Электроснабжение очистного участка

Для ПУПП1 принимаем подстанцию ТСВП-250/6 номинальной мощностью S_ном = 250 кВ×А > S_тр.1= 185 кВ×А.

Для ПУПП2 принимаем подстанцию ТСВП-400/6 номинальной мощностью S_ном = 400 кВ×А > S_тр.2=271 кВ×А.

 

Характеристики подстанций приведены в таблице 3.2.

Таблица 3.2.

Тип трансформатора	Sном, кВ×А	Uном, В		Iном, А		Uк.з., %	Iх.х.,  %	Потери мощности, Вт
		ВН	НН	ВН	НН			Рк.з.	Рх.х.
ТСВП-400/6	400	6000	690	38,5	335	3,5	3	3700	2180
ТСВП-250/6	250	6000	690	24,1	209	3,5	3,5	2600	1650

 

 

4. Расчет и выбор кабельной сети участка

Длину кабельной сети участка определяем исходя из схемы расстановки машин  и механизмов на плане горных работ с учетом запаса на провис: 5% — для бронированных кабелей, 10% — для гибких кабелей.

Составляем расчетную схему  кабельной сети участка с указанием  принятой подстанции, распределительных  пунктов, потребителей, отрезков кабельной  сети.

Сечение отрезков кабельной сети участка  определяем по длительно допустимой токовой нагрузке с учетом механической прочности из условий:

 

I_доп. ³ I_фак. (4.1)

S_каб. ³ S_min (4.2)

 

где I_доп. — длительно допустимый ток кабеля, А 
I_фак. — фактический ток через кабель, А 
S_каб. — принятое сечение кабеля, мм.кв 
S_min — минимально допустимое сечение кабеля по условию  
            механической прочности, кв.мм

 

Фактический ток через гибкие кабели потребителей равен их номинальному току:

 

I_факт. = I_ном. (4.3)

 

Фактический ток магистральных  кабелей определяем с учетом коэффициента спроса по формуле:

Iфакт. =	SРуст × Кс	(4.4)
	Ö3×Uн×.cos jср

 

где SР_уст — суммарная установленная мощность питаемых кабелем потребителей, Вт

Находим:

Iмк1. =	245000 × 0,64	=162 А
	Ö3×660×0,85
Iмк2. =	445000× 0,53	= 237 А
	Ö3×660×0,87

 

 

Результаты определения сечения  и выбор марки кабеля сводим в  таблицу 3.1.

 

 

 

Таблица 3.1.

Наименование потребителей	Lкаб, м	Iфак, А	Sкаб, мм2		Марка выбранного   кабеля	Iдоп, А
			по Iнагр.	по мех. прочн.
РП1	5,3	162	70	25	КГЭБШ-3х70+1х10+4х4	190
РП2	5,3	237	120	25	КГЭБШ-3х120+1х10+4х4	265
РП3	187	50	6	16	КГЭШ-3х16+1х10+3х4	110
2К52МУ	209	110	16	25	КГЭШ-3х25+1х10+3х4	140
СП87ПМ	44	120	25	16	КГЭШ-3х25+1х10+3х4	140
СНУ51,2	5,5	42	4	16	КГЭШ-3х16+1х10+3х4	110
НУМС-30	44	36	4	16	КГЭШ-3х16+1х10+3х4	110
1ЛП	225	18,5	4	16	КГЭШ-3х16+1х10+3х4	110
ПТК2	12	120	25	16	КГЭШ-3х25+1х10+3х4	140
1ЛТ100	13	2´113	2´25	16	2´КГЭШ-3х25+1х10+3х4	230
ДКН	5,5	50	6	16	КГЭШ-3х16+1х10+3х4	110

 

5. Проверка кабельной  сети по потере напряжения  в нормальном режиме работы

Для нормальной работы потребителей потери напряжения в кабельной сети на должны превышать допустимых, равных

 

DU_доп.=U_тр – 0,95×U_ном (5.1)

 

где U_тр — напряжение х.х. вторичной обмотки трансформатора ПУПП, В

     ×U_ном  — номинальное напряжение потребителей, В

 

DU_доп.=690 – 0,95×660 = 63 В

 

Фактические потери DU_ф  складываются из потерь в трансформаторе DU_тр, потерь в магистральном проводе DU_мк, потерь в кабеле потребителя DU_гк, т.е.

