86371

Расчет электроснабжения шахты Костенко с детальной разработкой лавы

Дипломная

Энергетика

Выполнение этих задач осуществляется входящими в состав электросетей воздушными и кабельными линиями электропередачи, различными токопроводами, трансформаторными подстанциями, распределительными устройствами и коммутационными пунктами, электроустановками, генерирующими реактивную мощность, средствами регулирования напряжения и устройствами для поддержания качества электроэнергии.

Русский

2015-04-05

2.13 MB

17 чел.

   Министерство образования и науки

Республики Казахстан

Карагандинский  Государственный Технический Университет

                                                            

                                                                                      Кафедра ЭС и ЭТ

                   

    

     

                                                                                                       

                                                                                                 

   Пояснительная записка

               к дипломному проекту

    

      Тема: « Расчет электроснабжения шахты Костенко с

                                 детальной разработкой лавы »

                                                              

                                                                                    

                                                                                     Руководитель

                                                                                     Ткаченко М.С.

                                                                                                                          2004 г           

                                                                                     Студент  группы ЭП-01с

                                                                                     Биличенко А. П.                        

                             2004г 

                                                        2004                                                                                                                            
    

Содержание

Введение                                                                                                

       1 Производственная и техническая характеристика шахты

       1.1 Краткая технологическая характеристика шахты

       1.2 Энергетическая характеристика шахты

       1.3   Главная понизительная подстанция (ГПП)

       1.4 Орогидрография и климат

       2 Электроснабжение шахты «Костенко»

       2.1 Расчет электрических нагрузок шахты

       2.2 Компенсация реактивной мощности

       2.3 Причины, вызывающие снижение коэффициента мощности

       2.4 Размещение компенсирующих устройств      

       2.5 Выбор числа и мощности силовых трансформаторов ГПП и          

     разделительной подстанции

      2.6 Выбор схемы первичной и вторичной коммутации ГПП и

            разделительной подстанции

       2.7 Выбор месторасположения ГПП

       2.8 Выбор кабеля для питания разделительной подстанции

       2.9 Расчет токов короткого замыкания

       3 Электроснабжение лавы 29к10.-ю шахты ”Костенко”

       3.1 Краткая характеристика участка

       3.2 Расчет нагрузки электроосветительных установок

       3.3 Выбор осветительного  трансформатора

       3.4 Выбор сечения кабеля

       3.5 Выбор марки и сечения осветительного кабеля.

       3.6 Расчет электрических нагрузок. Выбор  мощности, числа и      

     типа трансформаторной подстанции         

       3.7 Расчет и выбор и проверка кабельной сети участка на  

    напряжение до 1200 В        

       4 Выбор и проверка аппаратуры управления, и настройка защиты

          на напряжения до 1200 В

        4.1 Автоматические выключатели

       4.2 Магнитные пускатели

       4.3 Расчет токов КЗ

       4.4 Выбор уставок  реле

       4.5 Выбор и проверка КРУ 6кВ и кабеля 6 кВ подключения КТП        

       4.6 Технико-экономические показатели электропотребления

            участка    

       4.7 Расчет электрических нагрузок шахты, выбор      

    трансформаторов ПГВ и ГПП

       4.8 Электрический расчет  ЛЭП 110кВ

       4.9 Расчет молниезащит

       4.10  Расчет заземления

       5 Промышленная экономика

         6 Промышленная экология

       7 Охрана труда

       Заключение

       Список используемых источников

 

стр

8

9

9

13

14

16

17

17

22

23

24

26

27

29

30

32

40

40

40

42

43

44

44

46

57

57

58

58

59

64

66

68

71

78

80

82

89

96

104

105


Обозначения и сокращения

ПС - подстанция;

ТП - трансформаторная подстанция;

К.З. - короткое замыкание;

ХХ - холостой ход;

           ГПП - главная понизительная подстанция;

РУ - распределительное устройство;

КРУ - комплектное распределительное устройство;

ВН - высшее напряжение;

НН - низшее напряжение;

ЗРУ - закрытое распределительное устройство;

ПБ – правила безопасности.

ТТ - трансформатор тока;

ТН - трансформатор напряжения;

ПГВ – подстанция глубокого ввода;

           ОРУ – открытое распределительное устройство;

ПУЭ – правила устройства электроустановок;

           ПТЭ – правила технической эксплуатации;


 
     Введение

      Основой современных производительных сил является электрификация. Уровень выработки и потребления электроэнергии - это один из главных показателей экономической мощи государства.

       Опережающее развитие энергетики является непременным условием создания материально-технической базы молодежи Казахстана.

       В стратегии развития “Казахстан-2030” [1] президент Республики Казахстан Н.А.Назарбаев указал основные приоритеты развития страны, в которой одной из важнейших задач является усовершенствование и дальнейшее развитие электроэнергетической отрасли, без которой не мыслимо функционирование других отраслей народного хозяйства.

       Первым и важнейшим этапом усовершенствования и развития электроэнергетики является создание рациональных систем электроснабжения промышленных предприятий.

       Умение будущего выпускника быстро ориентироваться в современном, быстроразвивающемся мире находить новые, экономически целесообразные и удовлетворяющие технике безопасности и экологи решение напрямую зависит от полученных в процессе получения знаний, завершение которых и становиться дипломное проектирование. Производство, передача и рациональное распределение электроэнергии приобретают всё большее значение. В свете задачи всемерного повышения технического уровня и качества продукции необходимо направить усилия и в кратчайшие сроки добиться улучшения качества электроэнергии, повышения надёжности электроснабжения. В этом ключ к решению главных задач проектирования и эксплуатации современных систем электроснабжения промышленных предприятий.

      Главными задачами проектирования и эксплуатации современных систем электроснабжения промышленных предприятий являются правильное определение электрических нагрузок, рациональная передача и рациональное распределение электроэнергии, обеспечение необходимого качества электроэнергии на зажимах электроприёмников с питающей сетью, экономия электроэнергии и других материальных ресурсов.

        Выполнение этих задач осуществляется входящими в состав электросетей воздушными и кабельными линиями электропередачи, различными токопроводами, трансформаторными подстанциями, распределительными устройствами и коммутационными пунктами, электроустановками, генерирующими реактивную мощность, средствами регулирования напряжения и устройствами для поддержания качества  электроэнергии.

       Целью данного проекта является разработка системы электроснабжения шахты ”Костенко”, с детальной разработкой лавы производительностью 1750 тонн в сутки, так же рассмотрены вопросы охраны труда, экономики и экологии.

       1 Производственная и техническая характеристика шахты

       1.2 Краткая технологическая характеристика шахты

       Карагандинский угольный бассейн вытянут в широком направлении на 120 км, при ширине в среднем 30 км. Площадь бассейна составляет 3600 кв. км, из них угленосных сложений - 2000 кв. км. На территории бассейна расположен областной центр- г. Караганда, а также шахтерские города Сарань, Абай, Шахтинск, поселок городского типа Шахан и др.

       Наиболее освоен Карагандинский район, в котором действует 15 шахт, из которых 10 на Промышленном и Майкудукском участках и 5 на Саранском.

       Территория бассейна представляет собой всхолмленную равнину.

       Абсолютные отметки колеблются от 450 м на северо-западе до 600 м на востоке бассейна.

       Шахта имени Костенко расположена на Промышленном участке Карагандинского района.  Она образована в результате объединения и реконструкции шахт имени Костенко и №86/87, которые были сданы в эксплуатацию соответственно в 1952 и 1942 годах.  Реконструкция шахты была завершена в 1978 году. Шахта имени Костенко располагает значительными запасами коксующихся и энергетических углей, разрабатывает пологие пласты Карагандинской свиты К1, К2, К3, К7, К10 и К12 рабочей мощностью от 1,8 до 7,3 м.  Поле шахты вскрыто девятью стволами, капитальными уклонами по пластам К7 и К10 и квершлагами.

       Шахта имени Костенко – самая глубокая среди предприятий угольного департамента. Сегодня горные работы ведутся уже на глубине 850 метров. Разрабатываемые угольные пласты высокогазоносны, опасны по внезапным выбросам угля и газа, склонные к самовозгоранию, угольная пыль выбросоопасна. Обеспечение выбрособезопасных условий достигается текущим прогнозом и комплексом  профилактических мероприятий. Добыча угля из лав сопряжена со значительными выделениями метана. На шахте применяется практически все известные способы дегазации, в том числе заблаговременная подготовка шахтных полей путем бурения вертикальных скважин с поверхности и обработки пласта физико-химическими методами.  

       Шахта имени Костенко – современное высокомеханизированное предприятие. Раздельная выдача угля осуществляется уклонами и скиповыми стволами для верхней и нижней группы пластов. Несмотря на высокий уровень концентрации, и технико-экономических показателей, эффективная дальнейшая эксплуатация сопряжена с рядом трудностей, вызванных повышением зольности углей, увеличением протяженности поддерживаемых и проветриваемых выработок. Очистные работы  полностью механизированы. Транспортировка по штрекам производится по конвейеру «ГВАРЕК» с дальнейшей перегрузкой на ленту.  На шахте широко применяются бункера, что позволяет иметь резерв времени при отказах.  Бункерами оснащены все транспортные цепочки участков. Транспортирование по штреку осуществляется так же телескопическими ленточными конвейерами типа 2ЛТ100 или 1ЛТ80 и другими.

       Для защиты от воздействия метановоздушной среды, лавы оборудуются аппаратурой газовой защиты «Метан».  Лавы также оборудованы громко-говорящей аппаратурой сигнализации и предупреждения. На шахте проводится работа по дегазации угольных пластов:

       а) применяется предварительная пластовая дегазация (угольных пластов),      

           подготавливаемых к выемке очистных забоев;

       б) дегазация вертикальными скважинами, пробуренными с поверхности  

           действующих очистных забоев;

       в) дегазация барьерными скважинами при проведении подготовительных  

             выработок.

       Горные выработки в зависимости от их назначения крепятся материалами, горючесть и степень огнестойкости которых соответствуют требованиям, предусмотренным «Инструкцией по противопожарной защите угольных шахт» к «Правилам безопасности в угольных шахтах». ПОТ РК 0-028-99, Астана, 1999 г., таблица 3, соответствуют типовому проекту НР-5753-139-1 «Унифицированные типовые сечения горных выработок, закрепленных металлической арочной крепью из взаимозаменяемого шахтного профиля, для условий Карагандинского бассейна» [2] и типовому проекту 401-011-97.92 «Сечение горных выработок с крепью из взаимозаменяемого шахтного профиля для условий Карагандинского бассейна» [3].

       Орошение призабойного пространства происходит за счет работы насосной установки типа НУМ.  В качестве источника гидроэнергии применяются маслостанции польского производства СНТ-32.  Для измельчения угля, т.к. вынимаемая мощность велика и часто на конвейер высыпают негабаритные куски угля, предусмотрено использование дробилки типа ДЗМ.

       Транспорт из забоев провозится в основном по конвейерной линии.

       Способ проходки при помощи комбайнов 1ГШ-68 и 4ПП-2М, при условии проходки по углю.  При проходке по породе применяются буровзрывные работы с применением породонагрузочных машин.

       Крепление забоев осуществляется металлической крепью.

       Транспорт осуществляется конвейерами скребковыми типа СП-202, С-50 и ленточными 1ЛТ80.

       Проветривание забоев осуществляется вентиляторами местного провет-ривания ВМЦ-8 и ВМ-6.  За работой вентиляторов осуществляется контроль при  

помощи датчиков ДКВ.  Струя поступает к забою по брезентовым вентиляцион-

ным трубам.

       Доставка материалов и оборудования к очистным и подготовительным забоям производится по монорельсовым дорогам. Клетевой ствол оборудуется подъемной стволоустановкой и предназначен для спуска-подъема людей, материалов и подачи свежего воздуха. Гидрогеологические условия отработки пластов несложные, в среднем по шахте приток составляет 53 м3 /час.

       Схема вентиляции комбинированная, способ проветривания всасывающий.

       Очистные забои проветриваются за счет общешахтной депрессии, подготовительные – вентиляторами местного проветривания ВМ-6М, ВМЦ- 8, количество воздуха, подаваемого в подготовительные забои и управление вентиляторами местного проветривания осуществляется аппаратурой «Азот» и АПТВ «Ветер». Краткая энергетическая характеристика потребителей шахты «Костенко» приведена в таблицу 1.1.

