Реферат: Электрефикация рудника Октябрьский

1.Общие сведения о руднике «Октябрьский».

1.1 Местонахождение предприятия и его общая характеристика.

Норильский промышленный район (НПР) расположен на севере Красноярского края, в 90 км к востоку от р. Енисей (порт Дудинка), к югу от озера Пясино, на территории Таймырского (Долгано-Ненецкого) автономного округа. Возник в 30—40-е годы благодаря освоению месторождений медно-никелевых руд, открытых в 20-е годы геологом Н.Н. Урванцевым. Для освоения этих месторождений в 1935 г. началось сооружение поселков Норильск (центр добычи) и Валёк (пристань на р. Норильская).

НПР характеризуется континентальным климатом с резкими колебаниями температуры воздуха. Изменение температуры в течение суток достигает 30-34 ºС.

Среднемесячная температура в наиболее холодный период может достигать

до –37 ºС (январь 1974 года). Среднегодовая температура воздуха равна 8,6°.

Климат НПР отличается также сильными ветрами, резко меняющимися по скорости и по направлению, снежными заносами, вызываемыми не столько сне­гопадами, сколько переносом снега ветром. Порывы ветра могут достигать 40-45 м/с. В декабре, январе и марте количество дней с сильными ветрами может дохо­дить до 22 в месяц. Продолжительность метелей и поземок в среднем за зиму со­ставляет 36% (2049 часов) календарного времени, а в отдельные месяцы доходит до 81%. Средняя продолжительность одной метели (по данным за 10 зим) состав­ляет двое ‑ трое суток, наибольшая непрерывная продолжительность одной ме­тели – 11 суток. Снежный покров окончательно ложится в конце сентября и схо­дит в конце мая – начале июня.

Новый импульс развитию НПР придало открытие новых месторождений с более мощными запасами медно-никелевых руд в 25—30 км к северо-востоку от Норильска — в Талнахе (в предгорьях Хараелахского хребта).

В июле 1969 года начато строительство рудника "Октябрьский".

31 марта 1974 года введена в эксплуатацию I очередь рудника "Октябрьский". Основными вводимыми объектами явились: комплексы вспомогательно-закладочного ствола (ВЗС), вспомогательно-скипового ствола (ВСС) и вентиляционных стволов ВС-1,2; временная закладочная установка, объекты энергетического хозяйства, столовая, горные выработки откаточного горизонта -800 метров и вентиляционно-закладочного горизонта -700 метров, объекты транспортного хозяйства.

30 декабря 1974 года введена II очередь рудника. Построен копер и надшахтное здание грузового ствола, ремонтно-механический цех, склад материалов и оборудования, введены в эксплуатацию часть откаточных и вентиляционно-закладочных горных выработок, объекты транспортного хозяйства и артезианские скважины.

30 декабря 1975 года введена III очередь рудника. Введены в работу клетевой ствол КС-1, столовая на основной промплощадке и административно-бытовой комбинат на вспомогательной площадке.

30 марта 1977 года введена IV очередь рудника. Сданы в эксплуатацию горные выработки горизонтов -650м, -700м, -800м, административно-бытовой комбинат на основной площадке, турбокомпрессорная и первая очередь закладочного комплекса.

30 октября 1978 года введена в работу V очередь рудника. Сданы в эксплуатацию клетевой ствол КС-2, вторая очередь административно-бытового комбината на основной площадке, горные выработки откаточных и закладочных горизонтов - 650м, -700м, -800м, -957м.

31 декабря 1979 года введена в работу VI и VII очереди рудника. Переданы в эксплуатацию скиповой ствол СС-1, вентиляционный ствол ВС-3 с надшахтными зданиями и вентиляторной, горные выработки откаточных и закладочных горизонтов -700м, -800м, -957м.

31 декабря 1981 года введена в работу VIII очередь рудника. Введены в работу скиповой ствол СС-2, для подъема руды и породы шахты №2, горные выработки откаточных и закладочных горизонтов - 650м, -750м, -800м, -850м, -957м.

31 декабря 1985 года введена в работу IX очередь рудника. Введены в работу грузовой ствол ГС для спуска и подъема крупногабаритного оборудования и подачи свежего воздуха, горные выработки откаточных и закладочных горизонтов - 650м, -750м, -850м, -957м.

С вводом и освоением IX очереди, рудник с 1987 года стал работать на своих проектных объемах. С четвертого квартала 1990 года начато строительство капитальных объектов по подготовке к отработке медистых руд взамен выбывающим богатым рудам.

30 декабря 1992 года был подписан акт государственной комиссии о приемке в эксплуатацию I пускового комплекса рудника "Октябрьский" для восполнения выбывающих мощностей.

В третьем квартале 1993 года принят в эксплуатацию II пусковой комплекс. Рудник стал добывать руду в разделительном массиве между шахтами №1 и №2 (PМ-1).

30 июня 1994 года принят в эксплуатацию III пусковой комплекс для восполнения выбывающих мощностей по богатым рудам.

29 декабря 1995 года введен в эксплуатацию первый этап IV пускового комплекса вскрытия новых горизонтов для восполнения выбывающих мощностей рудника «Октябрьский».

В декабре 1999г. введен в эксплуатацию I пусковой комплекс по медистым рудам.

В декабре 2002г. вводится в эксплуатацию II пусковой комплекс по медистым рудам.

1.2. Электроснабжение предприятия.

Электрические нагрузки и расход электроэнергии. Основными потребителями
электроэнергии на поверхности рудника являются электродвигатели 6 кВ и 0.4 кВ подъемных машин турбо компрессоров, вентиляторов, калориферов
электроосвещение. Источником электроэнергии для электроприемников рудника
"Октябрьский" является ТЭЦ-2. Основными потребителями электроэнергии на
поверхности рудника являются электродвигатели 6кВ подъёмных машин,
турбокомпрессоры, вентиляторы, калориферы, элекгроосвещение.

Потребители электроэнергии рудника «Октябрьский» по степени

бесперебойности электроснабжения относятся к Iи П категориям по классификации ПУЭ.

Источником электроэнергии для электроприёмников рудника «Октябрьский» является Норильская ТЭЦ-2, электроснабжение всех
ГПП рудника осуществляется от ТЭЦ-2 по ВЛ 110кВ.

Схемы коммутации ГПП принимаются без выключателей на стороне высшего
напряжения с установкой короткозамыкателей в цепях трансформаторов.

На ОРУ-110кВ принята упрощённая схема с отделителями и
короткозамыкателями, и «мостиком» со стороны ВЛ.

