Файбисович Д.Л. и др. Справочник по проектированию электрических сетей - файл n1.doc. Число часов использования максимума нагрузок нмах Число часов использования максимума нагрузки формула
На основе расчета, а так же учитывая характер работы оборудования и категорию надежности электроснабжения фабрики, выбираем два трансформатора ТМ –250/10, суммарной мощности 500 кВ·А.
13.6 Расчет компенсационного устройства
Для повышения коэффициента мощности предприятия следует проводить мероприятия: 1) естественные, связанные с улучшением использования установленного электрооборудования; 2) искусственные, требующие применения специальных компенсирующих устройств.
Необходимая компенсирующая реактивная мощность конденсаторной установки Qк.у., кВт для этого будет равна:
Qку = Рср ∙ (tgφ1 - tgφ2), (13.14)
W – потребление активной энергии за год, кВт×ч;
T – годовое число часов использования максимума активной нагрузки;
tg φ1 – соответствующий средневзвешенному cosφ, до компенсации на вводе потребителя;
tg φ2 – после компенсации до заданного значения cos φ2 = 0,92.
Рср = 988498 / 5600 = 176,52 кВт;
Qк.у.= 176,52 × (0,78 - 0,426) = 62,49 квар.
По расчету реактивной мощности выбираем косинусный конденсатор тип КС2 - 0,4 - 67 - ЗУЗ, мощностью 67 квар.
13.7 Определение годового расхода электрической энергии и ее
стоимости
Годовой расход электрической энергии для силовой и осветительной нагрузки рассчитывается по формуле:
, (13.16)
где Pmax – расчетная максимальная потребная активная мощность силовой
нагрузки, кВт;
Tc – годовое число часов использования максимума активной мощности, ч.
Wc=143,78 · 5600 = 832888 кВт·ч.
, (13.17)
, (13.18)
где Po – максимальная мощность, потребляемая для освещения, кВт;
To – годовое число часов использования максимума осветительной нагрузки при двухсменной работе цеха, ч.
Wo=2250 · 69,16 = 155610 кВт·ч.
Годовой расход по всему предприятию будет равен:
W=Wс+Wо. (13.19)
W = 832888 + 155610 = 988498 кВт·ч.
Расчет стоимости электроэнергии ведется о тарифу за 1кВт·ч (n=1,3 руб/1кВт·ч):
Со = n · W , (13.20)
где n – стоимость 1кВт·ч.
Со=2,14 ·988498 = 2115385,72 руб/1 кВт∙ч.
13.8. Расчет технико-экономических показателей предприятия
Для оценки эффективности использования электрической энергии на промышленных предприятиях имеется ряд показателей:
Фактическая стоимость 1кВт·ч потребляемой энергии, в руб:
Со = 2115385,72 / 988498 = 2,14 руб.
Удельный расход электроэнергии на 1 т продукции выпущенной предприятием:
ωo=W/A, (13.22)
где A - количество выпущенной за год продукции (годовая производительность
предприятия), т.
ωo= 988498 /11500 = 86 кВт·ч/т.
Фактическая стоимость электроэнергии на 1 т выпущенной продукции по предприятию:
Сф=C·ωo. (13.23)
С = 2,14·86 = 184,04 руб.