   Таблица 1.1 -  Электрические нагрузки шахты “ Костенко”

Электроприемники

Уста-новлен-ная мощ-ность,

кВт

Коэффициент

Категории потребителей по надежности электроснабжения

спроса

мощ-ности

1

2

3

4

5

Электроприемники подземные

Конвейерная цепочка участка №4

1270

0,65

0,7

2

ТП1

630

0,9

0,7

2

ТП2

630

0,75

0,7

2

ТП3

630

0,75

0,7

2

Главный водоотлив

630

0,8

0,9

1

Магистральные конвейера

1250

0,65

0,7

2

Потребители околоствольного двора

210

0,65

0,7

2

Проходческий участок №1

870

0,65

0,7

2

Проходческий участок №2

1400

0,65

0,7

2

Итого

7520

-

Очистной участок №4

1160

0,58

0,7

2

Конвейерная цепочка №1

980

0,51

0,7

2


Продолжение таблицы 1.1

1

2

3

4

5

Конвейерная цепочка №2

1100

0,7

0,7

2

Конвейерная цепочка №6

630

0,7

0,7

2

Конвейерная цепочка

“Гварек”

1280

0,87

0,7

2

Главный водоотлив

460

0,8

0,9

1

Насосная

200

0,67

0,71

2

Заиловочная скважина

16

0,57

0,54

2

Питатели

35

0,77

0,79

2

Потребители  околоствольного двора

213

0,65

0,7

2

Проходческий участок №2

545

0,65

0,7

2

Магистральные конвейера

870

0,65

0,7

2

Итого ЦПП

7498

Итого подземные потребители

15018

-

Электроприемники поверхности 6 кВ

2-х клетевой подъем

2630

0,85

0,75

1

Клетевой подъем ВПС

1600

0,8

0,75

1

Клетевой подъем ЦОС

4630

0,65

0,75

1

Электроприемники поверхности 0,4 кВ

Блок клетевых стволов

720

0,7

0,7

2

вакуумная

638

0,75

0,75

1

Блок  угольных стволов

1580

0,7

0,7

2

котельные

1124

0,7

0,75

2

техкомплекс

526

0,6

0,7

2

Вентиляция участкового ствола

895

0,7

0,7

2

Бассейн

212

0,6

0,7

3

АБК

425

0,6

0,7

3


Продолжение таблицы 1.1

1

2

3

4

5

Итого 0,4кВ

11500

-

Электроприемники поверхности 0,4 кВ

Блок клетевых стволов

720

0,7

0,7

2

вакуумная

638

0,75

0,75

1

Блок  угольных стволов

1580

0,7

0,7

2

котельные

1124

0,7

0,75

2

техкомплекс

526

0,6

0,7

2

Вентиляция участкового ствола

895

0,7

0,7

2

Бассейн

212

0,6

0,7

3

АБК

425

0,6

0,7

3

Итого 0,4кВ

11500

-

Электроприемники п./ст. шурф №3

ВГП

750

0,83

0,85

1

Вспомогательный подъем

240

0,6

0,7

2

Потребители 0,4 кВ

215

0,5

0,7

2

Итого шурф №4

1470

-

Итого п/ст

«Солнечная»

17737

0,74

-

         

       1.2 Энергетическая характеристика шахты

       

       1.2.1 Характеристика схемы внешнего электроснабжения         

       Шахта имени «Костенко» имеет общую потребляемую мощность 32755 кВт: на поверхности 17737 кВт; на подземные работы 15018 кВт. Как видно, шахта является потребителем большой мощности, и эти потребители разбросаны на большой территории.

       Шахта относится к потребителям 1 категории.  Необходимо выбрать схему внешнего электроснабжения из ниже приведенных вариантов:

      -   Схема раздельного питания, хотя дешева и надежна, не подходит, так как внешнее напряжение должно совпадать с внутренним потому, что не предусматривает его трансформации;

      - Схема глубокого ввода, при ней напряжение от сети внешнего                                                                                        электроснабжения вводится по двойной магистрали на внутреннюю  террито-

рию предприятия.  При этой схеме понижающие трансформаторы устанавливают непосредственно у зданий цехов, и они имеют напряжение 0,69-0,4 кВ.

       Основную часть электроэнергии шахта, по двум раздельно работающим линиям электропередач, получает от подстанции «Новый город».  От нее получает питание главные понизительные подстанции шахты имени «Костенко».  

       Распределение электроэнергии от ГПП до приемников тока практически может производиться при номинальном напряжении 6 кВ или 10 кВ.  Электродвигатели изготавливаются на напряжение 127, 220, 380, 660, 1140, 3000, 6000 и 10000 В.

       Для питания внутренних приемников выбираем напряжение 6 кВ.  

       Для питания низковольтных силовых шахтных приемников на поверхности и в подземных выработках сейчас применяется напряжение 660 В, 1140 В, при чем обеспечивается нормальный режим забойных машин и нормальное напряжение на зажимах приемников.  При этом значительно уменьшается сечение кабелей и увеличивается допустимое расстояние от участковых трансформаторных подстанций до распредпунктов лав. Питание низковольтных силовых и осветительных приемников поверхности осуществляется от трансформаторов со вторичным напряжением 380/220 В.  Это позволяет питать электродвигатели линейным напряжением 380 В, а освещение фазным напряжение 220 В. В подземных выработках для электросверл, осветительных и шахтных установок применяется согласно правилам безопасности напряжение не более 127 В.  Для цепей местного освещения, дистанционного управления и связи в подземных выработках применяется напряжение не свыше 36 В.

       1.3   Главная понизительная подстанция

       Главная понизительная подстанция «Солнечная» состоит из двух частей:

       1)  Открытого распределительного устройства напряжением 35 кВ,

       2)  Закрытого распределительного устройства напряжением 6 кВ.

       ГПП получает питание по двум одно-цепным сталеалюминевым воздушным линиям.  При отключении одной из линий питание секции должно восстанавливаться автоматически, поэтому применяется секционный выключатель.  На стороне 35 кВ вместо выключателей используются отделители и короткозамыкатели, что обеспечивает простоту и надежность.  При повреждении внутри трансформатора действует релейная защита, которая замыкает цепь привода короткозамыкателя, и ножи включаются.  Создается короткое замыкание на линии, что приводит в действие защиту, установленную на питающем конце линии, она отключается вместе с трансформатором.  На стороне высшего напряжения трансформаторов применяется перемычка, с разъединителями и отделителями.  При повреждении одной линии  на стороне высокого напряжения трансформатора можно включить перемычку и осуществить питание двух трансформаторов от одной линии.

       Конструкция открытого распределительного устройства обеспечивает свободный доступ к трансформаторам при эксплуатации.  Для ремонта транс-форматора на ГПП предусмотрена возможность его перевозки.  Соединение трансформаторов с распределительным устройством низкого напряжения вы-полнено гибким проводом.  Кабели оперативных цепей, цепей управления, релейной защиты, автоматики и токопроводы проложены в лотках из железо-бетонных конструкций без заглубления их в почву.

       Все аппараты открытого распределительного устройства расположены на невысоких железобетонных основаниях.  ОРУ выполненное по схеме одной секционированной системой шин однопортальное.  Металлические стойки, расположенные через 4,6 м, соединены швеллерами и уголками и образуют жесткую конструкцию, по которой в нижней части установлены выключатели и трансформаторы тока, а в верхней части разъединители и сборные шины.  Между линейным и шинным разъединителем есть сетчатое ограждение для обеспечения безопасности при подъеме на опору со стороны линии (или трансформатора) во время ремонтов.

       Приводы разъединителей монтируются на металлических стойках.  

       Вдоль многопролетного портала проходит лоток для контрольных кабелей.

       В закрытом распределительном устройстве 6 кВ устанавливаются маломасляные выключатели небольших размеров, что позволяет все оборудование одного присоединения разместить в одной камере.  Камеры, ввиду малого количества присоединений, размещены в один ряд.   

       Обслуживание аппаратов производится из коридора управления, доступ в камеру имеется только с одной стороны.  Все аппараты крепятся на метал-лическом каркасе, составляющем основу камеры.  Перегородки между камерами выполнены стальными листами.  За дверью отсека масляного выключателя находится сетчатая дверь, которая может быть открыта только при отключенных шинном и линейном разъединителях.

       Сборные шины, выполненные прямоугольными алюминиевыми полосами, находятся вне камеры и крепятся на опорных изоляторах, установленных в верхней части камеры на несущем каркасе через 1 м, что соответствует длине камеры.  Шинный разъединитель установлен наклонно, а не вертикально для уменьшения высоты камеры, без увеличения ее ширины.

       Для защиты трансформаторов главной понизительной подстанции от повреждений на его выводах, а также от внутренних повреждений применяем в качестве основной - продольную дифференциальную защиту, а в качестве резервной  - максимальную токовую защиту.

   

        


       1.4 Орогидрография и климат

       Рельеф района представляем собой слегка всхолмленную равнину, изрезанную сетью неглубоких ручьев, пересыхающих сразу после схода талых вод.

       Естественных водоемов на описываемой площади нет. Река Тентек, протекающая ранее с Юга на Север по восточной окраине Тентекской мульды, перегорожена у истоков, в районе о.Сасык-Куль, земляной дамбой. Площадь участка в результате отработки угольных пластов нарушена воронками оседания, заполненными водой.

       Климат района резко континентальный. Лето жаркое, сухое со средней температурой июля +25,5ºС и максимальной +41ºС.  Зима суровая и продолжительная со средней температурой января около - 17ºС, иногда морозы достигают - 45ºС. Максимальная суточная амплитуда колебания температуры воздуха 25– 30ºС; а годовая  около 90ºС. Период с положительными температурами составляет 125 дней. Господствующими ветрами в районе являются южные и юго-западные. Средняя скорость ветра 5 - 6 м/сек, но достигает 25 –30 м/сек. Число ветреных дней в году 240 – 280.


       2 Электроснабжение шахты «Костенко»

       2.1 Расчет электрических нагрузок шахты

       При проектировании системы электроснабжения  шахты необходимо выполнить расчет её электрической нагрузки.

       Определение величины электрических нагрузок шахты начинается с определения нагрузок отдельных электропотребителей. Величины нагрузок необходимы для выбора кабелей, а так же для выбора мощности трансформаторов ГПП. В настоящее время существует ряд научно обоснованных методов расчета электрических нагрузок:

       а)  метод упорядоченных диаграмм;

       б)  по средней мощности и коэффициенту формы;

       в)  по установленной мощности и коэффициенту спроса.

       Расчет нагрузки производится методом коэффициента спроса, пользование одним коэффициентом спроса вместо двух его составляющих (коэффициента использования и коэффициента максимума) не учитывает влияние числа электроприемников, соотношения их мощностей и так далее и дает повышенную погрешность в расчетах. Однако обследования электронагрузок на предприятиях показывают, что значение коэффициента спроса получаются более устойчивыми с меньшим разбросом, чем значения коэффициента использования и коэффициента максимума.

       По этому методу определяют активную расчетную нагрузку, расчетную реактивную нагрузку и полную расчетную нагрузку для силовых электропотребителей, однородных по режиму  работы электроприемников определяем по формулам [5]:

кВт,                                                     (2.1)                                                                                                   

где - коэффициент спроса, который определяется по справочным

              материалам[5];

     - установленная номинальная мощность приемников.

 кВАр,                                                    (2.2)

где - соответствует (коэффициенту мощности), который определяется

               по справочным материалам [5].

       Полная расчетная силовая нагрузка:

кВА.                                                                           (2.3)

       Расчётная нагрузка осветительных приёмников составит [5]:

кВт,                                                                           (2.4)       

где  Рн.о. установленная  мощность осветительных приёмников;

       Кс.о.– коэффициент спроса, Кс.о.=0.95, который определяется согласно [5].

       Установленную мощность освещения определим по формуле:

кВт, (2.5)

где  Руд.о. – удельная установленная мощность освещения;

       F – площадь по генплану, м2.

