Logo GenDocs.ru

Поиск по сайту:  

Загрузка...

Ответы к госэкзамену Электроснабжение - файл Шпоргалка - ОТВЕТЫ к госэкзамену.DOC


Ответы к госэкзамену Электроснабжение
скачать (398.1 kb.)

Доступные файлы (1):

Шпоргалка - ОТВЕТЫ к госэкзамену.DOC3159kb.19.10.2005 22:15скачать

содержание

Шпоргалка - ОТВЕТЫ к госэкзамену.DOC

  1   2



1

Государственный экзамен по дисциплине “ Электроснабжение “.


  1. Потребители э/э и их классификация 3

  2. Графики электрических нагрузок и их классификация. 4

  3. Коэффициенты, применяемые для расчёта электрических нагрузок. 5

  4. Основные характеристики графиков электрических нагрузок. 6

  5. Понятие расчётной электрической нагрузки. 7

  6. Оптимальный интервал определения при определении электрических нагрузок. 8

  7. Эффективное число электроприёмников и способы их определения. 9

  8. Определение расчётных электрических нагрузок методом упорядоченных диаграмм. 10

  9. Основные положения расчёта электрических нагрузок. 12

  10. Вспомогательные методы расчёта электрических нагрузок. 13

  11. Основные методы расчёта электрических нагрузок. 14

  12. Методы расчёта электрических нагрузок. 15

  13. Определение расчётных электрических нагрузок методом коэффициента спроса. 16

  14. Расчёт электрических нагрузок по уровням в системе электроснабжения промышленных предприятия. 17

  15. Блок- схема расчёта электрических нагрузок на промышленных предприятиях. 20

  16. Определение расчётных электрических нагрузок методом коэффициента формы. 21

  17. Выбор мощности трансформаторов на подстанциях промышленных предприятий. 22

  18. Выбор числа трансформаторов на цеховых подстанциях промышленных

предприятий. 23

  1. Выбор числа трансформаторов на подстанциях промышленных предприятий с

учётом компенсации реактивной мощности. 25

  1. Экономически целесообразный режим работы трансформаторов в условиях эксплуатации. 26

  2. Определение центра электрических нагрузок на промышленных предприятиях. 28

  3. Схемы электроснабжения промышленных предприятий напряжением до 1000 В. 30

  4. Схемы внешнего электроснабжения промышленных предприятий напряжением выше 1000 В. 32

  5. Схемы внутризаводского электроснабжения промышленных предприятий до

1000 В. 39

  1. Определение средних электрических нагрузок на промышленных предприятиях. 42

  2. Определение расчётных электрических нагрузок по удельной нагрузке на единицу производственной площади. 43

  3. Схемы электроснабжения промышленных предприятий с короткозамыкателями и отделителями. 44

  4. Определение пиковых электрических нагрузок. 47

  5. Перегрузки силовых трансформаторов. 48

  6. Магистральные схемы внутризаводского электроснабжения выше 1000 В. 49

  7. Основы технико-экономических расчётов в энергетике. 50

  8. Потери мощности и электроэнергии в трансформаторах. 51

  9. Виды учёта электроэнергии на промышленных предприятиях. 54

  10. Показатели качества электроэнергии на промышленных предприятиях. 56

  11. Влияние отклонения напряжения в системах электроснабжения на работу электро - приёмников. 58

  12. Регулирование напряжения в электрических сетях промышленных предприятий. 59



2


  1. Технические средства и способы регулирования напряжения в системах электроснабжения промышленных предприятий. 64

  2. Основные положения компенсации реактивной мощности в сетях промышлен- ных предприятий. 68

  3. Способы повышения коэффициента мощности на предприятии. 71

  4. Разновидности коэффициента мощности. 73

  5. Средневзвешенный коэффициент мощности. 74

  6. Выбор необходимой мощности компенсирующих устройств. 75

  7. Определение экономически целесообразного коэффициента реактивной мощности.76

  8. Определение экономически целесообразного значения реактивной мощности на предприятии. 77

  9. Распределение конденсаторных батарей в радиальной сети до 1 кВ на промышленных предприятиях. 78

  10. Выбор средств компенсации реактивной мощности в сетях пром предприятий. 80

  11. Методика выбора средств компенсации при передачи реактивной мощности от нескольких источников в один узел. 82

  12. Схемы включения статических конденсаторов в сеть до и выше 1 кВ. 84

  13. Определение расчётных затрат на компенсацию реактивной мощности статическими конденсаторами. 86

  14. Определение расчётных затрат на компенсацию реактивной мощности синхронными электродвигателями. 87

  15. Распределение конденсаторных батарей в магистральной сети до 1 кВ. 88

  16. Защита электрических сетей до 1 кВ плавкими предохранителями. 89

  17. Защита электрических сетей до 1 кВ автоматическими выключателями. 92

  18. Компенсация реактивной мощности в сетях пром предприятий. 94


Примечание 97

3

1. Потребители электроэнергии и их классификация

^ Все потребители классифицируются: 1) силовые; 2) электротехнические;

3) транспорт; 4) Эл. Освещение.

В свою очередь потребители классифицируются: 1) по роду потребляемой мощности (активная, реактивная); 2) по роду тока ( ~3-ф, ~1-фазный, постоянный); 3) по напряжению ( до 1000В и выше 1000В); 4) по частоте 50 Гц и по нестандартной; 5) по режиму работы (р.р.) ( а) приёмники длительного р.р.- это такие, температура которых не превышает допустимой, при длительной их работе; б) приёмники кратковременного р.р.- это те приёмники, у которых за рабочие периоды температура нагрева не успевает достичь установившегося значения, и за время пауз охлаждается до температуры окружающей среды ( это различного рода задвижки, вспомогательное оборудование металлорежущих станков); в) приёмники повторно- кратковременного р.р.- это такие приёмники, у которых за рабочие периоды t нагрева не успевает достичь установившегося значения, а за время пауз не успевает остыть до t окр. ср. Характеристика этих приёмников задаётся продолжительностью включения (например, ПВ - 40% )(крановые приёмники, сварочные аппараты); 6) по стабильности установки (станок и экскаватор); 7) По надёжности работы приёмники подразделяются: а) приёмники 1-ой категории – приёмники, перерыв в электроснабжении которых связан с расстройством всего технического процесса, массовым браком продукции, значительным народно- хозяйственным ущербом и опасностью для жизни людей. Такие приёмники требуют для своего питания 2 источника питания и допускают перерыв на время автоматического переключения с одного источника на другой (АВР); б) приёмники 2- ой категории- приёмники, перерыв в электроснабжении которых связан с простоем людей и транспорта, массовым недовыпуском продукции. Такие приёмники допускают перерыв на время ручного переключения с одного источника на другой (30 минут). Приёмники 2-ой категории допускают питание от одного источника, но по двум кабелям. В этом случае необходимо иметь резерв по низкой стороне от соседней трансформаторной подстанции; в) приёмники 3-ей категории – приёмники, не входящие в первые две категории, допускают перерыв в питании на время замены повреждённого элемента (не более суток). На предприятиях, занимающихся производством взрывчатых веществ, военно- промышленных компаниях и т.п., количество источников не ограничено; 8) по видам промышленности. Каждая отрасль промышленности отличается потреблением электроэнергии, например, металлургические предприятия характеризуются большими мощностями, значительными пусковыми токами. Химическая промышленность также характеризуется большим потреблением мощности, однако существенная разница заключается в том, что хим. промышленность характерна агрессивностью окружающей среды и это влияет на построение схем электроснабжения. Машиностроительная промышленность характеризуется непостоянством потребляемой мощности, часто с изменением техпроцесса. Это обстоятельство приводит к тому, что схема э/снабжения строится универсальной, т.е. схема электроснабжения не изменяется при изменении тех. процесса (перестановки электрооборудования).


4

2. Графики электрических нагрузок и их классификация.

Основной характеристикой электроприёмника является номинальная мощность. Под ном. мощностью понимают ту мощность, которую приёмник потребляет при номинальных условиях работы (). Под номинальной мощностью электродвигателя понимается мощность, которую двигатель развивает на валу при номинальном напряжении и номинальной частоте. Не следует пользоваться потребля-емой мощностью. Мощность, потребляемую из сети, называют электрической нагрузкой. В зависимости от режима работы приёмника меняется потребляемая мощность. График изменения потребляемой мощности во времени называется графиком электрических нагрузок.
.

Обычно графики нагрузок строятся по показаниям счётчиков. Для этого записываются через час показания счётчика и считают, что в промежутке времени между одним и другим (следующим) замером, потребляемая мощность постоянна Графики нагрузки классифицируются: 1) по роду потребляемой мощности (активная, реактивная); 2) по продолжительности: суточные, сменные, годовые. Наиболее часто применяют график нагрузок за максимально-загруженную смену. Максимально-загруженной сменой называется смена с максимальным выпуском продукции и максимальным расходом электроэнергии; 3) индивидуальные и групповые; 4) по виду производства: промышленное производство, подстанции цехов; 5) по отраслям промышленности(каждая отрасль имеет свой график нагрузок в о.е. или %.

