Инфоурок / Другое / Конспекты / Курс лекций по предмету Электроснабжение отрасли
Обращаем Ваше внимание, что в соответствии с Федеральным законом N 273-ФЗ «Об образовании в Российской Федерации» в организациях, осуществляющих образовательную деятельность, организовывается обучение и воспитание обучающихся с ОВЗ как совместно с другими обучающимися, так и в отдельных классах или группах.

Педагогическая деятельность в соответствии с новым ФГОС требует от учителя наличия системы специальных знаний в области анатомии, физиологии, специальной психологии, дефектологии и социальной работы.

Только сейчас Вы можете пройти дистанционное обучение прямо на сайте "Инфоурок" со скидкой 40% по курсу повышения квалификации "Организация работы с обучающимися с ограниченными возможностями здоровья (ОВЗ)" (72 часа). По окончании курса Вы получите печатное удостоверение о повышении квалификации установленного образца (доставка удостоверения бесплатна).

Автор курса: Логинова Наталья Геннадьевна, кандидат педагогических наук, учитель высшей категории. Начало обучения новой группы: 27 сентября.

Подать заявку на этот курс    Смотреть список всех 216 курсов со скидкой 40%

Курс лекций по предмету Электроснабжение отрасли

библиотека
материалов


ТОГ БПОУ

«Котовский индустриальный техникум»








курс лекций

по дисциплине

«Электроснабжение отрасли»


для специальности 140448

Техническая эксплуатация и обслуживание электрического и электромеханического оборудования



Разработал преподаватель Кондрашов В.В.








Котовск 2016

Урок №1

Тема: «Введение»


  1. Общая характеристика дисциплины.


Дисциплина «Электроснабжение объектов» является основной при подготовке техников – электриков. Изучение этой дисциплины позволит узнать как построить систему электроснабжения (СЭС), которая, с одной стороны, потребует минимальных затрат, а с другой – обеспечит надежное питание потребителей.

Для построения СЭС необходимо решить ряд вопросов, основными из которых являются:

  1. Определение величины электрических нагрузок.

  2. Выбор напряжения.

  3. Выбор числа и мощности трансформаторов.

  4. Компенсация реактивной мощности.

  5. Расчет токов короткого замыкания.


Дисциплина «Электроснабжение объектов» основана на знании студентами следующих дисциплин: «Электротехника», «Электрические машины», «Электрические измерения», «Электротехнические материалы». В свою очередь эта дисциплина является базой для таких предметов, как «Электрооборудование промышленных предприятий» и «Монтаж электрооборудования».

  1. Современное состояние и перспективы развития энергетики.


Можно выделить три основных фактора, которые характеризуют современное состояние энергетики и перспективы ее развития:


  1. Технический фактор.

При переходе энергии из одного вида в другой часть ее непременно теряется. Таким образом, потери энергии возникают при производстве электроэнергии и при ее потреблении. Также часть электроэнергии теряется при передаче ее на расстояние. Наличие всех перечисленных потерь говорит о том, что КПД использования энергоресурсов невысок. Поэтому задачей энергетики является снижение потерь энергии везде, где это возможно.


  1. Социальный фактор.

Потребление энергии населением Земли неравномерно. Например, 30% наиболее развитых стран потребляет 90% всей вырабатываемой энергии. Это говорит о том, что уровень социального развития и количество используемой энергии напрямую связаны. Поэтому есть смысл разработать совместную программу социального и энергетического развития.


  1. Экологический фактор.

Энергетические установки вызывают достаточно серьезное загрязнение окружающей среды, что заставляет искать способы уменьшить это загрязнение.

Существует и другая проблема: для производства электроэнергии в основном используются не возобновляемые энергоресурсы, количество которых с каждым годом уменьшается. Таким образом, необходимо искать новые способы получения электроэнергии.








Урок №2

Тема: «Понятие о системах электроснабжения (СЭС)»


  1. Назначение и область применения СЭС.


(2) ЭС

(3) ЭП

Прямая соединительная линия 63Прямая соединительная линия 62Прямая соединительная линия 64

(1) Э

Прямая соединительная линия 60

(4) ТС

(5) ТП

Прямая соединительная линия 57Прямая соединительная линия 56

Прямая соединительная линия 54Прямая соединительная линия 55

Э – электростанция; ЭС – электрическая сеть; ЭП – электроприемники;

ТС – тепловая сеть; ТП – теплоприемники.

Рисунок 1 – Структурная схема энергетической системы.

Энергетическая система – это совокупность электростанций, электрических и тепловых сетей, потребителей электроэнергии и теплоты, которые связаны между собой общим режимом работы (1)+(2)+(3)+(4)+(5).

Все районные энергетические системы соединены между собой высоковольтными линиями, образуя, таким образом, единую энергетическую систему. Такое объединение значительно повышает надежность электроснабжения.

Электрическая система – это часть энергетической системы без тепловых сетей и потребителей теплоты (1)+(2)+(3).

СЭС – это совокупность взаимосвязанных электроустановок, предназначенных для производства, передачи и распределения электроэнергии (1)+(2).

Электрическая сеть – это совокупность электроустановок для передачи и распределения электроэнергии на определенной территории (2). Электрическая сеть состоит из подстанций, распределительных устройств, линий электропередачи и различных электрических аппаратов.


  1. Напряжения электрических цепей и область их применения.


Любая электроустановка характеризуется номинальным напряжением.

Номинальное напряжение – это такое напряжение, при котором обеспечивается нормальная работа электроустановок (ЭУ) в течение всего срока службы.

Все ЭУ делятся на две категории:

  1. ЭУ напряжением до 1 кВ.

  2. ЭУ напряжением выше 1 кВ.

Номинальное напряжение сети должно совпадать с номинальным напряжением подключенного к ней электроприемника. В связи с этим ГОСТ установил следующие значения напряжений:

  1. Для ЭУ напряжением до 1 кВ: 220, 380 и 660 В.

  2. Для ЭУ напряжением выше 1 кВ: 3, 6, 10, 20, 35, 110, 150, 220, 330, 500, 750 и 1150 кВ.

  3. Для ЭУ постоянного тока: 110, 220 и 440 В.

Выбор того или иного стандартного напряжения определяет построение всей СЭС промышленного предприятия, Для внутрицеховых электрических сетей наибольшее распространение получило напряжение 380/220 В. Его главным преимуществом является возможность одновременного питания силовых и осветительных электроприемников. Напряжение 220/127 В в настоящий момент не применяется, так как оно неэкономично. Напряжение 660/380 В обеспечивает наименьший расход цветного металла, но требует применения дополнительного трансформатора для питания освещения. Поэтому его применяют лишь при больших расстояниях между источником питания и потребителями для снижения потери напряжения.

Потеря напряжения определяется по формулеhello_html_m53d4ecad.gif

hello_html_m3e153628.gif, из которой видно, что повышение напряжения U приводит к уменьшению потеря напряжения U при одном и том же значении полной мощности S.

Урок №3

Тема: «Структурные схемы передачи электроэнергии к потребителям».


  1. Прием, передача и распределение электроэнергии от электростанций до потребителей.









Предприятие


Г

ПТ

УРП

ГПП

РП1

ЦТП

РП2

П


ГПрямая соединительная линия 31Прямая соединительная линия 38Прямая соединительная линия 37Прямая соединительная линия 39Прямая соединительная линия 41Прямая соединительная линия 42Прямая соединительная линия 43Прямая соединительная линия 44Прямая соединительная линия 40



ТЭЦ





Рисунок 2 – Пример структурной схемы передачи электроэнергии.


Электрические генераторы (Г), установленные на современных электростанциях, вырабатывают электроэнергию при напряжении 6 – 20 кВ. Расстояние между источниками энергии и потребителями (П), как правило, составляет несколько сотен километров, и передача электроэнергии на этом напряжении становится практически невозможной в связи со значительными потерями в электрической сети.

Потери мощности определяются по формулеhello_html_m53d4ecad.gif

hello_html_m46405de9.gif, из которой видно, что повышение напряжения U приводит к уменьшению потерь мощности P при одном и том же значении полной мощности S.

Поэтому на электростанциях устанавливают трансформаторы (ПТ) для повышения генераторного напряжения до значения 110 кВ и выше. На этом напряжении электроэнергия передается на расстояние. Затем это напряжение необходимо понизить до значения равного напряжению потребителей. Для этого сооружают различные подстанции: узловые распределительные (УРП), главные понизительные (ГПП) и цеховые трансформаторные (ЦТП). Кроме того, на территории предприятий сооружают распределительные пункты напряжением 6 – 10 кВ (РП1) и напряжением до 1 кВ (РП2). Они служат для приема и распределения электроэнергии на одном напряжении без преобразования и трансформации.

В ряде случаев для крупных предприятий становится необходимым комбинированное питание от электрической системы и собственной ТЭЦ. Собственная ТЭЦ сооружается, если:

  • необходимо резервное питание для ответственных потребителей;

  • требуется большое количество тепловой энергии;

  • при большой удаленности предприятия от электрической системы.





  1. Режимы работы нейтралей.


Все электрические сети делятся на два вида:


  1. Сети с глухозаземленной нейтралью.

Глухозаземленная нейтраль – это нейтраль трансформатора или генератора, которая соединена с заземляющим устройством непосредственно, или через малое сопротивление, например через трансформатор тока.

Сети с глухозаземленной нейтралью – это четырехпроводные сети.

hello_html_m63c02403.png


При соединении одной из фаз с землей возникает большой ток КЗ и защита отключает поврежденный участок сети, что приводит к нарушению электроснабжения. На двух других неповрежденных фазах напряжение относительно земли не повышается, поэтому изоляция может быть рассчитана на фазное напряжение.

С глухозаземленной нейтралью работают сети напряжением 110 кВ и выше, а также сети напряжением 380220 В.



  1. Сети с изолированной нейтралью.

Изолированная нейтраль – это нейтраль трансформатора или генератора, не присоединенная к заземляющему устройству, или присоединенная к нему через большое сопротивление, например через дугогасящую катушку.

Сети с изолированной нейтралью – это, как правило, трехпроводные сети.


hello_html_mbcff8f9.png

При замыкании одной из фаз на землю ток в сети возрастает незначительно, напряжение поврежденной фазы по отношению к земле становится равным нулю, а напряжения двух других фаз становится равным междуфазным напряжениям (т.е. возрастает в 3 раза). Таким образом, питание потребителей не нарушается, однако изоляцию всех трех фаз следует предусмотреть не на фазное, а на междуфазное напряжение.

С изолированной нейтралью работают сети напряжением 6 – 35 кВ и сети напряжением 660380 В.

Урок №4

Тема: «Общие сведения о силовом и осветительном электрооборудовании напряжением до 1 кВ».


  1. Общие сведения об электрооборудовании.


Электроприемник (ЭП) – это аппарат или механизм, предназначенный для преобразования электроэнергии в другой вид энергии.


По напряжению ЭП делят на две группы:

  • ЭП напряжением до 1 кВ;

  • ЭП напряжением выше 1 кВ.


По роду тока различают ЭП, работающие:

  • от сети переменного тока промышленной частоты (50 Гц);

  • от сети переменного тока повышенной или пониженной частоты;

  • от сети постоянного тока.


По виду преобразования энергии ЭП делят на три группы:

  • электроприводы;

  • электротехнологические установки;

  • электроосветительные установки.


По общности технологического процесса ЭП делят на:

  • производственные механизмы;

  • общепромышленные установки;

  • подъемно – транспортное оборудование;

  • электросварочное оборудование;

  • электронагревательные и электролизные установки.


Электрооборудование разделяют на силовое и осветительное. Силовое охватывает все виды ЭП, исключая предназначенные для освещения. При проектировании расчеты и чертежи силового и осветительного электрооборудования выполняются раздельно.


  1. Режимы работы ЭП.

hello_html_2925593e.jpg


Рисунок 3 – Графики основных режимов работы ЭП.

Различают три основных режима работы, характерных для большинства ЭП промышленных предприятий: продолжительный, кратковременный и повторно – кратковременный.


Продолжительный режим – это такой режим работы ЭП, который продолжается столь длительное время, что температура нагрева всех его частей достигает практически установившегося значения. В продолжительном режиме работают электроприводы большинства насосов, компрессоров, вентиляторов; механизмы непрерывного транспорта; нагревательные печи и т.д.


Кратковременный режим – это режим, при котором рабочий период столь мал, что температура отдельных частей ЭП не достигает установившегося значения; период же остановки настолько длителен, что они успевают охладиться до температуры окружающей среды. В кратковременном режиме работают вспомогательные механизмы металлорежущих станков; электроприводы задвижек, заслонок и т.д.


Повторно – кратковременный режим – это режим, при котором кратковременные периоды работы чередуются с паузами. При этом во время рабочих периодов температура ЭП не достигает установившегося значения, а во время пауз ЭП не успевает охладиться до температуры окружающей среды. В результате многократных циклов температура ЭП достигает некоторой средней величины. В повторно – кратковременном режиме работают подъемно – транспортные механизмы, сварочные аппараты и т.д.


Приемники повторно – кратковременного режима характеризуются продолжительностью включения (ПВ):

hello_html_5ae56598.gif

tВпериод включения; tО - период отключения; tЦвремя всего цикла.

Если tЦ>10 мин., то режим считается продолжительным. ГОСТ установил следующие значения ПВ: 15, 25, 40 и 60%.


Урок №5

Тема: «Общие сведения о силовом и осветительном электрооборудовании напряжением до 1 кВ».


  1. Классификация ЭП по требуемой бесперебойности электроснабжения.


Надежность электроснабжения – это способность СЭС обеспечить предприятие электроэнергией хорошего качества, без срыва плана производства и не допускать аварийных перерывов электроснабжения.

По обеспечению надежности электроснабжения ЭП разделяют на три категории:


ЭП категории – это ЭП, перерыв электроснабжения которых может повлечь за собой: опасность для жизни людей, значительный ущерб народному хозяйству, повреждение дорогостоящего основного оборудования, массовый брак продукции, расстройство сложного технологического процесса, нарушение функционирования особо важных элементов коммунального хозяйства (насос подачи воды в доменных печах, вентиляция во вредных химических производствах, основные ЭП очистных сооружений и т.д.).


ЭП  категории – это ЭП, перерыв электроснабжения которых приводит к массовому недоотпуску продукции, массовым простоям рабочих, механизмов и промышленного транспорта, нарушению нормальной деятельности городских и сельских жителей (металлорежущие станки, штамповочные пресса, механизмы текстильного производства и т.д.).

ЭП  категории – все остальные ЭП, не подходящие под определения и  категорий (приемники вспомогательных цехов, цехов несерийного производства и т.д.).


  1. Требования к электроснабжению ЭП каждой из категорий.


ЭП категории должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых взаимно резервирующих источников питания (ИП). Перерыв их электроснабжения при аварии на одном из ИП может быть допущен лишь на время автоматического восстановления питания от другого источника.

Независимым ИП ЭП или группы ЭП называется ИП, на котором сохраняется напряжение при исчезновении его на других ИП этих ЭП.

ЭП  категории рекомендуется обеспечивать электроэнергией от двух независимых взаимно резервирующих ИП. Перерыв их электроснабжения при аварии на одном из ИП может быть допущен на время, необходимое для включения резервного питания действиями дежурного персонала или выездной оперативной бригады.

Допускается питание ЭП  категории от одного трансформатора при наличии централизованного складского резерва трансформаторов и возможности замены повредившегося трансформатора за время не более 1 суток.

Для ЭП  категории электроснабжение может выполняться от одного ИП при условии, что перерывы электроснабжения, необходимые для замены или ремонта поврежденного элемента СЭС, не превышают 1 суток.



Урок №6

Тема: «Устройство и конструктивное выполнение электрических сетей напряжением до 1 кВ».


  1. Общие сведения об электрических сетях напряжением до 1 кВ.


Электрические сети напряжением до 1 кВ служат для распределения электроэнергии внутри цехов промышленных предприятий, а также для питания некоторых ЭП, расположенных за пределами цехов. Эти сети являются составной частью СЭС промышленного предприятия и осуществляют непосредственное питание большинства ЭП.

Основными элементами любой электрической сети являются токоведущие жилы и изоляция.

По способу изоляции сети напряжением до1 кВ делят на следующие группы:

  1. воздушные линии (на промышленных предприятиях встречаются очень редко);

  2. шинопроводы (см. рис. 2.9 стр. 37 /1/);

  3. кабельные линии;

  4. электропроводки, т.е. сети, выполненные изолированными проводами и небронированными кабелями сечением до 16 мм2 .

В целях экономии меди Правила устройства электроустановок (ПУЭ) рекомендуют применять провода и кабели с алюминиевыми жилами, за исключением взрывоопасных помещений класса В - и В -а, где применение проводников с медными жилами является обязательным. Кроме того. Медные проводники применяют для механизмов, работающих в условиях постоянных вибраций, а также для передвижных ЭУ.


  1. Схемы электрических сетей напряжением до 1 кВ.


Схемы электрических сетей должны обеспечивать надежное питание ЭП, быть удобными в эксплуатации. При этом затраты на сооружение сети, расход проводникового материала и потери электроэнергии должны быть минимальными.

По своей структуре схемы электрических сетей могут быть радиальными, магистральными и смешанными.

hello_html_m79cf52d9.png

Рисунок 4 – Радиальная схема электрической сети.

hello_html_m34bbe0e0.png


Рисунок 5 – Магистральная схема электрической сети.


При радиальной схеме (Рисунок 4) Каждый ЭП получает питание по отдельной линии. Причем ЭП большой мощности (100 кВт и выше) питаются непосредственно от подстанции, а остальные ЭП от распределительных пунктов (РП), каждый из которых подключен к подстанции отдельной линией. Достоинством радиальных схем является их высокая надежность, т.к. авария на одной из линий не влияет на работу других ЭП. Недостатки радиальных схем: большой расход проводникового материала; требуют большого количества РП и защитных аппаратов.

При магистральной схеме (рисунок 5) к каждой линии отходящей от подстанции подключается несколько РП и/или ЭП большой мощности. В свою очередь к каждой линии отходящей от РП подключается несколько (не более 3-х) ЭП. Достоинства магистральных схем: требуют малое количество электрооборудования; высокая гибкость, т.е. возможность перестановки оборудования без переделки сети. Недостаток: малая надежность, т.к. авария на одной линии может вызвать отключение нескольких ЭП, поэтому магистральные схемы можно использовать только для  категории электроснабжения.

Практически радиальные и магистральные схемы редко встречаются в чистом виде. Наиболее распространены смешанные схемы, которые сочетают в себе элементы радиальных и магистральных схем.


Урок №7

Тема: «Устройство и конструктивное выполнение электрических сетей напряжением до 1 кВ».


  1. Устройство осветительных и силовых сетей.


Наиболее распространенными способами прокладки кабелей внутри зданий являются:

  • открыто по стенам и перекрытиям;

  • в каналах.

Открытую прокладку чаще всего выполняют небронированными кабелями (марки АВВГ). Трасса кабелей должна быть по возможности прямолинейной. Разновидностью открытой прокладки является прокладка в лотках (см. рис. 2.3 стр. 32 /1/ или рис. 3.7 стр. 133 /2/). Ее применяют, например, во взрывоопасных помещениях класса В - и В - а, где используют кабели марки ВБВ.

Если требуется в одном направлении проложить большое число кабелей, то в полу цеха сооружают канал из железобетона или кирпича, который перекрывают железобетонными плитами или стальными рифлеными листами. Кабели внутри канала укладывают на его дно или на конструкции, установленные на боковых стенах (рисунок 6). Преимущества такой прокладки: защищенность от механических повреждений, удобство осмотра; недостаток – большие капитальные затраты.

hello_html_m11ebcf75.png

Рисунок 6 – Прокладка кабелей в канале.


Цеховые сети, выполненные проводами, прокладывают открыто или в трубах.

Открытую прокладку можно применять при отсутствии возможности механических повреждений во всех помещениях, кроме взрывоопасных.

На промышленных предприятиях используют следующие виды труб:

  1. стальные водогазопроводные – для помещений со взрывоопасной, сырой, особо сырой и химически активной средой;

  2. тонкостенные электросварные – для пожароопасных и горячих цехов;

  3. пластмассовые – в остальных случаях.


  1. Назначение, устройство и применение распределительных щитов.


