Электрификация и автоматизация технологических процессов применительно к условиям ГП "Торезантрацит"

, (5.10)

, (5.11)

где Т_ма,Т_мрсоответственно годовое число часов использования активной и реактивной нагрузки.

Найду потери активной и реактивной энергии:

 (5.12)

(5.13)

Для Р_0,4 выберу понижающий трансформатор: ТМ-2500-6/0,4

Из условия: .

Расчёт воздушных линий электропередачи

Уточнённая расчётная нагрузка предприятия с учётом потерь мощности в силовом трансформаторе:

(5.14)

(5.15)

. (5.16)

Расчётный ток, протекающий по воздушной линии:

. (5.17)

Предварительно выбираю провод марки: АС70.

Сечение по экономической плотности тока:

, (5.18)

где j_ээкономическая плотность тока.

Предварительно по результатам по результатам расчета по экономической плотности тока целесообразно выбрать провод марки АС70.

R₀=0,46 Ом/км, X₀=0,427 Ом/км.

Расстояние между проводами 3м.

Корректировка на длину:

(5.19)

(5.20)

Найду потери активной и реактивной мощности в ВЛ:

(5.1.17)

(5.21)

Проверю выбранный провод на потерю напряжения:

Проверю на допустимую потерю напряжения:

 (5.24)

Расчёт токов короткого замыкания

На рис. 5.1 представлена первичная схема замещения для расчетов точек КЗ.

Рис. 5.2. Первичная схема замещения для расчетов точек КЗ

Приму S_b=1000 МВА.

Сопротивление подстанций:

Х₁ = Х₃ =1Ом.

Сопротивление линий:

; (5.25)

.

Сопротивление трехобмоточного трансформатора типа ТДНТ-10000/115-38,5-6,6:

 (5.26)

Сопротивление каждой обмотки:

(5.27)

Сопротивление понижающего трансформатора типа ТМН-4000/35-6,6

. (5.28)

Сопротивление синхронных двигателей:

.

Сопротивление асинхронных двигателей:

.

Для первой точки КЗ

Сопротивление ветви от п/ст ЭС до точки КЗ:

(5.29)

Так как условие не выполняется, то объединение схемы не возможно.

Следовательно, расчет делаем по каждой линии.

Со стороны S₁:

(5.30)

(5.31)

(5.32)

Со стороны S₂:

Точки КЗ в точке К1:

Ударный ток КЗ:

. (5.33)

Наибольшее действующее значение тока КЗ за первый период:

. (5.34)

Мощность КЗ:

(5.35)

Для второй точки КЗ

Для расчетов точки К2 преобразовываю схему замещения. Она представлена на рис. 5.3.

Рис. 5.3. Упрощенная расчетная схема для нахождения токов КЗ в точке К2

Так как >3 и >3 , то объединяем источники питания.

; (5.36)

. (5.37)

Ударный ток КЗ:

. (5.38)

Наибольшее действующее значение тока КЗ за первый период:

. (5.39)

Мощность КЗ:

(5.40)

Для третьей точки

Ударный ток КЗ:

Наибольшее действующее значение тока КЗ за первый период:

Мощность КЗ:

Для четвертой точки

Точка К4 является удаленной от источников питания. Преобразованную схему для расчетов точек КЗ представлю на рис. 5.4.

Рис. 6.4. Преобразованная схема замещения для расчета токов КЗ в точке К4

- сопротивления двигателей.

Так как >3 и >3 , то ток и мощность в относительных единицах равны:

(6.41)

Следовательно, ток и мощность, посылаемые энергосистемой равны:

Мощности и токи, посылаемые электродвигателю равны, так как Х_р3 = Х'₄ = 68,7 > 3, то

Полны мощности и ток КЗ в точке К4:

Через 0,2сек после КЗ:

При установившемся режиме:

Ударный ток КЗ:

Наибольшее действующее значение тока КЗ за первый период:

Результаты расчетов заносим в табл. 5.1

Таблица 5.1. Расчетные значения токов КЗ во всех точках

Точки КЗ	,кА	,кА	,кА	,кА	,кА	, МВА	, МВА
К1	5,36	5,68	6,23	13,64	8,1	1190	1300
К2	18,4	18,4	18,4	46,8	17,8	210,34	210,34
К3	5,13	5,13	5,13	13,1	7,7	333,2	333,2
К4	10,2	10,2	10,2	13,886	8,237	116,011	116,011

Выбор электрических аппаратов, изоляторов и шин

Все электрические аппараты, изоляторы, шины выбираются по номинальному напряжению, номинальному току и проверяются на электродинамическую и термическую стойкость.

Выбор выключателей и разъединителей

Со стороны 110 кВ:

напряжение-U_ну=110 кВ;

расчётный токI_pmax= 52,5 A;

ток отключения- I_{p от}=5,68 кА;

мощность отключения-S_0,2=1190 МВ?А;

ударный ток-i_у=13,64 кА;

установившейся ток КЗ-I_?=6,23 кА (I_?·vt_ф=2,4 кА).

Выберу выключатель марки МКП11063020У1

номинальное напряжение-U_на=110 кВ;

номинальный токI_на= 630 A;

номинальный ток отключения- I_{н от}=20 кА;

номинальная мощность отключения-S_{н от}=3810 МВ?А;

допустимый ударный ток-i_дин=52 кА;

ток термической стойкости -I_t=20 кА (I_t·vt=34,64 кА);

Выберу разъединитель марки РНДЗ1110/1000;

номинальное напряжение-U_на=110 кВ;

номинальный токI_на= 1000 A;

допустимый ударный ток- i_дин=80 кА .

Со стороны 6,6 кВ:

напряжение-U_ну=6,6 кВ;

расчётный токI_pmax= 252,7 A;

ток отключения- I_{p от}=10,2 кА;

мощность отключения-S_0,2=116,011МВ?А;

ударный ток-i_у=13,886 кА;

установившейся ток КЗ-I_?=10,2 кА (I_?·vt_ф=3,95 кА).

Выберу КРУ марки КЭ-10/20-У3

номинальное напряжение-U_на=10 кВ;

номинальный токI_на= 630 A;

номинальный ток отключения- I_{н от}=20 кА;

номинальная мощность отключения-S_{н от}=228 МВ?А;

допустимый ударный ток-i_дин=51 кА.

Выберу разъединитель марки РВ10/630 У3

номинальное напряжение-U_на=10 кВ;

номинальный токI_на= 630 A;

допустимый ударный ток- i_дим=52 кА.

Вид встраиваемого выключателя ВЭ-10-1250-20.

На стороне 6,6 кВ выбираем выключатель типа: ВЭ-10-1250-20

номинальное напряжение-U_на=10 кВ;

номинальный токI_на= 1250 A;

номинальный ток отключения- I_{н от}=20 кА;

номинальная мощность отключения-S_{н от}=228 МВ?А;

допустимый ударный ток-i_дин=51 кА;

ток термической стойкости -I_t=35 кА (I_t·vt=3,56 кА).