РУ 6 кВ выполняется с одинарной системой шин, секционированный на четыре
секции, с АВР на секционных масляных выключателях предусматриваются комплектные устройства БПРУ.

Предусматриваются следующие виды защит на трансформаторах ТРДН-
25000/110:

1. Продольная дифференциальная защита.

2. Максимальная токовая защита с выдержкой времени с вольтметровой
блокировкой на стороне высшего напряжения.

3. Максимальная токовая защита с выдержкой времени на вводах 6 кВ.

4. Газовая защита в баке трансформатора, действующая на отключение и на
сигнал.

5. Газовая защита в баке переключающего устройства, действующая на
отключение и на сигнал.

6. Реле уровня масла с действием на сигнал.

7. Защита от перегрузки с действием на сигнал.

2.РАСЧЕТ ОСВЕЩЕНИЯ ПОДЗЕМНЫХ ВЫРАБОТОК

Расчет освещения производим точечным методом.

Расчет сводится к определению освещенности в точке на уровне рабочей поверхности.

Освещенность на горизонтальной плоскости в точке К₁

где n – число светильников, равноудаленных от освещаемой точки; С=Ф_Л /1000 – поправочный коэффициент, учитывающий отношение светового потока принятой лампы Ф_Л к световому потоку основной лампы, принимаемому равным 1000 лм; I_a - сила света лампы под углом a, кд; a - угол наклона лучей к освещаемой поверхности в расчетной точке; К_З – коэффициент запаса, учитывающий запыление и загрязнение колпаков, а также понижение светоотдачи ламп к концу срока их службы (принимается для ламп накаливания 1,4-1,6; для люминесцентных ламп 1,6-1,8); h – высота подвеса светильника над рабочей поверхностью, м.

Принимаем светильники РВЛ-40М с высотой подвеса от почвы h=3,7м и К_З =1,8.

Расстояние между светильниками принимаем равным l=8м.

Определяем tgα по формуле:

; ;

Для принятого светильника сила света под углом 47 град. I_a =95кд .Световой поток

cветильника Ф=2480лм .

Освещенность в заданной точке К₁

,

что удовлетворяет требуемым нормам Е_MIN ≥5лк.

Освещенность на вертикальной плоскости

,

что тоже удовлетворяет требуемым нормам Е_MIN ≥5лк.

Определяем необходимое число светильников по формуле

где L – длина освещаемой выработки, м; l – расстояние между светильниками, м.

Определяем расчетную мощность осветительного трансформатора

При светильниках с люминесцентными лампами

где Р_{S Л} – суммарная мощность люминесцентных ламп, Вт; h_ЭЛ = 0,83-0,87 – электрический КПД светильника, учитывающий потери в дросселе; соsj_СВ = 0,5 – коэффициент мощности светильников с люминесцентными лампами.

Принимаем осветительный аппарат ТСШ-4/07,S_Н = 4кВА.

Рассчитываем сечение (мм² ) осветительного кабеля

где М – момент нагрузки, кВт×м; С- коэффициент, значения которого приведены в приложении 4.6; - нормируемая потеря напряжения (4% номинального напряжения для угольных шахт и 2,5% - для рудных шахт).

Момент М при сосредоточенной нагрузке в конце линии

,

где Р – нагрузка, кВт; L – длина линии, м;l₁ – длина кабеля от трансформатора до осветительной линии, м.

.

Принимаем кабель КГЭШ-3х4+1х2,5 с сечением основных жил 4 мм² . и I_SH = 45A.

3. ОПРЕДЕЛЕНИЕ МОЩНОСТИ ТРАНСФОРМАТОРНЫХ

ПОДСТАНЦИЙ

Для определения мощности шахтных трансформаторных подстанций широкое применение нашел метод коэффициента спроса.

Исходными данными для вычисления электрических нагрузок подстанций являются установленная и присоединенная мощности приемников. Установленной мощностью (кВт) называется номинальная мощность всех приемников, питаемых от данной трансформаторной подстанции, за исключением резервных и работающих только в ремонтную смену. Для электродвигателей установленная мощность соответствует их номинальной мощности на валу, указанной на щитке.

Электрические нагрузки по установленной мощности и коэффициенту спроса рассчитываем в следующей последовательности:

1). Все намеченные к установке электроприемники группируем по технологическим признакам (процессам) - очистные и подготовительные работы, околоствольный двор и т.д. Группировку электроприемников при необходимости производим также по напряжениям.

2). Определяем суммарные установленные мощности электроприемников внутри групп по технологическим процессам (и цехам) и по принятому для соответствующих групп напряжению.

3). Рассчитываем активные (Р_Р ), реактивные (Q_Р ) и полные (S_Р ) электрические мощности по участкам, группам, технологическим процессам, а также суммарные нагрузки по группам электроприемников с одинаковым напряжением по формулам

где - коэффициент спроса данной группы приемников, принимаемый по приложению 1.1.

,

где tgj - коэффициент реактивной мощности (соответствует для данной группы приемников cosj по приложению 1.1.).

Для каждой группы потребителей по приложению 1.1 определяем коэффициенты спроса и соответствующие коэффициенты мощности, которые вместе с данными нагрузок заносим в табл. 1.1.

Коэффициент участия в максимуме нагрузки принимаем К_У.М. = 0,8.

Таблица 1.1

Данные расчета нагрузок

Полная расчетная мощность токоприемников участковой подстанции

204 кВ·А.

Принимаем передвижную участковую понизительную подстанцию (ПУПП) типа ТСВП-250/6 (трансформатор сухой взрывобезопасный передвижной мощностью 250

кВА и напряжением первичной обмотки 6 кВ).

Таблица 1.2.

Технические характеристики трансформатора ТСВП – 250/6

4. РАСЧЕТ КАБЕЛЬНОЙ СЕТИ ПОДЗЕМНОГО УЧАСТКА

4.1. Расчет и выбор кабельной сети напряжением выше 1кВ

4.1.1.Расчет и выбор кабельной сети от ЦПП до РПП-6

Сечение высоковольтного кабеля, питающего участковую трансформаторную подстанцию, определяем по токам нагрузки подстанции и проверяем по экономической плотности тока, термической стойкости к токам КЗ и допустимой потере напряжения. Причем на экономическую плотность тока проверяется кабель, питающий стационарную подстанцию со сроком эксплуатации не менее 5 лет.

При загрузке подстанции, близкой к номинальной:

,

где I_Т.ВН - номинальный ток (А) обмотки высшего напряжения ПУПП, . .