В качестве основного электрооборудования для внутрицеховых электрических сетей напряжением до 1 кВ применяются распределительные панели, силовые распределительные шкафы, распределительные пункты, ящики с рубильниками и предохранителями, щитки освещения. Перечисленные устройства служат для приема и распределения электроэнергии, управления электроустановками и их защиты. В них смонтированы коммутационные и защитные аппараты, измерительные приборы, аппаратура автоматики и вспомогательные устройства.

В качестве защитных аппаратов используют предохранители и автоматы. Шкафы с предохранителями имеют на вводе один или два рубильника. Распределительные пункты с автоматами могут быть с вводным автоматическим выключателем или без него.

Пункты с автоматическими выключателями применяют в следующих случаях:

  1. при автоматизации управления;

  2. при частых аварийных отключениях;

  3. если предохранители не удовлетворяют требованиям, предъявляемым к защите.

В остальных случаях применяют шкафы с предохранителями, т.к. они более дешевые.

Осветительные щитки, как правило, комплектуются автоматами.

По способу установки пункты изготовляют напольными, навесными и утопленными.


Урок №8

Тема: «Выбор сечений проводов и кабелей по допустимому нагреву электрическим током».


  1. Нагрев проводов электрическим током.


Согласно закону Джоуля – Ленца проводники электрических сетей нагреваются при прохождении по ним электрического тока. Количество выделенной тепловой энергии прямо пропорционально квадрату тока, сопротивлению проводника и времени прохождения тока. Нагрев изменяет физические свойства проводника. Повышается его сопротивление, а значит повышается и бесполезный расход электроэнергии на нагрев токоведущих частей. Слишком высокая температура нагрева проводника может привести к преждевременному износу изоляции, ухудшению контактных соединений, а в некоторых случаях к возникновению пожара и даже взрыва.

Наибольшая температура, при которой обеспечивается надежная продолжительная работа проводов и кабелей, называется длительно допустимой температурой. Ее величина зависит от вида проводника (см. табл. 2.3 стр. 39 /1/). Ток, при котором устанавливается длительно допустимая температура нагрева проводника, называется длительно допустимым током. Учитывая условия надежности, безопасности и экономичности, правила устройства электроустановок (ПУЭ) установили значения длительно допустимых токов для проводников различных марок и сечений с учетом способа их прокладки.

Чем выше сечение проводника, тем больше длительно допустимый ток. Это объясняется двумя причинами:

  1. у проводника большего сечения при одной и той же длине сопротивление меньше, значит, при одном и том же токе, он будет нагреваться меньше;

  2. у проводника большего сечения больше площадь наружной поверхности, а значит лучше условия передачи тепла в окружающую среду.


  1. Определение длительных токов ЭП и выбор сечений проводов и кабелей.


При расчете сети по нагреву сначала выбирают марку проводника в зависимости от характеристики среды помещения и способа прокладки сети. Затем выбирают наименьшее сечение проводника, для которого выполняется условие:

hello_html_m5b5195d5.gif(1)

IР – расчетный максимальный ток нагрузки, А;

IД – длительно допустимый ток (табличное значение),А.


Для одного ЭП за максимальный расчетный ток принимают его номинальный ток. Исключение: АД с короткозамкнутым ротором, установленные во взрывоопасной зоне; для них IР = 1,25*IНОМ. Для группы ЭП IР определяется специальным расчетом.

Значения длительно допустимых токов в таблице указаны для нормальных условий прокладки: tВОЗД. = 25 С, tЗЕМЛИ = 15 С. Если условия прокладки отличаются от нормальных, то длительно допустимый ток определяется по формуле:

hello_html_229eb31a.gif

КП – поправочный температурный коэффициент (см. табл. П2 стр. 358 /1/).


При повторно- кратковременном режиме (ПКР) проводники нагреваются меньше, чем при продолжительном, поэтому для них допустимый ток равен:

hello_html_8ad55ce.gif


Эту формулу используют, если ПВhello_html_3813d461.gif40%,а сечение проводников выше 6 мм2 для меди, 10 мм2 для алюминия (иначе hello_html_m1714f0ac.gif).

Для кратковременного режима работы с длительностью включения до 4 мин. длительно допустимый ток определяют так же, как и для ПКР, а при длительности включения более 4 мин. – как для продолжительного режима.


Урок №9

Практическое занятие №1 – Выбор сечений проводов и кабелей по их допустимому нагреву электрическим током.


Задача №1

Для привода механизма используется асинхронный двигатель (АД), который имеет следующие технические данные: РНОМ=40 кВт; UНОМ=380 В; НОМ=90,5%; cosНОМ=0,89. Выбрать сечение проводов марки АПВ, проложенных в стальной трубе, если температура окружающего воздуха равна 25 С.

Решение:

  1. Определяем номинальный ток двигателя:hello_html_m53d4ecad.gif

hello_html_m291ddc38.gif

  1. Соблюдая условие IНОМhello_html_3813d461.gifIД по таблице 2.7 стр. 42 /1/ принимаем сечение проводов равным 25 мм2 - IД=80 А.


Указания:

  1. Таблица, которой воспользовались в задаче, может быть применена для проводов марок АПВ, АПР, АППВ, АППВС, АПРТО и т.д.

  2. При определении IД воспользовались тем столбцом таблицы, где указаны длительно допустимые токи для трех одножильных проводов проложенных в одной трубе, т.к. в качестве четвертого (нулевого) проводника можно использовать трубу и провода марки АПВ являются одножильными.


Задача №2

Решить задачу №1 при температуре воздуха равной 35 С.

Решение:

1. Определяем номинальный ток двигателя:hello_html_m53d4ecad.gif

hello_html_m291ddc38.gif

2. По таблице П2 стр. 358 /1/ находим поправочный температурный коэффициент: кп=0,87.

  1. Соблюдая условие IНОМhello_html_3813d461.gifhello_html_4af5120d.gifhello_html_m53d4ecad.gif по таблице 2.7 стр. 42 /1/ принимаем сечение проводов равным 35 мм2 - hello_html_4af5120d.gif=IД* кп =95*0,87=82,65 А.


Указания:

  1. В таблице П2 стр. 58 /1/ в столбце, соответствующем температуре воздуха 35 С, указаны несколько поправочных коэффициентов в зависимости от расчетной температуры среды и нормированной температуры жил (см. первый и второй столбцы таблицы). Поправочный коэффициент был принят равным 0,87, т.к. при прокладке в воздухе расчетная (нормальная) температура среды равна 25 С, а нормированная температура жил для проводов с полихлорвиниловой изоляцией равна 65 С согласно табл. 2.3 стр. 39 /1/.


Задача №3

Стационарный сварочный трансформатор имеет следующие технические данные: SНОМ=50 кВА; UНОМ=380 В; ПВ=40%. Выбрать сечение кабеля марки АВВГ для питания этого трансформатора при нормальных условиях прокладки.

Решение:

  1. Определяем номинальный ток ЭП:

hello_html_2f09c10f.gif

  1. Так как ПВhello_html_3813d461.gif40% и ориентировочно сечение больше 10 мм2, то его выбор производим по условию: IНОМhello_html_3813d461.gifhello_html_4af5120d.gif. По таблице 2.8 стр. 43 /1/ выбираем сечение 16 мм2, для которого hello_html_6f43cea4.gif

Указания:

1. Таблица, которой воспользовались в задаче, может быть применена для кабелей марок АВВГ, АПВГ, АВВБ, АВРБ, АВРГ и т.д.

  1. При определении IД воспользовались тем столбцом таблицы, где указаны длительно допустимые токи для трехжильных кабелей проложенных в воздухе, т.к. кабель марки АВВГ небронированный и прокладка его в земле не рекомендуется.

  2. При использовании таблицы 2.8 стр. 43 /1/ в формулу для определения длительно допустимого тока всегда вводится коэффициент 0,92(см. примечание к таблице).


Задача №4

Решить задачу №3 при ПВ=60%.

  1. Определяем номинальный ток ЭП:

hello_html_2f09c10f.gif

  1. Так как ПВ>40%, то выбор сечения производим по условию: IНОМhello_html_3813d461.gifIД. По таблице 2.8 стр. 43 /1/ выбираем сечение 35 мм2, для которого hello_html_m1185a66.gif

Задача №5

Для привода механизма, установленного во взрывоопасном помещении класса В-Iа, используется АД с короткозамкнутым ротором, который имеет следующие технические данные: РНОМ=100 кВт; UНОМ=380 В; НОМ=92,4%; cosНОМ=0,89. Выбрать сечение проводов марки ПВ для питания данного ЭП при нормальных условиях среды.

Решение:

1. Определяем номинальный ток двигателя:hello_html_m53d4ecad.gif

hello_html_3886e926.gif

  1. Определяем расчетный ток для выбора сечения проводов:

IР = 1,25*IНОМ=1,25*184,8=231 А

3. Соблюдая условие IНОМhello_html_3813d461.gifIД по таблице П2.1 стр. 510 /2/ принимаем сечение проводов равным 120 мм2 - IД=260 А.


Указания:

1. При определении IД воспользовались тем столбцом таблицы, где указаны длительно допустимые токи для четырех проводов проложенных в одной трубе, т.к. во взрывоопасных помещениях нельзя применять открытую прокладку проводов и использовать в качестве четвертого (нулевого) проводника трубу.

Таблица 1 - Исходные данные к домашней контрольной работе №1 по электроснабжению

Задача №1: Для вариантов 1 –16 требуется выбрать сечение проводов марки АПВ, проложенных в трубе; Для вариантов 17 –32 требуется выбрать сечение кабеля марки АВВГ, проложенного в канале; Тип ЭП: для нечетных вариантов – электропривод, для четных – электронагревательная установка (см. задачи №1 и №2, решенные на уроке №9).


Задача №2: Для вариантов 1 –16 требуется выбрать сечение кабеля марки АВВГ, проложенного в канале; Для вариантов 17 –32 требуется выбрать сечение проводов марки АПВ, проложенных в трубе; Тип ЭП: для нечетных вариантов – сварочный трансформатор, для четных – подъемное устройство; условия окружающей среды для всех вариантов нормальные (см. задачи №3 и №4, решенные на уроке №9).


Задача №3: Для всех вариантов выбрать сечение проводов марки ПВ для ЭП, расположенного во взрывоопасной зоне (см. задачу №5, решенную на уроке №9).


Урок №10

Тема: «Графики электрических нагрузок».


  1. Общие сведения о графиках электрических нагрузок.


Электрическая нагрузка – это величина, характеризующая потребление мощности отдельным ЭП или группой ЭП.

Графиком электрической нагрузки называется кривая, показывающая ее изменение во времени. Графики электрических нагрузок дают наглядное представление об изменении потребляемой мощности в течение заданного периода времени.

Графики электрических нагрузок подразделяют на индивидуальные и групповые. Групповые графики строят путем суммирования индивидуальных графиков, т.е. графиков отдельных ЭП. Суммируя групповые графики можно получить график нагрузки цеха или всего предприятия.

По роду нагрузки различают графики активной и реактивной мощности, по длительности рассматриваемого промежутка времени – суточные и годовые графики.

hello_html_1534989e.jpg

Рисунок 7 – Суточный (а) и годовой (б) графики активной Р и реактивной Q нагрузок.



Изменение нагрузки во времени можно наблюдать по измерительным приборам и регистрировать самопишущим прибором. На практике графики нагрузок обычно получают по показаниям счетчиков активной и реактивной энергии, снятым через определенные равные промежутки времени (30 минут).

Если суточный график нагрузки представлен кривой линией, то его разбивают на интервалы продолжительностью 30 минут и для каждого из них находят среднее значение нагрузки. Наибольшее из этих значений называется максимальной нагрузкой или получасовым максимумом. По расчетному значению этой величины производят выбор различных элементов СЭС, в том числе сечений проводников.

Графики электрических нагрузок характеризуются повторяемостью, т.е. для одного и того же участка цеха, цеха, производства и т.д. графики электрических нагрузок полученные для разных суток являются одинаковыми. Это свойство графиков нашло применение:

  • сначала для разных производств были получены суточные графики электрических нагрузок;

  • затем для каждого из них была установлена связь между его формой и типом и количеством применяемых ЭП, эта связь выражается специальными коэффициентами, которые называются показателями графиков электрических нагрузок;

  • в настоящий момент эти показатели используют для расчета электрических нагрузок проектируемых предприятий.

Графики электрических нагрузок всегда неравномерны. Для разных производств неравномерность проявляется в разной степени (см. рис. 2.13 стр. 48 /1/). Чем больше неравномерность графика, тем больше потери электроэнергии. Для энергосистемы неравномерность графика нагрузки это не только лишние потери электроэнергии, но и необходимость увеличивать число и/или мощность генераторов электростанций в соответствии со значением максимальной нагрузки. Поэтому энергосистема стимулирует предприятия к выравниванию графика нагрузки путем введения двухставочного тарифа, при котором предприятие платит не только за фактически потребленную энергию, но и за максимальную (заявленную) мощность.


  1. Показатели графиков электрических нагрузок.


Показатели графиков электрических нагрузок – это безразмерные коэффициенты, характеризующие режим работы ЭП. Они применяются при расчетах электрических нагрузок.

Коэффициент использования активной мощности – это отношение средней активной мощности за наиболее загруженную смену к ее номинальному значению:

hello_html_m59a6564d.gif

Коэффициент включения ЭП – это отношение продолжительности включения ЭП в цикле tВ ко всей продолжительности цикла tЦ. Время включения ЭП за цикл складывается из времени работы tР и времени холостого хода tХ:

hello_html_m71d5c31a.gif

Коэффициент загрузки – это отношение фактически потребляемой (активной) мощности к номинальной мощности ЭП:

hello_html_m7fd18a1e.gif

Коэффициент формы характеризует неравномерность графика нагрузки во времени. Он равен единице при нагрузке неизменной во времени.

Коэффициент максимума активной мощности – это отношение максимальной расчетной мощности к активной средней мощности за наиболее загруженную смену:

hello_html_46482734.gif

Коэффициент спроса – это отношение максимальной расчетной мощности к номинальной:

hello_html_3e4f46cd.gif

Коэффициент заполнения графика нагрузки – это величина обратная коэффициенту максимума:

hello_html_2ca109e9.gif


Урок №11

Тема: «Потери мощности и электроэнергии в электрических сетях».


  1. Потери мощности и электроэнергии в линиях и трансформаторах.


При передаче электроэнергии от источников питания к потребителям в электрической сети возникают потери мощности и электроэнергии. Для линий электропередачи эти потери объясняются тем, что проводники линий нагреваются и отдают тепло в окружающую среду. Потери же в трансформаторах состоят из двух частей:

  1. электрические потери, связанные с нагревом обмоток трансформатора;

  2. магнитные потери, связанные с нагревом сердечника трансформатора.


Потери активной и реактивной мощности в линии определяются по формулам:

hello_html_64be8ebf.gif

hello_html_67321126.gif

РМ, QМ – максимальные значения активной и реактивной мощности, передаваемые по линии;

RЛ, XЛ – активное и реактивное сопротивление линии.


Площадь годового графика нагрузки равна годовому расходу электроэнергии WГОД. Энергия в течение года расходуется при изменяющемся значении мощности. Если бы мощность всегда имела максимальное значение РМ, то количество энергии WГОД расходовалось бы за время Тмах меньшее года. Это время называется временем использования максимума нагрузок:

hello_html_6610cbaf.gif

Потери активной и реактивной электроэнергии в линии определяются по формулам:

hello_html_2d7b0419.gif

hello_html_690ad9ff.gif

МАХ – время максимальных потерь.


Время максимальных потерь – это время, в течение которого электрическая сеть, работая с максимальной нагрузкой, имеет потери электроэнергии, равные действительным годовым потерям. Величина МАХ зависит от Тмах и соs и определяется по графику, приведенному в учебнике (рис. 2.24 стр. 93 /1/).

Для трансформаторов используют следующие формулы:

hello_html_m5b289730.gif

hello_html_m6e3c8698.gif

hello_html_m6589a37a.gif

hello_html_7efe8d51.gif

hello_html_m784986b1.gif


где РХХ – потери холостого хода трансформатора, кВт;

РКЗ – потери короткого замыкания трансформатора, кВт;

- коэффициент загрузки трансформатора;

uК – напряжение короткого замыкания трансформатора, %;

iХ – ток холостого хода трансформатора, %;

SНОМ – номинальная мощность трансформатора, кВА;

ТВК – время включения трансформатора в году, ч.


  1. Мероприятия по снижению потерь электроэнергии.


Значительную величину составляют потери электроэнергии в трансформаторах. Они могут быть снижены за счет правильного выбора числа и мощности трансформаторов, а также исключения работы трансформатора с малой загрузкой. Последнее обеспечивается отключением трансформатора в периоды минимальных нагрузок, Во время такого отключения питание ЭП обеспечивает второй трансформатор этой подстанции, а при его отсутствии – трансформатор ближайшей соседней подстанции с помощью специальной кабельной перемычки.

Если питание потребителей производится по двум или нескольким линиям, то их следует включать параллельно для уменьшения потерь электроэнергии.

Применение более высокого напряжения приводит к значительному снижению потерь электроэнергии, однако, это приводит и к увеличению капитальных вложений. Поэтому вопрос о применении того или иного напряжения решается на основании технико-экономического расчета.

Следует стремиться к получению равномерного графика нагрузки, благодаря чему повышается использование оборудования и снижаются потери электроэнергии.

Для снижения потерь электроэнергии в осветительных сетях следует: использовать естественное освещение и поддерживать чистоту световых проемов, регулярно чистить светильники и правильно размещать их, своевременно включать и отключать освещение.



Урок №12

Тема: «Расчет электрических нагрузок в электроустановках напряжением до 1 кВ».


  1. Назначение расчета электрических нагрузок.


Создание каждого промышленного предприятия начинается с его проектирования. При проектировании СЭС объекта первым этапом является определение ожидаемых электрических нагрузок, т.е. расчет максимальной мощности. Правильное определение ожидаемых электрических нагрузок имеет большое значение, т.к. результаты этого расчета являются исходными данными для выбора всех элементов СЭС.

Нельзя принять максимальную нагрузку равной сумме номинальных мощностей всех ЭП: она всегда меньше этой суммы. Это объясняется неполной загрузкой некоторых ЭП, не одновременностью их работы и т.д. Завышение ожидаемых нагрузок приводит к удорожанию строительства, перерасходу проводникового материала и неоправданному увеличению мощности трансформаторов и другого электрооборудования. Занижение ожидаемых нагрузок может привести к увеличению потерь мощности, перегреву проводов, кабелей и трансформаторов, а, следовательно, – к сокращению срока их службы.

Существующие ныне методы расчета электрических нагрузок основаны на обработке данных об электрических нагрузках действующих промышленных предприятий различных отраслей промышленности.


  1. Методы расчета нагрузок.


Название метода

Сущность метода

Применение метода

Метод удельного расхода электроэнергии на единицу продукции

Определяют годовой расход активной электроэнергии:

hello_html_5167d285.gif

а затем расчетную нагрузку:

РР=hello_html_m56fe40fe.gif,

где М- количество выпускаемой продукции за год, шт., кг, м и т.д.;

0 – удельный расход электроэнергии на единицу продукции, кВт*ч/шт, кВт*ч/кг и т.д.;

ТГ – годовое число часов работы предприятия.

Для предварительных и поверочных расчетов

Метод коэффициента спроса

РРСНОМ

КС – коэффициент спроса;

Для расчета электрических нагрузок высокого напряжения и для расчета осветительных нагрузок

Метод удельной плотности электрических нагрузок на единицу производственной площади

РР0*F

у0 – удельная плотность нагрузки на 1 м2 производственной площади, Вт/м2;

F – площадь размещения ЭП, м2.

Этот метод также как и метод коэффициента спроса носит оценочный характер и применяется для расчета нагрузок высокого напряжения

Метод упорядоченных диаграмм (метод коэффициента максимума)





Для расчета электрических нагрузок в электроустановках напряжением до 1 кВ.

На практике в основном применяют первый из них, т.к. он более простой и изученный.

Статистический метод (самый точный)



Урок №13

Тема: «Расчет электрических нагрузок в электроустановках напряжением до 1 кВ».


  1. Расчет номинальной мощности.


Расчет электрических нагрузок всегда начинается с определения номинальной (установленной) мощности электроприемников (ЭП).

