Электроснабжение завода с разработкой мероприятий по повышению качества электроснабжения с помощью компенсации реактивной мощности

Р Е Ц Е Н Ц И Я(ЗАВОД).doc

Севастопольского национального университета ядерной энергии и промышленности
Торбы Вадима Владимировича
НА ТЕМУ: Электроснабжение завода с разработкой мероприятий по повышению качества электроэнергии с помощью компенсации реактивной мощности.
РЕЦЕНЗЕНТ: Титаренко Оксана Николаевна- старший преподаватель кафедры ЭСЭ СНУЯЭиП
Представлено к просмотру.
Дипломный проект выполнен в полном объеме в соответствии с заданием на дипломное проектирование и состоит из пяти разделов.
В электрической части дипломного проекта решаются вопросы внешнего и внутреннего электроснабжения предприятия. Произведен расчет электрических нагрузок для выбора числа и мощности силовых трансформаторов. Выбираем на ГПП два трансформатора ТДН-10000110 кВ каждый из которых в послеаварийном режиме способен полностью с учетом допустимой 75%-ой перегрузки обеспечить питанием всех потребителей 1-ой и 2-ой категорий
В специальной части дипломного проекта разработаны технические мероприятия компенсации реактивной мощности.
В разделе релейной защиты и автоматики рассмотрены вопросы защиты силового трансформатора ГПП.
В экономической части дипломного проекта в ходе расчета была получена полная себестоимость электроэнергии с учетом затрат на обслуживание капитальные вложения амортизационные отчисления эксплуатационные расходы и покупку электроэнергии в энергосистеме. Эта себестоимость составила 3348 коп.кВт.ч.
В разделе охрана труда выполнен расчет защитного заземления.
В разделе «Гражданская оборона» произведена оценка устойчивости работы объекта энергетики к воздействию землетрясения и взрыва. При взрыве железобетонным зданиям и кабельным наземным линиям будут нанесены средние разрушения которые можно довольно быстро устранить.
В ходе рецензирования автор показал достаточные знания умение пользоваться технической и справочной литературой и самостоятельно решать инженерные задачи. Чертежи выполнены аккуратно.
Торба Вадим Владимирович
заслуживает присвоения квалификации специалиста инженера-электрика по специальности 7. 090603 " Электротехнические системы электропотребления".
С РЕЦЕНЗИЕЙ ОЗНАКОМЛЕНЫ:
ЗАВЕДУЮЩИЙ КАФЕДРОЙ ДИПЛОМНИК

