---
title: "Приказ Ростехнадзора от 22.06.2021 N 226"
number: "226"
issuer: "Федеральная служба по экологическому, технологическому и атомному надзору"
issued_on: 2021-06-22
status: действует
canonical: "https://bukva.ai/docs/prikaz-226-2021-rostehnadzor-federalnaya"
---

## Приказ Ростехнадзора от 22.06.2021 N 226

# Приказ Ростехнадзора от 22.06.2021 N 226

"Об утверждении руководства по безопасности "Рекомендации по электроснабжению угольных шахт"


<a id="p100001"></a>**ФЕДЕРАЛЬНАЯ СЛУЖБА ПО ЭКОЛОГИЧЕСКОМУ, ТЕХНОЛОГИЧЕСКОМУ**
**И АТОМНОМУ НАДЗОРУ**

<a id="p100002"></a>**ПРИКАЗ**
от 22 июня 2021 г. N 226

<a id="p100003"></a>**ОБ УТВЕРЖДЕНИИ РУКОВОДСТВА ПО БЕЗОПАСНОСТИ**
**"РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЮ УГОЛЬНЫХ ШАХТ"**

<a id="p100004"></a>В соответствии с [пунктом 5 статьи 3](https://bukva.ai/docs/zakon-116-fz-1997/statya-3#p291) Федерального закона от 21 июля 1997 г. N 116-ФЗ "О промышленной безопасности опасных производственных объектов", а также в целях содействия соблюдению требований Федеральных [норм и правил](https://bukva.ai/docs/prikaz-429-2020-rostehnadzor-federalnaya#p100010) в области промышленной безопасности "Инструкция по электроснабжению угольных шахт", утвержденных приказом Ростехнадзора от 28 октября 2020 г. N 429, приказываю:
<a id="p100005"></a>Утвердить прилагаемое [руководство](#p100008) по безопасности "Рекомендации по электроснабжению угольных шахт".

<a id="p100006"></a>Руководитель
**А.В.ТРЕМБИЦКИЙ**





<a id="p100007"></a>Утверждено
приказом Федеральной
службы по экологическому,
технологическому
и атомному надзору
от 22 июня 2021 г. N 226

<a id="p100008"></a>**РУКОВОДСТВО**
**ПО БЕЗОПАСНОСТИ "РЕКОМЕНДАЦИИ**
**ПО ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЮ УГОЛЬНЫХ ШАХТ"**

<a id="p100009"></a>**I. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ**

1. <a id="p100010"></a>Руководство по безопасности "Рекомендации по электроснабжению угольных шахт" (далее - Руководство по безопасности) разработано в соответствии с требованиями [пункта 5 статьи 3](https://bukva.ai/docs/zakon-116-fz-1997/statya-3#p291) Федерального закона от 21 июля 1997 г. N 116-ФЗ "О промышленной безопасности опасных производственных объектов".
2. <a id="p100011"></a>Руководство по безопасности рекомендовано к использованию при эксплуатации электротехнических изделий и электрического оборудования в условиях шахт угольной промышленности (далее - шахта) и предназначено для работников шахт, проектных организаций, заводов-изготовителей горно-шахтного оборудования, а также для работников иных организаций, деятельность которых связана с посещением шахт.
3. <a id="p100012"></a>Руководство по безопасности содержит рекомендации Ростехнадзора к Федеральным [нормам и правилам](https://bukva.ai/docs/prikaz-429-2020-rostehnadzor-federalnaya#p100010) в области промышленной безопасности "Инструкция по электроснабжению угольных шахт", утвержденным приказом Ростехнадзора от 28 октября 2020 г. N 429 (далее - Инструкция).

<a id="p100013"></a>**II. РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ ШАХТНОЙ**
**ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ НАПРЯЖЕНИЕМ ДО 1200 В**

4. <a id="p100014"></a>Расчет токов короткого замыкания (далее - КЗ) осуществляется с целью определения максимального значения тока трехфазного КЗ, необходимого для проверки коммутационной аппаратуры на отключающую способность.
5. <a id="p100015"></a>Начальное действующее значение периодической составляющей тока трехфазного КЗ, кА, определяется по формуле:

<a id="p100016"></a> $I_{\text{к}(.\text{з}).}^{3} = \frac{1,05 \cdot U_{\text{н}.\text{н}.} \cdot K_{\text{о}.\text{т}.}}{\sqrt{3} \cdot \sqrt{R_{\text{к}.\text{з}.}^{2} + X_{\text{к}.\text{з}.}^{2}}}$ , (1)

<a id="p100017"></a>где:
<a id="p100018"></a>Uн.н. - номинальное напряжение сети, подключенное к обмотке низкого напряжения трансформатора передвижной участковой трансформаторной подстанции (далее - ПУПП), принимаемое равным 0,133; 0,23; 0,4; 0,69 или 1,2 кВ;
<a id="p100019"></a>Kо.т. - коэффициент, определяющий изменение напряжения на вторичной обмотке трансформатора ПУПП при использовании отпаек на первичной обмотке этого трансформатора; в зависимости от положения отпаек принимает следующие значения:


| <a id="p100020"></a>отпайка | <a id="p100021"></a>-10% | <a id="p100022"></a>-<sub>5</sub>% | <a id="p100023"></a>0 | <a id="p100024"></a>+<sub>5</sub>%; |
| --- | --- | --- | --- | --- |
| <a id="p100025"></a>Kо.т. | <a id="p100026"></a>1,1 | <a id="p100027"></a>1,05 | <a id="p100028"></a>0 | <a id="p100029"></a>0,95; |


<a id="p100030"></a>Rк.з. - суммарное активное сопротивление цепи КЗ, мОм;
<a id="p100031"></a>Xк.з. - суммарное индуктивное сопротивление цепи КЗ, мОм.
<a id="p100032"></a>Значения Rк.з. и Xк.з. определяются по формулам:

<a id="p100033"></a>Rк.з. = Rт + Rк + Rкб · lкб; (2)

<a id="p100034"></a>Xк.з. = Xс + Xт + Xкб · lкб, (3)

<a id="p100035"></a>где:
<a id="p100036"></a>Xс - эквивалентное индуктивное сопротивление энергосистемы, мОм, определяемое по формуле:

<a id="p100037"></a> $X_{\text{с}} = \frac{U_{\text{н}.\text{н}.}}{S_{\text{к}}} \cdot 10^{3}$ , (4)

<a id="p100038"></a>где:
<a id="p100039"></a>Sк - условная мощность короткого замыкания у выводов обмотки высокого напряжения трансформатора, МВ·А;
<a id="p100040"></a>Rт, Xт - активное и индуктивное сопротивления понижающего трансформатора, приведенные к ступени низкого напряжения сети, мОм, значения которых рассчитывают по формулам:

<a id="p100041"></a> $R_{\text{т}} = \frac{P_{\text{к}.\text{ном}} \cdot U_{\text{н}.\text{н}.}^{2}}{S_{\text{т}.\text{ном}}^{2}}$ , (5)

<a id="p100042"></a> $\text{Х}_{\text{т}} = \sqrt{U_{\text{к}}^{2} - (\frac{100 \cdot P_{\text{к}.\text{ном}}}{S_{\text{т}.\text{ном}}})2} \cdot \frac{U_{\text{н}.\text{н}.}^{2}}{S_{\text{т}.\text{ном}}} \cdot 10^{4}$ , (6)

<a id="p100043"></a>где:
<a id="p100044"></a>Sт.ном - номинальная мощность трансформатора, кВ·А;
<a id="p100045"></a>Pк.ном - потери короткого замыкания в трансформаторе, кВт;
<a id="p100046"></a>uк - напряжение короткого замыкания трансформатора, %;
<a id="p100047"></a>Rк - суммарное активное сопротивление различных контактов и контактных соединений. При приближенном учете сопротивление контактов следует принимать: Rк = 0,1 мОм - для контактных соединений кабелей, Rк = 1,0 мОм - для коммутационных аппаратов;
<a id="p100048"></a>lкб - длина кабельной сети от ПУПП до точки короткого замыкания;
<a id="p100049"></a>Rкб, Xкб - активное и индуктивное сопротивления прямой последовательности кабелей (при температуре нагрева жил 65 °C), Ом/км, принимаются согласно технической информации (техническим условиям) на кабели.
6. <a id="p100050"></a>Нормированные значения напряжения и потерь КЗ принимают из их технических характеристик (указываются в инструкциях или руководстве по эксплуатации).
7. <a id="p100051"></a>Расчет минимального значения тока двухфазного КЗ необходим для выбора уставок средств защиты.
<a id="p100052"></a>Расчетный минимальный ток двухфазного металлического короткого замыкания $I_{\text{к}(.\text{з}).min}^{2}$ , кА, следует определять по формуле:

<a id="p100053"></a> $I_{\text{к}(.\text{з}).min}^{2} = \frac{0,95 \cdot U_{\text{н}.\text{н}.} \cdot K_{\text{о}.\text{т}.}}{2 \cdot \sqrt{R_{\text{к}.\text{з}.}^{2} + X_{\text{к}.\text{з}.}^{2}}}$ . (7)

<a id="p100054"></a>Расчетный минимальный ток КЗ в наиболее удаленной точке отходящего от аппарата искроопасного присоединения напряжением до 42 В определяют по формуле:

<a id="p100055"></a> $I_{\text{к}(.\text{з}).min}^{2} = \frac{U_{\text{н}}}{r_{\text{т}} + 2r_{\text{к}} \cdot l_{k}}$ , (8)

<a id="p100056"></a>где:
<a id="p100057"></a>Uн - номинальное напряжение вторичной обмотки трансформатора, В;
<a id="p100058"></a>rт - сопротивление трансформатора, приведенное к вторичной обмотке, Ом (указывается в инструкциях или руководстве по эксплуатации аппаратов);
<a id="p100059"></a>rк - сопротивление одной жилы кабеля, Ом/км, указывается в технической информации (технических условиях) на кабели;
<a id="p100060"></a>lk - длина кабельной линии напряжением до 42 В, в которой произошло короткое замыкание.