Назначение графиков нагрузки:

1) в условиях эксплуатации (1.1. для определения максимальных нагрузок; 1.2. для определения потребления электроэнергии; 1.3. для планирования внепланово - предупредительных ремонтов; 1.4. для выбора времени пуска и остановки отдельных приёмников); 2) при проектировании ( 2.1. определение расчётных электрических нагрузок; 2.2. для определения потерь мощности в трансформаторе; 2.3. определение кол-ва и мощности трансформаторов цеховых и заводских подстанций; 2.4. для определения сечения проводников; 2.5. для определения необходимой мощности компенсирующих устройств ( ).


5

3. Коэффициенты, применяемые для расчёта электрических нагрузок.

1) Коэффициент использования – характеризует индивидуальные приёмники (; ) и группу приёмников (; ).

; -

2) Коэффициент включения – характеризует индивидуальные приёмники и группу приёмников (определяется по показаниям счётчиков)

для индивид. приёмн. для группы приёмн.

^ 3) Коэффициент максимума – характеризует, в основном, группу приёмников – основной коэффициент для расчёта электрических нагрузок



4) Коэффициент спроса – характеризует группу приёмников. - приводится в справочной литературе. Для группы:

5) Коэффициент разновремённости максимальных нагрузок – учитывает несовпадения максимальных нагрузок отдельных подгрупп приёмников в группе, или применительно к П0Пр несовпадении максимальных нагрузок цехов во времени.

; , где - расчётная нагрузка узла; - расчётная нагрузка приёмника, входящего в данный узел; - определяется в зависимости от места расположения элемента в системе электроснабжения (ступени эс)

= 0,85 ─ 1


6

4. Основные характеристики графиков электрических нагрузок.

1) Средняя мощность ;

2) Максимальная, или расчётная нагрузка – среднее значение нагрузки за некоторый промежуток времени



Pпик - пиковая нагрузка, т.е. максимальная нагрузка за небольшое время 1-2 секунды. Максимальные нагрузки бывают длительные (10 – 60 минут) и кратковременные (1 – 2 секунды) – пиковые. Максимально- длительные нагрузки служат для выбора всех элементов с максимальной электрической стойкостью по нагреву. Пиковые нагрузки необходимы для расчёта релейной защиты и автоматики.

В дальнейших расчётах будем пользоваться максимальной расчётной нагрузкой за интервал времени, равный 30 минут

^ 3) Средняя квадратичная мощность – такая мощность которая эквивалентна действующей изменяющейся нагрузке по нагреву. Eё ещё называют действующей или эффективным значением нагрузки

5
7
. Понятие расчётной электрической нагрузки.

^ Расчётной нагрузкой называют максимальную длительно- неизменную во времени нагрузку,

которая примерно равна действительно изменяющейся нагрузке по наиболее тяжелому тепловому воздействию: 1) максимальной температуре нагрева проводника Pp1

Правильно было бы принять наибольшую из этих нагрузок, однако, пользуются Pp1, т.к. заводы, изготавливающие изолированные провода и кабели не предоставляют данные по тепловому износу изоляции.

6
8
. Оптимальный интервал усреднения при определении электрических нагрузок.

Расчётные нагрузки определяются за определённый интервал времени. Этот интервал времени не должен быть очень малым, т.к. проводник не успеет нагреться за это время до установившейся температуры. Этот интервал не должен быть и очень большим, т.к. внутри этого интервала может быть интервал меньшей продолжительности, но с гораздо большей нагрузкой и за этот второй интервал проводник нагреется до гораздо большей температуры, нежели, чем за весь интервал в целом, т.е. это какой-то оптимальный интервал основного усреднения, основными условиями, которого являются:

^ 1) за этот интервал времени происходит характерный нагрев проводника до установившейся температуры t. 2) нагрев проводника до установившейся температуры происходит в конце 4- го интервала усреднения. 3) нагрев проводника за этот интервал пропорционален величине средней мощности. 4) влияние нагрева предшествующем рабочему, должен быть минимальным.


нагрузку надо брать интервалами, пропорциональными средней мощности. Оптимальный интервал усреднения определяется: , где - постоянная нагрева проводника, берётся в справочной литературе. При расчёте нагрузок за оптимальный интервал усреднения принимается 30 минут , т.е. =10 минут. Это справедливо для небольших элементов электроснабжения, проводников и кабелей малых и средних сечений, поэтому ≠ 10 минут, то необходимо производить пересчёт расчётной нагрузки по максимально- большой продолжительности по специальной методике.


7
9
. Эффективное число электроприёмников и способы их определения.
Эффективным числом электроприёмников или приведённым числом приёмников называют такое число приёмников, одинаковых по режиму работы, которое вызывает такую же величину расчётной нагрузки, что и действительное число приёмников, различных по режиму работы и по номинальной мощности

,

где nдействительное число приёмников; nэ – эффективное число приёмников; Эта формула применяется при числе n не более 4 или 5, т.к. становятся сложными вычисления и приходится прибегать к помощи ЭВМ. При числе приёмников больше 4, 5, используется упрощенный способ нахождения:

1) ; nэ = n; ; при определении m, можно отбросить приёмники, номинальная мощность которых не превышает 5% суммарной мощности узла, их совсем отбрасывают. 2) , , . Если , определяемое по этой формуле окажется больше n действительного, то принимается

3) m>3; ; определяется по кривым или по таблице в относительных единицах.




; ; - количество приёмников в группе, номинальная мощность которых равна половине, или больше половины мощности наибольшего приёмника в группе, т.е.:

, где - номинальная мощность n- первых приёмников.

Например, даны приёмники мощностью 5, 10, 100 и 70 кВт. Берём самое большое число, делим его пополам (100/2=50), и выбираем ближайшее к полученному числу 50, значение мощности приёмника, т.е. значения 100 и 70.
8
10
. Определение расчётных электрических нагрузок методом упорядоченных диаграмм.


Если расположить график нагрузки по убывающей от максимальной нагрузки, то, получаем график нагрузки по продолжительности. Этот график ещё называют упорядоченной диаграммой. Если имеем группу приёмников, то для них можем построить серию упорядоченных диаграмм. Если упорядоченную диаграмму перестроить, отложив по оси абсцисс мощность, а по оси ординат относительную продолжительность той, или иной нагрузки (вероятность), то получим интегральную кривую нормального распределения.





Если для группы приёмников постро- ить серию упорядоченных диаграмм с различным коэффициентом, в результате можно построить семейство кривых в зависимости от расчётного коэффициента максимума от эффективного числа приёмников и коэффициента использования.


- это и есть связь этого метода с элементами теории вероятности. Этот метод справедлив при

; ; , где - в справочной литературе; - исходные данные. При расчёте нагрузок, используется , который задаётся в справочнике и в исходных данных на проект. ; - это коэффициент максимума для реактивной мощности, определяется из таблицы


11





















1,1

1,0

1,1

1,0

;

Особенности расчётов: 1) при числе приёмников до 3 ():

,. Если Со неизвестен, то можно принять: а) для длительного режима работы Со=0,8 (tgφ=0,75); б) для повторно- кратковременного режима работы Со=0,75 (tgφ=0,87); 2) при или , то ; ; . 3) приёмники с постоянным графиком нагрузки ( насосы, вентиляторы, печи, сопротивления, преобразователи, сблокированные транспортёры). Группа Б: ; ; - для этих приёмников ; , , где - коэффициент заполнения графика нагрузки. 4) Если в расчётах окажется, что , то принимаем , и считают на общих основаниях. 5) Если в узле нагрузки есть приёмники с переменным графиком нагрузки ( группа А ) и с постоянным графиком ( группа Б ), то расчёты нагрузки определяются в зависимости от соотношения приёмников групп А и Б: , где - мощность приёмников группы А; - мощность приёмников группы Б.

5.1) Если приёмники группы Б составляют или больше >=75% мощности узла, то расчётные нагрузки определяются по группе Б ; . 5.2)Если мощность приёмников группы Б составляет от 25 до 75%, то расчёт нагрузок по узлу определяется отдельно по графику А и по графику Б ; ; . 5.3) Если приёмников группы Б менее 25%, мощности узла, то расчётная нагрузка определяется по группе А. ; ; . 6) Если интервал усреднения отличается от 30 минут, т.е. минут, то расчётная нагрузку, определяемую по этому методу, надо пересчитать на максимально большей продолжительности, для чего надо определить расчётный коэффициент максимума , где - коэффициент максимума для 30 минут; - фактический коэффициент усреднения; , - фактический интервал усреднения; (, минут); - приводится в справочной литературе, если больше 30 минут, нужен пересчёт

9
12
.
Основные положения расчёта электрических нагрузок.