Здесь U_С - номинальное напряжение высоковольтной сети, кВ.

Принимаем кабель марки ЭВТ-6000. Для кабеля этого типа по приложению 2.1 и нормируемой температуры жил 65⁰ С находим температурный коэффициент k_t = 1,12 при температуре окружающей среды .

Расчетное значение тока нагрузки высоковольтного кабеля (А) с учетом температуры окружающей среды

,

где К_t - температурный коэффициент.

По приложению 2.2 для кабеля ЭВТ-6000 по расчетному току I^/ _ВН =23,7 А выбираем стандартное сечение жилы 16 мм² , которое допускает нагрузку I_SH = 38А.

Проверяем кабель на термическую стойкость.

Коэффициент загрузки кабеля

.

По приложению 2.4 при b_К = 0,62 для кабелей с поливинилхлоридной изоляцией для температуры окружающей среды 15⁰ С находим коэффициент К_З .

К_З = 1,16 - (0,62-0,6) = 1,152.

Предельно допустимый кратковременный ток КЗ (А) в кабеле

,

где С - коэффициент, учитывающий конечную температуру нагрева жил и напряжение кабеля(С = 105 для кабелей с поливинилхлоридной изоляцией); S - выбранное сечение жилы кабеля, мм² ; t_П - приведенное время отключения защитного аппарата (t_П = 0,15 с для КРУРН-6, расположенной в ЦПП).

Ток трехфазного КЗ в начале проверяемого кабеля I_КЗ ⁽³⁾ (на шинах ЦПП)

I_П = 5000,93 А >I_К ⁽³⁾ = 3854 А.

Выбранное сечение кабеля соответствует условию термической стойкости.

Минимальное сечение кабеля, соответствующее условию термической стойкости, определяем по упрощенной формуле

S = 14,2 мм² .

Выбранное ранее сечение кабеля 16 мм² больше 14,2 мм² .

Сечение кабеля по допустимой потере напряжения

S = = 4,1мм² ,

где I_ВН - расчетный ток электроприемника, А; L - длина высоковольтного

кабеля, м; g -удельная проводимость меди, м / (Ом×мм² ) (принимается для меди 50 м/(Ом×мм² ); для алюминия 32 м/(Ом×мм² ); DU_Д - допустимая потеря напряжения в высоковольтном кабеле, В.

Потеря напряжения в высоковольтном кабеле, проложенном от ЦПП до ПУПП, не должна превышать 150 В при напряжении 6 кВ.

По допустимой потере напряжения стандартное сечение 16 мм² .

Сечение (мм² ) жилы кабеля по экономической плотности тока

S_ЭК = I_ВН / j_ЭК ,

где j_ЭК – нормированное предельное значение экономической плотности тока, зависящее от материала проводника и продолжительности работы УТП в год Т_М , А/мм² .

Для шахт время использования максимальной нагрузки обычно Т_МАХ = 4000 ч. По таблице для Т_МАХ = 3000 - 5000 ч для кабелей с медными жилами и пластмассовой изоляцией j = 3,1 А/мм² .

Стандартное сечение S_НОМ = 16 мм² .

Таким образом, окончательно принимается кабель ЭВТ-6000-3х16 с номинальным сечением жилы 16 мм² и длительно допустимым током нагрузки 38 А.

4.1.2.Расчет и выбор кабельной сети от РПП-6 до ТСВП-250/6

Принимаем кабель ЭВТ-6000-3х16 с номинальным сечением жилы 16 мм² и длительно допустимым током нагрузки 38 А.

Проверяем сечение кабеля по допустимой потере напряжения

S = = 3,3мм²

По допустимой потере напряжения стандартное сечение 16 мм² .

Сечение (мм² ) жилы кабеля по экономической плотности тока

Стандартное сечение S_НОМ = 16 мм² .

4.2. Расчет и выбор кабельной сети напряжением до 1кВ

Ток нагрузки магистрального (фидерного) кабеля

I_Ф = А.

Значения ΣР_У , К_С , соsφ - такие же, что и при определении мощности трансформатора подстанции.

Для магистрали принимаем два параллельно проложенных кабеля типа KРПСН 3х95, рассчитанных на длительно допустимый ток (см. приложение 2.2.):

2I_SH = 2 × 168 = 336 А; 2I_SH = 336А >I_Ф = 298 А.

Для проверки фидерного кабеля на термическую стойкость определяем ток трехфазного КЗ в начале кабеля, т.е. на зажимах вторичной обмотки трансформатора участковой подстанции.

Индуктивное сопротивление энергосистемы, приведенное к расчетному напряжению сети (базисному напряжению),

х₁ = U² _б /S_С ⁽³⁾ = 400² / 40000 = 4 мОм.

S_КЗ ⁽³⁾ = 40МВ×А

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

х_Л.Н = (х₀₁ ×_{ЦПП-РП-6} + х₀₂ ×_{РП-6-ПУПП} )×10³ = (0,102×1+0,102×0,8)×10³ =183,6 мОм.

Индуктивное сопротивление кабельной линии напряжением 6 кВ, приведенное к расчетному (базисному) напряжению сети,

х₂ = мОм.

По приложению 2.2 r₀₁ =1,15 Ом/км и r₀₂ =1,15 Ом/км, тогда

r_Л.Н = (r₀₁ ×_{ЦПП-РП-6} + r₀₂ ×_{РП-6-ПУПП} )10³ =(1,15×1 + 1,15×0,8)10³ =2070 мОм.

Активное сопротивление кабельной линии 6 кВ, приведенное к базисному напряжению:

r₁ = мОм.

Активное сопротивление трансформатора

R_Т = 0,00661 Ом = 6,61 мОм.

Из технической характеристики подстанций ТСВП-630/6-0,69 (см. приложение 2.5) находим

S_Т.Н = 250 кВ×А; I_В.Н = 24,1 А; I_Н.Н = 362 А;

U_К = 3,5%; U_Х.Х = 400 В; Р_К = 2600 Вт.

Индуктивное сопротивление обмотки трансформатора

Х_Т = 0,0224 Ом = 22,4 мОм.

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

Sх= х₁ + х₂ + Х_Т = 4+0,74+22,4=27,14 мОм.

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

Sr= r₁ + R_Т = 8,34+6,61=14,95 мОм.

Ток трехфазного КЗ в начале фидерного кабеля (на вторичной обмотке ПУПП)

I_КЗ ⁽³⁾ = 7459 А.

Коэффициент загрузки фидерного кабеля

b_К.Ф = .

