Модернизация электроснабжения шахты "Ерунаковская VIII"
Геологическое строение шахтного поля, характеристика угольных пластов шахты. Замена проходческого комбайна в условиях шахты. Выбор схемы электроснабжения и определение численности рабочих проходческого участка. Охрана труда и промышленная безопасность.
Рубрика | Производство и технологии |
Вид | дипломная работа |
Язык | русский |
Дата добавления | 11.11.2017 |
Размер файла | 459,3 K |
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Потери активной мощности на передачу активной нагрузки предприятия определяются:
где n - число цепей ВЛ;
rл - активное сопротивление ВЛ, Ом.
кВт.
Потери активной мощности на передачу реактивной нагрузки предприятия определяются:
,
где Q?p - суммарная реактивная нагрузка, передаваемая по рассматриваемой линии:
кВ•Ар,
кВт.
Суммарные потери активной энергии на передачу активной и реактивной нагрузки шахты определяются:
,
где фа - число часов использования максимума активных потерь, согласно [2, с.52, таблица 4.10], фа=3000 ч.
кВт•ч.
Потери активной мощности в трансформаторах двухтрансформаторной подстанции определяются как
,
где ДPхх, ДPкз - номинальные активные потери холостого хода и короткого замыкания;
Pн.о - потери на принудительное охлаждение, в условиях Кузбасса принудительное охлаждение используется относительно редко, поэтому с небольшой погрешностью можно принять Pн.о=0;
? коэффициент загрузки силовых трансформаторов.
2.7 Источники оперативного тока
Для питания цепей управления, сигнализации, автоматики и связи, аварийного освещения, приводов выключателей и других систем и механизмов собственных нужд применяется источник оперативного тока.
В качестве источников переменного оперативного тока принимаются 2 трансформатора ТМ - 63/6/0,4, которые будут подключаться непосредственно к выходным зажимам силовых трансформаторов ГПП на стороне 6,3 кВ.
Таблица 2.5 - Техническая характеристика трансформаторов ТМ - 63/6/0,4
Тип, номинальная мощность, кВА |
Номинальное высшее напряжение, кВ |
Номинальное низшее напряжение, кВ |
Потери холостого хода, кВт |
Потери К.З, кВт |
Ток холостого хода, % |
Напряжение КЗ, % |
|
ТМ - 63/6/0,4 |
6 |
0,4 |
0,23 |
1,28 |
2,6 |
4,5 |
В качестве источников выпрямленного оперативного тока принимаются блок питания нестабилизированный БПН - 1002, предназначенный для питания выпрямленным стабилизированным напряжением аппаратуры релейной защиты, сигнализации и управления.
Таблица 2.6 - Техническая характеристика БПН - 1002
Наименование параметра |
Нормы для блока |
|
Номинальное входное напряжение, В |
380 |
|
Номинальное выходное напряжение, В |
220 |
|
Номинальная частота, Гц |
50 |
|
Число фаз |
3 |
|
Потребляемая мощность, ВА, не более - при отсутствии нагрузки - при максимальной нагрузке |
25 1350 |
|
Сопротивление изоляции при норм. условиях, МОм, не менее |
50 |
|
Изоляция всех независимых токоведущих цепей по отношению к корпусу и между собой выдерживает проверку на пробой при напряжении 2500 В, частотой 50 Гц, мин., не менее |
1 |
2.8 Выбор оборудования ГПП
2.8.1 Выбор КРУ для ГПП
Для установки на низкой (6кВ) стороне ГПП принимаются ячейки типа КРУ 10-УХЛ5 с технической характеристикой:
Таблица 2.7 - Техническая характеристика КРУ 10-УХЛ5
Наименование параметра |
Значение |
|
Номинальное напряжение, кВ |
10 |
|
Наибольшее рабочее напряжение, кВ |
12 |
|
Номинальный ток, А |
До 1600 |
|
Мощность отключения, МВА |
До 200 |
|
Силовой коммутационный аппарат: Вакуумный выключатель |
EX-ВВ |
2.8.2 Выбор выключателей
Для установки в ячейку КРУ 10-УХЛ5 принимается вакуумный выключатель EX-ВВ. Его техническая характеристика приведена в таблице 2.8.
Таблица 2.8 - Техническая характеристика выключателя EX-ВВ
Величина |
Ед. изм. |
Значение |
|
Номинальное напряжение |
кВ |
10 |
|
Номинальный ток |
А |
1000 |
|
Номинальный ток отключения |
кА |
20 |
|
Ток термической стойкости/время |
кА |
25 |
|
Полное время отключения tоткл., с, |
мс |
не более 90 |
|
Величина |
Ед. изм. |
Значение |
|
Собственное время отключения tоткл., с, не более |
мс |
не более 70 |
|
Собственное время включения tвкл., с, не более |
мс |
не более 100 |
|
Ресурс по механической стойкости (ВКЛ-ОТКЛ) |
50000 |
Выбор и проверка выключателей производится по следующим параметрам.
Номинальное напряжение
,
где Uном.а - номинальное напряжение выбранного выключателя, кВ;
Uном.у - номинальное напряжение установки, кВ.
Номинальный ток отключения
где - номинальный ток отключения выбранного выключателя, кА;
- расчетное значение тока трехфазного КЗ, кА.