Первым этапом при проектировании систем электроснабжения, является правильное определение ожидаемых электрических нагрузок, или так, называемых расчётных нагрузок. От правильного определения расчётных нагрузок, зависит выбор сечения токоведущих частей (проводов, кабелей, шинопроводов), количества и мощности трансформаторов и остальных элементов системы электроснабжения. Электрическая нагрузка определяется с перспективой роста промышленного производства на ближайшие 8 – 10 лет. Основным параметром для определения нагрузки, является номинальная (установленная) мощность приёмников. Эта мощность должна быть для длительного режима работы 3-х фазного потребителя. Если встречаются приёмники с кратковременным режимом работы (задвижки), то они как правило в расчётных нагрузках не учитываются ( за исключением спецзадания ). Если приёмники рассчитаны на повторно- кратковременный режим работы, для которых задаётся в паспорте продолжительность включения в [ % ] ( ПВ=40%), то их номинальная мощность приводится к длительному режиму работы, т.е. к ПВ=100%., где - мощность при длительном режиме работы; - паспортная номинальная мощность; - продолжительность включения (паспортная). (Например, = 5 кВт; ПВ=40%=0,4 о.е.; ). Если имеются однофазные приёмники, то их номинальные мощности приводятся к эквивалентным 3-х фазным мощностям , но при условии, что нагрев от этой эквивалентной 3-х фазной мощности должен быть таким же, как и однофазной нагрузки.


1
13
0. Вспомогательные методы расчёта электрических нагрузок.

10.1 Определение расчётной электрической нагрузки по удельным нагрузкам на единицу выпускаемой продукции. Для приёмников характерны практически постоянные графики нагрузки, это такие, как насосы, вентиляторы, печи сопротивления, преобразовательные агрегаты, сблокированные транспортёры и т.д., характеризующиеся постоянством выпускаемой продукции за интервал времени. Расчётная нагрузка может быть определена:; - количество выпущенной продукции за интервал времени Т; - удельный расход электроэнергии на единицу продукции [кВт·ч/ед]. Основная трудность заключается в определении .

10.2 Определение расчётных электрических нагрузок по удельной нагрузке на единицу производственной площади: ; ; . Метод применяется при равномерном расположении приёмников или электрооборудования на производственной площади ( электро-сборочные цеха метало- обрабатывающих предприятий, текстильная промышленность. Кроме того, этот метод применяется для определения расчётных нагрузок осветительных приёмников.


^ 10.3 Определение расчётных электрических нагрузок методом технологического графика.

Метод применяется при автоматизированном производстве при наличии графика нагрузки, или, если его нет, то его можно спрогнозировать при заданном интервале осреднения. ; - берут наибольшую из этих мощностей.





1
14
1.
Основные методы расчёта электрических нагрузок.

11.1 Метод коэффициента спроса. ; ; , где - из параметров потребителей; - из справочной литературы, причём точность его, а следовательно, точность метода повышается с увеличением числа приёмников. Поэтому этот метод применяется для ориентировочных расчётов при большом количестве приёмников. На стадии контрольных работ и дипломного проектирования применяется для определения расчётных нагрузок цехов промышленных предприятий.

11.2 Определение и методом коэффициента формы; ; - средневзвешенное значение. Метод применяется при наличии графика нагрузки. определяется расчётным путём; ; - среднеквадратичное значение. Метод используется для расчётов приёмников работающих: 1) в кратковременном и повторно- кратковременном режиме; 2) при времени цикла , где - постоянная нагрева проводника. Практически этот метод применим для расчёта магнитных нагрузок внутри цеховой системы электроснабжения ( РП, ШРА, ШМА, шины 0,4 кВ цеховых ТП).

11.3 Определение пиковых электрических нагрузок ( эл. нагрузки за время, равное 1-2 секунды). ; - расчётный ток группы двигателей; - групповой коэффициент использования; - номинальный ток наибольший по мощности двигателя в группе. . Пиковый момент равен пусковому для одного приёмника, двигателя. Если пиковые моменты неизвестны, то можно принять: 1) для двигателей с короткозамкнутым ротором ; 2) для двигателей с фазным ротором и двигателей постоянного тока ; 3) для сварочных аппаратов .


1
15
2.
Методы расчёта электрических нагрузок.

Расчёт электрических нагрузок обычно начинают со схемы электроснабжения. Расчёт ведут снизу вверх. В начале определяют расчётные нагрузки отдельных приёмников силовых пунктов, распределительных шинопроводов (ШРА, ШМА, на шинах низкого напряжения 0,4кВ). Затем, потери мощности цеховых подстанций, определяем расчётные нагрузки линий выше 1000 В, отходящих к цеховым подстанциям шин ГПП или ГРП. Суммируя все нагрузки на шинах ГПП или ГРП, получают суммарную нагрузку предприятия на станции 6-10 кВ. Добавив потери мощности в трансформаторах ГПП, если они есть, получаем ток нагрузки на высшем напряжении 35-220 кВ. Расчётные нагрузки определяются: 1) , ; 2) ; ; ; - среднеквадратичное отклонение расчётной нагрузки от средней. Кроме того все методы расчёта делятся на основные ( 1) Метод коэффициента спроса. 2) Метод коэффициента формы 3) Метод коэффициента использования. смотри билет 11) и вспомогательные ( методы определения расчётной нагрузки: 1)по удельным нагрузкам на единицу выпускаемой продукции; 2) по удельной нагрузке на единицу производственной площади; 3) методом технологического графика.( смотри раздел 10).


1
16
3. Определение расчётных электрических нагрузок методом коэффициента спроса.

1 Метод коэффициента спроса. ; ; , где - из параметров потребителей; - из справочной литературы, причём точность его, а следовательно, точность метода повышается с увеличением числа приёмников. Поэтому этот метод применяется для ориентировочных расчётов при большом количестве приёмников. На стадии контрольных работ и дипломного проектирования применяется для определения расчётных нагрузок цехов промышленных предприятий.


1
17
4. Расчёт электрических нагрузок по уровням в системе электроснабжения промышленных предприятий.
Расчётные и средние нагрузки определяются по методу упорядоченных диаграмм применяются для выбора электрических схем электрических сетей, токоведущих частей цеховых и заводских трансформаторов, причём цеховые трансформаторы выбираются по средней мощности, трансформаторы ГПП (главной понизительной подстанции) по расчётной.

Исследования нагрузки показывают, что фактические нагрузки отличаются от расчётных, и необходимо вводить корректирующий коэффициент. Для этой цели на промышленном предприятии выделяют 6 уровней различных по характеру электропотребления и по способу расчёта электрических нагрузок.

^ 1 уровень: Это линии электрической сети, связывающие с распределительными пунктами (РП), т.е. нагрузки отдельных электрических приёмников.

2 уровень: линии электрической сети до 1000 В, обеспечивающие связь РП с цеховыми подстанциями, а также магистральные шинопроводы, если они есть.

^ Внизу схемы расположены РП 1-го уровня, сверху – РП 2-го уровня.

3 уровень: шины 0,4 кВ цеховых трансформаторных подстанций.

4 уровень: шины РП в 10 кВ, если они есть, и линии, проходящие к ним, т.е. высоковольтные потребители.

В случае отсутствия РП 6-10 кВ на промышленном предприятии, 4-ый и 5-ый уровни идентичны.

^ 5 уровень: шины низкого напряжения ГПП или ГРП (главный распределительный пункт) или районной подстанции, если предприятие питается от этой подстанции.

6 уровень: границы раздела балансовой принадлежности питающих сетей и промышленных предприятий (энергосистемы). Обычно это линии с высокой стороны с трансформатором ГПП. Типовая схема подстанции представлена ниже (см. Рисунок 1).

^ Расчётная часть состоит из нескольких этапов:

1) ; ; .

2) ; ; ,

; и ; ;

3) ;

, где:

λ - корректирующий коэффициент по исходным данным норм технологического проектирования предприятия – это нормы, учитывающие избыточность технологического оборудования и его единичных мощностей по отношению к числу и мощности оборудования, необходимого для предусмотренного планового выпуска продукции. λ=1 (λ=Kк). При отсутствии данных для определения λ, корректирующий коэффициент можно принять по экспериментальным данным, или взять из справочника.

^ С
18
уммарная нагрузка на шинах подстанций для
III уровня равна средней мощности и по ней выбирается мощность цеховых подстанций.

4) ; , где

n – количество отходящих линий от шины РП с высоковольтной нагрузкой, или количество высоковольтных двигателей, питающихся от шин РП.

m – число цеховых трансформаторных подстанций.

5) ; (в настоящее время считается таким образом), где - экономически целесообразная мощность, которая может быть передана из энергосистемы промышленному предприятию в часы её максимальных нагрузок. определяется расчётным путём энергосистемы для каждого промышленного предприятия, если же эта величина неизвестна, то её определяют расчётным путём, но уже на предприятии, на 4-ом уровне. , где - экономически целесообразный коэффициент реактивной мощности – определяется расчётным путём (системный расчёт реактивной мощности).

- эмпирическая формула.

6) ;


19

1
20
5. Блок- схема расчёта электрических нагрузок на промышленном предприятии.



Задачи расчёта: 1) рассчитать нагрузку цеха, выбрать количество и мощность трансформаторов; 2) сколько приёмников группы А и Б, определить количество приёмников в узлах; 3) Определить количество приёмников с переменным графиком P и

Q -? методом упорядоченнных диаграмм; 4) обычная задача приёмников гр. А, но nэ < 4. P и Q - ?