<a id="p100061"></a>**III. ВЫБОР И ПРОВЕРКА ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ АППАРАТУРЫ И УСТАВОК**
**ЗАЩИТЫ ШАХТНОЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ НАПРЯЖЕНИЕМ ДО 1200 В**

8. <a id="p100062"></a>Автоматические выключатели выбирают по назначению, номинальному напряжению сети исходя из условия:

<a id="p100063"></a>Iном.АВ >= Iф, (9)

<a id="p100064"></a>где:
<a id="p100065"></a>Iном.АВ - номинальный ток выключателя, А.
<a id="p100066"></a>Номинальное напряжение Uном.кат отключающей катушки независимого расцепителя выбранного выключателя должно быть равно номинальному напряжению сети Uс, т.е.:

<a id="p100067"></a>Uном.кат = Uс. (10)

9. <a id="p100068"></a>Для обеспечения надежного отключения защитным аппаратом максимальных токов КЗ, которые могут возникнуть в защищаемом присоединении:

<a id="p100069"></a> $I_{o} \geq 1,2I_{\text{к}(.\text{з}).max}^{3}$ , (11)

<a id="p100070"></a>где:
<a id="p100071"></a>Iо - предельный отключаемый ток защитного аппарата, А;
<a id="p100072"></a> $I_{\text{к}(.\text{з}).max}^{3}$ - расчетный максимальный ток трехфазного КЗ, А.
10. <a id="p100073"></a>В случае, если условие [формулы (11)](#p100069) не выполняется, т.е. отключающая способность проверяемого аппарата оказывается меньше величины, указанной в формуле (11), но выполняется условие формулы (12), то уставку тока защищаемого аппарата выставляют в соответствии с инструкцией или руководством по эксплуатации аппарата:

<a id="p100074"></a> $I_{\text{у}} \leq \frac{I_{\text{о}}}{1,2K_{\text{ч}}} = 0,55I_{o}$ , (12)

<a id="p100075"></a>где:
<a id="p100076"></a>Kч - коэффициент чувствительности защиты (Kч = 1,5);
<a id="p100077"></a>Iу - уставка тока срабатывания реле максимального тока другого аппарата, находящегося на том же присоединении и отключающая способность которого удовлетворяет условию [формулы (12)](#p100074), А.
<a id="p100078"></a>В случае, если условие [формулы (12)](#p100074) не соблюдается, то перед проверяемым аппаратом устанавливается дополнительный аппарат, удовлетворяющий условиям [формул (11)](#p100069) и [(12)](#p100074).
11. <a id="p100079"></a>Требование о проверке аппаратов по предельно отключаемому току не распространяется на автоматические выключатели, установленные в передвижных подстанциях и пусковых агрегатах.
12. <a id="p100080"></a>Пускатели (станции управления) выбирают по назначению, номинальному напряжению сети Uс, фактическому номинальному току Iф, подключаемой нагрузке, мощности и режиму работы потребителя электроэнергии, для управления которыми служит пускатель (станция управления):

<a id="p100081"></a>Iном.п >= Iф; (13)

<a id="p100082"></a>Uном.п = Uс, (14)

<a id="p100083"></a>где:
<a id="p100084"></a>Iном.п - номинальный ток пускателя (станции правления), А;
<a id="p100085"></a>Uном.п - номинальное напряжение пускателя (станции управления), В.
<a id="p100086"></a>Выбранные пускатели (станции управления) проверяют на способность отключать трехфазные токи КЗ в защищаемой сети в месте их подключения. Проверку производят по тем же условиям, что и для автоматических выключателей [формулы (10)](#p100067).
13. <a id="p100087"></a>При наличии в коммутационном аппарате реле максимальной токовой защиты (далее - МТЗ) ее ток уставки Iу предварительно выбирают из условия:
<a id="p100088"></a>для защиты магистрали:

<a id="p100089"></a> $I_{\text{у}} \geq I_{\text{пуск}.\text{ном}} + \sum I_{\text{н}o\text{м}}$ , (15)

<a id="p100090"></a>где:
<a id="p100091"></a>Iу - уставка срабатывания реле, А. Уставку тока защищаемого аппарата выставляют в соответствии с инструкцией или руководством по эксплуатации аппарата;
<a id="p100092"></a>Iпуск.ном - номинальный пусковой ток наиболее мощного электродвигателя, подключенного к защищаемой сети, А;
<a id="p100093"></a> $\sum I_{\text{н}o\text{м}}$ - сумма номинальных токов остальных токоприемников;
<a id="p100094"></a>для защиты ответвлений, питающих группу одновременно включаемых электродвигателей:

<a id="p100095"></a> $I_{\text{у}} \geq \sum I_{\text{пуск}.\text{н}o\text{м}}$ , (16)

<a id="p100096"></a>для защиты ответвления, питающего осветительную нагрузку с лампами накаливания:

<a id="p100097"></a> $I_{y} \geq 3 \cdot I_{\text{ном}}$ , (17)

<a id="p100098"></a>а с люминесцентными лампами:

<a id="p100099"></a> $I_{y} \geq 1,25 \cdot I_{\text{ном}}$ , (18)

<a id="p100100"></a>Iном - номинальный рабочий ток.
14. <a id="p100101"></a>Выбранную уставку тока срабатывания реле проверяют по расчетному минимальному току двухфазного КЗ. При этом отношение (кратность) расчетного минимального тока двухфазного КЗ к уставке тока срабатывания реле должно удовлетворять условию:

<a id="p100102"></a> $\frac{I_{\text{к}(.\text{з}).min}^{2}}{I_{\text{у}}} \geq K_{\text{ч}}$ , (19)

<a id="p100103"></a>где:
<a id="p100104"></a>Kч = 1,5 - коэффициент чувствительности защиты.

<a id="p100105"></a>**IV. ПОРЯДОК ОПРЕДЕЛЕНИЯ НОМИНАЛЬНОГО ТОКА ПЛАВКОЙ ВСТАВКИ**
**ПРЕДОХРАНИТЕЛЕЙ В ШАХТНОЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ НАПРЯЖЕНИЕМ**
**ДО 1200 В**

15. <a id="p100106"></a>Номинальный ток плавкой вставки предохранителей определяют по формулам:
<a id="p100107"></a>для защиты магистрали:

<a id="p100108"></a> $I_{\text{в}} \geq \frac{I_{\text{пуск}.\text{ном}}}{1,6 \div 2,5} + \sum I_{\text{н}o\text{м}}$ , (20)

<a id="p100109"></a>где:
<a id="p100110"></a>Iв - номинальный ток плавкой вставки, А;
<a id="p100111"></a> $1,6 \div 2,5$ - коэффициент, обеспечивающий условия запуска асинхронных электродвигателей с короткозамкнутым ротором.
16. <a id="p100112"></a>Для легких условий пуска электродвигателя (редкие пуски и быстрый разгон) значение этого коэффициента следует принимать равным 2,5, а для тяжелых условий пуска (частые пуски при длительном разгоне) - $1,6 \div 2,0$ .
17. <a id="p100113"></a>Занижать номинальный ток плавкой вставки не следует, так как последняя может перегореть при пусках, что является одной из причин выхода из строя электродвигателей в режиме их однофазной работы:
<a id="p100114"></a>для защиты ответвления - в случае применения электродвигателя с короткозамкнутым ротором:

<a id="p100115"></a> $I_{\text{в}} \geq \frac{I_{\text{пуск}.\text{ном}}}{1,6 \div 2,5}$ , (21)

<a id="p100116"></a>а в случае осветительной нагрузки:

<a id="p100117"></a>Iв >= Iном. (22)

18. <a id="p100118"></a>Отношение (кратность) расчетного минимального тока двухфазного КЗ к номинальному току плавкой вставки должно удовлетворять условию:

<a id="p100119"></a> $\frac{I_{\text{к}(.\text{з}).min}^{2}}{I_{\text{в}}} \geq 4 \div 7$ . (23)

<a id="p100120"></a>При этом кратность, равная 4, допускается в сетях напряжением 380 - 1200 В, где требуется плавкая вставка на номинальный ток 160 и 200 А, а также в сетях напряжением 127 и 220 В, независимо от величины тока плавкой вставки.

19. <a id="p100121"></a>Плавкую вставку для защиты искроопасных цепей напряжением до 42 В проверяют по условию:

<a id="p100122"></a> $\frac{I_{\text{к}(.\text{з}).min}^{2}}{I_{\text{в}}} \geq 5$ , (24)

<a id="p100123"></a>где:
<a id="p100124"></a>Iв - номинальный ток плавкой вставки, А.

<a id="p100125"></a>**V. ВЫБОР И ПРОВЕРКА УСТАВОК ТОКА СРАБАТЫВАНИЯ РЕЛЕ**
**И ПЛАВКИХ ВСТАВОК ПРЕДОХРАНИТЕЛЕЙ ДЛЯ ЗАЩИТЫ**
**ТРАНСФОРМАТОРОВ ШАХТНОЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ**
**НАПРЯЖЕНИЕМ ДО 1200 В**

20. <a id="p100126"></a>Выбор и проверку уставок тока срабатывания указанных реле производят по формулам:
<a id="p100127"></a>для трансформаторов с одинаковыми схемами соединения первичной и вторичной обмоток (например, $\Delta/\Delta$ , Y/Y):

<a id="p100128"></a> $\frac{I_{\text{к}(.\text{з}).min}^{2}}{K_{\text{т}}I_{\text{у}}} \geq 1,5$ , (25)

<a id="p100129"></a>где:
<a id="p100130"></a> $I_{\text{к}(.\text{з}).min}^{2}$ - расчетный минимальный ток двухфазного КЗ на стороне вторичной обмотки трансформатора, А;
<a id="p100131"></a>Iу - уставка тока срабатывания реле аппаратов со стороны первичной обмотки трансформатора, А;
<a id="p100132"></a>Kт - коэффициент трансформации;
<a id="p100133"></a>1,5 - коэффициент чувствительности защиты;
<a id="p100134"></a>для трансформаторов с различными схемами соединения первичной и вторичной обмоток (например, $\Delta/Y$ , $Y/\Delta$ ):

<a id="p100135"></a> $\frac{I_{\text{к}(.\text{з}).min}^{2}}{K_{\text{т}}I_{\text{у}} \sqrt{3}} \geq 1,5$ . (26)

21. <a id="p100136"></a>Величину уставки тока срабатывания максимальных реле аппаратов на стороне первичной обмотки для защиты вторичной обмотки осветительных трансформаторов, питающих лампы накаливания и люминесцентные лампы, определяют соответственно:

<a id="p100137"></a> $I_{\text{у}} = \frac{3 \cdot I_{\text{ном}}}{K_{\text{т}}}$ ; (27)

<a id="p100138"></a> $I_{\text{у}} = \frac{1,25 \cdot I_{\text{ном}}}{K_{\text{т}}}$ . (28)

22. <a id="p100139"></a>Номинальный ток плавкой вставки предохранителей, встроенных в аппараты, установленные на первичной стороне осветительных трансформаторов, определяют по формуле:

<a id="p100140"></a> $I_{\text{в}} \geq \frac{1,2 \div 1,4}{K_{\text{т}}} \cdot I_{\text{ном}}$ . (29)

<a id="p100141"></a>Принимается плавкая вставка с ближайшим к расчетному значению номинальным током.
23. <a id="p100142"></a>Отношение (кратность) расчетного минимального тока двухфазного КЗ к номинальному току плавкой вставки должно удовлетворять условиям:
<a id="p100143"></a>для трансформаторов с одинаковой схемой соединения первичной и вторичной обмоток:

<a id="p100144"></a> $\frac{I_{\text{к}(.\text{з}).min}^{2}}{K_{\text{т}}I_{\text{в}}} \geq 4$ , (30)

<a id="p100145"></a>для трансформаторов с различной схемой соединения первичной и вторичной обмоток:

<a id="p100146"></a> $\frac{I_{\text{к}(.\text{з}).min}^{2}}{K_{\text{т}}I_{\text{в}} \sqrt{3}} \geq 4$ , (31)

<a id="p100147"></a>где:
<a id="p100148"></a> $I_{\text{к}(.\text{з}).min}^{2}$ - расчетный минимальный ток двухфазного КЗ, определенный для случая замыкания на вводных зажимах следующего после вторичной обмотки защитного аппарата, А.

