Реферат: Электрефикация рудника Октябрьский
Название: Электрефикация рудника Октябрьский Раздел: Рефераты по экономике Тип: реферат | ||||||||||||||||||||||||||||||||
1.Общие сведения о руднике «Октябрьский». 1.1 Местонахождение предприятия и его общая характеристика. Норильский промышленный район (НПР) расположен на севере Красноярского края, в 90 км к востоку от р. Енисей (порт Дудинка), к югу от озера Пясино, на территории Таймырского (Долгано-Ненецкого) автономного округа. Возник в 30—40-е годы благодаря освоению месторождений медно-никелевых руд, открытых в 20-е годы геологом Н.Н. Урванцевым. Для освоения этих месторождений в 1935 г. началось сооружение поселков Норильск (центр добычи) и Валёк (пристань на р. Норильская). НПР характеризуется континентальным климатом с резкими колебаниями температуры воздуха. Изменение температуры в течение суток достигает 30-34 ºС. Среднемесячная температура в наиболее холодный период может достигать до –37 ºС (январь 1974 года). Среднегодовая температура воздуха равна 8,6°. Климат НПР отличается также сильными ветрами, резко меняющимися по скорости и по направлению, снежными заносами, вызываемыми не столько снегопадами, сколько переносом снега ветром. Порывы ветра могут достигать 40-45 м/с. В декабре, январе и марте количество дней с сильными ветрами может доходить до 22 в месяц. Продолжительность метелей и поземок в среднем за зиму составляет 36% (2049 часов) календарного времени, а в отдельные месяцы доходит до 81%. Средняя продолжительность одной метели (по данным за 10 зим) составляет двое ‑ трое суток, наибольшая непрерывная продолжительность одной метели – 11 суток. Снежный покров окончательно ложится в конце сентября и сходит в конце мая – начале июня. Новый импульс развитию НПР придало открытие новых месторождений с более мощными запасами медно-никелевых руд в 25—30 км к северо-востоку от Норильска — в Талнахе (в предгорьях Хараелахского хребта). В июле 1969 года начато строительство рудника "Октябрьский". 31 марта 1974 года введена в эксплуатацию I очередь рудника "Октябрьский". Основными вводимыми объектами явились: комплексы вспомогательно-закладочного ствола (ВЗС), вспомогательно-скипового ствола (ВСС) и вентиляционных стволов ВС-1,2; временная закладочная установка, объекты энергетического хозяйства, столовая, горные выработки откаточного горизонта -800 метров и вентиляционно-закладочного горизонта -700 метров, объекты транспортного хозяйства. 30 декабря 1974 года введена II очередь рудника. Построен копер и надшахтное здание грузового ствола, ремонтно-механический цех, склад материалов и оборудования, введены в эксплуатацию часть откаточных и вентиляционно-закладочных горных выработок, объекты транспортного хозяйства и артезианские скважины. 30 декабря 1975 года введена III очередь рудника. Введены в работу клетевой ствол КС-1, столовая на основной промплощадке и административно-бытовой комбинат на вспомогательной площадке. 30 марта 1977 года введена IV очередь рудника. Сданы в эксплуатацию горные выработки горизонтов -650м, -700м, -800м, административно-бытовой комбинат на основной площадке, турбокомпрессорная и первая очередь закладочного комплекса. 30 октября 1978 года введена в работу V очередь рудника. Сданы в эксплуатацию клетевой ствол КС-2, вторая очередь административно-бытового комбината на основной площадке, горные выработки откаточных и закладочных горизонтов - 650м, -700м, -800м, -957м. 31 декабря 1979 года введена в работу VI и VII очереди рудника. Переданы в эксплуатацию скиповой ствол СС-1, вентиляционный ствол ВС-3 с надшахтными зданиями и вентиляторной, горные выработки откаточных и закладочных горизонтов -700м, -800м, -957м. 31 декабря 1981 года введена в работу VIII очередь рудника. Введены в работу скиповой ствол СС-2, для подъема руды и породы шахты №2, горные выработки откаточных и закладочных горизонтов - 650м, -750м, -800м, -850м, -957м. 31 декабря 1985 года введена в работу IX очередь рудника. Введены в работу грузовой ствол ГС для спуска и подъема крупногабаритного оборудования и подачи свежего воздуха, горные выработки откаточных и закладочных горизонтов - 650м, -750м, -850м, -957м. С вводом и освоением IX очереди, рудник с 1987 года стал работать на своих проектных объемах. С четвертого квартала 1990 года начато строительство капитальных объектов по подготовке к отработке медистых руд взамен выбывающим богатым рудам. 30 декабря 1992 года был подписан акт государственной комиссии о приемке в эксплуатацию I пускового комплекса рудника "Октябрьский" для восполнения выбывающих мощностей. В третьем квартале 1993 года принят в эксплуатацию II пусковой комплекс. Рудник стал добывать руду в разделительном массиве между шахтами №1 и №2 (PМ-1). 30 июня 1994 года принят в эксплуатацию III пусковой комплекс для восполнения выбывающих мощностей по богатым рудам. 29 декабря 1995 года введен в эксплуатацию первый этап IV пускового комплекса вскрытия новых горизонтов для восполнения выбывающих мощностей рудника «Октябрьский». В декабре 1999г. введен в эксплуатацию I пусковой комплекс по медистым рудам. В декабре 2002г. вводится в эксплуатацию II пусковой комплекс по медистым рудам. 