При 15⁰ С К_t = 1,12 , поэтому b_К.Ф =

По приложению 2.4 при b_К.Ф = 0,8 для кабелей с резиновой изоляцией при напряжении до 3 кВ для температуры окружающей среды 15⁰ С К_З =1,1.

Для кабелей с резиновой изоляцией С=101; для подстанции ТСВП-250/6-0,4 t_П = 0,05 с.

Предельно допустимый кратковременный ток КЗ для фидерного кабеля

I_П = А.

I_П = 35350 А >I_К ⁽³⁾ = 7459А.

Выбранное ранее сечение (S=35 мм² ) фидерного кабеля удовлетворяет условию термической стойкости.

Активное сопротивление фидерного кабеля

r₂ = r₀ × мОм;

r₀ = 0,37 Ом/км для КРПСН-3х35 (см. приложение 2.2).

Индуктивное сопротивление фидерного кабеля

Х₂ = х₀ 10³ = 0,0625 10³ = 1,56 мОм;

х₀ = 0,0625 Ом/км (см. приложение 2.2) для КРПСН -3х35.

Суммарное активное сопротивление сети до начала кабеля буровой установки SOLO-710 (сопротивлением коммутационных аппаратов пренебрегаем)

r_S = 14,95 + 9,25 = 24,2 мОм.

Суммарное индуктивное сопротивление до начала кабеля буровой установки SOLO-710

х_S = 27,14 + 1,56 = 28,7 мОм.

Полное сопротивление сети до начала кабеля буровой установки SOLO-710

z = мОм.

Ток КЗ в начале кабеля буровой установки SOLO-710

I_КЗ ⁽³⁾ = 6159 А.

Буровая установка SOLO-710, номинальный ток двигателя у которой I_H = 170A.

Сечение гибких кабелей однодвигательных электроприемников участка предварительно выбираем исходя из длительно допустимой нагрузки по нагреву номинальным током I_Н согласно условию.

,

где I_Н - номинальный ток электродвигателя, А.

Принимаем кабель ГРШЭ-3х50 с номинальным сечением жилы 50 мм² и длительно допустимым током нагрузки 200 А.

Гибкий кабель проверяем на термическую стойкость.

Коэффициент загрузки гибкого кабеля

b_КГ = = = 0,76;

I_ДВ = 170 А; К_t = 1,12.

Коэффициент загрузки К_З находим по приложению 2.4. При 15⁰ С для кабелей с резиновой изоляцией при b_КГ = 0,76 линейной интерполяцией находим

К_З = 1,14 - (0,76-0,7) = 1,116.

Предельно допустимый ток КЗ I_П (А) кабеля буровой установки SOLO-710

I_П = .

Для кабелей с резиновой изоляцией С=101, для отключающего аппарата t_П = 0,1 с.

I_П = = 17612 А;

I_П =17612А>I_КЗ ⁽³⁾ .=6159А.

Выбранное ранее сечение кабеля удовлетворяет условию термической стойкости.

Фидерный кабель и кабель буровой установки SOLO-710 проверяем по допустимой потере напряжения в номинальном режиме.

Потеря напряжения в трансформаторе в номинальном режиме

U_{Т . Н} = b_Т (U_A ×соsj + U_P ×sinj) .

Коэффициент загрузки трансформатора

b_К = S_Т.Р / S_Т.Н = 204 / 250 = 0,82.

где-(S_Т.Р и S_Т.Н - соответственно расчетная и номинальная мощности трансформатора, кВ×А); U_А и U_Р - относительные величины соответственно активной и реактивной составляющих напряжения КЗ трансформатора (%); определяются по формулам (см. пример 2.2) с учетом данных приложения 2.5; соsj - средневзвешенный коэффициент мощности электроприемников участка; sinj = .

Относительное значение активной составляющей напряжения КЗ трансформатора определяем по формуле

Относительное значение реактивной составляющей напряжения КЗ трансформатора

U_Р =

соsj= 0,67; sinj = ;

U_Т.Н = 0,82(1,04× 0,65 + 3,34 × 0,74) = 10,4 В.

Потеря напряжения U_Г в гибком кабеле буровой установки SOLO-710

U_Г =×I_ДВ ×(R_Г ×cosj_ДВ +Х_Г ×sinj_ДВ )=1,73×170×(0,074×0,65+0,0125×0,76) = 16,9 В,

где I_ДВ - номинальный ток электродвигателя, А; R_Г , X_Г - соответственно

активное и индуктивное сопротивления гибкого кабеля, Ом

R_Г = r₀ L_Г = 0,37 × 0,2 = 0,074 Ом; Х_Г = x₀ L_Г = 0,0625 × 0,2 = 0,0125 Ом;

где r₀ , x₀ - соответственно активное и индуктивное сопротивления 1 км кабеля, Ом/км (см. приложение 2.2); L_Г - длина гибкого кабеля с учетом провисания, м; соsj_ДВ - номинальный коэффициент мощности электродвигателя.

сosφ_ДВ =0,65 ; sinj_ДВ =

Общая допустимая потеря напряжения в низковольтной сети

SDU = U_Х.Х – U_{ДВ. MIN} = 400 - 0,95 × 400 = 39 В.

Потери напряжения в фидерном кабеле

DU_Ф = SDU - DU_Т.Н - DU_Г = 39 – 10,4 – 16,9 = 11,7 В.

Сечение фидерного кабеля по допустимой потере напряжения в нормальном режиме

S_Ф.К. = = 47,5 мм² .

где I_Ф - ток в фидерном кабеле, А; k - коэффициент, учитывающий относительное значение индуктивного сопротивления кабеля (при соsj = 0,6 - 0,7 и сечениях рабочей жилы 4-70 мм² k = 1-1,3, а при сечениях рабочей жилы 70-150 мм² k = 1,2-1,6 для гибких и бронированных кабелей напряжением до 1000 В); L_Ф - длина фидерного кабеля, м; соsj - средневзвешенный коэффициент мощности токоприемников участка; g = 50 м/(Ом×мм² ) - удельная проводимость меди при 65⁰ С.

Сечение гибкого кабеля буровой установки SOLO-710 по допустимой потере напряжения в нормальном режиме

S_Г = = = 45,2 мм² .

Выбранные ранее стандартные сечения кабелей удовлетворяют условиям потери напряжения в нормальном режиме.

