Кс Pном 0,9 х 21500
Iраб = = =19,7 А
Ouml;3 Uном cosφ ή Ö3х660х0,88
Аналогично рассчитываются рабочие токи остальных электроприемников,
результаты расчета сводятся в таблицу.
Таблица 4 – Расчетные рабочие токи одиночных электроприемников
| Приёмник эл. энергии | Рн, кВт | Кс | Сos φ | Iраб,А |
| 1-ППН-5 | 21,5 | 0,9 | 0,88 | 19,70 |
| и т.д |
4.3.2. Затем для каждого электроприемника по справочным таблицам по рассчитанному рабочему току выбирается сечение жилы кабеля Sк Сечение выбирается исходя из условия: Iраб ≤ Iдоп.дл.ток.. Рабочий ток рассчитывается, а допустимый длительный ток принимается по таблицам. Например, для питания 1 ППН 5 необходим гибкий кабель с медными жилами, 3 жилы токоведущих и одна - заземляющая. Минимальное сечение жил по допустимому току нагрузки из справочной таблицы (10, табл. 44, стр. 37) для тока 19,7 А будет 4 мм2 (длительно допустимый ток 45 А). Аналогично определяются сечения для остальных кабелей. Результаты расчета сводятся в таблицу 5.
Таблица 5 – Кабели одиночных электроприемников
| Приёмник эл. энергии | Сечение жил кабеля, мм2 | Длит. допустимый ток, А | Iр,А | Марка кабеля |
| 1ППН-5 | 19,70 | ГРШЭ | ||
| и т.д. |
4.3.3. Определяются расчётные нагрузки групповых кабелей Iгр , (см. рис.9), питающих несколько потребителей:
Iгр = Iр1 кс1 + Iр2 кс2 + Iр3 кс3 + и т.д., А
 |
 |
Рисунок 10 – Схема для расчета потерь напряжения в групповых кабелях
По полученным значениям расчётного тока по таблицам выбирается сечение жилы кабеля, затем проверяется по экономической плотности тока jэк (1, с. 189) при сроке службы кабеля более 5 лет.
4.3.4. Производится проверка сечения кабеля по допустимой потере напряжения. Потери напряжения происходят в трёх элементах сети:
- силовом трансформаторе,
- в магистральном (групповом) кабеле,
- в кабеле, питающем одиночные потребители.
Для проверки сечения кабелей, выбранных по расчётной нагрузке, на допустимую потерю напряжения согласно (1, с. 276) берут самый мощный, наиболее удалённый потребитель. Проверку производят для нормального и пускового режимов, т.е. определяют потери напряжения в нормальном и пусковом режимах и сравнивают с допустимыми величинами. Uдоп приводится в (1, с. 276).
Для схемы на рис. 8 наиболее мощным и удалённым потребителем будет ЛС-30 №2.
Порядок расчёта:
а) потери напряжения в силовом трансформаторе по формуле (1, с. 276):
; В
б) потери напряжения в магистральном (групповом) кабеле:
; В
Формула выведена из (1, с. 188, ф. 9.6), где Iгр, lгр, cos φгр, Sгр, γ -
соответственно групповой ток, длина группового кабеля, сечение группового кабеля, удельная проводимость.
в) потери напряжения в кабеле одиночных потребителей рассчитываются аналогично:
; В
г) суммарные потери напряжения в линии в соответствии с (1, с. 278)
, В
Суммарные потери напряжения должны быть меньше допустимых величин Uдоп, приведённых в (1, с. 276). Если фактические потери превышают допустимые, то поступают в соответствии с рекомендациями там же (1, с. 276).
4.3.5. Определяются потери напряжения в пусковом режиме. Расчёт производится в соответствии с рекомендациями (1, с. 277) аналогично предыдущему, только вместо номинальных токов Iр подставляются значения пусковых токов Iпуск. Допустимые отклонения напряжения при пусковом режиме приведены в (1, с. 276).
Порядок расчёта:
а) определяется пусковой режим группы, т.е. режим пуска максимально мощного электроприемника при нормальной работе других потребителей, по формуле (1, с. 279).