1.2. Электроснабжение предприятия. Электрические нагрузки и расход электроэнергии. Основными потребителями Потребители электроэнергии рудника «Октябрьский» по степени бесперебойности электроснабжения относятся к Iи П категориям по классификации ПУЭ. Источником электроэнергии для электроприёмников рудника «Октябрьский» является Норильская ТЭЦ-2, электроснабжение всех Схемы коммутации ГПП принимаются без выключателей на стороне высшего На ОРУ-110кВ принята упрощённая схема с отделителями и РУ 6 кВ выполняется с одинарной системой шин, секционированный на четыре Предусматриваются следующие виды защит на трансформаторах ТРДН- 1. Продольная дифференциальная защита. 2. Максимальная токовая защита с выдержкой времени с вольтметровой 3. Максимальная токовая защита с выдержкой времени на вводах 6 кВ. 4. Газовая защита в баке трансформатора, действующая на отключение и на 5. Газовая защита в баке переключающего устройства, действующая на 6. Реле уровня масла с действием на сигнал. 7. Защита от перегрузки с действием на сигнал. 2.РАСЧЕТ ОСВЕЩЕНИЯ ПОДЗЕМНЫХ ВЫРАБОТОК Расчет освещения производим точечным методом. Расчет сводится к определению освещенности в точке на уровне рабочей поверхности. Освещенность на горизонтальной плоскости в точке К1 где n – число светильников, равноудаленных от освещаемой точки; С=ФЛ /1000 – поправочный коэффициент, учитывающий отношение светового потока принятой лампы ФЛ к световому потоку основной лампы, принимаемому равным 1000 лм; Ia - сила света лампы под углом a, кд; a - угол наклона лучей к освещаемой поверхности в расчетной точке; КЗ – коэффициент запаса, учитывающий запыление и загрязнение колпаков, а также понижение светоотдачи ламп к концу срока их службы (принимается для ламп накаливания 1,4-1,6; для люминесцентных ламп 1,6-1,8); h – высота подвеса светильника над рабочей поверхностью, м. Принимаем светильники РВЛ-40М с высотой подвеса от почвы h=3,7м и КЗ =1,8. Расстояние между светильниками принимаем равным l=8м. Определяем tgα по формуле: ; ; Для принятого светильника сила света под углом 47 град. Ia =95кд .Световой поток cветильника Ф=2480лм . Освещенность в заданной точке К1 , что удовлетворяет требуемым нормам ЕMIN ≥5лк. Освещенность на вертикальной плоскости, что тоже удовлетворяет требуемым нормам ЕMIN ≥5лк. Определяем необходимое число светильников по формуле где L – длина освещаемой выработки, м; l – расстояние между светильниками, м. Определяем расчетную мощность осветительного трансформатора При светильниках с люминесцентными лампамигде РS Л – суммарная мощность люминесцентных ламп, Вт; hЭЛ = 0,83-0,87 – электрический КПД светильника, учитывающий потери в дросселе; соsjСВ = 0,5 – коэффициент мощности светильников с люминесцентными лампами. Принимаем осветительный аппарат ТСШ-4/07,SН = 4кВА. Рассчитываем сечение (мм2 ) осветительного кабеля где М – момент нагрузки, кВт×м; С- коэффициент, значения которого приведены в приложении 4.6; - нормируемая потеря напряжения (4% номинального напряжения для угольных шахт и 2,5% - для рудных шахт). Момент М при сосредоточенной нагрузке в конце линии, где Р – нагрузка, кВт; L – длина линии, м;l1 – длина кабеля от трансформатора до осветительной линии, м. . Принимаем кабель КГЭШ-3х4+1х2,5 с сечением основных жил 4 мм2 . и ISH = 45A. 3. ОПРЕДЕЛЕНИЕ МОЩНОСТИ ТРАНСФОРМАТОРНЫХ ПОДСТАНЦИЙ Для определения мощности шахтных трансформаторных подстанций широкое применение нашел метод коэффициента спроса. Исходными данными для вычисления электрических нагрузок подстанций являются установленная и присоединенная мощности приемников. Установленной мощностью (кВт) называется номинальная мощность всех приемников, питаемых от данной трансформаторной подстанции, за исключением резервных и работающих только в ремонтную смену. Для электродвигателей установленная мощность соответствует их номинальной мощности на валу, указанной на щитке. Электрические нагрузки по установленной мощности и коэффициенту спроса рассчитываем в следующей последовательности: 1). Все намеченные к установке электроприемники группируем по технологическим признакам (процессам) - очистные и подготовительные работы, околоствольный двор и т.д. Группировку электроприемников при необходимости производим также по напряжениям. 2). Определяем суммарные установленные мощности электроприемников внутри групп по технологическим процессам (и цехам) и по принятому для соответствующих групп напряжению. 3). Рассчитываем активные (РР ), реактивные (QР ) и полные (SР ) электрические мощности по участкам, группам, технологическим процессам, а также суммарные нагрузки по группам электроприемников с одинаковым напряжением по формулам
где - коэффициент спроса данной группы приемников, принимаемый по приложению 1.1. , где tgj - коэффициент реактивной мощности (соответствует для данной группы приемников cosj по приложению 1.1.). Для каждой группы потребителей по приложению 1.1 определяем коэффициенты спроса и соответствующие коэффициенты мощности, которые вместе с данными нагрузок заносим в табл. 1.1. Коэффициент участия в максимуме нагрузки принимаем КУ.М. = 0,8. Таблица 1.1 Данные расчета нагрузок
Полная расчетная мощность токоприемников участковой подстанции 204 кВ·А. Принимаем передвижную участковую понизительную подстанцию (ПУПП) типа ТСВП-250/6 (трансформатор сухой взрывобезопасный передвижной мощностью 250 кВА и напряжением первичной обмотки 6 кВ). Таблица 1.2. Технические характеристики трансформатора ТСВП – 250/6