Фактическое напряжение (В) на зажимах электродвигателя при пуске

,

где U_РП - напряжение на шинах РПП-НН до пуска двигателя - разность между номинальным напряжением питающего трансформатора и потерей

напряжения в сети до РП при нормальной работе всех приемников, за

исключением пускаемого, В:

;

n - число одновременно пускаемых электродвигателей; I_ДВ.ПН. , cosj_П - соответственно ток (А) и коэффициент мощности электродвигателя при пуске (принимаются равными пусковому току и соответствующему ему коэффициенту мощности при номинальном напряжении. При отсутствии каталожных данных cosj принимается равным 0,5); U_С - номинальное напряжение сети, В; åR_Н - суммарное активное сопротивление трансформатора, фидерного и гибкого кабелей, Ом:

,

å Х_Н - суммарное индуктивное сопротивление трансформатора,

фидерного и гибкого кабелей, Ом:

å Х_Н = Х_Т + Х_Ф +Х_Г .

Суммарное активное сопротивление трансформатора, фидерного и гибкого кабелей.

Ом.

Суммарное индуктивное сопротивление трансформатора, фидерного и гибкого кабелей.

å Х_Н =0,0224+0,00156+0,0125=0,03646 Ом.

Напряжение на шинах РПП-НН до пуска двигателя.

Буровая установка MINIMATICD-07, номинальный ток двигателя у которой I_H = 120A.

Принимаем кабель ГРШЭ-3х25 с номинальным сечением жилы 25 мм² и длительно допустимым током нагрузки 136 А.

Гибкий кабель проверяем на термическую стойкость.

Коэффициент загрузки гибкого кабеля

b_КГ = = = 0,79;

I_ДВ = 120А; К_t = 1,12.

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

К_З = 1,14 - (0,79-0,7) = 1,104.

Предельно допустимый ток КЗ I_П (А) кабеля буровой установки MINIMATICD-07

I_П = .

Для кабелей с резиновой изоляцией С=101, для отключающего аппарата t_П = 0,1 с.

I_П = = 8711 А;

I_П =8711А>I_КЗ ⁽³⁾ .=6159А.

Выбранное ранее сечение кабеля удовлетворяет условию термической стойкости.

Проверяем гибкий кабель по потере напряжения.

Активное и индуктивное сопротивления гибкого кабеля, Ом

R_Г = r₀ L_Г = 0,74 × 0,15= 0,111 Ом; Х_Г = x₀ L_Г = 0,0662 × 0,15 = 0,00993Ом

Потеря напряжения U_Г в гибком кабеле буровой установки MINIMATICD-07

U_Г =×I_ДВ ×(R_Г ×cosj_ДВ +Х_Г ×sinj_ДВ )=1,73×120×(0,111×0,65+0,00993×0,76) = 16,54В

Сечение гибкого кабеля для вентиляторов ВМ-6М по допустимой потере напряжения в нормальном режиме

S_Г = = = 24,5 мм² .

Выбранное ранее стандартное сечение кабеля удовлетворяет условию потери напряжения в нормальном режиме.

Суммарное активное сопротивление трансформатора, фидерного и гибкого

кабелей.

Ом.

Суммарное индуктивное сопротивление трансформатора, фидерного и гибкого кабелей.

å Х_Н =0,0224+0,00156+0,00993=0,03389 Ом.

Напряжение на шинах РПП-НН до пуска двигателя.

Вентиляторы ВМ-6М, номинальный ток одного вентилятора I_H =74,3А, а суммарный ток вентиляторов ΣI_H =148,6A.

Принимаем кабель ГРШЭ-3х35 с номинальным сечением жилы 35 мм² и длительно допустимым током нагрузки 168 А.

Гибкий кабель проверяем на термическую стойкость.

Коэффициент загрузки гибкого кабеля

b_КГ = = = 0,79;

I_ДВ = 148,6А; К_t = 1,12.

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

К_З = 1,14 - (0,79-0,7) = 1,104.

Предельно допустимый ток КЗ I_П (А) кабеля вентиляторов

I_П = .

Для кабелей с резиновой изоляцией С=101, для отключающего аппарата t_П = 0,1 с.

I_П = = 8711 А;

I_П =8711А>I_КЗ ⁽³⁾ .=6159А.

Выбранное ранее сечение кабеля удовлетворяет условию термической стойкости.

Проверяем гибкий кабель по потере напряжения.

Активное и индуктивное сопротивления гибкого кабеля, Ом

R_Г = r₀ L_Г = 0,52× 0,08= 0,0416 Ом; Х_Г = x₀ L_Г = 0,0637 × 0,08 = 0,005096Ом

Потеря напряжения U_Г в гибком кабеле вентиляторов ВМ-6М

U_Г =×I_ДВ ×(R_Г ×cosj_ДВ +Х_Г ×sinj_ДВ )=1,73×148,6×(0,0416×0,78+0,005096×0,63) = 9,2В

Сечение гибкого кабеля для вентиляторов ВМ-6М по допустимой потере напряжения в нормальном режиме

S_Г = = = 34,8 мм² .

Выбранное ранее стандартное сечение кабеля удовлетворяет условию потери напряжения в нормальном режиме.

Суммарное активное сопротивление трансформатора, фидерного и гибкого

кабелей.

Ом.

Суммарное индуктивное сопротивление трансформатора, фидерного и гибкого кабелей.

å Х_Н =0,0224+0,00156+0,005096=0,029056 Ом.

Напряжение на шинах РПП-НН до пуска двигателя.

Освещение (ТСШ-4/07), номинальный ток I_H =18,2А.

Принимаем кабель ГРШЭ-3х4 с номинальным сечением жилы 4 мм² и длительно допустимым током нагрузки 45 А.

Проверяем гибкий кабель по потере напряжения.

Активное и индуктивное сопротивления гибкого кабеля, Ом

R_Г = r₀ L_Г = 4,87× 0,05= 0,244 Ом; Х_Г = x₀ L_Г = 0,095 × 0,05 = 0,00475Ом

Потеря напряжения U_Г в гибком кабеле вентиляторов ВМ-6М

U_Г =×I_ДВ ×(R_Г ×cosj_ДВ +Х_Г ×sinj_ДВ )=1,73×18,2×(0,244×0,57+0,00475×0,82) = 4,5В

Сечение гибкого кабеля для трансформатора освещения по допустимой потере напряжения в нормальном режиме

S_Г = = = 3,95 мм² .

Выбранное ранее стандартное сечение кабеля удовлетворяет условию потери напряжения в нормальном режиме.