 

DU_ф = DU_тр + DU_мк + DU_гк (5.2)

 

Потери в трансформаторе определяем по формуле:

 

DU_тр = b×(u_a×cos j_cp + u_p×sin j_cp)×U_н / 100 (5.3)

 

где b — коэффициент загрузки 
u_a и u_р — соответственно активная и реактивная составляющие напряжения к.з., %

 

b = S_p / S_н (5.4)

u_a=(Р_кз/ S_н)×100% (5.5)

 (5.6)

 

где S_p — расчетная мощность трансформатора, кВ×А 
S_н — номинальная мощность принятого трансформатора, кВ×А 
Р_кз — потери мощности к.з., Вт 
u_кз — напряжение к.з., %

 

Для ПУПП1:

b = 187 / 250 = 0,75

u_a=(2600/ 250×10³)×100% = 1,04

sin j_cp = sin(arccos 0,85)=0,53

DU_тр1 = 0,75×(1,04×0,87+3,34×0,53)×690 / 100 = 13,8 В

 

Для ПУПП2:

b = 271 / 400 = 0,68

u_a=(3700/ 400×10³)×100% = 0,925

sin j_cp = sin(arccos 0,87)=0,5

 

DU_тр = 0,68×(0,925×0,87+3,38×0,5)××690 / 100 = 11,7 В

 

Потери в кабельной сети определяем по формуле:

 

DU_мк =

×I_ф×L_к× (r₀×cos j_cp + x₀×sin j_cp)× (5.7)

 

где I_ф — фактический ток через кабель, А 
L_к — длина кабеля, км 
r₀ и x₀ — соответственно удельное активное и индуктивное сопротивления кабеля, Ом/км

 

DU_мк1 =

×162 × 0,0053× (0,302 × 0,85 + 0,06 × 0,53) = 0,4 В

DU_мк2 =

×237 × 0,0053× (0,176 × 0,87 + 0,06 × 0,5) = 0,4 В

 

Аналогичные расчеты производим и  для гибких кабелей. Результаты расчетов сводим в таблицу 5.1.

Таблица 5.1.

 

Наименование потребителей	DUтр., В	DUм.к., В	DUг.к., В	SDU, В	DUдоп., В	U на зажимах эл.двигателя, В
РП1	13,8	0,4	—	14,2	—	—
РП2	11,7	0,4	—	12,1	—	—
РП3	13,8	0,4	12,0	26,2	¾	¾
2К52МУ	11,7	0,4	20	32,1	63	657,9
СП87ПМ	11,7	0,4	6	18,1	63	671,9
СНУ51,2	11,7	0,4	0,4	12,5	63	677,5
НУМС-30	11,7	0,4	2,8	14,9	63	675,1
1ЛП	11,7	0,4	10	22,1	63	667,9
ПТК2	11,7	0,4	0,8	12,9	63	677,1
1ЛТ100	13,8	0,4	0,4	14,6	63	675,4
ДКН	13,8	12,4	0,5	26,7	63	663,3

 

Как следует из таблица 5.1. потери напряжения потребителей не  превышают допустимые

 

6. Проверка кабельной  сети по потере напряжения  в пусковом режиме работы

Проверку производим по пуску двигателя  исполнительного органа комбайна 2К52МУ для ПУПП2 как самого мощного и удаленного в группе. Для ПУПП1 проверку производим по пуску привода конвейера 1ЛТ100. Потери напряжения в кабельной сети для пускаемого двигателя не должны превышать допустимых, равных

 

DU_доп.=U_тр – 0,8×U_ном (6.1)

 

где U_тр — напряжение х.х. вторичной обмотки трансформатора ПУПП, В

     ×U_ном  — номинальное напряжение потребителей, В

 

DU_доп.=690 – 0,8×660 = 162 В

 

Допустимые потери напряжения для  остальных потребителей во время  пуска двигателя наиболее мощного потребителя составляют:

 

DU_доп.=U_тр – 0,72×U_ном (6.2)

DU_доп.=690 – 0,72×660 = 214,8 В     

 

Фактические потери DU_ф  складываются из потерь в трансформаторе DU_тр, потерь в магистральном проводе DU_мк, потерь в кабеле потребителя DU_гк, т.е.