       Полная расчётная мощность составит:

кВА. (2.6)  

       Средневзвешенный коэффициент спроса силовых приёмников:

 .            (2.7)  

       Для конвейерной цепочки:

            кВт,

            кВАр.

       Результаты расчётов сведены в таблицу 2.1.

       Расход электрической энергии для каждой группы  электроприемников определяем из выражений:

           ,

           ,

где   Тн – число часов использования установленной мощности в год, ч.

       Число часов использования максимума нагрузки в год для основных электроприемников принимаем следующие: главный вентилятор – 5600 ч; подъем скиповой – 3600 ч;  подъем клетевой – 1100 ч; компрессоры – 3600 ч;  технокомплекс – 2900 ч; освещение – 900 ч; очистные и подготовительные участки 2200 ч; конвейерный транспорт – 2900 ч; водоотлив – 3900 ч.  Для конвейерной цепочки:

       ,

       .

       Аналогично производим расчет для других групп электроприемников. Результат расчета приведен в таблице 2.1.

       Суммарная расчетная мощность подземных электроприемников (мощность ЦПП и разделительной подстанции), шахты в целом без учета компенсации реактивной мощности определяется из выражения:

,

где и  - соответствующие суммарные расчетные активная и реактивная мощности, кВт и кВАр;

kM – коэффициент участия в максимуме нагрузки.

Коэффициент участия в максимуме нагрузки равен: для РПП-0,65-0,85; для ЦПП 0,8-0,9; для низковольтных электроприемников поверхности – 0,75.

       Для ЦПП-6:

.

       Для разделительной подстанции:

кВА,

       Для ГПП без учета компенсаций реактивной мощности:

                   кВА,

Таблица 2.1 - Расчет электрических нагрузок шахты  Костенко

Наименование

электроприемника

Установленная  мощность, кВт

Коэффициент спроса

Коэффициент

реактивной  мощности

Потребля-емая мощность

Число часов исполь-зования номинальной мощности, ч

Расход электроэнергии

Рр, кВт

Qр,

кВАр

активной,

кВт ч

реактивной,

КАр ч

р

2

3

4

5

6

7

8

9

                                 Подземные   электроприемники

Конвей-ерная цепочка

участка

№4

1270

0,6

1,02

825

842

2900

3683000

3756660

ТП1

630

1

1,02

400

408

2200

880000

897600

ТП2

630

0,75

1,02

336,8

343

2200

987800

1007556

ТП3

630

0,75

1,02

336,8

343

2200

987800

1007556

Главный водо-отлив

630

0,8

0,484

504

243

3900

1965600

951350

Магист-ральные конве-йера

1250

0,65

1,02

812,5

828

2900

3392000

3419840

Потре-бители околоств-ольного двора

210

0,65

1,02

101,4

193

2900

452400

461448


Продолжение таблицы 2.1

1

2

3

4

5

6

7

8

9

Проход-ческий участок №1

870

0,65

1,02

332,8

339,5

2200

1126400

1148928

Проход-ческий участок №2

1400

0,65

1,02

910

928,2

2200

1091200

1113024

Итого ЦППО

7520

4428

4516

9446900

8582276

Очистной

участок №4

1160

0,58

1,02

627,8

686,2

2200

1584000

1615680

Конвей-ерная цепочка №1

980

0,51

1,02

499,8

509,7

2900

1719700

1754094

Главный водо-отлив

800

0,8

0,484

640

309,8

3900

3120000

3182400

Конвей-ерная цепочка №2

1100

0,51

1,02

561

572,2

2900

1757790

1759494

Конвей-ерная цепочка №6

630

0,51

1,02

321,3

327.77

2900

149958

1454023

Конвей-ерная цепочка

“Гварек”

1280

0,87

1,02

1113

1135

2900

3279006

3294028

Главный водо-отлив

460

0,8

0,484

640

309,8

3900

3120000

3182400

Насосная

200

0,67

0563

134

136,6

3900

532740

532740


Продолжение таблицы 2.1

1

2

3

4

5

6

7

8

9

Потре-бители  околост-вольного двора

210

0,65

1,02

111,8

114

2900

498800

508776

Проход-ческий участок

546

0,65

1,02

354,9

362

2200

1201200

1225224

Магист-ральные конве-йера

975

0,65

1,02

633,8

646,4

2900

2827500

2884050

Итого ЦПП-240

7698

5471

5581

12256

200

12501324

Итого подзем-ные потре-бители

15018

5692

5192

21703

100

21083600

2-х клетевой подъем

1260

0,85

0,88

1071

1092

1100

1206000

1219680

Клетевой подъем ВПС

1600

0,8

0,88

1280

1305

1100

1760000

1548800

Клетевой подъем ЦОС

4630

0,65

0,88

1638

1441,4

3600

9072000

7983360

Блок клетевых стволов

720

0,7

1,02

420

428,4

1100

660000

633200

Ваку-умная

638

0,75

0,88

486,8

428,3

3600

233640

2056032

Блок  угольных стволов

1580

0,7

1,02

826

842,5

3600

4248000

4332960

Котель-ная

1124

0,7

0,88

786,8

692,4

2900

3259600

2868448


Окончание таблицы 2.1

1

2

3

4

5

6

7

8

9

Техком-плекс

526

0,6

1,02

315,6

321,9

2900

525400

1555908

Вентиля-ция участ-кового ствола

895

0,7

1,02

487,2

496,9

3600

2505600

2555712

АБК

425

0,6

1,02

225

229,5

1100

412500

420750

Итого 0,4кВ

11500

3546

3439

14947500

14423010

ВГП

750

0,83

0,62

664

411,7

5600

4480000

2777600

Вспомо-гатель-ный подъем

240

0,6

1,02

144

146,9

1100

264000

269280

Потре-бители

0,4 кВ

215

0,5

1,02

143

145,9

5600

1601600

1633632

Итого шурф №4

1470

951

704,5

6345600

468052

Итого п/ст

«Солнеч-ная»

17737

0,908

13003

11812

53641200

49554722

        2.2 Компенсация реактивной мощности

       Одним из основных вопросов, решаемых при проектировании и эксплуатации систем электроснабжения промышленных предприятий, является вопрос о компенсации реактивной мощности.

      Передача значительного количества реактивной мощности из энергосистемы к потребителям нерациональна по следующим причинам: возникают дополнительные потери активной мощности и энергии во всех элементах системы электроснабжения, обусловленные загрузкой их реактивной мощностью, и дополнительные потери напряжения в питающих сетях.

        Компенсация реактивной мощности с одновременным улучшением качества электроэнергии непосредственно в сетях промышленных предприятий является одним из основных направлений сокращения потерь электроэнергии и повышения эффективности электроустановок предприятий.

        

        2.3 Причины, вызывающие снижение коэффициента мощности

        

        Коэффициент мощности напрямую связан с потреблением реактивной мощности. При понижении коэффициента мощности резко возрастает потреблении реактивной энергии.

        Основными потребителями реактивной мощности в энергосистемах являются асинхронные электродвигатели (60 – 65 %), трансформаторы, в том числе сварочные, (около 15%), индуктивные печи  и  линии  электропередачи (около 10%).

        Асинхронные электродвигатели, работающие с нагрузкой, близкой к номинальной, имеет наибольшее значение коэффициента мощности. При снижении нагрузки электродвигателя коэффициент мощности уменьшается.

        Это объясняется тем, что активная мощность вследствие незначительного изменения намагничивающего тока практически остаётся постоянной.

        При холостом ходу коэффициент мощности имеет наименьшую величину, которая в зависимости от типа электродвигателя, мощности и скорости вращения находится в пределах 0,1 – 0,3.

        Силовые трансформаторы, как и асинхронные электродвигатели, при загрузке меньше чем на 75% имеют пониженное значение коэффициента мощности.

        Перегруженные асинхронные электродвигатели тоже имеют низкий коэффициент мощности, что объясняется увеличением потоков магнитного рассеяния.

        Электродвигатели открытого исполнения, обладающие лучшими условиями охлаждения по сравнению с закрытыми электродвигателями, могут нести большую нагрузку (активную мощность) и будут иметь, следовательно, более высокий коэффициент мощности.

        Применение компенсирующих установок позволяет снизить мощность силовых трансформаторов и увеличить пропускную способность воздушных и кабельных линий. В качестве средств компенсации реактивной мощности выбираем комплектные конденсаторные установки.

       Реактивную мощность, которую необходимо скомпенсировать, определяется из выражения:

       

где  - коэффициент загрузки по активной мощности,  = 0,9 [3];

       Рср – активная среднесменная мощность, кВт;

       Рср = kMPp = 0,8513003,2=11052,7 кВт;

        - коэффициент реактивной мощности до компенсации.

       ,

где   - коэффициент реактивной мощности, задаваемый системой  

                         электроснабжения.

Необходимая реактивная мощность одной конденсаторной установки:

где N – количество конденсаторных установок, шт;

      n – число фаз.

       Принимаем к установке 36 конденсаторов типа КСК-2,UM =10 кВ, QM=150 кВАр.

       Фактическая реактивная мощность всех конденсаторных установок:

       

       Расчетная реактивная мощность с учетом компенсации:

       

       Фактический коэффициент реактивной и активной мощности после компенсации:

,

.

       

       2.4 Размещение компенсирующих устройств

       Применяются следующие системы компенсации реактивной мощности, от которой зависит и размещение компенсирующих устройств:

       а) Индивидуальная компенсация, когда реактивная мощность компенсируется путем подключения компенсационных установок непосредственно к клеммам электроприёмника.

       Способ индивидуальной компенсации реактивной мощности является наиболее совершенным, так как в этом случае от реактивных токов разгружается не только энергосистема и подстанция, но и сеть низкого напряжения. Однако этот способ имеет и серьёзные недостатки:

       1) высокая стоимость из-за необходимости установки большого количества компенсирующих устройств;

       2) время использования компенсирующих устройств невелико, а с отключением от сети электроприёмника отключается и компенсирующее устройство.

       б) Групповая компенсация, когда имеет место компенсации реактивной мощности для целой группы  электроприёмников. При этом компенсирующие устройства подключают либо к шинам силовых шкафов, установленных в цехах, либо к шинам вводно-распределительного щита цеха. Для компенсации реактивной мощности в осветительных сетях с лампами ДРЛ компенсирующие устройства устанавливают у групповых распределительных щитов.

       При этом способе распределительная силовая сеть не разгружается от реактивных токов. Использование во времени компенсирующих устройств несколько увеличивается. Мощность компенсирующих устройств, размещённых у группового шкафа не должна превышать 30 кВАр.

       в) Централизованная компенсация, при которой осуществляется компенсация реактивной мощности всего цеха или даже предприятия, путём подключения компенсирующих устройств к шинам распределительного устройства питающей трансформаторной подстанции. В этом случае питающая и распределительная сети низкого напряжения не разгружаются от реактивных

токов, а при подключении компенсирующих устройств к шинам высокого напряжения не разгружаются от реактивных токов и обмотки силовых трансформаторов.

       Оптимальному размещению компенсирующих установок соответствует технически приемлемый вариант с минимальными расчетными затратами. Для предварительной ориентировки в вопросе о технико-экономическом обосновании размещения компенсирующих устройств следует пользоваться следующими положениями:

  •  на предприятиях, имеющих силовые сети напряжением 0,66 кВ, как правило, должны устанавливаться конденсаторы на напряжение 0,66 кВ. Если на этих предприятиях имеются асинхронные двигатели высокого напряжения, то для компенсации их реактивных нагрузок целесообразна установка таких конденсаторов на 6-10 кВ;
  •  на предприятиях, имеющих силовые сети напряжением 0,38 кВ, наиболее выгодной может оказаться либо смешанная установка конденсаторов 0,38 и 6-10 кВ, либо только 0,38 кВ;
  •  на предприятиях, имеющих силовые сети напряжением 0,22 кВ, допускается установка конденсаторов на напряжение 0,22 кВ, если коэффициент мощности на стороне 0,22 кВ меньше 0,7. При коэффициенте мощности выше 0,7 следует устанавливать конденсаторы 6-10 кВ;
  •  конденсаторы 0,22-0,66 кВ должны устанавливаться  с соблюдением требований пожарной безопасности у групповых щитков. В тех случаях, когда имеется необходимость в разгрузке силовых трансформаторов, а установка конденсаторов напряжением 0,22-0,66 кВ у групповых щитков почему-либо не возможна, допускается централизованная установка этих конденсаторов;
  •  мощность батареи конденсаторов, устанавливаемых у группового щитка, рекомендуется принимать не менее 30 кВар во избежание существенного возрастания расходов на отключающую аппаратуру, измерительные приборы и установочный шкаф.