4. РАСЧЕТ КАБЕЛЬНОЙ СЕТИ ПОДЗЕМНОГО УЧАСТКА 4.1. Расчет и выбор кабельной сети напряжением выше 1кВ 4.1.1.Расчет и выбор кабельной сети от ЦПП до РПП-6 Сечение высоковольтного кабеля, питающего участковую трансформаторную подстанцию, определяем по токам нагрузки подстанции и проверяем по экономической плотности тока, термической стойкости к токам КЗ и допустимой потере напряжения. Причем на экономическую плотность тока проверяется кабель, питающий стационарную подстанцию со сроком эксплуатации не менее 5 лет. При загрузке подстанции, близкой к номинальной: , где IТ.ВН - номинальный ток (А) обмотки высшего напряжения ПУПП, . . Здесь UС - номинальное напряжение высоковольтной сети, кВ. Принимаем кабель марки ЭВТ-6000. Для кабеля этого типа по приложению 2.1 и нормируемой температуры жил 650 С находим температурный коэффициент kt = 1,12 при температуре окружающей среды . Расчетное значение тока нагрузки высоковольтного кабеля (А) с учетом температуры окружающей среды , где Кt - температурный коэффициент. По приложению 2.2 для кабеля ЭВТ-6000 по расчетному току I/ ВН =23,7 А выбираем стандартное сечение жилы 16 мм2 , которое допускает нагрузку ISH = 38А. Проверяем кабель на термическую стойкость. Коэффициент загрузки кабеля. По приложению 2.4 при bК = 0,62 для кабелей с поливинилхлоридной изоляцией для температуры окружающей среды 150 С находим коэффициент КЗ . КЗ = 1,16 - (0,62-0,6) = 1,152. Предельно допустимый кратковременный ток КЗ (А) в кабеле , где С - коэффициент, учитывающий конечную температуру нагрева жил и напряжение кабеля(С = 105 для кабелей с поливинилхлоридной изоляцией); S - выбранное сечение жилы кабеля, мм2 ; tП - приведенное время отключения защитного аппарата (tП = 0,15 с для КРУРН-6, расположенной в ЦПП). Ток трехфазного КЗ в начале проверяемого кабеля IКЗ (3) (на шинах ЦПП) IП = 5000,93 А >IК (3) = 3854 А. Выбранное сечение кабеля соответствует условию термической стойкости. Минимальное сечение кабеля, соответствующее условию термической стойкости, определяем по упрощенной формуле S = 14,2 мм2 . Выбранное ранее сечение кабеля 16 мм2 больше 14,2 мм2 . Сечение кабеля по допустимой потере напряжения S = = 4,1мм2 , где IВН - расчетный ток электроприемника, А; L - длина высоковольтного кабеля, м; g -удельная проводимость меди, м / (Ом×мм2 ) (принимается для меди 50 м/(Ом×мм2 ); для алюминия 32 м/(Ом×мм2 ); DUД - допустимая потеря напряжения в высоковольтном кабеле, В. Потеря напряжения в высоковольтном кабеле, проложенном от ЦПП до ПУПП, не должна превышать 150 В при напряжении 6 кВ. По допустимой потере напряжения стандартное сечение 16 мм2 . Сечение (мм2 ) жилы кабеля по экономической плотности тока SЭК = IВН / jЭК , где jЭК – нормированное предельное значение экономической плотности тока, зависящее от материала проводника и продолжительности работы УТП в год ТМ , А/мм2 . Для шахт время использования максимальной нагрузки обычно ТМАХ = 4000 ч. По таблице для ТМАХ = 3000 - 5000 ч для кабелей с медными жилами и пластмассовой изоляцией j = 3,1 А/мм2 . Стандартное сечение SНОМ = 16 мм2 . Таким образом, окончательно принимается кабель ЭВТ-6000-3х16 с номинальным сечением жилы 16 мм2 и длительно допустимым током нагрузки 38 А. 4.1.2.Расчет и выбор кабельной сети от РПП-6 до ТСВП-250/6 Принимаем кабель ЭВТ-6000-3х16 с номинальным сечением жилы 16 мм2 и длительно допустимым током нагрузки 38 А. Проверяем сечение кабеля по допустимой потере напряжения S = = 3,3мм2 По допустимой потере напряжения стандартное сечение 16 мм2 . Сечение (мм2 ) жилы кабеля по экономической плотности тока Стандартное сечение SНОМ = 16 мм2 . 4.2. Расчет и выбор кабельной сети напряжением до 1кВ Ток нагрузки магистрального (фидерного) кабеля IФ = А. Значения ΣРУ , КС , соsφ - такие же, что и при определении мощности трансформатора подстанции. Для магистрали принимаем два параллельно проложенных кабеля типа KРПСН 3х95, рассчитанных на длительно допустимый ток (см. приложение 2.2.): 2ISH = 2 × 168 = 336 А; 2ISH = 336А >IФ = 298 А. Для проверки фидерного кабеля на термическую стойкость определяем ток трехфазного КЗ в начале кабеля, т.е. на зажимах вторичной обмотки трансформатора участковой подстанции. Индуктивное сопротивление энергосистемы, приведенное к расчетному напряжению сети (базисному напряжению), х1 = U2 б /SС (3) = 4002 / 40000 = 4 мОм. SКЗ (3) = 40МВ×А Индуктивное сопротивление кабельной линии напряжением 6 кВ. По приложению 2.2 находим х01 = 0,102Ом/км и х02 = 0,102 Ом/км. хЛ.Н = (х01 ×ЦПП-РП-6 + х02 ×РП-6-ПУПП )×103 = (0,102×1+0,102×0,8)×103 =183,6 мОм. Индуктивное сопротивление кабельной линии напряжением 6 кВ, приведенное к расчетному (базисному) напряжению сети, х2 = мОм. По приложению 2.2 r01 =1,15 Ом/км и r02 =1,15 Ом/км, тогда rЛ.Н = (r01 ×ЦПП-РП-6 + r02 ×РП-6-ПУПП )103 =(1,15×1 + 1,15×0,8)103 =2070 мОм. Активное сопротивление кабельной линии 6 кВ, приведенное к базисному напряжению: r1 = мОм. Активное сопротивление трансформатора RТ = 0,00661 Ом = 6,61 мОм. Из технической характеристики подстанций ТСВП-630/6-0,69 (см. приложение 2.5) находим SТ.Н = 250 кВ×А; IВ.Н = 24,1 А; IН.Н = 362 А; UК = 3,5%; UХ.Х = 400 В; РК = 2600 Вт. Индуктивное сопротивление обмотки трансформатора ХТ = 0,0224 Ом = 22,4 мОм. Суммарное индуктивное сопротивление до расчетной точки КЗ (вторичной обмотки трансформатора) Sх= х1 + х2 + ХТ = 4+0,74+22,4=27,14 мОм. Суммарное активное сопротивление до расчетной точки КЗ (вторичной обмотки трансформатора) Sr= r1 + RТ = 8,34+6,61=14,95 мОм. Ток трехфазного КЗ в начале фидерного кабеля (на вторичной обмотке ПУПП) IКЗ (3) = 7459 А. Коэффициент загрузки фидерного кабеля bК.Ф = . При 150 С Кt = 1,12 , поэтому bК.