Для ЭП продолжительного режима работы номинальная мощность принимается равной паспортной:

РНОМПАСП

Для ЭП повторно – кратковременного режима работы:

РНОМПАСП*hello_html_62820ad7.gif

Для ЭП, заданных полной мощностью (печные трансформаторы, выпрямительные установки):

РНОМ=SПАСП*cosПАСП

Для ЭП, заданных полной мощностью и работающих в повторно – кратковременном режиме (сварочные трансформаторы):

РНОМ=SПАСП*cosПАСП*hello_html_62820ad7.gif

Для ламп накаливания номинальная мощность принимается равной мощности указанной на лампе.

Для люминесцентных ламп номинальная мощность принимается равной мощности указанной на лампе, умноженной на коэффициент кП=1,2. Этот коэффициент учитывает потери в пускорегулирующей аппаратуре.

Если ЭП имеет несколько двигателей (токарный станок), то его номинальная мощность принимается равной сумме мощностей всех его двигателей.


  1. Метод упорядоченных диаграмм.


Расчет ожидаемых нагрузок группы ЭП выполняется следующим образом:

  1. Определяют установленную мощность РНОМ для каждого ЭП.

  2. Определяют суммарную установленную мощность РНОМ

  3. Определяют среднюю активную мощность за максимально загруженную смену для каждого ЭП и ее суммарное значение РСМ:

РСМИ* РНОМ

Коэффициент использования кИ находят по табл. 2.11, 2.12 стр.53/1/ или по табл. 2.1 стр.82 /2/.

  1. Определяют среднюю реактивную мощность за максимально загруженную смену для каждого ЭП и ее суммарное значение QСМ:

QСМ= РСМ*tg

tg находят по тем же таблицам, что и кИ.

  1. Определяют среднее значение коэффициента использования:

hello_html_m38d612cc.gif

  1. Определяют эффективное число ЭП nЭ.

  2. По таблице, зная nЭ и кИ.С, определяют коэффициент максимума кМ.

Коэффициент максимума кМ находят по табл. 2.13 стр. 54 /1/ или по табл. 2.3 стр.90 /2/.

  1. Определяют максимальную активную мощность:

РММ* РСМ

9. Определяют максимальную реактивную мощность:

QМ=hello_html_m2e657c50.gif* QСМ

hello_html_m2e657c50.gif- коэффициент максимума реактивной мощности.

hello_html_191dbd46.gif

  1. Определяют максимальную полную мощность:

hello_html_1313c439.gif

  1. Определяют максимальный ток:

hello_html_46c000aa.gif



Урок №14

Тема: «Расчет электрических нагрузок в электроустановках напряжением до 1 кВ».


  1. Определение эффективного числа ЭП.


Эффективное число ЭП – это такое число ЭП одинаковой мощности с одинаковым режимом работы, которое создает такое же значение максимальной нагрузки, что и группа ЭП различных по мощности и режиму работы.

hello_html_m2adeaf7d.gif

Способы упрощенного вычисления nЭ:

  1. Определяют показатель (модуль) силовой сборки:

hello_html_f6b6589.gif,

где РНОМ.MAX и РНОМ.MIN – номинальные мощности наибольшего и наименьшего ЭП в группе.

Если mhello_html_3813d461.gif3, то nЭ=n, где n – количество ЭП в группе.

  1. Если m>3 и кИ.Сhello_html_47aa72e7.gif0,2, то

hello_html_m1c7055b1.gif

Если при вычислении по этой формуле получится, что nЭ>n, то следует принять nЭ=n.

  1. Если m>3 и кИ.С<0,2, то находят значения

hello_html_ma1d33bc.gifи hello_html_me0c96a7.gif,

где n1 – число ЭП группы, мощность каждого из которых больше или равна половине мощности наибольшего ЭП, а Р1 – суммарная мощность этих ЭП.

Зная n* и Р* по таблице находят n и определяют эффективное число ЭП по формуле:

nЭ= n*n

n определяют по табл.2.14 стр.57 /1/ или по табл.2.2 стр.86 /2/.


  1. Расчет суммарной цеховой нагрузки.


Расчет силовых нагрузок цеха производят методом упорядоченных диаграмм. При этом все силовые ЭП цеха рассматриваются как одна большая группа ЭП. Если количество ЭП в цеху слишком велико, то значительные затруднения возникают при определении эффективного числа ЭП. В таких случаях допускается принимать эффективное число ЭП цеха равным сумме эффективных чисел отдельных групп ЭП данного цеха.

Номинальную мощность осветительной нагрузки определяют, как правило, методом удельной мощности:

РУСТ.ОСВ=*F,

где - удельная мощность освещения Вт/м2;

F – площадь цеха, м2.

Максимальную осветительную нагрузку принимают равной средней осветительной нагрузке за наиболее загруженную смену:

РМ.ОСВСМ.ОСВИ.ОСВ* РУСТ.ОСВ

QМ.ОСВ=QСМ.ОСВ= РСМ.ОСВ*tgОСВ

Значения кИ.ОСВ и tgОСВ находят по табл. 2.11, 2.12 стр.53/1/ или по табл. 2.1 стр.82 /2/.

Суммарную цеховую нагрузку определяют путем сложения расчетных значений силовой и осветительной нагрузок:

РМ.ЦЕХАМ.СИЛМ.ОСВ

QМ.ЦЕХА=QМ.СИЛ+QМ.ОСВ

Урок №15

Тема: «Расчет электрических нагрузок в электроустановках напряжением до 1 кВ».


  1. Расчет нагрузок однофазных ЭП.


Если число однофазных ЭП не превышает трех, то при расчете они учитываются как один трехфазный ЭП, имеющий условную номинальную мощность РНОМ.У. Значение этой мощности определяется следующим образом:

а) если ЭП включены на фазное напряжение, то

РНОМ.У=3*РНОМ.Ф,

где РНОМ.Ф – номинальная мощность наиболее загруженной фазы. Под номинальной мощностью каждой фазы понимается мощность однофазного ЭП, включенного в данную фазу.

б) если один ЭП включен на линейное напряжение, то

РНОМ.У=hello_html_m1780cb41.gifНОМ

в) если два или три ЭП включены на линейное напряжение, то

РНОМ.У=3*РНОМ.Ф

В этом случае номинальная мощность каждой фазы определяется по формулам:

hello_html_m4252b435.gifhello_html_4845e966.gifhello_html_m7ba091a9.gif,

где РАВВССА – номинальные мощности ЭП, включенных между фазами А и В, В и С, С и А соответственно.

См. пример расчета на стр.63 /1/.


  1. Определение пиковых нагрузок.


Максимальные нагрузки продолжительностью 1-2 с называются пиковыми. Значения пиковых нагрузок необходимо определять для выбора аппаратов защиты, а также при выполнении расчетов колебаний напряжения в сети.

Пиковый ток группы ЭП определяется по формуле:

IПИК=IПУСК.МАХ+(IМ-kИ*IНОМ.МАХ),

где IПУСК.МАХ – наибольший из пусковых токов двигателей в данной группе;

IНОМ.МАХ – номинальный ток двигателя, имеющего наибольший пусковой ток;

kИ – коэффициент использования ЭП, имеющего наибольший пусковой ток;

IМ – максимальный расчетный ток нагрузки группы ЭП.

В качестве пикового тока одного двигателя принимается его пусковой ток:

IПИК=IПУСК=П* IНОМ,

где П – кратность пускового тока.

При отсутствии данных можно принять для асинхронных двигателей с короткозамкнутым ротором и синхронных двигателей П=5; для асинхронных двигателей с фазным ротором П=2,5.

Величину пикового тока печных и сварочных трансформаторов при отсутствии заводских данных можно принять равной трехкратному номинальному току.


Рекомендации к выполнению расчета электрических нагрузок.


  1. Если nhello_html_3813d461.gif3, то РМ=hello_html_m48df3307.gif, QM=hello_html_m226f196b.gifНОМ ).

  2. Если nhello_html_47aa72e7.gif4, а nЭ<4, то РМ=ЗНОМ); QМ=ЗНОМ*tgНОМ);

При отсутствии данных можно принять КЗ=0,9 – для продолжительного режима работы; КЗ=0,75 – для повторно-кратковременного режима работы.

  1. ЭП, работающие кратковременно или эпизодически, при расчете электрических нагрузок не учитываются.

Урок №16

Практическое занятие №2 – Расчет электрических нагрузок объектов.


Задача №1

От распределительного пункта (РП) получают питание следующие ЭП:

токарный станок с двигателями мощностью 5,5;1,1 и 0,12 кВт;

фрезерный станок с двигателем 4,5 кВт;

два сверлильных станка с двигателями 3 кВт;

сварочный трансформатор дуговой сварки SПАСП=20 кВА; cosПАСП=0,6; ПВ=40%;

два вентилятора с двигателями 1,1 кВт.

Произвести расчет электрических нагрузок для данного РП.

Решение:

  1. Определяем номинальную мощность для каждого ЭП:

  • для токарного станка РНОМ=5,5+1,1+0,12=6,72 кВт;

  • для сварочного трансформатора РНОМ= SПАСП* cosПАСП*hello_html_62820ad7.gif=20*0,6*hello_html_74ffe42b.gif=7,59 кВт;

  • Для остальных ЭП принимаем РНОМПАСП.

Результаты этого и следующих расчетов сводим в таблицу 2.

  1. Определяем суммарную номинальную мощность ЭП:

РНОМ=6,72+4,5+6+7,59+2,2=27,01 кВт.

3. По таблице 2.11 стр.52 /1/ определяем коэффициент использования кИ и cos для каждого ЭП.

  1. Определяем среднюю активную мощность за максимально загруженную смену для каждого ЭП и ее суммарное значение:

  • для токарного станка РСМИ* РНОМ=0,12*6,72=0,81 кВт;

  • для остальных ЭП расчет аналогичен;

  • для всего РП РСМ=0,81+0,54+0,72+1,52+1,32=4,91 кВт

  1. Определяют среднюю реактивную мощность за максимально загруженную смену для каждого ЭП и ее суммарное значение:

  • для токарного станка QСМ= РСМ*tg=0,81*1,73=1,4 кВАр;

  • для остальных ЭП расчет аналогичен;

  • для всего РП QСМ=1,4+0,93+1,25+3,48+0,99=8,05 кВАр.

6. Определяем показатель силовой сборки:

hello_html_f6b6589.gif=hello_html_110a1452.gif=6,9

7. Определяют среднее значение коэффициента использования:

hello_html_m38d612cc.gif=hello_html_3cc3620c.gif

8. Так как m>3 и кИ.С<0,2, то эффективное число ЭП определяем следующим образом:

  • находим самый мощный ЭП в группе РНОМ.МАХ=7,59 кВт;

  • находим количество ЭП, для которых РНОМhello_html_47aa72e7.gifhello_html_m4ec9e9df.gif кВт: n1=3.

  • находим суммарную мощность этих ЭП: Р1=6,72+4,5+7,59=18,81 кВт;

  • находим следующие отношения:

hello_html_ma1d33bc.gif=hello_html_17b3fb1c.gif; hello_html_6dcb6bcc.gif;

  • по таблице 2.14 стр.57 /1/ находим n=0,74;

  • nЭ= n*n=0,74*7=5,18. Принимаем nЭ=5.

  1. По таблице 2.13 стр. 54 /1/ определяем коэффициент максимума кМ=2,6.

  2. Определяем максимальную активную мощность:

РММ* РСМ=2,6*4,91=12,77 кВт.

11. Определяем максимальную реактивную мощность:

QМ=hello_html_m2e657c50.gif* QСМ=1,1*8,05=8,86 кВАр

  1. Определяем максимальную полную мощность:

hello_html_1313c439.gif=hello_html_m7bf53a95.gif кВА

  1. Определяем максимальный ток:

hello_html_46c000aa.gif=hello_html_m196e1500.gif А


Таблица 2


питания и групп

электроприемников

Количество электроприемников

n

Установленная мощность

при ПВ=100%, кВт

Модуль

силовой

сборки

m

Коэффициент использования КИ

Тригонометрическая функция cosφ/tgφ

одного электроприемника РНОМ

общая

рабочая

Σ РНОМ

РП – 1








Токарный станок


1


6,72


6,72



0,12


0,5/1,73


Фрезерный станок


1


4,5


4,5



0,12


0,5/1,73


Сверлильный станок


2


3


6



0,12


0,5/1,73


Сварочный тр – тор


1


7,59


7,59



0,2


0,4/2,29


Вентилятор



2


1,1


2,2



0,6


0,8/0,75

Итого по РП - 1

7

1,1 – 7,59

27,01

6,9

0,18

-



Продолжение таблицы 2


Средняя мощность

за максимально загруженную смену

Эффективное число электроприемников

NЭ

Коэффициент максимума

КМ

Максимальная расчетная

Мощность

Максимальный расчетный ток

IМ, А

активная РСМ, кВт

реактивная QСМ, кВАр

Активная

РМ, кВт

реактивная

QМ, кВАр

Полная

SМ, кВА










0,81


1,4








0,54


0,93








0,72


1,25








1,52


3,48








1,32



0,99







4,91

8,05

5

2,6

12,77

8,86

15,54

23,6









Таблица 3 - Исходные данные к домашней контрольной работе №2 по электроснабжению

hello_html_m2090a087.gif


Задача №1. Выполнить расчет электрических нагрузок для группы ЭП, которые определяются по таблице в соответствии с вариантом: цифра ‘1’ напротив какого-либо ЭП говорит о том, что такой ЭП в группе один; цифра ‘2’ – что их два; отсутствие цифры – о том, что такого ЭП нет в группе.

Задача №2. Выполнить расчет электрических нагрузок для варианта, номер которого на единицу больше номера вашего варианта, исключив из исходных данных самый мощный ЭП. Если же окажется, что таких ЭП два, то они исключаются оба.

Урок №17

Тема: «Защита электрических сетей в установках напряжением до 1 кВ».


  1. Виды защиты сетей.


Согласно ПУЭ электрические сети разделяются на две группы:

  1. защищаемые от токов перегрузки и токов КЗ;

  2. защищаемые только от токов КЗ.

От перегрузки должны быть защищены:

  1. сети внутри помещений, выполненные открыто проложенными проводниками с горючей наружной оболочкой или изоляцией;

  2. осветительные сети в жилых и общественных зданиях, в торговых помещениях, в бытовых помещениях промышленных предприятий, включая сети для бытовых и переносных ЭП (утюгов, чайников и т.д.);

  3. осветительные сети в пожароопасных зонах;

  4. силовые сети промышленных предприятий, жилых и общественных зданий, торговых помещений, когда по условиям технологического процесса может возникнуть длительная перегрузка;

  5. сети всех видов во взрывоопасных зонах.

Все остальные сети не требуют защиты от перегрузки и защищаются только от токов КЗ.


  1. Места установки аппаратов защиты. Понятие об избирательной работе защиты.


Аппараты защиты следует размещать так, чтобы:

  1. обеспечивалось удобство обслуживания;

  2. отсутствовала возможность их механических повреждений;

  3. при операциях с ними или при их действии не возникала опасность для обслуживающего персонала;

  4. они были доступны для обслуживания только квалифицированному персоналу, если у них имеются открытые токоведущие части;

  5. оhello_html_m1caf69b0.pngбеспечивалась селективность (избирательность) их действия. Это значит, что при КЗ на каком-либо участке сети должен сработать защитный аппарат только этого поврежденного участка. Например, на рисунке 8 показана схема защиты сети предохранителями. Говорят, что селективность обеспечивается, если в КЗ в точке К раньше других перегорает плавкая вставка предохранителя F2, рассчитанная на меньший ток (IПЛ.ВСТ.2<IПЛ.ВСТ.1).

Селективность выполняется, если:

1) предохранители F1 и F2 одного типа и токи их плавких вставок отличаются на две или более ступени шкалы; 2) предохранители F1 и F2 разного типа и токи их плавких вставок отличаются на три или более ступеней шкалы.

Если для защиты линий, идущих от подстанции к распределительным пунктам, используются автоматы, то для обеспечения селективности они должны иметь выдержку времени перед срабатыванием. Такие автоматы так и называют селективными.




Рисунок 8 – Схема защиты сети предохранителями.



Урок №18

Тема: «Защита электрических сетей в установках напряжением до 1 кВ».


  1. Выбор предохранителей.


Предохранитель предназначен для защиты от токов КЗ. Он состоит из патрона и плавкой вставки. Основными характеристиками предохранителя являются:

  1. номинальное напряжение предохранителя UНОМ.ПР;

  2. номинальный ток предохранителя (патрона) IНОМ.ПАТР;

  3. номинальный ток плавкой вставки IПЛ.ВСТ – это наибольший ток при длительном протекании которого вставка не плавится.

Выбор предохранителей производят по условиям:

UНОМ.ПРhello_html_47aa72e7.gifUСЕТИ

IНОМ.ПАТРhello_html_47aa72e7.gifIР

IПЛ.ВСТhello_html_47aa72e7.gifIР

IПЛ.ВСТhello_html_m6d572433.gif

К=2,5 – при легких условиях пуска двигателя;

К=1,6 – при тяжелых условиях пуска двигателя.


UСЕТИ –напряжение сети;

IР – максимальный расчетный ток (см. Урок №8);

IПИК – пиковый ток (см. Урок №15).

Последнее условие не используется при выборе предохранителей для электроустановок, не имеющих пускового тока, например, для печей и т.п.


Для сварочных трансформаторов ток плавкой вставки выбирают по условию:

IПЛ.ВСТhello_html_47aa72e7.gif1,2*IНОМ*hello_html_62820ad7.gif

Время срабатывания предохранителя зависит от величины тока. Чем больше отношение hello_html_5d935099.gif (где IK – ток КЗ), тем быстрее сгорает вставка и тем лучше, т.к. то КЗ не успевает оказать разрушающее действие на электрическую сеть. Поэтому можно сделать вывод: IПЛ.ВСТ следует выбирать как можно меньшим.

Надежная защита сети обеспечивается, если выполняется условие:

hello_html_mf1efbe5.gif- для помещений с невзрывоопасной средой;

hello_html_2a4c1f1d.gif- для помещений с взрывоопасной средой.

Расчет тока КЗ не прост и может занять значительное время, поэтому было установлено, что указанное выше условие можно не проверять, если выполняется следующее:

hello_html_m1213e195.gif- для сетей, не требующих защиты от перегрузки;

hello_html_m3466b143.gif- для сетей, требующих защиты от перегрузки при отсутствии взрывоопасной среды или при использовании кабелей с бумажной изоляцией;

hello_html_196f115b.gif- для остальных сетей, требующих защиты от перегрузки;

где IД – длительно допустимый ток проводника, который защищается этим предохранителем.


  1. Выбор автоматов


Автоматический выключатель (автомат) представляет собой сочетание выключателя и расцепителя. Расцепитель – это специальное реле, которое отключает автомат, когда ток превышает определенное значение. Расцепители бывают следующих видов:

  1. тепловой – защищает от перегрузок;

  2. электромагнитный – защищает от КЗ;

  3. комбинированный – состоит из теплового и электромагнитного.

Основными характеристиками автоматов являются:

  1. номинальное напряжение автомата UНОМ.А;

  2. номинальное ток автомата IНОМ.А;

  3. номинальное ток расцепителя IНОМ.РАСЦ – это ток, при длительном протекании которого, расцепитель не срабатывает;

  4. ток уставки расцепителя IУСТ.Т, IУСТ.Э – это наименьший ток, при котором срабатывает расцепитель.

Выбор автоматов производят по условиям:

UНОМ.Аhello_html_47aa72e7.gifUСЕТИ

IНОМ.Аhello_html_47aa72e7.gifIР

IНОМ.РАСЦhello_html_47aa72e7.gifIР

IУСТ.Тhello_html_47aa72e7.gifZ*IР

IУСТ.Эhello_html_47aa72e7.gif(1,21,3)*IПИК

Z=1,25 – для одного ЭП;

Z=1,1 – для группы ЭП.

Надежная защита сети обеспечивается, если выполняется условие:

hello_html_m3e490992.gif -для помещений с невзрывоопасной средой;

hello_html_3977ab26.gif -для помещений с взрывоопасной средой.

Если автомат имеет только электромагнитный расцепитель, то должно выполняться:

hello_html_4e0d686d.gif - при IНОМ.Аhello_html_3813d461.gif100 А;

hello_html_m53a84cc.gif - при IНОМ.А>100 А.

Также как и в случае с предохранителями расчет тока КЗ можно не производить, если выполняется следующее:

hello_html_77c0fdba.gif,

где IД – длительно допустимый ток проводника, который защищается этим автоматом;

а – коэффициент, значение которого определяется по таблице 4.


