для двух- трехфазной сети без нулевого провода
Iнагр = 
, А;
где Рл – мощность лампы, Вт;
в – число отдельных групп;
а – число ламп в группе;
Uф – номинальное фазовое напряжение, В
Uн – номинальное линейное напряжение, В;
Cosφос – коэффициент мощности; Cosφос = 1;
для ламп накаливания Cosφос = 0,5÷0,6 для газоразрядных ламп
с ПРА
ηос – к.п.д. светильника, ηос = 1 для ламп накаливания;
ηос = 0,83 для люминесцентных ламп, ηос = 0,7÷0,8 для газоразрядных
ламп с ПРА
Сечение кабеля для провода по допустимой потере напряжения определяется
S = 
; мм2
где lрасч – расчетная длина провода для кабеля, м;
γ – удельная проводимость, γмеди = 
/1, с.135/
γалюминия = 31,5 
lгр – допустимая потеря напряжения, принимаем по /2, табл.25/
Сечение проводов двухпроводной осветительной сети с равномерно распределительной нагрузкой.
S = 
,
где lφ – длина групповых проводов, м.
Расчетная длина кабеля провода при равномерно распределительном подсоединении светильников определяется по формуле
Lрасч = l1 + 
, м
где l1 – длина кабеля от ТП до первого светильника; м
l2 – длина участка кабеля, к которому присоединены светильники
2.11.5. Расчет мощности осветительного трансформатора.
Необходимая мощность трансформатора для питания осветительных установок
Sт.ос = 
, кВ·А;
где ΣРл – суммарная мощность ламп, Вт;
ηс = 0,95÷096 к.п.д. осветительной сети
Расчетную мощность осветительного трансформатора, от которого питаются и ручные инструменты определяем по формуле
Sт = 
кВ · А,
где ΣРн – суммарная номинальная мощность электродвигателей
инструментов, Вт;
ηдв – к.п.д. двигателей;
Cosφдв – коэффициент мощности электродвигателей;
Ко – коэффициент одновременности
После определения расчетной мощности осветительного трансформатора по /7, табл. 2.6/ выбираем трансформатор при условии, что
Sт.расч ≤ Sт по табл.
2.12. Устройство и расчет заземляющих устройств /1, с. 302/, /2, с. 222, 228/
В соответствии с ПТЭ и ПТБ при эксплуатации электроустановок, при разработке месторождений полезных ископаемых открытым способом должны быть сооружены защитные заземляющие устройства, к которым надежно должны быть подключены металлические части электроустановок и корпуса электрооборудования, не находящиеся под напряжением, но которые могут в случае повреждения изоляции оказаться под напряжением.
Заземление осуществляется с помощью устройств, которые представляют собой совокупность заземления и проводников, которые соединяют заземляющие части электроустановки с заземлением.
Заземление на разрезах выполняется общим для электроустановок напряжением до 1000 В и выше 1000 В, при этом величина сопротивления заземления не должна превышать 2 Ом для н/в, 4 Ом для в/в сети.
Заземляющее устройство состоит из главного заземления, магистральных заземляющих соединительных проводов, местного заземления. Местный заземлитель устанавливается у передвижных приключательных пунктов ЯКНО-6, ПКТП-6/0,4 и др.
Минимальное сечение магистральных заземляющих проводов должно быть
для стальных однопроводочных Smin ≥ 25 мм 2
для стальных многопроводочных Smin ≥ 35 мм 2
для АС, А Smin ≥ 35 мм 2
Длина заземляющих проводов от передвижных электроустановок до центрального (главного заземления ЦЗ) не должны превышать 2 км.
Для расчета заземляющего устройства составляется расчетная схема, на которой указывается:
1/ Место расположения и предполагаемая конструкция заземлителя (например, заземлитель выполнен из труб диаметром d, длиной l, по контуру или в ряд с расположением на глубине h от поверхности земли с расстоянием между трубами Lтр
2/ Удельное сопротивление грунта в месте сооружения заземления ρгрунта
3/ Максимально возможная длина соединительных проводов и заземляющих жил кабеля.
Расчет производим в следующей последовательности:
1/ Для выполнения заземляющего контура выбираем материал для заземлителей /угловую сталь или трубы диаметром d и длиной l/.
2/ Расчет заземления ведем, исходя из условия, что
Rз.общ = Rз.к. + Rз.пр + Rз.ш ≤ 4 Ом;
где Rз.к. – сопротивление центрального заземляющего контура, Ом;
Rз.пр – сопротивление магистрального заземляющего провода, Ом;
Rз.ш. – сопротивление заземляющей жилы гибкого кабеля, Ом.
3/ Сопротивление заземляющего магистрального провода
Rз.пр = ro · l, Ом
где ro – удельное активное сопротивление магистрального провода, Ом/км
/2, таб.5.6/
4/ Сопротивление заземляющей жилы кабеля
Rз.т. = 
; Ом,
где Lкаб – длина заземляющей жилы кабеля, м;
γ – удельная проводимость, м/Ом мм2;
S – сечение заземляющей жилы гибкого кабеля, мм2
5/ Сопротивление центрального заземляющего контура
Rз.к. = 4 – Rз.пр – Rз.ш., Ом
Сопротивление его зависит от формы и схемы расположения элементов /электродов/ (труб, уголка и т.п.)