<a id="p100149"></a>**VI. ВЫБОР И ПРОВЕРКА КАБЕЛЬНОЙ СЕТИ НАПРЯЖЕНИЕМ ДО 1200 В**

24. <a id="p100150"></a>Сечение магистрального кабеля от ПУПП до распределительного пункта низкого напряжения (РП НН) выбирают из условия:

<a id="p100151"></a>Iдоп >= Iф, (32)

<a id="p100152"></a>где:
<a id="p100153"></a>Iдоп - длительно допустимый ток (по нагреву) кабеля, определяемый по техническим условиям на кабель соответствующего сечения, А;
<a id="p100154"></a>Iф - фактический ток сети, А.
25. <a id="p100155"></a>Сечение гибких кабелей для отдельных токоприемников участка (кроме многоприводных машин) выбирают из условия допустимого нагрева кабеля данного сечения его номинальным током Iном:

<a id="p100156"></a>Iдоп >= Iном. (33)

26. <a id="p100157"></a>Если одним кабелем подключены несколько асинхронных двигателей, то ток, проходящий через кабель, принимают как $\sum I_{\text{н}o\text{м}}$ этих асинхронных двигателей:

<a id="p100158"></a> $I_{\text{доп}} \geq \sum I_{\text{н}o\text{м}}$ . (34)

27. <a id="p100159"></a>Параметры схемы электроснабжения выбраны правильно, если соблюдены условия:
<a id="p100160"></a>фактическое напряжение на зажимах асинхронного двигателя в рабочем (номинальном) режиме:

<a id="p100161"></a> $U_{\text{ф}} \geq 0,95 \cdot U_{\text{ном}}$ , (35)

<a id="p100162"></a>напряжение на зажимах комбайновых асинхронных двигателей при их пуске:

<a id="p100163"></a> $U_{\text{пуск}} \geq 0,8 \cdot U_{\text{ном}}$ , (36)

<a id="p100164"></a>напряжение на зажимах комбайновых асинхронных двигателей при их перегрузке:

<a id="p100165"></a> $U_{\text{пг}} \geq 0,85 \cdot U_{\text{ном}}$ . (37)

<a id="p100166"></a>**VII. РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ В ШАХТНОЙ**
**ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ НАПРЯЖЕНИЕМ 6000 (10000) В**

28. <a id="p100167"></a>Ток трехфазного КЗ $I_{\text{к}(.\text{з}).}^{3}$ , кА, для любой точки сети может быть определен по формуле:

<a id="p100168"></a> $I_{\text{к}(.\text{з}).}^{3} = \frac{U_{\text{вн}}}{\sqrt{3} \cdot \sqrt{x^{2} + r^{2}}}$ , (38)

<a id="p100169"></a>где:
<a id="p100170"></a>Uвн - высокое напряжение сети, принимаемое равным 6,3 или 10 кВ;
<a id="p100171"></a>x и r - соответственно индуктивное и активное сопротивления цепи КЗ, Ом.
<a id="p100172"></a>Определение индуктивного сопротивления цепи короткого замыкания следует производить с учетом сопротивления всех элементов цепи, активного - только сопротивления кабельной линии, т.е.:

<a id="p100173"></a>x = xс + xтр + xр + lл · xл; (39)

<a id="p100174"></a>r = lл · rл, (40)

<a id="p100175"></a>где:
<a id="p100176"></a>xс - индуктивное сопротивление энергосистемы, приведенное к расчетному напряжению сети; при глубоком вводе 110/6 кВ (110/10 кВ) рекомендуется принимать xс = 0, а при 35/6 кВ (35/10 кВ) - xс = 0,08 Ом или определять по формуле, Ом:

<a id="p100177"></a> $x_{\text{с}} = \frac{U_{\text{вн}}^{2}}{S_{c}^{(3)}}$ , (41)

<a id="p100178"></a>где:
<a id="p100179"></a> $S_{c}^{(3)}$ - мощность трехфазного КЗ энергосистемы, МВ·А (принимается по данным энергоснабжающей организации);
<a id="p100180"></a>xтр - индуктивное сопротивление трансформатора, определяется по формуле, Ом:

<a id="p100181"></a> $x_{\text{тр}} = \frac{10 \cdot u_{\text{к}} \cdot U_{\text{вн}}^{2}}{S_{\text{ном}}}$ , (42)

<a id="p100182"></a>где:
<a id="p100183"></a>Sном - номинальная мощность трансформатора, кВ·А;
<a id="p100184"></a>uк - напряжение КЗ трансформатора, %. Принимается из технической информации на трансформатор (инструкция или руководство по эксплуатации);
<a id="p100185"></a>xр - индуктивное сопротивление токоограничивающего реактора, Ом, определяется по формуле:

<a id="p100186"></a> $x_{\text{р}} = \frac{10 \cdot x_{p.p} \cdot U_{p}}{\sqrt{3 \cdot I_{p}}}$ , (43)

<a id="p100187"></a>где:
<a id="p100188"></a>xр.р - относительная реактивность реактора, %;
<a id="p100189"></a>Uр - номинальное напряжение реактора, кВ;
<a id="p100190"></a>Iр - номинальный ток реактора, А;
<a id="p100191"></a>lЛ - длина кабельной линии до точки КЗ, км;
<a id="p100192"></a>xл, rл - соответственно индуктивное и активное сопротивление линии, Ом/км, указываются в технической информации (технических условиях) на кабели.
<a id="p100193"></a>Мощность трехфазного короткого замыкания сети (МВ · А) определяется по формуле:

<a id="p100194"></a> $S_{\text{к}(.\text{з}).}^{\text{З}} = \sqrt{\text{З}} \cdot U_{\text{вн}} \cdot I_{\text{к}(.\text{з}).}^{\text{З}}$ (44)

<a id="p100195"></a>Ток двухфазного короткого замыкания (кА), определяется из соотношения:

<a id="p100196"></a> $I_{\text{к}(.\text{з}).}^{2} = 0,87 \cdot I_{\text{к}(.\text{з}).}^{\text{З}}$ (45)

<a id="p100197"></a>**VIII. ВЫБОР И ПРОВЕРКА ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ АППАРАТОВ И РЕЛЕЙНОЙ**
**ЗАЩИТЫ СЕТИ ВЫСОКОГО НАПРЯЖЕНИЯ**

29. <a id="p100198"></a>Номинальный ток Iном.я и напряжение Uном.я комплексного распределительного устройства (далее - КРУ) определяют из условий:

<a id="p100199"></a>Iном.я >= Iвн, Uном.я >= Uвн, (46)

<a id="p100200"></a>где:
<a id="p100201"></a>Iвн - ток нагрузки, проходящий через выбираемое КРУ;
<a id="p100202"></a>Uвн - номинальное напряжение сети.
<a id="p100203"></a>Проверку выбранного КРУ по предельному току отключения и отключаемой мощности производят по условиям:

<a id="p100204"></a> $I_{\text{о}} \geq I_{\text{к}(.\text{з}).}^{\text{З}}\text{и}S_{\text{о}} \geq S_{\text{к}(.\text{з}).}^{\text{З}}$ , (47)

<a id="p100205"></a>где:
<a id="p100206"></a>Iо, Sо - соответственно предельно отключаемые ток и мощность отключения аппарата;
<a id="p100207"></a> $I_{\text{к}(.\text{з}).}^{\text{З}}$ , $S_{\text{к}(.\text{з}).}^{\text{З}}$ - соответственно расчетный ток и мощность трехфазного КЗ сети в месте установки КРУ.

<a id="p100208"></a>**IX. ВЫБОР И ПРОВЕРКА УСТАВОК СРАБАТЫВАНИЯ МАКСИМАЛЬНОЙ**
**ТОКОВОЙ ЗАЩИТЫ СЕТИ ВЫСОКОГО НАПРЯЖЕНИЯ**

30. <a id="p100209"></a>Выбор и проверка уставок срабатывания МТЗ для КРУ для токовых реле мгновенного действия (без выдержки времени), включенных по схеме неполной звезды, определяются по формулам:

<a id="p100210"></a> $I_{\text{ср}.2} = \frac{K_{\text{н}} \cdot I_{\text{р}.max}}{\text{К}_{\text{т}.\text{т}.}}$ ; (48)

<a id="p100211"></a> $I_{\text{ср}.1} = K_{\text{т}.\text{т}.} \cdot I_{\text{у}}$ ; (49)

<a id="p100212"></a> $K_{\text{ч}} = \frac{I_{\text{к}(.\text{з}).}^{2}}{I_{\text{ср}.1}}$ , (50)

<a id="p100213"></a>где:
<a id="p100214"></a>Iср.2 - расчетный ток срабатывания реле, А;
<a id="p100215"></a>Kн, Kч - коэффициенты, соответственно, надежности и чувствительности защиты;
<a id="p100216"></a>Ip.max - максимальный рабочий ток защищаемой линии, А;
<a id="p100217"></a>Kт.т - коэффициент трансформации трансформаторов тока;
<a id="p100218"></a>Iср.1 - первичный ток срабатывания защиты, А;
<a id="p100219"></a>Iу - ток уставки реле, принимается ближайшее большее к расчетному току значение, А;
<a id="p100220"></a> $I_{\text{к}(.\text{з}).}^{2}$ _ расчетный ток двухфазного короткого замыкания, А.
<a id="p100221"></a>Максимальный рабочий ток защищаемой линии следует определять:
<a id="p100222"></a>для питающих линий центральной подземной подстанции (далее - ЦПП) и распределительной подземной подстанции (далее - РПП), а также для сборных шин этих подстанций:

<a id="p100223"></a> $I_{p.max} = I_{p} + I_{\text{п}.max} = \sum I_{\text{н}} + K_{\text{п}} \cdot I_{\text{н}.max}$ ; (51)

<a id="p100224"></a>для электродвигателей:

<a id="p100225"></a>Ip.max = Iп = Kп · Iн.дв; (52)

<a id="p100226"></a>для силовых трансформаторов:

<a id="p100227"></a> $I_{p.max} = I_{\text{н}.\text{тр}} + \frac{I_{\text{п}.max}}{K_{\text{т}}}$ ; (53)

<a id="p100228"></a>где:
<a id="p100229"></a>Iн.max, Iп.max - ток наиболее мощных электроприемников, присоединенных к шинам подстанции или силовому трансформатору, А;
<a id="p100230"></a>Ip, Iп - соответственно номинальный и пусковой ток электроприемников, А;
<a id="p100231"></a>Kп - кратность пускового тока;
<a id="p100232"></a>Kт - коэффициент трансформации силового трансформатора.
<a id="p100233"></a>Коэффициент надежности токовой защиты принимают равным 1,2 - 1,4.
<a id="p100234"></a>Коэффициент чувствительности защиты определяют по минимальному значению тока двухфазного металлического короткого замыкания, который может возникнуть в предусматриваемой зоне действия защиты, с учетом резервирования защиты смежного последующего участка сети.
<a id="p100235"></a>Коэффициент чувствительности не должен быть ниже двух, а для защит, установленных на питающих линиях ЦПП и РПП, - не ниже 1,5.
<a id="p100236"></a>Проверка чувствительности МТЗ КРУ, питающих ПУПП, имеющих силовые трансформаторы с одинаковыми схемами соединения обмоток ВН (далее - высокое напряжение) и НН (далее - низкое напряжение), производится по условию:

<a id="p100237"></a> $I_{\text{у}} \cdot K_{\text{т}.\text{т}.}< \frac{I_{\text{к}(.\text{з}).\text{нн}}^{2}}{1,5}$ , (54)

<a id="p100238"></a>где:
<a id="p100239"></a>Iу - уставка МТЗ КРУ, А;
<a id="p100240"></a> $I_{\text{к}(.\text{з}).\text{нн}}^{2}$ - расчетный ток двухфазного КЗ на стороне НН участковой трансформаторной подстанции (ПУПП).
<a id="p100241"></a>Для ПУПП, имеющих силовые трансформаторы с различными схемами обмоток ВН и НН, проверка чувствительности максимальной токовой защиты КРУ производится по условию:

<a id="p100242"></a> $I_{\text{у}} \cdot K_{\text{т}.\text{т}} \cdot \sqrt{\text{З}} < \frac{I_{\text{к}(.\text{з}).}^{2}}{1,5}$ . (55)