Таблица 4 – Значение коэффициента а

Тип расцепителя

автомата

Сеть, защищаемая от КЗ и перегрузок

Сеть, защищаемая только от КЗ

Проводники с резиновой и поливинилхлоридной изоляцией

Кабели с бумажной изоляцией

взрывоопасные помещения

Невзрывоопасные помещения

только электромагнитный

0,8

1

1

4,5

тепловой нерегулируемый

1

1

1

1

тепловой регулируемый

1

1

1,25

1,25

Урок №19

Практическое занятие №3 – Выбор защитных аппаратов для электроустановок напряжением до 1 кВ.


Задача №1

Для привода механизма используется асинхронный двигатель (АД), который имеет следующие технические данные: РНОМ=45 кВт; НОМ=91%; cosНОМ=0,9; П=7,5. Выбрать предохранители для защиты данного двигателя, если известно, что для питания используется кабель марки АВВГ.

Решение:

  1. Определяем номинальный ток двигателя:hello_html_m53d4ecad.gif

hello_html_m5e19f37b.gif

  1. Соблюдая условие IНОМhello_html_3813d461.gifIД по таблице 2.8 стр. 43 /1/ принимаем сечение кабеля равным 50 мм2 - IД=110*0,92=101,2 А.

  2. Определяем пусковой ток ЭП:

IПУСК=П* IНОМ=7,5*83,5=626 А

  1. Определяем расчетный ток плавкой вставки:

IПЛ.ВСТ.РАСЧ=hello_html_26afffc3.gif

  1. Соблюдая условия UНОМ.ПРhello_html_47aa72e7.gifUСЕТИ; IНОМ.ПАТР hello_html_47aa72e7.gifIНОМ; IПЛ.ВСТhello_html_47aa72e7.gifIПЛ.ВСТ.РАСЧ по таблице 3.5 стр.139 /2/ выбираем предохранитель типа ПН2 – 400, для которого IНОМ.ПАТР=400 А, IПЛ.ВСТ=300 А.

  2. Вычисляем отношение: hello_html_e8dfd95.gif,

значит, предохранители обеспечивают надежную защиту.


Задача №2

Решить задачу №1 при условии, что для защиты двигателя используется автомат.

Решение:

  1. Определяем номинальный ток двигателя:hello_html_m53d4ecad.gif

hello_html_m5e19f37b.gif

  1. Соблюдая условие IНОМhello_html_3813d461.gifIД по таблице 2.8 стр. 43 /1/ принимаем сечение кабеля равным 50 мм2 - IД=110*0,92=101,2 А.

  2. Определяем пусковой ток ЭП:

IПУСК=П* IНОМ=7,5*83,5=626 А

  1. Соблюдая условия UНОМ.Аhello_html_47aa72e7.gifUСЕТИ; IНОМ.Аhello_html_47aa72e7.gifIНОМ; IНОМ.РАСЦhello_html_47aa72e7.gifIНОМ; IУСТ.Тhello_html_47aa72e7.gif1,25*IНОМ; IУСТ.Эhello_html_47aa72e7.gif1,2*IПУСК по таблице 3.7 стр.146 – 151 /2/ выбираем автомат типа А3710Б, для которого IНОМ.А=160 А, IНОМ.РАСЦ=100 А, IУСТ.Т=125 А, IУСТ.Э=1600 А.

  2. Находим отношение: hello_html_m5dd0a0de.gif,

значит, автомат обеспечивает надежную защиту.

Заметим, что в таблице 3.7 стр.146 – 151 /2/ не указано значение тока уставки теплового расцепителя IУСТ.Т. Однако, известно, что для автоматов серии А3700 значение этого тока в 1,25 раза превышает номинальный ток расцепителя IНОМ.РАСЦ, а поскольку в рассмотренном примере IНОМ.РАСЦ=100 А, то IУСТ.Т=1,25*100=125 А. Узнать во сколько раз превышает ток уставки теплового расцепителя номинальный ток расцепителя для автоматов других типов можно по таблице 24 – 4 стр.598 – 604 /3/. По этой же таблице можно узнать во сколько раз превышает ток уставки электромагнитного расцепителя номинальный ток расцепителя для автоматов разных типов. Это может быть необходимо, когда в таблице, по которой вы производите выбор автомата, отсутствует значение IУСТ.Э.


Задача №3


Стационарный сварочный трансформатор имеет следующие технические данные: SНОМ=100 кВА; ПВ=25%. Выбрать предохранители, если известно, что питание осуществляется проводами марки АПВ, проложенными в трубе.

Решение:

  1. Определяем номинальный ток ЭП:

hello_html_23a3aa34.gif

  1. Так как ПВhello_html_3813d461.gif40% и ориентировочно сечение больше 10 мм2, то его выбор производим по условию: IНОМhello_html_3813d461.gifhello_html_4af5120d.gif. По таблице 2.7 стр. 42 /1/ выбираем сечение 35 мм2, для которого hello_html_3de62b41.gif

  2. Определяем расчетный ток плавкой вставки:

IПЛ.ВСТ.РАСЧ=1,2*IНОМ*hello_html_62820ad7.gif=1,2*151,9*hello_html_6e576367.gif=91,14 А.

  1. Соблюдая условия UНОМ.ПР hello_html_47aa72e7.gifUСЕТИ; IНОМ.ПАТР hello_html_47aa72e7.gifIНОМ; IПЛ.ВСТhello_html_47aa72e7.gifIПЛ.ВСТ.РАСЧ по таблице 3.5 стр.139 /2/ выбираем предохранитель типа ПН2 – 250, для которого IНОМ.ПАТР=250 А IПЛ.ВСТ=100 А.

  2. Вычисляем отношение: hello_html_205d1a05.gif,

значит, предохранители обеспечивают надежную защиту.


Задача №4

Нагревательное устройство имеет следующие данные: РНОМ=17 кВт; cosНОМ=0,95. Выбрать предохранители, если для питания используются провода марки АПВ, проложенные в трубе.

Решение:

  1. Определяем номинальный ток ЭП:hello_html_m53d4ecad.gif

hello_html_2a7de14e.gif

  1. Соблюдая условие IНОМ hello_html_3813d461.gifIД по таблице 2.7 стр. 42 /1/ принимаем сечение проводов равным 4 мм2 - IД=28 А.

  2. Соблюдая условия UНОМ.ПР hello_html_47aa72e7.gifUСЕТИ; IНОМ.ПАТР hello_html_47aa72e7.gifIНОМ; IПЛ.ВСТhello_html_47aa72e7.gifIНОМ по таблице 3.5 стр.139 /2/ выбираем предохранитель типа НПН – 60М, для которого IНОМ.ПАТР=60 А, IПЛ.ВСТ=35 А.

  3. Вычисляем отношение: hello_html_m6bd2a902.gif,

значит, предохранители обеспечивают надежную защиту.









Таблица 3 – Исходные данные к домашней контрольной работе №3 по электроснабжению


вар

Задача №1,2

Задача №3

РНОМ, кВт

cosном

ном, %

П

SНОМ, кВА

ПВ, %

РНОМ, кВт

cosном

1

100

0,88

90,5

7

-

-

5

0,95

2

75

0,88

90

6,5

10

15

-

-

3

55

0,9

90

7

-

-

10

0,95

4

40

0,9

89

7

10

25

-

-

5

30

0,9

88,5

7

-

-

15

0,95

6

22

0,9

87,5

7

10

40

-

-

7

17

0,9

87

7

-

-

20

0,95

8

13

0,88

87,5

7

10

60

-

-

9

10

0,88

87

7

-

-

25

0,95

10

7,5

0,88

85,5

7

16

15

-

-

11

5,5

0,88

85

7

-

-

30

0,95

12

4

0,88

84

7

16

25

-

-

13

3

0,88

82

7

-

-

35

0,95

14

55

0,78

90

6

16

40

-

-

15

40

0,76

89,5

6

-

-

40

0,95

16

30

0,84

89,5

6

16

60

-

-

17

22

0,83

88,5

6

-

-

7

1

18

17

0,8

88

6

25

15

-

-

19

13

0,79

87

6

-

-

12

1

20

10

0,77

84,5

6

25

25

-

-

21

7,5

0,76

83

6

-

-

17

1

22

5,5

0,7

83

6

25

40

-

-

23

4

0,7

82

5,5

-

-

22

1

24

3

0,7

78

4,5

25

60

-

-

25

2,2

0,7

76,5

4,5

-

-

27

1

26

40

0,73

88

5,5

40

15

-

-

27

30

0,73

87,5

5,5

-

-

32

1

28

22

0,73

87

5,5

40

25

-

-

29

17

0,72

86

5,5

-

-

37

1

30

90

0,76

93

5

40

40

-

-

31

75

0,73

92,5

5

-

-

42

1

32

55

0,71

91,5

5

40

60

-

-


Задача №1. Выбрать предохранители для защиты ЭП, который получает питание кабелем марки АВВГ (см. задачу №1, решенную на уроке).

Задача №2. Выбрать автомат для защиты ЭП, который получает питание кабелем марки АВВГ (см. задачу №2, решенную на уроке). Перед решением задачи необходимо увеличить мощность (РНОМ) в 2,5, если она меньше 25 кВт, уменьшить ее в 2,5 раза, если она больше 25 кВт.

Задача №3. Выбрать предохранители для защиты ЭП, который получает питание по проводам марки АПВ, проложенным в трубе. Тип ЭП: сварочный трансформатор – для четных вариантов; нагревательная установка – для нечетных (см. задачи №3 и №4, решенные на уроке).




Урок №20

Тема: «Выбор и расчет электрических сетей на потерю напряжения».


  1. Требования ПУЭ относительно потерь и отклонений напряжения в электрической сети.


Напряжение в любой точке сети промышленного предприятия с течением времени изменяется.

Повышенное напряжение на зажимах электрических машин и аппаратов ускоряет износ их изоляции. Пониженное напряжение вызывает:

  1. для электродвигателей – уменьшение вращающего момента;

  2. для ламп – уменьшение светового потока;

  3. для электротехнологических установок – ухудшение режима работы, например, у сварочных установок ухудшается качество сварки.

Поэтому проводники электрических сетей должны быть проверены на потерю напряжения.

Отклонение напряжения - это отношение разности между фактическим напряжением сети и номинальным напряжением к номинальному напряжению:

hello_html_m67940a0.gif

Согласно ПУЭ допускаются следующие отклонения напряжения:

  1. на зажимах осветительных приборов рабочего освещения от –2,5 до +5%;

  2. на зажимах электродвигателей и аппаратов для их пуска и управления от –5 до +10%;

  3. на зажимах остальных ЭП от –5 до +5%;

  4. в послеаварийных режимах допускается дополнительное понижение напряжения на 5%.


  1. Активное и индуктивное сопротивление проводников.


Провода и кабели обладают активным сопротивлением. Оно определяется по формуле:

R=r0*l,

где l - длина линии, км;

r0 - удельное активное сопротивление, Ом/км; r0 определяют по справочным таблицам или по формуле:

hello_html_468eff2a.gif,

где F – сечение проводника, мм2;

- удельная проводимость, м/(Ом*мм2).

Для медных проводников =54 м/(Ом*мм2).

Для алюминиевых проводников =32 м/(Ом*мм2).

Активное сопротивление проводников зависит от нагрузки: с увеличением тока увеличивается количество теплоты, выделяемой в проводнике; это вызывает увеличение температуры

проводника и, следовательно, его сопротивления.

Проводники, по которым передается энергия переменного тока, помимо активного обладают индуктивным сопротивлением. Оно определяется по формуле:

X=x0*l,

где x0 - удельное индуктивное сопротивление, Ом/км; x0 определяют по справочным таблицам. Индуктивное сопротивление проводников не зависит от нагрузки. Оно зависит от радиуса токоведущей жилы проводника и от расстояния между фазами.

hello_html_m7be1ed03.gif,

где r – радиус провода, м;

DСР – среднее геометрическое расстояние между проводами, м.

hello_html_76d30717.gif,

где DAB , DBC , DCA – расстояния между фазами, м (см. рисунок 9).


hello_html_77caa8b4.png


Рисунок 9 – Размеры, влияющие на х0.


Урок №21

Тема: «Выбор и расчет электрических сетей на потерю напряжения».


  1. Определение потери напряжения в трехфазной линии переменного тока.


hello_html_m2e5af464.png


Рисунок 10 – Схема (а) и векторная диаграмма (б) линии с нагрузкой на конце.


Порядок построения векторной диаграммы:

  1. строим вектор фазного напряжения в конце линии UФ2;

  2. строим вектор тока I под углом 2 к вектору напряжения UФ2 в сторону отставания, т.к. нагрузка имеет активно-индуктивный характер;

3) из конца вектора UФ2 параллельно вектору тока I откладываем вектор падения напряжения в активном сопротивлении линии I*R;

4) из конца вектора I*R под углом 90 к вектору тока I в сторону опережения откладываем вектор падения напряжения в реактивном сопротивлении линии I*X;

  1. соединив полученную точку ‘с с началом вектора UФ2 получим вектор фазного напряжения в начале линии UФ1.

Вектор ас называется падением напряжения в линии. Оно представляет собой геометрическую разность напряжений в начале и в конце линии. Величина UФ называется продольной составляющей линией напряжения. Величина UФ называется поперечной составляющей падения напряжения.

Потеря напряжения – это алгебраическая разность между напряжениями в начале и конце линии.

В сетях до 1 кВ угол очень мал, поэтому потеря напряжения приближенно принимается равной продольной составляющей падения напряжения.

Для трехфазной фазной линии переменного тока потеря напряжения, выраженная в процентах, равна:

hello_html_m53d4ecad.gifhello_html_m5ae3c7af.gif

Очень часто вторым слагаемым пренебрегают, тогда:

hello_html_6edf6ceb.gif


Практическое занятие №4 – Расчет электрических сетей на потерю напряжения.


Задача


Вhello_html_588f63c1.png цехе установлен трансформатор типа ТМ – 400; суммарная цеховая нагрузка составляет SМ.ЦЕХА=320 кВА при cos=0,95. Остальные данные указаны на рисунке 11. Требуется рассчитать электрическую сеть на потерю напряжения.

Решение:

  1. Определяем коэффициент загрузки трансформатора:

hello_html_m7929b912.gif

  1. По таблице 3.16 стр.180 /2/ определяем располагаемую потерю напряжения от шин трансформаторной подстанции (ТП) до ЭП силовой сети: UДОП.ТПЭП=7,89%.

  2. Определяем потерю напряжения в кабеле, питающем РП – 1.

    1. Определяем коэффициент мощности нагрузки РП – 1:

hello_html_8f5eacb.gif; следовательно, tg=1,02.

Согласно таблице 3.12 стр.175 /2/ при

cos=0,7 индуктивное сопротивление



Рисунок 11 – Схема участка электрической сети.


можно не учитывать, если сечение кабеля не превышает 25 мм2.

    1. По таблице П2.1 стр.510-511 /2/ находим r0=0,92 Ом/км.

    2. По таблице П2.3 стр.513 находим x0=0,06 Ом/км.

    3. Подсчитываем искомую потерю напряжения:

hello_html_5d99279c.gif

  1. Определяем располагаемую потерю напряжения от РП – 1 до ЭП:

UДОП.РП1-ЭП=UДОП.ТП-ЭП UТП-РП1=7,89 – 0,48=7,41%

  1. Определяем потерю напряжения от РП – 1 до каждого ЭП.

    1. Согласно таблице 3.12 стр.175 /2/ в данном случае индуктивное сопротивление можно не учитывать для всех ЭП.

    2. По таблице П2.1 стр.510-511 /2/ находим для сечения 4 мм2 r0=7,9 Ом/км, для сечения 2,5 мм2 r0=12,6 Ом/км, для сечения 16 мм2 r0=1,98 Ом/км.

    3. Для ЭП №1 hello_html_11ba8e0e.gif

Производя для остальных ЭП аналогичный расчет, получим: U2=0,84%; U3=0,3%; U4=0,39%; U5=0,65%; U6=0,33%.

Видим, что для всех ЭП U<UДОП.РП1-ЭП.


Урок №22

Тема: «Компенсация реактивной мощности».


  1. Реактивная мощность в СЭС. Определение величины мгновенного и средневзвешенного коэффициента мощности.


Большинство ЭП потребляют как активную, так и реактивную мощность. За счет активной мощности совершается полезная работа: электроэнергия преобразуется в другие виды энергии. Реактивная мощность не связана с полезной работой ЭП. Она расходуется на создание магнитных полей в двигателях, трансформаторах и необходимо для нормальной их работы. Реактивная мощность, вырабатываемая генераторами электростанций, передается по электрической сети к потребителям. Прохождение реактивной мощности по электрической сети приводит:

  1. к увеличению потерь активной мощности.

  2. к увеличению потерь напряжения.

  3. к увеличению числа или мощности трансформаторов.

  4. к увеличению сечения проводников сети.

Мгновенное значение коэффициента мощности равно:

hello_html_2fec62fc.gif,

где Pi , Qi , Si - это активная, реактивная и полная мощности в какой-либо момент времени.

Мгновенное значение коэффициента мощности можно определить по фазометру. Для этого достаточно взглянуть на него.

Средневзвешенный коэффициент мощности – это коэффициент мощности за какой-либо промежуток времени (сутки, год). Его определяют по показаниям счетчиков активной и реактивной энергии:

hello_html_ac00f9a.gif,

где WA, WP – активная и реактивная энергии, потребленные за рассматриваемый промежуток времени.




  1. Мероприятия по увеличению коэффициента мощности.


Коэффициент мощности (cos) – это косинус угла между током и напряжением. Коэффициент мощности на шинах низкого напряжения цеховой ТП обычно составляет 0,7 - 0,8. Такому

значению cos соответствует достаточно большое значение реактивной мощности, что делает СЭС малоэкономичной. Поэтому возникает необходимость компенсации реактивной мощности т.е. увеличение cos.

Мероприятия по увеличению cos делятся на две группы:

1. не требующие применение компенсирующих устройств;

2. связанные с применением компенсирующих устройств.

К первой группе относятся:

1. замена малозагруженных двигателей двигателями меньшей мощности;

2. применение синхронных двигателей вместо асинхронных, когда это допустимо по условиям технологического процесса;

3. ограничение времени работы двигателей и сварочных трансформаторов на холостом ходу;

4. улучшение качества ремонта двигателей;

5. отключение части силовых трансформаторов при малой нагрузке, например, в ночное время, в выходные и праздничные дни.

Ко второй группе относятся:

1. установка конденсаторных батарей (КБ);

2. использование синхронных машин в качестве источников реактивной мощности.

Достоинства КБ: простота, малая стоимость, бесшумность.

Недостатки КБ: пожароопасность, чувствительность к перенапряжениям, возможность только ступенчатого регулирования реактивной мощности путем изменения количества конденсаторов в батарее.

Достоинство синхронных машин: возможность плавного регулирования выдаваемой реактивной мощности путем изменения тока возбуждения.

Недостаток синхронных машин: активные потери на выработку реактивной мощности намного больше, чем у КБ.


Урок №23

Тема: «Компенсация реактивной мощности».


  1. Определение мощности компенсирующих устройств.


Мощность компенсирующего устройства определяется по формуле:

QКУ=QM - QЭМ*(tgM - tgЭ),

где Pм,Qм - максимальные значения активной и реактивной мощности;

Qэ - реактивная мощность, которую может предоставить предприятию энергосистема;

tgM – фактический тангенс угла между током и напряжением;

tgЭ - оптимальный тангенс угла между током и напряжением.

Мощность компенсирующего устройства для одного цеха определяется исходя из того, что оптимальный коэффициент мощности составляет 0,92 – 0,95.

Для того, чтобы у потребителей был экономический стимул к проведению мероприятий по компенсации реактивной мощности введена шкала скидок и надбавок к тарифу за электроэнергию. Другими словами для промышленных потребителей стоимость 1 кВт*ч не является строго определенной величиной. Она зависит от потребляемой реактивной мощности. Если промышленное предприятие повышает свой cos, то потребляемая реактивная мощность снижается и стоимость 1кВт*ч уменьшается. Энергосистема, с которой расплачивается предприятие, контролирует потребляемую или реактивную мощность с помощью счетчиков.