        


       2.4.1 Низковольтные компенсирующие устройства

       Для компенсации реактивной мощности в сетях 0.4 кВ принимаем низковольтные конденсаторные батареи, устанавливаемые на шинах цеховых трансформаторных подстанций для наилучшей разгрузки трансформаторов и кабельной линии от реактивных токов.

       Необходимая мощность компенсирующих устройств для обеспечения нормированных значений коэффициента мощности определяется по формуле:

Qку = Рср ( tgp - tg0.95), кВар,                                                                (2.8)

где Рср – средняя расчётная активная нагрузка потребителя или группы потребителей;

       tgр  – тангенс угла сдвига фаз, соответствующий коэффициенту мощности без применения компенсационных устройств;

       tg0.95 – идеальный тангенс угла сдвига фаз, tgφ.

       Согласно [7], наибольшая реактивная мощность, которая может быть передана для покрытия  оставшейся  не скомпенсированной  реактивной мощности в сети до 1 кВ без увеличения числа силовых трансформаторов и

коэффициента загрузки определяется по формуле:

,                                                                  (2.9)

где  Nт – количество трансформаторов на цеховой ТП;

       т – коэффициент загрузки трансформаторов;

       Sт – мощность трансформаторов, кВА;

       Рр – наибольшая расчётная мощность цеха, кВт.

       Выбор НКБ произведём на примере электролитного цеха.

       Расчётную мощность конденсаторных батарей находим по формуле (2.8):

Qнк = 7810.36 (0.61 – 0.33) = 2187 кВАр.

       Принимаем к установке семь низковольтных конденсаторных батарей марки УКЛН – 0.38 – 300 – 150 У3 с двумя ступенями регулирования каждая.

       Мощность, которую можно передать через трансформаторы, находим по формуле (2.9):

кВАр.

       Таким образом, оставшаяся нескомпенсированная реактивная мощность покрывается перетоком из сети 10 кВ.

       2.5 Выбор числа и мощности силовых трансформаторов ГПП и          

     разделительной подстанции

Наличие среди потребителей ГПП и разъединительной подстанции электроприемников I, II категории по надежности и бесперебойности электроснабжения требует установки на подстанциях двух силовых трансформаторов. Наличие разделительной подстанции необходимо, т.к. схемой электроснабжения должно предусматриваться обособленное от сетей поверхности питание подземных электроустановок напряжением 6 (10) кВ в соответствие с руководящим техническим материалом “Проектирование систем электроснабжения угольных шахт с обособленным питанием подземных электроприемников ” (РТМ 12.25.000-78). [6]

Номинальная мощность одного трансформатора определяется по формуле:

где  - полная расчетная мощность присоединенных к ГПП потребителей с  

             учетом компенсации реактивной мощности, кВА;

      n - количество трансформаторов;

      k3 -  коэффициент загрузки силовых трансформаторов в доаварийном режиме.

       Для разделительной подстанции  =,   т.к. компенсация реактивной мощности на ней не производится.

       Для ГПП:

          ,

          .

      Принимаем к установке на ГПП два одинаковых трансформатора ТДМ-25000/110-74У1.

       Для разделительной подстанции:

       Принимаем к установке на разделительной подстанции трансформатор ТМШ 6300/10-78У1.

     

       2.6 Выбор схемы первичной и вторичной коммутации ГПП и

            разделительной подстанции

       Близкое расположение источника питания позволяет занимать трансформаторы ГПП от разных секций подстанции энергосистемы по упрощенной схеме с разъединителем, отделителем и короткозамыкателем не снижая надежности электроснабжения. На стороне  высокого напряжения ГПП необходима перемычка с двумя разъединителями для резервирования питания  при аварии и выводе в ремонт одного из трансформаторов. Наличие двух разъединителей необходимо для снятия напряжения при выводе в ремонт одного из разъединителей.

       Сборные шины ГПП (НН) двухсекционные, соединенные секционным выключателем. В нормальном режиме секции работают обособленно. Распределительная сеть 6 кВ радиальная.

       Упрощенная схема ГПП приведена на рисунке 2.1.

        Рисунок 2.1 - Упрощенная схема ГПП

       Трансформаторы разъединительной подстанции запитываются по упрощенной схеме: блок «трансформатор - линия» от различных секций РУ 6кВ ГПП с выключателем в голове линии. На стороне НН предусматриваем две секции сборных шин без межсекционной перемычки, так как от разделительной подстанции питаются 2 ЦПП, каждая из которых получает питание по двум кабелям от различных секций разделительной подстанции. Упрощенная схема разделительной подстанции представлена на рисунке 2.2.

                                

       Рисунок 2.2 - Упрощенная схема разделительной подстанции

       2.7 Выбор месторасположения ГПП

 

       С целью определения месторасположения ГПП предприятия строим картограммы нагрузок. Картограмма электрических нагрузок представляет собой размещение на генеральном плане предприятия окружностей, площади которых соответствуют в выбранном масштабе расчетным нагрузкам. Картограмму электрических нагрузок  для активной и реактивной мощности строим отдельно.

       Радиус окружности картограммы активной нагрузки для разделительной подстанции:

,

где   Рр – расчетная активная мощность разделительной подстанции, кВАр;

       mQ – масштаб площади круга по реактивной мощности, кВАр/см2.

       Для остальных потребителей, питающихся от ГПП расчет производим аналогично и заносим в таблицу 2.2.

      На основании полученных данных строим картограмму нагрузок активной и реактивной мощности.

Таблица 2.2 - Построение картограммы нагрузок

Потребитель ГПП

Rр, Ом

YQ, см

Х, см

У, см

   1

2

3

4

5

6

7

Разделительная подстанция

5692,1

9,5

5192,5

8,1

55,5

43

Двухклетевой подъем

535,5

2,9

471,2

2,4

43,5

6,5

Новоклетевой подъем

640

3,2

563,2

2,7

56,5

25,5

Восточный угольный подъем

819

3,6

720,7

3

29,5

27

Западный угольный подъем

819

3,6

720,7

3

14

27

Блок клетевых стволов

420

2,6

428,4

2,3

48,5

21,5

Вакуумная

486,8

2,8

428,3

2,3

45

51,5

Блок угольных стволов

826

3,6

842,5

3,2

2 0,5

25,5

Котельная

786,8

3,5

692,4

2,9

23

53

Электрокотельная

487,2

2,8

496,9

2,5

22

20

Тех.  комплекс

315,6

2,2

321,9

2

37

21,5

АБК

225

1,9

229,5

1,7

37

8

Итого:

12052,2

-

11108,2

-

-

-

       На основании построенной диаграммы нагрузок находим координаты центра активных и реактивных электрических нагрузок:

,

,

,

,

где   Xop,Yop,XOQ,YOQ -  координаты центра электрических нагрузок активной Р и реактивной Q мощности ГПП;

       Xi, Yi - координаты центров электрических нагрузок  потребителей ГПП.

       Расположение ГПП в центре электрических нагрузок не представляется возможным по технологическим и архитектурным соображениям, так как рядом находится аварийный склад угля и расположение здесь ГПП потребует усиления изоляции, проходят железнодорожные пути и технологические трубопроводы. Учитывая все это и расположение источника питания располагаем ГПП на месте, указанном на генеральном плане.

 

       2.8 Выбор кабеля для питания разделительной подстанции

 

       Выбираем кабель по допустимому нагреву:

А,

где Ip -  расчетный ток разделительной подстанции, А:

       .

       Выбираем два кабеля ААШВ-6-3 240:

       Уточняем сечение кабеля по экономической плотности тока:

       ,

где  j -  нормированные значения экономической плотности тока [3].

       Уточняем сечение одного кабеля по потере напряжения:

,

где L -  длина кабеля, м;

kp - коэффициент, учитывающий относительную величину индуктивного сопротивления проводника;

,

где     х0, r0 -  индуктивное реактивное удельное сопротивление кабеля, Ом/км;

        - коэффициент мощности электроприемника;

        - удельная проводимость проводника, см/м;

        - допустимая потеря напряжения, В.

       Окончательно принимаем два кабеля ААШВ-6-3240.

       Минимальное сечение кабеля 6кВ из условий термической устойчивости токам короткого замыкания составляет:

 мм2,  

где  С = 88 – коэффициент кабеля с алюминиевыми жилами;

 = I0 =10,05 кА – значение тока КЗ на шинах 6 кВ ГПП.


      2.9 Расчет токов короткого замыкания

      При расчете тока К.З. учитываем электродвигатели UН>1 кВ непосредственно связанные с током к.з. через кабельные и воздушные линии. Номинальные данные двигателей представлены в таблице 2.3.

      Расчет проводим в относительных единицах. Принимаем Sб=10 МВА,Uб1=115 кВ, Uб2=6,6 кВ.

,

,

.

       Расчетная схема приведена на рисунке 2.3.

       Определим сопротивления схемы замещения в относительных единицах.

       Сопротивление системы:

,

где 3-х фазный ток короткого замыкания на шинах системы электропитания.

Сопротивление воздушных линий:

,

где r0,x0 - удельное активное и реактивное сопротивление линии Ом/км;

     lдлина линии.

Рисунок 2.3 - Расчетная схема


Таблица 2.3 - Номинальные данные двигателей

Электродвигатели

РН,кВт

UH,кВ

IM,кА

I*пуск ,кА

Cos

М1 асинхронный

630

6

0,084

6

0,78

0,167

М2 асинхронный

2*630

6

0,168

6

0,78

0,167

М3 асинхронный

800

6

0,108

6

0,76

0,167

М4 синхронный

800

6

0,091

6

0,9

0,156

М5 асинхронный

240

6

0,0295

6,5

0,88

0,154

М6 асинхронный

630

6

0,072

6,5

0,89

0,154

М7 асинхронный

800

6

0,092

6

0,87

0,167

       Расчет сопротивлений кабельных линий проводится аналогично и сведен в таблицу 2.4

 Таблица 2.4 - Расчет сопротивлений кабельных линий, сопротивления в Ом

№ элемента

x0

r0

l, м

Sб, МВА

Uб,кВ

r*

x*

4

0,071

0,129

0,43

10

6,6

0,00637

0,0035

6,11

0,073

0,099

0,45

10

6,6

0,0102

0,0075

8

0,091

0,74

0,6

10

6,6

0,1019

0,0125

9

0,091

0,74

0,6

10

6,6

0,1019

0,0125

10

0,091

0,74

0,8

10

6,6

0,1359

0,0167

       Результирующие сопротивления для точки К1:

       Периодическая составляющая тока к.з. системы:

       Аналогично находим токи к.з. для всех остальных точек короткого замыкания. Результат расчета представлен в таблице 2.5.

          

Таблица 2.5 - Расчет токов короткого замыкания

Точка К.З.

Ом

Ом

Iкз.с, кА

К1

0,01754

0,00047

2,86

К2

0,12254

0,00627

7,141

К3

0,19854

0,03354

4,346

К4

0,21104

0,13544

3,489

К5

0,21104

0,13544

3,489

К6

0,21524

0,16944

3,194

К7

0,12764

0,02334

6,855

К8

0,12604

0,01264

6,942

       Для расчета токов подпитки места К.З. высоковольтными электродвигателями составим схему замещения (рис.2.2 и рис. 2.5).

       Сопротивление трансформатора ГПП:

,

,

где Uк - напряжение короткого замыкания,%;

      Ркз – потери короткого замыкания, кВт;

      Iн тр – номинальный ток трансформатора разделительной подстанции.

,

.

Схема замещения для расчета токов к.з. приведена на рисунке 2.4.