Ф = По приложению 2.4 при bК.Ф = 0,8 для кабелей с резиновой изоляцией при напряжении до 3 кВ для температуры окружающей среды 150 С КЗ =1,1. Для кабелей с резиновой изоляцией С=101; для подстанции ТСВП-250/6-0,4 tП = 0,05 с. Предельно допустимый кратковременный ток КЗ для фидерного кабеля IП = А. IП = 35350 А >IК (3) = 7459А. Выбранное ранее сечение (S=35 мм2 ) фидерного кабеля удовлетворяет условию термической стойкости. Активное сопротивление фидерного кабеля r2 = r0 × мОм; r0 = 0,37 Ом/км для КРПСН-3х35 (см. приложение 2.2). Индуктивное сопротивление фидерного кабеля Х2 = х0 103 = 0,0625 103 = 1,56 мОм; х0 = 0,0625 Ом/км (см. приложение 2.2) для КРПСН -3х35. Суммарное активное сопротивление сети до начала кабеля буровой установки SOLO-710 (сопротивлением коммутационных аппаратов пренебрегаем) rS = 14,95 + 9,25 = 24,2 мОм. Суммарное индуктивное сопротивление до начала кабеля буровой установки SOLO-710хS = 27,14 + 1,56 = 28,7 мОм. Полное сопротивление сети до начала кабеля буровой установки SOLO-710 z = мОм. Ток КЗ в начале кабеля буровой установки SOLO-710 IКЗ (3) = 6159 А. Буровая установка SOLO-710, номинальный ток двигателя у которой IH = 170A. Сечение гибких кабелей однодвигательных электроприемников участка предварительно выбираем исходя из длительно допустимой нагрузки по нагреву номинальным током IН согласно условию. , где IН - номинальный ток электродвигателя, А. Принимаем кабель ГРШЭ-3х50 с номинальным сечением жилы 50 мм2 и длительно допустимым током нагрузки 200 А. Гибкий кабель проверяем на термическую стойкость. Коэффициент загрузки гибкого кабеля bКГ = = = 0,76; IДВ = 170 А; Кt = 1,12. Коэффициент загрузки КЗ находим по приложению 2.4. При 150 С для кабелей с резиновой изоляцией при bКГ = 0,76 линейной интерполяцией находим КЗ = 1,14 - (0,76-0,7) = 1,116. Предельно допустимый ток КЗ IП (А) кабеля буровой установки SOLO-710 IП = . Для кабелей с резиновой изоляцией С=101, для отключающего аппарата tП = 0,1 с. IП = = 17612 А; IП =17612А>IКЗ (3) .=6159А. Выбранное ранее сечение кабеля удовлетворяет условию термической стойкости. Фидерный кабель и кабель буровой установки SOLO-710 проверяем по допустимой потере напряжения в номинальном режиме. Потеря напряжения в трансформаторе в номинальном режиме UТ . Н = bТ (UA ×соsj + UP ×sinj) . Коэффициент загрузки трансформатора bК = SТ.Р / SТ.Н = 204 / 250 = 0,82. где-(SТ.Р и SТ.Н - соответственно расчетная и номинальная мощности трансформатора, кВ×А); UА и UР - относительные величины соответственно активной и реактивной составляющих напряжения КЗ трансформатора (%); определяются по формулам (см. пример 2.2) с учетом данных приложения 2.5; соsj - средневзвешенный коэффициент мощности электроприемников участка; sinj = . Относительное значение активной составляющей напряжения КЗ трансформатора определяем по формуле Относительное значение реактивной составляющей напряжения КЗ трансформатора UР = соsj= 0,67; sinj = ; UТ.Н = 0,82(1,04× 0,65 + 3,34 × 0,74) = 10,4 В. Потеря напряжения UГ в гибком кабеле буровой установки SOLO-710 UГ =×IДВ ×(RГ ×cosjДВ +ХГ ×sinjДВ )=1,73×170×(0,074×0,65+0,0125×0,76) = 16,9 В, где IДВ - номинальный ток электродвигателя, А; RГ , XГ - соответственно активное и индуктивное сопротивления гибкого кабеля, Ом RГ = r0 LГ = 0,37 × 0,2 = 0,074 Ом; ХГ = x0 LГ = 0,0625 × 0,2 = 0,0125 Ом; где r0 , x0 - соответственно активное и индуктивное сопротивления 1 км кабеля, Ом/км (см. приложение 2.2); LГ - длина гибкого кабеля с учетом провисания, м; соsjДВ - номинальный коэффициент мощности электродвигателя. сosφДВ =0,65 ; sinjДВ = Общая допустимая потеря напряжения в низковольтной сети SDU = UХ.Х – UДВ. MIN = 400 - 0,95 × 400 = 39 В. Потери напряжения в фидерном кабеле DUФ = SDU - DUТ.Н - DUГ = 39 – 10,4 – 16,9 = 11,7 В. Сечение фидерного кабеля по допустимой потере напряжения в нормальном режиме SФ.К. = = 47,5 мм2 . где IФ - ток в фидерном кабеле, А; k - коэффициент, учитывающий относительное значение индуктивного сопротивления кабеля (при соsj = 0,6 - 0,7 и сечениях рабочей жилы 4-70 мм2 k = 1-1,3, а при сечениях рабочей жилы 70-150 мм2 k = 1,2-1,6 для гибких и бронированных кабелей напряжением до 1000 В); LФ - длина фидерного кабеля, м; соsj - средневзвешенный коэффициент мощности токоприемников участка; g = 50 м/(Ом×мм2 ) - удельная проводимость меди при 650 С. Сечение гибкого кабеля буровой установки SOLO-710 по допустимой потере напряжения в нормальном режиме SГ = = = 45,2 мм2 . Выбранные ранее стандартные сечения кабелей удовлетворяют условиям потери напряжения в нормальном режиме. Фактическое напряжение (В) на зажимах электродвигателя при пуске , где UРП - напряжение на шинах РПП-НН до пуска двигателя - разность между номинальным напряжением питающего трансформатора и потерей напряжения в сети до РП при нормальной работе всех приемников, за исключением пускаемого, В: ; n - число одновременно пускаемых электродвигателей; IДВ.