С течением времени электрическая нагрузка изменяется, а вместе с ней изменяется и требуемое значение мощности компенсирующего устройства. Если изменения нагрузки значительны, то используют регулируемые компенсирующие устройства. Обычно это регулирование выполняется автоматически


  1. Размещение компенсирующих устройств.


Возможны два варианта размещения конденсаторов в электрической сети:

1. индивидуальная компенсация, т.е. установка конденсаторов непосредственно у каждого ЭП;

2. групповая компенсация, т.е. установка конденсаторов на распределительных пунктах и подстанциях.

Достоинства индивидуальной компенсации:

1. реактивная мощность уменьшается на всем протяжении электрической сети;

2. не требуется коммутационной аппаратуры для присоединения конденсаторов.

Недостатки индивидуальной компенсации:

1. малое использование конденсаторов, т.к. они отключаются вместе с ЭП;

2. количество конденсаторов получается очень большим, что приводит к увеличению затрат.

Индивидуальная компенсация допускается в редких случаях. Например, для крупных ЭП с очень низким cos и с большим коэффициентом использования (индукционная печь низкой частоты).

Недостатки групповой компенсации:

1. реактивная мощность уменьшается лишь на определенном участке сети.

2. требуется коммутационная аппаратура для присоединения конденсаторов.

Групповая компенсация лишена недостатков, которые имеются у индивидуальной и в целом является более экономичной. На промышленных предприятиях широкое применение находят комплектные конденсаторные установки, которые размещают на КТП.


Урок №24

Практическое занятие №5 – Расчет средневзвешенного коэффициента мощности и компенсирующего устройства.


Задача №1

Исходные данные:

  1. Цех работает в 3 смены.

  2. Средняя активная мощность за максимально загруженную смену:

  • для силовых ЭП РСМ.СИЛ=208,1 кВт;

  • для освещения РСМ.ОСВ=4,5 кВт.

  1. Средняя реактивная мощность за максимально загруженную смену:

  • для силовых ЭП QСМ.СИЛ=157,2 кВАр;

  • для освещения QСМ.ОСВ=1,48 кВАр.

Требуется произвести расчет годового расхода электроэнергии на шинах низкого напряжения.

Решение:

  1. По таблице 2.20 стр.69 /1/ находим годовое число часов работы силовых ЭП ТС и число часов горения ламп электрического освещения ТО: ТС=5870 ч; ТО=4100 ч.

  2. Определяем годовой расход активной электроэнергии для силовых ЭП:

WА.Г.СИЛ= РСМ.СИЛ* ТС=208,1*5870=1221547 кВт*ч

3. Определяем годовой расход активной электроэнергии для осветительных установок:

WА.Г.ОСВ= РСМ.ОСВ* ТО=4,5*4100=18450 кВт*ч

  1. Определяем годовой расход активной электроэнергии по цеху:

WА.Г.ЦЕХА= WА.Г.СИЛ+ WА.Г.ОСВ=1221547+18450=1239997 кВт*ч

5. Определяем годовой расход реактивной электроэнергии для силовых ЭП:

WР.Г.СИЛ= QСМ.СИЛ* ТС=157,2*5870=922746 кВАр*ч

6. Определяем годовой расход реактивной электроэнергии для осветительных установок:

WР.Г.ОСВ= QСМ.ОСВ* ТО=1,48*4100=6068 кВАр*ч

7. Определяем годовой расход реактивной электроэнергии по цеху:

WР.Г.ЦЕХА= WР.Г.СИЛ+ WР.Г.ОСВ=922746+6068=928832 кВАр*ч


Задача №2

Используя данные задачи №1, определить средневзвешенный коэффициент мощности:

Решение:

Для действующих предприятий средневзвешенный коэффициент мощности определяют по показаниям счетчиков активной и реактивной мощности за определенный промежуток времени.

На стадии проектирования его можно определить по формуле:

hello_html_m48d80498.gif


Задача №3

Исходные данные принимаются из задач №1 и №2. Кроме того, известны:

  1. Максимальная активная мощность цеха – РМ.ЦЕХА=233,8 кВт;

  2. Максимальная реактивная мощность цеха – QМ.ЦЕХА=158,68 кВАр.

Требуется произвести компенсацию реактивной мощности и расчет компенсирующего устройства.

Решение:

  1. Определяем действительный тангенс угла между током и напряжением до компенсации:

hello_html_5f240542.gif

Необходимо повысить коэффициент мощности до оптимального значения 0,95, которому соответствует оптимальный тангенс угла tgЭ=0,3287.

  1. Определяем мощность компенсирующего устройства:

QКУ= РМ.ЦЕХА*( tgМ - tgЭ)=233,8*(0,6787-0,3287)=81,83 кВАр

  1. По таблице 16-20 стр.25 /4/ выбираем комплектную конденсаторную установку типа ККУ0,38 – I, номинальная мощность которой составляет QКУ.НОМ=80 кВАр

  2. Определяем коэффициент мощности после компенсации:

hello_html_me648214.gif

hello_html_67dbb6f2.gifкВА

  1. Выбираем силовой трансформатор с учетом компенсирующего устройства на стандартную мощность SНОМ.Т=400 кВА.

Шкала номинальных мощностей трансформаторов: 10, 16, 25, 40, 63, 100, 160, 250, 400, 630, 1000, 1600, 2500 кВА.

  1. Определяем коэффициент загрузки выбранного трансформатора:

hello_html_575e72be.gif

Коэффициент загрузки должен находиться в пределах 0,6 - 0,8.

  1. Определяем тарифную стоимость электроэнергии:

hello_html_71a5c21d.gifруб/(кВт*ч)

b=65 руб/кВА – стоимость 1 кВА присоединенной мощности;

m=0,6 руб/(кВт*ч) – стоимость 1 кВт*ч потребляемой энергии.

Значения b и m указываются в задании на курсовой проект.

  1. Определяем тарифную стоимость электроэнергии до компенсации с учетом надбавки:

hello_html_6c854305.gifруб/(кВт*ч)

Коэффициент надбавки к1 был определен по таблице 9 – 1 стр.269 /5/: к1=6%.

Он определяется в зависимости от действительного тангенса угла между током и напряжением до компенсации tgМ и оптимального тангенса угла между током и напряжением tgЭ.

9. Определяем тарифную стоимость электроэнергии после компенсации с учетом скидки:

hello_html_20ee1b4d.gifруб/(кВт*ч)

Коэффициент скидки к2 был определен по таблице 9 – 1 стр.269 /5/: к2= - 4%.

Он определяется в зависимости от действительного тангенса угла между током и напряжением после компенсации tghello_html_m79a802c9.gif и оптимального тангенса угла между током и напряжением tgЭ. В данном случае tghello_html_m79a802c9.gif=hello_html_3b0b2e8c.gif.

10. Определяем разность в тарифной стоимости электроэнергии:

q=q1q2=0,657 – 0,595=0,062 руб/(кВт*ч)

  1. Определяем экономию стоимости электроэнергии от компенсации реактивной мощности:

N=WА.Г.ЦЕХА* q=1239997*0,062=76879,81 руб.

  1. Определяем эксплуатационные расходы на содержание компенсирующего устройства:

hello_html_31deeeed.gifруб.

hello_html_818f78f.gifруб.,

где рА и рО – нормативные коэффициенты отчислений на амортизацию и обслуживание соответственно, значения которых были определены по таблице 2 – 1 стр.12 /5/;

ККУ – стоимость конденсаторной установки (на сегодняшний день), руб.

13. Определяем время использования максимума нагрузок:

hello_html_526957f7.gifч

По рисунку 2.24 стр.93 /1/ находим время максимальных потерь: max=3600 ч.

14. Определяем стоимость потерь электроэнергии в компенсирующем устройстве:

hello_html_2771f7be.gifруб.

где Р – удельные потери мощности в компенсирующем устройстве, кВт/кВАр, значение которых было определено по таблице 3.3 стр.117 /1/.

15. Определяем годовые эксплуатационные расходы:

С=САОП=1500+160+685=2345 руб.

  1. Определяем срок окупаемости компенсирующего устройства:

hello_html_m7d20fff4.gifгода

  1. Определяем величину разрядного сопротивления для компенсирующего устройства:

hello_html_4fe5c426.gifОм

  1. Выбираем лампу мощностью 15 Вт. Определяем сопротивление одной лампы:

hello_html_5121bc63.gifОм

  1. Определяем количество ламп на одну фазу:

hello_html_m546b90f8.gif

Принимаем три лампы на одну фазу (n=3).

В данном случае следует принимать ближайшее большее значение по сравнению с расчетным. Мощность лампы следует выбирать как можно меньшей, т.к. при увеличении мощности ламп увеличивается и их количество, что ведет к увеличению затрат и расхода электроэнергии.


Урок №25

Тема: «Внутризаводское и внутригородское распределение электроэнергии».


  1. Конструктивное выполнение электрических сетей напряжением выше 1 кВ.


Для передачи электроэнергии напряжением выше 1кВ используют воздушные и кабельные линии.

Воздушные линии состоят из следующих элементов:

1. провода, которые могут быть алюминиевыми, сталеалюминиевыми, медными;

2. изоляторы, которые могут быть фарфоровыми и стеклянными;

3. опоры, которые могут быть деревянными, железобетонными и металлическими;

4. крепежные устройства.

На промышленных предприятиях воздушные линии используют редко из-за того, что большая часть площади предприятий занята различными зданиями и сооружениями, которые создают препятствия для прохождения воздушных линий.

На предприятиях применяют различные способы прокладки кабельных линий: в траншеях, в каналах и туннелях, по эстакадам и галереям. Прокладка кабельной линии в траншее является наиболее простой и экономической. Существуют факторы, ограничивающие прокладку в траншее: необходимость параллельной прокладки большого числа кабелей, агрессивный грунт и т.д. При числе кабелей более шести их прокладывают в каналах, а при числе их более 30 – в туннелях.

Туннель – это проходное кабельное сооружение, оборудованное освещением и вентиляцией.

Когда территория предприятия загружена подземными коммуникациями и количество кабелей идущих в одном направлении велико их прокладывают над землей по открытым эстакадам и закрытым галереям.


  1. Схемы электрических сетей напряжением выше 1 кВ.

ЦТП могут получать питание от ГПП по радиальным и магистральным схемам. При радиальной схеме каждая ЦТП получает питание по отдельной линии, при магистральной схеме несколько ЦТП получают питание по одной магистрали (см. рисунок 12).

Схема электроснабжения промышленного предприятия должна:

1. обеспечивать необходимую надежность питания потребителей;

2. быть простой и удобной в эксплуатации;

3. обеспечивать необходимое резервирование, например, если питание потребителей осуществляется по двум кабельным линиям, то при аварии на одной из них оставшаяся в работе должна принять на себя всю нагрузку и не оказаться при этом перегруженной выше допустимого значения;

4. учитывать перспективы развития предприятия, т.е. должна быть обеспечена возможность подключения дополнительных мощностей без значительного изменения сети;

5. обеспечивать надежную защиту;

6. обеспечивать возможность свободного проведения ремонтных работ;

7. обеспечивать наименьшие потери мощности и электроэнергии в сети, что достигается путем максимального приближения источников питания высокого напряжения к установкам потребителей.


hello_html_e50b1e9.png


Рисунок 12 – Схемы электроснабжения напряжением выше 1 кВ.



Урок №26

Тема: «Внутризаводское и внутригородское распределение электроэнергии».


3. Выбор электрической сети по экономической плотности тока.


hello_html_m1513ad97.png


Рисунок 13 – Зависимость приведенных затрат от сечения.


Суммарные затраты на линию электропередачи (З) зависят от капитальных вложений в линию (К) и от потерь электроэнергии в ней (СП). При увеличении сечения проводников линии уменьшается ее активное сопротивление, а значит и потери электроэнергии. Однако, при этом

увеличивается расход проводникового материала, а в месте с ним и капитальные вложения. При уменьшении сечения проводников линии, наоборот, капитальные вложения уменьшаются, а потери электроэнергии увеличиваются. Существует сечение, при котором суммарные затраты минимальны. Это сечение называется экономическим и определяется по формуле:

hello_html_a3683c.gif,

где jЭК – экономическая плотность тока, А/мм2.

Значения экономической плотности тока установлены ПУЭ. Эти значения зависят от материала и конструкции проводника, а также от времени использования максимума нагрузки Тmах (см. таблицу 2.26 стр.85 /1/). Для изолированных проводников сечением 16мм и менее экономическая плотность тока увеличивается на 40%. После вычисления по формуле выбирается ближайшее стандартное сечение.

По экономической плотности тока не выбирают:

1. Сети до 1 кВ при Тmах (40005000) ч;

2. Линии, идущие к отдельным ЭП напряжением до 1 кВ;

3. Осветительные сети промышленных предприятий, жилых и общественных зданий.


Практическое занятие №6 – Выбор электрической сети по экономической плотности тока.


Задача №1

Цеховая подстанция получает питание кабельной линией напряжением 10 кВ. Марка кабеля ААБ. Максимальная нагрузка SР=500 кВА. Время использования максимума нагрузок ТМАХ=4500 ч. Выбрать сечение кабеля.

Решение:

  1. Определяем максимальный ток:

hello_html_m4025a406.gifА.

  1. По таблице 2.26 стр.85 /1/ находим jЭК=1,4 А/мм2.

  2. Определяем экономическое сечение:

hello_html_4a6de9d5.gifмм2.

Принимаем ближайшее стандартное сечение – 25 мм2. Согласно таблице 2.9 стр.43 /1/ для данного сечения IД=90 А, при этом условие IP hello_html_3813d461.gifIД выполняется.


Задача №2

Решить предыдущую задачу для случая, когда на подстанции установлены два трансформатора, и питание осуществляется двумя кабелями.

Решение:

  1. Считаем, что нагрузка распределена между трансформаторами равномерно, тогда максимальный ток через каждый из кабелей составит:

hello_html_m78642273.gifА.

  1. По таблице 2.26 стр.85 /1/ находим jЭК=1,4 А/мм2. Очевидно, что FЭК получится меньше 16 мм2, поэтому увеличиваем jЭК на 40%: jЭК=1,96 А/мм2.

  2. Определяем экономическое сечение:

hello_html_4a8434dc.gifмм2.

Принимаем ближайшее стандартное сечение – 16 мм2. Проверку проводников на допустимый нагрев электрическим током производим с учетом возможного увеличения тока в послеаварийном режиме, когда вся нагрузка передается по одному кабелю. В этом случае ток, протекающий через кабель, составит:

hello_html_m6f395def.gif=2*IР=2*14,5=29 А.

Согласно таблице 2.9 стр.43 /1/ для сечения 16 мм2 IД=75 А, при этом условие IP hello_html_3813d461.gifIД выполняется.


Урок №27

Тема: «Внутризаводское и внутригородское распределение электроэнергии».


  1. Выбор варианта электроснабжения.


Электроснабжение может быть выполнено различными способами. Например, на подстанции могут быть установлены 1 или 2 трансформатора; схема электроснабжения может быть радиальной или магистральной, питание ЭП может быть выполнено кабелями или проводами, проложенными в трубе и т.д.

Для того, чтобы определить какой из вариантов лучше использовать, производят технико-экономический расчет. Суть такого расчета состоит в том, что для каждого из возможных вариантов определяют приведенные затраты и выбирают тот вариант, для которого эти затраты наименьшие.

Приведенные затраты определяются по формуле :

З=ЕН*К+С,

где Ен = 0,125 - нормативный коэффициент эффективности капиталовложений;

К – вложения, они включают в себя стоимость электрооборудования и затраты на его монтаж;

С – годовые эксплуатационные расходы; они складываются из стоимости потерь электроэнергии (СП), стоимости амортизационных отчислений (СА) и стоимости издержек на обслуживание (СО).

С= СП+ СА+ СО

СП=W*q2,

где W – годовые потери энергии, кВт*ч;

q2 – стоимость 1 кВт*ч.

СА=hello_html_6e780cce.gif; СО=hello_html_243bbc2c.gif;

Где рА – отчисления на амортизацию, %;

рО – отчисления на текущий ремонт и обслуживание, %

Не требуют технико-экономического обоснования решения, принятие которых основано на требованиях ПУЭ и других руководящих документов.


Практическое занятие №7 – Выбор варианта электроснабжения.


Задача.

Выбрать вариант распределения электроэнергии на основании технико-экономического расчета. Данные для выполнения расчета приведены на рисунке 14.

Решение:

Рассматриваем два варианта:

Вариант 1 – участки сети выполняются проводами марки АПВ, проложенными в трубе;

Вариант 2 – участки сети выполняются кабелями марки АВВГ, проложенными в канале.

hello_html_4bf59d18.pngВариант 1.

  1. Выбираем сечение проводов для каждого ЭП по таблице 2.7 стр.42 /1/, соблюдая условие IНОМhello_html_3813d461.gifIД:

F1,2=2 мм2IД=18 А;

F3-7=10 мм2IД=47 А.

2. По таблице П3.2 стр.516-517 /2/ выбираем диаметр труб:

D1,2=15 мм;

D3-7=20 мм.

3. По плану силовой сети с учетом масштаба, а также с учетом спусков, подъемов и изгибов подсчитываем длину проводов и труб:

lПР1=17 м lТР1=16 м

lПР2=10 м lТР2=9 м

lПР3=21 м lТР3=20 м

lПР4=13 м lТР4=12 м

lПР5=19 м lТР5=18 м

lПР6=11 м lТР6=10 м

lПР7=15 м lТР7=14 м


Рисунок 14 – Схема участка цеха.


4. Определяем длину проводов по сечению:

lПРF2= lПР1 +lПР2=17+10=27 м

lПРF10= lПР3 +…+lПР7=21+13+19+11+15=79 м

5. Определяем длину труб по диаметру:

lТРD15= lТР1 +lТР2=16+9=25 м

lТРD20= lТР3 +…+lТР7=20+12+18+10+14=74 м

6. Определяем капитальные затраты на покупку проводов:

КПР=3*(СПРF2* lПРF2+ СПРF10* lПРF10)=3*(5*27+14*79)=3723 руб.,

где СПРF2, СПРF10 – стоимости одного метра провода сечением 2 и 10 мм2 соответственно, руб./м.

7. Определяем капитальные затраты на покупку труб:

КТРТРD15* lТРD15+ СТРD20* lТРD20=25*25+30*74=2845 руб.,

где СТРD15, СТРD20 –стоимости одного метра трубы диаметром 15 и 20 мм соответственно, руб./м.

8. Определяем капитальные затраты на затяжку проводов в трубы:

КЗАТ= СЗАТF2* lПРF2+ СЗАТF10* lПРF10=5*27+5,5*79=570 руб.,

где СЗАТF2, СЗАТF10 – стоимости затяжки одного метра провода сечением 2 и 10 мм2 соответственно, руб./м.

9. Определяем капитальные затраты на монтаж труб:

КМОНТ= СМОНТD15* lТРD15+ СМОНТD20* lТРD20=10*25+11*74=1064 руб.,

где СМОНТD15, СМОНТD20 –стоимости монтажа одного метра трубы диаметром 15 и 20 мм соответственно, руб./м.

10. Определяем капитальные затраты по первому варианту:

КI= КПР + КТР + КЗАТ + КМОНТ =3723+2845+570+1064=8202 руб.

11. Определяем стоимость амортизационных отчислений:

СА=hello_html_m5749433.gif руб.

12. Определяем стоимость издержек на обслуживание:

СО=hello_html_6ad46d1d.gif руб.

13. Определяем стоимость потерь электроэнергии:

СП=W*q2=4602*1=4602 руб.

W=W1,2+W3-7=246+4356=4602 кВт*ч

W1,2=3*hello_html_43f3329e.gif*R 1,2*MAX*10-3=3*82*0,427*3000*10-3=246 кВт*ч

W3-7=3*hello_html_m536b616b.gif*R 3-7*MAX*10-3=3*442*0,25*3000*10-3=4356 кВт*ч

R 1,2=ROF2*lПРF2=15,8*10-3*27=0,427 Ом

R 3-7=ROF10*lПРF10=3,16*10-3*79=0,25 Ом,

здесь значение MAX принимается из предыдущих расчетов, а значения удельного активного сопротивления по таблице П2.1 стр.510 - 511 /2/.

14. Определяем полные ежегодные расходы по первому варианту:

СI=CА0П=197+82+4602=4881 руб.

15. Определяем приведенные затраты по первому варианту:

ЗI=0,125*КI+ СI=0,125*8202+4881=5906 руб.


Вариант 2.