2.8.3 Выбор трансформаторов тока
Для установки принимается трансформатор тока ТЛМ-10У3. Техническая характеристика трансформатора тока приведена в таблице 9.
Таблица 2.9 - Техническая характеристика трансформатора тока ТЛМ-10У3
Величина |
Значение |
||
Класс напряжения, кВ |
10 |
||
Номинальный ток обмоток, А |
первичной |
1000 |
|
вторичной |
5 |
||
Класс точности |
0,5 |
||
ёТермическая стойкость: Допустимый ток, кА |
15 |
||
Время протекания тока термической стойкости, с |
4 |
||
Электродинамическая стойкость: Допустимый ток, кА |
52 |
||
Номинальная предельная кратность обмотки |
13 |
Выбор и проверка трансформаторов тока для установки их во внешней схеме соединения ГПП на стороне 6 кВ, а также для комплектации КРУ производится по следующим параметрам.
Номинальное напряжение
,
где Uном.а - номинальное напряжение выбранного трансформатора
тока, кВ;
Uном.у - номинальное напряжение установки, кВ.
Номинальный первичный ток
,
где Iном.а - номинальный первичный ток выбранного трансформатора
тока, А;
Iном.у - номинальный ток установки, А.
Нагрузка вторичной обмотки
,
где S2нагр - нагрузка вторичной обмотки выбранного трансформатора
тока, В•А;
S2расч - расчетная нагрузка вторичной обмотки трансформатора
тока, В•А;
Нагрузка вторичной обмотки трансформатора определяется по уравнению
где I2ном - номинальный ток вторичной обмотки, А;
Z2ном - полное допустимое сопротивление внешней цепи, Ом.
2.8.4 Выбор и проверка трансформаторов напряжения
Выбор и проверку трансформаторов напряжения производят по роду установки (для подключения счетчиков, для контроля сопротивления изоляции или для питания оперативных цепей), а также по следующим параметрам.
Трансформатор напряжения НАМИ - 10
Номинальное первичное напряжение
,
где Uном.а - номинальное напряжение выбранного трансформатора
напряжения, кВ;
Uном.у - номинальное напряжение установки, кВ.
Таблица 2.10 - технические характеристики НАМИ - 10
Характеристики |
Значения |
|
Ном. напряжение первичной обмотки, кВ |
10 |
|
Ном. напряжение вторичной основной обмотки, кВ |
0,1 |
|
Ном. напряжение вторичной дополнительной обмотки, кВ |
0,1 |
|
Наибольшее рабочее напряжение первичной обмотки частоты 50 Гц, кВ |
12 |
|
Номинальная трехфазная мощность, В·А, основной вторичной обмотки при измерении междуфазных напряжений при симметричной нагрузке на вводах ab, bc и ca в классе точности 0,5 |
200 |
|
Номинальная трехфазная мощность, В·А, основной вторичной обмотки при измерении междуфазных напряжений при симметричной нагрузке на вводах ab, bc и ca в классе точности 1,0 |
300 |
|
Номинальная трехфазная мощность, В·А, основной вторичной обмотки при измерении междуфазных напряжений при симметричной нагрузке на вводах ab, bc и ca в классе точности 3,0 |
600 |
|
Номинальная трехфазная мощность, В·А, основной вторичной обмотки при измерении фазных напряжений при симметричной нагрузке на вводах ao, bo и co в классе точности 3,0 |
30 |
|
Предельная мощность, В·А, первичной обмотки |
1000 |
|
Предельная мощность, В·А, основной вторичной обмотки |
900 |
|
Предельная мощность, В·А, дополнительной вторичной обмотки |
100 |
|
Схема и группа соединения обмоток эквивалентна |
Ун/ Ун /е П-0 |
|
Климатическое исполнение и категория размещения по ГОСТ 15150 |
УХЛ2 |
|
Длина пути утечки внешней изоляции, см |
23 |
|
Средняя наработка до отказа, ч., не менее |
4,4х10^6 |
Погрешность
,
где Nдоп - допустимая погрешность, %;
N - погрешность, %.
Трансформатор напряжения НОМ - 10
Номинальное первичное напряжение
,
где Uном.а - номинальное напряжение выбранного трансформатора
напряжения, кВ;
Uном.у - номинальное напряжение установки, кВ.
Погрешность
,
где Nдоп - допустимая погрешность, %;
N - погрешность, %.
Таблица 2.11 - технические характеристики НОМ - 10
Наименование параметра |
Величина |
|
Значение номинального первичного напряжения, кВ |
10 |
|
Значение наибольшего рабочего напряжения, кВ |
12 |
|
Значение номинального напряжения вторичной обмотки, В |
100 |
|
Значение сопротивления изоляции обмоток при температуре 20°С, МОм, не менее |
300 |
|
Значение номинальной мощности вторичной обмотки при работе в классе точности, ВА 0,5 1 3 |
75 150 300 |
|
Значение предельной мощности, ВА |
630 |
|
Значение основной погрешности по напряжению, % |
±0,48 |
|
Значение основной погрешности по углу |
±20 |
|
Схема и группа соединений обмоток |
Y/Yn-0 |
2.8.5 Выбор разъединителей, отделителей и короткозамыкателей
Расчётный тепловой импульс в воздушной линии
,
где I? ? установившееся значение тока короткого замыкания в рассматриваемой линии, кА;
tр.о.? полное время отключения выключателя, tр.о. = 0,09 с.