Со стороны 35 кВ:

напряжение-U_ну=35 кВ;

расчётный токI_pmax= 92,3 A;

ток отключения- I_{p от}=1,44 кА;

мощность отключения-S_0,2=168,9 МВ?А;

ударный ток-i_у=5,13 кА;

установившейся ток КЗ-I_?=7,7 А (I_?·vt_ф=4,9 кА).

Выберу выключатель марки ВТ-35-800-12,5

номинальное напряжение-U_на=35 кВ;

номинальный токI_на=800 A;

номинальный ток отключения- I_{н от}=12,5 кА;

номинальная мощность отключения-S_{н от}=757,7МВ?А;

допустимый ударный ток-i_дин=31 кА;

ток термической стойкости -I_t=12,5 кА (I_t·vt=21,6 кА).

Выберу разъединитель марки РВ-35/630 У3

номинальное напряжение-U_на=35 кВ;

номинальный токI_на= 630 A;

допустимый ударный ток- i_дин=40,5 кА.

Выбор и проверка изоляторов и шин

Изолятор выбирают:

- по номинальному напряжению,

- по номинальному току для проходных изоляторов,

- по допустимому усилию на головку изолятора.

Для шин установленных плашмя:

, (5.42)

где l-длина пролёта между изоляторами; l=60 см;

a-расстояние между шинами, а=30 см.

Выберу проходной изолятор марки П10/630-750

номинальное напряжение-U_на=10 кВ;

максимальная разрушающая нагрузка- F_max=750 кгс;

номинальный ток изолятора I_н.из. =630 А.

Выберу опорные изоляторы марки ОФР-10-750

номинальное напряжение-U_на=10 кВ;

максимальная разрушающая нагрузка- F_max=750 кгс;

номинальный ток изолятора I_н.из. =1600 А.

Выберу алюминиевую шину (60 х 8)

, (5.43)

где I_доп0-длительно допустимый ток I_доп0 =2160 А;

k₁- поправочный коэффициент при расположении шин плашмя(0,95);

k₂- поправочный коэффициент для двухполосных медных шин k₂ =1,70;

k₃- поправочный коэффициент для шин при температуре окружающей среды отличной от +25 ^оС, k₃ =0,98.

Ударный ток КЗ при трёхфазном КЗ:

.

Изгибающий момент:

. (5.44)

Момент сопротивления, при установки шин плашмя:

. (5.45)

Расчётное сопротивление на изгиб:

, (5.46)

,

где у_доп-допустимое напряжение в шине данного сечения и материала, у_доп =13 кН/см² .

Минимальное сечение шины по условию термической стойкости:

, (5.47)

где б-термический коэффициент б=6 ;

t_ф-фиктивное время действия КЗ.

.

Оставляем шину 60 х 8.

Выбор и проверка трансформаторов тока

Со стороны 110 кВ:

Выберу трансформатор тока марки ТВ-110-200/5

номинальное напряжение-U_на=110 кВ;

номинальный ток первичной обмотки- I_{н1 тт}=200 А;

номинальный ток вторичной обмотки- I_{н2 тт}=5 А.

Расчётная длина соединительных проводов:

, (5.48)

где l-длина провода (в один конец ), соединяющего ТТ и прибор.

Полное допустимое сопротивление внешней цепи:

, (5.49)

где r_спров-допустимое сопротивление соединительных проводов;

, (5.50)

r_приб-сумма сопротивлений последовательно включённых обмоток проводов и реле;

r_конт-сопротивление контактов.

Допустимая нагрузка вторичной обмотки ТТ:

. (5.51)

Расчётная нагрузка вторичной обмотки ТТ в нормальном режиме:

. (5.52)

.

Расчётная кратность допускаемого тока электродинамической стойкости ТТ:

, (5.53)

Расчётная кратность тока термической стойкости ТТ:

, (5.54)

.

Со стороны 35 кВ:

Выберу трансформатор тока марки ТФ3М 35А

номинальное напряжение-U_на=37,5 кВ;

номинальный ток первичной обмотки- I_{н1 тт}=481 А;

номинальный ток вторичной обмотки- I_{н2 тт}=5 А;

нагрузка вторичной обмотки-S2ном=30 ВА;

кратность допускаемого тока электродинамической стойкости ТТ-k_д=80;

кратность односекундного тока термической стойкости ТТ-k_тс=4;

номинальное время термической стойкости ТТ-t_нтс=3с.

Со стороны 6 кВ:

Выберу трансформатор тока марки ТПЛК-10

номинальное напряжение-U_на=10 кВ;

номинальный ток первичной обмотки- I_{н1 тт}=1000 А;

номинальный ток вторичной обмотки- I_{н2 тт}=5 А;

класс точности-10Р;

кратность допускаемого тока электродинамической стойкости ТТ-k_д=24;

кратность односекундного тока термической стойкости ТТ-k_тс=60;

номинальное время термической стойкости ТТ-t_нтс=3с;

Выбор и проверка трансформаторов напряжения

Со стороны 110 кВ:

Выберу трансформатор напряжения марки НКФ-110-83У1

номинальное первичное напряжение-U_н1=110 кВ;

номинальное вторичное напряжение-U_н2=100 В;

Номинальная мощность ТН в классе точности 1-S_2н=600 В?А.

Со стороны 35 кВ:

Выберу трансформатор напряжения марки НКФ-35-83У1

номинальное первичное напряжение-U_н1=35 кВ;

Номинальная мощность ТН в классе точности 1-S_2н=300 В?А.

Со стороны 6 кВ:

Выберу трансформатор напряжения марки НТМИ-6-66У3

номинальное первичное напряжение-U_н1=6 кВ;

номинальное вторичное напряжение-U_н2=100 В;

Номинальная мощность ТН в классе точности 1-S_2н=150 В?А.

Выбор и расчёт релейной защиты

Для трансформатора типа ТДТН-10000-110-35-6,6 выбираю дифференциальную защиту.

Первичные токи со стороны ВН, СН и НН:

(5.55)

Коэффициенты трансформации:

(5.56)

Первичный ток срабатывания максимальной токовой защиты:

. (5.57)

Первичный ток срабатывания реле защиты от перегрузки:

, (5.58)

.

Дифференциальная защита

Определяем вторичные токи в плечах защиты:

 (5.59)

Определяем первичный ток небаланса без учета составляющей, обусловленной неточностью уставки расчетного числа витков:

(5.60)

Определяем ток срабатывания защиты:

1) по условию отстройки от максимального тока небаланса:

; (5.61)

2) по условию отстройки от броска тока намагничивания:

; (5.62)

Плечо с большим вторичным током принимаем за основное и подключаем к рабочей (дифференциальной) обмотке реле.