1
21
6. Определение расчётных электрических нагрузок методом коэффициента формы.

Определение и методом коэффициента формы; ; - средневзвешенное значение. Метод применяется при наличии графика нагрузки. определяется расчётным путём; ; - среднеквадратичное значение. Метод используется для расчётов приёмников работающих: 1) в кратковременном и повторно- кратковременном режиме; 2) при времени цикла , где - постоянная нагрева проводника. Практически этот метод применим для расчёта магнитных нагрузок внутри цеховой системы электроснабжения (РП, ШРА, ШМА, шины 0,4 кВ цеховых ТП).

1
22
7. Выбор мощности трансформаторов на подстанциях промышленных предприятий.

Мощность трансформаторов выбирается из следующих условий: 1) однотипность трансформаторов на цеховых подстанциях. На промышленном предприятии должно быть не более 2-х – 3- х типов трансформаторов. Это связано с удобством эксплуатации, а также с содержанием складских площадей ; 2) удельная нагрузка на единицу производственной площади . При удельной нагрузке, не превышающей 0,2 – 1000 ква; от 0,2 до 0,3 - 1600ква; 0,3 и выше - 2500 ква. 3) по устойчивости низковольтной коммутационной аппаратуры к токам короткого замыкания. Коммутационная аппаратура до 1000 В устойчива к токам к. з. за трансформатором мощностью не выше 1000 ква. Однако в последнее время выпускают автоматические выключатели АВ ‘Электрон’, а также типа ВА, устойчивые к токам короткого замыкания за трансформаторами мощностью 1600, 2500 ква (=4000 А); 4) В тех случаях, когда предъявляются особые требования к качеству напряжения, а именно к колебаниям напряжения, необходимо повышать мощность трансформаторов для повышения качества напряжения. 5) При несимметричной нагрузке, трансформатор выбирают по наиболее загруженной фазе, в то время, как две оставшиеся фазы остаются временно недогруженными, необходимо перегружать трансформаторы для равномерного их износа. При выборе числа и мощности цеховых трансформаторов пользуются следующими условиями: 1) определяется число трансформаторов на цеховой подстанции, исходя из требуемой степени надёжности потребителей; 2) зная расчётные нагрузки, намечаются варианты мощности трансформаторов на подстанции с учётом коэффициента загрузки в нормальном и аварийном режимах; 3) определяется экономически целесообразный режим их работы в условиях эксплуатации, т.е. работа их с минимальными потерями мощности; 4) При определении места их установок необходимо учитывать строительную часть, т.е. камеру под трансформатор требуется готовить под последующую номинальную мощность.

1
23
8.
Выбор числа трансформаторов на цеховых подстанциях промышленных предприятий.

^ Количество трансформаторов на промышленной подстанции выбирается из следующих условий: 1) Категорийность потребителей Приёмники 3-ей категории питаются от однотрансформаторной подстанции. Приёмники 2-ой категории питаются от двухтрансформаторной подстанции, однако это зависит от процента потребителей 2-ой категории.

в общей нагрузке цеха, а также от сменности работы оборудования. При большом проценте потребителей 2- ой категории, 3-х сменной работе для питания применяют 2-х трансформаторные подстанции. В остальных случаях потребители 2 –ой категории питаются от однотрансформаторных подстанций с резервом по низкой стороне. Резервные перемычки должны пропускать не менее 25-30% мощности трансформаторной подстанции. Приёмники 1-ой категории питаются всегда от двухтрансформаторной подстанции. 2) Неравномерность графика нагрузки. В этих случаях на подстанции ставят несколько трансформаторов, чтобы в случае минимальных нагрузок отключить часть их, чтобы понизить потери мощности и энергии в самих трансформаторах, а также в питающей и распределительной сети. Применение в промышленных цехах подстанций с числом трансформаторов больше двух экономически всегда не оправдывается, если есть такая необходимость, то, предварительно необходимо сделать технико-экономический расчёт. На 2-х трансформаторных цеховых подстанциях в нормальном режиме. Коэффициент загрузки должен быть: на подстанции потребителей: 1) 2-ой и 3- ей категории без резервирования (для однотрансформаторных подстанций с взаимным резервом ) 2) 1-ой категории . В аварийном режиме на этих же подстанциях не должен превышать 1,4. Если , необходимо применять меры к отключению части потребителей 3-ей категории. На однотрансформаторных подстанциях в нормальном режиме может быть близок к 1, если нет резерва по низкой стороне. В аварийном режиме может достигать 1,4. На общезаводских подстанциях ГПП количество трансформаторов не больше 2-х. С расчётом, что один оставшийся в работе, обеспечит основную нагрузку завода с учётом его перегрузки на 40 %. На районных подстанциях число питающих трансформаторов почти всегда больше 2-х. Это связано с тем, что от них питается несколько крупных промышленных предприятий, нужна большая трансформаторная мощность, а готовить и особенно транспортировать трансформаторы большой мощности очень сложно. Таким образом, в цехах промышленных предприятий применяются трансформаторные подстанции обычные или комплектные (КТП) с одним или двумя трансформаторами, причём трансформаторы работают раздельно, т.к. при этом есть свои преимущества: 1) меньше токи короткого замыкания; 2) удобство в эксплуатации. Однако, в последнее время, в связи с ростом единичной мощности, появилась необходимость в параллельной работе трансформаторов на подстанциях: 1)при питании ударных (резко переменных) нагрузок (прокатные станы, сварка); 2) Автоматическое включение резерва (АВР) на низкой стороне, не обеспечивается необходимого быстродействия при восстановлении питания на секциях, с точки зрения самозапуска электродвигателей.


24






^ Условия включения трансформаторов на параллельную работу: 1) одинаковая группа

соединения обмоток трансформаторов; 2) соотношение мощностей не более 1:3; 3) коэффициент трансформации не должен отличаться более чем на 0,5 %; 4) не должно отличаться на 10 %; 5) фазирование трансформаторов.

1
25
9. Выбор числа трансформаторов на подстанциях промышленных предприятий с учётом компенсации реактивной мощности.
При выбранной единичной мощности цеховых трансформаторов число их в целом по предприятию зависит от степени компенсации реактивной мощности в сетях напряжением до 1 кВ и допустимых перегрузок в нормальных и возможных послеаварийных режимах.

^ Число трансформаторов при практически полной компенсации реактивной мощности в сети напряжением до 1 кВ (Nmin) и при от­сутствии компенсации

в сети напряжением до 1 кВ (Nmax) определя­ется следующим образом:



^ Полученные по (1) величины Nmin, Nmax должны быть округ­лены до ближайшего большего целого числа.

Число трансформаторов при принятой единичной мощности вы­бирается с учетом их взаимного резервирования и при разной степе­ни компенсации реактивной мощности в сети низкого напряжения таким образом, чтобы при выходе из работы одного соседние транс­форматоры восприняли бы на себя всю нагрузку отказавшего с уче­том допустимой перегрузки в послеаварийном режиме и возможно­го временного частичного отключения потребителей третьей кате­гории.

^ При окончательном выборе числа цеховых трансформаторов в целом по заводу принимаются во внимание также следующие тре­бования:

необходимость обеспечения требований к надежности электро­снабжения;

длина кабельных линий напряжением до 1 кВ не должна превы­шать 200 м;

учет взаимного расположения трансформаторов и питающих ли­ний напряжением 6... 10 кВ на генплане предприятия.

Обычно в качестве одного из возможных вариантов числа цехо­вых трансформаторов принимается вариант с минимальным чис­лом трансформаторов или вариант с минимальным числом транс­форматоров плюс один-два трансформатора, т. е. NT = Nmin + (1...2).

Если в качестве источника реактивной мощности используются синхронные двигатели, располагаемая реактивная мощность кото­рых достаточна по условию обеспечения требований питающей энер­госистемы по балансу реактивных нагрузок, то возможно принятие варианта с максимальным числом трансформаторов, т. е. NT = Nmax.

2
26
0. Экономически целесообразный режим работы трансформаторов в условиях эксплуатации.

- такой режим, при котором трансформаторы работают с минимальными потерями. При заданном графике нагрузок, минимальных потерь мощности можно достичь за счёт изменения количества работающих трансформаторов. ; . При технико-экономическом сравнении вариантов, определение минимума потерь пользуются необычными потерями трансформатора , а приведёнными, т.е. с потерями, в которых учитываются не только потери в самом трансформаторе, а и во всех элементах сети между источником питания и трансформатором (линии, кабели, реакторы).

; ; - коэффициент повышения, или изменения потерь. ; - паспортное значение;

; ;

= (переток потерь активной и реактивной мощности);

; ;

Меняя количество работающих трансформаторов, можно изменять и приведённые потери мощности в них.

^ Имеется 3 варианта включения трансформаторов;

Для них построим график приведённых потерь к (мощности трансформатора) текущей нагрузке. .

П
27
ри нагрузке
S, меньшей , чем , целесообразно работать на одном трансформаторе. При - применяется два трансформатора; при - применяется 3 трансформатора.