ПН. , cosjП - соответственно ток (А) и коэффициент мощности электродвигателя при пуске (принимаются равными пусковому току и соответствующему ему коэффициенту мощности при номинальном напряжении. При отсутствии каталожных данных cosj принимается равным 0,5); UС - номинальное напряжение сети, В; åRН - суммарное активное сопротивление трансформатора, фидерного и гибкого кабелей, Ом: , å ХН - суммарное индуктивное сопротивление трансформатора, фидерного и гибкого кабелей, Ом: å ХН = ХТ + ХФ +ХГ . Суммарное активное сопротивление трансформатора, фидерного и гибкого кабелей. Ом. Суммарное индуктивное сопротивление трансформатора, фидерного и гибкого кабелей. å ХН =0,0224+0,00156+0,0125=0,03646 Ом. Напряжение на шинах РПП-НН до пуска двигателя. Буровая установка MINIMATICD-07, номинальный ток двигателя у которой IH = 120A. Принимаем кабель ГРШЭ-3х25 с номинальным сечением жилы 25 мм2 и длительно допустимым током нагрузки 136 А. Гибкий кабель проверяем на термическую стойкость. Коэффициент загрузки гибкого кабеля bКГ = = = 0,79; IДВ = 120А; Кt = 1,12. Коэффициент загрузки КЗ находим по приложению 2.4. При 150 С для кабелей с резиновой изоляцией при bКГ = 0,79 линейной интерполяцией находим КЗ = 1,14 - (0,79-0,7) = 1,104. Предельно допустимый ток КЗ IП (А) кабеля буровой установки MINIMATICD-07 IП = . Для кабелей с резиновой изоляцией С=101, для отключающего аппарата tП = 0,1 с. IП = = 8711 А; IП =8711А>IКЗ (3) .=6159А. Выбранное ранее сечение кабеля удовлетворяет условию термической стойкости. Проверяем гибкий кабель по потере напряжения. Активное и индуктивное сопротивления гибкого кабеля, Ом RГ = r0 LГ = 0,74 × 0,15= 0,111 Ом; ХГ = x0 LГ = 0,0662 × 0,15 = 0,00993Ом Потеря напряжения UГ в гибком кабеле буровой установки MINIMATICD-07 UГ =×IДВ ×(RГ ×cosjДВ +ХГ ×sinjДВ )=1,73×120×(0,111×0,65+0,00993×0,76) = 16,54В Сечение гибкого кабеля для вентиляторов ВМ-6М по допустимой потере напряжения в нормальном режиме SГ = = = 24,5 мм2 . Выбранное ранее стандартное сечение кабеля удовлетворяет условию потери напряжения в нормальном режиме. Суммарное активное сопротивление трансформатора, фидерного и гибкого кабелей. Ом. Суммарное индуктивное сопротивление трансформатора, фидерного и гибкого кабелей. å ХН =0,0224+0,00156+0,00993=0,03389 Ом. Напряжение на шинах РПП-НН до пуска двигателя. Вентиляторы ВМ-6М, номинальный ток одного вентилятора IH =74,3А, а суммарный ток вентиляторов ΣIH =148,6A. Принимаем кабель ГРШЭ-3х35 с номинальным сечением жилы 35 мм2 и длительно допустимым током нагрузки 168 А. Гибкий кабель проверяем на термическую стойкость. Коэффициент загрузки гибкого кабеля bКГ = = = 0,79; IДВ = 148,6А; Кt = 1,12. Коэффициент загрузки КЗ находим по приложению 2.4. При 150 С для кабелей с резиновой изоляцией при bКГ = 0,79 линейной интерполяцией находим КЗ = 1,14 - (0,79-0,7) = 1,104. Предельно допустимый ток КЗ IП (А) кабеля вентиляторов IП = . Для кабелей с резиновой изоляцией С=101, для отключающего аппарата tП = 0,1 с. IП = = 8711 А; IП =8711А>IКЗ (3) .=6159А. Выбранное ранее сечение кабеля удовлетворяет условию термической стойкости. Проверяем гибкий кабель по потере напряжения. Активное и индуктивное сопротивления гибкого кабеля, Ом RГ = r0 LГ = 0,52× 0,08= 0,0416 Ом; ХГ = x0 LГ = 0,0637 × 0,08 = 0,005096Ом Потеря напряжения UГ в гибком кабеле вентиляторов ВМ-6М UГ =×IДВ ×(RГ ×cosjДВ +ХГ ×sinjДВ )=1,73×148,6×(0,0416×0,78+0,005096×0,63) = 9,2В Сечение гибкого кабеля для вентиляторов ВМ-6М по допустимой потере напряжения в нормальном режиме SГ = = = 34,8 мм2 . Выбранное ранее стандартное сечение кабеля удовлетворяет условию потери напряжения в нормальном режиме. Суммарное активное сопротивление трансформатора, фидерного и гибкого кабелей. Ом. Суммарное индуктивное сопротивление трансформатора, фидерного и гибкого кабелей. å ХН =0,0224+0,00156+0,005096=0,029056 Ом. Напряжение на шинах РПП-НН до пуска двигателя. Освещение (ТСШ-4/07), номинальный ток IH =18,2А. Принимаем кабель ГРШЭ-3х4 с номинальным сечением жилы 4 мм2 и длительно допустимым током нагрузки 45 А. Проверяем гибкий кабель по потере напряжения. Активное и индуктивное сопротивления гибкого кабеля, Ом RГ = r0 LГ = 4,87× 0,05= 0,244 Ом; ХГ = x0 LГ = 0,095 × 0,05 = 0,00475Ом Потеря напряжения UГ в гибком кабеле вентиляторов ВМ-6М UГ =×IДВ ×(RГ ×cosjДВ +ХГ ×sinjДВ )=1,73×18,2×(0,244×0,57+0,00475×0,82) = 4,5В Сечение гибкого кабеля для трансформатора освещения по допустимой потере напряжения в нормальном режиме SГ = = = 3,95 мм2 . Выбранное ранее стандартное сечение кабеля удовлетворяет условию потери напряжения в нормальном режиме. 5.ВЫБОРНИЗКОВОЛЬТНОЙ АППАРАТУРЫ, УСТАВОК РЕЛЕ МАКСИМАЛЬНОЙ ТОКОВОЙ ЗАЩИТЫ И ПЛАВКИХ ВСТАВОК ПРЕДОХРАНИТЕЛЕЙ 5.1. Выбор автоматических (фидерных) выключателей Автоматы выбирают по условиям применения, назначению, номинальному напряжению сети, номинальному току и проверяют по предельному току отключения (коммутационной способности). При этом должны соблюдаться условия: ; ; , где UР.Н - номинальное напряжение катушки независимого расцепителя, В; UС - номинальное напряжение сети, В; IН - номинальный ток выключателя, А; IС - ток защищаемой сети, равный току в фидерном кабеле, А; IО.А - предельно отключаемый ток автомата (действующее значение), А; IКЗ (3) - ток трехфазного КЗ на выводных зажимах автомата, А. Ток трехфазного КЗ для автоматов, встроенных в ПУПП или установленных рядом с ними, может быть с достаточной точностью определен по формуле IКЗ (3) = , где IТ.Н - номинальный ток вторичной обмотки трансформатора ПУПП, А; UКЗ - напряжение короткого замыкания трансформатора ПУПП, %. По данным расчетов IC =298A, UC =380B. Принимаем автоматический выключатель АВ-320ДО с техническими характеристиками: UP . H =380B, IH =320A, IO . A =35кА. ; ; . Выбранный автоматический выключатель удовлетворяет всем условиям. 