Ток срабатывания на основной стороне:

. (5.63)

Расчетное число витков насыщающего трансформатора на основной стороне:

. (5.64)

Предварительно принимаем =79

Минимальные значения токов на не основной стороне:

. (5.65)

Определяем число витков уравнитеных обмоток:

- если отключена обмотка II, то

, (5.66)

- если отключена обмотка I, то

.

Принимаем число витков

- для =12;

- для =66.

Окончательно принимаем число витков:

- на основной стороне =79,

- на не основной стороне=66.

Первичный ток срабатывания защиты, соответствующий окончательно принятому числу витков:

. (5.67)

Коэффициенты чувствительности:

. (5.68)

По ПУЭ должно быть ?2, условие выполняется.

Защита двигателей от многофазных КЗ

Выберу реле марки РТ-84

Пусковой ток:

. (5.69)

Ток срабатывания отсечки:

. (5.70)

Расчёт заземляющих устройств

Сопротивление заземляющего устройства без компенсации емкостных токов:

, (5.71)

где U_pасч-расчётное напряжение на заземляющем устройстве по отношению к земле;

I_pасч- расчётный ток для заземляющих устройств к которым не присоединены компенсирующие устройства.

Сопротивление растеканию трубчатого заземлителя:

где с_ср-удельное сопротивление грунта;

l-длина трубы;

d-диаметр трубы;

t-расстояние от поверхности земли до середины заземлителя;

Длина полосы, соединяющей электроды между собой:

(5.73)

n-число трубчатых заземлителей,

. (5.74)

Общее сопротивление заземляющего контура:

, (5.75)

где з_г, з_в-коэффициент использования вертикальных и горизонтальных заземлителей.

Напряжение прикосновения:

; (5.76)

.

Время действия защиты - 0,3 с.

Молниезащита подстанций и воздушных линий

На вводе в подстанцию применяем трубчатые разрядники марки РТ-110-2/10.

Для защиты трансформаторов применяем вентильные разрядники марки РВМГ-110МУ1.

Для защиты шин подстанции применяем вентильные разрядники марки РВС-6.

Для защиты ОРУ подстанции от прямых ударов молнии применяем молниеотводы марки СМ-20.

Диагональ зоны защиты :

, (5.77)

где =6 м- высота защищаемого объекта;

=20м - высота молниеотводов.

,

D- диагональ четырехугольника, по углам которого устанавливаются молниеотводы.

. (5.78)

Для защиты ВЛ принимаю тросовой молниеотвод.

Зона защиты:

, (5.79)

где - активная высота молниеотвода, м,

. (5.80)

Выбираю стальную одноцепную промежуточную опору:

-для первой ВЛ:

опор; (5.81)

-для второй ВЛ:

опор.

Компенсация реактивной мощности

Мощность компенсирующего устройства:

, (5.82)

где P-средняя активная нагрузка предприятия;

tgц₁, tgц₂,-тангенс угла сдвига фаз соответственно до и после компенсации;

б-коэффициент учитывающий компенсацию реактивной мощности синхронными электродвигателями.

.

Выберу конденсатор марки УКЛ(П)-6(10)-450У3.

Определяем количество конденсаторов:

, (5.83)

где q_к-мощность одного конденсатора.

Принимаем n=6 конденсаторов.

5.2 Расчет схемы электроснабжения подземного участка

Расчет электрического освещения

При расчете электроосвещения в основном используют 3 метода:

1. Метод светового потока, который учитывает так называемые показатели помещения и отраженность близлежащих поверхностей.

2. Точечный метод, который в основном применяется при освещении замкнутых пространств или в подземных горных выработках.

3. Метод удельной мощности, который применяется при упрощенных инженерных расчетах.

Выбор светильника

Для данных условий при расчете электроосвещения воспользуемся точечным методом (рис.5.6).



Рис. 5.6. Схема к расчету электроосвещения

Для наших условий (освещение откаточного штрека длинной 1200м.) принимаем светильник РВЛ 20

U_ном = 127 В

P_ном = 20 Вт

F_л = 980 лм

з_свет. = 0,7

При освещении откаточного штрека нормируется только горизонтальная освещенность. При данном методе используется упрощенный инженерный способ расчета.

, лм, (5.84)

;

, (5.85)

Из кривой светораспределения светильника РВЛ-20 в зависимости от угла б находим силу света.

, (5.86)

Согласно техническим условиям высота выработки h'_выр =3,15 м, а = 3 м.

К_З = 1,2ч2,2 - коэффициент загрязнения светильника.

Принимаем К_З = 1,7,

I_б = 105 кд.

, (5.87)

, (5.88)

, (5.89)

Согласно ПБ освещенность в откаточном штреке должна быть не меньше 2 лк ().

Расчетную величину освещенности умножим на 2, так как эту точку освещает два близлежащих светильника.

. (5.90)

Выбор осветительного трансформатора

Мощность осветительного трансформатора выбирается по выражению:

, (5.91)



, (5.92)

- количество светильников ,

(5.93)

, (5.94)

. (5.95)

Для питания осветительной сети принимаем агрегат типа АОС-4 в количестве 2-х штук.

Номинальные данные агрегата АОС-4

Выбор кабеля для питания осветительной сети

Сечение кабеля определяем по выражению:

(5.96)

, (5.97)

, (5.98)

, (5.99)

, (5.100)

Выбираем кабель: КГ 3 х 10 + 1 х 6.

Расчет уставки максимальной токовой защиты

, (5.101)

, (5.102)

, (5.103)

Расчет нагрузок и выбор мощности трансформаторной подстанции

На участке применяется 2 трансформаторные подстанции.

Для выбора и расчета мощности трансформаторных подстанций питающих участковую сеть составляется таблица электропотребиелей участка (табл. 6.2 и табл. 6.3).

Таблица 6.2. Электропотребители, получающие питание от трансформаторной подстанции № 1

№п/п	Наименование эл.потребителей	Тип двигателя	Кол-во	Pном , кВт	УPном , кВт	Cos ц	з, %
1 1.1	Комплекс Комбайн РКУ-10	2МКД90 ЭКВЭ4-200	2	200	400	0,83	89,5
2	Забойный конвейер СПЦ-271М0208	2ЭДКОФВ250В4У2,5	2	110	220	0,85	93,2
3	Буровая установка БУЭ-37	ЭДКОФ4-37-У2-5	1	37,0	37,0	0,86	90,8
4	Лебедка ЗПЛ-55	ЭДКОФ43/4-У2-5	1	55	55	0,85	90,0

УP_ном = 712 кВт

Таблица 6.3. Электропотребители, получающие питание от трансформаторной подстанции № 2

№п/п	Наименование эл.потребителей	Тип двигателя	Кол-во	Pном , кВт	УPном , кВт	Cos ц	з
1 1.1	СУВ 350 Перегружатель СП-250	2ЭДКОФВ250В4У2,5	2	55	110	0,85	93,2
2	Доставочная Лебедка ЛВ-25	ВРП18ПМ4У5	1	30	30	0,85	93,2
3	Насосная установка НУМС-30Е	ВАО72-2	2	30,0	60,0	0,91	89
4	Насосная станция СНД-200	АИУМ225М4	2	55	110	0,87	92,5
5	Лебедка ЛС-55	ЭДКОФВ-43/4-У2-5	1	55	55	0,85	90
6	АОС - пусковой	СЭР-19	2	1,2	2,4	0,83	76
7	Лебедка ЗПЛ-55	ЭДКОФВ-43/4-У2-5	1	55	55	0,85	90,0

УP_ном = 422,4 кВт

Определяем мощность трансформаторной подстанции №1, с помощью коэффициента спроса (К_с).