; примем, ; ; ; ; ; Для одного трансформатора: ; Для двух рабочих трансформаторов: ; Для трёх рабочих трансформаторов: после упрощения, получим: ; Для n- рабочих трансформаторов: ; ; из последних уравнений, можно определить S, при которой можно перейти с (n-1) трансформаторов на n трансформаторов.

; .

2
28
1. Определение центра электрических нагрузок на промышленных предприятиях.

При проектировании систем электроснабжения, цеховые трансформаторы, а также трансформаторы ГПП ( главных подразделительных подстанций), стараются разместить на плане завода таким образом, чтобы потери мощности и энергии в распределительных сетях были минимальны, а также был не высок расход цветного металла. Для этого трансформаторную подстанцию , особенно ГПП стараются поместить в центр электрических нагрузок. Для нахождения центра, необходимо построить картограмму нагрузок. Для этого на план завода или цеха наносится прямоугольная схема координат x,y, а также окружности, площади которых в выбранном масштабе соответствуют расчётным нагрузкам цехов . ; Центр нагрузки цеха совпадает с центром тяжести фигуры цеха. Считается, что нагрузка равномерно распределена по площадям. Картограмма нагрузок в основном строится для активной нагрузки - , однако в некоторых случаях при наличии некоторого источника активной мощности и для реактивной нагрузки. - расчётная нагрузка цеха; - расчётная нагрузка освещения; * - центр электрических нагрузок. Координаты центра: ; . Для того, чтобы учесть влияние сменности работы на продолжение центра электрических нагрузок, необходимо числитель и знаменатель умножить на ( у каждого своё): ; . При практических расчётах редко удаётся поставить ГПП в расчётный центр электрических нагрузок из –за сложности подземных и наземных коммуникаций. Поэтому пункт приёма электроэнергии на заводе или ГПП смещают от ЦЭН в сторону источника питания. В реальных условиях эксплуатации, координаты ЦЭН изменяются по следующим причинам: 1) в связи с изменением электрической нагрузки по технологии; 2) модернизация и расширение производства; 3) изменения сменности цехов.

^ Н
29
а положение ЦЭН влияет ряд факторов
, или величин, случайных по своей природе, т.к. положение ЦЭН носит случайный характер и изменение его подчиняется нормальному закону распределения вероятностей случайной величины. При большом количестве аргументов и испытаний, положение ЦЭН по эллипсу. Установка ГПП в каждой точке эллипса равномерна. Центры нагрузок цехов определяются редко, если да, то по расчётной нагрузке отдельных крупных приёмников и отделений цеха. ЦЭН цеха так же изменяется во времени и также по эллипсу. Учитывая, что ЦЭН завода зависит от центра нагрузки цехов при суммировании для центра нагрузок завода фигура изменения ЦЭН завода меняется вплоть до окружности, если на заводе имеется высоковольтный выключатель потребителей, то их так же учитывают при построении картограммы. В том цехе, где есть напряжение в нагрузке строится окружность, площадь, которой равна расчётной нагрузке высоковольтных потребителей. А центр окружности произвольно смещается от центра нагрузки потребителей 0,4 кВ. Картограмма строится для нагрузок до 1000 В.


2
30
2. Схемы электроснабжения промышленных предприятий напряжением до 1000 В.

При построении схем электроснабжения до 1000В, необходимо учитывать следующие факторы: 1) классификация помещения по окружающей среде, возгораемости; 2) надёжность схемы электроснабжения; 3) технико-экономические показатели; 4) универсальность и гибкость; 5) удобство в эксплуатации; 6) индустриальные методы монтажа; 7)качество электроэнергии; 8) безопасность обслуживания.

Различают следующие виды схем электроснабжения:


1) Радиальная. Достоинства: 1.1 высокая надёжность; 1.2 гибкость и удобство в эксплуатации; 1.3 возможность автоматизации. Недостатки: 1.1 высокая стоимость 1.2 дополнительные затраты на сооружение щита низкого напряжения 1.3 не универсальность радиальной сети, т.е. при перестановке оборудования, изменяется конфигурация сети.

2) Магистральная.

Достоинства: 2.1 меньшая стоимость распределительной сети; 2.2 в виду небольшого сопротивления, меньшие потери мощности; 2.3 универсальность; 2.4 большая перегрузочная способность. Недостатки: 2.1 низкая надёжность; 2.2 при малом сопротивлении, большие токи короткого замыкания, сложная коммутационная аппаратура, обычно магистральные сети выполняются комплектными токопроводами закрытого типа, помещённые в специальные короба. ШМА – шинопровод магистральный; ШРА – шинопровод распределительный, алюминиевый


3) Смешанная. – сочетает достоинства и недостатки магистральной и радиальной схем.


31


4) Модульная. – представляют собой те же магистральные схемы, только с применением распределительных коробок. Распределительные коробки размещаются в полу, на стене, на специальных металлических конструкциях на три присоединения. Окружающая среда должна быть нормальной.

Достоинства: сети хороши в эстетическом отношении. Применяются для приёмников небольшой мощности, в сборочных цехах машиностроительных предприятий, в текстильной промышленности. По сравнению с РП, они оправдывают себя по стоимости.



2
32
3. Схемы внешнего электроснабжения промышленных предприятий напряжением выше 1000 В.




33




^ Упрощенная схема с отделителями и короткозамыкателями.

Недостатком этой схемы является плохая надёжность работы контактов КЗ и ОД в условиях гололёда. Кроме того, при небольшом расстоянии от ГПП до подстанции энергосистемы, токи однофазного короткого замыкания велики и выключатели В-1 и В-2 не справляются с поставленной задачей,. т.е. не проходят по коммутационной способности. Поэтому во всех случаях при расположении ГПП от подстанции энергосистемы на расстоянии менее 10 км., необходима проверка выключателей В-1 и В-2 по предельной коммутационной способности. В случае несоответствия, установка короткозамыкателя запрещается, и тогда управление В-1 и В-2 осуществляется по сигналам, проходящим по контрольным кабелям. Короткозамыкатель срабатывает либо от дифференциальной защиты, либо от газовой, т.е. от повреждений в трансформаторе (в витках). В сетях с изолированной нейтралью, короткозамыкатели делаются двух- полюсными. Сети с напряжением 110 кВ и выше работают с глухо заземлённой нейтралью, при этом короткозамыкатели используются однополюсные.




^ Г-1 и Г-2 – генераторы собственной ТЭС. Схема электроснабжения при одновременном питании от системы и генератора собственной ТЭС на генераторном напряжении.

34


35


36



37


Е
38
сли промышленное предприятие имеет неравномерный график нагрузки, то для минимальных потерь, мощности, возможно отключение одного из трансформаторов в часы минимальных нагрузок. Для этого с высокой стороны трансформатора ГПП применяется схема моста:



2
39
4. Схемы внутризаводского электроснабжения промышленных предприятий до 1000 В.

При построении схем электроснабжения до 1000В, необходимо учитывать следующие факторы: 1) классификация помещения по окружающей среде, возгораемости; 2) надёжность схемы электроснабжения; 3) технико-экономические показатели; 4) универсальность и гибкость; 5) удобство в эксплуатации; 6) индустриальные методы монтажа; 7)качество электроэнергии; 8) безопасность обслуживания.

Различают следующие виды схем электроснабжения:


1) Радиальная. Достоинства: 1.1 высокая надёжность; 1.2 гибкость и удобство в эксплуатации; 1.3 возможность автоматизации. Недостатки: 1.1 высокая стоимость 1.2 дополнительные затраты на сооружение щита низкого напряжения 1.3 не универсальность радиальной сети, т.е. при перестановке оборудования, изменяется конфигурация сети.

2) Магистральная.

Достоинства: 2.1 меньшая стоимость распределительной сети; 2.2 в виду небольшого сопротивления, меньшие потери мощности; 2.3 универсальность; 2.4 большая перегрузочная способность. Недостатки: 2.1 низкая надёжность; 2.2 при малом сопротивлении, большие токи короткого замыкания, сложная коммутационная аппаратура, обычно магистральные сети выполняются комплектными токопроводами закрытого типа, помещённые в специальные короба. ШМА – шинопровод магистральный; ШРА – шинопровод распределительный, алюминиевый



ШРА устанавливается непосредственно у электроприёмников, на стенах, колоннах, в подвесках, стояках. Отпаечные коробки через 80 - 100 см, в качестве коммутационной аппаратуры применяются рубильники с предохранителями, в последнее время, автоматические выключатели. Бывают ШРА одностороннего обслуживания и двустороннего. Выпускаются они на токи 250, 400, 630 А. В последнее время применяются штепсельные распределительные шинопроводы на 100 А (для небольшого производственного освещения). ШМА отпаечные коробки для присоединения ШРА и крупных силовых приёмников через 2-3 метра.

^ Б
40
ывают отпаечные коробки для глухового присоединения
. На новых ШМА устанавливается коммутационная аппаратура, автоматические выключатели. Прокладываются ШМА в основном по крановым балкам, а управление аппаратами осуществляется с помощью штанги. От ШРА питаются приёмники мощностью указанной в паспорте линейного автомата (47-50 кВт).