5.2. Выбор магнитных пускателей Пускатели выбирают по условиям применения, номинальному напряжению сети, номинальному току подключаемой сети, а также по мощности и режиму работы электродвигателей, для управления которыми выбирается пускатель. При этом должны соблюдаться условия: , где UН и IН - номинальные напряжение и ток, на которые рассчитан пускатель; РН - предельная номинальная мощность двигателя, которая может быть подключена к пускателю, кВт; РДВ - номинальная мощность двигателя, для которой выбирается пускатель, кВт; При управлении одиночным двигателем IС = IДВ . Буровая установка SOLO-710: IДВ =170А, PДВ =120кВт. Принимаем магнитный пускатель ПВИ-250У5 с техническими характеристиками: UH =380B, IH =250A, PH =160кВт, IОП =7800А. UH = UС =380В , IH =250A> IДВ =170А, PH =160кВт>PДВ =120кВт IОП =7800А>1,2IКЗ (3) =1,2∙6159=7391A. Выбранный магнитный пускатель удовлетворяет всем условиям. Буровая установка MINIMATICD-07: IДВ =120А, PДВ =105кВт. Принимаем магнитный пускатель ПВИ-250У5 с техническими характеристиками: UH =380B, IH =250A, PH =160кВт, IОП =7800А. UH = UС =380В , IH =250A> IДВ =120А, PH =160кВт>PДВ =105кВт IОП =7800А>1,2IКЗ (3) =1,2∙6159=7391A. Выбранный магнитный пускатель удовлетворяет всем условиям. Вентиляторы ВМ- 6М: ΣIДВ =148,6А, ΣPДВ =48кВт. Принимаем магнитный пускатель ПВИ-250У5 с техническими характеристиками: UH =380B, IH =250A, PH =160кВт, IОП =7800А. UH = UС =380В , IH =250A> IДВ =148,6А, PH =160кВт>PДВ =48кВт IОП =7800А>1,2IКЗ (3) =1,2∙6159=7391A. Выбранный магнитный пускатель удовлетворяет всем условиям. Освещение ТСШ-4/07: IС =18,2А, PС =3кВт. Принимаем магнитный пускатель ПВИ-25А с техническими характеристиками: UH =380B, IH =25A, PH =13кВт. UH = UС =380В , IH =25A> IС =18,2А, PH =13кВт> PС =3кВт Выбранный магнитный пускатель удовлетворяет всем условиям. 5.3.Выбор и проверка уставок тока срабатывания максимальной защиты в участковых сетях Уставки тока срабатывания максимальных расцепителей тока автоматических выключателей и максимальных реле тока магнитных пускателей для электродвигателей определяются по формулам. Для защиты типа УМЗ (магнитные пускатели ПВИ, станции управления) ток уставки рассчитывается по выражению (3.4) Для защиты типа ПМЗ, встроенной в автоматические выключатели серии АВ или в распредустройства низшего напряжения трансформаторных подстанций, расчет ведется по формуле (3.5) где kН =1,1-1,2 - коэффициент надежности; IФ - ток нагрузки в магистральном (фидерном) кабеле (А), определяется по формуле (2.1); IН.МАХ - номинальный ток электродвигателя наибольшей мощности, для которого определяется фактический пусковой ток IП.Ф., А. Фактический пусковой ток электродвигателя с КЗ ротором определяется по формуле где IП.Н - номинальный пусковой ток электродвигателя, А; UДВ.П.Ф - фактическое напряжение на зажимах электродвигателя при пуске, определенное из расчета кабельной сети; UС –номинальное напряжение питающей сети, В. Выбранную уставку проверяют на надежность срабатывания по условию IКЗ (2) MIN / IУ ³ 5. (3.6) Здесь IКЗ (2) MIN - минимально возможный расчетный ток двухфазного КЗ в наиболее удаленной точке сети, А; IУ - выбранное значение уставки токовой защиты, А. Ток двухфазного КЗ в наиболее удаленной точке сети определяем по формуле: Ток уставки для АВ-320ДО: Принимаем IУ =1200А . Ток уставки для ПВИ-250У5 (SOLO): Принимаем IУ =800А Проверяем уставку на надежность срабатывания: 5358 / 800=6,7 >5. Ток уставки для ПВИ-250У5 (MINIMATIC): Принимаем IУ =600А Проверяем уставку на надежность срабатывания: 5358 / 600=8,93 >5. Ток уставки для ПВИ-250У5 (ВМ-6М): Принимаем IУ =800А Проверяем уставку на надежность срабатывания: 5358 / 800=6,7 >5. Ток уставки для ПВИ-25А (ТСШ-4/07): где КТ - коэффициент трансформации, равный 4,96 для напряжения 660/133 В и 2,85 - для напряжения 380/133 В; IР.Н - номинальный ток вторичной обмотки трансформатора, А; Принимаем IУ =63А 5.4. Выбор и проверка плавких вставок предохранителей Номинальный ток плавкой вставки предохранителя (А) определяют по формулам: для защиты магистрали IП.В ³+ SIР.Н , где IП.Н - номинальный пусковой ток наиболее мощного электродвигателя, А; 1,6-2,5 - коэффициент, обеспечивающий неперегорание плавкой вставки при пусках электродвигателей с короткозамкнутым ротором; для нормальных условий пуска (редкие пуски и быстрый разгон) значение коэффициента следует принимать равным 2,5, а при тяжелых условиях (частые пуски и длительный разгон) - 1,6-2. Для защиты ответвлений: с короткозамкнутым двигателем IП.В ³; Для защиты первичных обмоток трансформаторов типа ТСШ IП.В IР.Н , где IР.Н - номинальный рабочий ток вторичной обмотки трансформатора, А. Выбранная плавкая вставки должна быть проверена по расчетному минимальному току двухфазного КЗ. Кратность расчетного минимального тока двухфазного КЗ по отношению к номинальному току плавкой вставки должна удовлетворять условию IКЗ (2) MIN / IП.В ³ (4-7). Ток плавкой вставки для АВ-320ДО: IП.В ³+ 286,8=711,8А Принимаем IП.В =720А Проверяем по расчетному минимальному току двухфазного КЗ 5358/ 720=7,4> 4. Ток плавкой вставки для ПВИ-250У5 (SOLO): IП.В ³; Принимаем IП.В =450А Проверяем по расчетному минимальному току двухфазного КЗ 5358/ 450=12> 4. Ток плавкой вставки для ПВИ-250У(MINIMATIC): IП.В ³; Принимаем IП.В =310А Проверяем по расчетному минимальному току двухфазного КЗ 5358/ 310=17> 4. Ток плавкой вставки для ПВИ-250У (ВМ-6М): IП.В ³; Принимаем IП.В =310А Проверяем по расчетному минимальному току двухфазного КЗ 5358/ 310=17> 4. Ток плавкой вставки для ПВИ-25A(ТСШ-4/07): IП.