Расчет электроснабжения участка карьера

Кафедра информационных систем

Дисциплина «Электроснабжение горных предприятий»

Контрольная работа

Расчет электроснабжения участка карьера

№ варианта	Экскаватор 1	Экскаватор 2	Буровой станок
16	ЭШ-15.90А	ЭКГ-4У	СБШК-200

Таблица 1

Технические характеристики сетевых электроприемников экскаваторов

Тип экскаватора	Мощность сетевого эл. Двигателя, КВт	Номинальный ток, А	Номинальное напряжение, В	cosj	Кратность пускового тока,	Кратность пускового момента,	Мощность трансформатора собственных нужд, кВт
ЭКГ-8И	520	63,5	6000	0,85(оп.)	5,5	0,7	100
ЭКГ-6,3УС
ЭКГ-4У
ЭШ-15.90А	1900	225	6000	0,85(оп.)	5,3	0,9	2 х 400
ЭШ-20.75

Таблица 2

Выбор мощности ПКТП для буровых станков

Тип бурового станка	Установленная мощность, кВт	Коэффициент спроса, КС	cosj	Расчетная мощность, кВЧА	Расчетный ток, А	Мощность ПКТП, кВЧА
					380 В	660 В
СБШК-200	295	0,7	0,7	295	451	260	400

Схемы электроснабжения участка карьера и электроснабжения участка на плане горных работ изображены на рис.1 и рис.2, соответственно.

1. ВЫБОР ПОДСТАНЦИЙ И ТРАНСФОРМАТОРОВ

Для передвижных комплектных трансформаторных подстанций напряжением 35-110/6-10 кВ номинальная мощность трансформаторов ПКТП определяется по коэффициенту спроса и номинальной мощности электроприемников, питающихся от этой подстанции. При этом должно быть соблюдено условие Sтр і SР.

Выбранная мощность трансформатора ПКТП проверяется на возможность нормального пуска сетевого двигателя удаленного от подстанции экскаватора.

При питании двигателя от отдельного трансформатора (блочная схема), мощность двигателя может составлять 80% мощности трансформатора.

Составим схему электроснабжения участка карьера (рис.2).

Исходные данные для расчета согласно таблицы (табл.1):

Рн1 = 295 кВт; cosjн1 = 0,7; Кс1 = 0,7;

Рн2 = 520 кВт; cosjн2 = 0,85 (опер.); Кс2 = 0,6;

Рн3 = 1900 кВт; cosjн1 = 0,85 (опер.); Кс3 = 0,6.

Определим расчетную мощность (кВА) трансформатора ПКТП по расчетной нагрузке и коэффициенту спроса для всех нагрузок:

РР1 = Кс1Ч Рн1 = 0,7Ч295 = 206,5 кВт, QР1 =202 кВЧА

РР2 = Кс2Ч Рн2 = 0,6Ч520 = 312 кВт, QР2 =-390 кВЧА

РР3 = Кс3Ч Рн3 = 0,6Ч1900 = 1140 кВт, QР1 =-1425 кВЧА

Расчетная нагрузка по участку в целом:

Выбираем трансформатор типа ТМН мощностью 2500 кВ?А , установленный на передвижной комплектной трансформаторной подстанции 35/6 кВ.

Основные параметры масляного трансформатора ТМН-2500/35

Номинальная мощность,	2500
Номинальное высшее напряжение,	35
Номинальное низшее напряжение,	6,3
Напряжение короткого замыкания,	6,5
Потери холостого хода в стали при нормальном напряжении, Рхх ,кВт	6,2
Потери при коротком замыкании, Ркз , кВт	25

Так как на участке имеются низковольтные электропотребители (буровой станок СБШК-200, который имеет расчетную активную мощность РР=206,5 кВт), то необходимо выбрать источник питания для этих потребителей.

Мощность трансформатора определяется:

, кВЧА

где cosjР – средневзвешенное значение коэффициента мощности группы электроприемников. Принимаем cosjР = 0,6-0,7. Тогда:

Принимаем передвижную комплектную трансформаторную подстанцию 6/0,4 кВ ПСКТП-400/6 (Приложение 1, табл.1), имеющую сухой трансформатор, мощностью 400 кВЧА.
2. РАСЧЕТ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ

2.1 Выбор сечений проводников

Сечения воздушных и кабельных линий напряжением до и выше 1000 В следует выбирать по нагреву токами нагрузки с последующей проверкой по экономической плотности тока (только ЛЭП напряжением 6-35 кВ со сроком службы более 5 лет); на термическую устойчивость от воздействия токов короткого замыкания (только кабельные ЛЭП напряжением 6-10 кВ); по допустимой потере напряжения.