Таблица 13.5 – Мероприятия по экономии электроэнергии на
предприятии
|
Мероприятия |
Коэффициент экономии, кВт·ч/т |
Объём внедрения, т |
Год. экономия электроэн., кВт·ч/год |
||||||
|
Организационные |
|||||||||
|
Проведение технической учебы по изучению новых установок с целью своевременного и грамотного их обслуживания, повышение качества ремонта | |||||||||
|
Организация учета расхода электроэнергии по производственным участкам и операциям | |||||||||
|
Разработка технически обоснованных норм электропотребления и их внедрение по предприятию, цехам и участкам | |||||||||
|
Автоматизация включения и отключения наружного освещения. Применение для наружного освещения ртутных и ксеноновых ламп с повышенной светоотдачей. | |||||||||
|
Замена кабелей перегруженных линий на кабели больших сечений. Уменьшение длины питающих линий, переход на более высокое напряжение. | |||||||||
|
Своевременная чистка, лужение и подтяжка контактных соединений на шинах распределительных устройств и силовых агрегатах | |||||||||
|
Замена электродвигателей завышенной мощности двигателями меньшей мощности с повышенным пусковым моментом | |||||||||
|
Улучшение условий охлаждения трансформаторов, контроль и своевременное восстановление качества трансформаторного масла | |||||||||
|
Энергетические |
|||||||||
|
Усиление контроля за качеством электроэнергии с помощью установки электроизмерительных приборов, позволяющих контролировать отклонение напряжения и частоты на зажимах электроприемников | |||||||||
|
Установка автоматики для контроля за режимами работы отдельного электропривода и взаимосвязанных звеньев технологического процесса | |||||||||
|
Отключение трансформаторов в нерабочие часы, смены, сутки и т.д. | |||||||||
|
Включение в работу резервных трансформаторов или вывода из работы части трансформаторов за счет использования существующей связи между трансформаторными подстанциями (ТП) по низкому напряжению | |||||||||
|
Установка автоматики на ТП, где имеется возможность для обеспечения автоматического контроля за числом параллельно работающих трансформаторов в зависимости от нагрузки | |||||||||
|
Установка дополнительных трансформаторов меньшей мощности от отдаленных ТП с целью оптимизации их загрузки в непроизводственный период | |||||||||
|
Понижение напряжения у двигателей, систематически работающих с малой нагрузкой | |||||||||
|
Ограничение холостой работы двигателей, силовых и сварочных трансформаторов | |||||||||
|
Применение при электродвигателей и трансформаторов более совершенной конструкции, имеющих меньшие потери при той же полезной мощности | |||||||||
|
Автоматические регулирование подключения мощности компенсирующих устройств | |||||||||
|
Разделение управления освещения на группы из расчета 1-4 светильника на 1 выключатель | |||||||||
|
Периодическая проверка фактической освещенности рабочих мест и территории завода с целью приведения освещенности в соответствие с действующими нормами | |||||||||
|
Своевременная очистка от загрязнения ламп и светильников | |||||||||
|
Технологические |
|||||||||
|
Улучшение загрузки насосов и совершенствование регулирования их работы | |||||||||
|
Сокращение сопротивления трубопроводов (улучшение конфигурации трубопроводов, очистка всасывающих устройств) | |||||||||
|
Замена устаревших вентиляторов и дымососов новыми, более экономичными | |||||||||
|
Внедрение рациональных способов регулирования производительности вентиляторов (применение многоскоростных электродвигателей вместо регулирования подачи воздуходувок шиберами на всосе вместо регулирования на нагнетании) | |||||||||
|
Блокировка вентиляторов тепловых завес с устройством открывания и закрывания ворот | |||||||||
|
Совершенствование газовоздушного тракта, ликвидация и скругление острых углов и поворотов, устранение подкосов и неплотностей | |||||||||
|
Внедрение автоматического управления вентиляционными установками | |||||||||
|
Отключение вентиляционных установок во время обеденных перерывов, пересмен и т.д. | |||||||||
1. Общие положения
На основании ПРИКАЗА от 6 августа 2004 г. N 20-э/2 ОБ УТВЕРЖДЕНИИ МЕТОДИЧЕСКИХ УКАЗАНИЙ ПО РАСЧЕТУ РЕГУЛИРУЕМЫХ ТАРИФОВ И ЦЕН НА ЭЛЕКТРИЧЕСКУЮ (ТЕПЛОВУЮ) ЭНЕРГИЮ НА РОЗНИЧНОМ (ПОТРЕБИТЕЛЬСКОМ) РЫНКЕ(в ред. Приказа ФСТ РФ от 30.01.2007 N 14-э/14) потребители самостоятельно выбирают один трех из указанных в п.7 раздела II тарифов:
1) одноставочный тариф , включающий в себя полную стоимость 1 киловатт-часа поставляемой электрической энергии (мощности);
(в ред. Приказа ФСТ РФ от 21.10.2008 N 209-э/1)
2) двухставочный тариф, включающий в себя ставку за 1 киловатт-час электрической энергии и ставку за 1 киловатт электрической мощности;
3) одноставочный (двухставочный) тариф, дифференцированный по зонам (часам) суток.
Одноставочный тариф (цена) покупки электрической энергии (мощности), поставляемой потребителям и покупателям - субъектам розничного рынка (кроме населения), рассчитывается исходя из ставок за электрическую энергию и мощность и дифференцируется в зависимости от числа часов использования заявленной мощности.
Дифференциация устанавливается для следующих диапазонов годового числа часов использования заявленной мощности:
от 7001 и выше;
от 6001 до 7000 часов;
от 5001 до 6000 часов;
от 4001 до 5000 часов...