^ Подводка к приёмникам осуществляется от ШРА 4-х жильным проводом, проложенным в стальных тонкостенных трубах, диаметр которых определяется специальным расчётом.

Стальные трубы закладываются в бетонном полу, непосредственно у приёмников устанавливается магнитный пускатель. От магнитного пускателя к двигателю, тем же проводом, в специальном металлическом шланге.



Сечение 4-ой шины должно быть не меньше 50 % от сечения основной шины (фазной). Крупные приёмники (более 50 кВт) питаются либо от ШМА, либо, если есть щит низкого напряжения на подстанции, непосредственно со щита. ШРА прокладываются по стенке, но это не экономно.
3) Смешанная. – сочетает достоинства и недостатки магистральной и радиальной схем.





4) Модульная. – представляют собой те же магистральные схемы, только с применением распределительных коробок. Распределительные коробки размещаются в полу, на стене, на с
41
пециальных металлических конструкциях на три присоединения. Окружающая среда должна быть нормальной.


Достоинства: сети хороши в эстетическом отношении. Применяются для приёмников небольшой мощности, в сборочных цехах машиностроительных предприятий, в текстильной промышленности. По сравнению с РП, они оправдывают себя по стоимости.



производительность труда, поэтому рабочее освещение питается от отдельной линии через свой коммутационный аппарат с зажимов питающего трансформатора.


2
42
5. Определение средних электрических нагрузок на промышленном предприятии.

РСМ, QСМ – средняя активная и реактивная мощности за смену.

; ; - средневзвешенное значение – берётся из справочника; КИА и КИР – коэффициент использования активной и



2
43
6. Определение расчётных электрических нагрузок по удельной нагрузке на единицу производственной площади.

; ; . Метод применяется при равномерном расположении приёмников или электрооборудования на производственной площади ( электро-сборочные цеха метало- обрабатывающих предприятий, текстильная промышленность. Кроме того, этот метод применяется для определения расчётных нагрузок осветительных приёмников.

2
44
7. Схемы электроснабжения промышленных предприятий с короткозамыкателями и отделителями.



45



46

2
47
8. Определение пиковых электрических нагрузок.

Пиковые электрические нагрузки ( эл. нагрузки за время, равное 1-2 секунды). ; - расчётный ток группы двигателей; - групповой коэффициент использования; - номинальный ток наибольший по мощности двигателя в группе. . Пиковый момент равен пусковому для одного приёмника, двигателя. Если пиковые моменты неизвестны, то можно принять: 1) для двигателей с короткозамкнутым ротором ; 2) для двигателей с фазным ротором и двигателей постоянного тока ; 3) для сварочных аппаратов .

2
48
9. Перегрузки силовых трансформаторов.

Если трансформатор работает с номинальной нагрузкой, то срок его службы составляет 20-25 лет. За это время трансформатор морально устаревает. Учитывая, что трансформатор работает не с номинальными нагрузками, а так же разницу в температуре окружающей среды – от времени года, допускаются перегрузки силовых трансформаторов. Перегрузки бывают: а) эксплуатационные (систематические); б) аппаратные.

  1. Эксплуатационные перегрузки.



На графике представлены кривые для различных трансформаторов систем охлаждения и температуры окружающей среды. Все эти кривые построены из учёта постоянной нагрузки в течение 2-3 часов.

^ 1.2 Однопроцентное правило. Электрические перегрузки зимой, за счёт недогрузки летом в 1 %. В сумме по двум правилам допускается перегрев до 30 %.

2) Аварийные перегрузки: кратковременные и длительные.




3
49
0. Магистральные схемы внутризаводского электроснабжения выше 1000 В.

Магистральные схемы электроснабжения дают возможность снизить капитальные затраты за счёт уменьшения длины питающих линий, снижения количества используемых высоковольтных аппаратов, а следовательно и упрощения строительной части подстанции. Особенно выгодно применять магистральные схемы при питании цеховых трансформаторных подстанций малой мощности, распологаемых вдоль цеха. Основным недостатком является меньшая (по сравнению с радиальными схемами) надёжность электроснабжения, так как повреждение магистрали ведёт к отключению всех потребителей, питающихся от неё. Для повышения надёжности электроснабжения при питании по магистральной схеме применяют различные модификации её: схема сквозных двойных магистралей, когда две магистрали от распределительного пункта поочерёдно заводятся на каждую сецию подстанций; двухлучевая схема, когда питание подстанций обеспечивается от двух источников. Эти схемы дают возможность при отключении одной из двух магистралей восстановить вручную или автоматически питание всех потребителей.



3
50
1. Основы технико - экономических расчётов в энергетике.

При выборе элементов в системе электроснабжения выполняют ТЭР (технико-экономический расчёт). Основным параметром при сравнении, являются годовые затраты: З [т. руб/год]. З= Ен٠Ке+Ин; Ен – нормативный коэффициент эффективности капиталовложений Ен = 0,12 Ен=1/Токн; Токн – нормативный коэффициент средней окупаемости; Ке – одновременные капиталовложения с учётом монтажа и строительства [руб]; Ин – издержки производства [руб/год].

Ин=Иа+Им+Иэ; Иа – затраты на амортизацию; Им – затраты на электроэнергию (стоимость потерь); Иэ – затраты на эксплуатацию (ремонт и обслуживание).

Иа = Еа٠Ке; Им=m٠ΔРм + m0٠ΔР0 , где m – стоимость одного кВТ потерь на холостой ход [руб/кВт٠год]; ΔРм – максимальная потребляемая мощность в системе электроснабжения [МВт]; ΔР0 – потери на холостой ход [МВт]. Стоимость одного кВт птерь зависит от числа часов использования максимальных потерь τм [ч/год] и коэффициент мощности ; где Тм – число часов использования максимальной нагрузкой (справочные данные); α – основная ставка двухставочного тарифа [руб/кВт]; β – дополнительная плата за один кВт٠ч [руб/кВт٠ч]; α и β – принимаются по справочнику (“Cправочник по проектированию ЭсПП”, Барыбин, 91г, стр80). Тв,Тм, τм – берутся из той же литературы на этой же странице.

Им=m٠ΔРм ; m=C0٠τм – стоимость потерь электроэнергии; С0 – стоимость электроэнергии; Иэ = Етр٠Ке – состоит из затрат на ремонт оборудования и обслуживания в процентах от капитальных затрат;

З=(Ен+Еа+Етр) ٠Ке + Им = Е ٠Ке+ m٠ΔРм; Им= m٠ΔРм = ΔРм٠ C0٠ τ =ΔW٠ C0

З = Е٠К+ Им; Е – суммарный процент отчисений от капитальных затрат – даётся в справочнике. Если при сравнении вариантов, затраты отличаются в пределах 5 %, то сравнение вариантов производят по качественным показателям: а) величина питающего напряжения; б) потери мощности электроэнергии; в) надёжность; г) удобство в эксплуатации; д) индустриальные меры монтажа; е) качество электроэнергии.
3
51
2. Потери мощности и электроэнергии в трансформаторах.

^ Потери мощности в трансформаторах состоят из потерь активной ΔРТ и потерь реактивной ΔQT мощности.

Потери активной мощности. Они состоят из двух со­ставляющих: потерь, идущих на нагревание обмоток трансформатора ΔР, зависящих от тока нагрузки, и потерь, идущих на нагревание стали ΔРСТ, не зависящих от тока нагрузки. Потери мощности, идущие на нагревание обмоток трансформатора, (1)

^ При этом полные активные потери , (2)

где RT — активное сопротивление (Ом) обмоток трансформатора, определяемое по величине потерь в меди ΔРM (кВт), мощности транс­форматора S = SHOM (кВ • А), номинальному напряжению UHOM (кВ) обмотки трансформатора, присоединенной к рассчитываемой линии: (3)

Потери реактивной мощности состоят из двух составляющих:.потерь, вызванных рассеянием магнитного потока в трансформаторе ΔQ, зависящих от квадрата тока нагрузки, и потерь, идущих на намагничивание трансформатора ΔQμ, не зависящих от тока нагрузки, которые определяются током х.х. (ix. х. или i0).

Потери мощности, вызванные рассеянием магнитного потока, (4)

При этом полные реактивные потери

(5)

где XT — реактивное сопротивление обмоток трансформатора, определяемое напряжением короткого замыкания uк и сопротивлением RT; ΔQμ = ΔQx.x. — потери холостого хода.

С помощью каталожных данных потери мощности в трансформато­рах можно определить иначе. Если даны потери короткого замыка­ния ΔРM.HOM, соответствующие потерям в меди при номинальной на­грузке трансформатора SHOM, и известна его фактическая загрузка S, то активные потери

(6)

где KЗ =β — коэффициент загрузки трансформатора.

Сопротивление (Ом) и реактивные потери (квар) трансформатора могут быть определены также по каталожным данным:

(7) ; (8)

(9)

г
52
де
uк — напряжение короткого замыкания, %; ixx (или i0) — ток холостого хода трансформатора, %; Sном — номинальная мощность, кВ • А; Kз=β = S/Sном — отношение действительной нагрузки транс­форматора к его номинальное мощности.

