
Управление выключателем нагрузки ВНПР и заземлителем осуществляется вручную с помощью специальной рукоятки поочередно вставляемой в гнездо соответствующего привода.
Конечные положения рукоятки ВНПР "Включено" и "Отключено" фиксируется пружинами привода выключателя. Механизм привода заземлителя в положении "Включено" может быть заперт (имеется отверстие) с помощью навесного замка.
После выполнения переключений рукоятка вынимается из гнезда привода и укладывается на место хранения между внутренней и наружной дверью.
Управление электромагнитным приводом выключателя ВБЭМ предусмотрено местное (кнопки на внутренней двери ЯВП). Имеется возможность осуществления дистанционного управления (отключения ЯВП) по цепи контроля целостности заземляющей жилы экскаваторного кабеля.
Выключатель ВБЭМ в ячейке смонтирован стационарно с болтовым присоединением главных токопроводов (высоковольтных изолированных проводов).
С целью повышения безопасности при эксплуатации приключательный пункт ЯВП оснащен:
-двумя комплектами заземляющих ножей (после выключателя нагрузки ВНПР и на зажимах отходящего кабеля)с единым ручным приводом;
-мигающими индикаторами наличия напряжения 6 кВ на вводных шинах ВНПР ( наблюдаются через "глазок" во внутренней двери);
-защитным щитком из органического стекла перед выключателем нагрузки (за внутренней дверью);
-нелинейными ограничителями перенапряжения ОПН- 6 кВ.
Приключателъный пункт ЯВП оснащен следующими видами электрических защит действующими на отключение вакуумного выключателя:
а) максимальной токовой защитой от токов короткого замыкания -МТЗ(МТО) без выдержки времени (отсечка);
б) максимальной токовой защитой от перегрузки - МТЗ с выдержкой времени;
в)защитой от обрыва фазы питающей сети - ЗОФ;
г) направленной защитой от однофазных замыканий на землю - ОЗЗ;
д) защитой при обрыве заземляющей жилы в экскаваторном кабеле - ЗОЗ (при 5-жильном кабеле);
е) защитой минимального напряжения от исчезновения или недопустимого снижения напряжения - ЗМН ( с возможностью отключения).
Защита трансформатора собственных дужд ОЛС -1256 от междуфазных коротких замыканий осуществляется токоограничивающим предохранителем ПКТ-6-2 с кварцевым наполнением.
Малогабаритный микропроцессорный блок защиты БЗМ обеспечивает самоконтроль (тест-контроль) исправности всех видов защит индикацию сработавшей защиты (с памятью). Блок защиты адаптирован к условиям эксплуатации и не требует применения инструментальных методов настройки уставок после перемещения приключательного пункта.
9 Выбор уставок защиты МТЗ высоковольтного оборудования
Для защиты вв потребителей разреза используются максимально-токовая защита и защита от однофазного замыкания на «землю». Выбор уставок защиты от однофазного замыкания на «землю» не производится т.к. микропроцессорная защита выбранного приключательного пункта перекрывает весь возможный диапазон токов однофазного замыкания на «землю».
Максимально-токовая защита должна обладать селективностью для этого уставка МТЗ должна увеличиваться по направлению к источнику на ступень (цепь: экскаватор-приключательный пункт-вв ячейка на подстанции). Выбор уставок защиты МТЗ на самом экскаваторе не производится т.к. уставка выбрана заводом-изготовителем.
Расчет уставки МТЗ приключательного пункта экскаватора производится по формуле
Iуст = Кн . (Iп СД + IнТР)А
где Кн – коэффициент надежности защиты Кн = 11; Iп СД – пусковой ток СД; IнТР – номинальный ток трансформатора собственных нужд.
Выбранная уставка должна отвечать условию
где - ток к.з. в самой удаленной точке линии.
Для ЭШ2090 Iн = 264А Кп = 68
Iп СД = 264 . 68=1795А
Iуст ³ 11 .(1795+77)=2060 А
Принимаем уставку Iуст = 2100А.
Проверка выбранной уставки в точке К3
Уставка выбрана правильно.
Выбор уставки МТЗ для ячейки подстанции Ф-1.
Номинальный ток трансформатора освещения Iн = 25Ф
Iуст ³ 11 .(1795+77+ 25 )=2062 А
Принимаем уставку Iуст=2200А.
Проверка выбранной уставки в точке К2
Аналогично выбираем уставки МТЗ для остальных приемников и полученные данные сводим в табл. 7.8
10 Расчет защитного заземления
Допустимое сопротивление заземления в самой удаленной точке Rд 4 Ом при удельном сопротивлении грунта r 500 Ом . м.
Сопротивление центрального заземлителя определяется выражением
где Rзп – сопротивление заземляющих проводников от центрального заземлителя до наиболее удаленного приемника Ом.
Сопротивление заземляющих проводников от центрального заземлителя до наиболее удаленного приемника определяется по формуле:
где Rзж – сопротивление заземляющей жилы кабеля Ом; Rмз – сопротивление магистрали заземления Ом.
= 200 Ом . м Lмз = 15 км Lзж = 04 км
Сопротивление магистрального заземляющего провода проложенного по опорам ВЛ
где r0мз – удельное активное сопротивление провода Омкм r0мз = 091 Омкм [табл.1.36 5].
Rмз =15 . 091=1365 Ом
Сопротивление заземляющей жилы кабеля
где r0зж – удельное активное сопротивление заземляющей жилы кабеля Омкм r0зж =178 Омкм [табл.137 5].
Rзж = 04 . 178 =0721 Ом
Сопротивление центрального заземлителя
Rцз = Rд – (Rмз +Rзж)=4 – (1365 + 0712) = 1923 Ом
Для выполнения центрального заземлителя принимаем угловую сталь [табл.1.3 5]^
х60х5 L = 25м R = 0328 . r Ом . м – сопротивление растеканию одного электрода
R = 0328 . 200 = 656 Ом
Количество одиночных заземлителей (электродов) центрального заземлителя
где hи – коэффициент использования электродов заземления [табл.п.1.40 5]
Принимаем количество электродов центрального заземлителя 50 шт.
Чулков Н.Н. Чулков А.Н. Электрификация карьеров в задачах и примерах. Изд. 2 перераб. и доп.М. «Недра». 1976 277с.
Справочник по электроустановкам угольных предприятий. Электроустановки угольных разрезов и обогатительных фабрик Ш.Ш. Ахмедов А.Г. Кузьмичев Ю.Т. Разумный и др. Под общей ред. В.В. Дегтярева.-М.:Недра 1988.-436с.
Электрослесарь по ремонту и эксплуатации электрооборудования карьеров. Справочник рабочего А.Н. Железных Н.Д Зосименко В.М. Мельник П.П. Мирошкин-М.: Недра 1986.264с.
Справочник энергетика карьера В.А. Голубев П.П. Мирошкин Н.М.Шадрин и др. Под ред. В.Д. Голубева-М.: Недра 1986.420с.
Расчет и построение систем электроснабжения угольных разрезов. РТМ 12.25.006-90.