Число часов использования заявленной мощности определяется для каждого объекта и тариф устанавливается на каждый объект , каждое присоединение, а не в целом по договору.
На основании Раздела 1 ИНФОРМАЦИОННОГО ПИСЬМА от 12 августа 2005 г. N ДС-4928/14 РАЗЪЯСНЕНИЯ К МЕТОДИЧЕСКИМ УКАЗАНИЯМ (в ред. информационного письма ФСТ РФ от 31.08.2007 N СН-5083/12):
1) В договоре с потребителями, которые рассчитываются по одноставочному тарифу, «заявленная мощность» не указывается.
2) Максимум нагрузки энергоустановки рассматривается в соответствии с ГОСТом 19431-84, как наибольшее значение нагрузки энергоустановки потребителей за установленный интервал времени (сутки, неделя, месяц, год).
2. Термины
2.1.1 Период регулирования - период действия тарифов на
электрическую энергию (мощность), установленных государственным
регулирующим органом равный календарному году с января по декабрь
включительно.
2.1.2. Заявленная мощность - предельная величина потребляемой
Абонентом в соответствующем периоде регулирования мощности,
исчисляемая в киловаттах.
2.1.3. Максимальная мощность - величина мощности, обусловленная составом энергопринимающего оборудования и технологическим процессом потребителя, исчисляемая в киловаттах;
2.1.4. Число часов использования мощности (далее ЧЧМ) - критерий дифференциации регулируемых тарифов используемый
государственным регулирующим органом при их установлении для
тарифной группы Потребителя.
2.1.5. Присоединенная (установленная) мощность
- совокупная
величина номинальной мощности присоединенных к электрической сети (в том числе опосредованно) трансформаторов и (или) энергопрннимающих устройств Потребителя, исчисляемая в киловаттах.
3. Определение ЧЧМ
3.1. Применение в расчетах с Потребителем соответствующего тарифа на
электрическую энергию (мощность) определяется в зависимости от его ЧЧМ.
3.2. ГП обязан рассчитать ЧЧМ Абонента на
соответствующий период регулирования по каждому объекту потребителя, заявленному в договоре энергоснабжения, для каждого уровня напряжения по следующей формуле:
ЧЧМ=Vгод/Pmax; где Vгод= Vфакт
Vгод= Vдог, если Vдог - для Потребителя, заключившего Договор в текущем периоде регулирования;
Vдог - договорной объем потребления электроэнергии по объекту в соответствующем периоде регулирования в кВт*ч;
Vфакт - фактический договорной объем потребления электроэнергии по объекту в предыдущем периоде регулирования в кВт*ч;
Pmax - максимальная мощность по объекту в предыдущем/последующем периоде регулирования в кВт.
Данный способ расчета ЧЧМ может быть использован при
наличии надлежащим образом оформленных документов о проведении
соответствующих замеров.
3.3. В случае непредставления или предоставления недостоверных данных по замерам рассчитать ЧЧМ по формуле, указанной в п. 3.2. настоящего Регламента с использованием вместо максимальной
мощности величины разрешенной или присоединенной (установленной) мощности Абонента.
3.4. Абонент обязан не потреблять мощность, фактически
превышающую мощность, использованную в расчетах ЧЧМ на
соответствующий период регулирования.
4. Контроль максимальной величины потребления мощности Потребителем
4.1. ГП имеет право контролировать фактическое потребление
Абонентом мощности путем определения ее максимальной величины
4.2. Определение максимальной величины фактически потребленной
Абонентом мощности производится представителем ГП/сетевой организации.
4.3. В каждом случае определения фактически потребленной
Абонентом максимальной величины мощности представителем ГП/сетевой организации составляется Акт к договору энергоснабжения.
При превышении фактически использованной Абонентом мощности над
принятой ГП при расчете ЧЧМ данный Акт является основанием для
произведения перерасчета ЧЧМ и стоимости электрической энергии.
5. Перерасчет ЧЧМ.
5.1. ГП имеет право произвести перерасчет ЧЧМ в следующих
случаях:
5.1.1. В случае превышения фактически использованной Абонентом
мощности над принятой ГП при расчете ЧЧМ;
5.1.2. В случае фактического снижения потребления электрической
энергии относительно договорной величины (приложение №1 к договору
энергоснабжения), приводящего к фактическому отнесению Абонента к
другой тарифной группе по ЧЧМ в текущем периоде регулирования.