Выбор сечения проводников по нагреву сводится к сравнению расчетного тока IР с длительно допустимыми токами нагрузки для стандартных сечений:

IР Ј Iдоп,

Расчетный ток в линии:

где Uн – номинальное напряжение приемника.

Экономически целесообразное сечение

где jэк – экономическая плотность тока, А/мм2

Кабельные сети проверяются на термическую устойчивость от тока короткого замыкания.

Минимальное сечение

где tп – приведенное время.

Для кабелей напряжением до 10 кВ с медными жилами a=7; для кабелей с таким же напряжением, но с алюминиевыми жилами a=12.

Выберем сечение воздушных и кабельных линий в соответствии со схемой рис 2.

Определим расчетные токи во всех элементах сети.

Расчетный ток в низковольтном кабеле СБШК-200:

Расчетный ток воздушного спуска бурового станка принимаем равным номинальному первичному току трансформатора ПСКТП:

Расчетный ток экскаватора ЭКГ-4У:

Расчетный ток экскаватора ЭШ-15.90А:

Принимаем сечения кабелей (приложение, табл.3):

СБШК-200 – 2(3х70+1х25) типа КРПТ, Iдоп = 2х250 А;

ЭКГ-4У – (3х16+1х10) типа КШВГ, Iдоп = 90 А;

ЭШ-15.90А – (3х50+1х16) типа КШВГ, Iдоп = 180 А.

Учитывая, что от одного воздушного спуска могут работать два экскаватора, найдем расчетный ток от двух экскаваторов:

Принимаем сечение магистральной линии и спусков типа АС-70 с Iдоп = 265 А.

Определим удельное сопротивление кабельных и воздушных линий:

СБШК-200: кабель КРПТ(3х70) – Rо=0,26 Ом/км; Хо=0,069 Ом/км;

ЭКГ-4У: кабель КШВГ(3х16) – Rо=1,12 Ом/км; Хо=0,094 Ом/км;

ЭШ-15.90А: кабель КШВГ(3х50) – Rо=0,35 Ом/км; Хо=0,072 Ом/км;

Сопротивление воздушных линий (3х70) – Rо=0,45 Ом/км; Хо=0,36 Ом/км.

ЭКГ-4У:

СБШК-200:

ЭШ-15.90А:

После определения токов короткого замыкания необходимо проверить выбранные сечения кабеля КШВГ на термическую устойчивость от воздействия токов к.з., определенных в начале кабеля (у приключательного пункта).

2.2 Проверка сети по потере напряжения

Проверку сети по допустимым потерям напряжения на зажимах электроприемников рекомендуется производить для трех режимов работы: нормального рабочего; пикового; пускового при пуске наиболее мощного приемника.

Напряжение на зажимах n-го приемника в нормальном режиме:

где Uо – напряжение холостого хода трансформатора, В; UН – номинальное напряжение приемника, кВ; Рm и Qm – соответственно суммарное активные и реактивные мощности, передаваемые по m-му участку, кВт и квар; Rm и Хm – соответственно активное и реактивное сопротивление m-го участка сети, Ом.

Напряжение на зажимах двигателя во время пуска удаленного и наиболее мощного двигателя в группе:

, В

где – потеря напряжения в сети в общих с пускаемым двигателем элементах сети; Iп – пусковой ток, А; cos?п=0,3-0,5 – коэффициент мощности приемника в режиме пуска.

Синхронный двигатель пускается как асинхронный.

Для определения потери напряжения в сети при пиковом режиме, активную нагрузку рекомендуется определять следующим образом:

Рпик =КпикЧРнм + Рен , кВт

где Кпик – коэффициент, учитывающий пиковую нагрузку экскаваторов, принимается равным 1,6-1,8; Рнм – номинальная мощность наиболее мощного экскаватора в группе, кВт; Рен – суммарная номинальная мощность прочих электроприемников в группе, кВт.

При пиковом режиме реактивная нагрузка приемников с синхронным приводом принимается равной нулю, а приемников с асинхронным приводом – равной ее номинальному значению.

Для проверки сети составим эквивалентную схему сети (согласно схемы на рис.2), указав как активное так и реактивное сопротивление кабелей и линий электропередач, а так же сопротивление трансформаторов (рис.3).

Для определения потери напряжения в сети при пиковом режиме используется формула для определения потери напряжения в нормальном режиме.