В =8,94 Принимаем IП.В =10А 5.5. Выбор и проверка уставок тока срабатывания максимальной токовой защиты высоковольтных ячеек Фактический ток высоковольтной ячейки: IФ.ЯЧ При этом должно выполняться условие: IH .ЯЧ >IФ.ЯЧ , IH .ЯЧ =30А>IФ.ЯЧ =24,1А Принимаем высоковольтной ячейки КРУРН-6 Для высоковольтных ячеек, питающих передвижную подстанцию, IУ . Принимаем IУ =100А 6. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ ПОДЗЕМНЫХ ГОРНЫХ РАБОТ 6.1. Определение стоимости электроэнергии Стоимость электроэнергии С (руб.) по двухставочному тарифу за расчетный период (квартал) где - годовая плата за 1 кВт максимальной мощности, руб/кВт; РМ.Р –максимальная расчетная мощность предприятия, участвующая в максимуме энергосистемы, кВт; b – плата за 1 кВт×ч потребленной активной энергии согласно тарифу, руб/(кВт×ч); WА – потребление активной энергии предприятием за расчетный период, зафиксированное счетчиком, кВт×ч По данным практики известно, что потребление активной энергии за квартал составляет WА =960000 кВт×ч, годовая плата за 1 кВт максимальной мощности =56 руб/кВт и плата за 1 кВт×ч потребленной активной энергии согласно тарифу b=3 руб/(кВт×ч). 6.2. Электровооруженность труда Электровооруженность труда определяем как расход электроэнергии на каждый затраченный человекочас (чел×ч): где Э – электровооруженность труда, WА – общий расход активной электроэнергии по шахте за расчетный срок, кВт×ч; N – среднесписочное число производственных рабочих на шахте, чел; tСМ – длительность рабочей смены, ч; nДН – число рабочих дней за расчетный срок. По данным практики известно, что среднесписочное число производственных рабочих N=20чел, длительность рабочей смены tСМ =6ч и число рабочих дней за расчетный срок nДН =120дней. 7. ЭЛЕКТРОБЕЗОПАСНОСТЬ ПОДЗЕМНЫХ ГОРНЫХ РАБОТ 7.1. Общие сведения. Расчет емкости кабельных сетей В подземных выработках применяются электрические сети только с изолированной нейтралью трансформаторов как более безопасные по сравнению с сетями с глухозаземленной нейтралью трансформаторов. Но совершенная электробезопасность в сетях с изолированной нейтралью в смысле защиты человека от поражения электрическим током, предотвращения взрывов и пожаров может быть обеспечена только совместным применением защитных заземлений, автоматического контроля изоляции жил кабелей относительно земли (защиты от утечек тока на землю), быстродействующей максимальной токовой защиты, специальной конструкцией кабелей и электрооборудования. Рассмотрим, при помощи каких средств достигается каждый вид защиты. Основные причины электротравматизма в подземных выработках шахт могут быть разделены на две группы. К первой группе можно отнести поражения, происходящие в результате прикосновения человека к частям электрооборудования, нормально не находящимся под напряжением, но которые оказались под напряжением в результате повреждения изоляции или небрежного монтажа электрооборудования и особенно присоединенных кабелей. Ко второй группе относятся поражения, происшедшие в результате прикосновения человека к частям электрооборудования, нормально находящимся под напряжением, при осмотре, ремонте, различных регулировках (при неисправных и преднамеренно выведенных блокировках) и при подсоединениях электрооборудования под напряжением [3]. Разделение причин поражения на такие группы целесообразно, потому что эти причины требуют принятия различных мер защиты. В первом случае надежная защита может быть достигнута применением защитных заземлений. Несчастные случаи второй группы могут быть предотвращены лишь при наличии защитного отключения и недопущения эксплуатации электрооборудования в условиях, когда сопротивление изоляции снижается ниже предельно допустимого значения. Следует отметить, что контроль изоляции и защитное отключение являются также эффективными мерами защиты и от несчастных случаев, возникших в условиях первой группы. Таким образом, только одновременное осуществление обоих рассмотренных видов защиты (защитное заземление и защита от токов утечки) может предотвратить электротравматизм в шахтах. Причиной взрыва или пожара может быть возникновение опасного искрения, энергия которого, выделяемая в искровой промежуток, достаточна для воспламенения взрывоопасной среды или возникновения электрической дуги, воспламеняющей посторонние предметы. Применение защиты от утечек тока и экранированных кабелей с неизолированной заземляющей жилой существенно снижает также вероятность возникновения взрыва или пожара, что объясняется двумя причинами. Первая причина состоит в том, что уставки защиты по току утечки соизмеримы с искробезопасным значением тока, поэтому длительно могут существовать незамеченными только токи утечки, близкие по значению к искробезопасным. Вторая причина заключается в том, что токи утечки, значительно превышающие искробезопасные, могут быть только кратковременными (в сетях напряжением 380 и 660 В не более 0,2 с, напряжением 1140 В - 0,12 с). Кроме того, благодаря наличию заземляющей жилы в кабелях отключение таких токов будет происходить при замкнутой цепи утечки, когда возникновение опасной искры маловероятно. Следует отметить еще одно важное обстоятельство. Защита от утечек тока и специальная конструкция шахтных экранированных кабелей в значительной мере предотвращают глухое КЗ между фазами в кабельной сети (а значит и возникновение дуги). Объясняется это тем, что каждая силовая жила заключена в