5.2 В предусмотренном п. 5.1.1. случае перерасчет ЧЧМ производится
по следующей формуле:
ЧЧМ=(Vфакт т *12)/ n*Pmax замер
зафиксировано превышение фактически использованной Абонентом
мощности над использованной ГП при расчете ЧЧМ в кВт*ч;
Pmax замер - максимальная величина фактически использованной
Абонентом мощности по результатам проверки, в кВт;
n - количество месяцев с начала расчетного года до месяца (включительно), в котором было зафиксировано превышение фактически использованной Абонентоммощности над использованной ГП при расчете ЧЧМ в кВт*ч;
5.3. В предусмотренном п. 5.1.2. случае перерасчет ЧЧМ производится
по следующей формуле:
ЧЧМ=(Vфакт т + Vдог т) /Pmax прин
где Vфакт т- фактический объем потребления электроэнергии за период с
начала расчетного года до месяца (включительно), в котором было
обнаружено снижение Абонентом потребления электрической энергии
приводящее к фактическому его отнесению к другой тарифной группе по
ЧЧМ в текущем периоде регулирования в кВт*ч;
Vдог т- договорной объем электропотребления за период с месяца,
следующего за тем, в котором было обнаружено снижение Абонентом
потребления электрической энергии приводящее к фактическому его
отнесению к другой тарифной группе по ЧЧМ в текущем периоде
регулирования в кВт*ч;
Pmax прин - величина мощности, принятая ГП для расчета ЧЧМ
Абонента.
6. Перерасчет стоимости электрической энергии.
6.1. На основании расчета фактического ЧЧМ (ЧЧМ факт расч),
произведенного в соответствии с п. 5.2. или п. 5.3. настоящего
Регламента, определяется тариф на электрическую
энергию (мощность) в соответствии с прейскурантом, утвержденным
регулирующим органом.
6.2. По определенному в соответствии с п. 6.1. настоящего
Регламента тарифу ГП производит Потребителю перерасчет за потребленную с начала соответствующего периода регулирования электрическую энергию в части объема, оплачиваемого по регулируемым тарифам.
6.3. На основании тарифа, определенного в соответствии с п. 6.1.
настоящего регламента, в порядке, предусмотренном
действующим законодательством производится расчет нерегулируемой
цены. По данной цене ГП производит Абоненту перерасчет за
потребленную с начала соответствующего периода регулирования
электрическую энергию в части объема, оплачиваемого по нерегулируемым ценам.
6.4. На сумму перерасчета по регулируемым тарифам и
нерегулируемым ценам ГП выставляет Абоненту счет. Данный счет
оплачивается Абонентом в течение 10 рабочих дней с момента его
выставления.
6.5. Тариф, определенный в соответствии с п. 6.1. настоящего
Регламента используется в расчетах за электрическую
энергию (мощность) между ГП и Потребителем до окончания
соответствующего периода регулирования. Либо до результатов следующего замера.
7. Корректировка мощности, использованной для расчета ЧЧМ.
7.1. Абонент в период с первого мая года, предшествующего периоду
регулирования и до окончания указанного периода регулирования имеет
право произвести корректировку мощности, использованной ГП для
расчета ЧЧМ:
7.1.1. в сторону ее уменьшения не более одного раза;
7.1.2. в сторону ее увеличения неограниченное число раз.
7.2. Для проведения корректировки указанной мощности Абонент
направляет в ГП заявку, оформленную по произвольной форме и документы, обосновывающие изменение потребляемой мощности (протоколы замеров нагрузок, технологические карты при изменении технологического процесса, паспорт при подключении нового энергопринимающего оборудования и др.). Заявка на корректировку мощности в сторону ее уменьшения должна быть
представлена Абонентом в ГП не позднее, чем за 20 календарных дней до
начала очередного расчетного периода по договору энергоснабжения.
7.3. В каждом случае корректировки Абонентом указанной мощности,
ГП производит перерасчет ЧЧМ. Если изменение ЧЧМ приводит к смене
тарифа, расчет с применением вновь определенного тарифа производится с начала следующего расчетного периода по договору энергоснабжения.
7.4. В случае изменения тарифа, произошедшего вследствие
корректировки Абонентом мощности, использованной для расчета его ЧЧМ после начала соответствующего периода регулирования, перерасчет
стоимости электрической энергии за предыдущие расчетные периоды по
договору энергоснабжения не производится.