Выбранное оборудование проверяется по соотношению
.
где Iму ? предельный ток термической стойкости;
tн ? номинальное время протекания тока короткого замыкания.
Для установки на трансформаторной подстанции принимаются отделители типа ОД-110/1000УХЛ1 и короткозамыкатели КЗ-110У-У1, характеристика которых приведена в таблице 2.12.
Таблица 2.12 - Техническая характеристика ОД-110/1000УХЛ1 и КЗ-110УХЛ1
Величина |
Значение |
|||
ОД-110/1000УХЛ1 |
КЗ-110УХЛ1 |
|||
Номинальное напряжение, кВ |
110 |
110 |
||
Номинальный ток, А |
1000 |
- |
||
Стойкость главных ножей при сквозных токах короткого замыкания |
Предельный сквозной ток (амплитуда), кА |
80 |
51 |
|
Ток термической стойкости, кА/с |
31,5/3 |
20/3 |
||
Полное время, с |
Включения (без гололёда/при гололёде) |
- |
0,14/0,2 |
|
Отключения (без гололёда/при гололёде) |
0,4/- |
- |
||
Масса, кг |
310 |
230 |
||
Тип привода |
ПРО-1ХУ1 |
ПРК-1У1 |
||
, кА2·с |
2976 |
1200 |
Для установки принимаются разъединители РНДЗ-110/1000У1 с технической характеристикой, приведённой в таблице 2.13.
Таблица 2.13 - Техническая характеристика РНД3-110/1000У1
Величина |
Значение |
||
Номинальное напряжение, кВ |
110 |
||
Номинальный ток, А |
1000 |
||
Стойкость при сквозных токах короткого замыкания, кА |
Амплитуда предельного сквозного тока |
80 |
|
Предельный ток термической стойкости |
31,5 |
||
Время протекания предельного тока термической стойкости ножей, с |
Главных |
3 |
|
заземляющих |
1 |
||
Масса без привода, кг |
231 |
||
Тип привода |
ПРН-220М |
||
, кА2·с |
2880 |
2.8.6 Выбор разрядников
Для защиты оборудования от атмосферных перенапряжений на ГПП шахты предусматривается установка вентильных разрядников на напряжение 6кВ типа РВ0-6У1 и на напряжение 110 кВ РВС-110МУ1. Их техническая характеристика приведена в таблице 2.14.
Таблица 2.14 - Техническая характеристика РВС-1 ЮМУ 1 и РВО-6У1
Величина |
Значение |
|||
РВС-110МУ1 |
РВО-6У1 |
|||
Номинальное напряжение, кВ |
110 |
6 |
||
Наибольшее допустимое напряжение (действующее), кВ |
100 |
7,6 |
||
Пробивное напряжение при частоте 50 Гц (в сухом состоянии и под дождём) (действующее значение), кВ |
не менее |
200 |
16 |
|
не более |
250 |
19 |
||
Пробивное импульсное напряжение (при разрядном времени не более 2-20 мкс), кВ |
285 |
32 |
||
Наибольшее остающееся напряжение при импульсном токе с длиной фронта волны 8 мкс и амплитудой, А |
3000 |
315 |
25 |
|
5000 |
335 |
27 |
||
10000 |
367 |
- |
||
Масса, кг |
175 |
3,1 |
2.9 Выбор оборудования ЦПП
2.9.1 Выбор и проверка КРУ для ЦПП
Для проектируемой угольной шахты для комплектации ЦПП и РПП принимаем КРУ во взрывобезопасном исполнении типа КРУВ-6м. Техническая характеристика КРУ приведена в таблице 2.15.
Таблица 2.15 - Технические данные КРУВ-6м
Величина |
Значение |
|
Номинальное напряжение, кВ |
6 |
|
Наибольшее напряжение, кВ |
7,2 |
|
Номинальный ток вводных и секционных шкафов КРУ, А |
100, 160, 200, 320, 400, 630 |
|
Номинальный ток сборных шин, разъединителей и выключателей, А |
630/1000 |
|
Номинальный ток отходящих присоединений, А |
20, 40, 60, 80, 100, 160, 200, 320, 400 |
|
Номинальный ток отключения, кА |
20 |
|
Мощность отключения, MB·A |
200 |
|
Стойкость главных цепей к токам короткого замыкания Электродинамическая (амплитуда) Термическая (ток/время) |
25 10/1 |
В качестве межсекционного выключателя на секциях шин принимается тип выключателя ВПМЭ-10/1600УЗ.
2.9.2 Выбор КРУ вводной ячейки
КРУ вводной ячейки выбирается исходя из суммарного тока электроустановок подземных выработок. Округляется сумма фактических рабочих максимальных токов всех ячеек ЦПП, которые могут быть включены одновременно.
,
где Iн.кру - номинальный ток выбранного КРУ;
- сумма фактических рабочих токов нагрузки,
- коэффициент спроса.
Для ЦПП принимаем 4 вводные ячейки
2.9.3 Выбор КРУ секционной ячейки
Рассчитывается токовая нагрузка отдельно по левым и правым секциям. Выбор КРУ производится по большему из этих токов.