, (5.104)

,

, (5.105)

, (5.106)

(5.107)

, (5.108)

Мощность трансформаторной подстанции выбирается из условия:

. (5.109)

Для наших условий выбираем трансформатор для шахты взрывобезопасной типа ТСВП.

ТСВП 630/6

Определяем мощность трансформаторной подстанции № 2, с помощью коэффициента спроса (К_с).

, (5.110)

, (5.111)

, (5.112)

Мощность трансформаторной подстанции выбирается из условия:

.

Для наших условий выбираем трансформатор для шахты взрывобезопасной типа ТСВП.

ТСВП 250/6

Выбор и расчет кабельной сети участка

Выбор кабельной сети по нагреву рабочим током

Результаты расчетов сведем в табл. 6.4.

Таблица 6.4. Расчетные параметры по выбору кабельной сети участка

№ п/п	Наименование Эл.потребит.	з,	cos ц	Iрасч., А	Маркировка кабеля
1	Комбайн эл.дв. ЭКВЭ4-200	0,895	0,83	471,04	КГЭШ 3х70+1х16+1х10 2 штуки
2	Забойный конвейер 2ЭДКОФВ250В4У2,5	0,932	0,85	242,9	КГЭШ 3х70+1х16+1х10
3	Буровая установка 2ЭДКОФВ4-37-У5	0,908	0,86	32,5	КГЭШ 3х16+1х6+1х6
4	Перегружатель 2ЭДКОФВ250В4У2,5	0,932	0,85	121,5	КГЭШ 3х35+1х10+1х6
5	Насосная станция АИУМ225М4	0,925	0,87	119,6	КГЭШ 3х35+1х10+1х6
6	Насосная установка ВАО72-2	0,89	0,9	65,5	КГЭШ 3х25+1х10+1х6
7	Лебедка ЭДКОФВ-43/4-У2-5	0,9	0,85	62,9	КГЭШ 3х35+1х10+1х6
8	СЭР-19	0,76	0,83	3,3	КГЭШ 3х10+1х6+1х6
9	Лебедка ЛВ ВРП18ПМ4У5	0,932	0,85	33,13	КГЭШ 3х25+1х10+1х6
10	Лебедка ЗПЛ ЭДКОФВ-43/4-У2-5	0,9	0,85	62,9	КГЭШ 3х35+1х10+1х6
11	Магистр. Кабель №1	-	-	321,5	ЭВТ 3х95+1х10+3х4
12	Магистр. Кабель №2	-	-	237	ЭВТ 3х95+1х10+3х4

Выбор кабельной сети по экономической плотности тока

Для электрических сетей со соком эксплуатации до 5 лет (временные эл. сети) выбор по экономической плотности тока не производится.

Для наших условий расчет по экономической плотности тока не производится.

Проверка кабельной сети участка по допустимой

потери напряжения

Схема замещения представлена на рис. 5.8.

Рис. 5.8. Схема замещения рассчитываемого участка

. (5.115)

Суммарные потери напряжения должны быть меньше допустимых потерь напряжения для данной электрической сети.

. (5.116)

По допустимым потерям напряжениям проверяется только магистральный кабель (м.к.).



(5.120)

; (5.121)

. (5.122)

Определяем потери напряжения в гибком кабеле, для более удаленного и наиболее мощного потребителя (комбайн):

(5.123)

Допустимые потери в магистральном кабеле:

; (5.124)

К установке принимаем кабель типа ЭВТ 3х95 (2 штуки).

Проверка кабельной сети по пуску наиболее мощного и удаленного электропотребителя



Из паспортных данных электродвигателя:

1ЭКВЭ4-200

P_ном = 200 кВт;

U_ном = 660 В;

М_п =2300 Н•м;

Cos ц = 0,83;

з = 0,895;

n = 1000 об/мин.

; (5.125)

(5.126)

Определяем напряжение на зажимах двигателя при пуске:

, (5.127)

, (5.128)

, (5.129)

(5.130)

, (5.131)

Определяем сопротивление магистральных кабелей

(5.132)

Потери напряжения от работающих двигателей

Определяем пусковой параметр г_п :

(5.133)

Определяем напряжение на зажимах электродвигателя при перегрузке

Результаты признаются правильными, если выполняется условие:

Расчет токов короткого замыкания в электрических сетях напряжением до 1140 В

В электрических сетях напряжением до 1140 В рассчитываются два вида токов КЗ (3-х фазный и 2-х фазный). По 3-х фазному току КЗ выбирается аппаратура управления и защиты. По 2-х фазному току КЗ проверяется ранее выбранная уставка максимальной токовой защиты.

Для расчетов токов КЗ составляется расчетная схема замещения с указанием точек КЗ (рис 5.9).

Рис. 5.9. Схема замещения участка для расчетов КЗ

1. 3-х фазный ток КЗ можно определить:

. (5.134)

2-х фазный ток КЗ можно определить:

, (5.135)

(6.136)

Результаты расчета сведем в табл. 6.5.

Таблица 6.5. Результаты токов КЗ на участке

№ Точки КЗ	ZКЗ,Ом	IКЗ(3), А	IКЗ(2), А
К1	0,025	16770	12500
К2	0,075	5589	4180
К3	0,121	3464	2591
К4	0,162	2587	1935
К5	0,14	2994	2239
К6	0,111	3776	2824
К7	0,116	3613	2703
К8	0,08	5239	3919
К9	0,08	5239	3919
К10	0,111	3742	2799
К11	0,112	1888	1412
К12	0,12	5374	4019
К13	0,136	3082	2305

Выбор аппаратуры управления и защиты

Каждый коммутационный аппарат выбирается по 3-м параметрам:

1. По номинальному напряжению:

. (5.137)

По номинальному току:

. (5.138)

2. По отключающей способности:

. (5.139)

Для наших условий принимаем аппаратуру управления и защиты с .

Для управления электрооборудованием участка принимаю станцию СУВ-350, в которой вмонтированы контакторы.

Станция управления СУВ-350 в рудничном взрывобезопасном исполнении РВ-3В-И в комплекте с пультом управления предназначена для дистанционного управления трехфазными асинхронными электродвигателями с короткозамкнутым ротором, установленными на машинах и механизмах угледобывающих комплексов, выполняющих очистные работы в лавах пологих пластов комбайновым способом при использовании механизированной крепи.