3 Экономическая часть.docx

3 Экономическая часть
1. Общие понятия о себестоимости продукции
Под себестоимостью продукции понимают затраты на производство и реализацию единицы продукции.
В зависимости от полноты затрат включаемых в себестоимость продукции традиционно выделяются следующие виды себестоимости продукции:
Технологическая себестоимость -это затраты на сырье материалы топливо энергию израсходованные в процессе изготовления продукции плюс непосредственно связанные с изготовлением продукции расходы на оплату труда с начислениями и расходы связанные с содержанием и эксплуатацией оборудования; все эти расходы являются прямыми то есть непосредственно связанными с выпуском продукции.
Производственная себестоимость - технологическая себестоимость плюс расходы связанные с управлением производственными подразделениями выпускающими продукцию; эти расходы могут быть косвенными или непрямыми если производственные подразделения выпускают несколько видов продукции;
Полная себестоимость готовой продукции - производственная себестоимость плюс часть постоянных расходов не связанных с производством которые условно отнесены (распределены) на данный вид продукции;
Полная себестоимость реализованной готовой продукции - полная
себестоимость готовой продукции плюс расходы связанные с ее доставкой
потребителю (покупателю).
Такая классификация расходов является типовой и предприятия могут вносить в нее изменения с учетом особенностей производственного процесса.
В состав полной себестоимости готовой продукции кроме затрат
составляющих производственную себестоимость включаются
административные расходы а также часть расходов на сбыт которые не
связаны с выплатой вознаграждений за продажу продукции ее страхованием
погрузкой и доставкой продукции потребителю и являются постоянными. К
таким расходам относятся расходы на маркетинг и рекламу на амортизацию
ремонт и содержание основных средств и иных необоротных материальных
активов используемых для сбыта расходы на оплату труда (с начислениями)
занятых сбытом работников если оплата труда не связана с объемом
Кроме того в состав полной себестоимости готовой продукции могут
включаться и другие постоянные расходы.
2 Классификация затрат образующих себестоимость продукции
Затраты входящие в себестоимость продукции классифицируются следующим признакам:
по центрам (местам) возникновения;
по видам продукции (объектам калькулирования);
по однородности расходов - одноэлементные и комплексные;
по видам затрат - расходы по экономическим элементам расходы
статьям калькулирования;
по способам отнесения на себестоимость продукции - прямые расходы и непрямые (косвенные накладные) расходы;
по степени влияния объема производства на уровень затрат - переменные и постоянные (условно-постоянные);
по календарным периодам - текущие долгосрочные одноразовые;
по отношению к производственному процессу –производственные и непроизводственные;
по отношению к включению в себестоимость - затраты на продукцию затраты периода.
Классификация расходов по калькуляционным статьям вызвана потребностями учета и планирования затрат. Состав и число калькуляционных статей зависит от вида себестоимости.
3 Состав калькуляционных статей
Состав калькуляционных статей затрат всегда условен каждое предприятие самостоятельно определяет его с учетом; своей специфики. Состав калькуляционных статей зависит от «полноты» себестоимости. Вполне допустимо не относить некоторые виды расходов на себестоимость продукции а покрывать их за счет «маржинальной прибыли». Тем не менее практика калькулирования позволяет привести состав калькуляционных статей для каждого вида себестоимости.
3.1 Сырье и материалы
Статья «Сырье и материалы» является комплексной. При планировании и учете определяются затраты по каждому виду потребляемых ресурсов. В эту статью включаются только те затраты которые
напрямую зависят от объема производства продукции то есть являются переменными.
Учет стоимости сырья и материалов осуществляется по их первоначальной стоимости которая зависит от способа их поступления на предприятие или по переоцененной стоимости.
3.2 Покупные полуфабрикаты и комплектующие изделия
Покупные полуфабрикаты - это изделия требующие незначительной обработки а комплектующие изделия - это предметы которые не требуют обработки а непосредственно устанавливаются (монтируются) на объект учета. Стоимость комплектующего оборудования которое оплачивается за счет заказчика сверх цены на изделие в данной статье калькуляции не отражается.
Стоимость полуфабрикатов и комплектующих изделий определяется так же как стоимость сырья и основных материалов. Транспортно-заготовительные расходы и другие расходы связанные с приобретением полуфабрикатов и комплектующих включаются в их стоимость или учитываются отдельной статьей.
Так же как расходы на сырье и материалы расходы на покупные полуфабрикаты и комплектующие изделия являются переменными.
3.3 Топливо и энергия на технологические цели
В эту статью включаются расходы на топливо и энергию непосредственно используемые в процессе производства.
Расходы на покупное жидкое топливо доставляемое
железнодорожным или автомобильным транспортом состоят из затрат на
покупку и расходов по доставке (ТЗР).
Расходы на приобретение газообразного топлива жидкого топлива доставляемого трубопроводным транспортом и электроэнергии состоят из стоимости их приобретения и стоимости транспортировки.
Расходы на технологическое топливо и технологическую энергию являются переменными.
Расходы на отопление зданий и освещение зданий и помещений а также на наружное освещение включаются в общепроизводственные расходы.
3.4 Основная заработная плата
В статью «Основная заработная плата» включаются расходы на оплату труда рабочих занятых в производстве соответствующей продукции. В случае если рабочие заняты производством нескольких видов продукции при планировании и учете осуществляется распределение их заработной платы по видам продукции.
В состав основной заработной платы может включаться и заработная плата руководителей и специалистов если их труд непосредственно связан с выпуском конкретных видов продукции.
В случае применения сдельной заработной платы в зависимости от объема производства конечной продукции основная заработная плата
относится к переменным затратам. В остальных случаях основную заработную плату рассматривают как постоянные расходы.
3.5 Дополнительная заработная плата
К статье «Дополнительная заработная плата» относят затраты на выплату производственному персоналу предприятия дополнительной заработной платы начисленной за работу сверх установленных норм за трудовые успехи и изобретательность и за особые условия труда.
К расходам на выплату дополнительной заработной платы относятся:
надбавки и доплаты к тарифным ставкам и должностным окладам;
премии и поощрения рабочим руководителям и служащим за производственные результаты;
гарантийные и компенсационные выплаты;
оплата другого неотработанного времени;
прочие расходы на оплату труда.
К переменным расходам можно отнести только некоторые элементы расходов на дополнительную заработную плату в частности: премии за перевыполнение производственных заданий и норм выработки расходы на оплату отпусков рабочих-сдельщиков. Остальные расходы являются постоянными. Расходы на дополнительную заработную плату включаются в себестоимость продукции. В случае если они заняты производством нескольких видов продукции осуществляется условное распределение этих видов расходов по видам продукции.
3.6 Отчисления на социальные мероприятия
В статьи «отчисления на социальные мероприятия» включаются:
отчисления на обязательное государственное пенсионное страхование;
отчисления на общеобязательное государственное социальное
страхование на случай безработицы;
страхование в связи с потерей трудоспособности и расходами
обусловленными рождением и погребением;
страхование от несчастного случая на производстве и
профессионального заболевания;
отчисления на другие социальные мероприятия
которые начисляются на прямую основную и дополнительную заработные платы.
3.7 Общепроизводственные расходы
Общепроизводственные расходы - расходы цеха (производственного подразделения) связанные с управлением производством и обслуживанием объектов общественного назначения.
В состав этих расходов включают:
расходы на управление производством (затраты на содержание
работников аппарата управления производством оплату служебных
командировок персонала цеха затраты на материально-техническое
обеспечение работников аппарата управления производством);
амортизация основных средств и необоротных материальных активов
общепроизводственного назначения и нематериальных активов
общецехового назначения;
расходы на обслуживание производственного процесса;
расходы на содержание и эксплуатацию основных средств
общепроизводственного назначения;
расходы на охрану труда и расходы связанные с обеспечением
пожарной и сторожевой охраны;
расходы связанные с использованием и обслуживанием средств
сигнализации услугами телефонной связи;