 Рисунок 2.4 - Схема замещения для расчета токов короткого замыкания

       Рисунок 2.5 - Значения полных сопротивлений

       Значения полных сопротивлений на рисунок 2.5 приведены в омах. Расчет сопротивлений представлен в таблице 2.6

Таблица 2.6 - Расчет сопротивлений

№ элемента

xo,

ro

L,км

r =rol

x=xol

z=

4

0,071

0,129

0,43

0,03053

0,05547

0,06331

6

0,073

0,099

0,45

0,04455

0,03285

0,05535

7

0,074

0,122

0,8

0,0976

0,0592

0,11415

8

0,091

0,74

0,6

0,444

0,0546

0,4473

9

0,091

0,74

0,6

0,444

0,0546

0,4473

10

0,091

0,74

0,8

0,592

0,0728

0,5965

11

0,078

0,326

0,3

0,0978

0,0234

0,10056

12

0,076

0,153

0,3

0,0459

0,0228

0,05125

13

0,076

0,258

0,15

0,0387

0,0114

0,04034

14

0,385

0,33

0,9

0,297

0,3465

0,45637

15

0,078

0,326

0,15

0,0489

0,0117

0,05028

16

0,08

0,443

0,15

0,06645

0,012

0,06752

       При расчете токов подпитки места к.з. в качестве базисных величин приняты номинальные ток и напряжение электродвигателя.

       Начальное действующее значение периодической составляющей тока к.з. асинхронного двигателя М1 для точки К2:

,

где z*вн – внешнее сопротивление цепи от двигателя до места к.з. в относительных единицах.

,

где  zвн – внешнее сопротивление цепи от двигателя до точки к.з.

       Аналогично проводим расчет для других точек к.з. и других асинхронных двигателей.

       Для синхронного двигателя  М4 и для точки К1.

,

где  - сверхпереходная э.д.с. В практических расчетах можно принять

     =1,1 [3].

     Х*вн, r*вн - внешнее реактивное и активное сопротивление цепи от двигателя до места к.з. в относительных единицах.

       Для других точек к.з. расчет проводится аналогично. Результат расчета представлен в таблице 2.7

Таблица 2.7 - Расчет токов подпитки места к.з

Двигатель

То-чка к.з.

Сопротивление до точки к.з.,Ом

IH,

кА

Сопротивление до точки к.з., Ом

, ,

кА

,кА

xвн

rвн

x*вн

r*вн

1

2

3

4

5

6

7

8

9

М1

К2

0,0234

0,0278

0,084

5,67410-4

2,37210-3

6

0,497

К8

0,07887

0,1283

0,084

1,91210-3

3,11110-3

6

0,493

М2

К2

0,0228

0,0459

0,168

1,10510-3

2,22610-3

6

0,993

К8

0,07827

0,07643

0,168

3,79610-3

3,70710-3

6

0,976

М3

К2

0,0114

0,0387

0,108

3,55410-4

1,20710-3

6

0,643

К8

0,06687

0,06923

0,108

2,08510-3

2,15810-3

6

0,637

М4

К2

0,3558

0,3459

0,091

9,34710-3

9,08710-3

6

0,604

К8

0,4113

0,3764

0,091

10,8010-3

9,88810-3

6

0,600

М5

К2

0,3585

0,3635

0,029

3,05310-3

3,09610-3

6,5

0,186

К8

0,414

0,394

0,029

3,52610-3

3,33510-3

6,5

0,186


Продолжение таблицы 2.7

1

2

3

4

5

6

7

8

9

М6

К3

0

0

0,07

0

0

6,5

0,486

К4

0,0546

0,444

0,07

1,13510-3

9,22810-3

6,5

0,441

К5

0,0546

0,444

0,07

1,13510-3

9,22810-3

6,5

0,441

К6

0,0728

0,592

0,07

1,51310-3

12,30410-3

6,5

0,433

М7

К3

0,09205

0,13915

0,092

2,4410-3

3,710-3

6,5

0,581

К4

0,14665

0,58315

0,092

23,36810-3

9,292410-3

6,5

0,368

К5

0,14665

0,58315

0,092

23,36810-3

92,92410-3

6,5

0,368

К6

0,16485

0,73115

0,092

26,26910-3

0,1165

6,5

0,337

К7

0,0502

0,0976

0,092

943310-3

1555010-3

6,5

0,534

       Результирующий установившийся ток к.з. находим как алгебраическую сумму токов от системы и двигателей, соединенных с местом к.з. непосредственно кабельной вставкой.

       Ударный ток к.з.:

кА,

где ky – данный коэффициент, ky=1,8 [2].

       Действующее значение тока к.з.:

Iуд=.

       Мощность к.з.:     ,

       Результаты расчета сведены в таблицу 2.8.

Таблица 2.8  -  Результат расчета токов к.з.

Точка к.з.

Iкзс,кА

К1

2,86

2,86

7,28

4,82

544

К2

7,141

0,497

0,993

0,604

10,05

25,58

16,83

109,7

К3

4,346

0,468

0,581

5,395

13,73

9,04

58,9

К4, К5

3,489

0,441

0,368

4,298

10,94

7,2

46,9

К6

3,194

0,433

0,337

3,964

10,09

6,64

43,3

К7

6,855

0,465

0,534

7,854

19,9

13,15

85,7

К8

6,942

0,493

0,976

0,6

9,834

25,03

16,47

107,3


Наибольшее действующее значение полного тока К.З.

Мощность короткого замыкания:

Рассчитаем ток и мощность короткого замыкания для точки К3 на шине напряжением 10 кВ.

Среднее номинальное напряжение:

.

Базисная мощность:

.

Базисный ток:

.

Результирующее сопротивление:

.

Значение тока короткого замыкания:

.

Результаты расчета сведены в таблицу 2.8.


       3 Электроснабжение лавы
 29к10.-ю шахты ”Костенко”

       3.1 Краткая характеристика участка

         

       Потребителями электроэнергии в лаве являются большие по мощности конвейера, перегружатели, маслостанции, лебедки, дробилки, насосы, комбайн и другое стационарное и передвижное оборудование. Все приёмники электроэнергии расчитаны на трехфазный переменный ток и напряжение 660 В,

для подземных распределительных сетей, для мощных двигателей силовых стационарных установок и передвижных подстанций напряжение 6000 В и  для стационарных подземных осветительных сетей 127 В, промышленной частоты, по надежности электроснабжения относятся ко 2 и 1 группам, устанавливаются стационарно и по площади участка  распределены не равномерно.

       Микроклимат на участке опасный, т. е. температура превышает +250C, присутствуют угольная и технологическая пыль, газы и пары, способствующие нарушить нормальную работу оборудования.

       Учитывая угол наклона пласта, электрооборудование располагается на вентиляционном и конвейерном штреке в 60 м от груди забоя. В связи со значительной нагрузкой одного ПУПП на вентиляционном штреке недостаточно, необходимо установить две ПУПП. Схема электроснабжения участка представлена на рисунке 2. Основные данные по механизации лавы сведены в таблицы 3.1, 3.2, 3.3. Орошение призабойного пространства происходит за счет работы насосной установки типа НУМ.  В качестве источника гидроэнергии применяются маслостанции польского производства СНТ-32.  Для измельчения угля, т.к. вынимаемая мощность велика и часто на конвейер высыпают негабаритные куски угля, предусмотрено использование дробилки типа ДЗМ.

       3.2 Расчет нагрузки электроосветительных установок

       

       В соответствии с правилами безопасности [12], выявляем выработки, подлежащие освещению, подбираем тип и мощность светильников, составляем таблицу 3.4.

      Расстояние между светильниками приняты в соответствии с ПТЭ [4].


Таблица 3.1- Подземные  электроприемники

Электро- механическое оборудование

Тип двигателя

Мощ-ность, кВт

Номинальный ток, А

Пусковой ток, А

Коэф-фициент мощности

КПД

1

2

3

4

5

6

7

Комбайн 1КШЭ

ЭКВ5-200-2

2200

230

1350

0,93

84

Конвейер Анжера 26

2ЭДКОФ-250/4

3110

3х123

3х800

0,932

85

Перегружатель ПСК

ЭДКОФ-250

110

137

850

0,937

85

Перегружатель ПТК

АИУМ-225М4У

55

62,5

406

0,86

89

Конвейер

ГВАРЕК n4

АИУМ-250

255

72

390

0,917

83

Конвейер

ГВАРЕК n5

АИУМ-250

255

72

390

0,917

83

1Л-100К N3

АИУМ-250

75

85

460

0,917

83

Маслостанция

СНТ-32

ВАОФ 62-4

ВАО 32-4

217

14

19

5

115

30

90

85

87

84

Маслостанция

ВАОФ 82-4

ВАОФ 32,4

55

3

65

4

420

22

0,88

0,84

92

82

Лебедка ЛПК-1сБ

ВАОЛ 61-4

122

15

75

0,89

88

Лебедка ЛШВ

ВРП-160S4

7,5

20

120

0,83

88

Станок СБГ-1м

2ВР-200LS

15

27

136

0,86

89

Станок НР

2ВР-100L

2

4,2

26,5

0,87

83,5

Дробилка ДЗМ

АИУМ-225М4У

55

60

390

0,917

83

Насос НУЛ

ВРП-225М4У

355

62,5

406

0,89

86

Насос НБ-3

ВР-132S4

11

13

89

0,83

88

Подрывочная машина

УНИЗЕНК

40

97

460

0,89

91

МДП

ЭДКО3,5-40

245

57

467

0,87

82,5

МДП

ЭКВЗ10ГК

7,5

13,5

82

0,91

0,9

ЗИФ ШВ-5

I ЗРП – 200

340

45

270

0,921

84

Освещение РВЛ20

-

3,18

-

-

-

Таблица 3.2 - Данные по системе разработки

Система разработки

Длинные столбы по простиранию

Длина лавы

90 м

Длина промштрека

150 м

Расстояние КТП-РПП

170 м

Таблица 3.3 - Дополнительные исходные данные

Исходные данные по подземным электроприемникам

  1.  мощность прочих подземных электроприемников, кВт

13500

  1.  коэффициент мощности прочих подземных электро приемников

0,70

Электроприемники поверхности и другие данные

Вентиляторы главные с синхронным двигателем, мощность, кВт

3500

Подъемы клетевые, мощность, кВт

1200

Подъемы скиповые, мощность, кВт

2000

Прочие электроприемники 6 кВ поверхности, мощность, кВт

5500

Мощность низковольтных приемников поверхности, кВт

4850

Мощность КЗ на шинах 6 кВ ГПП, МВА.

850

       3.3 Выбор осветительного  трансформатора

       Мощность осветительного трансформатора (кВА) определяется  по формуле:

            кВт                                                         (3.1)

где - суммарная мощность люминесцентных светильников, кВт;

- суммарная мощность светильников с лампами

             накаливания, кВт;

= 0,95-КПД осветительной сети;

     -коэффициент мощности светильников типа РВЛ.

кВА,

кВА.

       На основании расчетной мощности принимаем осветительный трансформатор ТСШ-2,5 и АПШ-1 для второй осветительной линии. [7]

Таблица 3.4 - осветительная нагрузка участка

Наимено-вание выработки

Длина выработки,     м

Расстояние между светиль-никами, м

Тип и мощность светильника, Вт

Коли-чество светиль- ников, шт

Сумарная  мощность светиль-ников, кВт

Очистной забой

90

7

20

15

300

Штрек

150

8

100

22

2200

Откаточ-

ный штрек

250

7

20

34

680

       

       3.4 Выбор сечения кабеля

       В подземных выработках, стволах и связанных с ними надшахтных зданиях угольных шахт допускается применение кабелей только с медными жилами,  в негорючей резиновой, пластмассовой, стальной или свинцовой оболочке.

       Сечение наиболее загруженного осветительного кабеля при равномерно распределенной нагрузке рассчитывается по формуле.

   , мм2 ,                                                               (3.2)

где - суммарная нагрузка наиболее загруженного осветительного        

                     кабеля, кВт;

-длина магистрального осветительного кабеля, м;                                                              

       - удельная проводимость (=50 м/Ом мм2  для меди);                                                                      

     - допустимые потери напряжения в магистральной осветительном               

    кабеле  (принимая 4% от номинального напряжения);                                                                       

     - номинальное напряжения осветительной сети.

,     .