<a id="p100243"></a>**X. ВЫБОР И ПРОВЕРКА КАБЕЛЬНОЙ СЕТИ ВЫСОКОГО НАПРЯЖЕНИЯ**

31. <a id="p100244"></a>Сечение кабеля ВН, питающего ПУПП, определяется исходя из ее тока нагрузки Iф, А, по следующей формуле:

<a id="p100245"></a>Iвн = 1,1 · Kот · Kт.пупп · Iф, (56)

<a id="p100246"></a>где:
<a id="p100247"></a>1,1 - коэффициент резерва;
<a id="p100248"></a>Kот - коэффициент, определяющий изменение напряжения на вторичной обмотке трансформатора ПУПП при использовании отпаек на первичной обмотке этого трансформатора; в зависимости от положения отпаек принимает следующие значения:


| <a id="p100249"></a>отпайка | <a id="p100250"></a>-<sub>10</sub>% | <a id="p100251"></a>-5% | <a id="p100252"></a>0 | <a id="p100253"></a>+5%; |
| --- | --- | --- | --- | --- |
| <a id="p100254"></a>Kо.т. | <a id="p100255"></a>1,1 | <a id="p100256"></a>1,05 | <a id="p100257"></a>0 | <a id="p100258"></a>0,95; |


<a id="p100259"></a>Kт.пупп - коэффициент трансформации ПУПП.
<a id="p100260"></a>При нагрузке ПУПП, близкой к номинальной, ток кабеля ВН равен:

<a id="p100261"></a>Iвн = 1,1 · Iв.п, (57)

<a id="p100262"></a>где:
<a id="p100263"></a>Iв.п - номинальный ток ВН участковой трансформаторной подстанции, А.
<a id="p100264"></a>Если кабелем ВН подключены две и более ПУПП, то ток его нагрузки равен:

<a id="p100265"></a> $I_{\text{вн}} = \sum I_{\text{в}.\text{п}.}$ . (58)

<a id="p100266"></a>По полученному току кабеля ВН выбирают его сечение, определяемое из технических условий на кабель соответствующего сечения, по длительно допустимому (по нагреву) току кабеля Iдоп, А.
<a id="p100267"></a>Выбранное по длительно допустимому (по нагреву) току нагрузки сечение кабеля ВН в зависимости от его типа проверяют на термическую устойчивость при КЗ, исходя из условия:

<a id="p100268"></a> $I_{\text{пр}} \geq 1,2 \cdot I_{\text{к}(.\text{з}).}^{\text{З}}$ , (59)

<a id="p100269"></a>где:
<a id="p100270"></a>Iпр - предельно допустимый кратковременный ток КЗ, в кабеле, А;
<a id="p100271"></a> $I_{\text{к}(.\text{з}).}^{\text{З}}$ - ток трехфазного КЗ в начале проверяемого кабеля, А.
<a id="p100272"></a>Значения тока Iпр определяют по формуле:

<a id="p100273"></a> $I_{\text{пр}} = \frac{cF}{\sqrt{t_{n}}}$ , (60)

<a id="p100274"></a>где:
<a id="p100275"></a>c - коэффициент, учитывающий конечную температуру нагрева жил и напряжение кабеля при КЗ, A · c1/2 · мм-2. Значение коэффициента c для кабелей с бумажной изоляцией номинальным напряжением 6000 (10000) В принимают равным 134, для кабелей с ПВХ изоляцией - 115, а для гибких кабелей с резиновой изоляцией принимают равным 105 A · c1/2 · мм-2;
<a id="p100276"></a>F - принятое сечение основной (силовой) жилы кабеля, мм2;
<a id="p100277"></a>tn - приведенное время отключения КЗ защищаемого КРУ, с.
<a id="p100278"></a>Значение времени tn указывается в технических характеристиках КРУ (указывается в инструкциях или руководстве по эксплуатации). При отсутствии данных значение tn принимают равным 0,12 - 0,17 секунд, причем большее время относится к КРУ, установленным в ЦПП, а меньшее - в РПП

<a id="p100279"></a>**XI. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ В ШАХТНЫХ**
**УЧАСТКОВЫХ СЕТЯХ НАПРЯЖЕНИЕМ 3300 В**

32. <a id="p100280"></a>Расчет эффективных значений токов КЗ в сетях напряжением 3300 В осуществляется с целью определения максимального значения тока трехфазного КЗ, необходимого для проверки коммутационной аппаратуры на отключающую способность и кабелей на термическую стойкость, минимального значения тока двухфазного КЗ, необходимого для проверки уставок средств защиты.
33. <a id="p100281"></a>Расчетный максимальный ток трехфазного КЗ для любой точки сети $I_{\text{к}(.\text{з}).max}^{\text{З}}$ , А, определяется по формуле:

<a id="p100282"></a> $I_{\text{к}(.\text{з}).max}^{\text{З}} = \frac{1,05U_{\text{нн}}K_{\text{от}}}{\sqrt{\text{З}} \sqrt[\text{З}]{R_{(\text{З})\text{к}.\text{з}.}^{2} + X_{(\text{З})\text{к}.\text{з}.}^{2}}}$ , (61)

<a id="p100283"></a>где:
<a id="p100284"></a>Uнн - низкое напряжение ПУПП, В;
<a id="p100285"></a>Ко.т. - коэффициент, определяющий изменение напряжения на вторичной обмотке трансформатора ПУПП при использовании отпаек на первичной обмотке этого трансформатора;
<a id="p100286"></a>R(З)к.з., X(З)к.з. - соответственно активное и индуктивное сопротивление цепи трехфазного КЗ, Ом.
34. <a id="p100287"></a>В зависимости от положения отпаек коэффициент Kо.т. принимает следующие значения:


| <a id="p100288"></a>отпайка | <a id="p100289"></a>-10% | <a id="p100290"></a>-5% | <a id="p100291"></a>0 | <a id="p100292"></a>+5%; |
| --- | --- | --- | --- | --- |
| <a id="p100293"></a>Kо.т. | <a id="p100294"></a>1,1 | <a id="p100295"></a>1,05 | <a id="p100296"></a>0 | <a id="p100297"></a>0,95. |


<a id="p100298"></a>Значения R(З)к.з. и X(З)к.з. определяются по формулам:

<a id="p100299"></a> $R_{(\text{З})\text{к}.\text{з}.} = (R + 0,375 \frac{50L_{\text{в}.min}}{F_{\text{в}}}) \cdot (\frac{K_{\text{о}.\text{т}.}}{K_{\text{т}}})^{2} + 0,375 \sum_{1}^{n} \frac{50L_{i}}{F_{i}}$ , (62)

<a id="p100300"></a> $X_{(\text{З})\text{к}.\text{з}.} = (X + 0,08L_{\text{в}.min}) \cdot (\frac{K_{\text{о}.\text{т}.}}{K_{\text{т}}})^{2} + X_{\text{тр}} + \sum_{1}^{n} x_{ki}L_{i}$ , (63)

<a id="p100301"></a>где:
<a id="p100302"></a>R, X - соответственно активное и индуктивное сопротивление распределительной сети шахты до сборных шин РПП-6, от которых получает питание ПУПП, Ом;
<a id="p100303"></a>Fв, Lв.min - соответственно сечение основных (силовых) жил (мм2) и длина (км) кабеля на напряжение 6 кВ от РПП-6 до ПУПП;
<a id="p100304"></a>Xтр - индуктивное сопротивление трансформатора ПУПП, приведенное к вторичной обмотке трансформатора, Ом;
<a id="p100305"></a>Fi, Li - соответственно сечение основных (силовых) жил (мм2) и длина (км) последовательно включенных i-х кабелей, составляющих радиальную линию от ПУПП до точки трехфазного короткого замыкания;
<a id="p100306"></a>n - количество кабелей длиной Li и сечением Fi;
<a id="p100307"></a>0,375 - активное сопротивление основной жилы 1 км кабеля с номинальным сечением 50 мм2 при температуре 20 °C, Ом/км;
<a id="p100308"></a>xki - индуктивное сопротивление 1 км кабеля на напряжение 3300 В сечением Fi (Ом/км), которое указывается в технической информации (технических условиях) на кабели, а при отсутствии справочных данных принимается равным 0,08 Ом/км;
<a id="p100309"></a>Kт - коэффициент трансформации для междуфазных напряжений трансформатора ПУПП, определяемый по формуле:

<a id="p100310"></a> $K_{\text{т}} = \frac{U_{\text{вн}}}{U_{\text{нн}}}$ , (64)

<a id="p100311"></a>где:
<a id="p100312"></a>Uвн - высокое напряжение трансформатора ПУПП, В.
<a id="p100313"></a>Значение Xтр определяется из выражения:

<a id="p100314"></a> $X_{\text{тр}} = \frac{10U_{\text{нн}}^{2} \cdot u_{\text{к}.\text{з}.}}{S_{\text{ном}}}$ , (65)

<a id="p100315"></a>где:
<a id="p100316"></a>Uнн, uк.з. - соответственно номинальное напряжение на стороне низкого напряжения (кВ) и напряжение КЗ (%) трансформатора ПУПП номинальной мощностью Sном, кВ·А.
35. <a id="p100317"></a>Значения R и X определяются по формулам:

<a id="p100318"></a> $R = 0,375 \sum_{1}^{n} (\frac{50L_{j}}{F_{j}})$ , (66)

<a id="p100319"></a> $X = X_{c} + X_{\text{гпп}.\text{тр}} + X_{\text{р}} + 0,08 \sum_{1}^{n} L_{j}$ , (67)

<a id="p100320"></a>где:
<a id="p100321"></a>Lj, Fj - соответственно сечение основных (силовых) жил (мм2) и длина (км) последовательно включенных j-х кабелей, составляющих радиальную линию распределительной сети шахты от сборных шин главной понизительной подстанции (далее - ГПП) до сборных шин РПП-6;
<a id="p100322"></a>n - количество кабелей длиной Lj и сечением Fj;
<a id="p100323"></a>Xс - индуктивное сопротивление энергосистемы, приведенное к расчетному напряжению сети: при глубоком вводе 110/6 кВ (110/10 кВ) принимается Xс = 0, а при 35/6 кВ (35/10 кВ) - Xс = 0,08 Ом или определяется по ниже приведенной [формуле (70)](#p100335);
<a id="p100324"></a>Xгпп.тр _ индуктивное сопротивление трансформатора, установленного на ГПП, приведенное к вторичной обмотке трансформатора (Ом), определяемое по формуле:

<a id="p100325"></a> $X_{\text{гпп}.\text{тр}} = 10U_{\text{гпп}.\text{нн}}^{2} \cdot \frac{u_{\text{гпп}.\text{к}.\text{з}.}}{S_{\text{гпп}.\text{ном}}}$ , (68)

<a id="p100326"></a>где:
<a id="p100327"></a>Uгпп.нн, uгпп.к.з. - соответственно номинальное напряжение на низкой стороне (кВ) и напряжение КЗ (%) трансформатора, установленного на ГПП, номинальной мощностью Sгпп.ном, кВ·А;
<a id="p100328"></a>Xр - индуктивное сопротивление токоограничивающего реактора, установленного на ГПП (Ом), определяемое по формуле:

<a id="p100329"></a> $X_{\text{р}} = \frac{10X_{\text{о}.\text{р}.}U_{\text{р}}}{\sqrt{\text{З}} I_{\text{р}}}$ , (69)

<a id="p100330"></a>где:
<a id="p100331"></a>Xо.р - относительная реактивность реактора, %;
<a id="p100332"></a>Uр - номинальное напряжение реактора, кВ;
<a id="p100333"></a>Iр - номинальный ток реактора, А.
36. <a id="p100334"></a>Индуктивное сопротивление энергосистемы (Xс), приведенное к расчетному напряжению сети при глубоком вводе 35/6 кВ (35/10 кВ), определяется также по формуле:

<a id="p100335"></a> $X_{c} = \frac{U^{2}}{S_{\text{с}}^{(\text{З})}}$ , (70)

<a id="p100336"></a>где:
<a id="p100337"></a>U - напряжение распределительной сети шахты, принимаемое равным 6,3 или 10,5 кВ;
<a id="p100338"></a> $S_{\text{с}}^{(\text{З})}$ - мощность трехфазного КЗ энергосистемы (МВ·А), принимается по данным энергоснабжающей организации.
37. <a id="p100339"></a>Для расчета $I_{\text{к}(.\text{з}).}^{\text{З}}$ значение Lв.min принимают минимальным исходя из наименьшего удаления ПУПП от РПП-6, предусмотренного схемой подготовки выемочного или проходческого участка.
38. <a id="p100340"></a>Расчетный минимальный ток двухфазного КЗ для любой точки сети $I_{\text{к}(.\text{з}).min}^{2}$ (А) определяется по формуле:

<a id="p100341"></a> $I_{\text{к}(.\text{з}).min}^{2} = \frac{0.95U_{\text{нн}}K_{\text{от}}}{\sqrt[2]{R_{(2)\text{к}.\text{з}.}^{2}} + X_{(2)\text{к}.\text{з}.}^{2}}$ , (71)

<a id="p100342"></a>где:
<a id="p100343"></a> $R_{(2)\text{к}.\text{з}.}^{2}$ , $X_{(2)\text{к}.\text{з}.}$ - соответственно активное и индуктивное сопротивление цепи двухфазного КЗ, Ом.
<a id="p100344"></a>Значения $R_{(2)\text{к}.\text{з}.}^{2}$ и $X_{(2)\text{к}.\text{з}.}$ определяются по формулам:

<a id="p100345"></a> $R_{(2)\text{к}.\text{з}.} = (R + 0,423 \frac{50L_{\text{в}}}{F_{\text{в}}}) \cdot (\frac{K_{\text{от}}}{K_{\text{т}}})^{2} + 0,423 \sum_{1}^{n} (\frac{50L_{i}}{F_{i}})$ , (72)

<a id="p100346"></a> $X_{(2)\text{к}.\text{з}.} = (X + 0,08L_{\text{в}}) \cdot (\frac{K_{\text{от}}}{K_{\text{т}}})^{2} + X_{\text{тр}} + \sum_{1}^{n} x_{ki}L_{i}$ , (73)

<a id="p100347"></a>где:
<a id="p100348"></a>Fв, Lв - соответственно сечение основных (силовых) жил (мм2) и длина (км) кабеля на напряжение 6 кВ от РПП-6 до ПУПП (для расчета I(2)к.з. значение Lв принимается исходя из фактического удаления ПУПП от РПП-6 в соответствии технологической схемой ведения горных работ на выемочном или проходческом участке);
<a id="p100349"></a>0,423 - активное сопротивление основной жилы 1 км кабеля с номинальным сечением 50 мм2, пересчитанное для температуры нагрева 65 °C, Ом/км.
39. <a id="p100350"></a>При двухфазном коротком замыкании на зажимах вторичной обмотки силового понижающего трансформатора, первичная обмотка которого подключена к сети напряжением 3300 В, расчетный минимальный ток КЗ в сети 3300 В $I_{\text{к}(.\text{з}).min}^{2}$ (А), определяется по формуле:

<a id="p100351"></a> $I_{\text{к}(.\text{з}).min}^{2} = \frac{0,95U_{\text{нн}}K_{\text{о}.\text{т}.}}{\sqrt[2]{R_{(2)\text{к}.\text{з}.\text{т}}^{2}} + X_{(2)\text{к}.\text{з}.\text{т}}^{2}}$ , (74)

<a id="p100352"></a>где:
<a id="p100353"></a>R(2)к.з.т, X(2)к.з.т - соответственно активное и индуктивное сопротивление цепи двухфазного КЗ в сети 3300 В при двухфазном коротком замыкании на зажимах вторичной обмотки этого трансформатора, Ом.
<a id="p100354"></a>Значения R(2)к.з.т и X(2)к.з.т определяются по формулам:

<a id="p100355"></a>R(2)к.з.т = R(2)к.з. + Rт.п., (75)

<a id="p100356"></a>X(2)к.з.т = X(2)к.з. + Xт.п., (76)

<a id="p100357"></a>где:
<a id="p100358"></a>R(2)к.з., X(2)к.з. - соответственно активное и индуктивное сопротивление цепи двухфазного КЗ в сети 3300 В до зажимов первичной обмотки силового понижающего трансформатора (Ом), определяемое по [формулам (72)](#p100345) и [(73)](#p100346);
<a id="p100359"></a>Rт.п., Xт.п. - соответственно активное и индуктивное сопротивление этого трансформатора, приведенное к первичной обмотке, Ом.
<a id="p100360"></a>Значения Rт.п. и Xт.п. определяются по формулам:

<a id="p100361"></a> $R_{\text{тп}} = \frac{P_{\text{к}.\text{з}.\text{т}.\text{п}.}U_{\text{вн}.\text{т}.\text{п}.}^{2}}{S_{\text{ном}.\text{т}.\text{п}.}^{2}}$ ; (77)

<a id="p100362"></a> $X_{\text{тп}} = \sqrt{Z_{\text{тп}}^{2} - R_{\text{тп}}^{2}}$ ; (78)

<a id="p100363"></a> $Z_{\text{тп}} = \frac{10U_{\text{вн}.\text{т}.\text{п}.}^{2}u_{\text{к}.\text{з}.\text{т}.\text{п}.}}{S_{\text{ном}.\text{т}.\text{п}.}^{2}}$ , (79)

<a id="p100364"></a>где:
<a id="p100365"></a>Pк.з.т.п., Uвн.т.п., uк.з.т.п. - соответственно потери КЗ (Вт), номинальное напряжение на стороне ВН (кВ) (Uвн.тп = 3,3 кВ.) и напряжение КЗ (%) трансформатора номинальной мощностью Sном.т.п., кВ·А.
<a id="p100366"></a>Значения Pк.з.т.п. uк.з.т.п. и должны быть указаны в руководстве по эксплуатации комбайна, на котором установлен трансформатор.

<a id="p100367"></a>**XII. ВЫБОР И ПРОВЕРКА ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ АППАРАТОВ И КАБЕЛЕЙ**
**ПО РЕЖИМУ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ**

40. <a id="p100368"></a>Выбор электрических аппаратов и кабелей на напряжение 3300 В производится по номинальному напряжению и рабочему току цепи без учета токов кратковременных перегрузок, а их проверка - по режиму короткого замыкания.
41. <a id="p100369"></a>Проверка электрических аппаратов на коммутационную способность в целях обеспечения надежного отключения максимальных токов короткого замыкания, которые могут возникнуть в защищаемом присоединении, производится исходя из условия:

<a id="p100370"></a> $I_{\text{о}} \geq 1,2 \cdot I_{\text{к}(.\text{з}).max}^{\text{З}}$ , (80)

<a id="p100371"></a>где:
<a id="p100372"></a>Iо - предельно отключаемый ток защитного аппарата, А;
<a id="p100373"></a> $I_{\text{к}(.\text{з}).max}^{\text{З}}$ - расчетный максимальный ток трехфазного КЗ на выходе этого аппарата (А), определяемый по формуле [(61)](#p100282).
<a id="p100374"></a>Отключение максимальных токов короткого замыкания на выходе контакторов на напряжение 3300 В, установленных на комбайне, для которых условие [(80)](#p100370) не выполняется, должно осуществляться выключателем (контактором) в распредустройстве низкого напряжения ПУПП (комплектном устройстве (станции) управления).
42. <a id="p100375"></a>Ток нагрузки высоковольтного кабеля, питающего несколько ПУПП (IКВ), определяется по формуле:

<a id="p100376"></a> $I_{\text{кв}} = \sum_{1}^{n} \beta_{i}I_{\text{н}.\text{пупп}i}$ , (81)

<a id="p100377"></a>где:
<a id="p100378"></a> $\beta_{i}$ - коэффициент загрузки трансформатора i-й ПУПП;
<a id="p100379"></a>Iн.пуппi - номинальный ток на стороне высокого напряжения трансформатора i-й ПУПП, А;
<a id="p100380"></a>n - количество ПУПП.
43. <a id="p100381"></a>Проверка кабелей по термической стойкости в целях обеспечения пожаробезопасности кабелей при дуговых коротких замыканиях в подземных выработках посредством выбранных защитных аппаратов с заданным быстродействием отключения максимальных токов трехфазного КЗ производится исходя из условия:

<a id="p100382"></a> $I_{\text{пр}} \geq 1,2I_{\text{к}(.\text{з}).}^{\text{З}}$ , (82)

<a id="p100383"></a>где:
<a id="p100384"></a>Iпр - предельно допустимый кратковременный ток КЗ в кабеле, А;
<a id="p100385"></a> $I_{\text{к}(.\text{з}).max}^{\text{З}}$ - расчетный максимальный ток трехфазного КЗ в начале проверяемого кабеля (на выводе аппарата) (А), определяемый по [формуле (61)](#p100282).
<a id="p100386"></a>Значение тока Iпр определяется по формуле:

<a id="p100387"></a> $I_{\text{пр}} = \frac{cF}{\sqrt{t_{n}}}$ , (83)

<a id="p100388"></a>где:
<a id="p100389"></a>c - коэффициент, учитывающий конечную температуру нагрева жил кабеля при коротком замыкании, А · c1/2 · мм-2;
<a id="p100390"></a>F - принятое сечение основной (силовой) жилы кабеля, мм2;
<a id="p100391"></a>tn - приведенное время отключения короткого замыкания, с.
<a id="p100392"></a>Значение коэффициента c для кабелей с резиновой изоляцией принимают равным 105 - 143 (соответственно при допустимых температурах нагрева жил: длительной - 75 - 90 °C и кратковременной - 150 - 250 °C), для кабелей с поливинилхлоридной (ПВХ) изоляцией - 115 А · c1/2 · мм-2.
44. <a id="p100393"></a>Для выключателей напряжением 3300 В, установленных в распредустройстве низкого напряжения ПУПП, и контакторов на это напряжение, установленных в комплектных устройствах (станциях) управления (магнитных станциях, пускателях, многоконтакторных центрах) (далее - комплектные устройства (станции) управления) с защитой от токов короткого замыкания, время tn определяется по формуле:

<a id="p100394"></a>tn = tотк, (84)

<a id="p100395"></a>где:
<a id="p100396"></a>tотк - время отключения токов короткого замыкания, включая время действия основной защиты, установленной у ближайшего к месту КЗ выключателя (контактора), и полное время отключения этого выключателя (контактора) с учетом времени горения дуги, с.
45. <a id="p100397"></a>Значение времени tотк указывается в руководстве по эксплуатации (техническом описании) ПУПП, комплектных устройств (станций) управления напряжением 3300 В, а при их отсутствии - принимают равным 0,2 с.
46. <a id="p100398"></a>Кабели на напряжение 3300 В при их присоединении к ПУПП мощностью 1250 - 2000 кВ · А с временем отключения защитой от токов короткого замыкания не более 0,2 с удовлетворяют требованиям по термической стойкости, если сечение их основных (силовых) жил принято не меньшее чем 25 мм2.