1. Выбираем сечение кабеля для каждого ЭП по таблице 2.8 стр.43 /1/, соблюдая условие IНОМhello_html_3813d461.gifIД:

F1,2=2,5 мм2IД=19*0,92=17,5 А;

F3-7=16 мм2IД=60*0,92=55,2 А.

2. Принимаем длину кабеля равной длине провода, тогда:

lКF2,5 =lПРF2=27 м

lКF16 =lПРF10=79 м

3. Определяем капитальные затраты на покупку кабеля:

ККАБКF2,5* lКF2,5+ СКF16* lКF16=30*27+40*79=3970 руб.,

где СКF2,5, СКF16 – стоимости одного метра кабеля сечением 2,5 и 16 мм2 соответственно, руб./м.

4. Определяем капитальные затраты на монтаж кабеля:

КМОНТМОНТF2,5* lКF2,5+ СМОНТF16* lКF16=15*27+16*79=1669 руб.,

где СМОНТF2,5, СМОНТF16 – стоимости монтажа одного метра кабеля сечением 2,5 и 16 мм2 соответственно, руб./м.

5. Определяем капитальные затраты на изготовление концевых заделок:

КЗАД=2*(nКF2,5* СЗАДF2,5+ nКF16* СЗАДF16)=2*(2*20+5*20)=280 руб.,

где СЗАДF2,5, СЗАДF16 – стоимости изготовления одной заделки для кабеля сечением 2,5 и 16 мм2 соответственно, руб./шт.

nКF2,5, nКF16 – количество кабелей сечением 2,5 и 16 мм2 соответственно.

6. Определяем капитальные затраты по второму варианту:

КII= ККАБ + КМОНТ + КЗАД =3970+1669+280=5919 руб.

7. Определяем стоимость амортизационных отчислений:

СА=hello_html_20ebf744.gif руб.

8. Определяем стоимость издержек на обслуживание:

СО=hello_html_b4fed9.gif руб.

9. Определяем стоимость потерь электроэнергии:

СП=W*q2=2914*1=2914 руб.

W=W1,2+W3-7=196+2718=2914 кВт*ч

W1,2=3*hello_html_43f3329e.gif*R 1,2*MAX*10-3=3*82*0,34*3000*10-3=196 кВт*ч

W3-7=3*hello_html_m536b616b.gif*R 3-7*MAX*10-3=3*442*0,156*3000*10-3=2718 кВт*ч

R 1,2=ROF2,5*lПРF2,5=12,6*10-3*27=0,34 Ом

R 3-7=ROF16*lПРF16=3,16*10-3*79=0,156 Ом

10. Определяем полные ежегодные расходы по второму варианту:

СII=CА0П=142+59+2914=3115 руб.

11. Определяем приведенные затраты по второму варианту:

ЗII=0,125*КII+ СII=0,125*5919+3115=3855 руб.

Как видим, затраты по второму варианту меньше, чем затраты по первому варианту (ЗIII), поэтому к исполнению принимаем вариант 2.


Урок №28


Практическое занятие №8 – Выбор варианта электроснабжения.


Задача.

hello_html_66b7890e.png


hello_html_m4504e755.png


Рисунок 15 – Варианты выполнения схемы электроснабжения.

Выбрать вариант распределения электроэнергии на основании технико-экономического расчета.

Решение:

Рассматриваем два варианта:

Вариант 1 – радиальная схема.

Вариант 2 – магистральная схема.

Производим расчет по первому варианту.

1. Выбираем сечение проводов для каждого ЭП по таблице 2.7 стр.42 /1/, соблюдая условие IНОМhello_html_3813d461.gifIД:

F1-3,7-9=2 мм2IД=18 А;

F4-6,10-12=10 мм2IД=47 А.

2. По таблице П3.2 стр.516-517 /2/ выбираем диаметр труб:

D1-3,7-9=15 мм;

D4-6,10-12=20 мм.

3. По плану силовой сети с учетом масштаба, а также с учетом спусков, подъемов и изгибов подсчитываем длину проводов, кабелей и труб:

lПР1=8 м lТР1=7 м

lПР2=10 м lТР2=9 м

lПР3=8 м lТР1=7 м

lПР4=6 м lТР4=5 м

lПР5=4 м lТР5=3 м

lПР6=6 м lТР6=5 м

lК1=17 м

lПР7=8 м lТР7=7 м

lПР8=10 м lТР8=9 м

lПР9=8 м lТР9=7 м

lПР10=6 м lТР10=5 м

lПР11=4 м lТР11=3 м

lПР12=6 м lТР12=5 м

lК2=5 м


4. Определяем длину проводов по сечению:

lПРF2= lПР1 +lПР2+ lПР3 +lПР7+ lПР8 +lПР9=8+10+8+8+10+8=52 м

lПРF10= lПР4 +lПР5+ lПР6 +lПР10+ lПР11 +lПР12=6+4+6+6+4+6=32 м

5. Определяем длину труб по диаметру:

lТРD15= lТР1 +lТР2+ lТР3 +lТР7+ lТР8 +lТР9 =7+9+7+7+9+7=46 м

lТРD20= lТР4 +lТР5+ lТР6 +lТР10+ lТР11 +lТР12=5+3+5+5+3+5=26 м

6. Определяем капитальные затраты на покупку проводов:

КПР=3*(СПРF2* lПРF2+ СПРF10* lПРF10)=3*(5*52+14*32)=2124 руб.,

где СПРF2, СПРF10 – стоимости одного метра провода сечением 2 и 10 мм2 соответственно, руб./м.

7. Определяем капитальные затраты на покупку труб:

КТРТРD15* lТРD15+ СТРD20* lТРD20=25*46+30*26=2530 руб.,

где СТРD15, СТРD20 –стоимости одного метра трубы диаметром 15 и 20 мм соответственно, руб./м.

8. Определяем капитальные затраты на затяжку проводов в трубы:

КЗАТ= СЗАТF2* lПРF2+ СЗАТF10* lПРF10=5*52+5,5*32=436 руб.,

где СЗАТF2, СЗАТF10 – стоимости затяжки одного метра провода сечением 2 и 10 мм2 соответственно, руб./м.

9. Определяем капитальные затраты на монтаж труб:

КМОНТ.ТР= СМОНТD15* lТРD15+ СМОНТD20* lТРD20=10*46+11*26=746 руб.,

где СМОНТD15, СМОНТD20 –стоимости монтажа одного метра трубы диаметром 15 и 20 мм соответственно, руб./м.

10. Выбираем сечение кабеля для каждого РП по таблице 2.9 стр.43 /1/, соблюдая условие IМhello_html_3813d461.gifIД:

FК1,2=50 мм2 - IД=110 А.

11. Определяем капитальные затраты на покупку кабеля:

ККАБКF50* (lК1+ lК2)=400*(17+5)=8800 руб.,

где СКF50 – стоимость одного метра кабеля сечением 50 мм2, руб./м.

12. Определяем капитальные затраты на монтаж кабеля:

КМОНТ.КАБМОНТF50*(lК1+ lК2)=30*(17+5)=660 руб.,

где СМОНТF50 – стоимость монтажа одного метра кабеля сечением 50 мм2, руб./м.

13. Определяем капитальные затраты на изготовление концевых заделок:

КЗАД=2*nКF50* СЗАДF50=2*2*22=88 руб.,

где СЗАДF50 – стоимости изготовления одной заделки для кабеля сечением 50 мм2, руб./шт.

nКF50 – количество кабелей сечением 50 мм2.

14. По таблице 3.3 стр.137 /2/ выбираем распределительные шкафы типа ШР11 – 73509, которые рассчитаны на подключение 8 ЭП: 4 через предохранители с IНОМ.ПАТР=100 А и 4 через предохранители с IНОМ.ПАТР=60 А.

15. Определяем капитальные затраты на покупку РП:

КРПРП*nРП=2200*2=4400 руб.

где nРП – количество РП.

16. Определяем капитальные затраты по первому варианту:

КI= КПР + КТР + КЗАТ + КМОНТ.ТРКАБМОНТ.КАБЗАДРП =2124+2530+436+746+8800+660+88+4400=19784 руб.

17. Определяем стоимость амортизационных отчислений:

СА=hello_html_18c3bfa7.gif руб.

18. Определяем стоимость издержек на обслуживание:

СО=hello_html_67b6253a.gif руб.

19. Определяем стоимость потерь электроэнергии:

СП=W*q2=3495*1=3495 руб.

W=W1-3,7-9+W4-6,10-12+WК1,2=473+1762+1260=3495 кВт*ч

W1-3,7-9=3*hello_html_74931aa5.gif*R1-3,7-9*MAX*10-3=3*82*0,822*3000*10-3=473 кВт*ч

W4-6,10-12=3*hello_html_m3041b4c3.gif*R4-6,10-12*MAX*10-3=3*442*0,101*3000*10-3=1762 кВт*ч

WК1,2=3*hello_html_1cf8b057.gif*RК1,2*MAX*10-3=3*1002*0,014*3000*10-3=1260 кВт*ч

R1-3,7-9=ROF2*lПРF2=15,8*10-3*52=0,822 Ом

R4-6,10-12=ROF10*lПРF10=3,16*10-3*32=0,101 Ом

RК1,2=ROF50*(lК1+ lК2)=0,64*10-3*(17+5)=0,014 Ом

здесь значение MAX принимается из предыдущих расчетов, а значения удельного активного сопротивления по таблице П2.1 стр.510 - 511 /2/.

20. Определяем полные ежегодные расходы по первому варианту:

СI=Cа0П=474+198+3495=4167 руб.

21. Определяем приведенные затраты по первому варианту:

ЗI=0,125*КI+ СI=0,125*19784+4167=6640 руб.


Расчет ведем по второму варианту.

1. Определяем расчетный ток для каждого участка электрической сети:

IР1= IР2= IР7= IР8=IНОМ1=8 А;

IР4= IР10= IНОМ1+IНОМ4=8+44=52 А;

IР3= IР9= IНОМ2+IНОМ3=8+8=16 А;

IР5= IР11= IНОМ1+IНОМ4+IНОМ5=8+44+44=96 А;

IР6= IР12= IНОМ2+IНОМ3+IНОМ6=8+8+44=60 А.

2. Выбираем сечение проводов для каждого ЭП по таблице 2.7 стр.42 /1/, соблюдая условие IРhello_html_3813d461.gifIД:

F1-3,7-9=2 мм2IД=18 А;

F4,6,10,12=16 мм2IД=60 А;

F5,11=50 мм2 - IД=130 А.

3. По таблице П3.2 стр.516-517 /2/ выбираем диаметр труб:

D1-3,7-9=15 мм;

D4,6,10,12=25 мм;

D5,11=40 мм.

4. По плану силовой сети с учетом масштаба, а также с учетом спусков, подъемов и изгибов подсчитываем длину проводов, кабелей и труб:

lПР1=3 м lТР1=2 м

lПР2=3 м lТР2=2 м

lПР3=3 м lТР1=2 м

lПР4=3 м lТР4=2 м

lПР5=10 м lТР5=9 м

lПР6=12 м lТР6=11 м

lК1=5 м

lПР7=3 м lТР7=2 м

lПР8=3 м lТР8=2 м

lПР9=3 м lТР9=2 м

lПР10=3 м lТР10=2 м

lПР11=4 м lТР11=3 м

lПР12=6 м lТР12=5 м


5. Определяем длину проводов по сечению:

lПРF2= lПР1+lПР2+lПР3 +lПР7+lПР8+lПР9=3+3+3+3+3+3=18 м

lПРF16= lПР4+ lПР6 +lПР10+lПР12=3+12+3+6=24 м

lПРF50= lПР5+ lПР11=10+4=14 м

6. Определяем длину труб по диаметру:

lТРD15= lТР1 +lТР2+ lТР3 +lТР7+ lТР8 +lТР9 =2+2+2+2+2+2=12 м

lТРD25= lТР4 +lТР6 +lТР10+lТР12=2+11+2+5=20 м

lТРD40= lТР5+lТР11=9+3=12 м

7. Определяем капитальные затраты на покупку проводов:

КПР=3*(СПРF2* lПРF2+ СПРF16* lПРF16+ СПРF50* lПРF50)=3*(5*18+20*24+40*14)=3390 руб.,

где СПРF2, СПРF16, СПРF50 – стоимости одного метра провода сечением 2, 16 и 50 мм2 соответственно, руб./м.

8. Определяем капитальные затраты на покупку труб:

КТРТРD15* lТРD15+ СТРD25* lТРD25+ СТРD40* lТРD40=25*12+35*20+47*12=1564 руб.,

где СТРD15, СТРD25, СТРD40 –стоимости одного метра трубы диаметром 15, 25 и 40 мм соответственно, руб./м.

9. Определяем капитальные затраты на затяжку проводов в трубы:

КЗАТ= СЗАТF2* lПРF2+ СЗАТF16* lПРF16+ СЗАТF50* lПРF50=5*18+6*24+10*14=374 руб.,

где СЗАТF2, СЗАТF16, СЗАТF50 – стоимости затяжки одного метра провода сечением 2, 16 и 50 мм2 соответственно, руб./м.

10. Определяем капитальные затраты на монтаж труб:

КМОНТ.ТР= СМОНТD15* lТРD15+ СМОНТD25* lТРD25+ СМОНТD40* lТРD40=10*12+12*20+18*12=576 руб.,

где СМОНТD15, СМОНТD25, СМОНТD40 – стоимости монтажа одного метра трубы диаметром 15, 25 и 40 мм соответственно, руб./м.

11. Выбираем сечение кабеля для РП по таблице 2.9 стр.43 /1/, соблюдая условие IМhello_html_3813d461.gifIД:

FК1=120 мм2 - IД=200 А.

12. Определяем капитальные затраты на покупку кабеля:

ККАБКF120* lК1=640*5=3200 руб.,

где СКF120 – стоимость одного метра кабеля сечением 120 мм2, руб./м.

13. Определяем капитальные затраты на монтаж кабеля:

КМОНТ.КАБМОНТF120*lК1=44*5=220 руб.,

где СМОНТF120 – стоимость монтажа одного метра кабеля сечением 120 мм2, руб./м.

14. Определяем капитальные затраты на изготовление концевых заделок:

КЗАД=2*nКF120* СЗАДF120=2*1*26=52 руб.,

где СЗАДF120 – стоимости изготовления одной заделки для кабеля сечением 120 мм2, руб./шт.

nКF120 – количество кабелей сечением 120 мм2.

15. По таблице 3.3 стр.137 /2/ выбираем распределительный шкаф типа ШР11 – 73708, который рассчитан на 5 отходящих линий с предохранителями с IНОМ.ПАТР=250 А. Стоимость такого шкафа КРП=2000 руб.

16. Определяем капитальные затраты по первому варианту:

КII= КПР + КТР + КЗАТ + КМОНТ.ТРКАБМОНТ.КАБЗАДРП =3390+1564+374+576+3200+220+52+2000=11376 руб.

17. Определяем стоимость амортизационных отчислений:

СА=hello_html_m72c40543.gif руб.

18. Определяем стоимость издержек на обслуживание:

СО=hello_html_m37aa9c59.gif руб.

  1. Определяем стоимость потерь электроэнергии:

СП=W*q2=2871*1=2871 руб.

W=W1,2,7,8+W3,9+W4,10+W5,11+W6,12=86+173+292+746+1166+ +408=2871 кВт*ч

W1,2,7,8=3*hello_html_2179fca1.gif*R 1,2,7,8*MAX*10-3=3*82*0,15*3000*10-3=86 кВт*ч

W3,9=3*hello_html_m4c1da095.gif*R 3,9*MAX*10-3=3*162*0,075*3000*10-3=173 кВт*ч

W4,10=3*hello_html_4c669d2.gif*R 4,10*MAX*10-3=3*522*0,012*3000*10-3=292 кВт*ч

W5,11=3*hello_html_46fe7792.gif*R 5,11*MAX*10-3=3*962*0,009*3000*10-3=746 кВт*ч

W6,12=3*hello_html_351851e3.gif*R 6,12*MAX*10-3=3*602*0,036*3000*10-3=1166 кВт*ч

Wк=3*hello_html_m2dfbe0ff.gif*R К*MAX*10-3=3*1802*0,0014*3000*10-3=408 кВт*ч

R 1,2,7,8=ROF2*(lпр1+lпр2+lпр7+ lпр8)=12,6*10-3*(3+3+3+3)=0,15 Ом

R 3,9=ROF2*(lпр3+lпр9)=12,6*10-3*(3+3)=0,075 Ом

R 4,10=ROF16*(lпр4+lпр10)=1,98*10-3*(3+3)=0,012 Ом

R 5,11=ROF50*lпрF50=0,64*10-3*14=0,009 Ом

R 6,12=ROF16*(lпр6+lпр12)=1,98*10-3*(12+6)=0,036 Ом

R к=ROF120*lк1=0,27*10-3*5=0,0014 Ом

  1. Определяем ежегодные эксплуатационные расходы по второму варианту:

СII=Cа0П=273+114+2871=3258 руб.

  1. Определяем приведенные затраты по второму варианту:

ЗII=0,125*КII+ СII=0,125*11375+3258=4680 руб.

Видим, что затраты по второму варианту меньше, чем затраты по первому варианту (ЗII< ЗI), поэтому к исполнению принимаем второй вариант.


Урок №29

Тема: «Выбор количества и места расположения подстанций».


  1. Определение центра электрических нагрузок. Выбор количества ЦТП. Выбор места расположения ЦТП и РП.

Координаты центра электрических нагрузок (ЦЭН) находят по формулам:

hello_html_m345946cf.gifhello_html_m3a901bc2.gif

РНОМ i , Хi , Yi – номинальная мощность и координаты на плане цеха i-ого ЭП.

Физический смысл ЦЭН состоит в том, что при размещении в нем ЦТП суммарные затраты на электрическую сеть будут минимальными. Это объясняется тем, что уменьшается протяженность электрических сетей напряжением до 1 кВ, а следовательно, уменьшаются стоимость этих сетей и потери электроэнергии в них.

Далеко не всегда удается разместить ЦТП в ЦЭН. Препятствиями для этого могут быть электрические или другие установки, занимающие данное место, условия среды и т.д. В любом случае следует стремиться максимально приближать ЦТП к ЦЭН.

Питание ЭП цеха чаще всего производится от одной подстанции. Две или более ЦТП сооружаются для крупногабаритных цехов, а также для цехов большой мощности (SМ4000 кВА).

Место расположения РП определяют исходя из следующих условий:

  1. РП должен быть приближен к ЭП, для которых он предназначен;

  2. не должно быть обратных потоков электроэнергии, т.к. это приводит к перерасходу проводникового материала и увеличению потерь электроэнергии (см. рисунок 16).

Исключение составляют взрывоопасные зоны, в которых устанавливать РП запрещено. Для таких цехов сооружают специальное помещение, в котором устанавливают все РП. Это помещение отделяется от взрывоопасных зон стеной без проемов и, как правило, располагается рядом с ЦТП.


hello_html_308491d7.png

Рисунок 16 – Размещение распределительных пунктов.



Практическое занятие №9 – Выбор места расположения ЦТП.


Задача.


hello_html_m3afe5a6d.png


Рисунок 17 – Расположение цеховой подстанции.


Выбрать место расположения ЦТП для цеха, план которого изображен на рисунке 17 (для каждого ЭП указаны: в числителе – номер по плану, в знаменателе – номинальная мощность).

Решение:

  1. Находим координаты каждого ЭП на плане цеха:

х1=4 х2=10 х3=16 х4=4 х5=10 х6=16 х7=4 х8=10 х9=16

у1=11 у2=11 у3=11 у4=7 у5=7 у6=7 у7=3 у8=3 у9=3

  1. Находим координаты центра электрических нагрузок:

hello_html_f8ce3a.gif

hello_html_52dfde11.gif

  1. В данном случае поместить подстанцию в центре электрических нагрузок невозможно, т.к. это место занято оборудованием. Принимаем место расположения подстанции таким образом, чтобы она была максимально приближена к центру электрических нагрузок.


Урок №30

Тема: «Выбор числа и мощности трансформаторов на подстанции».


  1. Выбор числа трансформаторов.


Правильный выбор числа и мощности трансформаторов является одним из основных вопросов рационального построения СЭС. Это объясняется тем, что трансформаторы являются наиболее дорогостоящими из всех элементов электрической сети.