Согласно ГОСТ 13109-67 напряжение на зажимах в нормальном режиме должно удовлетворять условию: Uдв = (0,96 ё 1,1)Uн.

В режиме пиковых нагрузок: Uпик і 0,9Uн.

В режиме пуска: Uпик і 0,75Uн.

Проверка сети при нормальном режиме работы электроприемников .

Примечание к рис.2:

Сопротивление низковольтного кабеля 2СБШ-200Н приведено к ступени напряжения 6 кВ.

Условие проверки сети при нормальном режиме выполняется.

Проверим выбранную сеть в режиме пуска наиболее мощного двигателя (экскаватор ЭШ-20.75).

Р В,

что составляет 0,67Uн < 0,75Uн.

Условие проверки по пуску не выполняется. В этом случае необходимо взять более мощный трансформатор на ПКТП-35/6. Принимаем трансформатор ТМН-6300/35. Паспортные данные трансформатора:

Sтн = 6300 кВЧА; U1 = 35 кВ; U2 = 6,3 кВ; Ркз = 46,5 кВт; uк = 7,5%.

Кроме того, увеличим сечение воздушных линий до 95 мм2 (Iдоп=330 А), кабеля КШВГ для экскаватора ЭШ-20.75 до 95 мм2 (Iдоп=265 А). Тогда напряжение на зажимах сетевого двигателя при пуске будет равно Uпуск.з = 4532 В, что составляет 0,755 Ом.

3. РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ

При расчете токов короткого замыкания необходимо определить следующие параметры:

1. Действующее значение начального сверхпереходного тока для выбора уставок быстродействующей защиты I’;

2. Установившийся ток короткого замыкания для проверки на термическую устойчивость электрических аппаратов и кабелей I?;

3. Ударный ток короткого замыкания для проверки электрических аппаратов на динамическую устойчивость ;

4. Наибольшее действующее значение полного тока короткого замыкания для проверки электрических аппаратов на динамическую устойчивость в течение первого периода процесса короткого замыкания Iу;

5. Действующее значение полного тока короткого замыкания для произвольного момента времени для выбора выключателей по отключаемому току It;

6. Мощность короткого замыкания для произвольного момента времени при проверке выключателей по отключаемой ими мощности St.

Для расчета необходимо составить расчетную схему со всеми участвующими в питании короткого замыкания источниками тока, руководствуясь правилами устройства электроустановок, выбрать расчетные точки короткого замыкания; составить схему замещения с указанием сопротивлений в относительных единицах. Схема замещения путем соответствующих преобразований сводится к простейшему виду.

Ток короткого замыкания от энергосистемы (источник неограниченной мощности):

,

где Uб – базисное напряжение по данной ступени трансформации, Uб=6,3 кВ; Х*Sс – суммарное сопротивление ветвей от энергосистемы до точки короткого замыкания (табл.8).

Токи от синхронных двигателей (СД)

It = ktIнS ,

где IнS – суммарный номинальный ток СД, кА;

IнS = ;

kt – кратность периодической составляющей тока короткого замыкания для различных моментов времени.

Х*расч. = Х*S,

где Х*расч. – суммарное сопротивление цепи от синхронных двигателей до места короткого замыкания; SS – суммарная номинальная мощность синхронных двигателей, МВЧА; Sб – базисная мощность, МВЧА.

При Х*расч. > 3 синхронным двигателем как источником питания короткого замыкания пренебрегают.

Суммарный ток короткого замыкания в данной точке

,

где Iti – ток короткого замыкания от i-го источника в момент времени t , кА; n – количество источников.

Ударный ток

,

где k y – ударный коэффициент. При rS Ј 0,3ХS kу = 1,8, тогда iy = 2,55IІ.

Для длинных кабельных линий, где активное сопротивление довольно велико, значение kу определяется по кривой, изображенной на рис.5.6, л.4, с.86.

Полный ток короткого замыкания

При kу = 1,8 Iy = 1,52I’ или Iу » 0,6iy .

Мощность короткого замыкания для произвольного момента времени .

Токи двухфазных коротких замыканий определяются по следующим формулам

; ; .

Пример

С целью проверки кабеля экскаватора ЭШ-20.75 на термическую устойчивость от действия токов к.з., выполним расчет тока к.з. для схемы электроснабжения, приведенной на рис.1, когда к спуску 3 подключен экскаватор ЭШ-5.45М.

Тогда схема примет вид:

Выбираем базисные величины:

Sб = 100 МВЧА; Uб = 6,3 кВ.

Определим сопротивления элементов схемы электроснабжения, приведенные к базисным сопротивлениям.