токопроводящий экран, находящийся в контакте с неизолированной (голой) заземляющей жилой. Поэтому утечка тока между фазами сводится к утечке тока на землю; и прежде, чем произойдет глухое КЗ между фазами, сработает аппарат защиты от утечки отключением сети. Однако конструктивные и схемотехнические решения современных аппаратов общесетевой защиты от утечек тока на землю таковы, что они могут надежно выполнять свои защитные функции при определенной емкости относительно земли контролируемой кабельной сети. Поэтому в сетях до 1140 В общая длина кабелей, присоединенных к одному или параллельно работающим трансформаторам, должна ограничиваться емкостью относительно земли не более 1 мкФ на фазу. Для обеспечения защитных характеристик общесетевой защиты от утечек тока рассчитываем общую емкость относительно земли одной фазы кабельной сети напряжением до 1140 В по условию , (6.1) где Сi - удельная емкость i-го кабеля сети до 1140 В относительно земли, мкФ/км (см. приложение 6.1); li - длина i-го кабеля, м; k - число кабелей, подключенных к данной ПУПП; СД - предельно допустимая емкость сети при принятой в ней общесетевой защиты от утечек (СД = 1 мкФ). Если это условие не соблюдается, то принимаются меры по снижению этой емкости сокращением длин кабелей и перераспределением питания электроприемников между несколькими ПУПП. Что же касается высоковольтной распределительной сети напряжением 6кВ, то согласно ПБ электроснабжение передвижных подстанций (ПУПП), расположенных в выработках с исходящей струей воздуха в шахтах, опасных по внезапным выбросам, разрабатывающих крутые пласты, должно осуществляться обособленно от электрических сетей, находящихся на поверхности, с защитой от утечек тока. ПУПП и РПП-6 участка должны отключаться аппаратами с короткозамыкателями без выдержки времени. МакНИИ разработан аппарат общесетевой защиты от утечки для сетей напряжением 6 кВ типа АЗО-6. Он может применяться в кабельных сетях, питающихся через разделительные трансформаторы 6/6 кВ, а также от отдельных обмоток трансформаторов 35/6-6 или 110/6-6 кВ при суммарной емкости сети до 2 мкФ на фазу и максимальной емкости отдельного отходящего присоединения до 1 мкФ на фазу. Предназначен аппарат для осуществления совместно с высоковольтной ячейкой защитного отключения при появлении одно-, двух- и трехфазной утечки на землю и для непрерывного контроля сопротивления изоляции в обособленных кабельных сетях шахт, опасных по газу и пыли. Согласно технической характеристике аппарата АЗО-6 длина отходящей линии не должна превышать 3 км (как и для низковольтных сетей, что обусловлено предельным значением емкости). Таким образом, одна из основных задач обособленного питания - это разделение разветвленной шахтной электросети на отдельные участки с целью обеспечения надежной работы реле утечки. Поэтому при расчете высоковольтной распределительной сети напряжением 6 кВ также необходимо проводить оценку общей емкости относительно земли одной фазы кабельной сети, которая не должна превышать 1 мкФ. 7.2. Расчет защитного заземления подземных электроустановок Согласно §521 ПБ [8] и §508 ЕПБ [4] заземлению подлежат металлические части электротехнических устройств, нормально не находящихся под напряжением (корпуса электродвигателей, аппаратов, трансформаторов, каркасы РУ, металлические оболочки кабелей и т.п.). Заземление осуществляется присоединением названных частей электроустановок к местным заземлителям, которые соединяются стальной магистралью заземления с главным заземлителем. Обычно главный заземлитель в виде пластины площадью F³0,75 м2 , длиной l³2,5м, шириной а³0,3 м и толщиной в³0,05м помещается на ребро в воду в зумпфе и в водосборнике, резервируя друг друга. Местные заземлители выполняются либо в штрековых сточных канавах стальными полосами F³0,6м, l³2,5м, в³0,03м, либо в выработках, где нет сточной канавы, из труб l³1,5м и диаметром d³0,03м. Пренебрегая электрическим сопротивлением естественных заземлителей, местных заземлителей, полос связи и магистрали заземления, приведем пример расчета сопротивления главного заземлителя (RЗ ). Для пластинчатого заземлителя, помещенного на ребро в воду, площадью F=0,75м2 , l=2,5м, а=0,3м расчетное сопротивление заземления составит Ом, (6.2) где r - удельное сопротивление грунта, Ом×м (см. приложение 6.2); F – площадь пластины, м2 ; t – расстояние от поверхности воды до центра пластины (м), принимается равным 0,5 м. Полученное расчетное значение RЗ.Р =0,36 Ом меньше нормы RЗ =2 Ом для подземных электроустановок [8,4], следовательно, окончательно оставляем принятые размеры главного заземлителя. Для заземления РПП-6, ТСВП-250/6, РПП-0,4, АВ-320ДО, 3 пускателя магнитных ПВИ-250У5 и пускатель ПВИ-25А применяют местные заземлители, которые выполняются стальными полосами F³0,6м, l³2,5м, в³0,03м. СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ1. Шуцкий В.И., Волощенко Н.И. Электрификация подземных горных работ.–М.: Недра, 1986.- 364 с. 2. ЕПБ при разработке рудных, нерудных и россыпных месторождений полезных ископаемых подземным способом: Книга 1. –М.: НПО ОБТ, 1999.- 260 с. 3. ЕПБ при разработке рудных, нерудных и россыпных месторождений полезных ископаемых подземным способом: Книга 2. -М.: НПО ОБТ, 1999.-225 с. 4. Медведев Г.Д.Электрооборудование и электроснабжение горных предприятий.- М:Недра,1988.-356с. 5. Кораблев А.А., Цетнарский И.A.Справочник подземного электрослесаря.-M.: Недра,1985.-320c. |