Далее расчет сводится к определению величин сопротивления растеканию отдельных элементов заземлителя (электродов)
6/ Сопротивление растеканию одного трубчатого или стержневого заземления (электрода)
rтр.з = 
, Ом,
где ρ – удельное сопротивление грунта, Ом см
l – длина трубы, заглубленной в грунте, Ом;
d – диаметр трубы, см;
t – расстояние от поверхности земли до середины трубы, см
Если электрод не углублен в землю и верхний конец находится на 20-30 см выше поверхности земли, сопротивление для местных заземлителей определяется:
rтр.з = 
, Ом
7/ Сопротивление полосового заземления, соединяющего трубчатые электроды
rпз = 
; Ом,
где в – ширина полосы, см
t – расстояние от поверхности земли до середины заглублений полосы, см.
8/ Необходимое число трубчатых электродов заземляющего контура
n = 
.
9/ Определяем сопротивление заземляющего контура
R’з.к. = 
, Ом,
где ηтр.з – коэффициенты использования труб и соединительной полосы ηn.
Принимаем по /2, тыбл. 50/.
10/ Общее сопротивление заземления наиболее удаленной установки
R’з.общ. = R’з.к. + Rз.пр + Rз.ж ≤ 4 Ом
согласно ПТБ, ПТЭ в электроустановках, ПТБ при разработке месторождений полезных ископаемых открытым способом
2.13. Определение стоимости электроэнергии, основных энергетических показателей
2.13.1. Определение стоимости электроэнергии
Энергия при расчетах с потребителем умножается на коэффициент 1, 025.
Для потребителей с присоединенной мощностью 750 кВА и выше при определении скидок и надбавок за основу принимается наибольшая реактивная мощность передаваемая из сетей энергосистемы в течение получаса в период максимума активной нагрузки энергосистемы и средняя реактивная мощность, передаваемая сети или генерируемая в сеть, энергосистемы за период ее наименьшей активной нагрузки, определяемые за расчетный период по показателям приборов учета. Скидка или надбавка к тарифу на электроэнергию для потребителей с присоединенной мощностью 750 кВА и выше состоит из двух составляющих (суммарная скидка или надбавка).
1/ Надбавки за повышенное потребление реактивной мощности по сравнению с заданным электроснабжающей организацией оптимальным значением определяется по формуле:
H1 = 
, %
где Рф – фактическое значение максимальной активной мощности потребителя за расчетный период, кВт
Если фактическая реактивная мощность Оф меньше заданной значение надбавки Н принимается равным нулю.
2/ Скидка на надбавки к тарифу за отклонение режима компенсирующих устройств от заданного, оцениваемое отклонение фактического потребления реактивной мощности Оф от заданного энергоснабжающей организацией оптимального значения в часы минимума активной нагрузки энергосистемы. Скидка или надбавка тарифу за соблюдение заданного режима работы компенсирующих устройств определяется по формуле
Н2 = 20 
, %
Положительное значение Н означает надбавку, отрицательное – скидку.
Примечание: Разность в скобках всегда принимается положительной независимо от ее знака. Значение Оэ и Оэ2 определяется энергоснабжающей организацией для каждого квартала по методике утвержденной Министерством энергетики и электрификации СССР. Скидка или надбавка за компенсацию реактивной мощности в электроустановках потребителей при оплате электроэнергии по двухставочному тарифу исчисляется с оплаты за 1 кВт заявленной мощности и с оплаты за 1 кВт и потребляемой электроэнергии, учтенной расчетным счетчиком. При определении скидок надбавок полученные величины округляются до десятых долей процента. Суммарная скидка или надбавка округляется до десятых долей процента. Суммарная скидка или надбавка определяется по выражению:
Н = Н1 + Н2
Годовая стоимость электроэнергии по двухставочному тарифу определяется по формуле:
С = (а · Рз + в · Wр/100) (1 ±0,01 · 4) руб /1, с. 375/
где С – полная стоимость затрат на электроэнергию за год, руб.;
а – тарифная ставка за 1 кВт максимальной нагрузки, руб.;
Рз – заявленная предприятием активная мощность, участвующая в
максимуме энергосистемы и зафиксированная в договоре на
пользование электроэнергии, кВт;
в – тарифная ставка за 1 кВт ч потребляемой активной энергии, учтенной
счетчиком, коп.;
Wр – расход активной электроэнергии, кВт ч;
Н – коэффициент, учитывающий надбавку /+/ или скидку /-/ с общей
оплаты
2.13.2. Определение заявленной предприятием активной мощности
Рэ = Зз в/в + Рз н/в, кВт
мощности по в/в нагрузке
Рз в/в = ΣРв/в · Кн/в
где ΣРв/в – мощность из таблицы 2 графа 8;
Кв/в – коэффициент участия в максимуме нагрузки по в/в по /8, таб.5/
Кв/в = 0,8 ÷ 0,9
мощность по н/в нагрузке:
Рз н/в = ΣРн/в · Кн/в,
где ΣРн/в – из таблицы 2 графа 8;
Кн/в - по /8, табл. 5/, Кн/в = 0,45 ÷ 0,55;
Wр из таблицы 2 графа 12;
а, в по данным разреза из таблицы 1.