Сопротивление питающей системы Хс = 0.

Сопротивление трансформатора (рис.4)

Сопротивление ВЛ-6:

Сопротивление кабельных ЛЭП-6:

Х*4 = 0,03Ч2,5 = 0,07,

Х*8 = 0,02Ч2,5 = 0,05.

Сопротивление синхронных двигателей:

Упростим схему замещения (см. рис.5).

Х*10 = Х*1 + Х*2 = 1,19 + 0,35 = 1,54;

Х*11 = Х*6 +Х*7 + Х*8 + Х*9 = 0,45 + 0,6 + 0,05 + 11 = 12,1

Х*12 = Х*4 + Х*5 = 0,07 + 40 = 40,07.

Определяем возможность объединения синхронных двигателей:

, т.е.

находится в пределах 0,4 – 2,5.

Следовательно источники S2 и S3 можно объединить.

Параметры объединенной цепи будут равны:

2,325 МВ?А,

После объединения схема примет вид

Расчетное сопротивление цепи синхронных двигателей.

Х*СД расч. =

По рис.5.5, л.4, с.85 находим кратность токов к.з., посылаемых синхронными двигателями: для Х*СД расч.= 0,98 и t = ?; Кt = 1,3.

Ток к.з., посылаемый синхронными двигателями:

 кА.

Ток к.з. от энергосистемы в точке К1:

 кА.

Суммарный ток к.з. в точке К1:

 кА.

Минимальное сечение ВЛ-6 по условию термической устойчивости:

мм2,

что меньше выбранного сечения 95 мм2.

Ток к.з. в точке К2 от энергосистемы:

 кА.

Минимальное сечение кабелей экскаваторов ЭШ-5.45М и ЭШ-20.75:

 мм2;  мм2.

4. РАСЧЕТ ТОКОВ ОДНОФАЗНОГО ЗАМЫКАНИЯ НА ЗЕМЛЮ В СЕТИ 6 кВ

Расчет производится с целью выбора и настройки релейной защиты от однофазных замыканий, а также для определения величины допустимого сопротивления защитного заземления. Для сети с изолированной нейтралью.

,

где Uл – линейное напряжение сети, кВ; С? – суммарная емкость на фазу сети 6-10 кВ, мкФ,

,

где lв и lк – длина соответственно воздушных и кабельных линий напряжением 6-10 кВ, км ; Ск-удельная емкость на фазу кабельной ЛЭП напряжением 6-10 кВ, мкФ/км (Таб. 6); nэк – количество экскаваторов, подключенных к сети напряжением 6-10 кВ.

Для приближенных расчетов величину тока однофазного замыкания на землю можно определить по формуле

где Uл – линейное напряжение, кВ.

5. ВЫБОР КОММУТАЦИОННОЙ И ЗАЩИТНОЙ АППАРАТУРЫ

Высоковольтные электрические аппараты выбираются по условиям длительного режима работы и проверяются по условиям коротких замыканий. При этом для всех аппаратов производится выбор по напряжению; выбор по нагреву при длительных токах; проверка на электродинамическую стойкость (согласно ПУЭ не проверяются аппараты и проводники, защищенные плавкими предохранителями с номинальным током до 60 А); проверка на термическую стойкость (согласно ПУЭ не проверяются аппараты и проводники, защищенные плавкими предохранителями); выбор по форме исполнения (для наружной и внутренней установки).

Выбор и проверка выключателей проводятся по следующим данным.

Выбираемая и проверяемая величина	Формула
Номинальное напряжение, кВ	Uн.а.–і–Uн.у
Номинальный длительный ток, А	Iн.а.–і–Iр.у
Номинальный ток отключения, кА	Iн.о.–і–Iр.о
Номинальная мощность отключения, МВ?А	Sн.о.–і–Sр.о
Допустимый ударный ток короткого замыкания, кА	iн.дин–і–iу.р
Ток термической стойкости за время, tн.т.с, кА

Примечание: Iр.о – расчетное значение тока трехфазного короткого замыкания в момент времени tр.о, кА; Sр.о – мощность короткого замыкания; iу.р – расчетный ударный ток; tн.т.с – время, к которому отнесен номинальный ток термической стойкости Iн.т.с (tн.т.с =5 с и 10 с); tп – приведенное время короткого замыкания, с.