Порядок контроля и определения
максимальной величины потребления электрической мощности
1. Настоящий Порядок устанавливает правила определения максимальной величины потребления электрической мощности Абонентом:
- при наличии автоматизированной системы учета, принятой для расчетов:
- при наличии приборов учета, обеспечивающих хранение значений почасовых объемов потребления электрической энергии;
- при наличии приборов учета, не обладающих возможностью хранения почасовых объемов потребления электрической энергии.
2. Определение максимальной величины потребления электрической мощности Абонентом, а также контроль за ее потреблением производятся в контрольные или отчетные часы потребления мощности расчетного периода, утверждаемые на каждый календарный год органами, осуществляющими государственное регулирование тарифов.
3. Определение максимальной величины потребления электрической мощности Абонентом в расчетном периоде при наличии автоматизированной системы учета, принятой для расчетов, производится по максимальной величине активной мощности, выбранной из всех суток текущего месяца и зафиксированной автоматизированной системой учета в одни из суток текущего месяца в контрольные или отчетные часы потребления мощности.
4. Определение максимальной величины потребления электрической мощности Абонентом в расчетном периоде при наличии приборов учета, обеспечивающих хранение почасовых объемов потребления электрической энергии производится в следующей последовательности
4.1. Определяется величина потребления электрической мощности суммированием значении каждого прибора учета в каждый контрольный и отчетный час расчетного периода.
4.2. Выбирается максимальная величина потребленной Абонентом электрической мощности из всех значений, определенных в соответствии с п. 4.1. Порядка.
5. Определение максимальной величины потребления электрической мощности Абонентом в расчетном периоде при наличии приборов учета, не обладающих возможностью хранения почасовых объемов потребления электрической энергии производится в следующей последовательности:
5.1. Фиксируются показания и определяется величина потребленной Абонентом электрической мощности по каждому в отдельности прибору учета за каждые 60 (шестьдесят) минут в течение всех контрольных и отчетных часов расчетного периода и рассчитывается почасовое потребление как разница между последующим и предыдущим показанием.
5.2. Суммируются (по каждому 60-минутному интервалу в отдельности) величины потребленной Абонентом электрической мощности всех приборов учета на объекте.
5.3. Выбирается максимальное значение потребленной Абонентом электрической мощности из всех значений 60-минутных интервалов, определенных в соответствии с п. 5.2. Порядка. Установленная в соответствии с настоящим пунктом величина является максимальной
величиной потребления электрической мощности Абонентом в расчетном периоде.
Не применяется для приборов учета подключенных через трансформаторы тока.
6. Представитель ГП/сетевой организации имеет право контролировать соблюдение Абонентом режима потребления электрической мощности. Контроль осуществляется путем проверки показаний средств измерения, снятия их контрольных показаний и проверки записей в журнале первичной записи показаний средств измерений.
Сечение, полученное в результате расчета, округляется до ближайшего стандартного сечения.
Проверке по экономической плотности тока не подлежат сети напряжением до 1 кВ при Тм до 4000–5000 ч/год, осветительные сети, сборные шины подстанции.
4.5. Выбор низковольтных кабелей по механической
прочности
Для каждого типа электроприемника существует минимально допустимое сечение кабеля, при котором обеспечивается достаточная механическая прочность, поэтому после выбора сечения кабеля вышеописанными способами производится проверка, исходя из условий механической прочности. Из условий удобства эксплуатации кабель не должен иметь также чрезмерно большое сечение.
Другие кабели по механической прочности и удобству эксплуатации не проверяются.
механической прочности и удобства эксплуатации
5. ПРОВЕРКА КАБЕЛЬНОЙ СЕТИ
5.1. Проверка кабельной сети участка по допустимой
потере напряжения при нормальной работе
электроприемников
Цель проверки заключается в том, чтобы отклонение напряжения на зажимах электродвигателей при их нормальной работе не превышало допустимых норм (- 5 ÷ +10 %)Uн.
Проверяются только отрицательные отклонения, следовательно минимальные допустимые напряжения на зажимах электродвигателей 361, 627 и 1083 В соответственно при номинальных напряжениях 380, 660 и 1140 В.
Если за номинальное напряжение на зажимах трансформаторов принять максимально допустимое 400, 690 и 1200 В, то допустимую потерю напряжения (ΔU доп) в сетях можно определить:
в сетях 380 В 400–361 = 39 В;
в сетях 660 В 690–627 = 63 В;
в сетях 1140 В 1200–1083 = 117 В.
В правильно рассчитанной сети суммарная потеря напряжения () от ПУПП до зажимов электродвигателей не должна превосходить допустимых значений 39, 6З и 117:
U доп.