налоги сборы прочие обязательные платежи;
расходы связанные с профессиональной подготовкой и
расходы на отопление освещение водоснабжение и иное содержание
производственных помещений;
Основная часть общепроизводственных расходов является постоянной.
К переменной - можно отнести премии работникам прямо зависящие от
объема производства и соответствующие начисления некоторые виды
налогов зависящие от объема производства например сбор за загрязнение
3.8 Административные расходы
К административным расходам относятся расходы связанные с
обслуживанием и управлением предприятия. Они не включаются в состав
производственной себестоимости продукции однако при планировании
объема производства и уровня цен эти расходы включаются в полную
себестоимость готовой продукции.
Административные расходы включают в себя:
общие корпоративные расходы (организационные расходы при проведении годовых собраний представительские расходы и т. д.);
расходы на служебные командировки и содержание аппарата управления предприятием;
расходы на содержание основных средств и других необоротных материальных активов;
вознаграждения за профессиональные услуги (юридические аудиторские и т. д.);
амортизацию нематериальных активов общехозяйственного использования;
налоги сборы и другие предусмотренные законнода-тельством обязательные платежи (кроме налогов и сборов включаемых в производственную себестоимость продукции);
плата за расчетно-кассовое обслуживание и другие услуги банков;
3.9 Постоянные расходы на сбыт
В целях калькулирования расходы на сбыт делятся на постоянные которые могут включаться в полную себестоимость готовой продукции и переменные составляющие себестоимость реализации продукции.
К постоянным то есть не зависящим от объемов реализации расходам на сбыт относятся расходы:
на содержание и командировки работников занятых сбытом;
на содержание основных средств и других нематериальных активов связанных со сбытом продукции;
не маркетинговые исследования и рекламу;
4 Расчет себестоимости передачи и полной себестоимости
электроэнергии проектируемой линии.
В экономической части выполнен расчет себестоимости передачи и полной себестоимости электроэнергии проектируемой линии.
Затраты на передачу и распределение электроэнергии можно представить как сумму затрат на амортизацию эксплуатационное обслуживание электрической сети.
Затраты на эксплуатационное обслуживание электрической сети складываются из затрат на оплату труда ремонтно-эксплуатационного персонала начислений на оплату труда на вспомогательные материалы цеховых и прочих расходов.
Принимаем потери в кабельных сетях предприятия равными 1% от потребляемой мощности
Wкл=Wг·Ррасч Тmax001=80004400001= 352000 кВтчгод
Потери электроэнергии в трансформаторе ТП определяем по формуле
Wтр= РхТг+Рк.з. Кз2 Тmax= 14·4400+600824400=230560 кВтчгод
где Рх и Рк.з. –активные мощности холостого хода и короткого замыкания соответственно кВт;
Тг - число часов работы трансформатора в год час;
Кз – коэффициент загрузки трансформатора.
Выполнение расчетов начинается с определения годового объема энергопотребления:
Wполез=Ррасч·Тmax=80004400=35200 000 кВтчгод
где Ррасч – расчетная нагрузка кВт.
Wполн = Wполез + Wкл +Wтр = 35 200 000 + 352 000 + 230560 =
где Wкл Wтр – потери энергии в КЛ и трансформаторе.
При определении годового объема энергопотребления можно использовать результаты расчетов приведенных в основных разделах дипломного проекта. Затраты на обслуживание электрической сети зависят от объема ремонтно-эксплуатационных работ.
Поэтому производится расчет среднегодовой трудоемкости по ремонту и эксплуатации оборудования.
Удельные нормы трудоемкости работ по ремонту и обслуживанию оборудования оформляем в виде таблицы 4.1.
Наименование оборудования
Трудоемкость чел.час.
Силовой трансформатор 1004 кВ
Структура ремонтного цикла оборудования представлена в
Среднегодовая трудоемкость работ по ремонту рассчитывается раздельно для каждого наименования оборудования и сетей по формуле:
где n – количество оборудования данного наименования;
Тк ТТ Т0 – трудоемкость капитального текущего ремонтов и осмотра
tкtТt0–периодичность ремонтов и осмотров по видам оборудования
Трудоемкость работ по техническому обслуживанию вычисляется по формуле:
Тт.о.= n·01Тт= 10113=13 чел.час
где Тт.о. - трудоемкость работ по техническому обслуживанию чел.час.
Тт – трудоемкость текущего ремонта соответствующего вида оборудования.
Общая трудоемкость составит:
Тобщ=Тт.о.+ Тср.год.рем.= 13 + 65157 = 66457 чел.час
Результаты расчетов по остальному оборудованию сводим в таблицу 4.3
Расчет годовых расходов по оплате труда начинается с определения заработной платы ремонтно-эксплуатационного персонала.
Основная заработная плата рассчитывается по формуле:
Зосн.= Тобщ tч(1+ α) гр.
где Тобщ - общая трудоемкость по ремонту и обслуживанию оборудования чел.час.
tч – часовая тарифная ставка соответствующая среднему разряду работ tч= 30 гр.
α – коэффициент учитывающий размер премии α= 08.
Дополнительная заработная плата составляет 96% основной т.е.
Здоп. = 0096· Зосн гр.
Фонд заработной платы определяется по формуле:
Фз.п.= Зосн.+ Здоп. гр.
Начисление на оплату труда составляет 3935% от основной и дополнительной заработной платы:
фонд социального страхования
Фонд страхования от несчастных случаев на производстве гр.
Фонд страхования на случай безработицы
Силовой трансформатор
- фонд социального страхования – 29%
- пенсионный фонд – 32%
- фонд страхования от несчастных случаев на производстве – 255%
- фонд страхования на случай безработицы – 19%
Амортизационные отчисления определяются на основании величины капитальных вложений в оборудование и сети из действующих норм амортизационных отчислений. Нормы амортизационных отчислений на силовое электротехническое оборудование и распределительные устройства 44% на кабельные и воздушные линии 2%.
Капитальные вложения берутся полные с учетом затрат на монтажно-строительные работы
где К – сумма капитальных вложений гр.;
К – капитальные вложения на единицу оборудования гр.;
n – количество оборудования.
Амортизационные отчисления:
где На – норма амортизационных отчислений.
Расчеты по определению капитальных вложений на оборудование и сети и сумму амортизационных отчислений сводим в таблицу 4.6
Капитальные вложения на ед.оборудов.
Затраты на вспомогательные материалы можно принять равным 06% от полных капитальных вложений в оборудование:
Где К – суммарные капитальные вложения по всему оборудованию.
Цеховые расходы составляют 23%:
Прочие расходы можно принять равными 03% от полных вложений в оборудование и линии:
Расходы по распределению электроэнергии определяются как сумма затрат на материалы амортизационные отчисления оплату труда производственных рабочих и начислений на оплату труда:
Рр = Звм+А+ Фз.п+ Н гр.
Общие эксплуатационные расходы планируем в размере 170% от расходов по распределению электроэнергии:
Себестоимость передачи электроэнергии определяем как сумму расходов по распределению электроэнергии прочих расходов цеховых расходов и общих эксплуатационных расходов:
Сп= Рр+Зпр+Зц.р+Роэ=104727542+6078780+46603979+178036821=335447121 гр.
Стоимость электроэнергии полученной из внешних источников:
Сэ = Wполн С0 = 35782560 032 = 114504192 гргод
где Wполн – полное годовое электропотребление с учетом потерь в кабельных линиях и трансформаторах;
С0 – тариф на электроэнергию С0=032 гркВтч
Расчеты эксплуатационных расходов заканчиваются составлением калькуляции в таблице 4.8
Наименование показателей
Стоимость электроэнергии полученной из внешних источников
Себестоимость передачи электроэнергии
Расходы по распределению электроэнергии
Оплата труда производственных рабочих
Начисления на оплату труда
Фонд социального страхования
Фонд страхования от несчастных случаев на производстве
Общие эксплуатационные расходы
Всего расходов по полной себестоимости
Себестоимость передачи 1 кВтч электроэнергии определяется следующим образом:
где И – годовые расходы по передаче электроэнергии;
Wполез. – расход электроэнергии за год полезно доведенной до потребителя.
Полная себестоимость электроэнергии определяется:
Стоимость потерь электроэнергии в калькуляции отдельной статьей не выделяется а учитывается косвенно путем отнесения суммы затрат по передаче электроэнергии и её покупки из внешних источников (полная себестоимость электроэнергии с учетом потерь) к количеству энергии полезно доведенной до потребителя.
Итоговые технико-экономические показатели приведены в таблице 4.9
Наименование показателя
Количество электроэнергии полученной от энергосистемы
Потери электроэнергии в год
Количество электроэнергии полезно доведенной до потребителей
Себестоимость передачи 1 кВтч электроэнергии
Полная себестоимость 1 кВтч электроэнергии
В ходе расчета была получена полная себестоимость электроэнергии с учетом затрат на обслуживание капитальные вложения амортизационные отчисления эксплуатационные расходы и покупку электроэнергии в энергосистеме. Эта себестоимость составила 3348 копкВтч.