Выбор и проверка предохранителей производится по следующим данным:

Выбираемая и проверяемая величина	Формула
Номинальное напряжение Uн.а, кВ	Uн.а.–і–Uн.у
Номинальный ток, А	Iн.а.–і–Iр.у
Номинальный отключаемый ток Iн.о, кА	Iн.о.–і–Iр.о–=–I’
Номинальная отключаемая мощность, МВ?А	Sн.о.–і–Sр.о–=–S’

Примечание: Iр.у – расчетный ток установки, кА; Uн.у – номинальное напряжение установки, кВ; Iн.а и Uн.а – номинальный ток и напряжение аппарата, кВ.

Определение токов плавких вставок и токов срабатывания максимальных токовых реле.

Выбор плавких вставок производится в зависимости от характера нагрузки потребителя. Для осветительных установок плавкую вставку рекомендуется выбирать по номинальному току вставки

где Iосв – рабочий ток осветительной установки. А.

Для асинхронных двигателей с короткозамкнутым ротором плавкую вставку выбирают по пусковому току

где Iп – пусковой ток двигателя, А; а – коэффициент, зависящий от частоты и условий пуска двигателя, а – 1,8 ? 2,5.

Согласно правилам безопасности уставки тока срабатывания Iу максимальных расцепителей тока автоматических выключателей и максимальных реле тока магнитных пускателей определяются по следующим формулам:

При установке аппаратов для защиты магистрали

где Iп.н -номинальный пусковой ток наиболее мощного двигателя, А; еIн.раб – сумма номинальных токов всех остальных приемников, А.

При установке аппаратов для защиты ответвлений, питающих группу двигателей с короткозамкнутым ротором

При защите ответвления с одним двигателем с короткозамкнутым ротором

При защите осветительной сети

где Iосв.раб – рабочий ток осветительной установки, А.

После выбора уставки тока срабатывания максимальных токовых реле необходимо проверить чувствительность защиты по формуле

При kч < 1,5 необходимо увеличить ток путем увеличения сечения линии или (если позволяет технология работ) уменьшить длину линии.

Выбор и проверка уставок срабатывания максимальной токовой защиты высоковольтных ячеек осуществляется по следующим формулам.

Для токовых реле мгновенного действия.

где Iср.2 – расчетный ток срабатывания реле, А;

Kн – коэффициент надежности токовой защиты (Kн = 1,2 – 1,4);

Iр max – максимальный расчетный ток защищаемой линии, А;

Kтт – коэффициент трансформации трансформаторов тока;

Iср.1 – первичный ток срабатывания защиты, А;

Iу – ток уставки реле, А;

– расчетный ток двухфазного к.з., А;

Kч – коэффициент чувствительности защиты.

Для токовых реле с ограниченно зависимой выдержкой

Времени

где Iср.п2 – расчетный ток срабатывания реле, А;

Iр – рабочий ток защищаемой линии, А;

Kв – коэффициент возврата реле ( Kв=0,85-для реле РТ-80, Kв= 1- для АФЗ);

Iср.п1, Iср.01 – первичные токи срабатывания защиты соответственно от перегрузки и к.з., А;

K0 – оптимальная кратность тока отсечки реле (- для РТ-80,

– для АФЗ при ступенчатой регулировке кратности тока).

Для токовых реле, шунтируемых сопротивлениями на период пуска электродвигателей:

а) при следует принимать Iу=5А;

б) при Iн.дв.=(0,9-1,0)Iн.кру допускается принимать Iу=7А;

где Iн.двт, Iн.кру – номинальные токи соответственно электродвигателя и КРУ, А;

Kш – коэффициент шунтирования. Kш = 7,5.

Максимальный рабочий ток защищаемой линии определяется по следующим формулам:

для питающих линий ЦПП и РПП-6, а также для сборных шин этих подстанций

для двигателей

для силовых трансформаторов

где Iн.max, Iпуск.max – соответственно номинальный и пусковой токи наиболее мощных электроприемников, присоединенных к шинам подстанции или силовому трансформатору, А;

– сумма номинальных токов электроприемников, А;

Iпуск -пусковой ток электродвигателя, А;

Kпуск – кратность пускового тока;
Iн.вн – номинальный ток трансформатора на стороне ВН, А;

Kт – коэффициент трансформации силового трансформатора.

Коэффициент чувствительности защиты КРУ определяют по минимальному значению тока двухфазного к.з. Коэффициент чувствительности должен быть не ниже 2; для защит, установленных на питающих линиях ЦПП и РПП, а также КРУ для силовых трансформаторов и ПУПП не ниже 1,5.