Если учесть при определении потерь экономический эквивалент реактивной мощности Кэк, представляющий собой потерю активной мощ­ности при передаче реактивной, то приведенные потери активной мощности при холостом ходе трансформатора, приведенные потери активной мощности при коротком замыкании трансформатора (10)

Расчет приведенных потерь в трансформаторе дан в примере ниже. При наличии на подстанции п одинаковых параллельно работаю­щих трансформаторов активные потери мощности, кВт: (11)

Потери электроэнергии в меди. Их можно опреде­лить по потерям мощности в меди (см. каталог), максимальной нагрузке Sмакс и времени потерь τ, найденным по кривой зависимости х = f (ТИ, cos φ), где cos φ принимают неизменным за определенное время (сутки, год и т. д.): (12)

Потери электроэнергии в стали. Их определяют потерями мощности при холостом ходе (ΔPCT = ΔPх.х) и временем включения трансформатора Тв: (13)

Суммарные активные потери электроэнер­гии

(14)

Суммарные реактивные потери электро­энергии. Эти потери определяют по реактивным потерям мощно­сти ΔQT, с учетом времени потерь τ и времени включения трансформатора Тв: (15)
Потери мощности и электроэнергии в реак­торах. Они определяются величиной потерь активной мощности в реакторах ,

где ΔРном.ф — потери активной мощности (кВт) в одной фазе реак­тора при номинальной нагрузке (даются в каталогах для определен­ного тина реактора); К3 = I/Iном — отношение действительного тока, протекающего через реактор, к номинальному току реактора. Величина потерь реактивной мощности ,

где ΔQном.ф — потери реактивной мощности (квар) в одной фазе реактора при номинальной нагрузке (даются в каталоге для опреде­ленного типа реактора).

Потери активной и реактивной электроэнергии в трех фазах реак­тора составят соответственно ; .
^ Пример. Определить годовые потери электроэнергии в трансформаторе мощностью SHOM = 400 кВ • А, напряжением 10/0,4 кВ. Максимальная нагрузка на трансформаторе SMAKC = 295 кВ • А при среднем коэффициенте мощности cos φ=0,8 и числе часов использования максимума TMAKC= 3500 ч.

Р
53
ешение. Каталожные данные трансформатора: потери в меди
ΔPM.HOM= 5,5 кВт, потери в стали ΔРСТ = 1,08 кВт. Напряжение короткого замыкания uк = 4,5 % ; ток холостого хода i0 = 2, 1 % .

Из графика для определения времени потерь, для Tмакс = 3500 ч и cos φ = 0,8, находим время потерь τ = 2300 ч.

Годовые потери электроэнергии в трансформаторе [см. (14)]

кВт-ч.

Количество передаваемей электроэнергии за год

W = Sмакс٠cos φ Tмакс = 295 • 0,8 • 3500 = 826 •10 кВт • ч,

Годовые потери электроэнергии.

Потери электрической энергии в транс­форматорах. Они составляют значительную величину и должны быть доведены до возможного минимума путем правильного выбора мощности и числа трансформаторов, рационального режима их работы, а также исключения холостого хода при малых загрузках. Количе­ство одновременно работающих трансформаторов в зависимости от нагрузки должно определяться дежурным персоналом из условий ми­нимальных потерь электрической энергии в трансформаторах.

3
54
3. Виды учёта электроэнергии на пром предприятии.

Учёт электроэнергии имеет несколько назначений:1) расчет за электроэнергию с энергоснабжающей органи­зацией; 2) контроль расхода активной.энергии в отдельных цехах и на объектах; 3) определение количества реактивной мощности, полу­ченной потребителем oт энергоснабжащщей организации, ког­да по этим данным производятся расчеты или контроль со­блюдения заданного режима работы компенсационных
устройств предприятия (имеются в виду устройства, улучшаю­щие коэффициент мощности); 4)составление энергобалансов по предприятиям и по наи­более энергоемким установкам и цехам для анализа использо­вания электроэнергии; 5)расчет с потребителями, получающими электроэнергию от подстанций предприятия.


^ Расчетный учет осуществляется расчетными счетчиками и применяется для денежных расчетов за электроэнергию.

Технический учет — учет электроэнергии по цехам и от­дельным установкам для составления энергобаланса, расчета удельного расхода электроэнергии на производимую продук­ци.

^ Оплата электроэнергии может производиться по одноставочному и двуставочному тарифу.

По одноставочному тарифу оплачивается электроэнергия, расходуемая промышленными и приравненными к ним пред­приятиями с присоединенной мощностью до 750 кВА, по двуст-авочному тарифу — потребителями с присоединенной мощностью до 750 кВА и более.

^ Одноставочный тариф состоит из платы за 1 кВт٠ч отпу­щенной активной энергии, учтенной счетчиками, двуставочный — из годовой платы за 1 кВт٠ч с заявленной потребителем максимальной мощности, участвующей в максимальной на­грузке энергосистемы, и платы за 1 кВт٠ч, отпущенной потре­бителю активной энергии, учтенной счетчиками.

^ Надбавка или скидка к тарифу на электроэнергию для потребителей с присоединённой мощностью 750 кВа и выше состоит из двух составляющих:

1)надбавка за повышение потребителем реактивной мощности по сравнеию с заданной энергосбережающей организацией в часы максимума активной нагрузки энергосистемы;

2) скидка или надбавка за отклонение режима работы компенсирующих устройств от заданного, оцениваемое отклонением фактически потребляемой реактивной мощности от заданного энергосбережающей организацией оптимального значения в часы минимума активной нагрузки энергосистемы.
Для учёта энергии служат счётчики активной энергии и для учёта реактивной мощности – счётчики реактивной мощности.


Счётчики могут предназначаться для двухпроводных однофазных сетей, трёхпроводных трёхпроводных трёхфазных сетей без нулевого провода и четырёхпроводных трёхфазных сетей без нулевого провода и четырёхпроводных трёхфазных сетей с нулевым проводом.

Измерительная система счетчика содержит токовую об­мотку и обмотку напряжения. По токовой обмотке проходит по­требляемый ток, а обмотка напряжения подключается на на­пряжение между проводами сети. На счетчике имеются зажи­мы дня присоединений проводов, идущих от сети питания, и проводов в сеть потребителя. На счетчи­ке под стеклом на панели имеется прорезь для цифр счетного механизма и надписи о данных счетчика, например, счетчик однофазный СО—И446, 220 В, 5... 17 А, год изготовления,

з
55
аводской номер.

Трехфазные счетчики применяются в электроустановках, где нспользуется трехфазный ток, а также на вводе установок, гдн используется однофазный ток, но подводятся три фазы, например в жилых домах и учреждениях.

Трехфазные счетчики применяются в электроустановках, где нспользуется трехфазный ток, а также на вводе установок, где используется однофазный ток, но подводятся три фазы, например, в жилых домах и учреждениях. Обычно трёхфазные счётчики не могут пропустить ток, потребляемый установкой, поэтому они применяются с трансформаторами тока в четырёхпроводную сеть.
Могут быть трехфазные счетчики для непосредственного включения, а также счетчики для включения с трансформато­рами напряжения. Счетчики непосредственного включения из­готовляются на ток 5, 10, 20, 30, 50 А, а счетчики с трансфор­маторами тока, у которых первичный ток может быть различ­ной величины в пределах от 10 до 10 000 А, вторичный ток — 5 А, изготовляются на ток 5 А.

Определение расхода электроэнергии за данный промежу­ток времени производится при счетчиках без трансформато­ров тока вычитанием начального показания счетчика из конеч­ного показания за данный промежуток времени; при счетчиках с трансформаторами тока — умножением этой разницы на коэффициент трансформации трансформатора тока, что мож­но представить формулами: Э = (ПК – ПН) ·КТ, где Э – расход энергии,кВт·ч;

Пк,Пн – конечное и начальное показание счётчика, КТ – коэффициент трансформации тока. Э = (Пк - ПН)-КТ,

где Э — расход энергии, кВт • ч; Пк, Пн — конечное и началь­ное показание счетчика, КТ — коэффициент трансформации трансформатора тока.

Условия надежной работы счетчиков.

Устройства, содержащие счетчики, должны устанавливать­ся в сухих помещениях, не содержащих агрессивных примесей в воздухе, с температурой в зимнее время не ниже 0 °С. Счет­чики не разрешается устанавливать в помещениях, где темпе­ратура часто может быть выше +40 °С. В зимнее еремя разре­шался подогрев счетчиков электрическими нагревателями, но так, чтобы температура у счетчиков была не выше +20 °С.

^ Осмотр и ремонт счетчиков допускается производить ли­цам и организациям, уполномоченным на это.


3
56
4. Показатели качества электроэнергии на промпредприятии.

Электрическая энергия , вырабатываемая источниками питания и и предназначенная для работы электроприёмников, должна иметь такие качественные показатели, которые определяют надёжность и экономичность их работы.