4 ЭЛЕКТРОБЕЗОПАСНОСТЬ.docx

1 Заземляющие устройства
1.1 Требования к заземляющим устройствам электроустановок напряжением выше 1 кВ с большими токами замыкания на землю
Согласно ПУЭ сопротивление заземляющего устройства в этих электроустановках не должно превышать 05 Ом. Однако одно лишь ограничение величины сопротивления заземляющего устройства не обеспечивает приемлемых величин напряжений прикосновения и шага при токах замыкания на землю величиной в несколько килоампер. Например при токе короткого замыкания 6 кА на заземляющем устройстве возникает напряжение 3 кВ. Поэтому дополнительно к ограничению сопротивления заземляющего устройства предусматривается выполнение следующих мероприятий:
- быстродействующее отключение при замыканиях на землю;
- выравнивание потенциалов в пределах территории на которой находится электроустановка и на ее границах.
Для выравнивания потенциалов на территории электроустановки на глубине 05-08 м должна закладываться сетка из выравнивающих проводников. Продольные проводники закладываются параллельно осям оборудования на расстоянии 08-1 м от фундаментов или оснований оборудования и соединяются между собой на всей площади поперечными проводниками с шагом не более 6 м.Для улучшения выравнивания на границе контура крайние проводники сетки с которых происходит большее стекание тока в землю укладываются на глубине порядка 1 м.
Выравнивание потенциалов должно быть также осуществлено у входов и въездов на территорию электроустановки путем укладки двух дополнительных полос с постепенным заглублением: на расстоянии 1 и 2 м от заземлителя на глубине 1 и 15 м соответственно.
При размещении электроустановки на достаточной площади расстояние от границ заземлителя до ограды электроустановки должно быть не менее 3 м и ограда в этом случае не заземляется. В местах часто посещаемых персоналом и в местах входов и въездов целесообразно устраивать дорожки с покрытием асфальтом или гравием имеющих малую проводимость.
В целях исключения выноса потенциала за пределы территории электроустановки с большим током замыкания на землю запрещается питание приемников находящихся вне территории электроустановки производить от трансформаторов с заземленной нейтралью при напряжениях 380220 или 220127 В находящихся в пределах территории электроустановки. В случае необходимости питание таких приемников должно осуществляться от трансформаторов с изолированной нейтралью.
При расположении электроустановок с большим током замыкания на землю у цехов промышленных предприятий должны выполняться следующие мероприятия:
- все прилегающие здания должны включаться в общий контур заземления;
- должны приниматься меры к выравниванию потенциалов внутри цехов;
- вокруг зданий на расстоянии 1 м от стен на глубине 1 м должен быть проложен проводник соединенный с заземляющими проводниками внутри здания а у входов и въездов в здания должно быть выполнено выравнивание потенциалов путем прокладки дополнительных полос с постепенным заглублением;
- вокруг зданий следует устраивать асфальтовые отмостки шириной 1-15 метров;
Так как токи короткого замыкания на землю в рассматриваемых установках имеют значительные величины должна быть обеспечена термическая устойчивость заземляющих проводников. Сечения заземляющих проводников должны быть выбраны такими чтобы при протекании по ним различных токов однофазных замыканий на землю температура их за время до срабатывания основной защиты не превысила допустимой-4000С. В соответствии с этим минимальные сечения проводников по допустимому нагреву током однофазного замыкания на землю определяется по формуле:
где Iз –установившийся ток короткого замыкания;
tп –приведенное время прохождения тока на землю;
с – постоянная: для стали-74для голых медных проводников 195 для кабелей напряжением до 10 кВ с медными жилами 182 для голых алюминиевых проводников и кабелей с алюминиевыми жилами напряжением до 10 кВ 112.
В качестве установившегося тока короткого замыкания при расчетах принимается наибольший ток проходящий через проводник при замыкании на рассматриваемом устройстве или при однофазных замыканиях на землю вне его для возможной эксплуатации схемы сети с учетом распределения тока короткого замыкания на землю между заземленными нейтралями сети.
1.2 Расчет заземляющего устройства ГПП 11010 кВ
Произведем расчет заземлителя в двухслойной земле методом наведенных потенциалов по допустимому сопротивлению подстанции 11010кВ. На территории подстанции расположены два трансформатора с эффективнозаземленной нейтралью со стороны 110 кВ для питания собственных нужд предусмотрены два трансформатора 1004 кВ с глухозаземленной нейтралью со стороны 04 кВ распределительное устройство 110 кВ открытого типа 10 кВ – закрытого. Территория подстанции занимает площадь S=ab= 25х30=750 м2. Заземлитель выполнен горизонтальными полосовыми электродами сечением 4х40 мм и вертикальными стержневыми электродами длинной Lв=5м диаметром d=12мм глубина заложения электродов в землю t=07 м. Расчетное удельное сопротивление верхнего и нижнего слоев ρ1=230 Омм ρ2=60 Омм соответственно толщина верхнего слоя земли h1=28 м. В качестве естественного заземлителя используем систему трос - опоры подходящей к подстанции воздушной линии 110 кВ на металлических опорах с длиной пролета l=60 м линия имеет один стальной грозозащитный трос (nт=1) сечением S=50 мм2 расчетное сопротивление заземления одной опоры rоп=12 Ом число опор с тросом на линии больше 20. Расчетный ток замыкания на землю на стороне 110 кВ составляет 812 кА.
Согласно требованиям ПУЭ для стороны 110 кВ сопротивление заземлителя растеканию тока должно быть Rз05 Ом
Сопротивление естественного заземлителя для ВЛ 110 кВ определяем по формуле:
Сопротивление искусственного заземлителя определяем по формуле:
Составляем предварительную схему заземлителя в виде сетки из горизонтальных полосовых и вертикальных стержневых электродов. По предварительной схеме определяем суммарную длину горизонтальных и количество вертикальных электродов:
Составляем расчетную модель заземлителя в виде квадратной сетки площадью 900 м2.
Длина одной ее стороны составляет
Количество ячеек m по одной стороне модели составляет
Уточняем суммарную длину горизонтальных электродов:
Длина стороны ячейки в модели
Расстояние между вертикальными электродами определяем по формуле:
Суммарная длина вертикальных электродов составляет:
Lв = nв· lв=1305=650 м
Относительная глубина погружения в землю вертикальных электродов
Определяем расчетное эквивалентное удельное сопротивление грунта:
Находим коэффициент А при 01 tотн 05
А=0385-025tотн=0385-025019=034
Вычисляем расчетное сопротивление искусственного заземлителя
Общее сопротивление заземлителя:
Определяем потенциал заземляющего устройства в аварийный период
φз.у.=Iз Rз=8120 05=4060 В
Этот потенциал допустим так как он менее 10 кВ.
Таким образом искусственный заземлитель подстанции должен быть выполнен из горизонтальных пересекающихся полосовых электродов сечением 4 × 40 мм общей длиной не менее 660 м и вертикальных стержневых электродов в количестве не менее 130диаметром 12 мм длиной по 5 м размещенных по периметру заземлителя по возможности равномерно то есть на одинаковом расстоянии один от другого; глубина погружения электродов в землю 07 м. При этих условиях сопротивление Rи искусственного заземлителя в самое неблагоприятное время года не будет превышать 05 Ом а сопротивление заземлителя подстанции в целом Rз то есть общее сопротивление искусственного и естественного заземлителей будет не более 05Ом.
Таким образом искусственный заземлитель подстанции должен быть выполнен из горизонтальных пересекающихся полосовых электродов сечением 4 × 40 мм общей длиной не менее 440 м и вертикальных стержневых в количестве не менее 60диаметром 12 мм длиной по 5 м размещенных по периметру заземлителя по возможности равномерно то есть на одинаковом расстоянии один от другого; глубина погружения электродов в землю 05 м. При этих условиях сопротивление Rи искусственного заземлителя в самое неблагоприятное время года не будет превышать 049 Ом а сопротивление заземлителя подстанции в целом Rз=0369 то есть общее сопротивление искусственного и естественного заземлителей будет не более 05 Ом.
3.3 Ориентация в электроустановках
Шины в электроустановках обозначают и располагают следующим образом [8]:
- шины фазы А – желтым цветом – верхняя – наиболее удаленная – левая;
- шины фазы В – зеленым – средняя;