Станция управления рассчитана на работу в сетях с изолированной нейтралью при номинальном напряжении 380 и 660 В с частотой 50 Гц.

Электрическая схема станции управления обеспечивает:

- дистанционное управление с центрального пульта всеми двигателями комплекса, за исключением двигателя комбайна;

- останов конвейера с пульта управления комбайном;

- снятие напряжения со станции при помощи аварийных кнопок «СТОП» по всей длине лавы с воздействием на нулевой расцепитель автоматического выключателя, встроенного в станцию;

- защиту от токов КЗ каждого отходящего от станции силового присоединения;

- контроль изоляции и электроблокирование;

- сигнализацию о срабатывании максимальной токовой защиты;

- защиту от потери управляемости;

- невозможность самопроизвольного включения;

- блокирование, исключающее включение комбайна и конвейера лавы без предупредительного сигнала.

Станция имеет штепсельные выводы для отходящих кабелей.

Технические данные станции управления СУВ-350 привожу в таблице 6.6.

Таблица 6.6. Технические данные станции управления СУВ-350

Наименование ввода	Рабочий ток, А	Номинальный ток, А
Общий ввод	350	500
Фидер 1	63	485
Фидер 2	250	500
Фидер 3	250	500
Фидер 4	250	1000
Фидер 5	63	485
Фидер 6	32	Р
Фидер 7	63	250

Выбор аппаратуры по расчетному току:

1. Комбайн эл.двигатель : ЭКВЭ4-200

Принимаем пускатель магнитный ПВИ-320 в количестве 2-х штук.

2. Станция управления СУВ-350

Для защиты станции управления встроенные контакторы типа:

КТ-6043АР

Выбор и проверка уставок максимальной токовой защиты

Уставка максимальной токовой защиты для магистрали выбирается из условий:

,

где - пусковой номинальный ток самого мощного и удаленного двигателя.

Для ПВИ-320 встроенная защита УМЗ.

Уставка максимальной токовой защиты типа УМЗ .

На участке выбираю автоматический выключатель типа АВ-400.

АВ-400 применяется уставка токовой защиты типа ПМЗ: .

Выбор кабеля и аппаратов высокого напряжения (6 кВ)

Выбор кабеля напряжением 6 кВ

а) Выбор кабеля по нагреву рабочим током:

. (5.140)

Согласно ПУЭ по табл. Выбираем кабель: СБН-6 3х10

б) Выбор кабеля по экономической плотности тока:

. (5.141)

Принимаем кабель: СБН 3х25

в) Выбор кабеля по нагреву токов КЗ:

, (5.142)

(5.143)

. (5.144)

г) Проверка кабеля по дополнительной потери напряжения:

, (5.145)

, (5.146)

Окончательно принимаем кабель марки:

СБН 3х50 (по ).

Выбор КРУ-6(10) кВ

Аппаратуру управления и защиты выбираем по 3-м параметрам:

а) По номинальному напряжению:

. (5.147)

Принимаем КРУВ-6

.

б) По номинальному току аппарата:

; (5.148)

.

Принимаем КРУВ-6

.

в) По отключающей способности

. (5.149)

К установке принимаем КРУВ-6 с выключателем типа ВЭМ-6-40/40

6. Автоматизация

6.1 Общие сведения и основные задачи автоматизации

Подъемные установки шахт и рудников являются наиболее ответственными и сложными звеньями в цепи выдачи полезного ископаемого на поверхность.

Шахтные и рудничные подъемные установки отличаются по назначению: грузовые, грузолюдские, людские; по типу подъемного сосуда: клетьевые и скиповые. Все они оборудуются приводом на постоянном или переменном токе и могут работать в режимах ручного, дистанционного, полуавтоматического и автоматического управления. Наибольшее количество автоматизированных подъемных установок имеет в качестве подъемного сосуда скип, что вызвано двумя причинами: напряженным режимом работы таких установок и сравнительно небольшими колебаниями нагрузки. Максимальные трудности решения вопросов автоматизации возникают на клетьевых подъемных установках, что связано с необходимостью выполнения большого количества маневровых операций клетью с большой точностью при ее посадке на кулаки и подъеме с них. Особые сложности возникают при автоматизации подъемных установок, работающих с нескольких горизонтов, при использовании в качестве подъемных сосудов многоэтажных клетей.

Основное требование к системе автоматического управления подъемной установкой является точное выполнение заданной тахограммы независимо от отклонений действительной нагрузки от заданной и действия других внешних возмущающих факторов.

При комплексной автоматизации подъемной установки система автоматического управления, кроме того, должна обеспечивать дозировку загрузки и контроль разгрузки подъемного сосуда, контроль заполнения бункера и блокировку работы машины с устройствами контроля заполнения верхнего и нижнего бункеров. Схема автоматизации должна предусматривать следующие виды защит:

а) От переподъемов - срабатывающую от конечных выключателей индукционного типа, устанавливаемых на копре, и механического типа, располагаемых на указателе глубины. Выключатели для увеличения надежности дублируют друг друга;

б) от превышения скорости - срабатывающую при превышении действительной скорости над заданной на 15%. Защита осуществляется ограничителями скорости;

в) нулевую и максимальную защиты. Нулевая защита отключает подъемную установку как при исчезновении напряжения в сети, так и при срабатывании предохранительного тормоза. Максимальная защита осуществляет защиту электродвигателя привода подъема от недопустимых перегрузок. При асинхронном приводе срабатывание этой защиты приводит к отключению двигателя от сети, а при выполнении привода с двигателем на постоянном токе такая защита выполняется в большинстве случаев по принципу токовой отсечки и при срабатывании приводит к резкому снижению скорости.

Наибольшие трудности при создании систем автоматического управления подъемными установками возникают при автоматизации периодов замедления и особенно дотягивания, связанные с необходимостью выполнения жестких условий как по скорости движения, так и точности останова подъемной машины.

В качестве задающего устройства регулятора хода, действующего в функции пути или времени, используются различные устройства: ретардирующий диск, магнитная запись программы на рабочих канатах, специальные задатчики, выполненные на базе решающих усилителей постоянного тока.

Измерение действительной скорости вращения подъемной машины осуществляется тахогенератором постоянного или переменного тока.

В элементе сравнения сигналы, пропорциональные действительной и заданной скорости, сравниваются, полученный сигнал рассогласования усиливается усилителем и поступает на регулирующий элемент, который, воздействуя на привод подъемной машины, изменяет ее режим работы таким образом, чтобы рассогласование по скоростям свести к нулю.

Задатчик скорости, измеритель скорости, устройство сравнения, усилитель и регулирующий элемент образуют регулятор хода, который контролирует отклонение действительной скорости от заданной и, воздействуя на привод подъемной машины, обеспечивает выполнение заданной тахограммы подъема.