Суммарные потери напряжения в сети до зажимов двигателя:
где потеря напряжения в трансформаторе, В; 
потеря напряжения в отдельных звеньях низковольтной кабельной сети, питающей двигатель, В.
При проверке сетей по допустимой потере напряжения рекомендуется использовать табл. 5.1, а положительные результаты внести в табл. 4.1 (графа 9).
Потерю напряжения в трансформаторе в вольтах и процентах определяют соответственно по формулам:
где I – ток нагрузки трансформатора в получасовой максимум, А; R Т,Х Т – активное и индуктивное сопротивления трансформатора (Ом), значения которых принимают по табл. 3.3; cos φ – коэффициент мощности на зажимах вторичной обмотки трансформатора; 
- коэффициент загрузки трансформатора; I, S – соответственно ток (А) и мощность (кВА) загрузки трансформатора; I H – номинальный ток трансформатора, А.
Таблица 5.1
Проверка сети по допустимой потере напряжения
Потери напряжения в трансформаторах шахтных передвижных подстанций при коэффициенте загрузки β Т = 1 и различных значениях cosφ, подсчитанные по формуле (5.3), приведены в табл. 5.2. При других значениях коэффициента загрузки табличные значения потери напряжения умножаются на фактический коэффициент загрузки трансформатора:
.
Таблица 5.2
Потери напряжения во взрывобезопасных,
передвижных подстанциях при β Т = 1
| Тип подстанции | Номинальная мощность, кВА | Напряжение на вторичной обмотке, кВ | Потери напряжения (%) при cosj | |||
| 0,7 | 0,75 | 0,8 | 0,85 | |||
| ТСВП | 0,4; 0,69 | 3,2 | 3,1 | 2,97 | 2,78 | |
| 0,4; 0,69 | 3,17 | 3,06 | 2,92 | 2,73 | ||
| 0,4; 0,69 | 3,08 | 2,96 | 2,81 | 2,6 | ||
| 0,4; 0,69 | 3,03 | 2,91 | 2,75 | 2,53 | ||
| 0,69; 1,2 | 2,95 | 2,82 | 2,65 | 2,42 | ||
| 0,69; 1,2 | 3,84 | 3,67 | 3,46 | 3,18 |
Для перевода значения потери напряжения в трансформаторе, выраженной в процентах, в вольты и наоборот, пользуются формулой
В,
где k ОТ – коэффициент изменения напряжения в трансформаторе (ПУПП), равный 0,95; 1,0 и 1,05 при отпайке соответственно +5, 0 и –5 %, U х – напряжение холостого хода вторичной обмотки (400, 690, 1200 В).
Потерю напряжения в любом отрезке кабельной сети можно определить по формуле
где I рк – расчетный ток в кабеле, А;cos φ – коэффициент мощности, который можно принимать для гибких кабелей равным номинальному коэффициенту мощности двигателя, а для фидерных – средневзвешенному; 
- активное сопротивление отрезка кабеля, Ом; 
- индуктивное сопротивление отрезка кабеля, Ом; r 0 ,x 0 – удельное активное и индуктивное сопротивление кабеля, Ом/км (принимают из табл. 5.3 при температуре +65 °С); L k – длина отрезка кабеля, км.
Таблица 5.3
Активные и индуктивные сопротивления проводов и кабелей,
при +65 °С, Ом/км
При сечении кабеля 10 мм 2 и менее можно не учитывать индуктивное сопротивление и использовать упрощенные формулы, В:
(5.6)
(5.7)
(5.8)
где ρ – удельное сопротивление, равное при 20 °С для меди 0,0184, для алюминия - 0,0295 Ом∙мм 2 /м; S – сечение кабеля, мм 2 ; Р k – расчетная мощность, передаваемая по кабелю, кВт;γ = 1/ρ – удельная проводимость.
Применение упрощенных формул (5.5)–(5.8) допустимо и для кабелей больших сечений, если учитывать поправочный коэффициент на индуктивное сопротивление К, принимаемый согласно табл. 5.4. в зависимости от сечения и коэффициента мощности.