- шины фазы С – красным – нижняя – ближняя правая.
Ответвления от сборных шин располагаются так что если смотреть на трансформатор то расположение фаз слева направо будет. А В С.
В ЗРУ напряжением 10 кВ и 110 кВ ориентация достигается нумерацией ячеек согласно отходящих линий кабельные воронки в камерах снабжают бирками со значением номера линии на ее наименования напряжения сочетания и марки кабеля даты монтажа и фамилии электромонтеров.
На выключателе и его приводе имеется хорошо видимый указатель положения выключателя. Приводы разъединителей и заземляющих ножей имеют механические указатели положения «Включено» и «Отключено».
4 Меры защиты от поражения электрическим током
4.1 Перечень защитных мер
Обеспечение безопасности лиц обслуживающих электроустановки и другого персонала связанного с электроустановками на производстве осуществляется следующими защитными мерами [8]:
- применение изоляции отвечающей требованиям безопасности;
- соблюдение соответствующих расстояний до токоведущих частей или их закрытие ограждением;
- использование блокировок исключающих ошибочное включение отключенных аппаратов и предотвращающих попадание человека в опасную зону;
- применение аппаратов защитного отключения обеспечивающих автоматическое отключение сети при возникновении в ней опасности поражения электрическим током;
- зануление корпусов электроустановок;
- защитное заземление выравнивание электрических потенциалов;
- применение предупредительной сигнализации надписей плакатов и знаков безопасности;
- применение устройств снижающих напряженность электрических полей компенсация токов замыкания на землю;
- использование электротехнических защитных средств и приспособлений.
4.2 Классификация электроустановок в отношении мер электробезопасности
В отношении мер электробезопасности все электроустановки в соответствии с Правилами устройства электроустановок ([6] глава 1-7) подразделяются па 4 группы.
К первой группе относятся электроустановки напряжением выше 1000 В в сетях с эффективно заземленной нейтралью с большими токами замыкания на землю (500 А и более). Коэффициент замыкания на землю то есть отношение разности потенциалов между неповрежденной фазой и землей в точке замыкания на землю другой или двух других фаз к разности потенциалов между фазой и землей в этой точке до замыкания не превышает 14.
Ко второй группе относятся электроустановки напряжением выше 1000 В в сетях с изолированной нейтралью с малыми токами замыкания на землю.
К третьей группе относятся электроустановки напряжением до 1000 В с глухозаземленной нейтралью.
К четвертой группе относятся электроустановки напряжением до 1000 В с изолированной нейтралью.
5 Пожарная безопасность
На ТП находятся горючие изоляционные материалы которые могут легко воспламеняться и стать причиной пожара [15].
По этой причине ТП 11010 кВ относится к пожароопасным производствам категории В и помещениям с пожароопасной зоной класса П – I.
Закрытое распределительное устройство относится к пожароопасным производствам категории В и помещениям с пожароопасной зоной класса П – I так как расположено в помещениях в которых обогащаются горючие жидкости с температурой вспышки выше 61 0 С.
Причинами возгорания горючих веществ на ТП 11010 кВ могут быть:
Неосторожное обращение с огнем;
Межвитковые короткие замыкания в силовых трансформаторах;
Значительная перегрузка электрооборудования;
Большое переходное сопротивление разъемных местах контактов;
Неисправность электрооборудования;
Для устранения взрывов и пожаров выполняются следующие мероприятия: здания выполняются I и II степени огнестойкости трансформаторы устанавливаются на железобетонном фундаменте на высоте 03 м от нулевого уровня.
ТП 11010 кВ обеспечена автоматическими средствами обнаружения и пожаротушения.
6 Защита ГПП от прямых ударов молнии
Открытые распределительные устройства и здания от прямых ударов молнии защищаются стержневыми молниеотводами. Если сопротивление заземляющего устройства подстанции менее 1 Ом то разрешается присоединять молниеотвод к заземлителю. Для защиты ГПП принимаем 1 стержневой молниеотвод высотой h=30(м) высота защищаемого объекта hх =10(м) размеры объекта b*c=33*33(м)
Активная высота молниеотвода:
h a =h-h x = 30-10 =20(м)
Для стержневого молниеотвода при высоте молниеотвода менее 60м радиус защиты
где - высота молниеотвода - высота защищаемого объекта.
В защищенную зону о молниеотвода входят те элементы которые находятся на растоянии 24 м
Допустимое расстояние по воздуху при прямом ударе молнии в молниеотвод определяется импульсным напряжением в точке раположенной от земли на высоте l :
где Iм- мгновенное значение тока молнии; Rи- импульсное сопротивление заземлителя; L- индуктивность участка l токоотвода от заземлителя до рассматриваемой точки.
При токе молнии Iм > 150 кА принимают wL=l тогда амплитудное импульсное напряжение
В этом случае минимальное расстояние по воздуху и в земле при Ев=500 кВм
Ез=300 кВм составит [ 10 ]
Lмин.в=Uma Lмин.з=Iм*RиЕз.
Lмин.з=150*10300=5м.
Вывод: Охрана труда направлена на обеспечение безопасности сохранение здоровья и работоспособности человека в процессе труда. Она включает в себя организационно-правовые вопросы технику безопасности производственную санитарию и пожарную профилактику.
Соблюдение правил охраны труда является обязательным для всех организаций предприятий независимо от вида деятельности и форм собственности и распространяется на всех работников предоставляющих свои услуги.

Доклад Алима.docx

Уважаемый председатель государственной комиссии студент Мамбетов Алим Айдерович для защиты дипломного проекта прибыл. Разрешите мне начать свой доклад. Тема проекта «Электроснабжение механического завода (10 цехов Р=8 МВт). Монтаж и эксплуатация ограничителей перенапряжения 04-6-10кВ с заменой традиционных разрядников на ограничители типа ОПН».
Дипломный проект состоит из семи разделов. В первой части ДП были определены расчетные электрические нагрузки для всех цехов промышленного предприятия.
В результате разработанной электрической части дипломного проекта установлено что для электрообеспечения механического завода необходимо в центре питания иметь два трансформатора типа ТДН-10000110-70У1. (подробное описание надо?)
После понижения напряжения в ЦП со 110 кВ на 10 кВ вся электроэнергия более менее равномерно распределяется по 24 ТП в каждой из которых устанавливается по два трансформатора типа ТМ – 100010.
Произведен расчет и определены сечения и типы кабелей как подходящих к ТП так и отходящих от ТП к жилым домам общественным и общественно коммунальным объектам.
Разработана распределительная сеть на 038 кВ для 16-ти этажного дома. Выполнен расчет токов короткого замыкания согласно задания выбраны коммутационные аппараты для всей питающей и распределительной сети а также контрольно-измерительные аппараты.
В экономической части рассчитана экономическая эффективность ДП. Срок окупаемости проекта наступает на 13 год эксплуатации.
В разделе релейной защиты и автоматики выбрана дифференциальная защита трансформатора ТРДН 40000110 на реле РНТ – 565.
В разделе охраны труда рассмотрены вопросы безопасной эксплуатации электрооборудования подстанции напряжением 11010 кВ и пожарной безопасности на ней. Рассчитано заземляющее устройство данной подстанции которое удовлетворяет требованиям ПУЭ.
В разделе гражданской обороны произведена оценка устойчивости трансформаторной подстанции к воздействию взрыва и землетрясения.
В разделе специальный вопрос разработана и создана лабораторная установка для определения характеристик и параметров силовых трансформаторов 0.4 кВ мощностью до 100 кВА. Созданная Л.У. предназначена для проведения лабораторных и практических занятий по направлению 7.0906 «Электротехника» и 7.0905 «Ветроэненергетика».
Установка создана на базе двух трехфазных сухих брызгозащищенных трансформаторов ТСЗ – 22505 а также на аппарате переключения бортовой сети подводных лодок АПС – 213 – В.
Возможности данной установки:
Измерение сопротивления изоляции
Измерение омического сопротивления обмоток
Опыт холостого хода
Определение группы соединения обмоток
Опыт короткого замыкания
Параллельная работа трансформаторов
Определение коэффициента трансформации
Фазировка сети с глухозаземленной нейтралью
Фазировка сети с изолированной нейтралью
Демонстрация автоматического включения резерва
Другие возможности Л.У.созданной нами расскажет мой коллега Куликов А.И.