Регуляторы хода различают по способу регулирования скорости подъемной машины (механические и электрические), по методу поддержания регулируемой величины на заданном уровне (статические, астатические и изодромные), по характеру работы (непрерывного и дискретного действия)..

В нашей стране большинство подъемных установок оборудовано асинхронным приводом, который получил, распространение благодаря простоте конструкции двигателя, меньшему количеству электрических машин по сравнению с приводом постоянного тока, относительно высокому коэффициенту полезного действия и коэффициенту мощности, возможности размещения на меньшей площади. Первоначальные затраты при установке асинхронного привода значительно меньше, чем при приводе постоянного тока.

Основной недостаток асинхронного привода шахтного подъема это неблагоприятные механические характеристики, вследствие чего при автоматизации подъемных установок с таким приводом возникают большие трудности.

Другим недостатком асинхронного привода является необходимость в дополнительных устройствах для режима замедления и дотягивания (динамическое торможение, регулирование тормозного привода подъемной машины, преобразователи частоты и др.). Характер нагрузки и режимы работы подъемной установки определяют выбор способа автоматизации и необходимых средств автоматизации привода переменного тока в различные периоды движения, а в некоторых случаях приходится принимать различные, устройства автоматизации даже для одного периода движения.

Управление приводом постоянного тока осуществляется с помощью бесконтактной системы управления, а регулирование скорости не сопровождается дополнительными потерями электроэнергии. В настоящее время для привода постоянного тока применяют следующие системы: генератор - двигатель с возбуждением от двухкаскадного усилителя (ПМУ - ЭМУ - Г - Д), от двухкаскадного магнитного усилителя (ПМУ - СМУ - Г - Д), от тиристорного управляемого возбудителя-усилителя (ПМУ - ВК - Г - Д), управляемый выпрямитель - двигатель (УВ - Д), управляемый ртутный выпрямитель - двигатель (УРВ - Д).

6.2 Системы автоматизации подъемных машин с приводом постоянного тока

На подъемных установках в качестве приводных используются двигатели постоянного тока с независимым возбуждением. Управление в основном осуществляется изменением напряжения, подводимого к якорю двигателя.

Системы управляемые выпрямитель - двигатель ( УВ-Д)

Основные технические задачи, которые необходимо решить при создании системы управляемый выпрямитель - двигатель с одним комплектом вентилей и реверсированием напряжения в цепи якоря, подъемного электродвигателя, обеспечивающей работу системы в двигательном и тормозном режимах, следующие:

-обеспечить быстродействие системы измерения, определяющей момент переключения в якорной цепи и подачу импульса на переключение реверсора;

-осуществить переключение при запертых вентилях и полном отсутствии тока в якорной цепи;

-свести к минимуму время между импульсом на переключение реверса и началом протекания тока в обратном направлении, т.е. время неуправляемого привода.

Осуществление реверса главной цепи между подъемами затруднений не вызывает, так как паузы между ними составляют секунды. Отмеченные требования имеют значение при переходе нагрузки через ноль в течение цикла подъема либо при мгновенном изменении скорости. Основное значение при решении поставленных задач имеет собственное время переключения реверсора.

Известны два принципиально разных способа управления переключением главной цепи. Первый базируется на измерении рассогласования между заданной и действительной скоростями осуществляет переключение, если рассогласование по скорости не устраняется при существующей полярности главной цепи. Недостаток схемы - наличие ошибки по скорости. Применение такой системы требует высоких коэффициентов усиления в системе автоматического регулирования для уменьшения этой ошибки, но это вызывает дополнительные трудности при стабилизации систем.

Другим способом является переключение главной цепи при исчезновении в ней тока. В этом случае система автоматического регулирования не связана со схемой переключения полярности, и коэффициент ее усиления определяется только требованиями к точности регулирования скорости. Схема управления осуществляет переключения в главной цепи в начале цикла подъема, а также во время цикла при необходимости изменения знака момента на валу приводного электродвигателя.

На рис. 7.1 приведена схема системы автоматического управления электроприводом подъемной установки, выполненного по системе управляемый выпрямитель - двигатель при постоянном потоке возбуждения вследствие изменения, подводимого к якорю выпрямленного напряжения и U_d .

6.3 Принцип работы схемы автоматизированного управления подъемной установки

Схема автоматизированного управления подъемной установки реализуется по системе ОВ-Д с нереверсивным тиристорным преобразователем с контактным реверсом. Схема реализована как трехконтурная система подчиненного регулирования. Содержит блок задания (БЗ), регулятор положения скипа (РП), регулятор скорости (РС), регулятора тока (РТ). Регулятор тока выдает реверсивный сигнал, поэтому для управления СИФУ (система импульсного и фазного управления) в одну сторону введен блок выделения модуля (БВМ). Реверс осуществляется реверсом, с помощью блока управления реверса (БУР). Реверс осуществляется при 0 тока в якорной цепи двигателя. Направление реверса определяется по сигналу регулятора тока.

В системе введены датчик напряжения (Дн), датчик тока (Дт) якорной цепи, датчик скорости (Дс). Сигналы датчиков гальванически развязываются от информационных цепей.

Блок защиты вводится информационная силовая часть, т.е. напряжение, ток, скорость. Сигналы блока защиты поступают на блок задания и релейно-контакторную аппаратуру силовых цепей.

В системе так же введена СИФУ тиристорного преобразователя для обмотки возбуждения (ОВ) двигателя. Стабилизация тока возбуждения осуществляется с помощью регулятора тока возбуждения.

Положение скипа определяется с помощью интегрированного датчика скорости. Кроме того, на регулятор положения подаются сигналы от конечных датчиков.

7. Специальный вопрос

Разработка способов и мероприятий обеспечивающих экономию электроэнергии

Главным резервом экономии электроэнергии в промышленности является в настоящее время применение энергосберегающих технологий (совершенствование существующих и применение новых). Эти задачи относятся главным образом к технологии, имеют свою специфику.

Для каждой отрасли промышленности доля энергетической составляющей в себестоимости выпускаемой продукции разная. Так, например, в черной металлургии это 40 %, в машиностроении 20 %, в производстве воды 30 % и т.д. Но и тогда, когда доля энергетической составляющей в себестоимости незначительна, экономное расходование электроэнергии дает возможность выработать дополнительную продукцию, в то время как ущерб при недоотпуске энергии во много раз превышает ее стоимость.

По результатам преддипломной практики на предприятии получены данные о энергетической составляющей в себестоимости товарной продукции (табл. 8.1.). на рис. 8.1 представлены показатели энергетической составляющей. Анализируя данные рисунка и таблицы можно сделать вывод, что для платы за энергоресурсы в себестоимости продукции шахты «Прогресс» ГП

« Торезантрацит» по годам за последние 5 лет колеблется от 18,2 до 27,4%. Результаты анализов показывают, что экономия электроэнергии на промышленном предприятии следует уделять самое пристальное внимание.