Следовательно, принимаем
2.9.4 Выбор КРУ для питания группы нагрузок
Номинальный ток:
Следовательно, принимаем
2.9.5 Выбор КРУ для питания высоковольтного электродвигателя
Номинальный ток двигателя ЦНС-180 мощностью 400 кВт:
,
.
Следовательно, принимаем
2.10 Выбор и проверка уставок КРУ
2.10.1 Для вводных КРУ, ЦПП и РПП
Уставка максимальной токовой защиты (МТЗ) любого КРУ, установленного в подземных выработках шахт, выбирается исходя из условия:
,
где ? коэффициент надёжности, принимается = 1,2 - 1,4;
? рабочий максимальный ток.
Для КРУ, питающих ПУПП, рабочий максимальный ток определяется как
,
где Iн.пупп ? номинальный ток защищаемой ПУПП на первичной стороне:
.
Iп.max ? номинальный пусковой ток наиболее крупного электродвигателя на вторичной стороне низкого напряжения ПУПП;
кт- коэффициент трансформации ПУПП.
Максимальный рабочий ток вводных и секционных КРУ ЦПП3 определяется как
,
где Iр.в. ? рабочий ток линии, питающей ЦПП в аварийном режиме, А;
Iп.пуск ? пусковой ток наиболее крупного электродвигателя, получающего питание по защищаемой ветви, А.
Уставка МТЗ ячеек КРУВ-6, благодаря использованию ступенчатого и плавного её регулирования, может быть принята любой величины в пределах, начиная от номинального значения тока первичной цепи установленных в ячейке трансформаторов тока и кончая максимально возможной величиной 2400 А.
Проверка выбранной уставки МТЗ высоковольтного КРУ, питающего ПУПП, осуществляется по току двухфазного короткого замыкания на низкой стороне защищаемого трансформатора по формуле
,
где Iкз(2) ? ток двухфазного короткого замыкания на стороне вторичной обмотки (НН) трансформатора;
кт ? коэффициент трансформации ПУПП,
,
где U1, U2 ? напряжения соответственно на первичной и вторичной сторонах ПУПП.
.
Для высоковольтного оборудования 6 кВ кт=1.
Уставка высоковольтной ячейки, установленной на питающей линии ЦПП3, соответствует условиям эксплуатации, если сохраняется соотношение:
,
где Iкз(2) ? ток двухфазного короткого замыкания в самой удаленной точке резервируемой смежной зоны.
2.10.2 Отходящая КРУВ (ПУПП)
Iн.комб=158 А.
Тогда
,
,
,
.
Принимается уставка Iу=445 А.
Проверка по КЗ7:
2.10.3 Отходящая КРУВ (главный водоотлив)
Iн.дв=225 А.
Тогда
,
,
.
Принимается уставка Iу=1820 А.
Проверка по КЗ8:
2.10.4 Вводная КРУВ
Iр.в. = Iр.а3=439,01 А.
Пусковой ток двигателя комбайна, с учетом коэффициента трансформации равен:
Пусковой ток высоковольтного двигателя насоса равен:
Выбираем большее из этих значений:
Принимается уставка Iу=2395 А.
Проверка по КЗ7:
2.10.5 Секционная КРУВ
Iр.в. = Iр.а3=439,01 А.
Пусковой ток двигателя комбайна, с учетом коэффициента трансформации равен:
Пусковой ток высоковольтного двигателя насоса равен:
Выбираем большее из этих значений:
Принимается уставка Iу=2395 А.
Проверка по КЗ7:
Результаты расчетов сводятся в таблицу 2.14.
Таблица 14 - Расчет уставок КРУ
Наименование ячейки |
Ip.max |
кн |
Iу |
кт |
Точка КЗ |
I(3)КЗ, А |
I(2)КЗ, А |
I(2)КЗ/(кт·Iу) |
||
Отходящая (ПУПП) |
340,3 |
1,3 |
442,39 |
445 |
5 |
К7 |
10580 |
9205 |
4,13 |
|
Отходящая (Гл.в/о) |
1400 |
1,3 |
1820 |
1820 |
1 |
К8 |
4827 |
4200 |
3 |
|
Вводная |
1839,01 |
1,3 |
2390,7 |
2395 |
1 |
К7 |
10580 |
9205 |
3,84 |
|
Секционная |
1839,01 |
1,3 |
2390,7 |
2395 |
1 |
К7 |
10580 |
9205 |
3,84 |
Принятые уставки удовлетворяют условиям эксплуатации.
3. Электроснабжение проходческого участка
Характеристики всех потребителей сведены в таблицу 1.