Алим Молниезащита.docx

2.1 Требования к выполнению молниезащиты
Молниезащита электростанций и подстанций выполняется по 1 категории молниезащиты.
Защита от прямых ударов молнии зданий и сооружений относимых по устройству молниезащиты к 1 категории должна выполняться отдельно стоящими стержневыми или тросовыми молниеотводами.
Указанные молниеотводы должны обеспечивать зону защиты в соответствии с требованиями приложения 3 [19].
Наименьшее допустимое расстояние Sв по воздуху от защищаемого объекта до опоры (токовода) стержневого или тросового молниеотвода определяется в зависимости от высоты здания конструкции заземлителя и удельного сопротивления грунта ρ (Ом·м).
Для зданий и сооружений высотой не более 30 м наименьшее допустимое расстояние Sв = 3 м.
Для исключения заноса высоких потенциалов в защищаемые сооружения по подземным металлическим коммуникациям необходимо заземлители защиты от прямых ударов молнии и подводы к ним располагать на расстоянии не менее 3м за исключением случаев когда металлические подземные трубопроводы и кабели не вводятся в защищаемое здание а расстояние до места их ввода в соседние защищаемые здания и сооружения первой категории составляет более 50 м .
Для защиты зданий от вторичных проявлений молнии должны быть предусмотрены следующие мероприятия:
-металлические корпуса всего оборудования и аппаратов установленных в защищаемом здании или сооружении должны быть присоединены к заземляющему устройству либо к железобетонному фундаменту здания;
-внутри здания между трубопроводами и другими протяженными металлическими конструкциями в местах их взаимного сближения на расстояния менее 10 см через каждые 20 м должны быть выполнены перемычки;
-в соединениях между собой элементов трубопроводов или других протяженных металлических предметов должны быть обеспечены переходные сопротивления не более 003 Ом на каждый контакт. При невозможности обеспечения контакта с указанным переходным сопротивлением за счет болтовых соединений необходимо устройство стальных перемычек.
Защита от заноса высокого потенциала по внешним наземным (надземным) металлическим коммуникациям должна осуществляться путем их заземления на вводе в здание или сооружение и на двух ближайших к этому вводу опорах коммуникации.
На вводе в здание металлические трубы броня кабелей должны быть присоединены к заземлителю либо бетонному фундаменту здания.
В месте перехода воздушной линии в кабель металлическая оболочка кабеля а также штыри или крючья изоляторной линии должны быть присоединены к заземлителю.
Кроме того в месте перехода воздушной линии в кабель между каждой жилой кабеля и заземленными элементами должны быть обеспечены закрытые воздушные искровые промежутки длиной 2-3 м и установлен низковольтный ОПН.
Защита от заноса высоких потенциалов по воздушной линии электропередачи напряжением свыше 1 кВ вводимым в подстанции должна выполняться в соответствии с ПУЭ.
Остальные здания завода по устройству молниезащиты относятся ко второй категории.
Защита от прямых ударов молнии зданий и сооружений 2 категории с неметаллической кровлей должна быть выполнена стоящими или установленными на защищаемом объекте стержневыми или тросовыми молниеотводами обеспечивающими зону защиты в соответствии с требованиями [19]. При установке молниеотводов на объекте от каждого стержневого молниеприемника или каждой стойки тросового молниеприемника должно быть обеспечено не менее двух токоотводов. При уклоне кровли не более 1: 8 может быть использована также молниеприемная сетка.
Молниеприемная сетка должна быть выполнена из стальной проволоки диаметром не менее 6 мм и уложена на кровлю сверху или под несгораемые или трудносгораемые утеплитель или гидроизоляцию. Размер ячеек сетки должен быть не более 6х6 м. Узлы сетки должны быть соединены сваркой. Выступающие над крышей металлические элементы (трубы шахты вентиляционные устройства) должны быть присоединены к молниеприемной сетке а выступающие неметаллические элементы – оборудованы дополнительными молниеприемниками также присоединенными к молниеприемной сетке.
Установка молниеприемников или наложение молниеприемной сетки не требуется для зданий и сооружений с металлическими фермами при условии что в их кровлях используются несгораемые или трудносгораемые утеплители и гидроизоляция.
На зданиях и сооружениях с металлической кровлей в качестве молниеприемника должна использоваться сама кровля. При этом выступающие неметаллические элементы должны быть оборудованы молниеприемниками присоединенными к металлу кровли.
Токоотводы от металлической кровли должны быть проложены к заземлителям не реже чем через 25 м по периметру здания.
При прокладке молниеприемной сетки и установке молниеотводов на защищаемом объекте всюду где это возможно в качестве токоотводов следует использовать металлические конструкции зданий и сооружений
(колонны фермы рамы пожарные лестницы арматуру железобетонных конструкций) при условии обеспечения непрерывной электрической связи в соединениях конструкций и арматуры с молниеприемниками и заземлителями выполняемых как правило сваркой.
Токоотводы прокладываемые по наружным стенам зданий располагать не ближе чем в 3 м от входов или в местах недоступных для прикосновения людей.
Функции заземлителей защиты от прямых ударов молнии во всех возможных случаях должны выполнять железобетонные фундаменты зданий и сооружений.
При невозможности использования фундаментов должны быть предусмотрены искусственные заземлители. При наличии стержневых и тросовых молниеотводов каждый токоотвод должен быть присоединен к заземлителю.
При наличии молниеприемной сетки или металлической кровли по периметру здания или сооружения должен быть проложен наружный контур следующей конструкции:
-в грунтах с эквивалентным удельным сопротивлением ρ≤500 Ом при площади здания более 250 м2 – из горизонтальных электродов уложенных в земле на глубине не менее 05 м а при площади здания менее 250 м2 к этому контуру к местах присоединения токоотводов должно быть приварено по одному вертикальному или горизонтальному лучевому электроду длиной 2-3 м;
-внутри здания между трубопроводами и другими протяженными металлическими конструкциями в местах их взаимного сближения на расстояния менее 10 см через каждые 30 м должны быть выполнены перемычки.
-во фланцевых соединениях трубопроводов внутри здания должна быть обеспечена нормальная затяжка не менее 4 болтов на каждый фланец.
2.2 Выбор молниезащиты
Необходима защита от прямых попаданий молний следующим объектам:
Проводов 110 кВ идущих от опоры ЛЭП к разъединительному порталу;
Проводов 110 кВ идущих от разъединительного портала к трансформаторному порталу с высотой подвеса провода - 12 м.;
Трансформаторов ГПП - высотой 14 метров;
Проводов 10 кВ идущих от трансформаторов ГПП к ЗРУ - 10 кВ ГПП с высотой подвеса 75метра.;
ЗРУ - 10 кВ ГПП – высота здания 8 метров.
Молниезащита ОРУ – 110 кВ ГПП выполнена отдельностоящими молниеотводами высотой 30 метров и молниеотводами установленными на порталах ОРУ – 110 кВ ГПП высотой 21 метр.
От опоры ЛЭП -110 кВ к разъединительному порталу протянуто два грозозащитных троса.
Всего на ОРУ -110 установлено 7 молниеотводов: молниеотводы М№1 М№2 М№3 и М№5 имеют высоту Н= 21 метр; молниеотводы М№4 М№6 и М№7 имеют высоту Н=30 метров.
2.3 Расчет молниезащиты.
Зона защиты 2 стержневых молниеотводов одинаковой высоты находится по уравнению:
где: h - высота молниеотвода;
Определяем зону защиты молниеотводов М №1 и М №3 при hx=12м.
Расстояние между молниеотводами а13=10м.
По кривой ( рис. 12-4 Л-20 ) находим К=078
Определяем ширину зоны защиты молниеотводов №1 и №3:
Расстояния между молниеотводами М№2 и М№5 и их высота одинаковы с М №1 и М №3 следовательно:
Гх.2.5 = Гх.1.3 =916м; Вх.2.5 = Вх. 1.3 = 702м
Расстояния между молниеотводами М№1 и М№2 при а1.2 = 24м:
По кривой ( рис. 12-4 Л-20 ) находим К=063
Определяем ширину зоны защиты молниеотводов №1 и М№2:
Определяем зону защиты молниеотводов М №3 и М №6 при hx = 12м:
Высота молниеотводов М №3 и М №6 неодинакова следовательно определяем фиктивное расстояние т.е. считаем что высота молниеотводов одинакова
Расстояния между молниеотводами М№5 и М№7 и их высота одинаковы с М №3 и М №6 следовательно:
Гх.5.7 = Гх.3.6 =2057м; Вх.5.7 = Вх. 3.6 = 702м
Дальнейший расчет ведем при высоте защищаемого объекта hx = 14м.
Зона защиты молниеотводов М №4 и М №6:
Расстояния между молниеотводами М№4 и М№6 при а4.6 = 14м:
Ширина зоны защиты молниеотводов М №4 и М №6:
Расстояния между молниеотводами М№4 и М№7 и их высота одинаковы с М №4 и М №6 следовательно:
Гх.4.7 = Гх.4.6 =1745м; Вх.4.7 = Вх. 4.6 = 848м
Определяем зону защиты молниеотводов М №6 и М №7 при hx = 8м:
Расстояния между молниеотводами М№6 и М№7 при а6.7 = 24м:
Ширина зоны защиты молниеотводов М №6 и М №7:
Определяем зону защиты тросового молниеотвода при hx = 12м:
3 Меры защиты от поражения электрическим током
3.1 Перечень защитных мер
Обеспечение безопасности лиц обслуживающих электроустановки и другого персонала связанного с электроустановками на производстве осуществляется следующими защитными мерами [8]:
- применение изоляции отвечающей требованиям безопасности;
- соблюдение соответствующих расстояний до токоведущих частей или их закрытие ограждением;
- использование блокировок исключающих ошибочное включение отключенных аппаратов и предотвращающих попадание человека в опасную зону;
- применение аппаратов защитного отключения обеспечивающих автоматическое отключение сети при возникновении в ней опасности поражения электрическим током;
- зануление корпусов электроустановок;
- защитное заземление выравнивание электрических потенциалов;
- применение предупредительной сигнализации надписей плакатов и знаков безопасности;
- применение устройств снижающих напряженность электрических полей компенсация токов замыкания на землю;
- использование электротехнических защитных средств и приспособлений.
3.2 Классификация электроустановок
в отношении мер электробезопасности
В отношении мер электробезопасности все электроустановки в соответствии с Правилами устройства электроустановок ([6] глава 1-7) подразделяются па 4 группы.
К первой группе относятся электроустановки напряжением выше 1000 В в сетях с эффективно заземленной нейтралью с большими токами замыкания на землю (500 А и более). Коэффициент замыкания на землю то есть отношение разности потенциалов между неповрежденной фазой и землей в точке замыкания на землю другой или двух других фаз к разности потенциалов между фазой и землей в этой точке до замыкания не превышает 14.
Ко второй группе относятся электроустановки напряжением выше 1000 В в сетях с изолированной нейтралью с малыми токами замыкания на землю.
К третьей группе относятся электроустановки напряжением до 1000 В с глухозаземленной нейтралью.
К четвертой группе относятся электроустановки напряжением до 1000 В с изолированной нейтралью.
4 Пожарная безопасность
На ТП находятся горючие изоляционные материалы которые могут легко воспламеняться и стать причиной пожара [15].
По этой причине ТП 11010 кВ относится к пожароопасным производствам категории В и помещениям с пожароопасной зоной класса П – I.
Закрытое распределительное устройство относится к пожароопасным производствам категории В и помещениям с пожароопасной зоной класса П – I так как расположено в помещениях в которых обогащаются горючие жидкости с температурой вспышки выше 61 0 С.
Причинами возгорания горючих веществ на ТП 11010 кВ могут быть:
Неосторожное обращение с огнем;
Межвитковые короткие замыкания в силовых трансформаторах;
Значительная перегрузка электрооборудования;
Большое переходное сопротивление разъемных местах контактов;
Неисправность электрооборудования;
Для устранения взрывов и пожаров выполняются следующие мероприятия: здания выполняются I и II степени огнестойкости трансформаторы устанавливаются на железобетонном фундаменте на высоте 03 м от нулевого уровня.
ТП 11010 кВ обеспечена автоматическими средствами обнаружения и пожаротушения.
Вывод: Охрана труда направлена на обеспечение безопасности сохранение здоровья и работоспособности человека в процессе труда. Она включает в себя организационно-правовые вопросы технику безопасности производственную санитарию и пожарную профилактику.
Соблюдение правил охраны труда является обязательным для всех организаций предприятий независимо от вида деятельности и форм собственности и распространяется на всех работников предоставляющих свои услуги.