Iпуск. гр = Iр.гр - I0р + I0пуск; А
б) определяются потери во вторичной обмотке трансформатора по формуле (1, с. 279).
; %
где cos = 0,5 - пусковой коэффициент мощности (1, с. 277).
в) потери в трансформаторе могут быть выражены в абсолютных единицах:
, В
г) потери при пуске в групповом кабеле и в кабеле потребителя рассчитываются аналогично п. 4.3.4., но вместо расчётного тока группы Iгр подставляется значение пускового тока Iпуск.гр.
д) далее производится подсчёт суммарной величины потери напряжения в элементах сети ΔUтр.пуск; ΔUпуск.гр; ΔU0пуск и сравнение с допустимыми величинами, аналогично п. 4.3.4. г.
4.3.6. После выполнения указанных расчётов, их результаты сводятся в таблицу 4:
Таблица 4 - Кабельные линии НН
| № п/п | Начало | Конец | Расчетн. ток Yр, А | Длина кабеля lк, м | Марка, тип кабеля | Потери  , В
|
4.4. Расчёт кабельной сети и токов КЗ ВН.
Расчёт производится по фактическому току нагрузки Iф, термической стойкости в режиме КЗ, по допустимой потере напряжения U, по экономической плотности тока jэк.
Методика расчёта заложена в (1, с. 187-199 и с. 275-279), в (5, с. 122-127).
Порядок расчёта:
4.4.1. Составляется схема сети ВН, с указанием типов оборудования и расстояний от ЦПП до УПП.
Схема сети ВН
 |
Рисунок 11 – Схема сети ВН
4.4.2. Определяется расчётная нагрузка кабелей ВН с учётом возможной перегрузки трансформатора (-ов), коэффициент перегрузки можно принять 1,1.
I расч. каб. = 1,1 (Iном. т.1 + Iном. т.2 ), А
где Iном. т.1,2 – номинальные токи первичных обмоток силовых трансформаторов УПП.
4.4.3. Рассчитываются токи КЗ в сети напряжением 6 кВ по методике (1, стр. 282). Необходимо указать цель расчета токов КЗ и суть методики расчета (9, стр. 180). Токи КЗ рассчитываются в точках: шины ЦПП, шины УПП, вводные зажимы силовых трансформаторов. Рассчитываются токи трехфазного и двухфазного КЗ. Ток трёхфазного КЗ на шинах ЦПП Iк(3) определяется исходя из максимально допустимой ЕПБ мощности КЗ, которая равна 50 МВА (1, с. 282).
4.4.4. По справочным таблицам выбирается сечение жилы кабеля по длительно допустимой нагрузке и марка кабеля в соответствии с условиями эксплуатации и рекомендациями литературы. (1, с. 269, 272-275).
4.4.5. Проверяется сечение кабеля по допустимым потерям напряжения в кабельной линии ВН, по термической стойкости к тока КЗ, по экономической плотности тока.
4.4.6. После выполнения расчётов принимается к прокладке тип кабеля, соответствующий расчётным данным. Марки выбранных кабелей указываются в соответствующей таблице.
Таблица 5 - Кабельные линии ВН
| № п/п | Начало | Конец | Ток нагрузки Iрасч., А | Длина L, м | Марка кабеля |
4.5. Расчёт токов КЗ в сети напряжением до 1000 В.
В соответствии с требованиями правил безопасности (8, с. 314) расчёт токов КЗ производится в целях:
а) определения минимального тока 2-х фазного КЗ Iк(2), необходимого для проверки чувствительности максимальной токовой защиты и выбора токов уставок Iу пускателей и автоматов и токов плавких вставок предохранителей.
б) для определения максимально возможного тока 3-х фазного тока КЗ Iк(3), необходимого для проверки автоматов на коммутационную (отключающую) способность.