Показателями качества электроэнергии являются: отклонения и колебания частоты и напряжения и несинусоидальность формы кривой напряжения, а для трёхфазных потребителей также смещение нейтрали и несимметрия напряжения основной частоты.

1. Отклонение частоты — разность между действительным и номинальным значениями основной частоты. В нормальном режиме работы отклонение составляет ± 0,1 Гц;временно допускается отклонение ±0,2 Гц (усреднённые значения за 10 минут).

2. Размах колебаний частоты — разность ме­жду наибольшим и наименьшим значениями ос­новной частоты за определённый промежуток времени (не боле 0,2 Гц сверх указанных отклонений частоты).

3. Отклонение напряжения — разность меж­ду действительным и номинальным значениями напряжения – медленно протекающющие изменения напряжения, возникающие из – за изменения режима работы источника питания или нагрузки. В электрических сетях трехфазного тока действительное напряжение определяется как напряжение прямой последовательности ос­новной частоты ( допускаются отклонения -5+10% Uном в зависимости от вида потребителя)., [%] , где Uc – фактическое напряжение сети; Uном – номинальное напряжение сети.

4. Колебания напряжения – кратковременные изменения напряжения, возникающие при изменении или нарушении режима работы, например при включении электроприёмников большей мощности, при коротком замыкании. Они оцениваются: а) размахом изменения напряжения — разностью между следующими друг за другом экстремумами огибающей действующих значений на­пряжения (определяется по кривой из справочника); б) частотой изменения напряжения; в) интервалом между следующими друг за другом изменениями напряжения. , где n - число колебаний в 1 час; Δt – средний за час интервал между последующими колебаниями, мин. Особо резкие и частые толчки нагрузки создают при включении мощные двигатели, регулируемые сварочные аппараты и ртутные выпрямители.

5. Коэффициент несимметрии напряжений —отношение напряжения обратной последователь­ности основной частоты, определяемого разложе­нием на симметричные составляющие системы линейных напряжений, к номинальному линейно­му напряжению (отклонение до 2% на зажимах любого трёхфазного симметричного приёмника). Причинами возникновения несимметрии напряжений является включение в трёхфазную сеть однофазных приёмников, а также различие параметров фаз на отдельных участках сети. Для ограничения несимметрии, например, для индукционных однофазных печей промышленной частоты применяется схема симметрирования, состоящая из двух регулируемых батарей конденсаторов, включенных в две фазы, и индукционной катушки, включенной в третью фазу. Если мощность источника питания достаточно велика по сравнеию с мощностью однофазных приёмников, то применение симметрирующих устройств экономически нецелесообразно, установка их рекомендуется в случае , если мощность однофазных приёмников превышает 2 % от мощности короткого замыкания в данной точке сети.

6
57
.
Коэффициент неуравновешенности напря­жений — отношение напряжений нулевой последо­вательности основной частоты к номинальному фазному напряжению (не должен превышать значений, при которых действующее значение напряжения не выходит за допустимые пределы; применимо для однофазных осветительных и бытовых приёмников).

7. Коэффициент несинусоидальности напря­жения — отношение действующего значения гар­монического содержания несинусоидального на­пряжения к напряжению основной частоты (отклонение до 5 %).Несинусоидальность формы кривой напряжений и токов создаёт искажение напряжения в сетях и является результатом нелинейности отдельных элементов сети. Так, трансформаторы, при холостом ходе, а также различные вентильные и тиристорные преобразователи имеют нелинейные характеристики и суммарные несинусоидальные составляющие их напряжений усиливают искажения напряжений в сети. Высшие гармоники напряжений и токов приводят к дополнительным отклонениям напряжений у осветительных и нагревательных приборов, вызывают дополнительный нагрев массивных частей роторов электродвигателей и диэлектриков в конденсаторных установках, увеличивают потери мощности в сетях и приёмниках, снижая технико – экономические показатели систем электроснабжения.

8. Коэффициент пульсации выпрямленного напряжения — отношение действующего значения переменной составляющей пульсирующего напря­жения к его номинальному значению (применительно к электрическим двигателям постоянного тока, не более 8 %).

3
58
5. Влияние отклонения напряжения в системах электроснабжения на работу электроприёмников.

Отклонение напряжения — разность меж­ду действительным и номинальным значениями напряжения – медленно протекающющие изменения напряжения, возникающие из – за изменения режима работы источника питания или нагрузки. В электрических сетях трехфазного тока действительное напряжение определяется как напряжение прямой последовательности ос­новной частоты ( допускаются отклонения в пределах: на зажимах пиборов электрического рабочего освещения от -2,5 до +5 % от номинального напряжения, на зажимах электродвигателей и пусковых аппаратов от -5 до +5 %; на зажимах остальных электроприёмников ±5 % . В послеаварийных режимах допускается дополнительное понижение напряжения на 5 %). , [%] , где ^ Uc – фактическое напряжение сети; Uном – номинальное напряжение сети.

Наиболее чувствительны к отклонениям напряжения осветительные установки.Так, при снижении напряжения на 5%, световой поток ламп накаливания снижается на 20 %. Поэтому устанавливают нижний предел напряжния для осветительных сетей рабочего освещения не более 2,5%, а верхний предел не более 5% для сохранения срока службы ламп в пределах 1000 часов. Основными потребителями электроэнергии в промышленности являются асинхронные двигатели; для них допускаемые отклонения напряжения определены в пределах ±5 %, при которых сохраняется момент двигателя в пределах 0,9 – 1,05 от номинального и изменение частоты вращения не превышает ±0,2 – 0,3 %. Для некоторых производств и механизмов, производительность которых определяется частотой вращения (некоторые типы металлорежущих автоматов, насосно-компрессорные установки и др.), снижение напряжения на 10 % и соответственно частоты вращения на 0,5 % приводит к снижению номинальной производительности. Некоторые технологические установки, производительность которых прямо пропорциональна квадрату напряжения (электропечи для плавки и отжига цветных металлов, машины контактной сварки, установки горячей вулканизации резины и др.), более чувствительны к отклонениям напряжения; большие отклонения сопровождаются значительным перерасходом электроэнергии, а в некоторых случаях браком продукции. Особо чувствительны к отклонению напряжения маломощные устройства автоматики, КИП и др., для которых необходимый уровень напряжения поддерживается специальными местными стабилизаторами. Для основных электроприёмников – силовых и осветительных – уровень напряжений поддерживается регулированием отклонений напряжения на вторичной стороне трансформаторов путём выбора ответвлений на первичных обмотках.

3
59
6. Регулирование напряжения в электрических сетях промпредприятий.

^ Для выявления способов и средств регулирования рассмотрим формулу, определяющую величину напряжения U2 у потребителя (в относительных единицах) при напряжении источника питания U1, добавочном напряжении Uдоб, создаваемом регулирующими устройствами, мощностях нагрузок потребителя PM и QM, наличии у него компенсирующих устройств мощностью Qк и параметров сети R, XL, Xc:

(1)

Анализ формулы показывает,что при малоизменяющихся значениях U1, R, XL, а также не прибегая к регулированию нагрузок PM и QM регулирование напряжения у потребителей в основном можно вести средствами воздействия на величину добавочного напряжения источника питания Uдоб и величину компенсирующей мощности Qк, а также конденсаторными установками, включенными последовательно и параллельно в линию.

В качестве регулировочных устройств в системах электроснабжения могут быть использованы: управляемые батареи конденсаторов, трансформаторы с регулированием под нагрузкой (РПН), вольтодобавочные трансформаторы (ВДТ), линейные регуляторы и синхронные компенсаторы. Необходимо учесть, что регулирование напряжения может происходить изменением регулирования возбуждения генератора.



сопротивление и потерю напряжения в линии. Величину IлXс можно рассматривать как отрицательное падение напряжения или как дополнительную ЭДС, вводимую в цепь.Отношение ёмкостного сопротивления конденсаторов Xc к индуктивному сопротивлению линии ХL, выраженное в процентах, называется процентом компенсации,т.е. С=(Xc/XL)100, где Хс=2πfC – ёмкостное сопротивление конденсатора.

На практике применяют лишь частичную компенсацию (С<100%) реактивного сопротивления линии. Полная, или избыточная, компенсация (С≥100 %) в сетях, непосредственно питающих нагрузку, обычно не применяется, так как это связано с возможностью появления в сети напряжений выше допустимых. Особенную опасность представляют случаи внезапного увеличения тока нагрузки (например, при пуске крупных электродвигателей), когда наблюдаются значительные перенапряжения, а также явления резонансного характера. Поэтому на время пуска на время пуска наиболее крупных электродвигателей параллельно конденсаторам включают активные сопротивления или закорачивают конденсаторы.

Последовательное включение конденсаторов улучшает режимы работы в сетях. Однако следует учитывать, что надбавка напряжения, создаваемая такими конденсаторами, не может регулироваться, так как она зависит от величины и фазы тока, проходящего через установку. Поэтому последовательные конденсаторы используют в основном для снижения отклонений напряжений на перегруженных радиальных линиях.

  1   2



Скачать файл (398.1 kb.)

Поиск по сайту:  

© gendocs.ru
При копировании укажите ссылку.
обратиться к администрации