5.ВЫБОРНИЗКОВОЛЬТНОЙ АППАРАТУРЫ, УСТАВОК РЕЛЕ МАКСИМАЛЬНОЙ ТОКОВОЙ ЗАЩИТЫ И ПЛАВКИХ ВСТАВОК ПРЕДОХРАНИТЕЛЕЙ

5.1. Выбор автоматических (фидерных) выключателей

Автоматы выбирают по условиям применения, назначению, номинальному напряжению сети, номинальному току и проверяют по предельному току отключения (коммутационной способности). При этом должны соблюдаться условия:

; ; ,

где U_Р.Н - номинальное напряжение катушки независимого расцепителя, В; U_С - номинальное напряжение сети, В; I_Н - номинальный ток выключателя, А; I_С - ток защищаемой сети, равный току в фидерном кабеле, А; I_О.А - предельно отключаемый ток автомата (действующее значение), А; I_КЗ ⁽³⁾ - ток трехфазного КЗ на выводных зажимах автомата, А.

Ток трехфазного КЗ для автоматов, встроенных в ПУПП или установленных рядом с ними, может быть с достаточной точностью определен по формуле

I_КЗ ⁽³⁾ = ,

где I_Т.Н - номинальный ток вторичной обмотки трансформатора ПУПП, А;

U_КЗ - напряжение короткого замыкания трансформатора ПУПП, %.

По данным расчетов I_C =298A, U_C =380B.

Принимаем автоматический выключатель АВ-320ДО с техническими характеристиками: U_{P . H} =380B, I_H =320A, I_{O . A} =35кА.

; ; .

Выбранный автоматический выключатель удовлетворяет всем условиям.

5.2. Выбор магнитных пускателей

Пускатели выбирают по условиям применения, номинальному напряжению сети, номинальному току подключаемой сети, а также по мощности и режиму работы электродвигателей, для управления которыми выбирается пускатель. При этом должны соблюдаться условия:

,

где U_Н и I_Н - номинальные напряжение и ток, на которые рассчитан пускатель; Р_Н - предельная номинальная мощность двигателя, которая может быть подключена к пускателю, кВт; Р_ДВ - номинальная мощность двигателя, для которой выбирается пускатель, кВт;

При управлении одиночным двигателем

I_С = I_ДВ .

Буровая установка SOLO-710: I_ДВ =170А, P_ДВ =120кВт.

Принимаем магнитный пускатель ПВИ-250У5 с техническими характеристиками: U_H =380B, I_H =250A, P_H =160кВт, I_ОП =7800А.

U_H = U_С =380В , I_H =250A> I_ДВ =170А, P_H =160кВт>P_ДВ =120кВт

I_ОП =7800А>1,2I_КЗ ⁽³⁾ =1,2∙6159=7391A.

Выбранный магнитный пускатель удовлетворяет всем условиям.

Буровая установка MINIMATICD-07: I_ДВ =120А, P_ДВ =105кВт.

Принимаем магнитный пускатель ПВИ-250У5 с техническими характеристиками: U_H =380B, I_H =250A, P_H =160кВт, I_ОП =7800А.

U_H = U_С =380В , I_H =250A> I_ДВ =120А, P_H =160кВт>P_ДВ =105кВт

I_ОП =7800А>1,2I_КЗ ⁽³⁾ =1,2∙6159=7391A.

Выбранный магнитный пускатель удовлетворяет всем условиям.

Вентиляторы ВМ- 6М: ΣI_ДВ =148,6А, ΣP_ДВ =48кВт.

Принимаем магнитный пускатель ПВИ-250У5 с техническими характеристиками: U_H =380B, I_H =250A, P_H =160кВт, I_ОП =7800А.

U_H = U_С =380В , I_H =250A> I_ДВ =148,6А, P_H =160кВт>P_ДВ =48кВт

I_ОП =7800А>1,2I_КЗ ⁽³⁾ =1,2∙6159=7391A.

Выбранный магнитный пускатель удовлетворяет всем условиям.

Освещение ТСШ-4/07: I_С =18,2А, P_С =3кВт.

Принимаем магнитный пускатель ПВИ-25А с техническими характеристиками: U_H =380B, I_H =25A, P_H =13кВт.

U_H = U_С =380В , I_H =25A> I_С =18,2А, P_H =13кВт> P_С =3кВт

Выбранный магнитный пускатель удовлетворяет всем условиям.

5.3.Выбор и проверка уставок тока срабатывания максимальной защиты в участковых сетях

Уставки тока срабатывания максимальных расцепителей тока автоматических выключателей и максимальных реле тока магнитных пускателей для электродвигателей определяются по формулам.

Для защиты типа УМЗ (магнитные пускатели ПВИ, станции управления) ток уставки рассчитывается по выражению

(3.4)

Для защиты типа ПМЗ, встроенной в автоматические выключатели серии АВ или в распредустройства низшего напряжения трансформаторных подстанций, расчет ведется по формуле

(3.5)

где k_Н =1,1-1,2 - коэффициент надежности; I_Ф - ток нагрузки в магистральном (фидерном) кабеле (А), определяется по формуле (2.1); I_Н.МАХ - номинальный ток электродвигателя наибольшей мощности, для которого определяется фактический пусковой ток I_П.Ф., А.

Фактический пусковой ток электродвигателя с КЗ ротором определяется по формуле

где I_П.Н - номинальный пусковой ток электродвигателя, А; U_ДВ.П.Ф - фактическое напряжение на зажимах электродвигателя при пуске, определенное из расчета кабельной сети; U_С –номинальное напряжение питающей сети, В.

Выбранную уставку проверяют на надежность срабатывания по условию

I_КЗ ⁽²⁾ _MIN / I_У ³ 5. (3.6)

Здесь I_КЗ ⁽²⁾ _MIN - минимально возможный расчетный ток двухфазного КЗ в

наиболее удаленной точке сети, А; I_У - выбранное значение уставки токовой защиты, А.

Ток двухфазного КЗ в наиболее удаленной точке сети определяем по формуле:

Ток уставки для АВ-320ДО:

Принимаем I_У =1200А .

Ток уставки для ПВИ-250У5 (SOLO):

Принимаем I_У =800А

Проверяем уставку на надежность срабатывания:

5358 / 800=6,7 >5.

Ток уставки для ПВИ-250У5 (MINIMATIC):

Принимаем I_У =600А

Проверяем уставку на надежность срабатывания:

5358 / 600=8,93 >5.

Ток уставки для ПВИ-250У5 (ВМ-6М):

Принимаем I_У =800А

Проверяем уставку на надежность срабатывания:

5358 / 800=6,7 >5.