<a id="p100399"></a>**XIII. ВЫБОР И ПРОВЕРКА УСТАВОК ТОКА СРАБАТЫВАНИЯ**
**РЕЛЕ ЗАЩИТЫ ОТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ**

47. <a id="p100400"></a>Величина уставки тока срабатывания защиты от токов короткого замыкания для токовых реле мгновенного действия (без выдержки времени) определяется исходя из следующих условий:
<a id="p100401"></a>для токовых реле, у которых значения тока уставки проградуированы на шкале или устанавливаются на электронном индикаторе (экране дисплея) по первичному току срабатывания защиты (Iy):

<a id="p100402"></a>Iy >= Ip.max, (85)

<a id="p100403"></a>где:
<a id="p100404"></a>Ip.max - максимальный рабочий ток защищаемого присоединения, А;
<a id="p100405"></a>для токовых защит, у которых значения тока уставки проградуированы на шкале по собственному току срабатывания реле (Iy2) (вторичному току):

<a id="p100406"></a>Iy = kТ.Т.Iy2, (86)

<a id="p100407"></a> $I_{y2} \geq \frac{k_{\text{Н}}I_{p.max}}{k_{\text{Т}.\text{Т}.}}$ , (87)

<a id="p100408"></a>где:
<a id="p100409"></a>kТ.Т. - коэффициент трансформации трансформаторов тока;
<a id="p100410"></a>kН - коэффициент надежности защиты, принимается равным 1, 2;
<a id="p100411"></a>для токовых защит, у которых на шкале проградуированы значения кратности тока отсечки (kо) реле защиты от токов КЗ по отношению к уставке защиты от перегрузки (по первичному току) (Iу.п.):

<a id="p100412"></a>Iy = kоIу.п >= Iр.max. (88)

<a id="p100413"></a>Если значения тока уставки от перегрузки устанавливаются по шкале с учетом поправочных коэффициентов в зависимости от номинального тока трансформаторов тока, к которым подключены токовые защиты (Iу.п.шк.), значения Iу.п., определяются по формуле:

<a id="p100414"></a>Iу.п. = kШКkпопр.Iу.п.шк. (89)

<a id="p100415"></a>где:

<a id="p100416"></a> $k_{\text{Ш К}} = \frac{I_{\text{т}.\text{т}.}}{I_{\text{т}.\text{т}.\text{норм}.}}$ . (90)

<a id="p100417"></a>Iт.т. - номинальный ток трансформатора тока, к которому подключены защиты от токов КЗ и перегрузки, А;
<a id="p100418"></a>Iт.т.норм. - номинальный ток трансформатора тока, по которому проградуирована шкала значений тока срабатывания реле защиты от перегрузки, А;
<a id="p100419"></a>kпопр. - поправочный коэффициент масштабности.
48. <a id="p100420"></a>Уставки от перегрузки Iу.п.Шк. с учетом поправочных коэффициентов kшк и kпопр. выставляются по шкале реле защиты от перегрузки в соответствии с руководством по эксплуатации.
<a id="p100421"></a>Для защиты присоединений к ПУПП, которые питают выемочный комбайн и лавный скребковый конвейер напряжением 3300 В, значения тока Ip.max определяются по формулам:

<a id="p100422"></a> $I_{\text{р}.max} = I_{\text{ком}.\text{пуск}} + \sum I_{\text{раб}.\text{ном}}$ , (91)

<a id="p100423"></a>или при

<a id="p100424"></a> $\sum I_{\text{скр}.\text{пуск}}>I_{\text{ком}.\text{пуск}}$ :

<a id="p100425"></a> $I_{\text{р}.max} = \sum I_{\text{скр}.\text{пуск}} + \sum I_{\text{раб}.\text{ном}}$ ; (92)

<a id="p100426"></a>где:
<a id="p100427"></a>Iком.пуск - начальный пусковой ток одного из электродвигателей исполнительных органов выемочного комбайна при раздельном пуске этих двигателей, А;
<a id="p100428"></a> $\sum I_{\text{раб}.\text{ном}}$ - сумма номинальных токов всех остальных работающих электроприемников (электродвигателей), подключенных к тому же присоединению, что и выемочный комбайн или лавный конвейер, А;
<a id="p100429"></a> $\sum I_{\text{скр}.\text{пуск}}$ - сумма начальных пусковых токов одновременно включаемых электродвигателей скребкового лавного конвейера, подключенных к данному присоединению, А.
49. <a id="p100430"></a>При раздельном пуске электродвигателей скребкового лавного конвейера значения тока Iр.max, определяются по [формуле (92)](#p100425), если Iскр.пуск > Iком.пуск. (93)
50. <a id="p100431"></a>Для ПУПП с одним выключателем на два присоединения принимается большее из значении Iком.пуск, рассчитанное по [формулам (91)](#p100422) или [(92)](#p100425). Для ПУПП с двумя выключателями значения Iком.пуск определяются по [формулам (91)](#p100422) или [(92)](#p100425) для каждого присоединения.
51. <a id="p100432"></a>Если от ПУПП получает питание только выемочный комбайн или только лавный скребковый конвейер, значения Iр.max, определяются по формулам:

<a id="p100433"></a>Iр.max = Iком.пуск; (93)

<a id="p100434"></a>или

<a id="p100435"></a> $I_{\text{р}.max} = \sum I_{\text{скр}.\text{пуск}}$ . (94)

52. <a id="p100436"></a>При раздельном пуске электродвигателей лавного скребкового конвейера значения Iр.max определяются по формуле:

<a id="p100437"></a> $I_{\text{р}.max} = I_{\text{скр}.\text{пуск}} + \sum I_{\text{раб}.\text{ном}}$ . (95)

<a id="p100438"></a>При одновременном включении нескольких электродвигателей скребкового конвейера, сумма начальных пусковых токов которых превышает 1000 А, допускается при определении тока Iр.max по [формулам (92)](#p100425) или [(94)](#p100435) в расчет принимать сумму их фактических пусковых токов.
53. <a id="p100439"></a>Выбранная уставка тока срабатывания реле проверяется по минимальному току двухфазного КЗ в защищаемом присоединении. При этом отношение (кратность) расчетного минимального тока двухфазного КЗ к уставке тока срабатывания реле должно удовлетворять условию:

<a id="p100440"></a> $\frac{I_{\text{к}(.\text{з}).min}^{2}}{I_{\text{у}}} \geq k_{\text{ч}}$ , (96)

<a id="p100441"></a>где:
<a id="p100442"></a>kч - коэффициент чувствительности защиты.
54. <a id="p100443"></a>Выбор тока срабатывания реле защиты с ограниченно зависимой от тока выдержкой времени и токовой отсечкой мгновенного действия, у которых значения тока уставки от перегрузки проградуированы на шкале по первичному току срабатывания защиты от перегрузки Iу.п. производится исходя из условий (97), [(98)](#p100445) и проверяется по формуле (96):

<a id="p100444"></a>Iу = kоIу.п. >= Iр.max, (97)

<a id="p100445"></a> $I_{\text{у}.\text{п}.} \geq \frac{k_{\text{п}}I_{\text{р}}}{100}$ , (98)

<a id="p100446"></a>где:
<a id="p100447"></a>kо - кратность тока отсечки реле защиты;
<a id="p100448"></a>Iу.п. - уставка тока срабатывания реле защиты от перегрузки по первичному току, А;
<a id="p100449"></a>kп - принятая кратность тока перегрузки (%) относительно рабочего тока электроприемников Iр в защищаемом присоединении, А.
<a id="p100450"></a>Значение рабочего тока Iр определяется как:

<a id="p100451"></a> $I_{\text{р}} \leq \sum I_{\text{ном}}$ , (99)

<a id="p100452"></a>где:
<a id="p100453"></a> $\sum I_{\text{ном}}$ - сумма номинальных токов электроприемников (электродвигателей), подключенных к защищаемому присоединению, А.
55. <a id="p100454"></a>Числовые значения кратности тока отсечки (дискретные или в % от тока уставки Iу.п.) указываются в руководстве по эксплуатации ПУПП, комплектных устройств (станций) управления или приводятся в технической характеристике аппарата защиты. Для фазочувствительных реле, различающих ток короткого замыкания и пусковой ток наибольшего по мощности электродвигателя, кратность тока отсечки kо следует принимать не менее 2.
56. <a id="p100455"></a>Значение тока уставки защиты от токов короткого замыкания Iу указывается на схеме электроснабжения участка в условном обозначении ПУПП, комплектного устройства (станции) управления, а также обозначается четкой надписью на самих ПУПП и коммутационных аппаратах.
57. <a id="p100456"></a>При изменении параметров схемы электроснабжения участка (увеличении длины, уменьшении или увеличении сечения кабелей, питающих РПП-6, РП-3300 или электродвигатели забойных машин) принятое значение тока уставки проверяется по [формуле (96)](#p100440).

<a id="p100457"></a>**XIV. ВЫБОР И ПРОВЕРКА УСТАВОК ТОКА СРАБАТЫВАНИЯ РЕЛЕ**
**МАКСИМАЛЬНОГО ТОКА И ПЛАВКИХ ВСТАВОК ПРЕДОХРАНИТЕЛЕЙ**
**ДЛЯ ЗАЩИТЫ ТРАНСФОРМАТОРОВ, УСТАНОВЛЕННЫХ НА КОМБАЙНАХ**

58. <a id="p100458"></a>Защита вторичной обмотки (обмоток) силового понижающего трансформатора и участка цепи от зажимов этой обмотки до подключенного к ним защитного аппарата (выключателя) от минимальных токов короткого замыкания должна осуществляться аппаратом зашиты, установленным со стороны первичной обмотки этого трансформатора. Защита этого трансформатора и указанного участка цепи напряжением до 1200 В осуществляется реле максимального тока или предохранителями.
59. <a id="p100459"></a>Выбор и проверка уставок тока срабатывания реле максимального тока производится по формулам:

<a id="p100460"></a> $I_{\text{у}} \geq I_{\text{вн}.\text{т}.\text{п}.} + \frac{I_{\text{пуск}}}{k_{\text{т}.\text{п}.}}$ , (100)

<a id="p100461"></a> $\frac{I_{\text{к}(.\text{з}).max}^{2}}{I_{\text{у}}} \geq 1,5$ , (101)

<a id="p100462"></a>где:
<a id="p100463"></a>Iу - уставка реле максимального тока (А), указывается в руководстве по эксплуатации комбайна;
<a id="p100464"></a>Iвн.т.п. - номинальный ток на стороне первичной обмотки силового понижающего трансформатора, А;
<a id="p100465"></a>Iпуск - начальный пусковой ток наиболее мощного электродвигателя с короткозамкнутым ротором, присоединенного к вторичной обмотке этого трансформатора, А;
<a id="p100466"></a>kт.п. - коэффициент трансформации:

<a id="p100467"></a> $k_{\text{т}.\text{п}.} = \frac{U_{\text{вн}.\text{т}.\text{п}.}}{U_{\text{вн}.\text{т}.\text{п}.}}$ ; (102)

<a id="p100468"></a>Uвн.т.п., Uвн.т.п. - соответственно номинальное высокое и низкое напряжение трансформатора, кВ; Uвн.т.п. = 3,3 кВ;
<a id="p100469"></a> $I_{\text{к}(.\text{з}).min}^{2}$ - расчетный минимальный ток двухфазного КЗ на вторичной обмотке трансформатора, приведенного к первичной стороне (А), определяется по [формуле (74)](#p100351).
60. <a id="p100470"></a>При отсутствии каталожных (справочных) значения Iвн.т.п. и Iпуск определяются по формулам:
<a id="p100471"></a>для трансформатора номинальной мощностью Sном.т.п. (кВ · А):