Таблица 5.4
Значение поправочного коэффициента К
| Сечение кабеля, мм 2 | ||||||||
| 0,60 | 1,076 | 1,116 | 1,157 | 1,223 | 1,302 | 1,399 | 1,508 | 1,638 |
| 0,65 | 1,067 | 1,102 | 1,138 | 1,197 | 1,266 | 1,351 | 1,447 | 1,529 |
| 0,70 | 1,058 | 1,089 | 1,120 | 1,171 | 1,232 | 1,306 | 1,390 | 1,486 |
| 0,75 | 1,050 | 1,077 | 1,104 | 1,148 | 1,200 | 1,264 | 1,336 | 1,419 |
| 0,80 | 1,043 | 1,065 | 1,088 | 1,126 | 1,170 | 1,225 | 1,287 | 1,357 |
| 0,85 | 1,035 | 1,054 | 1,073 | 1,103 | 1,141 | 1,186 | 1,237 | 1,295 |
Формулы (5.5–5.8) с учетом поправочного коэффициента К:
(5.10)
(5.11)
(5.12)
Если суммарная потеря напряжения до какого-либо двигателя будет больше допустимого значения, то необходимо увеличить на одну ступень сечение одного или нескольких отрезков кабелей и снова произвести проверку.
5.2. Проверка кабельной сети по пусковому режиму
и режиму опрокидывания наиболее мощного
и удаленного электродвигателя
Величина пускового и критического моментов асинхронных двигателей определяется величиной напряжения на их зажимах.
При опрокидывании или пуске асинхронного электродвигателя пусковой ток может достигать (5¸7) I H , при этом потеря напряжения в сети достигает такой величины, при которой пусковой или критический момент электродвигателя оказывается недостаточным для преодоления момента сопротивления на его валу. В этих условиях двигатель не разворачивается или останавливается и под действием больших токов может выйти из строя. Это вызывает необходимость проверки сечений кабельной сети на возможность пуска наиболее мощного и удаленного двигателя и предотвращает его опрокидывание при перегрузке.
Считается, что нормальный пуск и разгон двигателя произойдет, если фактическое напряжение на зажимах двигателя (U факт при пуске) будет равно или больше минимально необходимого (U мин.необх. при пуске). За минимально необходимое напряжение обычно принимают 0,8U н при запуске одного двигателя мощностью менее 160 кВт и 0,7U н при одновременном запуске двух двигателей мощностью до 160 кВт, или одного двигателя мощностью более 160 кВт.
Следовательно, критерием успешной проверки сети по пусковому режиму мощного и удаленного двигателя является выполнениеусловий:
U факт. при пуске 0,8 U н, (5.13)
или U факт при пуске 0,7 U н. (5.14)
Минимально необходимое напряжение при пуске одного двигателя можно определить в каждом конкретном случае по формуле
U мин необх. при пуске = 1,1 U н 
, (5.15)
где l= М пуск.дв., /М н.дв. – номинальная кратность пускового момента, принимается из технических данных проверяемого двигателя; К - минимальная кратность пускового момента электродвигателя, обеспечивающая пуск с места и разгон (достижение номинальной скорости) исполнительного или несущего органа рабочей машины.
Значения К принимают: для комбайнов при пуске под нагрузкой 1,0–1,2; для скребковых конвейеров 1,2–1,5; для ленточных конвейеров 1,2 –1,4; для вентиляторов и насосов 0,5–0,6.
При одновременном пуске электродвигателей многоприводного забойного конвейера или струговой установки минимальное напряжение на зажимах двигателей дальнего привода должно быть:
для приводов без гидромуфт
U мин.необх. при пуске 1,1 U н 
; (5.16)
для приводов с гидромуфтами
U мин.необх. при пуске К М н.гидр, (5.17)
где М н.гидр - номинальный момент гидромуфты, Нм; К - минимальная кратность пускового момента, обеспечивающего запуск с места и разгон, т.е. достижение установившейся скорости исполнительного или несущего органа рабочей машины (для забойных конвейеров К = 1,2–1,5; меньшее значение относится к нормальному пуску, большее - к пуску под нагрузкой; для струговых установок можно применять К = 1,2.
пуск = U пуск. б / U пуск. д ,
где U пуск.б, U пуск.д - фактическое напряжение на зажимах электродвигателей при пуске соответственно ближнего и дальнего приводов, определяют по формуле (5.25), В; n б, n д – число электродвигателей конвейера (струговой установки) соответственно в ближнем и дальнем приводах.