Ток уставки для ПВИ-25А (ТСШ-4/07):

где К_Т - коэффициент трансформации, равный 4,96 для напряжения 660/133 В и 2,85 - для напряжения 380/133 В; I_Р.Н - номинальный ток вторичной обмотки трансформатора, А;

Принимаем I_У =63А

5.4. Выбор и проверка плавких вставок предохранителей

Номинальный ток плавкой вставки предохранителя (А) определяют по формулам:

для защиты магистрали

I_П.В ³+ SI_Р.Н ,

где I_П.Н - номинальный пусковой ток наиболее мощного электродвигателя, А; 1,6-2,5 - коэффициент, обеспечивающий неперегорание плавкой вставки при пусках электродвигателей с короткозамкнутым ротором; для нормальных условий пуска (редкие пуски и быстрый разгон) значение коэффициента следует принимать равным 2,5, а при тяжелых условиях (частые пуски и длительный разгон) - 1,6-2.

Для защиты ответвлений:

с короткозамкнутым двигателем

I_П.В ³;

Для защиты первичных обмоток трансформаторов типа ТСШ

I_П.В I_Р.Н ,

где I_Р.Н - номинальный рабочий ток вторичной обмотки трансформатора, А.

Выбранная плавкая вставки должна быть проверена по расчетному минимальному току двухфазного КЗ. Кратность расчетного минимального тока двухфазного КЗ по отношению к номинальному току плавкой вставки должна удовлетворять условию

I_КЗ ⁽²⁾ _MIN / I_П.В ³ (4-7).

Ток плавкой вставки для АВ-320ДО:

I_П.В ³+ 286,8=711,8А

Принимаем I_П.В =720А

Проверяем по расчетному минимальному току двухфазного КЗ

5358/ 720=7,4> 4.

Ток плавкой вставки для ПВИ-250У5 (SOLO):

I_П.В ³;

Принимаем I_П.В =450А

Проверяем по расчетному минимальному току двухфазного КЗ

5358/ 450=12> 4.

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

I_П.В ³;

Принимаем I_П.В =310А

Проверяем по расчетному минимальному току двухфазного КЗ

5358/ 310=17> 4.

Ток плавкой вставки для ПВИ-250У (ВМ-6М):

I_П.В ³;

Принимаем I_П.В =310А

Проверяем по расчетному минимальному току двухфазного КЗ

5358/ 310=17> 4.

Ток плавкой вставки для ПВИ-25A(ТСШ-4/07):

I_П.В =8,94

Принимаем I_П.В =10А

5.5. Выбор и проверка уставок тока срабатывания максимальной токовой

защиты высоковольтных ячеек

Фактический ток высоковольтной ячейки:

I_Ф.ЯЧ

При этом должно выполняться условие:

I_{H .ЯЧ} >I_{Ф.ЯЧ ,} I_{H .ЯЧ} =30А>I_Ф.ЯЧ =24,1А

Принимаем высоковольтной ячейки КРУРН-6

Для высоковольтных ячеек, питающих передвижную подстанцию,

I_У .

Принимаем I_У =100А

6. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ

ПОДЗЕМНЫХ ГОРНЫХ РАБОТ

6.1. Определение стоимости электроэнергии

Стоимость электроэнергии С (руб.) по двухставочному тарифу за расчетный период (квартал)

где - годовая плата за 1 кВт максимальной мощности, руб/кВт; Р_М.Р –максимальная расчетная мощность предприятия, участвующая в максимуме энергосистемы, кВт; b – плата за 1 кВт×ч потребленной активной энергии согласно тарифу, руб/(кВт×ч); W_А – потребление активной энергии предприятием за расчетный период, зафиксированное счетчиком, кВт×ч

По данным практики известно, что потребление активной энергии за квартал

составляет W_А =960000 кВт×ч, годовая плата за 1 кВт максимальной мощности

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

b=3 руб/(кВт×ч).

6.2. Электровооруженность труда

Электровооруженность труда определяем как расход электроэнергии на каждый затраченный человекочас (чел×ч):

где Э – электровооруженность труда, W_А – общий расход активной электроэнергии по шахте за расчетный срок, кВт×ч; N – среднесписочное число производственных рабочих на шахте, чел; t_СМ – длительность рабочей смены, ч; n_ДН – число рабочих дней за расчетный срок.

По данным практики известно, что среднесписочное число производственных рабочих N=20чел, длительность рабочей смены t_СМ =6ч и число рабочих дней за расчетный срок n_ДН =120дней.

7. ЭЛЕКТРОБЕЗОПАСНОСТЬ ПОДЗЕМНЫХ ГОРНЫХ РАБОТ

7.1. Общие сведения. Расчет емкости кабельных сетей

В подземных выработках применяются электрические сети только с изолированной нейтралью трансформаторов как более безопасные по сравнению с сетями с глухозаземленной нейтралью трансформаторов.

Но совершенная электробезопасность в сетях с изолированной нейтралью в смысле защиты человека от поражения электрическим током, предотвращения взрывов и пожаров может быть обеспечена только совместным применением защитных заземлений, автоматического контроля изоляции жил кабелей относительно земли (защиты от утечек тока на землю), быстродействующей максимальной токовой защиты, специальной конструкцией кабелей и электрооборудования.

Рассмотрим, при помощи каких средств достигается каждый вид защиты.

Основные причины электротравматизма в подземных выработках шахт могут быть разделены на две группы.

К первой группе можно отнести поражения, происходящие в результате прикосновения человека к частям электрооборудования, нормально не находящимся под напряжением, но которые оказались под напряжением в результате повреждения изоляции или небрежного монтажа электрооборудования и особенно присоединенных кабелей. Ко второй группе относятся поражения, происшедшие в результате прикосновения человека к частям электрооборудования, нормально находящимся под напряжением, при осмотре, ремонте, различных регулировках (при неисправных и преднамеренно выведенных блокировках) и при подсоединениях электрооборудования под напряжением [3].

Разделение причин поражения на такие группы целесообразно, потому что эти причины требуют принятия различных мер защиты.

В первом случае надежная защита может быть достигнута применением защитных заземлений. Несчастные случаи второй группы могут быть предотвращены лишь при наличии защитного отключения и недопущения эксплуатации электрооборудования в условиях, когда сопротивление изоляции снижается ниже предельно допустимого значения.

Следует отметить, что контроль изоляции и защитное отключение являются также эффективными мерами защиты и от несчастных случаев, возникших в условиях первой группы.

Таким образом, только одновременное осуществление обоих рассмотренных видов защиты (защитное заземление и защита от токов утечки) может предотвратить электротравматизм в шахтах.