Наиболее распространены одно- и двухтрансформаторные подстанции. Подстанции с тремя и большим числом трансформаторов являются более дорогими. Однако они могут быть необходимы в случае установки раздельных трансформаторов для питания силовых и осветительных нагрузок.

Однотрансформаторные подстанции применяют для питания ЭП П и Ш категории. Для таких подстанций предусматривают связь с соседней подстанцией по сети низкого напряжения (см. рисунок 18). Сечение кабельной перемычки выбирают таким, чтобы при нарушении электроснабжения от основного источника питания по ней можно было бы запитать 25-30 % нагрузки подстанции. Следует заменить, что именно благодаря такой перемычке можно обеспечивать питание аварийного и эвакуационного освещения и не предусматривать для них отдельного источника.


hello_html_m28151d8a.png

Двухтрансформаторные подстанции применяются при значительном числе ЭП I и П категории, а также в тех случаях, когда нельзя применить однотрансформа-торную подстанцию из-за отсутствия централизован-ного складского резерва и возможности замены повре-дившегося трансформатора за время не более 1 суток. Кроме того, они целесообразны, если нагрузка значи-тельно изменяется в течение суток или года. В таких случаях можно обеспечить оптимальную загрузку путем отключения одного из трансформаторов в период минимальных нагрузок.




Рисунок 18 – Упрощенная схема

однотрансформаторной подстанции.


  1. Выбор мощности трансформаторов.


Мощность силовых трансформаторов в нормальных условиях должна обеспечивать питание всех электроприемников. При этом нагрузка трансформатора не должна вызывать сокращения срока его службы.

При выборе мощности трансформаторов следует добиваться как экономичного режима работы, так и обеспечения резервирования питания ЭП при отключении одного из трансформаторов. В этом случае оставшейся в работе трансформатор должен принять на себя всю нагрузку и не оказаться при этом перегруженным выше допустимого значения. Следует заметить, что в таких случаях для уменьшения нагрузки можно отключать неответственные ЭП, с целью облегчить работу трансформаторов, если, конечно, такие ЭП имеются.

При проектировании мощность трансформаторов ЦТП выбирается так, чтобы их коэффициент загрузки находился в приделах 0,60,8. Это делается с расчетом на то, что мощность питаемой нагрузки может увеличиться в перспективе.

При выборе мощности трансформаторов в СЭС следует стремиться к применению не более

2-3 стандартных мощностей. Это ведет к сокращению их складского резерва. Желательно при этом чтобы все трансформаторы были одинаковой мощности, но такое решение не всегда выполнимо.


Урок №31

Тема: «Выбор числа и мощности трансформаторов на подстанции».


3. Допустимые перегрузки трансформаторов.


Различают аварийные и систематические перегрузки трансформаторов. Аварийная перегрузка допускается в исключительных условиях в течение ограниченного времени, когда перерыв электроснабжения потребителей недопустим. Величина допустимой аварийной перегрузки зависит от ее продолжительности.


Таблица 4 – Аварийные перегрузки трансформаторов и автотрансформаторов.


Масляные трансформаторы

Сухие трансформаторы

Перегрузка %

Продолжительность

перегрузки, мин

Перегрузка %

продолжительность

перегрузки, мин

30

120

10

75

40

80

20

60

60

45

30

45

75

20

40

32

100

10

50

18

200

1,5

60

5


Для масляных трансформаторов допускается аварийная перегрузка на 40 % в течение не более 5 суток. При этом продолжительность перегрузки в каждые сутки должна быть не более 6 часов, а коэффициент заполнения суточного графика нагрузки должен быть не выше 0,75. На время перегрузки должны быть приняты меры по усилению охлаждения трансформатора (включены вентиляторы дутья, резервные охладители и т.д.).

Систематическая перегрузка трансформатора допускается за счет неравномерности графика нагрузки в течение суток или года. При этом в период максимальных нагрузок износ изоляции превышает норму, а в период минимальных он ниже нормы. Таким образом, систематическая перегрузка не вызывает уменьшения срока службы трансформатора.

Допустимая систематическая перегрузка за счет неравномерности суточного графика зависит от коэффициента его заполнения и продолжительности максимума нагрузки (см. рисунок 5.23 стр.182 /1/).

В зимнее время допускается дополнительная перегрузка трансформаторов с масляным

охлаждением на один процент за каждый процент недогрузки летом, но не более чем на 15 %.



Урок №32

Практическое занятие №10 – Определение числа и мощности трансформаторов на подстанции.


Задача.

Исходные данные: SОЖИД.=246,7 кВА; q2=0,595 руб/(кВт*ч); max=3600 ч.

Требуется произвести выбор числа и мощности трансформаторов на подстанции путем технико-экономического сравнения вариантов.

Решение: Намечаем по ожидаемой нагрузке после компенсации реактивной мощности два варианта:

Вариант №1 – один трансформатор SНОМ.ТР=400 кВА; hello_html_m5ba3ef0a.gif;

Вариант №2 – два трансформатора SНОМ.ТР=160 кВА; hello_html_73617daa.gif.

Находим данные трансформаторов по таблице 29 – 1 стр.(245 – 252) /6/ и сводим их в таблицу 5:


Таблица 5 – Технические данные трансформаторов.


SНОМ.ТР, кВА

U, кВ

РХХ, кВт

РКЗ, кВт

IХХ, %

UКЗ, %

Цена, руб.

1

400

10/0,4

0,92

5,5

2,1

4,5

62500

2

160

10/0,4

0,46

2,65

2,4

4,5

40200


Расчет ведем по первому варианту.

1. Определяем потери реактивной мощности при работе трансформатора на холостом ходу:

hello_html_6d4bd1bd.gifкВАр.

2. Определяем потери реактивной мощности при работе трансформатора под нагрузкой:

hello_html_30743964.gifкВАр.

3. Определяем приведенные потери активной мощности при работе трансформатора на холостом ходу:

hello_html_326a51e1.gifкВт,

где кИ.П – коэффициент изменения потерь, принимаемый в соответствии с рекомендациями стр. 468 /7/.

  1. Определяем приведенные потери активной мощности при работе трансформатора под нагрузкой:

hello_html_m53a02cff.gifкВт.

5. Определяем полные приведенные потери активной мощности трансформатора:

hello_html_m7c73bbab.gifкВт.

6. Определяем эксплуатационные расходы на содержание трансформаторов:

hello_html_193d2332.gifруб.;

hello_html_767d712c.gifруб.;

где отчисления на амортизацию рА, % и отчисления на текущий ремонт и обслуживание рО, % были определены по таблице 4.1 стр.152 /1/.

7. Определяем стоимость потерь электроэнергии:

СП=W*q2=13608*0,595=8096,8 руб.;

W=Р*max=3,78*3600=13608 кВт*ч.

8. Определяем годовые эксплуатационные расходы:

СIАОП=3937,5+625+8096,8=12659,3 руб.

9. Определяем приведенные затраты по первому варианту:

ЗII+0,125*КТР=12659,3+0,125*62500=20471,8 руб.


Расчет по второму варианту производим аналогично.

1. hello_html_341530af.gif кВАр.

2. hello_html_4f78b924.gif кВАр.

3. hello_html_5b58cf3e.gif кВт.

4. hello_html_m75afcb62.gif кВт.

5. hello_html_2d62b11d.gif кВт.

6. hello_html_m562e8ff0.gif руб.;

hello_html_1857fa56.gifруб.

7. СП=W*q2=17568*0,595=10453 руб.;

W=Р*max=4,88*3600=17568 кВт*ч.

8. СIIАОП=5065,2+804+10453=16322,2 руб.

  1. ЗII=СII+0,125*2*КТР=16322,2+0,125*2*40200=26372,2 руб.

Как видим, затраты по первому варианту меньше затрат по второму варианту (ЗIII), поэтому к исполнению принимаем вариант №1.


Урок №33

Тема: «Короткие замыкания в СЭС».


  1. Виды КЗ. Причины их возникновения.


При проектировании СЭС учитывается не только нормальные режимы работы электроустановок, но и аварийные режимы. Одним из аварийных режимов является короткое замыкание.

Коротким замыканием называют любое, не предусмотренное нормальным режимом работы электрическое соединение различных точек электроустановки между собой или с землей, при котором токи в электроустановке резко возрастают, превышая наибольший допустимый ток нормального режима.

Различают следующие виды КЗ (см. рисунок 19):

1. Трехфазное – три фазы соединяются между собой;

2. Двухфазное – две фазы соединяются между собой без соединения с землей;

3. Двойное замыкание на землю – две фазы соединяются между собой и с землей;

4. Однофазное – одна фаза соединяется с нейтралью источника через землю.

Причины возникновения КЗ:

  1. Механическое повреждение изоляции (например, при земляных работах);

  2. Падение опор воздушных линий;

  3. Старение или увлажнение изоляции;

hello_html_7320478d.png


Рисунок 19 – Виды КЗ.


  1. Перекрытие фаз животными, птицами, посторонними предметами или вследствие атмосферных перенапряжений;

  2. Неправильные действия персонала, например, отключение нагруженной линии разъединителем.


  1. Последствия КЗ. Составляющие тока КЗ.


Последствия КЗ:

1. Прекращение питание потребителей присоединенных к точкам, в которых произошло КЗ;

2. Нарушение нормальной работы ЭП, подключенных к неповрежденным участкам сети вследствие понижения напряжения;

3. Частичное или полное разрушение электрических машин, аппаратов и устройств под действием дуги, возникающей в месте КЗ;

4. Повышенный нагрев токоведущих частей и изоляции, что может привести к пожару в РУ, кабельных сетях и стать причиной дальнейшего развития аварии;

Для уменьшения последствий КЗ необходимо как можно быстрее отключить поврежденный участок, что достигается применением быстродействующих выключателей и релейной защиты с минимальной выдержкой времени.


Ток КЗ состоит из двух составляющих: апериодической iat и периодической iпt (см. рисунок 20). Апериодическая составляющая в начальный момент КЗ имеет значение ia0. С течением времени ее значение уменьшается до нуля без перемены знака. Периодическая составляющая изменяется по синусоидальной кривой с частотой равной частоте нормального режима работы.

Полный ток КЗ iкt определяется сложением апериодической и периодической составляющих. Как видно из рисунка 20 наибольшее значение полного тока наблюдается через полпериода (через 0,01 с при частоте 50 Гц) после начала КЗ. Этот ток называется ударным током КЗ iу.



hello_html_54539915.jpg


Рисунок 20 – Процесс КЗ.



Урок №34

Тема: «Короткие замыкания в СЭС».


  1. Схема замещения для расчета токов КЗ.


Для расчетов токов КЗ составляют расчетную схему СЭС, а на ее основе схему замещения.

Расчетная схема представляет собой упрощенную однолинейную схему, на которой указывают все элементы СЭС и их параметры, влияющие на ток КЗ. Здесь же указывают точки, в которых необходимо определить ток КЗ. Схема замещения представляет собой электрическую схему соответствующую расчетной схеме, в которой все магнитные связи заменены электрическими и все элементы СЭС представлены сопротивлениями. Генераторы, трансформаторы большой мощности, воздушные линии и реакторы обычно представляются в схеме замещения индуктивными сопротивлениями, т.к. их активное сопротивление во много раз меньше индуктивного. Кабельные линии 6-10 КВ и трансформаторы небольшой мощности в схеме замещения представляются индуктивными и активными сопротивлениями.

Все сопротивления подсчитывают в именованных единицах (в Омах) или в относительных единицах. Способ подсчета сопротивлений на результат расчета токов КЗ не влияет. При использовании системы относительных единиц все расчетные данные приводятся к базовому напряжению и базовой мощности. За базовую мощность принимают 100 МВА или 1000 МВА.

За базовое напряжение принимают среднее номинальное напряжение той ступени, для которой

определяется ток КЗ.


Школа UСР: 230; 115; 37; 10,5; 6,3; 0,69; 0,4 кВ.

hello_html_m7171be75.png


Рисунок 21 – Расчетная схема и схема замещения участка СЭС.



  1. Преобразование схем замещения и определение токов КЗ.


По результатам расчета токов КЗ производят:

  1. выбор и проверку электрических аппаратов и токоведущих частей;

  2. выбор и проверку уставок релейной защиты.

Величина тока КЗ зависит от результирующего сопротивления от источника до точки КЗ z и определяется по формуле:

IП,0=hello_html_m3368e0e1.gif

где IП,0 – начальное значение периодической составляющей тока КЗ, кА;


Сопротивление z можно найти, если преобразовать схему замещения. Преобразование заключается в приведении схемы к простому виду, при котором в ней останется всего одно сопротивление, которое и будет результирующим.

При расчетах токов КЗ в электроустановках напряжением выше 1 кВ активным сопротивлением можно пренебречь, если r<hello_html_5b41b703.gif, тогда

IП,0=hello_html_7fd21ac5.gif

При расчетах токов КЗ в сетях до 1 кВ учитывают все короткозамкнутой цепи как активные, так и индуктивные. Также учитывают сопротивления всех переходных контактов в этой цепи. Для установок напряжением до 1 кВ при расчетах токов КЗ считают, что подведенное к цеховому трансформатору напряжение неизменно и равно его номинальному напряжению.

Ударный ток КЗ определяется по формуле:

iУ=hello_html_m20df9de3.gifУ*IП,0,

где КУ – ударный коэффициент тока КЗ.

hello_html_656800b.gif,

где ТА=hello_html_m6d9a8326.gif - постоянная времени апериодической составляющей тока КЗ.

КУ можно также определить по рисунку 6.2 стр.228 /1/ или по рисунку 7.4 стр.358 /2/.


Урок №35

Тема: «Короткие замыкания в СЭС».


  1. Ограничение токов КЗ.


Ток КЗ оказывает на электрические аппараты и токоведущие части термическое и электродинамическое воздействие. Термическое заключается в повышенном нагреве, который может вызвать выгорание изоляции, оплавление проводников и т.д. Электродинамическое воздействие заключается в том, что при КЗ возникают значительные усилия, которые могут вызвать механическое разрушение электрической сети.

Кhello_html_m2e1b210d.pngаждый электрический аппарат может выдержать определенное значение тока КЗ. Аппараты, которые способны выдержать больший ток КЗ являются более дорогими. Что же касается токоведущих частей, то чем выше их сечение, тем больший ток КЗ они могут выдержать. Из вышесказанного следует, что большой ток КЗ может стать причиной увеличения затрат на электрическую сеть, т.к. придется применять более дорогие электрические аппараты и проводники большего сечения. Этого можно избежать, если принять специальные меры по ограничению токов КЗ.

Способы ограничения токов КЗ:

  1. Раздельная (не параллельная) работа трансформаторов и питающих линий, что увеличивает сопротивление короткозамкнутой цепи и, следовательно, уменьшает ток КЗ.

  2. Применение токоограничивающих реакторов. Их устанавливают в РУ. Можно устанавливать для каждой линии отдельный реактор (рис. 22, а), или применять один реактор на 3 – 4 линии (рис. 22, б).


Рисунок 22 - Варианты размещения реакторов.

3. Применение трансформаторов с расщепленной обмоткой, сопротивление которых больше, чем у обычных трансформаторов той же мощности.


Практическое занятие №11 – Расчет тока КЗ и проверка шин на электродинамическую устойчивость.


Задача.

Рассчитать ток КЗ и проверить шины на электродинамическую стойкость. Максимальный расчетный ток цеха на стороне 0,4 кВ IМ.ЦЕХА=350 А.

Решение:

1. Соблюдая условие IМ.ЦЕХАhello_html_3813d461.gifIД по таблице 1.3.31 /8/ выбираем алюминиевые шины размером 30х4 мм, для которых длительно допустимый ток равен IД=365 А.

2. Составляем расчетную схему для определения токов КЗ, а по ней схему замещения.


hello_html_5e3905e1.png

а) расчетная б) замещения


Рисунок 23 – Схемы для расчета тока КЗ.


3. Расчет ведем в именованных единицах, принимая Uб=400 В.

  1. Определяем активное и индуктивное сопротивления трансформатора:

hello_html_m1dfb205.gifмОм;

hello_html_6b3f4c37.gifмОм.

  1. Находим по таблице 2.64 стр.176 /9/, что для алюминиевых шин размером 30х4 мм r0=0,269 мОм/м, а x0=0,206 мОм/м при среднем геометрическом расстоянии между фазами аСР=20 мм.

Определяем активное и индуктивное сопротивление шин от выводов силового трансформатора до точки КЗ, принимая длину шин lШ=6 м:

r4=rШ=r0*lШ=0,269*6=1,61 мОм;

x3=xШ=x0*lШ=0,205*6=1,24 мОм.

  1. Определяем сопротивление переходных контактов в соответствии с рекомендациями, приведенными на стр.167 /10/: rk = r5 =15 мОм.

  2. Определяем результирующие активное и индуктивное сопротивления:

r=r2+r4+r5=5,9+1,61+15=22,51 мОм;

x=x1+x3=17,85+1,24=19,09 мОм.

  1. Определяем ток КЗ в точке К1:

IП,0=hello_html_md0b6251.gif кА.

  1. Находим ударный коэффициент тока КЗ по рисунку 6.2 стр.228 /1/ при hello_html_m6545d5cc.gif=hello_html_4d0f66de.gif: КУ=1,025.

  2. Определяем ударный ток КЗ в точке К1:

iУ=hello_html_m20df9de3.gifУ*IП,0=hello_html_m20df9de3.gif*1,025*7,82=11,3 кА.

  1. Определяем расстояние между фазами:

hello_html_m538a8747.gifмм.

Определяем максимальное усилие, действующее на шинную конструкцию, принимая расстояние между изоляторами l=50 см:

F=hello_html_m6a1de450.gifН.

  1. Определяем изгибающий момент, действующий на шины:

hello_html_624d3b7c.gifН*м.

  1. Определяем момент сопротивления шин, полагая, что они расположены плашмя: hello_html_m53d4ecad.gif

hello_html_m40275f59.gifсм3.

  1. Определяем напряжение в материале шин от изгиба:

hello_html_m596268a.gifМПа

Для алюминиевых шин ДОП=75 МПа, условие РАСЧhello_html_3813d461.gifДОП выполняется, значит, шины динамически устойчивы.


Урок №36

Тема: «Заземление и зануление в электроустановках».


  1. Основные понятия и определения.


При обслуживании электроустановок (ЭУ) представляют опасность неизолированные токоведущие части, находящиеся под напряжением. Кроме этого опасны и те части ЭУ, которые нормально не находятся под напряжением, но могут оказаться под напряжением при повреждении изоляции (корпуса электродвигателей, баки трансформаторов и т.д.). Для защиты людей от поражения электрическим током при повреждении изоляции применяются различные защитные меры. К ним относятся заземление и зануление.

Заземлением называется преднамеренное электрическое соединение частей установки с заземляющим устройством.

Заземляющее устройство состоит из заземлителя и заземляющих проводников.

Заземлитель – это один или несколько соединенных между собой проводников, находящихся в соприкосновении с землей.

Заземляющий проводник – это проводник, соединяющий заземляемые части с заземлителем.

Различают три вида заземлений:

  1. защитное, необходимое для безопасного обслуживания ЭУ;

  2. рабочее, обеспечивающее нормальную работу ЭУ;

  3. грозозащитное, которое служит для защиты сооружений и ЭУ от перенапряжений.

Занулением в ЭУ до 1 кВ называется преднамеренное электрическое соединение частей ЭУ, нормально не находящихся под напряжением, с глухозаземленной нейтралью трансформатора или генератора.



  1. Величины сопротивлений заземляющих устройств.


ПУЭ установили следующие значения сопротивлений защитных заземляющих устройств:

  1. в ЭУ выше 1 кВ с глухозаземленной нейтралью сопротивление заземляющего устройства должно быть не более 0,5 Ом.

  2. в ЭУ выше 1 кВ с изолированной нейтралью сопротивление заземляющего устройства должно быть не более hello_html_m383069e.gif и не более 10 Ом (IЗ – ток замыкания на землю).

Если заземляющее устройство служит одновременно и для установок до 1 кВ, то его сопротивление быть не более hello_html_124589a1.gif и не более 10 Ом.

  1. в ЭУ до 1 кВ с глухозаземленной нейтралью сопротивление заземляющего устройства должно быть не более 2,4 и 8 Ом при линейных напряжениях 660, 380 и 220 В соответственно.

4) в ЭУ до 1 кВ с изолированной нейтралью сопротивление заземляющего устройства должно быть не более не более 4 Ом. Если общая мощность генераторов и трансформаторов ЭУ не превышает 100 кВА, то сопротивление заземляющего устройства может быть не более 10 Ом.