       3.5 Выбор марки и сечения осветительного кабеля

                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                           

       Сечение осветительного кабеля проверяется по допустимому нагреву:

       ;                                                                          (3.3)

где - ток в кабеле (А);

        А ,                         (3.4)

        А.

       Принимаем  2 кабеля ГРШЭ 32,5 и длительно допустимым током 28 А что удовлетворяет условию   (1.3). Кабель ГРШЭ - шахтный, гибкий, с резиновой изоляцией, повышенной гибкости, экранированный, шланг   маслобензиностойкой  резины, не распространяющей горение.

       3.6  Расчет электрических нагрузок. Выбор  мощности, числа и типа   

    трансформаторной подстанции

         

       3.6.1 Мощность трансформаторной подстанции

       Правильное определение электрических нагрузок и мощностей трансформаторной подстанции шахтной КТП – одного из важнейших звеньев системы электроснабжения, является весьма важным и представляет собой достаточно сложную задачу.  

       В соответствии с Инструкцией по проектированию  электроснабжения промышленных предприятий (СН 174-75) [8], определение электрических нагрузок электроприемников с переменным графиком нагрузки, какими являются  электроприемники шахт, рекомендуется производить по   методу коэффициента спроса.                                                                                                                               

       Расчетная мощность трансформатора подстанции. Определяется по методу коэффициента спроса из выражения:

       , Ква,                                                                        (3.5)

где - суммарная установленная мощность всех электродвигателей электро                                           

                 приемников, присоединенных к трансформатору, кВт;                                 

      = 0,7 средневзвешенное значения фактического коэффициента  

                       мощности  группы электродвигателей, присоединенных к  

                       данному трансформатору;  

      -коэффициент спроса.

      ,                                                                      (3.6)

где - номинальная мощность наиболее крупного электродвигателя в группе электроприемников.

      n – количество двигателей;

      km – коэффициент использования мощности двигателя, km =   0,7.

,   ,

.

       По формуле (3.5) определяем расчетную мощность трансформатора   подстанции для каждого участка:

  ,       .  

       Если расчетная мощность трансформатора незначительно превышает номиальную  мощность трансформатора, то можно учесть коэффициент использования шахтных КТП на участке kп =   1,25 [4] и номинальную мощность трансформатора шахтной  КТП принять из условия SТР.РАС   SТР.Н  / kп .

       Принимаем две трансформаторные подстанции ТСВП-630/6.

      .

       Принимаем  трансформаторную подстанцию ТСВП-400/1,4.

       Характеристики трансформаторов представлены в таблице 3.6.

Подс-танция

Номиналь-ная мощность, кВА

Напряже-ния х.х, %

Номиналь-ный ток, А

Нап-ряж-ения КЗ,%

Ток х.х %

Потери

ВН

НН

ВН

НН

х.х при UH

КЗ при

ТСВП-630/6

630

65

690

60,6

527

3,5

3

3

4,9

ТСВП-400/1,4

400

65

1140

60,6

527

3,5

2,2

3,14

2,07

     Таблица 3.6 - Характеристики трансформаторов


       3.6.2  Описание условий эксплуатации КТП

       Передвижная  подстанция устанавливается непосредственно в нише откаточного штрека.  В местах установки КТП должны быть выдержаны нормативные правилами безопасности проходы для людей, при этом со стороны прохода КТП должно быть, ограждение от непосредственного прикосновения его при ремонтных работах. При этом с обеих сторон подстанции предусмотрены площадки и со стороны высшего напряжения установлены деревянные решетки на изоляторах для обслуживания подстанции. У разшиновки должен быть установлен барьер. Подстанция должна быть защищена от капежа, освещена и снабжена предупредительными знаками. Так же  предусмотрены два огнетушителя (порошковые) и две емкости 0,4 м3 с песком. При установки и подгонке КТП, к включению в работу следует осуществить защитное заземление в соответствии с требованием действующих “Правил безопасности в угольных и сланцевых шахт” [10].

       3.7 Расчет и выбор и проверка кабельной сети участка на напряжение до            

              1200 В

        

       3.7.1 Определение сечений кабелей по допустимому нагреву 

       При выборе кабельной сети в качестве магистрального кабеля от участковой подстанции до распределительного пункта принимаем бронир ованный типа СБН (В свинцовой оболочке, бронированный двумя стальными лентами, с изоляцией из пропитанной бумаги, с защитным покровом).  Для расчета сечения магистрального кабеля по нагреву определяется так в этом кабеле с учетом коэффициента спроса):

А,                                                                (3.7)

для линии 1:                                    

,

для линии 2:                                    

,

для линии 3:                                                                            

.

Для линии 1 выбираем два кабеля марки 2 СБ 3120 мм2 (Iдоп = 2285А) [1].

Для линии 2 выбираем два кабеля марки 2 СБ 395 мм2 (Iдоп = 2245А) [1].

Для линии 3 выбираем два кабеля марки 1 СБ 370 мм2 (Iдоп = 200А) [1].

       Сечение магистрального кабеля следует проверить по условию экономичности.

       Экономическое сечение:

  , мм 2  ,                                                                                  (3.8)

где -экономическая плотность тока; для бронированного кабеля  А/мм2; для гибкого кабеля  А/мм2.

        Для линии  1:                                     Для линии  2:     

  ,           ,

        Для линии 3:

 .

        Для участка 1: ближайшие 105 и 120 мм2, выбираем кабель марки 2СБ 3120 мм2  , для участка 2: ближайшие 70 и 95 мм2, выбираем кабель марки 2СБ 395 мм2. Для участка 3: ближайшие 50и 35 мм2, выбираем кабель марки 1СБ 350 мм2.

       Сечение гибкого кабелей для питания отдельных электро приемников участка выбираются из условия допустимого нагрева кабеля данного сечения.

                                                                                                          (3.9)

       Если по одному кабелю питаются одновременно несколько электродвигателей (комбайн с 2-мя двигателями.), то сечения кабеля выбирается из условия:

 ,                                                                                           (3.10)

где - номинальный ток одного двигателя;

      - коэффициент загрузки для многодвигательных приводов.

      Сечение гибких кабелей для питания отдельных электроприемников участков выбираются из условия допустимого нагрева кабеля данного сечения.

           

       Если по одному кабелю питаются одновременно несколько электродвига-телей, то сечение кабеля выбирается из условия (3.4).

       Для питания комбайна 1КШЭ, IНОМ = 460А принимаем 2 кабеля ГРШЭ 370, 500 > 460 А, что удовлетворяет условию (3.4).

       Для питания механизмов участка принимаются кабели с учетом механической прочности с сечением основной жилы не менее:

  - мощные комбайны очистных комплексов – 50 мм2;

  - ленточные конвейеры – 25 мм2;

  - скребковые конвейеры – 16 мм2;

  - скребковые лавные конвейеры с многодвигательным приводом – 35 мм2;

       - погрузочные машины – 25 мм2;

       - осветительная магистраль – 6 мм2;

       - вспомогательные механизмы – 10 мм2;

       - маслостанции, насосные установки – 16 мм2.

       Выбранное сечение кабеля для двигателя комбайна условие по механической прочности проходит, поэтому принимаем выбранное сечение окончательно.

       Для всех остальных кабелей расчет производится аналогично

       Результаты выбора кабелей сводятся в таблицу 3.1.

       3.7.2 Корректировка сечений кабелей по механической прочности

       Если расчетные сечения кабелей по нагреву получаются небольшие, то для питания машин и механизмов участка принимаются с учетом механической прочности [2]. Длина кабеля определяется по плану горных работ с учетом расстановки оборудования участка:

для  бронированного LМГ =1,05  L м,

для гибкого LГК =1,1  L м,

где L – расстояние на плане, м.

       3.7.3 Проверка кабельной сети участка по допустимой потере  

    напряжения

       Проверка  кабельной сети участка по допустимой потере напряжения сводится к проверке уровня напряжения на зажимах двигателей, т.е. к сравнению суммарных фактических потерь напряжения с допустимыми.

       При расчете кабельной сети должно соблюдаться условие.

       ,                                                                                    (3.11)

где - допустимая величина потери напряжения в участковой сети, В;

- номинальное напряжение трансформатора, В.

         ,

Фактическая потеря напряжения складывается из следующих составляющих:

          ,                                                                 (3.12)

где   - потери напряжения в трансформаторе, В;

   -потеря напряжения в магистральном кабеле, В;

   -потеря напряжения в гибком кабеле, В;

       Потеря напряжения в трансформаторе  при cos  1 определяется по формуле:

       , В,                     (3.13)

где - коэффициент загрузки трансформатора, , В,

-номинальная мощность трансформатора, кВА;

     -относительная величина активной составляющей напряжения К.З.  трансформатора, %,

       ,                                                                                        (3.14)

где - нагрузочные потери трансформатора при номинальной нагрузке, кВт;    

     - относительная величина реактивной составляющей напряжения КЗ трансформатора, %,

     ,                                                                                          (3.15)

где -относительная величина в гибком кабеле (В) наиболее мощного и удаленного потребителя (комбайн),

     , В,                                                              (3.16)

где - коэффициент загрузки, -коэффициент учитывающий относитель -     

            ную величину индуктивного сопротивление кабеля;

 - суммарная мощность двигателя комбайна. кВт;

- сечение гибкого кабеля, мм2 ; 

-средне взвешенный  КПД двигателей;

-длина гибкого кабеля, м.

      Потеря напряжения в магистральном кабеле (В).

   , В,                                                       (3.17)

где - длина магистрального кабеля, м;

    -сечение магистрального кабеля, принятым по допустимому нагреву, мм2.

,     ,      ,  

           В,                                                                                         

В,                                                                                        

= 3,41 %,   ,46 %,

,

          ,

,

,

,

,

,

,

,

,  

,   

,     

,

 В,            В,          В.

       Для других электроприемников расчет ведется аналогично и результаты сводиться в таблицу 3.1.

       3.7.4 Проверка кабельной сети участка по допустимой потере

      напряжения при пуске мощного и удаленного двигателя

       Проверка кабельной сети участка при пуске мощного и удаленного двигателя с короткозамкнутым ротором сводится к сравнению (пуска) фактического напряжения на зажимах двигателя при пуске с минимально допустимым напряжением (для комбайна):

                                                                                      (3.18)

       Допустимое минимальное напряжение (В) на зажимах двигателя при пуске:

                                                   (3.19)

где 1,1-коэффициент запаса, обеспечивающий повышение на 10% минимального момента при пуске по сравнению с моментом сопротивления на валу двигателя;  

       Mн- номинальный момент двигателя, Нм;

       Mн.п-   номинальный пусковой момент двигателя, Нм;

       k- минимальная кратность пускового момента k=1,2.

       Номинальный момент двигателя может быть определен по формуле:

          ,                                                              (3.20)

где nном – номинальная частота вращения двигателя, об/ мин .

          ,

.

       Фактическое напряжение на зажимах двигателя комбайна при пуске:

           , В,                            (3.21)

где UРП - напряжение на шинах РП до пуска двигателя:

        ,                                                            (3.22)

где  - номинальное напряжение  трансформатора. В;

         -потеря напряжения соответственно в трансформаторе и магистральном кабеле, В;

-номинальный пусковой ток запускаемого двигателя, А;

-номинальное напряжение двигателя, В;

-коэффициент мощности двигателя при пуске,   ;

       R - суммарное активное сопротивление всех элементов сети от трансформатора до зажимов запускаемого двигателя,

          ,Ом,                                                                          (3.23)

       X - суммарное индуктивное сопротивление всех элементов сети от трансформатора до зажимов запускаемого двигателя,

         ,См ,                                                                            (3.24)

где - активное и индуктивное сопротивления обмотки трансформатора,

         ,Ом,                                                                                      (3.25)

где Pкз - нагрузочные потери трансформатор, Вт;

      Iном тр - номинальный ток трансформатора, А;

,                                                                                   (3.26)

где - полое сопротивление трансформатора,

          .                                                                             (3.27)

Активное сопротивление магистрального кабеля,

        ,Ом                                                                                       (3.28)

Индуктивное сопротивление магистрального кабеля,

        ,Ом                                                                                    (3.29)

где - удельное сопротивление кабеля, Ом/м;

     -активное и индуктивное сопротивления гибкого кабеля до двигателя, Ом (определяется аналогично сопротивлению магистрального кабеля).