Причиной взрыва или пожара может быть возникновение опасного искрения, энергия которого, выделяемая в искровой промежуток, достаточна для воспламенения взрывоопасной среды или возникновения электрической дуги, воспламеняющей посторонние предметы.

Применение защиты от утечек тока и экранированных кабелей с неизолированной заземляющей жилой существенно снижает также вероятность возникновения взрыва или пожара, что объясняется двумя причинами.

Первая причина состоит в том, что уставки защиты по току утечки соизмеримы с искробезопасным значением тока, поэтому длительно могут существовать незамеченными только токи утечки, близкие по значению к искробезопасным. Вторая причина заключается в том, что токи утечки, значительно превышающие искробезопасные, могут быть только кратковременными (в сетях напряжением 380 и 660 В не более 0,2 с, напряжением 1140 В - 0,12 с).

Кроме того, благодаря наличию заземляющей жилы в кабелях отключение таких токов будет происходить при замкнутой цепи утечки, когда возникновение опасной искры маловероятно.

Следует отметить еще одно важное обстоятельство. Защита от утечек тока и специальная конструкция шахтных экранированных кабелей в значительной мере предотвращают глухое КЗ между фазами в кабельной сети (а значит и возникновение дуги). Объясняется это тем, что каждая силовая жила заключена в токопроводящий экран, находящийся в контакте с неизолированной (голой) заземляющей жилой. Поэтому утечка тока между фазами сводится к утечке тока на землю; и прежде, чем произойдет глухое КЗ между фазами, сработает аппарат защиты от утечки отключением сети.

Однако конструктивные и схемотехнические решения современных аппаратов общесетевой защиты от утечек тока на землю таковы, что они могут надежно выполнять свои защитные функции при определенной емкости относительно земли контролируемой кабельной сети. Поэтому в сетях до 1140 В общая длина кабелей, присоединенных к одному или параллельно работающим трансформаторам, должна ограничиваться емкостью относительно земли не более 1 мкФ на фазу.

Для обеспечения защитных характеристик общесетевой защиты от утечек тока рассчитываем общую емкость относительно земли одной фазы кабельной сети напряжением до 1140 В по условию

, (6.1)

где С_i - удельная емкость i-го кабеля сети до 1140 В относительно земли,

мкФ/км (см. приложение 6.1); l_i - длина i-го кабеля, м; k - число кабелей, подключенных к данной ПУПП; С_Д - предельно допустимая емкость сети при принятой в ней общесетевой защиты от утечек (С_Д = 1 мкФ).

Если это условие не соблюдается, то принимаются меры по снижению этой емкости сокращением длин кабелей и перераспределением питания электроприемников между несколькими ПУПП.

Что же касается высоковольтной распределительной сети напряжением 6кВ, то согласно ПБ электроснабжение передвижных подстанций (ПУПП), расположенных в выработках с исходящей струей воздуха в шахтах, опасных по внезапным выбросам, разрабатывающих крутые пласты, должно осуществляться обособленно от электрических сетей, находящихся на поверхности, с защитой от утечек тока. ПУПП и РПП-6 участка должны отключаться аппаратами с короткозамыкателями без выдержки времени.

МакНИИ разработан аппарат общесетевой защиты от утечки для сетей напряжением 6 кВ типа АЗО-6. Он может применяться в кабельных сетях, питающихся через разделительные трансформаторы 6/6 кВ, а также от отдельных обмоток трансформаторов 35/6-6 или 110/6-6 кВ при суммарной емкости сети до 2 мкФ на фазу и максимальной емкости отдельного отходящего присоединения до 1 мкФ на фазу. Предназначен аппарат для осуществления совместно с высоковольтной ячейкой защитного отключения при появлении одно-, двух- и трехфазной утечки на землю и для непрерывного контроля сопротивления изоляции в обособленных кабельных сетях шахт, опасных по газу и пыли.

Согласно технической характеристике аппарата АЗО-6 длина отходящей линии не должна превышать 3 км (как и для низковольтных сетей, что обусловлено предельным значением емкости).

Таким образом, одна из основных задач обособленного питания - это разделение разветвленной шахтной электросети на отдельные участки с целью обеспечения надежной работы реле утечки.

Поэтому при расчете высоковольтной распределительной сети напряжением 6 кВ также необходимо проводить оценку общей емкости относительно земли одной фазы кабельной сети, которая не должна превышать 1 мкФ.

7.2. Расчет защитного заземления подземных электроустановок

Согласно §521 ПБ [8] и §508 ЕПБ [4] заземлению подлежат металлические части электротехнических устройств, нормально не находящихся под напряжением (корпуса электродвигателей, аппаратов, трансформаторов, каркасы РУ, металлические оболочки кабелей и т.п.). Заземление осуществляется присоединением названных частей электроустановок к местным заземлителям, которые соединяются стальной магистралью заземления с главным заземлителем. Обычно главный заземлитель в виде пластины площадью F³0,75 м² , длиной l³2,5м, шириной а³0,3 м и толщиной в³0,05м помещается на ребро в воду в зумпфе и в водосборнике, резервируя друг друга.

Местные заземлители выполняются либо в штрековых сточных канавах стальными полосами F³0,6м, l³2,5м, в³0,03м, либо в выработках, где нет сточной канавы, из труб l³1,5м и диаметром d³0,03м.

Пренебрегая электрическим сопротивлением естественных заземлителей, местных заземлителей, полос связи и магистрали заземления, приведем пример расчета сопротивления главного заземлителя (R_З ).

Для пластинчатого заземлителя, помещенного на ребро в воду, площадью F=0,75м² , l=2,5м, а=0,3м расчетное сопротивление заземления составит

Ом, (6.2)

где r - удельное сопротивление грунта, Ом×м (см. приложение 6.2); F – площадь пластины, м² ; t – расстояние от поверхности воды до центра пластины (м), принимается равным 0,5 м.

Полученное расчетное значение R_З.Р =0,36 Ом меньше нормы R_З =2 Ом для подземных электроустановок [8,4], следовательно, окончательно оставляем принятые размеры главного заземлителя.

Для заземления РПП-6, ТСВП-250/6, РПП-0,4, АВ-320ДО, 3 пускателя магнитных

ПВИ-250У5 и пускатель ПВИ-25А применяют местные заземлители, которые выполняются стальными полосами F³0,6м, l³2,5м, в³0,03м.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

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

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

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

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

М:Недра,1988.-356с.

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

Недра,1985.-320c.