Проверку уставок тока срабатывания реле максимального тока КРУ для трансформаторов и передвижных подстанций производят по формулам:

для трансформаторов с одинаковыми схемами соединения первичной и вторичной обмоток

для трансформаторов с различными схемами соединения обмоток

где – расчетный ток двухфазного к.з. на стороне вторичной обмотки (НН) трансформатора , А;

Sн – номинальная мощность трансформатора, кВА;

U0 – напряжение холостого хода на стороне НН трансформатора, В;

uк – напряжение к.з. трансформатора, %;

Расчет защитного заземления
Общая сеть заземления в подземных выработках должна создаваться путем непрерывного электрического соединения между собой всех металлических оболочек и заземляющих жил кабелей, независимо от величины напряжения, с присоединением их к главным и местным заземлителям.

Кроме того, у тяговой подстанции электровозной контактной откатки к общей сети заземления должны присоединяться токоведущие рельсы, используемые в качестве обратного провода контактной сети.

Общее заземляющее устройство карьера должно состоять из центрального контура и местных заземляющих устройств. Допускается работа передвижных ПП, КТП без местных заземляющих устройств при наличии дополнительного заземлителя (аналогично центральному), подключенного к центральному заземляющему устройству таким образом, чтобы при выходе из строя любого элемента заземляющего устройства сопротивление заземления в любой точке заземляющей сети не превышало 4 Ом. Длина заземляющих проводников до одного из центральных заземляющих устройств не должна превышать 2 км. Центральное заземляющее устройство выполняется в виде общего заземляющего контура у подстанции напряжением 110-35/6-10 кВ или в виде отдельного заземляющего устройства в карьере. Местные заземляющие устройства выполняются в виде заземлителей, сооружаемых у передвижных ПП, КТП-6-10/0,4 кВ и других установок.

Заземляющий трос прокладывается на опоре ниже проводов линии электропередачи. Расстояние по вертикали от нижнего провода ЛЭП до троса должно быть не менее 0,8 м.

При устройстве местного заземления у ПП сооружение дополнительных местных заземлителей передвижной машины, оборудования и аппаратов, питающихся от этого ПП, не требуется.

Согласно Единым правилам безопасности величина сопротивления заземления у наиболее удаленной электроустановки должна быть не более 4 Ом.

Величина допустимого сопротивления заземляющего устройства

где r – удельное максимальное сопротивление земли, Ом?м.

Величина допустимого сопротивления заземляющего устройства проверяется по току однофазного замыкания на землю

В качестве допустимой величины сопротивления заземляющего устройства следует принимать наименьшее значение из расчетных по удельному сопротивлению земли и по току однофазного короткого замыкания на землю, но не более 4 Ом.

Сопротивление центрального заземлителя

где Rз.п – сопротивление заземляющих проводников от центрального заземлителя до наиболее удаленного заземляемого электроприемника, Ом.

Rм.з – сопротивление магистрали заземления, Ом; Rз.ж – сопротивление заземляющей жилы гибкого кабеля от магистрали до электроустановки, Ом.

Сопротивление магистрального заземляющего провода, проложенного по опорам воздушных ЛЭП,

где lм.з – длина магистрали заземления, км; Rом – удельное активное сопротивление провода, Ом/км.

Сопротивление заземляющей жилы гибкого кабеля от магистрали до электроустановки

где lз.ж – длина заземляющей жилы кабеля, км; Rоз.ж – удельное сопротивление заземляющей жилы кабеля, Ом/км.

Количество одиночных заземлителей (электродов) центрального заземляющего устройства

где R – сопротивление растеканию одиночного заземлителя, Ом (таблица 7); hн -коэффициент использования электродов заземления (таблица 8).

Пример.

Рассчитать защитное заземление применительно к схеме электроснабжения участка карьера, представленной на рис.1.

Исходные данные:

Удельное сопротивление грунта

r = 1 Ом . см . 104

Длина магистрали заземления от приключательного пункта экскаватора ЭШ-20.75 до ПКТП-35

l М.З. = 1,6 км

Длина заземляющей жилы кабеля КШВГ-6 экскаватора ЭШ-20.75

l З.Ж .= 0,3 км

Удельное сопротивление заземляющей жилы RО.З.Ж. = 0,74 Ом/км (для сечения заземляющей жилы 25 мм2).

Ток однофазного замыкания на землю (по упрощенной формуле)

Допустимое значение сопротивления заземляющего устройства принимаем равным Rq = 4 Ом, т.к. ? ? 500 Ом . м.