Если заземляющее устройство является общим для ЭУ различных напряжений, то величина его сопротивления не должна превышать наименьшую из требуемых величин для каждой из этих ЭУ.


Урок №37

Тема: «Заземление и зануление в электроустановках».


3. Конструктивное выполнение сети заземления.

Различают естественные и искусственные заземлители.

В качестве естественных заземлителей используют: стальную броню и свинцовые оболочки силовых кабелей, проложенных в земле; металлические конструкции зданий и сооружений, имеющие надежный контакт с землей; трубопроводы проложенные в земле. Не допускается использовать в качестве естественных заземлителей трубопроводы горючих жидкостей и газов, алюминиевые оболочки кабелей.

Если естественные заземлители не обеспечивают требуемое значение сопротивления заземляющего устройства, то применяют искусственные заземлители. Обычно они выполняются из электродов, соединенных на глубине 0,5 – 0,7 м с помощью сварки стальной полосой. В качестве электродов рекомендуется использовать стержни диаметром 12 – 14 мм и длиной 5 м, которые обеспечивают малое сопротивление, т.к. проникают в глубокие влажные слои грунта. Сечение стальной полосы должно быть не менее 48 мм2, толщина – не менее 4 мм.

В качестве заземляющих проводников могут быть использованы: специально предусмотренные для этой цели проводники; стальные трубы электропроводок; алюминиевые оболочки кабелей; металлические открыто проложенные трубопроводы, кроме трубопроводов горючих и взрывоопасных смесей, канализации, центрального отопления и т.д.






Практическое занятие №12 – Расчет заземляющих устройств.


Задача №1.

Рассчитать заземление подстанции 10/0,4 кВ.

Решение:

  1. В качестве вертикальных заземлителей принимаем стержневые электроды диаметром d=12 мм и длиной l=3 м. Верхние концы электродов располагаем на глубине t1=0,7 м от поверхности земли. В качестве горизонтальных заземлителей используем стальную полосу размером bh=404 мм. Считаем, что грунт в месте сооружения заземления – суглинок.

  2. Для стороны 10 кВ допустимое значение сопротивления заземляющего устройства составляет 10 Ом, а для стороны 0,4 кВ – 4 Ом. Поскольку заземляющее устройство является общим для установок различных напряжений, то за расчетное сопротивление заземляющего устройства принимаем наименьшее из допустимых: RЗ=4 Ом.

  3. Предварительно с учетом площади, занимаемой подстанцией намечаем расположение заземлителей по контуру с расстоянием между вертикальными электродами а= 3 м. Длина контура lК=54 м.

  4. По таблице 8-1 стр.412 /7/ находим удельное сопротивление грунта: =100 Ом*м. По таблице 8-2 стр.413 /7/ находим повышающие коэффициенты, учитывающие высыхание грунта летом и промерзание его зимой, соответствующие четвертой климатической зоне, для вертикальных и горизонтальных электродов: КВ=1,2; КГ=2,0.

  5. Определяем расчетные удельные сопротивления грунта для вертикальных и горизонтальных электродов:

РАСЧ.В= КВ*=1,2*100=120 Ом*м;

РАСЧ.Г= КГ*=2,0*100=200 Ом*м.

  1. Определяем сопротивление одного вертикального электрода:

hello_html_m3249e8c0.gifОм,

где t – расстояние от уровня земли до середины электрода:

t=t1+0,5*l=0,7+0,5*3=2,2 м.

7. По таблице 8-5 стр.415 /7/ предварительно принимаем коэффициент использования вертикальных заземлителей КИ.В=0,5 (отношение расстояния между электродами к их длине равно hello_html_m26979f15.gif=1, число вертикальных электродов в соответствии с планом подстанции составляет 19).

Определяем примерное число вертикальных электродов:

hello_html_3dca9114.gif.

8. Определяем сопротивление горизонтальных электродов, принимая их коэффициент использования КИ.Г=0,27 по таблице 8-7 стр.416 /7/:

hello_html_m1784a7c6.gifОм.

9. Уточняем необходимое сопротивление вертикальных электродов:

hello_html_56d461c5.gifОм.

  1. Определяем число вертикальных электродов при коэффициенте использования КИ.В=0,5, принятом по таблице 8-5 стр.415 /7/ при N=22 и hello_html_m26979f15.gif=1:

hello_html_104b6a36.gif.

Окончательно принимаем к установке 19 вертикальных электродов.

В данном случае следует принимать ближайшее большее целое число электродов.

Задача №2.

Рассчитать зануление цеха.

Решение:

hello_html_m220aa465.png

Рисунок 24 – Схема расчета зануления цеха.


Расчет зануления производится для одного наименее мощного ЭП цеха, а если таких ЭП несколько, то выбирается тот из них, который наиболее удален от цеховой подстанции.

1. Определяем сопротивление жилы кабеля:

rКАБ.=r0.К*lКАБ=1,25*10-3*10=0,0125 Ом.

2. Определяем сопротивление провода:

rПР.=r0.ПР*lПР=12,6*10-3*20=0,252 Ом.

3. Определяем сопротивление трубы:

hello_html_1389e71f.gifОм,

где сечение трубы было найдено следующим образом:

hello_html_520a7015.gifмм2.

4. Определяем сопротивление петли фаза – нуль, пренебрегая ее индуктивным сопротивлением:

zПТ=2* rКАБ+ rПР+rТР=2*0,0125+0,252+0,0144=0,2914 Ом.

5. По таблице 7.4 стр.264 находим полное сопротивление трансформатора при замыкании на корпус: zТ=0,065 Ом.

  1. Определяем ток однофазного КЗ:

hello_html_167f959a.gifА.

7. Определяем кратность тока КЗ по отношению к номинальному току плавкой вставки предохранителя, защищающего ЭП:

hello_html_3a58044f.gif>3,

значит при однофазном КЗ произойдет надежное отключение.



Урок №38

Тема: «Управление, учет и сигнализация в СЭС».


  1. Управление электрооборудованием. Системы сигнализации и блокировки.


Возможно два способа управления электрическими аппаратами – местное и дистанционное. При местном управлении аппарат включается и отключается на месте его установки, а при дистанционном на расстоянии, со щита управления.

Действие устройств управления сопровождается работой устройств сигнализации: горение красной лампы показывает, что аппарат включен, зеленой – что отключен. Такая сигнализация называется сигнализацией положения аппаратов. Кроме нее применяют предупреждающую и аварийную сигнализации.

Предупреждающая сигнализация выполняется чаще всего со световым сигналом. Она извещает персонал о ненормальном режиме работы всей электроустановки или отдельной ее части (перегрузки, замыкания на землю). Также она срабатывает при неисправностях в цепях релейной защиты и автоматики, например, при исчезновении или недопустимом снижении напряжения источника оперативного тока.

Аварийная сигнализация служит для предупреждения персонала об отключении выключателя релейной защитой. Она выполняется сочетанием звукового и светового сигналов. Назначение звукового сигнала – привлечь внимание персонала, светового – указать на отключившийся аппарат.

Иhello_html_15436926.pngзвестно, что если при включенном выключателе отключать разъединитель, то на его контактах возникает электрическая дуга, которая может привести к аварии. для предотвращения ошибочных действий выключатели и находящиеся в их цепи разъединители оборудуются специальными блокировками. Смысл такой блокировки в следующем: оба разъединителя и выключатель имеют замки и один ключ на всех; чтобы отключить разъединитель необходимо вставить в его замок ключ, в тоже время ключ находится в замке выключателя и вынуть его можно только при отключенном выключателе.



  1. Виды учета электроэнергии.


Предусматривают расчетный и технический учеты электроэнергии.

Расчетным учетом электроэнергии называется учет выработанной, а также отпущенной потребителям электроэнергии для денежного расчета за нее. Счетчики, которые применяют для расчетного учета, называются расчетными счетчиками. В настоящее время для расчета предприятий с энергосистемой применяют две системы тарифов: одноставочный и двухставочный.

При одноставочном тарифе предприятие оплачивает только фактически потребленную электроэнергию по показаниям счетчика. Стоимость электроэнергии:

СЭ=m*WА,

где m – тарифная ставка, руб./кВт*ч;

WА – количество потребленной энергии, кВт*ч.

По одноставочному тарифу расплачиваются предприятия с присоединенной мощностью до 750 кВА. Присоединенная мощность – это суммарная мощность трансформаторов и электродвигателей напряжением выше 1 кВ, напряжение которых совпадает с напряжением линии питающей предприятие.

Двухставочный тариф применяется для предприятий с присоединенной мощностью более 750 кВА. в этом случае кроме основной ставки за фактически потребляемую энергию предусматривается дополнительная ставка за присоединенную мощность. Стоимость электроэнергии:

СЭ=m*WА+в*SПРИСОЕД.,


где в – стоимость 1 кВА присоединенной мощности, руб./кВА.

Двухставочный тариф дает следующие преимущества:

  1. У потребителей появляется дополнительный стимул компенсировать реактивную мощность hello_html_m62c4c90f.gif.

  2. У предприятий появляется стимул выравнивать свой график нагрузки.

И то и другое ведет к сокращению потерь электроэнергии.

Техническим учетом электроэнергии называется учет для контроля расхода электроэнергии, а используемые для этого счетчики называются счетчиками технического учета или контрольными счетчиками.



Урок №39

Тема: «Автоматизация СЭС».


  1. Виды автоматики в СЭС.


Помимо устройств релейной защиты в СЭС применяют устройства автоматики. Основной функцией таких устройств является повышение надежности электроснабжения, что особенно важно для предприятий, имеющих ЭП I категории. Автоматика позволяет перевести большинство подстанций на работу без постоянного дежурного персонала, что сокращает эксплуатационные расходы и число аварий по вине персонала. Основными требованиями, предъявляемыми к устройствам автоматики, являются простота и надежность действия.

В СЭС применяют следующие устройства автоматики:

1) Автоматическое включение резерва (АВР). При исчезновении напряжения на шинах, от которых получает питание потребитель, устройство АВР подключает его к другому источнику питания.

2) Автоматическое повторное включение (АПВ). Его назначение состоит в том, чтобы повторно включить какой-либо элемент СЭС после того, как он был отключен релейной защитой. Расчет делается на то, что большинство возникающих КЗ являются самоустраняющимися. Например, отключения воздушных линий очень часто происходят из-за схлестывания проводов ветром, перекрытия изоляции и т.д. При быстром отключении релейной защитой воздушной линии возникающая при КЗ дуга не успевает нанести повреждения, поэтому при повторном включении после некоторой паузы восстанавливается нормальное электроснабжение потребителей.

3) Автоматическая частотная разгрузка (АЧР). Данное устройство отключает неответственные потребители, если частота становится ниже допустимого уровня.


2. Устройство АВР в установках до 1 кВ.


На подстанциях, питающих ЭП I категории, применение АВР является обязательным. Все устройства АВР должны удовлетворять следующим основным требованиям:

  1. время действия должно быть минимально возможным;

  2. устройство АВР не должно работать до отключения выключателя рабочего источника, иначе произойдет включение резервного источника на КЗ;

  3. действие АВР должно быть однократным: если резервный источник включается на КЗ, то должно последовать быстрое отключение и АВР не должно сработать вновь.

Рассмотрим схему АВР в установках напряжением до 1 кВ, которая находит широкое применение на цеховых подстанциях, питающих ЭП I категории.

При исчезновении напряжения на н6изкой стороне трансформатора Т1 теряют питание реле напряжениям и , включается реле времени . Через некоторое время оно замыкает свой контакт


  1. Диспетчеризация и телемеханизация в СЭС.


Одновременно с появлением автоматики в электроснабжении возникла необходимость иметь централизованное управление всей СЭС с одного пункта. Такая система управления называется диспетчеризацией. для ее осуществления на промышленных предприятиях создаются диспетчерские службы, задачами которых являются:

  1. обеспечение надежного электроснабжения потребителей;

  2. обеспечение экономичного режима работы СЭС;

  3. соблюдение графика ремонтов;

  4. организация учета электроэнергии;

  5. проведение мероприятий по выравниванию суточного графика нагрузки.

Для выполнения этих задач диспетчер должен получать информацию о состоянии отдельных элементов СЭС и управлять их работой. В тоже время многие из элементов СЭС значительно удалены от диспетчерского пункта, поэтому использование обычных средств контроля, сигнализации и управления становится трудновыполнимым и экономически невыгодным. Поэтому применяют специальные устройства, называемые телемеханическими. Эти устройства позволяют преобразовывать информацию об объекте, удаленном на значительное расстояние, в сигналы и передавать их по линиям связи. Вопрос о том, стоит ли применять телемеханизацию и если стоит, то в каком объеме, во всех случаях должен решаться путем выполнения технико-экономического расчета.


  1. Средства телемеханизации.


К средствам телемеханизации относятся устройства телеуправления, телесигнализации и телеизмерения.

Телеуправление – это передача на расстояние сигналов, которые приводят в действие исполнительные органы объектов управления.

Телесигнализация – это передача на расстояние сигналов о состоянии управляемых объектов.

Телеизмерение – это передача на расстояние сигналов, которые содержат информацию о режиме работы объекта (величина напряжения, тока, давления, температуры и т.д.).

Любая телемеханическая система включает в себя передающее устройство, приемное устройство и соединяющий их канал связи. Передающие и приемные устройства размещают на диспетчерском пункте и на контролируемых объектах. В качестве каналов связи могут быть использованы кабельные и воздушные линии, радиолинии, телефонная сеть.

Телемеханические устройства делятся на многопроводные и малопроводные. Во многопроводных устройствах в качестве каналов связи используют многожильные кабели. В этом случае импульсы, передаваемые по разным жилам, служат для выполнения разных операций. Такие системы отличаются простотой и надежностью, но связаны с большим расходом проводникового материала и применяются, когда требуется передача сигналов на сравнительно небольшие расстояния. В малопроводных устройствах большое число импульсов передается по одной паре проводов, причем каждой выполняемой операции соответствует импульс имеющий свои отличительные признаки. К отличительным признакам, применяемым в устройствах телемеханики, относятся: частота, продолжительность импульса, амплитуда, продолжительность паузы между импульсами.


Урок №40

Тема: «Перенапряжения. Защита от перенапряжений».


  1. Общие сведения о перенапряжениях.


hello_html_m3bf8be41.png


Рисунок 26 – Классификация перенапряжений.


Перенапряжением называется повышение напряжения свыше номинального значения, представляющее опасность для изоляции.

Перенапряжения подразделяют на внутренние и атмосферные. В свою очередь внутренние делят на режимные, коммутационные и дуговые. Режимные перенапряжения возникают в электроустановках (ЭУ) при изменениях режима их работы, например, при отключении КЗ, при резких изменениях нагрузки и т.д. Коммутационные перенапряжения возникают при разрывах цепи переменного тока, содержащих емкость или индуктивность, например, при отключении токов холостого хода трансформаторов, линий электропередачи и т.д. Дуговые перенапряжения возникают в ЭУ напряжением выше 1 кВ при однофазных замыканиях на землю.

Атмосферные перенапряжения возникают вследствие воздействия на ЭУ грозовых разрядов. Их подразделяют на индуцированные перенапряжения и перенапряжения от прямого удара молнии. Индуцированные перенапряжения возникают при грозовом разряде вблизи ЭУ: грозовые разряды всегда связаны с протеканием тока большой величины, этот ток создает сильное магнитное поле, которое наводит в токоведущих частях ЭУ ЭДС. Наибольшую опасность представляют перенапряжения от прямого удара молнии, амплитуда которых может составлять несколько миллионов вольт.


  1. Типы разрядников.


Разрядник – это электрический аппарат, предназначенный для защиты изоляции от перенапряжений. По конструкции разрядники делят на трубчатые (рис.27, а)и вентильные (рис.27, б).

Трубчатые разрядники используют для защиты от атмосферных перенапряжений. Фибровая трубка 1 с одной стороны закрыта металлической крышкой, на которой укреплен электрод 2. На другом конце трубки укреплено металлическое кольцо 3. При перенапряжении промежутки S1 и S2 пробиваются, и ток грозового разряда уходит в землю. При этом величина перенапряжения снижается. В трубке образуется дуга, от высокой температуры которой фибра выделяет водород. Этот газ устремляется к открытому концу трубки, что создает продольное дутье. Благодаря этому дуга гаснет при первом же прохождении тока через ноль. Промежуток S2 служит для того, чтобы трубка разрядника не находилась под напряжением постоянно, что может вызвать преждевременный износ трубки.

Вентильный разрядник имеет несколько искровых промежутков 1 и вилитовые диски 2. Особенностью вилитовых дисков является то, что их сопротивление, также как и диода, зависит от величины приложенного напряжения, поэтому такие разрядники и называют вентильными. При перенапряжении происходит пробой искровых промежутков и через разрядник протекает ток. Напряжение электроустановки, в которую включен разрядник, снижается, что приводит к резкому увеличению сопротивления вилитовых дисков и ток через разрядник прекращается.

Требования к разрядникам:

  1. пробой искрового промежутка разрядника должен происходить раньше пробоя изоляции оборудования;

  2. при отсутствии перенапряжения не должно быть пробоя искрового промежутка;

  3. при срабатывании разрядника напряжение должно снижаться до значения безопасного для оборудования;

  4. после исчезновения перенапряжения ток, протекающий через разрядник, должен отключаться как можно быстрее.



Урок №41

Тема: «Перенапряжения. Защита от перенапряжений».


  1. Молниезащита подстанций, зданий и сооружений.


Электрооборудование защищается от прямых ударов молний с помощью молниеотводов. Любой молниеотвод состоит из четырех основных элементов: молниеприемника 1, несущей конструкции 2, токоотвода 3 и заземлителя 4. Вокруг молниеотвода имеется зона, не поражаемая грозовым разрядом, которая называется зоной защиты молниеотвода. Защищаемые от молний объекты должны располагаться внутри этой зоны. Эти объекты делят на три категории:

I – здания и сооружения со взрывоопасными помещениями класса В-I и В-II, электростанции и подстанции;

II – здания и сооружения со взрывоопасными помещениями, не относимые к I категории;

III – все остальные здания и сооружения.

Защита от прямых ударов молний выполняется:

для I категории – отдельно стоящими стержневыми или тросовыми молниеотводами;

для II категории одним из следующих способов:

  • отдельно стоящими стержневыми или тросовыми молниеотводами;

  • стержневыми молниеотводами, установленными на здании;

  • заземлением металлической кровли;

  • заземленной металлической сеткой с размерами ячеек не более 6х6 м, накладываемой на неметаллическую кровлю.

для III категории – также как и для II категории, но размер металлической сетки можно брать 12х12 м или 6х24 м.




Список

  1. Липкин

  2. Рожкова

  3. Э и А

  4. ЭТС – 2

  5. Ермилов

  6. СЭП – 2

  7. Пром. ЭС

  8. ПУЭ

  9. Барыбин

  10. КП и ДП










Самые низкие цены на курсы переподготовки

Специально для учителей, воспитателей и других работников системы образования действуют 50% скидки при обучении на курсах профессиональной переподготовки.

После окончания обучения выдаётся диплом о профессиональной переподготовке установленного образца с присвоением квалификации (признаётся при прохождении аттестации по всей России).

Обучение проходит заочно прямо на сайте проекта "Инфоурок", но в дипломе форма обучения не указывается.

Начало обучения ближайшей группы: 27 сентября. Оплата возможна в беспроцентную рассрочку (10% в начале обучения и 90% в конце обучения)!

Подайте заявку на интересующий Вас курс сейчас: https://infourok.ru

Общая информация

Номер материала: ДБ-228051

Похожие материалы

2017 год объявлен годом экологии и особо охраняемых природных территорий в Российской Федерации. Министерство образования и науки рекомендует в 2017/2018 учебном году включать в программы воспитания и социализации образовательные события, приуроченные к году экологии.

Учителям 1-11 классов и воспитателям дошкольных ОУ вместе с ребятами рекомендуем принять участие в международном конкурсе «Законы экологии», приуроченном к году экологии. Участники конкурса проверят свои знания правил поведения на природе, узнают интересные факты о животных и растениях, занесённых в Красную книгу России. Все ученики будут награждены красочными наградными материалами, а учителя получат бесплатные свидетельства о подготовке участников и призёров международного конкурса.

Конкурс "Законы экологии"