,

 ,

 ,                                                            

         ,                                                                                           

         ,                                                                                                

         ,                                                                                             

         ,                                                                                                

         ,                                                                                             

        ,                                                                                 

                                                                                        

        ,

        .

       3.7.5 Поверка кабельной сети на возможность запуска лавного конвейера с     

                многодвигательным приводом

       Напряжение на зажимах ближайших двигателей при одновременном пуске всех двигателей.

        В,                                     (3.30)

и относительное напряжение:

                                                                                               (3.31)

где - напряжение  на шинах распределительного пункта (РПП-0,69) до момента запуска двигателей конвейера, В.

  ,                                           (3.32)

где Iпдб Iпду- пусковой ток соответственно ближних и удаленных конвейерных двигателей, А;

     Rдб, Rду, Xдб, Xду- соответственно активное и индуктивные сопротивление до ближних и удаленных двигателей, Ом.

Сопротивление равны:

, Ом,                                 (3.33)

  , Ом,                                              (3.34)

,  Ом,                                                 (3.35)

,Ом.                                  (3.36)

Напряжение на зажимах удаленных двигателей при одновременном пуске всех двигателей (В).

 В,                                                                        (3.37)

и относительное напряжение на зажимах удаленных двигателей:

                                                                                       (3.38)

          ,                                                                                                

         ,                                                                                             

,

         .

       Сечение перемычки берем той же марки и сечения.

        ,          

        ,                                                                                             

         ,

        ,

         ,

        ,         

        ,       

          

        ,       

          .

       Условие, обеспечивающее одновременный запуск (нормальный разгон) всех двигателей и особенно удаленных, может быть определено из выражении;

,      (3.39)

где - суммарный фактический пусковой момент всех двигателей, Нм;       

     - соответственно количество общее, ближних и удаленных       

                          двигателей;

     - соответственно значения номинального и пускового момента одного двигателя (каталог), Нм.

           Нм,

 Нм,

Нм,

Нм,

.

Таблица 3.1- Результаты выбора кабелей

Наименова-ние электро- приемников

Рас-чет-ный ток, А

Расчетное сечение, мм2

Принятая марка кабеля

Дли-на, м

по допус-тимому нагреву

по механи-ческой проч-ности

по потере напря-жения

1

2

3

4

5

6

7

Комбайн 1КШЭ

368

370

370

395

КГШЭ

395+116+34

200

Конвейер Анжера 26

295,2

395

395

395

КГШЭ

395+110+34

200

Конвейер ПСК

137

335

335

350

КГШЭ

350+110

20

Конвейер ПТК

73

310

316

316

КГШЭ

316+110

15

Конвейер

ГВАРЕК n4

72

310

335

370

КГШЭ 370+110

147

Конвейер

ГВАРЕК n5

72

310

335

370

КГШЭ 370+110

135



Продолжение таблицы 3.1

1

2

3

4

5

6

7

1Л-100К N3

85

316

335

370

КГШЭ 370+110

23

Лебедка ЛШВ

20

32,5

310

316

КГШЭ 316+12,5+31,5

20

Станок СБГ-1м

15

32,5

310

310

КГШЭ 310+16+32,5

20

Станок НР

4,2

32,5

310

310

КГШЭ 310+12,5+31,5

20

Масло-станция

19,2

32,5

316

316

КГШЭ 316+110+34

20

Масло-станция

55,2

36

316

316

КГШЭ 316+110+34

20

Лебедка ЛПК-1сБ

15

32,5

310

36

КГШЭ 310+12,5+31

20

Дробилка ДЗК

60

310

325

350

КГШЭ 350+16+32,5

20

Насос НУЛ

62,5

310

310

335

КГШЭ 335+16+32,5

3

Насос НБ-3

13

32,5

310

325

КГШЭ 325+16+32,5

20

УНИЗЕНК

97

316

335

350

ТРШЭ 350+16+32,5

90

МДП

57

310

310

310

КГШЭ 310+16+32,5

20

МДП

13,5

32,5

310

310

ГРШЭ 310+16+32,5

20

ЗИФ ШВ-5

45

34

310

310

КГШЭ 310+16+32,5

20


       4 Выбор и проверка аппаратуры управления, и настройка защиты на

 напряжение до 1200 В

       4.1 Автоматические выключатели

       Автоматические фидерные выключатели выбирают по номинальному напряжению и расчетному току сети.

       Условия выбора:

        UАВ U,                                                                                                      (4.1)

        IАВ (Iрас= кс),                                                                             (4.2)

где UАВ  и IАВ –  номинальные напряжение и ток выключателя.

       Выбранный по этим параметрам автоматический выключатель проверяется на отключающую способность.

       Для выключателя на КТП на стороне РУНН (А3742У):

       Iрас1  = 463,353 А ,   Iрас2  = 406,954 А , Iрас3  = 284,412 А,

       IАВ1 = IАВ2 =630, А,   IАВ3 =400 А.

       Поставленный на КТП  выключатель проверяется на отключающую способность.

       Отключающая способность выключателя должна быть более трехфазного тока.

Для КТП   Iотк АВ,  А,                                         (4.3)

где - токи при трехфазном и двухфазном КЗ в системе установки выключателя;

       1,2- коэффициент запаса по разрывной мощности;

       n – число аппаратов, включенных последовательно с пускателем в силовой цепи и снабженных максимальной защитой; для РПП –n=2, для пускателей n=3.

       ,

       I(2)К.З. = ,

       420001,215509,

       4200018610,8 А,

       Для РПП:

       Iрас= 463,353 А,

       IАВ =630  А.

       Выбираем  автоматический выключатель АВ-630Р.

       Проверяем на отключающую способность.

       Отключающий ток для РПП и магнитных пускателей:

Iотк АВ кА,

,

10000 ,

       Для уменьшения КЗ РПП берем два выключателя  АФВ-3

10000 ,

       Результат проверки автоматических выключателей на отключающую способность представлены в таблице 3.6.

       4.2 Магнитные пускатели

       Магнитные пускатели выбираются по номинальному напряжению и номинальному току подключаемого электроприемника, а так же по мощности и режиму работы электродвигателей, для управления которыми подбирается пускатель.

       Условия выбора:

       UпмUс, В,          (4.4)

       Iпм Iрас; Iрас =     (4.5)

где Uпм , Iпм  –  номинальное  напряжение и ток пускателя;

       кз- коэффициент загрузки кз=0,8-1,0.

       Расчет для комбайна:

       Iрас=368 А.

       Выбираем ПВИ-250:

400368 А.

       Выбранный пускатель проверяется на отключающую способность:

4000

       Расчеты  по другим потребителям сведены в таблицу 4.2

       4.3 Расчет токов КЗ

       В низковольтных подземных электрических сетях большую опасность представляют токи КЗ. Токи трехфазного КЗ могут быть значительными  и могут привести к разрушению электрических аппаратов. Токи двухфазного КЗ часто оказываются соизмеримыми с токами уставок максимального  реле из-за чего трудно добиться  четкого и надежного срабатывания защиты. Поэтому, следует рассчитать токи трехфазного КЗ, по месту установки аппаратов управления и  защиты, для проверки последних на отключающую способность.

       Токи двухфазного КЗ рассчитывается в наиболее удаленных точках защищаемой сети для проверки уставок максимальных реле аппаратов управления и защиты.

       Ток двухфазного КЗ во всех остальных расчетных точках сети следует проводить по приведенной длине кабелей:

,

,

где К - коэффициент приведения сечений кабелей при определения токов  КЗ.

м.     

       Результаты расчета сводим в таблицу 4.1.

Таблица 4.1 - Сопротивление гибкого кабеля

Наименование электроприемника

ſГ,К,, м

SГ.К., мм2

ХО,

rГ.К., Ом

хГ.К., Ом

Комбайн 1 КШЭ

200

95

0,061

77,1· 10-3

16,47 · 10-3

Лавный конвейер Анжера-26

200

70

0,061

77,1· 10-3

16,47 · 10-3

Скребковый конвейер ПСК

20

35

0,064

11,4 · 10-3

128 · 10-3

       

       4.4 Выбор уставок  реле

               

       Выбор уставок тока отключения максимальных реле (А) фидерных автоматов и пускателей в сетях напряжением до 1200 В.

       Для защиты магистрали.

 ,

где  - номинальный пусковой ток наиболее мощного электроприемника, А;

       - сума номинальных токов всех остальных приемников, А,

       ,

        на АФВ-3,         на А3742У.

       Для комбайна: 

       .

       Результаты расчета сводим в таблицу 4.2.

 

Таблица 4.1 - Расчет  токов двухфазного КЗ

Наимено-вание электро - приемников

Количество, тип  двигателя

Исходные величины

Принятый кабель

Двухфазный ток КЗ в наиболее удаленной точке сети. А

Мощ-ность. кВт

Расчет-ный ток, А

Пуско-вой ток, А

Марка кабеля

Дли-на, м

Приве-денная длина кабеля, м

Суммар-ная приведе-нная длина, м

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

Комбайн 1КШЭ

ЭКВ5-200-2

2200

368

1350

КГШЭ

395+116+34

200

86

286

5080

Конвейер Анжера 26

2ЭДКОФ-250/4

3110

295,2

3800

КГШЭ

395+110+34

200

76,5

276,5

2507

Перегружа-тель ПСК

ЭДКОФ-250

110

137

850

КГШЭ

350+110

20

8,15

28,15

5495

Перегружа-тель ПТК

АИУМ-225М4У

55

73

406

КГШЭ

316+110

15

6,6

21,6

3650

Конвейер

ГВАРЕК n4

АИУМ-250

255

72

390

КГШЭ 370+110

147

56,7

203,7

2453

Конвейер

ГВАРЕК n5

АИУМ-250

255

72

390

КГШЭ 370+110

135

60,75

195,75

2465

Масло-станция

ВАОФ 62-4

ВАО 32-4

217

 14

19,2

115

30

КГШЭ 316+110+34

20

7,6

27,6

1197

1Л-100К N3

АИУМ-250

75

85

460

КГШЭ 370+110

23

8,7

31,7

2510

ГРШЭ 3х10+1х6+3х2,5

Продолжение таблицы 4.1

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

Масло-станция

ВАОФ 82-4

ВАОФ 32,4

55

3

55,2

420

22

КГШЭ 316+110+34

20

7,6

27,6

1240

Лебедка ЛШВ

ВРП-160S4

7,5

20

120

КГШЭ 316+12,5+31

20

6,5

26,5

3120

Станок СБГ-1м

2ВР-200LS

15

27

136

КГШЭ 310+16+32,5

20

6,5

26,5

1560

Станок НР

2ВР-100L

2

4,2

26,5

КГШЭ 310+12,5+31,5

20

6,5

26,5

1400

Дробилка ДЗК

АИУМ-225М4У

55

60

390

КГШЭ 350+16+32,5

20

7,6

27,6

5061

Насос НУЛ

ВРП-225М4У

355

62,5

406

КГШЭ 335+16+32,5

3

16

4,6

5709

Насос НБ-3

ВР-132S4

11

13

89

КГШЭ 325+16+32,5

20

6,5

26,5

1435

УНИЗЕНК

97

460

0,89

ТРШЭ 350+16+32,5

90

34,2

124,2

2650

МДП

ЭДКО3,5-40

245

57

467

КГШЭ 310+16+32,5

20

7,6

27,6

2460

МДП

ЭКВЗ10ГК

7,5

13,5

82

ГРШЭ 310+16+32,5

20

7,6

27,6

3960

ЗИФ ШВ-5

I ЗРП – 200

340

45

270

КГШЭ 310+16+32,5

20

7,6

27,6

4080

 

Таблица 4.2 - Выбор аппарата и уставок реле

Наемино-вание электро- приемни-ков

Принятый аппарат управления

Расчетный разрывной ток в месте установки аппарата, А

Двухфазный ток КЗ в наиболее удаленной точке сети, А

Ток уставки реле или плавкой вставки, А

Кратность установки (вставки)