ОТ 12.doc

Все случаи поражения человека током в результате электрического удара т.е. прохождения тока через человека являются следствием его прикосновения не менее чем к двум точкам электрической цепи между которыми существует некоторое напряжение. Опасность такого прикосновения оцениваема как известно током проходящим через тело человека Ih или напряжением под которым он оказывается т.е. напряжением прикосновения Uпр зависит от ряда факторов: схема включения человека в электрическую цепь напряжение сети схема самой сети режима ее нейтрали степени изоляции токоведущих частей относительно земли и т.п.
Таким образом указанная опасность не однозначна. В одних случаях включение человека в электрическую цепь будет сопровождаться прохождением через него малых токов и окажется не опасным в других - токи могут достигать больших значений способных вызвать смертельное поражение человека.
Сети переменного тока бывают однофазными и многофазными.
Однофазные сети могут быть двухпроводными изолированными от земли или с заземленным проводом и однопроводными когда роль второго провода играет земля рельс и т.д.
а) двухпроводная изолированная от земли;
б) двухпроводная с заземленным проводом;
Рисунок 6.1- Схемы однофазных сетей.
Трехфазные сети в зависимости от режима нейтрали источника тока ( т.е. в зависимости от того изолирована от земли или заземлена нейтраль) и наличия нейтрального или нулевого проводника могут быть выполнены по четырем схемам:
)трехпроводной с изолированной нейтралью;
)трехпроводной с заземленной нейтралью;
)четырехпроводной с изолированной нейтралью;
)четырехпроводной с заземленной нейтралью.
а) трехфазная с изолированной нейтралью;
б) трехфазная с заземленной нейтралью;
в) четырехпроводная с изолированной нейтралью;
г) четырехпроводная с заземленной нейтралью.
Рисунок 6.2- Схемы трехфазных сетей.
Нейтраль а правильнее нейтральная точка обмотки источника или потребителя энергии есть точка напряжения которой относительно всех внешних выводов обмотки одинаковы по абсолютному значению. Нейтралью обладают многофазные источники и потребители энергии обмотка которых соединена звездой. Заземленная нейтральная точка носит название нулевой точки. Нейтраль заземленная путем непосредственного присоединения к заземлителю или через малое сопротивление (трансформатор тока и т.п.) называется также глухозаземленной нейтралью. Проводник присоединенный к нейтральной точке называется нейтральным проводником а к нулевой точке - нулевым проводником. В странах СНГ при напряжении до 1000 В применяют в основном две из указанных схем сетей трехфазного тока - первую и четвертую т.е. трехпроводную с изолированной нейтралью напряжением 36 42 127 220 380 и 660 В и четырехпроводную с заземленной нейтралью напряжением 220127 380220 660380 В Схемы включения человека в цепь тока могут быть различными. Однако наиболее характерны две схемы включения: между двумя фазами электрической сети и между одной фазой и землей.
Разумеется во стором случае предполагается электрическая связь между сетью и землей. Такая связь может быть обусловлена несовершенством изоляции проводов относительно земли наличием емкости между проводами и землей и наконец заземлением нейтрали источниа тока питающего данную сеть.
Двухфазное прикосновение как правило более опасно поскольку к телу человека прикладывается наибольшее в данной сети напряжение – линейное а ток проходящий через человека оказываясь в зависимости от схемы сети режима ее нейтрали и других факторов имеет наибольшее значение
Ih = Uл Rh = Uф Rh (6.1)
где - линейное напряжение В;
Uф - фазное напряжение В;
Rh - сопротивление тела человека Ом.
Однофазное прикосновение как правило менее опасно чем двухфазное поскольку ток проходящий через человека ограничивается влиянием многих факторов. Однако однофазное прикосновение возникает во много раз чаще. Поэтому в рассматриваемых сетях анализируются лишь случаи однофазного прикосновения.
2.1 Сеть изолированная от земли.
Требуется оценить опасность прикосновения человека к одному из проводов сети т.е. определить напряжение Uпр под которым окажется человек и ток Ih проходящий через него как при нормальном режиме работы сети так и при аварийном ( т.е. при замыкании какого-либо провода на землю).
а) при нормальном режиме ее работы;
б) при аварийном режиме 1 2 номера проводов
Рисунок 6.2.1- Прикосновение человека к проводу однофазной двухпроводной сети
При нормальном режиме работы сети из схемы замещения(рис.2.1.а) можно записать:
где I1 и I2 - токи проходящие через сопротивление изоляции r1 и r2 соответственно.
При аварийном режиме когда один из проводов сети например 2 замкнут на землю через сопротивление rзм которое обычно мало по сравнению с r1 r2 и Rh и может быть принято равным нулю Uпр и Ih на основании выражений (1) и (2) будут иметь наибольшие возможные значения:
Таким образом при замыкании провода на землю человек прикоснувшийся к неисправному проводу оказывается под напряжением равным почти полному напряжению линии независимо от сопротивления изоляции проводов.
2.2 Сеть с заземленным проводом.
При прикосновении человека к незаземленному проводу в сети с заземленным проводом
Ih = U (Rh + r0) (3)
Uпр = U Rh ( Rh + r0) (4)
где r0 – сопротивление заземления провода Ом
При учете сопротивления пола rп и обуви rоб выражение (3) примет вид
Ih = U ( Rh +rп + rоб + r0) (5)
а) прикосновение к незаземленному проводу;
б) прикосновение к заземленному проводу при нормальном режиме сети;
в) прикосновение к заземленному проводу при коротком замыкании между проводами.
Рисунок 6.2.2-Прикосновение человека к проводам однофазной двухпроводной сети с заземленным проводом.
Прикосновение к заземленному проводу в нормальных условиях работы сети (рис.6.2.2.б) напряжение прикосновения невелико наибольшее его значение соответствует прикосновению человека к точке «с» и составляет не более 5% напряжения сети U (поскольку сечение проводов выбирается из условия потери напряжения не более 10%) а при прикосновении к точке «в» (рис 6.2.2.б) напряжение прикосновения равно потере напряжения в заземленном проводе на участке от места его заземления «а» до места касания.
где Iнг- ток нагрузки проходящий по проводу А;
rав – сопротивление провода на участке ав Ом.
При коротком замыкании между проводами (рис. 6.2.2.в) ток резко возрастает и потеря напряжения в проводах достигает почти 100%. При одинаковом сечении обоих проводов напряжение в точке d близко к половине напряжения сети.
3 Трехфазная четырехпроводная сеть с глухозаземленной нейтралью.
В случае прикосновения человека к фазе трехфазной сети с глухозаземленной нейтралью выражения для Uпр и Ih в общем случае при
3 - номера фазных проводов; н - нулевой провод; r1r2r3c1c2c3 -
- сопротивления и емкости фаз; rн cн - сопротивление и емкость нейтрального провода.
Рисунок 6.3.1-Прикосновение человека к фазному проводу трехфазной четырехпроводной сети с глухозаземленной нейтралью.
При нормальном режиме работы сети проводимости фазных и нулевых проводов относительно земли по сравнению с У0 имеют малые значения и с некоторым допущением могут быть приравнены к нулю т.е.
В этом случае напряжение прикосновения Uпр в действительной форме будет
а ток через человека
-При прикосновении к одной из фаз трехфазной четырехпроводной сети с глухозаземленной нейтралью человек оказывается практически под фазным напряжением Uф а ток проходящий через него равен частному от деления Uф на Rh.
-Ток проходящий через человека прикоснувшегося к фазе трехфазной с глухозаземленной нейтралью в период нормальной ее работы практически не изменяется с изменением сопротивления изоляции и емкости проводов относительно земли если сохраняется условие что полные проводимости проводов относительно земли весьма малы по сравнению с проводимостью заземления нейтрали.
При аварийном режиме когда одна из фаз сети замкнута на землю через относительно малое активное сопротивление rзм формулы расчета параметров прикосновения имеют вид
Возможны два характерных случая.
Если принять что сопротивление замыкания провода на землю rзм равно нулю то формула (11) примет вид следовательно в в данном случае человек окажется под воздействием линейного напряжения сети.
Если принять равным нулю сопротивление заземления нейтрали r0 то т.е. напряжение под которым окажется человек будет равно фазному напряжению.
Однако в практических условиях сопротивление rзм и r0 всегда больше нуля поэтому напряжение под которым оказывается человек прикоснувшийся в аварийный период к исправному фазному проводу трехфазной сети с глухозаземленной нейтралью всегда меньше линейного но больше фазного:
Это положение иллюстрируется векторной диаграммой:
Рисунок 6.3-Векторная диаграмма напряжений
Таким образом прикосновение человека к исправному фазному проводу сети с глухозаземленной нейтралью в аварийный период более опасно чем при нормальном режиме.
4Трехфазная трехпроводная сеть с изолированной нейтралью.
При нормальном режиме работы рассматриваемой сети напряжение Uпр и ток Ih в период касания человека к одной фазе например фазе 1 определяется уравнениями (7) и (8) в которых Ун = У0 = 0.
Согласно (8) выражение для тока А в комплексной форме примет вид:
Рисунок 6.4.1-Прикосновение человека к проводу трехфазной трехпроводной сети с изолированной нейтралью при нормальном режиме работы.
Пользуясь этим выражением оценивается опасность прикосновения к фазному проводу для следующих трех случаев.
При равенстве сопротивлений изоляции и емкостей проводов относительно земли т.е. при r1= r2= r 3= rн= r; с1=с2=с3=сн=с а следовательно при ток через человека в комплексном форме если учесть что (а2+а+1)=0
где - комплекс полного сопротивления провода относительно земли Ом:
В действительной форме этот ток равен
При равенстве сопротивлений изоляции и отсутствии емкостей т.е. при
r1= r2= r 3= rн= r; с1=с2=с3=сн=0 и следовательно при что
может иметь место в коротких воздушных сетях ток проходящий через тело человека в действительной форме будет
При равенстве емкостей и весьма больших сопротивлениях изоляции т.е. при r1= r2= r 3= rн= ; с1=с2=с3=сн=с и следовательно при что может иметь место в кабельных сетях ток через человека в комплексной форме
В действительной форме ток А
а) схема сети б) векторная диаграмма напряжений (при условии что
Рисунок 6.4.2 Прикосновение человека к проводу трехфазной трехпроводной сети и изолированной нейтралью при аварийном режиме.
В действительной форме:
Напряжение прикосновения;
Если принять что rзм=0 или rзм Rh то т.е. человек окажется под линейным напряжением сети.
В действительных условиях rзм всегда больше нуля поэтому напряжение под которым окажется человек прикоснувшийся в аварийный период к исправной фазе трехфазной сети с изолированной нейтралью будет значительно больше фазного и несколько меньше линейного напряжения сети.
5 Назначение заземляющего устройства.
Заземлители являются неотъемлемой частью электротехнических установок. На них возлагаются многочисленные функции по обеспечению надежной и безопасной работы установки. При сооружении электроустановки функции рабочего заземления заземления безопасности и грозозащитного заземления возлагаются на общее заземляющее устройство.
Главной характеристикой заземляющего устройства является его сопротивление которое складывается из сопротивления растеканию тока с заземлителя в землю и сопротивления заземляющих проводников.
Сопротивление заземлителя равно отношению напряжения на нем (в месте ввода тока) к току стекающему в землю.
5.2 Расчет заземляющего устройства.
Подстанция 11010 кВ относится к установкам с большими токами замыкания на землю поэтому сопротивление заземляющего контура не должно превышать 05 Ом.
На заданной минимальной площади с размерами (18 × 50м2) выполняется заземляющая сетка на глубине в соответствии с рекомендациями п.1.4.1 и 1.4.3 [Л3].
Продольные магистрали заземляющей сетки располагаются вдоль рядов оборудования по плану подстанции поперечные с одинаковым шагом ячейки.
Удельное сопротивление верхнего слоя однородной земли в который погружены горизонтальные заземлители определяется как:
где: удельное сопротивление однородного слоя земли Ом м;
сезонный коэффициент учитывающий условия измерения принимаем ;
Удельное сопротивление нижнего слоя земли. Для однородного грунта принимаем:
Эквивалентный диаметр круга имеющего площадь равную площади занимаемой заземлителем:
где: -минимальная площадь заземляющей сетки;
Сопротивление заземляющей сетки выполненной стальными полосами сечением 40х4 вычисляем по формуле Лорана:
где: общая длина горизонтальных электродов (продольных и поперечных) ;
Так как в соответствии с рекомендациями п. 1.4.2 сооружаем вертикальные заземлители.
Расчетное удельное сопротивление земли в которой находятся вертикальные заземлители определяем по формуле:
где: толщина слоя сезонных изменений м;
область земли эффективно участвующая в отводе тока с заземлителя. Для вертикальных электродов
где: длина вертикального электрода;
Определяем сопротивление растеканию одного пруткового вертикального электрода по формуле:
где: диаметр пруткового заземлителя;
глубина погружения вертикального заземлителя: ;
Число вертикальных заземлителей:
где: периметр заземляющей сетки;
шаг (расстояние) между вертикальными электродами обычно принимается: принимаем: .
Результирующее сопротивление вертикальных электродов размещенных по периметру заземляющей сетки определяем так:
где: коэффициент использования вертикальных электродов. Принимаем
Сопротивление заземляющего контура подстанции состоящего из сетки и вертикальных электродов по периметру определяется по формуле:
где: коэффициент использования системы: сетка + вертикальные электроды
Результирующее сопротивление заземляющего контура меньше допустимого значения сопротивления заземления поэтому дополнительные заземляющие устройства не требуются.
5.3 Определение напряжения прикосновения.
За расчетное значение напряжения прикосновения принимается максимальная разность потенциалов между потенциалом заземлителя и наименьшим потенциалом поля заземлителя на поверхности земли которая наблюдается в центре угловой ячейки заземлителя:
где: коэффициент напряжения прикосновения;
расчетный ток однофазного короткого замыкания А; см. п. 1.8;
сопротивление заземляющего устройства Ом;
Величина характеризует степень выравнивания потенциала на территории подстанции при данной конструкции заземлителя и зависит от относительных линейных размеров заземлителя и относительных характеристик грунта. Для заземлителя в однородной земле выполненного в виде горизонтальной квадратной сетки с квадратными ячейками одинакового размера и равномерным размещением вертикальных электродов по периметру контура заземлителя коэффициент напряжения прикосновения может быть вычислен по следующему выражению:
Напряжение прикосновения с учетом падения напряжения на сопротивлении тела человека () и основания на котором стоит человек вычисляется по выражению:
где: коэффициент напряжения прикосновения учитывающий падение напряжения в сопротивлении основания:
В данном разделе был произведен расчет заземляющего устройства центральной подстанции напряжением 11010 кВ необходимый для уравнивания потенциала.
Напряжение прикосновения не превышает допустимое значение.