Следует также особо подчеркнуть, что проверку кабельной сети по пусковому режиму и режиму опрокидывания производят по самому тяжелому режиму нагрузки сети. Считается, что наиболее мощный и удаленный двигатель запускается (опрокидывается) и при этом потребляет пусковой (критический) ток, а двигатели меньшей мощности включены в сеть и потребляют номинальный ток. Следовательно, при определении фактического напряжения на зажимах двигателя в пусковых или опрокидных режимах необходимо учитывать потери напряжения в элементах сети:
а) от номинальных токов нормально работающих двигателей меньшей мощности;
б) от пусковых токов пускаемых или опрокидывающихся двигателей большей мощности.
Вариант 1
3.1 Что такое число часов использования максимума и максимальных потерь? в чем различие между этими величинами?
Число часов использования максимальной нагрузки (T max) – это такое время, в течение которого через электрическую сеть, работающую с максимальной нагрузкой, передавалось бы такое же количество электроэнергии, которое передается через нее в течение года по действительному графику нагрузки:
Время использования максимальной нагрузки T max определяется характером и сменностью работы потребителя и составляет в год для некоторых отраслей промышленности:
для осветительных нагрузок 1500 – 2000 ч;
для односменных предприятий 1800 – 2500 ч;
для двухсменных предприятий 3500 – 4500 ч;
для трехсменных предприятий 5000 – 7000 ч.
Величиной T max пользуются при определении потерь электроэнергии. Для этого нужно знать величину τ max – время максимальных потерь, т.е. время, в течение которого электрическая сеть, работая с неизменной максимальной нагрузкой, имеет потери электроэнергии, равные действительным годовым потерям. Время максимальных потерь:
где ∆W a – потери активной энергии, кВт∙ч, или расход электроэнергии на покрытие потерь;
∆P max – наибольшие потери мощности, кВт.
Рисунок 3.1.1 – Зависимость времени максимальных потерь от продолжительности использования максимума нагрузки
На основании статистических данных о различных годовых графиках нагрузки промышленных предприятий составлена зависимость времени максимальных потерь τ max от продолжительности использования максимума нагрузки T max и коэффициента мощности (рисунок 3.1.1).
Зависимость времени потерь от параметров, характеризующих конфигурацию годового графика передаваемой активной мощности T max и , устанавливает также следующее выражение:
3.2 В чем сущность метода наложения при расчете сложно-замкнутых сетей?
Сложнозамкнутая сеть – сеть, имеющая узловые точки. Узловая точка – точка, которая имеет не менее трех ответвлений, не считая нагрузку. Участок сети, между узловыми точками, или между узловой точкой и питающим пунктом – ветвь.
Расчет сети с двусторонним питанием при различных напряжениях по концам передачи основан на использовании метода наложения. Согласно этому методу, токи во всех ветвях можно рассматривать как результат суммирования токов различных режимов, причем токи различных режимов определяются независимо друг от друга. Следовательно, токи в ветвях сети двустороннего питания при различных напряжениях по концам можно рассматривать как сумму двух токов: токов в ветвях при равных напряжениях; токов, протекающих в схеме под действием ЭДС, равной разнице напряжений
Рисунок 3.2.1 Сеть с двусторонним питанием при различных напряжениях по концам передачи:
а – токораспределение в исходной сети; б – токи в сети при равенстве напряжений узлов А и В ; в – уравнительный ток
Ток в сети (см. рисунок 3.2.1, в ) назовем уравнительным током и определим как
Таким образом, содержащий расчет уравнительного тока по соотношению (1.1) и корректировку токов всех ветвей на этот ток:
(3.2.2)
Заключение
При максимальной нагрузке действительное напряжение на НН трансформатора значительно отличается от желаемой. Рекомендуется несколько методов оптимизации. Подать больше напряжения на ЛЭП, уменьшить нагрузку тем самым уменьшить потери на трансформаторе, или заменить трансформатор с коэффициентом трансформации меньше доступной.
При минимальных нагрузка действительное напряжение значительно отличается от желаемой. практически не отличается от желаемой. Для точности можно применить некоторые устройства оптимизации напряжения.
Список используемой литературы
Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанции и подстанции: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учебное пособие для вузов. – М.: Энергоатомиздат, 1989.
Генбач Н.А., Сажин В.Н., Оржакова Ж.К. Электроэнергетика. Электрические сети и системы: Методические указания к выполнению РГР. – Алматы: АУЭС, 2013.
Рожкова Л.Д., Козулин В.С. Электрооборудование станций подстанций: Для учащихся техникумов. – Москва: Энергоатомиздат, 1987.
4) Ракатян С.С., Шапиро И.М. Справочник по проектированию электрических систем. Москва: Энергоатомиздат 1985