Таблица 3.1 Характеристика токоприемников всего участка
Обозначения по схеме |
Наименование потребителей |
Тип электро-двигателя |
Количество |
Номинальная мощность, кВт |
Номинальный ток, А |
Пусковой ток, А |
Коэффициент мощности, Cos |
КПД, |
|
ПУПП №1 |
Комбайн КП-21 |
2ЭДКОФВ 250L4 |
1 |
110 |
120 |
900 |
0,85 |
0,932 |
|
3ВР-160 S4 |
1 |
15 |
18,4 |
138 |
0,81 |
88 |
|||
ВРП-200 L4 |
1 |
45 |
49,5 |
346,5 |
0,87 |
91,0 |
|||
СР-70 №1 |
ВРПВ 225 М4 |
1 |
55 |
60,5 |
396 |
0,86 |
92,5 |
||
СР-70 №2 |
ВРПВ 225 М4 |
1 |
55 |
60,5 |
396 |
0,86 |
92,5 |
||
Компрессор УКВШ-5/7 |
2ВР250S2 |
1 |
55 |
60,5 |
396 |
0,86 |
92.5 |
||
ВМЭ-6 осланцовка |
АВРМ-160 |
1 |
25 |
30 |
180 |
0,86 |
0,925 |
||
Насос 1В-20 |
ВРП-160 S4 |
1 |
15 |
18,4 |
138 |
0,81 |
88 |
||
УРн1=375 кВт |
|||||||||
ПУПП №2 |
ВМЭ-2-10 (рабочий 1) |
АВР-280 |
1 |
160 |
164 |
1148 |
0,9 |
0,9 |
|
ВМЭ-2-10 (рабочий 2) |
АВР-280 |
1 |
160 |
164 |
1148 |
0,9 |
0,9 |
||
УРн2=320 кВт |
|||||||||
ПУПП №3 |
ВМЭ-2-10 (резерв 1) |
АВР-280 |
1 |
160 |
164 |
1148 |
0,9 |
0,9 |
|
ВМЭ-2-10 (резерв 2) |
АВР-280 |
1 |
160 |
164 |
1148 |
0,9 |
0,9 |
||
УРн3=320 кВт |
|||||||||
УРн.сум. =1015кВт |
3.1 Расчёт ПУПП
Таблица 3.2 - Потребители ПУПП №1
Обозначения по схеме |
Наименование потребителей |
Тип электро-двигателя |
Количество |
Номинальная мощность, кВт |
Номинальный ток, А |
Пусковой ток, А |
Коэффициент мощности, Cos |
КПД, |
|
ПУПП №1 |
Комбайн КП-21 |
2ЭДКОФВ 250L4 |
1 |
110 |
120 |
900 |
0,85 |
0,932 |
|
3ВР-160 S4 |
1 |
15 |
18,4 |
138 |
0,81 |
88 |
|||
ВРП-200 L4 |
1 |
45 |
49,5 |
346,5 |
0,87 |
91,0 |
|||
СР-70 №1 |
ВРПВ 225 М4 |
1 |
55 |
60,5 |
396 |
0,86 |
92,5 |
||
СР-70 №2 |
ВРПВ 225 М4 |
1 |
55 |
60,5 |
396 |
0,86 |
92,5 |
||
Компрессор УКВШ-5/7 |
2ВР250S2 |
1 |
55 |
60,5 |
396 |
0,86 |
92.5 |
||
ВМЭ-6 осланцовка |
АВРМ-160 |
1 |
25 |
30 |
180 |
0,86 |
0,925 |
||
Насос 1В-20 |
ВРП-160 S4 |
1 |
15 |
18,4 |
138 |
0,81 |
88 |
3.2 Выбор ПУПП
Рисунок 3.1 - Расчетная схема кабельной сети ПУПП №1
В данном случае, так как подстанция питает несколько механизмов,
расчётная мощность ПУПП определяется по формуле
,
где кс - коэффициент спроса;
?Pу - суммарная установленная мощность электроприёмников, получающих питание от данной ПУПП;
cos ц - коэффициент мощности, для группы электроприёмников cos ц=0,6.
кВА.
Коэффициент спроса определяется по формуле
,
где Pн.к - номинальная мощность наиболее крупного электродвигателя в группе.
По расчётной мощности выбирается ПУПП, которая должна удовлетворять следующему условию
,
где 1,25 - коэффициент, учитывающий нагрузочную способность участкового трансформатора и его использование по мощности.
Условие выполняется, следовательно, выбираем ПУПП типа КТПВ-630/6-0,69 №105 со следующими данными: ; В; В; ; ; ; ; Ом; Ом.
3.3 Выбор и проверка кабельной сети участка по допустимой нагрузке
3.3.1 Выбор кабельной сети участка по нагрузке
Выбор кабелей по допустимой нагрузке производится по условию
,
где Iд.д - длительно допустимый по нагреву ток кабеля с соответствующим сечением;
Iр - расчётный ток кабеля.
Рабочий ток магистральных кабелей определяется как
,
где кс.г - коэффициент спроса для группы потребителей, получающих питание по магистральному кабелю;
?Pу.г - суммарная установленная мощность группы потребителей, получающих питание по выбираемому магистральному кабелю;
Uн - номинальное напряжение сети;
cos ц - средневзвешенный коэффициент мощности, ранее принят равным 0,6.
Следовательно
По длительно допустимой нагрузке для участка l1 принимается кабель КГЭШ 3х95+1х10,
Для второго участка кабеля, согласно формуле (2.4)
По длительно допустимой нагрузке для участка l2 кабель КГЭШ 3х35+1х10,
Выбор типа и сечений кабелей сводится в таблицу 3.3.