В качестве магистрального заземляющего провода, прокладываемого по опорам ВЛ, принимаем сталеалюминиевый провод сечением 35 мм2, для которого

RО.М.З. = 0,91 Ом/км

Сопротивление заземляющего провода

RМ.З. = 1,6 . 0,91 = 1,46 Ом.

Сопротивление заземляющей жилы гибкого кабеля, питающего экскаватор ЭШ-20.75 (сечение заземляющей жилы кабеля 25 мм2).

RЗ.Ж. = 0,3 . 0,74 = 0,22 Ом.

Сопротивление центрального заземляющего устройства, сооружаемого у подстанции 35/6 кВ

Ом.

Если на карьере имеются естественные заземлители (обсадные трубы скважин и т.п.), которые используются при устройстве центрального заземления, величина сопротивления искусственного заземлителя определяется выражением

, Ом

Ом

Предположим, что в районе расположения подстанции 35/6 имеются геологоразведочные скважины с обсадными трубами, то используем их для устройства центрального заземлителя. Учитывая, что сопротивление естественного заземлителя в данном случае равно 10 Ом, определим сопротивление искусственного заземлителя

Сопротивление растеканию одного электрода заземления, выполняемого из круглой стали d = 16 мм, l = 5 м (электрод вертикальный), определяем по таблице 10.

Ом

Количество одиночных заземлителей центрального заземляющего устройства

ЛИТЕРАТУРА

трансформатор подстанция электроснабжение ток

1.Ермилов А. А. Основы электроснабжения промышленных предприятий. М.: Энергоатомиздат, 1983.

2. Князевский Б. А., Липкин Б. Ю. Электроснабжение промышленных предприятий. М.: Высшая школа, 1986.

3. Основы электроснабжения: Программа, методические указания к разделам курса, курсовой, контрольным и лабораторным работам для студентов специальности 210504 / Санкт – Петербургский горный институт. Сост. Б. Н. Абрамович, А.В.Гвоздев , П. М. Каменев, Д. Н. Нурбосынов. СПб, 1995.

4. Смирнов А. Д., Антипов К.М. Справочная книжка энергетика. – 4-е изд., переработанное и дополненное. М.: Энергоатомиздат, 1984.

5. Федоров А. А., Старкова Л. Е. Учебное пособие для курсового проектирования по электроснабжению промышленных предприятий. М.: Энергоатомиздат, 1987.

ПРИЛОЖЕНИЕ

Таблица 1

Техническая характеристика передвижных комплектных трансформаторных подстанций типа ПСКТП-100/6, ПСКТП-250/6 и ПСКТП-400/6 с сухим трансформатором

№, п/п	Наименование	ПСКТП-100/6	ПСКТП-250/6	ПСКТП-400/6
1.	Номинальная мощность, кВА	100	250	400
2.	Номинальное первичное напряжение,В	6000	6000	6000
3.	Номинальное вторичное напряжение,В	400/230	400	400
4.	Напряжение короткого замыкания, %	3,7	3,5	3,5
5.	Ток холостого хода, %	6	3,5	2,5
6.	Потери холостого хода, Вт	950	1800	2300
7.	Потери короткого замыкания, Вт	1270	2700	3800

Таблица 2

Автоматические выключатели ПСКТП

Тип	Мощность,	Автоматические выключатели
		Групповой	Фидерные
			Тип	Кол-во	Тип	Кол-во	Тип	Кол-во
ПСКТП-100	100	А3722Б	А3722Б	1	контактор КТ 6033	1	–	–
ПСКТП-250	250	А3732Б	А3712Б	2	А3732Б	1	А3722Б	1
ПСКТП-400	400	А3742Б	А3722Б	2	А3742Б	1	А3732Б	1

Таблица 3

Допустимые длительные токовые нагрузки на гибкие силовые кабели, применяемые на карьерах

Сечение токопроводящей жилы, мм2	Токовые нагрузки на кабели, А*
	КРПТ, КРПС и другие до 600 В	КШВГ-6, КШВГМ-6, КШВГ-10 и т.д.
		Открытая прокладка (ПУЭ, табл.1-3-10)	При числе слоев навивки на барабане
			1	2	3
16	105	90	70	55	45
25	135	120	95	75	60
35	165	145	115	90	75
50	200	180	145	115	90
70	250	220	180	140	115
95	300	265	215	170	140
120	340	310	250	200	160
150	–	350	290	225	185

*Примечание:

Токовые нагрузки относятся к кабелям как с заземляющей жилой, так и без таковой.

Приведенные нагрузки допускаются при температуре окружающего воздуха +25оС.

Указанные нагрузки даны для длительно допустимой температуры на жиле +65оС.