<a id="p100472"></a> $I_{\text{вн}.\text{т}.\text{п}.} = \frac{S_{\text{ном}.\text{т}.\text{п}.}}{\sqrt{3U_{\text{вн}.\text{т}.\text{п}.}}}$ ; (103)

<a id="p100473"></a>для электродвигателя с короткозамкнутым ротором:

<a id="p100474"></a>Iпуск = 6,5Iном, (104)

<a id="p100475"></a>где:
<a id="p100476"></a>6,5 - кратность пускового тока;
<a id="p100477"></a>Iном - номинальный ток электродвигателя, А.
61. <a id="p100478"></a>Номинальный ток плавкой вставки предохранителей, установленных со стороны первичной обмотки силовых понижающих трансформаторов для защиты вторичной обмотки (обмоток) от минимальных токов двухфазного КЗ, определяют исходя из условия:

<a id="p100479"></a> $I_{\text{в}} \geq I_{\text{вн}.\text{т}.\text{п}.} + \frac{I_{\text{пуск}}}{2,5k_{\text{т}.\text{п}.}}$ , (105)

<a id="p100480"></a>где:
<a id="p100481"></a>Iв - номинальный ток плавкой вставки, А;
<a id="p100482"></a>2,5 - коэффициент, обеспечивающий неперегорание плавкой вставки при редких пусках и быстром разворачивании электродвигателей с короткозамкнутым ротором.
<a id="p100483"></a>Для установки принимается плавкая вставка со значением ее номинального тока, ближайшим к расчетному, которая указывается на электрической схеме или в руководстве по эксплуатации выемочного комбайна.
62. <a id="p100484"></a>Отношение (кратность) расчетного минимального тока двухфазного короткого замыкания на вторичной обмотке (обмотках) трансформатора, приведенного к первичной стороне, к номинальному току плавкой вставки должно удовлетворять условию:

<a id="p100485"></a> $\frac{I_{\text{к}(.\text{з}).min}^{2}}{I_{\text{в}}} \geq 7$ , (106)

<a id="p100486"></a>где:
<a id="p100487"></a> $I_{\text{к}(.\text{з}).min}^{2}$ - ток который определяется по [формуле (74)](#p100351).

<a id="p100488"></a>**XV. ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ КОНТАКТЫ В ЦЕПЯХ ЗАЗЕМЛЕНИЯ**
**И МЕХАНИЧЕСКАЯ ПРОЧНОСТЬ ЗАЗЕМЛЯЮЩЕЙ ПРОВОДКИ**

63. <a id="p100489"></a>Рекомендуемая схема общего заземляющего устройства шахты приведена на [рисунке 1](#p100494).
<a id="p100490"></a>Присоединение заземляющих проводников к заземлителям осуществляют сваркой, выполняемой на поверхности.
64. <a id="p100491"></a>Присоединение заземляющих проводников к корпусам машин и аппаратов и к различным конструкциям, которые в процессе эксплуатации подвергаются перемещению или замене, выполняют с помощью специальных заземляющих зажимов (болтов, шпилек), предусмотренных для этой цели на корпусах электрооборудования и конструкциях.
<a id="p100492"></a>Рекомендуемый образец журнала регистрации состояния электрооборудования и заземления приведен в [приложении N 1](#p100563).

<a id="p100493"></a> ![рис. 1](https://i.bukva.ai/qWLg5EHOt/img_0.png) 

<a id="p100494"></a>Рисунок 1. Схема общего заземляющего устройства шахты:
1 - главный заземлитель в водосборнике;
2 - комплектные распредустройства КРУ; 3 - бронированный
кабель со свинцовой оболочкой; 4 - дополнительный
заземлитель; 5 - местные заземлители; 6 - кабельная муфта;
7 - трансформаторная подстанция; 8 - комбайн; 9 - кабель
бронированный с заземляющей; 10 - главный заземлитель
в зумпфе (жилой); 11 - магнитный пускатель;
12 - дополнительный заземлитель (ДЗ)

65. <a id="p100495"></a>Присоединение заземляющих проводников к заземляющей шине осуществляется сваркой (если позволяют условия) или с помощью болтового соединения ([рисунки 2](#p100497) и [3](#p100499)), или другими равноценными способами. Пример соединения двух отрезков заземляющих тросов показан на [рисунке 4](#p100501).

<a id="p100496"></a> ![рис. 2](https://i.bukva.ai/qWLg5EHOt/img_1.png) 

<a id="p100497"></a>Рисунок 2. Схема присоединения заземляющего проводника
из полосовой стали к заземляющему контуру или сборной
заземляющей шине: 1 - болт; 2 - заземляющий проводник;
3 - контур или сборная шина; 4 - гайка; 5 - шайба



<a id="p100498"></a> ![рис. 3](https://i.bukva.ai/qWLg5EHOt/img_2.png) 

<a id="p100499"></a>Рисунок 3. Схема присоединения заземляющего проводника
из троса к заземляющему контуру или сборной заземляющей
шине: 1 - болт; 2 - трос; 3 - контур или сборная шина;
4 - гайка; 5 - шайба; 6 - наконечник



<a id="p100500"></a> ![рис. 4](https://i.bukva.ai/qWLg5EHOt/img_3.png) 

<a id="p100501"></a>Рисунок 4. Схема соединения двух отрезков заземляющих тросов

66. <a id="p100502"></a>В машинных камерах и прочих выработках с бетонной крепью заземляющие контуры и проводники поддерживаются специальными штырями или скобами (рисунок 5).

<a id="p100503"></a> ![рис. 5](https://i.bukva.ai/qWLg5EHOt/img_4.png) 

<a id="p100504"></a>Рисунок 5. Схема крепления заземляющих проводников в камере
с бетонной крепью: 1 - штырь для крепления плоских шин;
2 - шина; 3 - штырь для крепления троса; 4 - трос

67. <a id="p100505"></a>В выработках с деревянной крепью заземляющие проводники укрепляют стальными скобами (рисунок 6).

<a id="p100506"></a> ![рис. 6](https://i.bukva.ai/qWLg5EHOt/img_5.png) 

<a id="p100507"></a>Рисунок 6. Схема крепления заземляющих проводников
в выработке с деревянной крепью: 1 - стальная скоба;
2 - заземляющий проводник

<a id="p100508"></a>**XVI. СПОСОБЫ ВЫПОЛНЕНИЯ МЕСТНОГО ЗАЗЕМЛЕНИЯ**

68. <a id="p100509"></a>Монтаж искусственных местных заземлителей в сточных канавах производят стальными полосами площадью не менее 0,6 м2, толщиной не менее 3 мм и длиной не менее 2,5 м.
69. <a id="p100510"></a>Заземлитель укладывают в горизонтальном положении в углубленном месте сточной канавы на "подушку" толщиной не менее 50 мм из песка или мелких кусков породы и сверху засыпают слоем в 150 мм из такого же материала (рисунок 7).

<a id="p100511"></a> ![рис. 7](https://i.bukva.ai/qWLg5EHOt/img_6.png) 

<a id="p100512"></a>Рисунок 7. Схема расположения заземлителей в сточной канаве:
1 - заземлитель; 2 - заземляющий проводник

70. <a id="p100513"></a>Для заземлителей в выработках, в которых нет сточной канавы, применяют стальные трубы диаметром не менее 30 мм и длиной не менее 1,5 м. Стенки труб имеют на разной высоте не менее 20 отверстий диаметром не менее 5 мм.
<a id="p100514"></a>Трубу помещают в шпур, пробуренный вертикально или под углом до 30° от вертикальной оси на глубину не менее 1,4 м [(рисунок 8)](#p100518).
<a id="p100515"></a>При необходимости устраивают несколько заземлителей.
<a id="p100516"></a>Трубу, а также пространство между наружной стенкой трубы и стенкой шпура заполняют гигроскопичным материалом (песком, золой), периодически увлажняемым.

<a id="p100517"></a> ![рис. 8](https://i.bukva.ai/qWLg5EHOt/img_7.png) 

<a id="p100518"></a>Рисунок 8. Схема расположения заземлителя в шпуре

71. <a id="p100519"></a>В качестве естественного местного заземления используют анкерную или рамную металлокрепь подземных выработок.
<a id="p100520"></a>Цепь заземления, собранная из анкерной крепи в качестве местного заземлителя, по длине выработки на протяжении не менее 10 м не должна иметь видимых разрывов, а металлические подхваты и решетка должны быть плотно прижаты к горным породам. Для заземления используют анкерную крепь, установленную как в кровле, так и в бортах выработок. Запрещается выполнять заземлитель из отдельных анкеров, не связанных между собой металлической решеткой.
<a id="p100521"></a>Перед использованием анкерной крепи для устройства заземлителя подтягивают болтовое соединение так, чтобы металлический верхняк плотно прижимал затяжку к кровле.
<a id="p100522"></a>Присоединение заземляемого объекта или шины заземления к анкеру производят с помощью заземляющих проводников из стали или меди сечением не менее соответственно 50 и 25 мм2 (рисунок 9).

<a id="p100523"></a> ![рис. 9](https://i.bukva.ai/qWLg5EHOt/img_8.png) 

<a id="p100524"></a>Рисунок 9. Пример присоединения заземляющего проводника
к анкерной крепи: 1 - анкер; 2 - металлическая сварная
решетка из проволоки; 3 - металлический верхняк;
4 - натяжная гайка; 5 - дополнительная гайка;
6 - стальной наконечник; 7 - заземляющий проводник

<a id="p100525"></a>Заземляющие проводники выполняют из стального троса, на концах которого на поверхности шахты приваривают стальные наконечники. В местах стационарной установки электрооборудования в качестве заземляющих проводников между анкерами используют специально изготовленные стяжки из уголков или полосы.
<a id="p100526"></a>Заземляющие проводники между анкерами располагают так, чтобы ими не воспринимались усилия в случае деформации крепи под воздействием давления горных пород и не загромождались проходы для людей и транспортных средств.
72. <a id="p100527"></a>Рамы металлокрепи, используемые в качестве местных заземлений, укомплектовывают крепежными и распорными элементами. Запрещается нарушать конструкцию металлокрепи (снимать зажимы, распорные элементы, рамы, скобы, хомуты и т.д.), а также использовать рамы крепи, подлежащие замене или демонтажу.
<a id="p100528"></a>Используемая для этой цели рамная крепь имеет не менее 3-х секций. Заземляющий проводник присоединяют с помощью дополнительной гайки к скобе, закрепляющей звенья рамной металлокрепи (рисунок 10).

<a id="p100529"></a> ![рис. 10](https://i.bukva.ai/qWLg5EHOt/img_9.png) 

<a id="p100530"></a>Рисунок 10. Пример присоединения заземляющего проводника
к металлической рамной крепи: 1 - стальной наконечник;
2 - гайка; 3 - дополнительная гайка; 4 - специальный
взаимозаменяемый профиль (СВП); 5 - скоба; 6 - планка;
7 - межрамная стяжка; 8 - заземляющий проводник

<a id="p100531"></a>Перед использованием рам металлокрепи для устройства заземлителя обтягиваются резьбовые соединения крепежных элементов не менее 3-х секций, прилегающих к месту заземления электрооборудования [(рисунок 11)](#p100534). Подготовку рам металлокрепи осуществляют лица электротехнического персонала, прошедшие специальный инструктаж по правилам выполнения таких работ, или горнорабочие по ремонту горных выработок.
73. <a id="p100532"></a>Для дополнительного заземления аппаратов защиты от токов утечки используют в качестве заземлителя одну секцию рамной или анкерной металлокрепи, выбранную на удалении не менее 5 м от рам, используемых в качестве защитного заземления, или отдельный искусственный заземлитель [(рисунок 12)](#p100536).