Таблица 8.1. Энергетическая составляющая в себестоимости и товарной продукции

	2000 г.	2001 г.	2002 г.	2003 г.	2004 г.	2005 г.
1.Выпуск продукции, тыс. гр.	28865,9	68261,6	55014,1	44213,4	38516,0	46771,2
2. Покупные энергоресурсы, тыс.гр.	7857	9194	9512	9922	10752	11774
3. Себестоимость продукции шахты, тыс.гр.	28722	43374	52137	41068	45309	55025
4. Доля платы за энергоресурсы в себестоимости продукции шахты, %	27,4	21,2	18,2	24,2	23,7	21,4
5. Доля платы за энергоресурсы в товарной продукции шахты, %	27,2	13,5	17,3	22,4	27,4	25,2

Экономия электроэнергии означает, прежде всего, уменьшение потерь электроэнергии во всех звеньях системы электроснабжения и в самих электроприемниках. Основными путями снижения потерь электроэнергии в промышленности являются следующие:

1) рациональное построение системы электроснабжения, при ее проектировании и реконструкции, включающее в себя применение рациональных:

а) напряжений;

б) мощности и числа трансформаторов на трансформаторных подстанциях;

в) общего числа трансформаций;

г) места размещения подстанций;

д) схемы электроснабжения;

е) компенсации реактивной мощности и др.

2) снижение потерь электроэнергии в действующих системах электроснабжения, включающее в себя следующее:

а) управление режимами электропотребления;

б) регулирование напряжения;

в) ограничение холостого хода электроприемников;

г) модернизация существующего и применения нового, более экономичного и надежного технологического и электрического оборудования;

д) повышение качества электроэнергии;

е) применение экономически целесообразного режима работы самих трансформаторов;

ж) замена АД на СД, где это возможно;

з) автоматическое управление освещением в течение суток;

и) применение рациональных способов регулирования режимами работы насосных и вентиляционных установок и др.

3) нормирование электропотребления, разработка научно-обоснованных норм удельных расходов электроэнергии на единицу продукцию. Нормирование электропотребления предполагает наличие на предприятиях систем учета и контроля расхода электроэнергии;

4) организационно-технические мероприятия, которые разрабатываются конкретно на каждом предприятии с учетом его специфики.

Известно, что при передаче электроэнергии от источника к приемнику теряется 10-15 % электроэнергии, отпущенной с шин подстанций.

7.1 Электрические сети. Мероприятия по экономии электроэнергии

Рис. 7.2. Электрические сети. Мероприятия по экономии электроэнергии

7.2 Экономия электроэнергии в силовых трансформаторах

При загрузке силового трансформатора на 30 % нагрузочные потери примерно равны потерям холостого хода. В среднем на каждой трансформации теряется до 7 % передаваемой мощности. Работа трансформатора в режиме холостого хода или близком к нему вызывает излишние потери электроэнергии не только в самом трансформаторе, но и по всей системе электроснабжения (от источника питания до самого трансформатора) из-за низкого коэффициента мощности.

В целях экономии электроэнергии целесообразно отключать мало загруженные трансформаторы при сезонном снижении нагрузки. Было подсчитано, что за счет сезонного отключения трансформаторов на 35 и 110 кВт можно получить экономию электроэнергии около 190 млн кВт?ч в год в целом по стране.

Потери активной мощности и энергии в двухобмоточных трансформаторах

Потери активной мощности в трансформаторе определяют по выражению:

(7.1)

где - активные потери холостого хода при номинальном напряжении;

- активные нагрузочные потери (активные потери КЗ) при номинальной нагрузке;

- коэффициент загрузки трансформатора;

- фактическая нагрузка трансформатора;

- его номинальная мощность;

- каталожные данные трансформатора.

Потери электроэнергии в трансформаторе равны:

 (7.2)

где - годовое число работы трансформатора;

- годовое число часов работы трансформатора с номинальной нагрузкой.

При одной смене =2400 ч, при двух сменах =5400 ч, при трех сменах =8400ч.

Потери активной мощности (приведенные), учитывающие потери, как в самом трансформаторе, так и создаваемые им в элементах системы электроснабжения (от генераторов электростанций до рассматриваемого трансформатора) в зависимости от реактивной мощности, потребляемой трансформатором, определяют по выражению:

(7.3)

где - приведенные активные потери мощности холостого хода;

- коэффициент изменения потерь или экономический эквивалент реактивной мощности, характеризующий активные потери от источника питания до трансформатора, приходящиеся на 1 квар пропускаемой меньше 0,6.

При > 0,6 удельные затраты увеличиваются незначительно.

7.3 Сокращение числа трансформаций

Значительную экономию электроэнергии можно получить за счет сокращения числа трансформаций. Как указывалось, в каждом трансформаторе теряется до 7 % передаваемой мощности, поэтому вопросы рационального числа трансформаций в системе электроснабжения имеют важное значение. Основными причинами излишнего числа трансформаций являются: неправильный выбор напряжения (питающей, распределительной сетей) без учета перспективы развития промышленного предприятия; использование имеющихся на предприятии двигателей на 6 кВ при выполнении распределительной сети предприятия на напряжение 10 кВ.

Если же двигательная нагрузка, например 6 кВ на предприятии составляет более 25% общей нагрузки, то рациональным, как показывают расчеты, является для данного предприятия напряжение 6 кВ и на этом напряжении должны быть выполнены питающая и распределительные сети. Таким образом, и в этом случае также можно избежать трансформации 10/6 кВ.

Экономию электроэнергии можно получить, применив при реконструкции или проектировании системы электроснабжения для потребителей П категории однотрансформаторные подстанции с резервированием по НН вместо двухтрансформаторных подстанций. Можно использовать одну трансформаторную КТП вместо двух двухтрансформаторных.

Значительную экономию электроэнергии можно получить также, уменьшив мощность цеховых трансформаторов за счет компенсации реактивной мощности (КРМ). Этот вопрос, относящийся одновременно и к трансформаторам, и в целом к кабельным сетям, рассмотрен далее.

7.4 Экономия электроэнергии в кабельных сетях

Известно, что большая часть потерь активной мощности падает на распределительные сети 0,22 - 10 кВ, несмотря на то, что в эти сети вкладывается значительно больше цветного металла, чем в сети 35-110 кВ (табл. 8.2).

Таблица7.2. Потери активной мощности и расход цветного металла в сетях разных напряжений

Напряжение сетей, кВ	Потери активной мощности, % потребляемой	Расход цветного металла, %
110	25	14
35	10	6
0,22 - 10	65	80
Всего	100	100

Из табл. 8.2 видно, что наиболее действенными мероприятиями по снижению потерь мощности и электроэнергии являются те, которые снижают эти потери в сетях 0,22-10 кВ.

Как известно, потери активной мощности в кабельных линиях равны:

(7.4)

где - ток в линии;

- сопротивление одной фазы линии.