Таблица 3.3 Выбор типа и сечения кабелей
Обозначение кабеля по схеме |
Коэффициент спроса |
Расчетный ток кабеля, А |
Принятый тип кабеля |
Длительно допустимый ток, А |
|
0,49 |
120 |
КГЭШ 3х95+1х10 |
290 |
||
0,49 |
39.3 |
КГЭШ 3х35+1х10 |
130 |
||
0,49 |
78.6 |
КГЭШ 3х95+1х10 |
290 |
||
0,49 |
39.3 |
КГЭШ 3х35+1х10 |
130 |
||
0,49 |
39.3 |
КГЭШ 3х95+1х10 |
290 |
||
0,49 |
39.3 |
КГЭШ 3х35+1х10 |
130 |
||
0,49 |
134.7 |
КГЭШ 3х95+1х10 |
290 |
||
0,49 |
150 |
КГЭШ 3х50+1х10 |
160 |
||
0,49 |
10.7 |
КГЭШ 3х16+1х10 |
105 |
||
0,49 |
17.8 |
КГЭШ 3х16+1х10 |
105 |
3.3.2 Проверка кабельной сети участка по допустимым потерям напряжения при нормальном режиме
Суммарные потери напряжения определяются
, (2.5)
где - потери напряжения в трансформаторе;
- суммарные потери напряжения в рассматриваемой кабельной ветви участка.
Относительная потеря напряжения в трансформаторе определяется по формуле
, (2.6)
где - коэффициент загрузки трансформатора;
, - относительные величины соответственно активной и реактивной составляющей напряжения короткого замыкания трансформатора, %.
Относительные величины и вычисляются соответственно по формулам
(2.7)
, (2.8)
где - потери мощности короткого замыкания в трансформаторе;
- напряжение короткого замыкания трансформатора, %.
В этом случае
Следовательно, по формуле (2.6)
Потери напряжения в трансформаторе в абсолютных величинах определятся по формуле
(2.9)
где - вторичное напряжение трансформатора при холостом ходе,
Тогда
Потери напряжения в кабеле определяются по формуле
(2.10)
где - рабочий ток в кабеле;
, - соответственно активное и индуктивное сопротивления рассматриваемого кабеля.
Следовательно
Активное сопротивление для температуры +65оС принимается по [4, стр. 178].
Расчет сопротивлений кабелей сведен в таблицу 3.4.
Таблица 3.4 - Определение сопротивления кабелей
Обозначение кабеля на схеме |
Марка кабеля |
Длина, м |
Удельное сопротивление, Ом/км |
Сопротивление кабеля, Ом |
||||
КГЭШ 3х95+1х10 |
15 |
0,243 |
0,054 |
0,00364 |
0,00081 |
0,58 |
||
КГЭШ 3х35+1х10 |
10 |
0,653 |
0,087 |
0,00653 |
0,00087 |
0,31 |
||
КГЭШ 3х95+1х10 |
50 |
0,243 |
0,054 |
0,01215 |
0,0027 |
1,28 |
||
КГЭШ 3х35+1х10 |
20 |
0,653 |
0,087 |
0,01306 |
0,00174 |
0,62 |
||
КГЭШ 3х95+1х10 |
70 |
0,243 |
0,054 |
0,017 |
0,0037 |
0,9 |
||
КГЭШ 3х35+1х10 |
20 |
0,653 |
0,087 |
0,01306 |
0,00174 |
0,62 |
||
КГЭШ 3х95+1х10 |
90 |
0,243 |
0,054 |
0,0218 |
0,00486 |
3,95 |
||
КГЭШ 3х50+1х10 |
30 |
0,455 |
0,081 |
0,01365 |
0,00243 |
2,63 |
||
КГЭШ 3х16+1х10 |
5 |
1,42 |
0,09 |
0,0071 |
0,00045 |
0,08 |
||
КГЭШ 3х16+1х10 |
15 |
1,42 |
0,09 |
0,0213 |
0,00135 |
0,42 |
Тогда, согласно формуле (2.5)
Допустимая потеря напряжения в сети определяется по выражению
(2.11)
где 0,05 - допустимое отклонение напряжения на зажимах электродвигателей (ГОСТ 13109-87).
Сеть удовлетворяет условиям, так как
3.3.3 Проверка кабельной сети по потерям напряжения при пуске наиболее мощного и удалённого электродвигателя
Допустимое минимальное напряжение на зажимах электродвигателя при пуске определяется по формуле
,
где - номинальный момент электродвигателя;
- номинальный пусковой момент электродвигателя;
- минимальная кратность пускового момента электродвигателя, обеспечивающая трогание с места и разгон исполнительного органа рабочей машины. ( - для добычных комбайнов при пуске под нагрузкой).
Тогда
Суммарные потери напряжения при пуске в любой ветви определяются как
,
где ДUтр. пуск - потери напряжения в трансформаторе при пуске наиболее мощного и удалённого электродвигателя;
?ДUк. пуск - суммарные потери напряжения при пуске в рассматриваемой кабельной ветви участка.
,
где Iпуск - пусковой ток запускаемого электродвигателя;
rтр, xтр - соответственно активное и реактивное сопротивление трансформатора, принимаются по [1, с.511, таблица 20.4];
cos цп - коэффициент мощности электродвигателя в пусковом режиме, принимается cos цп=0,5.
,
где nдв - количество одновременно запускаемых двигателей;
rк, xк - соответственно активное и реактивное сопротивление кабеля.
В,
В,
В.
3.3.4 Проверка кабельной сети по сопротивлению изоляции и ёмкости
Для устойчивой работы реле утечки должно выполняться следующее условие
, (2.13)
где - фактическое сопротивление изоляции фазы относительно земли, кОм/фазу;
- критическое сопротивление изоляции сети, принимаем по паспортным данным реле утечки кОм.