Таблица 4

Расчетные формулы для определения сопротивлений элементов системы электроснабжения, приведенных к базисным условиям

Элементы системы электроснабжения	Расчетные формулы	Примечание
Сопротивление энергосистемы	?к бс=, где Sкз-мощность трех-фазного короткого за- мыкания на шинах ГПП, от которой питается участковая подстанция
Двухобмоточные трансформаторы	?*бт =
Линия электропередачи	?*бл = ?оl	Для ВЛ-6-35 кВ ?о = 0,4 Ом/км
	r* бл =	Для КЛ-6(10) кВ ?о = 0,08 Ом/км
	?о бл =	Для КЛ-35 кВ ?о = 0,12 Ом/км
Синхронные двигатели	?*бсD =
Трехобмоточные трансформаторы

Таблица 5

Удельные емкости

На фазу воздушных линий с высотой подвески проводов 6 м
Сечение провода линии, мм2	16	25	35	50	70	95	120
Удельная емкость на фазу, 10-3 мкФ/км:
линия с заземляющим проводом	5,04	5,15	5,21	5,3	5,41	5,48	5,57
линия без заземляющего провода	4,43	4,5	4,55	4,63	4,69	4,75	4,86
На фазу бронированных трехжильных кабелей с бумажной пропитанной изоляцией
Сечение жил кабеля, мм2	16	25	35	50	70	95	120	180	185	240
Удельная емкость жил, 10-3 мкФ/км:
6 кВ	115	140	160	180	210	240	270	315	360	400
10 кВ	95	110	130	140	160	190	200	240	260	300
35 кВ	–	–	–	–	145	170	180	210	220	240
Токоведущих жил по отношению к заземляющему экрану кабеля марки КГЭ, КШВГ
Сечение жил кабеля, мм2	16	25	35	50	70	95	120	150
Удельная емкость жилы кабеля, 10-3 мкФ/км:
6 кВ	230	290	330	360	430	490	530	590
10 кВ	230	220	250	280	320	350	570	420

Таблица 6

Сопротивление растеканию одиночного заземлителя

Схема расположения заземлителя	Тип заземлителя	Формулы расчета сопротивления растеканию	Типовые параметры заземлителя	Сопротивление растеканию, Ом	Примечание
	Вертикальный		Круглая сталь d = 12 мм; l = 5 м d = 16 мм; l = 5 м Угловая сталь 50х50х5 мм; l = 2,5 м 60х60х5 мм; l = 2,5 м	R=_,236rрасч R=_,227rрасч R=_,338rрасч R=_,328rрасч	l–>–d
	Вертикальный (в скважине)		Круглая сталь d = 12 мм; l = 20 м d = 16 мм; l = 20 м Полосовая сталь 25х4 мм; l = 20 м 40х4 мм; l = 20 м	R=_,_71rрасч R=_,_68rрасч R=_,_69rрасч R=_,_66rрасч	l–>–d
	Вертикальный (углубленный)		Круглая сталь d = 12 мм; l = 5 м d = 16 мм; l = 5 м Угловая сталь 50х50х5 мм; l = 2,5 м 60х60х5 мм; l = 2,5 м	R=_,_27rрасч R=_,218rрасч R=_,318rрасч R=_,3_4rрасч	l–>–d t=_,7+_,5l t–=–_,3 м
	Горизонтальный		Полосовая сталь 25х4 мм; l = 50 м 40х4 мм; l = 50 м	R=_,_43rрасч R=_,_41rрасч	Если–электрод–круглый–диаметром–d,–то–b=2d

Примечание: rрасч принимать согласно ПУЭ,гл.1-7-48. При отсутствии измеренных значений удельного сопротивления грунта пользоваться табл.25.

Таблица 7

Коэффициенты использования hн заземлителей из труб или уголков, размещенных в ряд без учета влияния полосы связи

Отношение расстояния между трубами (уголками) к их длине, a/l	Число труб (уголков), n	hн
1	2	0,84 – 0,87
	3	0,76 – 0,8
	5	0,67 – 0,72
	10	0,56 – 0,62
	15	0,51 – 0,56
	20	0,47 – 0,5
2	2	0,90 – 0,92
	3	0,85 – 0,88
	5	0,79 – 0,83
	10	0,72 – 0,77
	15	0,66 – 0,73
	20	0,65 – 0,70
3	2	0,93 – 0,95
	3	0,90 – 0,92
	5	0,85 – 0,88
	10	0,79 – 0,83
	15	0,76 – 0,80
	20	0,74 – 0,79