Тип аппара-та

Номи-нальный ток,А

Предель-ный ток отключе-ния, А

Установки максималь-ных реле, А

1

2

3

4

5

6

7

8

9

Комбайн 1КШЭ

ПВИ

400

6000

500-1500

4309,88

5080

1200

4,233

Конвейер Анжера 26

ПВВ

250

4000

500-1500

3232,41

2507

1000

2,5

Перегружатель ПСК

ПВИ

250

4000

500-1500

2532,5

5495

800

6,86

Перегружатель ПТК

ПВИ

250

4000

500-1500

3189

3650

800

4,656

Конвейер

ГВАРЕК n4

ПВИ

250

4000

500-1500

2360,5

2453

800

3,06

Конвейер

ГВАРЕК n5

ПВИ

250

4000

500-1500

2609,7

2465

800

3,08

1Л-100К N3

ПВИ

250

4000

500-1500

3698,3

2510

800

3,13


Продолжение таблицы 4.2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

Маслостанция

ПВИ

250

4000

500-1500

3432,4

1197

800

1,5

Маслостанция

ПРВ-3

250

4000

500-1500

3286,4

1240

150

8,2

Лебедка ЛПК-1сБ

ПВИ

250

4000

500-1500

2552,5

2390

800

2,98

Лебедка ЛШВ

ПВВ

250

4000

500-1500

3509,4

3120

800

3,13

Станок СБГ-1м

ПМВИР

250

3750

500-1500

2334,5

1560

800

1,95

Станок НР

ПВИ

250

4000

500-1500

2644,7

1400

800

1,75

Дробилка ДЗК

ПВИ

250

4000

500-1500

2578,9

5061

800

6,326

Насос НУЛ

ПВИ

125

1500

250-750

1432,4

5709

800

7,136

Насос НБ-3

ПВИ

250

4000

500-1500

3186,4

1435

800

1,79

Подрывочная машина

УНИЗЕНК

ПВИ

250

4000

500-1500

2334,5

2650

800

3,32

МДП

ПМВИР

250

3750

500-1500

2320,2

2460

800

3,075

МДП

ПМВИР

250

3750

500-1500

2577,9

3960

800

4,95

ЗИФ ШВ-5

ПМВИР

250

3750

500-1500

2863,4

4080

800

5,1


       4.5 Выбор и проверка КРУ 6кВ и кабеля 6 кВ подключения КТП

        

       4.5.1 Комплектные распределительные устройства

       Комплектные РУ на напряжения 6 кВ подбирается по назначению по номинальному напряжению, по номинальному току и проверяется на устойчивость при сквозных КЗ по отключаемой мощности и отключаемому току.

       Расчетный ток  КРУ определяется из выражения:

        А,                                   (4.6)

где  1,1-  коэффициент, учитывающий намагничивающий ток;

 -  номинальная мощность трансформатора, кВА;

 - номинальное напряжение. кВ.

       .

       Принимаем КРУ типа КРКВ-6  с номинальным током  80 А.

       4.5.2 Проверка КРУ на устойчивость при коротких замыканиях

       Для проверки КРУ на устойчивость при КЗ подчитывается: мощность и ток КЗ, действующее значение полного тока КЗ и ток термической устойчивости на шинах РУ, где установлено КРУ.

       Расчетные величины определяется из следующих выражений:

       Ток  КЗ на шинах ЦПП:

       , кА,

где  - мощность КЗ на шинах ЦПП, не менее 75 МВА;

       -напряжения ступени КЗ, кВ:

       ,

       Ударный ток КЗ на шинах ЦПП:

    кА,                                                                            (4.7)

где - ударный коэффициент, :

       ,

       Действующее значения полного тока КЗ:

       ,

  1.  ток термической устойчивости (1 секундный):

      , кА,                                                                                    (4.8)

где tп =0,25 с - приведенная время КЗ

      ,

       Выбор установки тока   срабатывания максимального реле  производится по формуле:

       , А,                                                                   (4.9)

где кт - коэффициент трансформации, кт=8,7;

    -номинальный пусковой ток наиболее мощного двигателя, А;

    -сумма номинальных токов остальных двигателей.

        А.

       Принимаем  уставку 200 А.

Таблица 4.4  Расчетные и технические данные КРУ

Наименование параметров

Условия выбора

Единица измерения

Технические данные КРУ

Расчетные величины

Номинальное напряжения

кВ

6

6

Номинальный ток

А

100

66,684

Ток отключения

кА

7,2

7,2

Мощность отключения

МВА

75

75

Ударный ток

кА

18,4

13,237

Действующее значения полного тока КЗ

кА

9,4

8,709

Ток термической устойчивости (1 секундный)

кА

6,9

3,6

   

Расчетный ток  уставки по шкале равен:

 , А,                     (4.10)

где КТТ - коэффициент  трансформации трансформатора тока КРУ, КТТ =,

А.

       Принимается большая ближайшая уставка реле по шкале  и определяется первичный и вторичный токи срабатывания защиты:

       ,  А,       (4.11)

       , А,       (4.12)

       А,

        А.

       4.5.3 Сечение кабеля на напряжения 6кВ

       Для подключения к трансформаторной подстанции рассчитывается по условию  нагрева и проверяется на термическую устойчивость. Расчетный ток  кабеля для подключения ТП равен расчетному току КРУ-IH1 .Минимальное допустимое сечение жил кабеля по термической устойчивости.

           мм2  ,                      (4.13)

где - коэффициент, определенный ограничением допустимой температуры нагрева жил кабеля, - для кабелей с медными жилами на напряжения до 10 кВ;

- установившийся  ток КЗ;

      - приведенное время действия токов КЗ, сек.

       мм2.

      Принимаем кабель СБ 335 мм2.

         

       4.6 Технико-экономические показатели электропотребления участка

       

       4.6.1 Общий расход электроэнергии по участку за сутки          

       Определяем общий и удельный расходы электроэнергии по участку, общую и удельную стоимость электроэнергии, стоимость электроэнергии на 1т полезного ископаемого, электровооруженность труда.

       Общий расход электроэнергии по участку за сутки:

       ,      (4.14)

где - среднее время работы всех электроприемников на участке:      

       

        ч.

       Удельный расход электроэнергии:

        , кВтч/т        (4.15)

где Д - суточная добыча участка.

       ,

       Стоимость электроэнергии за месяц по участку:

       , тг,      (4.16)

где  - заявленный к оплате максимум активной мощности, кВт;           

       ,  кВт,

   - количество рабочих дней в месяце;

       d- плата за 1 кВт заявленной к оплате мощности в год, тг/кВт;

       b- дополнительная плата за 1 кВтч. активное энергии, учтенной счетчиком, тг/кВтч.

       Для энергосистемы Карагандаэнерго:

d=3120 тг/кВт;    b=2,8 тг/кВтч   ,     Рмо=397,71,

        тг.

       Удельная стоимость электроэнергии:

        тг.                   (4.17)

       Себестоимость 1 т. полезного ископаемого по элементу «Электроэнергия»:

        тг/т.     (4.18)

       Электровооружонность труда :

        кВт/чел ,               (4.19)

где N - списочный состав рабочих участка, чел;  

     tсм - продолжительность рабочей смены, ч.

       


       4.7 Расчет электрических нагрузок шахты, выбор трансформаторов ПГВ

 и ГПП

       Потребляемая мощность для каждого электро приемника определяется из выражения:

активной: , кВт,                         (4.20)

реактивная:  , кВАр,                        (4.21)

где  - установленная мощность, кВт;

   -коэффициент спроса;

  - коэффициент реактивной мощности.

       Расход электрической энергии для электроприемников определяется из выражений:

активная: ,             (4.22)

реактивная:  ,                                                  (4.23)

где Тн-  число часов использования установленной мощности в год, ч.

       Электрическая нагрузка шахты заполнена в таблице 4.5.

 кВА,                                          (4.24)

 ,

       Принимаем - ТДН-10000/110:

,       

       Принимаем ТМ-630/10.


Таблица 4.5 - Электрическая нагрузка шахты.

Наименование электроприемников

Уста-нов-леная мощ-ность, кВт

Коэф-фици-ент спроса Кс

Коэф-фици-ент мощ-ности,

Коэф-фициент  реактив-ной мощнос-ти,

Потребляемая мощность

Число часов исполь-зования номиналь-ной мощности, ч

Расход электроэнергии

Актив-ная, кВт

Реак-тивная,

кВАр

активной, Вт

реактив-ной,

ВАр

Вентилятор с СД

3500

0,83

-0,85

-0,62

2905

-1801,1

5600

19600000

-12152000

Подъем скиповой

2000

0,65

0,75

0,88

1300

1144

3600

7200000

6336000

Подъем клетевой

1200

0,85

0,75

0,88

1020

897,6

1100

1320000

1161600

Прочие электроприемники

6 кВ

500

0,6

0,7

1,02

300

306

3600

1800000

1836000

Прочие низковольтные  электроприемники

850

0,6

0,7

1,02

510

520,2

1900

1615000

1647300

КТП

736,5

0,54

0,7

1,02

397,71

405,664

2200

1620300

1652706

Прочие подземные электроприемники (дополнительно)

3500

0.6

0.7

1.02

2100

2142

3000

10500000

10710000


4 .8 Электрический расчет  ЛЭП 110 кВ от подстанции "Новый город" до             

      ГПП 110/35/6 кВ   шахты "Костенко"

        

       Питание ГРП 110/6 кВ шахты "Костенко " принимаем от двух  ЛЭП 110 кВ от подстанции 110/35/6 "Новый город "

       От прямых ударов молнии ЛЭП 110 кВ по всей своей длине защищена тросом С-50. Длина ЛЭП 110 кВ составляет 5,3 км. Сечение проводов ЛЭП 110 кВ определяем следующим расчётом.

       Номинальный ток линии:

       Iн===131 А.                                                            (4.25)

       Сечение проводов ЛЭП 110 кВ, исходя из экономической плотности тока составляет:

q= ==119 мм,       (4.26)

где 1,1  - экономическая плотность тока при  числе часов   использования

до 5000.

       Для обеспечения этой нагрузки требуется провод АС-50 допускающий нагрузку рабочим током 165 А.

       Однако, учитывая перспективное развитие района к подвеске на ЛЭП 110 кВ, принимаем провод АС-150 допускающий нагрузку током 445 А.

       4.8.1 Выбор и проверка оборудования по токам короткого замыкания

        главной понизительной подстанции

       4.8.1.1 Выбор гибких токопроводов распределительного устройства    

           высокого напряжения

       На подстанции в открытой части применяется гибкая ошиновка, выполненная проводами марки АС. Выбор гибких токопроводов выполняется по следующей схеме:

       а) определяется минимальное допустимое сечение по нагреву от длительного тока;

       б) выделения тепла рабочим током утяжеленного режима;

       в) определяется минимально допустимое сечение по термической устойчивости;

       г) экономически целесообразное сечение провода, которым обеспечивается минимум суммарных эксплутационных расходов;

       д) минимально допустимое сечение по условиям коронирования;

       е) проверка проводов на схлестывание.

       Проверка по условиям коронирования необходима при напряжении

35 кВ и выше. Разряд в виде короны возникает при напряженности электрического поля:

кВ/см,                                                         (4.28)

где   m` - коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности проводника;

       r0 –  радиус провода, см., r0=5,7.

       Напряженность электрического поля около поверхности нерасщепленного провода определяется по выражению:

        кВ/см,                                                                                (4.29)

где   U – линейное напряжение, кВ;

       Dср – среднее геометрическое расстояние между проводами фаз, см,

        см,

где   D – расстояние между соседними фазами, D=300 см.,

        см..

       Провода не будут коронировать, если наибольшая напряженность поля у поверхности любого проводника не более 0,9 Е0, поэтому условие проверки на корону можно записать в виде .

       При больших токах короткого замыкания, провода в фазах могут сблизиться на столько, что произойдет их схлестывание. Наибольшее сближение поводов фаз наблюдается при двухфазном коротком замыкании. между соседними фазами. Усилие от тока двухфазного короткого замыкания. определяется по формуле:

Н/м,                     (4.30)

где I(2) – действительное значение периодической составляющей короткого двухфазного замыкания при t = 0.

 кА.                (4.31)

       Определим силу тяжести одного метра токопровода:

           ;                                                                                       (4.32)

где m