Ожидаемое сопротивление изоляции фазы для всей электрически связанной сети определяется по формуле
, (2.14)
где , , , , - соответственно количество двигателей на забойных машинах и на других механизмах, количество защитной и коммутационной аппаратуры (в том числе и пусковых агрегатов), силовых трансформаторов и кабелей;
, , , , - минимальное допустимое сопротивление изоляции этих элементов сети, МОм/фазу.
Тогда
Расчет емкости кабельной сети сводится в таблицу 3.5.
Таблица 3.5 - Определение емкости кабельной сети участка
Обозначение кабеля на схеме |
Тип кабеля |
Длина кабеля, м |
Средняя величина емкости, мкФ/км |
Емкость кабеля, мкФ/фазу |
|
КГЭШ 3х95+1х10 |
15 |
0,695 |
0,01042 |
||
КГЭШ 3х35+1х10 |
10 |
0,465 |
0,00465 |
||
КГЭШ 3х95+1х10 |
50 |
0,695 |
0,03475 |
||
КГЭШ 3х35+1х10 |
20 |
0,465 |
0,0093 |
||
КГЭШ 3х95+1х10 |
70 |
0,695 |
0,04865 |
||
КГЭШ 3х35+1х10 |
20 |
0,465 |
0,0093 |
||
КГЭШ 3х95+1х10 |
90 |
0,695 |
0,06255 |
||
КГЭШ 3х50+1х10 |
30 |
0,605 |
0,01815 |
||
КГЭШ 3х16+1х10 |
5 |
0,365 |
0,001825 |
||
КГЭШ 3х16+1х10 |
15 |
0,365 |
0,005475 |
||
Итого: |
0,205 |
Общая емкость сети определяется как
, (2.15)
где - суммарная емкость кабельной сети.
Следовательно
Сеть удовлетворяет условиям эксплуатации.
0,2255 мкФ 1 мкФ.
Емкость сети не превышает 1 мкФ, значит сеть удовлетворяет условиям эксплуатации.
3.4 Расчёт токов КЗ
Рисунок 3.2 - расчетная схема токов КЗ для ПУПП №1
Ток двухфазного короткого замыкания (к.з.) в любой точке низковольтной сети участка шахты определяется по формуле
,
где - суммарное активное сопротивление кабелей, при рабочей температуре жил 65°С, по которым последовательно проходит ток к.з. до рассматриваемой точки, определено в разделе "Проверка кабельной сети по потерям напряжения";
- суммарное переходное сопротивление и элементов аппаратов, а также переходное сопротивление в месте к.з., принимается равным 0,005 Ом на один коммутационный аппарат, включая точку к.з.;
- число коммутационных аппаратов, через контакты которых последовательно проходит ток к.з., включая АВ ПУПП;
- сопротивление высоковольтной распределительной сети, приведенное ко вторичной обмотке трансформатора;
- индуктивное сопротивление трансформатора;
- суммарное индуктивное сопротивление кабелей, по которым последовательно проходит ток к.з. до рассматриваемой точки.
Индуктивное сопротивление высоковольтной распределительной сети находится по формуле
,
где - мощность к.з. на вводе ПУПП, принимается 50 МВА.
Тогда
Токи трехфазного к.з. в тех же точках, для которых рассчитаны токи двухфазного к.з., определяются по формуле
,
где 1,6 - суммарный переводной коэффициент расчетного тока двухфазного к.з., определяемого для условий, способствующих его минимальному значению, к току трехфазного к.з., определяемому для условий, способствующих его максимальному значению.
В точке короткого замыкания К1 ток двухфазного к.з. равен
ток трехфазного к.з. при этом равен
В точке короткого замыкания К2 ток двухфазного к.з. равен
ток трехфазного к.з. при этом равен
Токи двухфазных и трёхфазных коротких замыканий в сети определены и сведены в таблицу 3.6.
Таблица 3.6 - Расчет токов короткого замыкания
Точка К.З. |
Обозначение на схеме |
Рабочий ток, А |
Сечение кабеля, мм2 |
Длина кабеля, м |
Приведенная длина кабеля, м |
Ток двухфазного К.З. , А |
Ток трёхфазного КЗ I(3)?, А |
|
К1 |
- |
- |
- |
5 |
10 |
8482 |
||
К2 |
l1 |
120 |
95 |
15 |
18.1 |
8033 |
||
К3 |
l1.1 |
39.3 |
35 |
10 |
32.2 |
7079 |
||
К4 |
l2 |
78.6 |
95 |
50 |
59.2 |
6219 |
||
К5 |
l2.1 |
39.3 |
35 |
20 |
87.4 |
5118 |
||
К6 |
l3 |
39.3 |
95 |
30 |
103.6 |
4623 |
||
К7 |
l3.1 |
39.3 |
35 |
20 |
131.8 |
3949 |
||
К8 |
l4 |
134.7 |
95 |
90 |
58.6 |
6219 |
||
К9 |
l4.1 |
150 |
50 |
30 |
88.6 |
5118 |
||
К10 |
l4.2 |
10.7 |
16 |
5 |
103.6 |
4623 |
||
К11 |
l4.3 |
17.8 |
16 |
15 |
149.6 |
3771 |
3.5 Выбор и проверка защитной аппаратуры и уставок её защит
Фидерный выключатель, магнитный пускатель и магнитная станция по выбираются исходя из условия:
шахта проходческий комбайн электроснабжение
,
где Iн - номинальный ток выбранного аппарата;
Iр - рабочий ток магистрального кабеля или номинальный ток потребителя.