Ток в линии и ее сопротивление можно выразить так:

(7.5)

где - мощность нагрузки, кВт;

- номинальное напряжение сети, кВ;

- коэффициент мощности;

- удельное сопротивление материала жилы кабеля, (для алюминиевых проводов = 0,026ч0,029; для медных = 0,0175ч0,018; для стальных = 0,01ч0,14);

l_л- длина, км;

s_л- сечение линии, мм² .

Можно записать:

(7.6)

Из этого следует, что экономить электроэнергию в кабельных линиях можно за счет:

1) сокращения длины линий, например, от цехового трансформатора до

приемника электроэнергии;

2) увеличения сечений линий до экономически целесообразных значений, определяемых технико-экономическими расчетами (ТЭР); на кафедре ЭПП МЭИ разработана программа выбора экономически целесообразных сечений кабельных линий, соответствующих минимуму приведенных затрат.

3) повышения cos ц электроустановок;

4) увеличения напряжения сети.

Сокращение длины кабельных линий осуществляется за счет рационального распределения приемников электроэнергии между подстанциями с учетом технологических особенностей производства; более глубокого подвода ВН к цехам, где устанавливают понижающие подстанции; рационального выбора мест размещения подстанций.

Особенно резко уменьшаются потери активной мощности и энергии при увеличении напряжения, так как эти потери обратно пропорциональны квадрату напряжения ().

Так, если к цехам подвести напряжение 6(10) кВ вместо 0,38 кВ, то потери снизятся в:



Ниже рассмотрены методы расчета ожидаемой экономии энергии.

Потери активной мощности в линиях и сетях определяются их технологическими параметрами и током нагрузки, кВт,

(7.8)

где 1,1 - коэффициент, учитывающий сопротивление переходных контактов,

скрутку жил и способ прокладки линий;

n -число фаз линий;

- удельное сопротивление материала провода при 20є С;

- среднее значение тока нагрузки, А;

l_л - длина линий, м;

s_л - сечение линии, мм².

Экономия электроэнергии в сети при переводе ее на наиболее высокое напряжение, кВт?ч,

(7.9)

где - длина участка сети, на котором производится повышение номинального напряжения, м ;

и - средние значения токов в каждом проводе сети соответственно при НН и ВН, А;

и - сечения проводов сети при НН и ВН, мм² (при проведении мероприятий без замены проводов (=);

t_р - расчетный период времени, ч.

При проведении реконструкции сетей (замене сечения проводов, их материала, сокращении длины без изменения напряжения) экономия электроэнергии, кВт.ч, составит:

(7.10)

- среднеквадратичное значение тока нагрузки одной фазы, А;

- соответственно длина, м; удельное сопротивление материала, Ом?мм²/м; сечение, мм²; данного участка сети до и после реконструкции.

Известно, что потери электроэнергии в сетях пропорциональны активному сопротивлению проводов. Следовательно, при включении под нагрузку резервной линии потери электроэнергии снизятся в 2 раза, если длина, сечение проводов и нагрузка основной и резервной линии равны, а схемы одинаковы.

7.5 Экономия электроэнергии в осветительных установках и сетях

На освещение расходуется в среднем 5-10% общего потребления электроэнергии в зависимости от отрасли промышленности: в текстильной - до 30 %, в полиграфической - до 18 %, в электротехнической - до 15 %.

Основными направлениями экономии электроэнергии в осветительных установках и сетях являются следующие:

1) применение наиболее экономичных типов источников света, светильников, систем комбинированного освещения, пускорегулирующей аппаратуры;

2) рациональное размещение светильников;

3) рациональное построение осветительных сетей;

4) нормализация режимов напряжения в осветительных сетях;

5) переход на питание светильников напряжением 380 В вместо 220 В;

6) повышение коэффициента использования осветительных установок;

7) применение рациональных режимов работы осветительных установок;

8) рациональная эксплуатация осветительных сетей (периодическая чистка светильников, замена ламп, где это необходимо, и т.д.);

9) совместное использование систем естественного и искусственного освещения.

Ниже приведена краткая характеристика способов уменьшения расхода электроэнергии в осветительных установках и сетях.

Одной из важных проблем, определяющей экономичность внутреннего освещения, является правильный выбор системы освещения: система одного общего освещения или система комбинированного освещения (общее плюс местное).

Выбор системы освещения определяется технологическими особенностями производства и способом организации рабочих мест.

Вторым направлением экономии электрических ресурсов, расходуемых на освещение, является применение эффективных источников света, т.е. источников света с высокой световой отдачей (металлогалогенных, натриевых и др.). При этом необходимо учитывать конкретные требования технологического производства. В табл. 8.3 в качестве примера приведены основные светотехнические характеристики люминесцентных ламп мощностью 80 Вт.

Таблица 8.3. Основные светотехнические характеристики люминесцентных ламп мощностью 80 Вт

Типы лампы	Световой поток, лм	Световая отдача
		лм/Вт	%
ЛБ	5220	65,25	100
ЛХБ	4440	55,5	85
ЛТБ	4440	55,5	85
ЛД	4070	50,87	78
ЛДЦ	З560	44,5	68

Из табл. 8.3 следует, что использование ламп ЛБ вместо ЛДЦ позволяет сэкономить 32% электроэнергии, потребляемой осветительными установками. Значительное снижение расхода электроэнергии на освещение территории промышленных предприятий можно получить при замене ламп типа ДРЛ (без замены светильника и ПРА - пускорегулирующей аппаратуры) лампами типа НЛВД - с эллипсоидной колбой и светорассеивающим покрытием. Так, например, если лампу типа НЛВД мощностью Р₂ = 300 Вт со световым потоком в 27 клм поставить вместо ртутной лампы типа ДРЛ мощностью Р₁ = 400 Вт со световым потоком в 23 клм, то при годовом числе часов работы Т_р = 400 ч и одновременном увеличении освещенности можно получить следующую годовую экономию электроэнергии на одном светильнике:

, (7.11)

Известно, что газоразрядные лампы являются более экономичными, чем лампы накаливания. Кроме того, лампы накаливания имеют энергетический КПД ниже, чем газоразрядные лампы, для которых, КПД ?17%,

Во всех промышленных осветительных установках целесообразнее; применять люминесцентные, ртутные, металлогалогенные, натриевые и другие лампы. Возможная экономия электроэнергии за счет перехода на более эффективные источники света приведена в табл. 8.4.

Таблица 8.4. Экономия электроэнергии за счет перехода на более эффективные источники света

Заменяемые источники света	Среднее значение экономии электроэнергии, %
Люминесцентные на металлогалогеновые лампы	24
Ртутные лампы на: металлогалогеновые люминесцентные натриевые	42 22 45
Лампы накаливания на: металлогалогеновые люминесцентные ртутные натриевые	66 55 42 68

При выборе типа светильника для внутреннего освещения, в первую очередь, учитывают условия среды освещаемого помещения, а также технические требования, связанные с технологическим процессом производства. Окончательный выбор светильника производят на основании светотехнических и технико-экономических расчетов.