 

DU_ф = DU_тр + DU_мк + DU_гк (6.3)

 

Потери в трансформаторе определяем по формуле:

 

DU_тр = (I_тр.п / b×I_тр.нн )× (u_a×cos j_п + u_p×sin j_п)×U_н / 100 (6.4)

 

где b — коэффициент загрузки 
u_a и u_р — соответственно активная и реактивная составляющие напряжения к.з., % 
I_тр.нн — номинальный ток вторичной обмотки трансформатора, А 
I_тр.п — ток, текущий во вторичной обмотке трансформатора при пуске, А 
cos j_п = 0,5 — пусковой коэффициент мощности 

I_тр.п = I_{н. пуск.дв. +} SI_ост.дв. (6.5)

b = S_p / S_н (6.6)

u_a=(Р_кз/ S_н)×100% (6.7)

 (6.8)

 

где S_p — расчетная мощность трансформатора, кВ×А 
S_н — номинальная мощность принятого трансформатора, кВ×А 
Р_кз — потери мощности к.з., Вт 
u_кз — напряжение к.з., % 
I_мк1 — фактический ток магистрального кабеля в нормальном режиме работы, А 
SI_ост.дв. — номинальный ток остальных потребителей, А 
I _{пуск.дв.} — пусковой ток пускаемого двигателя, А

 

 

Для ПУПП1:

I_тр.п = 2×226 + 50 =502 А

b = 187 / 250 = 0,75

u_a=(2600/ 250×10³)×100% = 1,04

sin j_п = sin(arccos 0,5)=0,87

 

DU_тр = (502/0,75×209)×(1,04×0,5+3,34×0,87)×690 / 100 = 76 В

 

Для ПУПП2:

I_тр.п = 720 + 2×60 +4×18,5 + 2×5 + 36 + 2×60 = 1099 А

b = 271 / 400 = 0,68

u_a=(3700/ 400×10³)×100% = 0,925

sin j_п = sin(arccos 0,5)=0,87

 

DU_тр = (1099/0,68×335)×(0,925×0,5+3,38×0,87)×690 / 100 = 113 В

 

Потери в кабельной сети определяем по формуле:

 

DU_мк =

×I_ф×L_к× (r₀×cos j_п + x₀×sin j_п) (6.9)

 

где I_ф — фактический ток через кабель во время пуска, А 
L_к — длина кабеля, км 
r₀ и x₀ — соответственно удельное активное и индуктивное сопротивления кабеля, Ом/км

 

DU_мк1 =

×502 × 0,0053× (0,302 × 0,5 + 0,06 × 0,87) = 1,5 В

DU_мк2 =

×1099 × 0,0053× (0,176 × 0,5 + 0,06 × 0,87) = 1,9 В

 

 

Результаты расчетов сводим в таблицу 6.1.

 

 

 

 

 

 

 

 

Таблица 6.1.

 

Наименование потребителей	DUтр., В	DUм.к., В	DUг.к., В	SDU, В	DUдоп., В	U на зажимах эл.двигателя, В
РП1	76	1,5	—	77,5	—	—
РП2	113	1,9	—	114,9	—	—
РП3	76	1,5	12,0	89,5	¾	¾
2К52МУ	113	1,9	199	313,9	162	376,1
СП87ПМ	113	1,9	6	120,9	214,8	569,1
СНУ51,2	113	1,9	0,4	115,3	214,8	574,7
НУМС-30	113	1,9	2,8	117,7	214,8	572,3
1ЛП	113	1,9	10	124,9	214,8	565,1
ПТК2	113	1,9	0,8	115,7	214,8	574,3
1ЛТ100	76	1,5	1	78,5	162	611,5
ДКН	76	13,5	0,5	90	214,8	600