Наиболее характерными точками при напряжении до 1140 В, где определяются величины токов КЗ, в соответствии с (1, с. 281) являются:
а): приёмный автомат от трансформатора (или шпильки трансформатора), приёмные автоматы РП НН или РП НН горизонтов (подэтажей), наиболее крупный потребитель по мощности, наиболее удалённый потребитель, например, самый дальний станок, эл. сверло, светильник.
Методика расчёта приводится в (1, с. 280-282), (5, с. 85-118). В расчётах можно пользоваться любой из указанных методик.
Для расчёта составляется схема электроснабжения участка - рис. 12.
 |
Рисунок 12 – Пример оформления схемы электроснабжения горного участка
Порядок расчёта (точка К1).:
4.5.1. Активное сопротивление обмоток трансформаторов по формуле (1, с. 280, ф. 11.10)
r т 
; Ом
4.5.2. Реактивное сопротивление трансформатора (там же, но ф. 11.11)
т 
; Ом
4.5.3. Ток трёхфазного КЗ Iк(3) в точке К1 на выводных зажимах трансформатора (там же, ф. 11.9).
I 
; А
а ток двухфазного КЗ Iк(2) = 0,87 Iк(3)
Для точки К2: (1, с. 280) - т. К2
4.5.4. Активное сопротивление кабеля от трансформатора до приёмного автомата 2-го бурового горизонта по формуле (там же, ф. 11.12)
r к = 
4.5.5. Реактивное сопротивление 1 км кабеля ориентировочно определяют по таблице (1, с. 272) или принимают в пределах
0,06 + 0,08 Ом /км (1, с. 280).
4.5.6. Суммарное активное Rк и индуктивное хк сопротивления кабеля до точки К2 состоит из сопротивлений трансформатора и участков кабеля, вычисленных ранее.
4.5.7. Ток трёхфазного Iк(3) и двухфазного Iк(2) для точки К2 определяется аналогично п. 4.5.4., только R и X подставляются в формулу (1, с. 280, ф. 11.9) с учётом сопротивлений линии, участвующей в КЗ в точке 2 (т.е. трансформатора и кабеля до точки 2).
Далее расчёт производится аналогично примеру (1, с. 281-282).
4.5.8. Расчёт величины тока КЗ для потребителей. (Точка КЗ).
Для точки КЗ №3 сопротивление линии состоит из сопротивлений: трансформатора - rт и хт, кабеля от УПП до РП - rк и хк, гибкого кабеля от РП до потребителя - rг.к и хг.к. Сопротивления rт, хт, rк , хк - уже вычислены.
Аналогично вычисляются сопротивления гибкого кабеля, непосредственно питающего потребителя (см. п. п. 4.5.5. и 4.5.6.).
(1, с.280) – r г.к = 
; Ом
(1, с.280) – x г.к = 
; Ом
а трехфазного КЗ в точке КЗ:
(1, с.280) – 
где: 
r т + r к + r г..к
x т + x к + x г.к
Отсюда можно найти 
= 
(1, с. 280)
4.5.9. Расчёт токов КЗ можно произвести с помощью метода приведённых длин кабеля (8, с. 314-317).
Порядок расчёта:
а) кабельная линия от трансформатора до потребителя разбивается на участки:
- rр.с, хр.с - сопротивление распределительной сети ВН, Ом;
- rт , хт - сопротивление трансформатора, Ом;
- rк, хк - сопротивление кабельной линии НН, Ом.
б) определяется сопротивление распределительной сети ВН - rр.с и хр.с по формулам (8, с. 315(2));
в) определяется сопротивление трансформатора (там же, ф. 3);
г) определяется сопротивление кабеля НН до потребителя. Если кабель НН состоит из отрезков разного сечения, то сопротивление этих отрезков подсчитывается отдельно, затем они складываются.
Сопротивление жил медного кабеля приведено в таблице (5, с. 238). При расчёте rк и хк табличные данные необходимо брать для температуры 650 С.
д) Определяется приведённая длина кабельной линии от трансформатора до потребителя Lпр.