<a id="p100533"></a> ![рис. 11](https://i.bukva.ai/qWLg5EHOt/img_10.png) 

<a id="p100534"></a>Рисунок 11. Устройства местного заземлителя
с помощью рамной крепи



<a id="p100535"></a> ![рис. 12](https://i.bukva.ai/qWLg5EHOt/img_11.png) 

<a id="p100536"></a>Рисунок 12. Устройства местного заземлителя с помощью
анкерной крепи: 1 - заземляющий проводник; 2 - изолированный
проводник дополнительного заземления; 3 - передвижная
трансформаторная подстанция; 4 - наружный заземляющий зажим;
5 - внутренний заземляющий зажим;
6 - бронированный кабель; 7 - гибкий кабель

74. <a id="p100537"></a>При выполнении ремонтных работ на металлокрепи, используемой для заземления, элементы заземления присоединяют к другим рамам, на которых ремонтные работы не ведутся. Работы по перекреплению выработок в местах установки электрооборудования согласовывают с техническим руководителем шахты.

<a id="p100538"></a>**XVII. УСТРОЙСТВО ЗАЗЕМЛЕНИЯ КАБЕЛЕЙ И КАБЕЛЬНОЙ АРМАТУРЫ**

75. <a id="p100539"></a>В кабеле с бумажной изоляцией в качестве заземляющего проводника используются свинцовая оболочка и броня. При заделке данного кабеля в вводное устройство рудничного электрооборудования броню присоединяют к внешнему заземляющему зажиму, а свинцовую оболочку - к внутреннему (рисунок 13).

<a id="p100540"></a> ![рис. 13](https://i.bukva.ai/qWLg5EHOt/img_12.png) 

<a id="p100541"></a>Рисунок 13. Заземление бронированного кабеля с бумажной
изоляцией в вводном устройстве рудничного
электрооборудования с заливкой кабельной мастикой:
1 - заземляющий хомут с зажимом; 2 - болты; 3 - зажим;
4 - стальная броня; 5 - кольцо уплотнительное; 6 - муфта;
7 - мастика; 8 - свинцовая оболочка; 9 - изоляция жилы;
10 - изоляционный диск; 11 - фланец вводной коробки;
12 - корпус вводной коробки; 13 - заземляющие зажимы;
14 - бандаж

76. <a id="p100542"></a>Бронированные кабели с пластмассовой и резиновой изоляцией имеют заземляющую жилу, которую присоединяют к внутреннему заземляющему зажиму вводного устройства. При этом хомут на броне соединяется проводником с внутренним заземляющим зажимом (рисунок 14).

<a id="p100543"></a> ![рис. 14](https://i.bukva.ai/qWLg5EHOt/img_13.png) 

<a id="p100544"></a>Рисунок 14. Заземление бронированного кабеля с пластмассовой
изоляцией во вводном устройстве рудничного
электрооборудования: 1 - кабель; 2 - нажимная скоба;
3 - муфта; 4 - болт; 5 - кольцо уплотнительное; 6 - гнездо;
7 и 10 - бандажи; 8 - броня; 9 - хомут на броню
для заземления; 11 - жила заземления; 12 - вспомогательная
жила кабеля; 13 - силовая жила; 14 - корпус вводной камеры;
15 - внутренний зажим заземления

<a id="p100545"></a>Схема расположения элементов во вводном устройстве до момента сжатия уплотнительного кольца приведена в [приложении N 2](#p100588).
77. <a id="p100546"></a>При соединении кабелей с бумажной изоляцией хомуты с двух сторон соединительной муфты имеют между собой и корпусом муфты соединение, осуществляемое с помощью стальной перемычки сечением не менее 50 мм2 или медной перемычки сечением не менее 25 мм2.
<a id="p100547"></a>Для осветительных соединительных муфт, соединительных муфт контрольных кабелей и телефонных аппаратов перемычки выполняются сечением 12 мм2 из стали или 6 мм2 из меди.
<a id="p100548"></a>Присоединение заземляющего проводника к соединительной муфте и к оболочкам соединяемых муфтой кабелей показано на рисунке 15.

<a id="p100549"></a> ![рис. 15](https://i.bukva.ai/qWLg5EHOt/img_14.png) 

<a id="p100550"></a>Рисунок 15. Схема заземления соединительной муфты
для бронированного кабеля с бумажной изоляцией:
1 - свинцовая оболочка; 2 - защитный покров; 3 - стальная
броня; 4 - перемычка (выполняется цельным проводником)

78. <a id="p100551"></a>При отсутствии местного заземлителя устанавливают две перемычки с отдельными хомутами, обеспечивающие соединение оболочек соединяемых кабелей между собой и с корпусом муфты.

<a id="p100552"></a>**XVIII. УСТРОЙСТВО ЗАЗЕМЛЕНИЯ МЕТАЛЛИЧЕСКИХ ЭЛЕМЕНТОВ ГИБКИХ**
**ВЕНТИЛЯЦИОННЫХ ТРУБ**

79. <a id="p100553"></a>Заземление металлических элементов гибких вентиляционных труб, датчиков расхода воздуха и других объектов, на которых происходит накопление статического электричества, осуществляют подвешиванием этих элементов к стальной затяжке из сварной решетки или сетки с помощью крючков (петель, колец) из проволоки диаметром не менее 5 мм [(рисунок 16)](#p100557).
<a id="p100554"></a>Заземление металлических деталей (крючков, колец, петель, спиралей), предусмотренных в конструкции воздухопроводов из гибких вентиляционных труб, выполняют путем подвешивания их на металлическом, заземленном с обоих концов, тросе или проводе диаметром не менее 5 мм [(рисунок 17)](#p100559).
<a id="p100555"></a>В тупиковых выработках, проводимых в условиях многолетней мерзлоты, заземление троса (провода) производят только на одном конце, используя магистраль заземления.

<a id="p100556"></a> ![рис. 16](https://i.bukva.ai/qWLg5EHOt/img_15.png) 

<a id="p100557"></a>Рисунок 16. Пример устройства заземления вентиляционных
труб: 1 - гибкая шахтная вентиляционная труба; 2 - элементы
подвески (крючки); 3 - металлическая сварная решетка (сетка)



<a id="p100558"></a> ![рис. 17](https://i.bukva.ai/qWLg5EHOt/img_16.png) 

<a id="p100559"></a>Рисунок 17. Схемы присоединения металлических деталей гибких
вентиляционных труб: а) - типа М (прорезиненных);
б) - типа К (капроновых)

80. <a id="p100560"></a>Для заземления параллельных, пересекающихся или сближенных воздухопроводов используют общие заземлители и общие заземляющие проводники. Если на расстоянии не более 100 мм от воздухопровода расположены металлические конструкции, то их присоединяют к заземлению воздухопровода.
81. <a id="p100561"></a>Сопротивление заземляющей цепи, предназначенной для защиты только от статического электричества, не должно превышать 100 Ом.





<a id="p100562"></a>Приложение N 1
к руководству по безопасности
"Рекомендации по электроснабжению
угольных шахт", утвержденному
приказом Федеральной службы
по экологическому, технологическому
и атомному надзору
от 22 июня 2021 г. N 226

<a id="p100563"></a>**РЕКОМЕНДУЕМЫЙ ОБРАЗЕЦ ЖУРНАЛА**
**РЕГИСТРАЦИИ СОСТОЯНИЯ ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ И ЗАЗЕМЛЕНИЯ**

<a id="p100564"></a>**ЖУРНАЛ**

<a id="p100565"></a>регистрации состояния электрооборудования и заземления

<a id="p100566"></a>Шахта _____________________________________________________________________
<a id="p100567"></a>Организация _______________________________________________________________
<a id="p100568"></a>Начат "__" ______ 20__ г.
<a id="p100569"></a>Окончен "__" ______ 20__ г.


| <a id="p100570"></a>Дата проверки | <a id="p100571"></a>Наименование и место установки проверяемого объекта | <a id="p100572"></a>Результаты осмотра и измерений с указанием заводских номеров неисправного оборудования и характера неисправностей | <a id="p100573"></a>Необходимые меры по устранению неисправностей | <a id="p100574"></a>Фамилия и подпись лица, производившего проверку | <a id="p100575"></a>Распоряжение главного энергетика (главного механика) шахты об устранении нарушений с указанием лица, которому эта работа поручена | <a id="p100576"></a>Отметка об устранении, подпись и ФИО лица, производившего устранение |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| <a id="p100577"></a>1 | <a id="p100578"></a>2 | <a id="p100579"></a>3 | <a id="p100580"></a>4 | <a id="p100581"></a>5 | <a id="p100582"></a>6 | <a id="p100583"></a>7 |
|  |  |  |  |  |  |  |


<a id="p100584"></a>В [графе 2](#p100578) записывается название объекта без указания отдельных видов электрооборудования, а также наименование выработки, в которой расположен объект.
<a id="p100585"></a>В [графе 3](#p100579) указываются общая оценка состояния всего электрооборудования и заземления, величина переходного сопротивления заземления, время отключения сети от искусственной утечки тока на "землю", а также характер неисправностей, наименование и заводской номер электрооборудования, в котором обнаружены неисправности (в том числе и снижение сопротивления изоляции ниже нормы).
<a id="p100586"></a>Журнал хранится у главного энергетика шахты.





<a id="p100587"></a>Приложение N 2
к руководству по безопасности
"Рекомендации по электроснабжению
угольных шахт", утвержденному
приказом Федеральной службы
по экологическому, технологическому
и атомному надзору
от 22 июня 2021 г. N 226

<a id="p100588"></a>**СХЕМА**
**РАСПОЛОЖЕНИЯ ЭЛЕМЕНТОВ ВО ВВОДНОМ УСТРОЙСТВЕ ДО МОМЕНТА**
**СЖАТИЯ УПЛОТНИТЕЛЬНОГО КОЛЬЦА**

<a id="p100589"></a> ![рис. 18](https://i.bukva.ai/qWLg5EHOt/img_17.png) 

<a id="p100590"></a>Рисунок. Схема расположения элементов во вводном устройстве
до момента сжатия уплотнительного кольца: 1 - уплотнительное
кольцо; 2 - кабель; 3 - закрепляющая планка;
4 - уплотняющий фланец; 5 - корпус оболочки

<a id="p100591"></a>Внутренний диаметр уплотнительного кольца (D3) не должен превышать наружный диаметр кабеля (d) более чем на 2 мм (D3 - d <= 2 мм).
<a id="p100592"></a>При наружном диаметре уплотнительного кольца D2, не превышающем 20 мм, внутренний диаметр корпуса оболочки D1 не должен превышать наружный диаметр уплотнительного кольца D2 более чем на 1 мм (D1 - D2 <= 1 мм);
<a id="p100593"></a>при наружном диаметре уплотнительного кольца D<sub>2</sub> от 20 мм до 60 мм внутренний диаметр корпуса оболочки D<sub>1</sub> не должен превышать наружный диаметр уплотнительного кольца D2 более чем на 2 мм (D1 - D2 <= 2 мм);
<a id="p100594"></a>при наружном диаметре уплотнительного кольца D<sub>2</sub>, превышающем 60 мм, внутренний диаметр корпуса оболочки D<sub>1</sub> не должен превышать наружный диаметр уплотнительного кольца D2 более чем на 3 мм (D1 - D2 <= 3 мм).



<a id="p100595"></a>

---