Выбранный фидерный выключатель или магнитный пускатель должны быть проверены по допустимой нагрузке на вводные зажимы.
Отключающая способность аппарата, согласно, должна соответствовать условию:
Если отключающая способность не удовлетворяет условию, то при наличии на присоединении, питающем данный аппарат, другого аппарата с достаточной отключающей способностью, необходимо, чтобы соблюдалось условие
,
где Iу - уставка тока срабатывания реле максимального тока аппарата с отключающей способностью, удовлетворяющей вышеуказанным условиям;
Кч = 1,5 - коэффициент чувствительности защиты.
Величина уставки тока срабатывания реле автоматических выключателей или магнитных пускателей для защиты магистрали, согласно, определяется выражением:
А,
где Iн.руск - номинальный пусковой ток наиболее мощного электродвигателя;
Iн.р. - сумма номинальных токов всех остальных токоприемников.
Для защиты ответвлений величина уставки тока срабатывания реле определится как:
При этом кратность расчетного минимального тока двухфазного к.з. к уставке тока срабатывания реле должно удовлетворять условию
Номинальный ток плавкой вставки предохранителей для защиты электродвигателей по выражением:
,
где 1,6 2,5 - коэффициент, обеспечивающий не перегорание плавкой вставки при пусках электродвигателей с короткозамкнутым ротором, при нормальных условиях пуска ( редкие запуски и быстрое разворачивание ) следует принимать значение 2,5, при тяжелых (частые запуски при длительном разворачивании ) - 1,6 2,0.
Выбранная плавкая вставка предохранителя должна быть проверен по току двухфазного к.з. с соблюдением соотношения
При выборе уставок реле аппаратов, защищающих магистральную линию, уставка реле последующего по направлению к ПУПП увеличена на одну - две ступени по сравнению с уставкой реле предыдущего аппарата при обязательном соблюдении соотношения:
Таблица 3.7 Выбор и проверка аппаратуры управления и уставок
Тип аппарата |
Потребитель |
Номинальный ток аппарата, А |
Расчетный ток линии, А |
Ток уставки, А |
Ток двухфазного к.з. в удаленной точке, А |
|
Обозначение |
||||||
КС-02 (1) |
Комбайн КП-21 |
320 |
101.6 |
1000 |
5118 |
|
КС-02 (3) |
ВМЭ-6 ослан. |
160 |
14,9 |
220 |
4623 |
|
ПВР-125Р |
СР-70.05 №1 |
250 |
32.8 |
500 |
4623 |
|
ПВИТ-250МВ3 |
СР-70.05 №2 |
250 |
32,8 |
500 |
6219 |
|
ПВИ-315H+R |
Компрессор УКВШ-5/7 |
315 |
32,8 |
640 |
7079 |
|
КС-02 (7) |
Насос 1В-20 |
160 |
8,9 |
150 |
3771 |
В данном случае уставка максимальной токовой защиты КТПВ630-/6-0,69 №105 принимается А.
Условие выполняется.
3.6 Расчёт ПУПП
Таблица 3.8 - Потребители ПУПП №2
Обозначения по схеме |
Наименование потребителей |
Тип электро-двигателя |
Количество |
Номинальная мощность, кВт |
Номинальный ток, А |
Пусковой ток, А |
Коэффициент мощности, Cos |
КПД, |
|
ПУПП №2 |
ВМЭ-2-10 (рабочий 1) |
АВР-280 |
1 |
160 |
164 |
1148 |
0,9 |
0,9 |
|
ВМЭ-2-10 (рабочий 2) |
АВР-280 |
1 |
160 |
164 |
1148 |
0,9 |
0,9 |
3.7 Выбор ПУПП
Рисунок 3.3 - Расчетная схема кабельной сети ПУПП №2
Расчётная мощность ПУПП определяется по формуле
,
где кс - коэффициент спроса;
?Pу - суммарная установленная мощность электроприёмников, получающих питание от данной ПУПП, принимается исходя из таблицы 3.8;
cos ц - коэффициент мощности, согласно таблице 3.8 принимается равным
cos ц = 0,7.
Суммарная установленная мощность ПУПП №2 равна
Коэффициент спроса определяется по формуле
Расчётная мощность ПУПП определяется по формуле
По расчётной мощности выбирается ПУПП, которая должна удовлетворять следующему условию
.
Условие выполняется, следовательно, выбираем ПУПП типа КТПВ-630/6-0,69 №2 со следующими данными: ; В; В; ; ; ; ; Ом; Ом.
3.8 Выбор и проверка кабельной сети участка по допустимой нагрузке
3.8.1 Выбор кабельной сети участка по нагрузке
Рабочий ток магистральных кабелей определяется как
Выбор типа и сечений кабелей сводится в таблицу 3.9.
Таблица 3.9 Выбор типа и сечения кабелей
Обозначение кабеля по схеме |
Коэффициент спроса |
Расчетный ток кабеля, А |
Принятый тип кабеля |
Длительно допустимый ток, А |
|