Приведённая длина кабеля находится с помощью коэффициента приведения Кпр, фактического сечения кабеля к табличному S = 50 мм2 (8, с. 317, табл.) по формуле (8, с. 316):
Lпр = L1 Кпр1 + L2 Кпр2 + L3 Кпр3 + n lэ
е) по вычисленному значению Lпр с помощью таблиц (8, с. 323-329) определяется Iк(2)min.
ж) максимальный ток Iк(3)max 3-х фазного КЗ можно определить по величине Iк(2)min для той же точки (8, с. 317, ф.6).
Iк(3)max ≈ 1,6 Iк(2)min
з) после всех вычислений составляется таблица.
Таблица 6 - Токи короткого замыкания
| номер точки КЗ | Uн, В | Lпр., м |  , А
|  , А
|
4.6. Выбор аппаратов управления и защиты.
Здесь производится выбор пускателей, автоматических выключателей в соответствии с условиями эксплуатации, величиной напряжения, номинальной нагрузкой, предельной отключающей способностью и т.п.
4.7. Расчёт параметров защиты и проверка её чувствительности.
Здесь производится расчёт токов установок реле и плавких вставок предохранителей пускателей и выключателей. Выбранные значения проверяются на чувствительность защиты. Методику расчётов смотри (1, с. 160-163), (1, с. 283), (8, с. 317-329). Данные расчётов свести в таблицу.
Таблица 7 - Аппараты управления и защиты
| Тип приемника | Мощность, кВт | Ток нагрузки, Iном, А | Пусковой ток, Iпуск, А | I, А | I,А | I у (Iпл. вст), А | Тип аппарата управления |
4.8. Выбор распредустройств ВН, расчёт токов уставок максимальной токовой защиты.
В соответствии с рекомендациями (1, с. 250-252) КРУ высокого напряжения выбираются по условиям эксплуатации, назначению, конструктивным особенностям, величине напряжения, тока, коммутационной способности и др. и проверяются по надёжности срабатывания защиты и её чувствительности. Устройство защиты в сетях ВН описано в (1, с. 215-218). Методика расчёта приведена в (1, с. 283-285).
4.9. Кабельный журнал.
После составления схемы электроснабжения и расчётов токов КЗ, составляется таблица 7, в которую вносятся данные по кабельной продукции, требуемой для данного проекта.
Таблица 7
Кабельный журнал
| Тип, марка кабеля | Напряжение Uн, В | Допустимые нагрузки Yдоп, А | Длина | Цена 1 м |
4.10. Спецификация оборудования.
После выбора силовых трансформаторов, аппаратов управления и защиты, осветительной аппаратуры составляется их спецификация и эти сведения заносятся в таблицу 8.
Таблица 8
Спецификация
| Наименование, тип оборудования | Количество шт. | Цена, ед. руб. | Стоимость, руб. |
5. ГРАФИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ.
Графическая часть проекта оформляется в виде схемы электроснабжения участка и расположения оборудования УПП на формате А 1 или А 2. Чертеж может выполняться вручную или с помощью электронных графических редакторов (программ).
ЛИТЕРАТУРА
1. Медведев Г.Д. Электрооборудование и электроснабжение горных предприятий. М., Недра, 1988.
2. Озерной М.И. Электрооборудование и электроснабжение подземных разработок, М., Недра, 1975.
3. Гущин В.В. и др. Подземная разработка апатитовых месторождений. Мурманск, 1972.
4. Лобанов Н.Я., Торцев В.Г. Экономика, организация и планирование производства на предприятиях. М., Недра, 1986.
5. Авсеев Г.М. Сборник задач по горной электротехнике. М., Недра, 1988.
6. Методические указания по предмету “Электрооборудование и электроснабжение горных предприятий”.
7. Единые правила безопасности при разработке рудных, нерудных и рассыпных месторождений подземным способом. М., Недра, 1976, 1982
8. Правила безопасности в угольных и сланцевых шахтах. М., Недра, 1986.
9. Назаров А.И. Электрооборудование и электроснабжение горных предприятий, Кировск, 2006, 286 с.
10. Назаров А.И. Выбор электрического оборудования, Кировск, ХТК, 2007.