Коэффициент Н принимать равным нулю, т.к. на разрезе бассейна не устанавливают компенсирующие устройства. Компенсация происходит за счет работы синхронников в режиме перевозбуждения..
2.13.3. Определение энергетических показателей разреза, участка.
2.13.3.1. Коэффициент мощности:
Cos φ = 
,
где Wр – суммарный расход реактивной энергии по участку за сутки, месяц,
квартал, ч;
Wа – суммарный расход активной энергии по участку за сутки, месяц,
кВт ч.
На действующих разрезах коэффициент мощности должен быть не менее 0,92 ÷ 0,95. Если он ниже этих значений, то необходимо его повысить при помощи специальных технических средств.
Искусственное повышение Cosφ осуществляется за счет компенсации потребляемой реактивной мощности с помощью применения синхронных компенсаторов, статистических компенсаторов
2.13.3.2. Определяем удельный расход электроэнергии по разрезу, участку.
Wу = 
; кВт·ч/т,
где Wр – активный расход электроэнергии за год, кВт.ч;
Qдоб – плановая добыча полезного ископаемого за год, т
2.13.3.3. Электровооруженность труда
А = 
, кВт·ч/чел.ч.,
где Nчч – число человеко-часов, отработанных производственными рабочими
за месяц или год;
nсп – списочный состав рабочих;
tсм – длительность рабочей смены, ч;
nдн – число рабочих дней в месяце или году.
2.13.4. Себестоимость добычи угля по элементу электроэнергии
в = 
; руб/т,
где С – суммарная плата за электроэнергию, руб.
2.13.5. Стоимость 1 кВт·ч электроэнергии:
С = 
, руб./кВт·ч
2.14. Контроль за исправностью изоляции в сетях разреза напряжением до и свыше 1000 В. см /1, с. 306-313/
2.15. Мероприятия по технике безопасности при эксплуатации электроустановок на разрезах (1); (II)
Здесь рассмотреть:
1. Организационные мероприятия
2. Технические мероприятия при производстве работ 6ЭУ и ЛЭП.
3. Основные и дополнительные защитные средства при напряжении до 1000В;
4. Основные и дополнительные защитные средства при напряжении до 1000 В;
5. Порядок работы с ними и сроки испытания защитных средств.
6. Освобождение пострадавшего от действия эл. тока напряжением до и выше 1000 в.
см. /1, с. 322/, /11, с. 18, 40, 92, 125/
3. Задание по спецвопросу необходимо получить у преподавателя.
4. Написать список литературы.
Приложение 1
Положение
по составлению схем электроснабжения
в графической части проекта
Схема выполняется на формате А1 с нанесением контура горных работ участка (на плане горных работ участка).
На схеме наносятся линейные (участковые) распредустройства (ЯКНО; лин.ЯКНО; РУ), ЛЭП-6, идущие от линЯКНО; ПКТП; автоматические выключатели, реле утечки, низковольтные и высоковольтные электроприемники; заземляющие контуры и пакеты главных заземлителей; защиты от однофазных замыканий в сетях 6 кВ.
На схемах должны быть указаны токи двухфазного к.з. в удаленных точках электрической сети; величина токовых уставок максимальных реле РТМ, трансформаторы тока; номинальный ток плавких вставок предохранителей на всех пусковых и защитных аппаратах; типы и мощность трансформаторов и электродвигателей; марка, сечение и длина проводов В.Л. и кабелей; материал и сечение заземляющих контуров и пакетов главных заземлителей; габариты пересечения ВЛЭП-6кВ с линиями, ж.д. полотном, автодорогой.
Рисунок 6. Принципиальная схема заземления электроустановок разреза
Приложение 2
Перечень
сокращенных обозначений электроустановок в проекте
| Сокращенное обозначение | Полное наименование |
| ГПП | Главная понизительная подстанция |
| ТП | Трансформаторная подстанция |
| РУ | Распределительное устройство |
| ОРУ | Открытое РУ |
| ЗРУ | Закрытое РУ |
| КРУ | Комплексное распределительное устройство |
| ЯКНО | Ячейка комплектная наружной установки одиночная |
| ППП | Передвижной переключательный пункт |
| КТП | Комплектная трансформаторная подстанция |
| ПКТП | Передвижная комплексная трансформаторная подстанция |
| РП-6/10 | Распределительный пункт на 6/10 кВ |
| РП-0,38 | Распределительный пункт на 0,38 кВ |
| ВЛ-6; 10; 35 | Воздушная линия электропередачи 6; 10; 35 кВ |
| КЛ-6; 10 | Кабельная линия электропередачи 6; 10 кВ |