схема ТП.doc

Рисунок 6.1 – План заземляющего устройства
Рисунок 6.2 – Расположение вертикальных электродов

БКМ.dwg

(Verwendungsbereich)
(Modell- oder Gesenk-Nr)
Бытовой компенсатор БКМ
Регулятор компенсации
Компенсирующее устройство
Датчик наличия реактивной мощности

Торба.схема РС 110-10 кВ.dwg

(Verwendungsbereich)
(Modell- oder Gesenk-Nr)
Наименование оборудования
Выключатель нагрузки присоединений секции 10 кВ ГПП
Выключатель нагрузки типа ВВ-10-31
Выключатели межсекционные типа ВВ-10-1000-31
Компенсатор синхронный
Силовые трансформаторы
Комплектные трансформаторные подстанции
Однолинейная схема рапределительной сети 110-10 кВ

Спец.плакат.dwg

(Verwendungsbereich)
(Modell- oder Gesenk-Nr)
Схема конденсаторной установки компенсации реактивной мощности
Конденсаторная установка компенсации реактивной мощности
Контроллер коэфициента мощности

Цех мет.обраб. Эл.снаб..dwg

(Verwendungsbereich)
(Modell- oder Gesenk-Nr)
Однолинейная схема рапределительной сети 10 кВ
Наименование оборудования
Токарно-винторезный станок
Токарно-винторезный станок
Горизонтально-расточной станок
Горизонтально-фрезерный станок
Токарно-револьверный автомат
Отрезной круглопильный автомат
Станок для завальцовки
Аппарат точечной сварки
Бесцентрово-шлифовальный полуавтомат
Зубострогальный станок
Зубофрезерный станок
Кругло-шлифовальный полуавтомат
Продольно-строгальный станок
Схема электроснабжения цеха механической обработки

Генплан.dwg

(Verwendungsbereich)
(Modell- oder Gesenk-Nr)
Кузнечнопрессовый цех
Цех механической обработки
Малярно-отделочный цех
Фильтровентиляционный цех
Зарядная для электротранспорта
Цеховое и уличное освещение
Генеральный план механического завода

1 Электрическая часть готовая.docx

1 ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ МЕХАНИЧЕСКОГО ЗАВОДА 8 МВТ
1. Условия проектирования
1.1. Краткая характеристика проектируемого объекта
В дипломном проекте разрабатывается схема электроснабжения механического завода основными изделиями которого являются комплектующие детали к автомобильной промышленности а также одного из его цехов. В технологической цепочке по выпуску продукции участвуют следующие цеха: литейный кузнечнопрессовый цех механической обработки сварочный и малярно-отделочный. В данном случае для проектирования выбран цех механической обработки.
Заводские мощности и технология производства позволяют производить ремонт и изготавливать некоторые виды запасных частей широкого спектра модификаций включая крупногабаритные.
Большинство потребителей являются трехфазными питаются переменным током промышленной частоты 50 Гц напряжением 380 В. Большинство потребителей в цехах являются стационарными и имеют длительный режим работы.
Планируемое количество цехов-10 планируемая численность рабочих и служащих-800. Режим работы завода - двухсменный.
Предприятие относится к средним — с установленной мощностью 8 МВт
Все здания и сооружения находятся на территории завода за территорией завода потребителей электроэнергии нет.
Питание завода осуществляется от тупиковой подстанции 11010 кВ. Кроме того на территории завода имеется компрессорная оборудованная синхронными двигателями.
Генплан предприятия и план расположения оборудования в цехе приведены на листе 1.
1.2 Характеристика электроприемников
По требуемой степени бесперебойности электроснабжения приемники электроэнергии завода относятся к первой и второй категориям.
Доля электропотребления электроприемников первой и второй категории составляет приблизительно 60% от общезаводских мощностей.
% электроприемников завода рассчитаны на напряжение 6 кВ
Остальные электроприемники завода низковольтные рассчитаны на напряжение 380 В.
1.3. Характеристика источников питания
Питание осуществляется от двух трансформаторов ТДН-10000 110 каждый из которых в послеаварийном режиме (выход из строя одного из них) способен полностью с учетом допустимой 75%-ой перегрузки обеспечить питанием всех потребителей 1-й 2-й категории.
2 Расчет электрических нагрузок
Определение электрических нагрузок является первым этапом проектирования любой системы электроснабжения. По значению электрических нагрузок выбирают и проверяют электрооборудование системы электроснабжения определяют потерю мощности и электроэнергии. От правильной оценки ожидаемых нагрузок зависят капитальные вложения на систему электроснабжения эксплуатационные расходы надежность работы электрооборудования.
При проектировании системы электроснабжения или анализа режимов ее работы потребители электроэнергии (отдельный приемник электроэнергии группа приемников цех или завод в целом) рассматривают в качестве нагрузок.
Основополагающими при этом будут два показателя мощность
(Р- активная Q- реактивная S- полная) и электрический ток - I.
Режимы работы приемников электроэнергии разнообразны и изменяются во времени. Для характеристики потребляемой мощности пользуются следующими понятиями:
-номинальная активная мощность приемника электроэнергии – это мощность указанная на заводской табличке или в паспорте приемника электроэнергии при которой приемник электроэнергии должен работать;
-применительно к многодвигательным приводам исключая крановые установки под термином «приемник электроэнергии» понимают весь агрегат в целом а под его номинальной мощностью – сумму номинальных мощностей всех его электродвигателей (приведенных к продолжительности включении ПВ = 1);
-для приемников повторно-кратковременного режима работы номинальную мощность определяют по паспортной мощности путем приведения ее к длительному режиму работы (ПВ=1);
-под номинальной реактивной мощностью приемника электроэнергии понимают реактивную мощность потребляемую из сети (знак плюс) или отдаваемую в сеть (знак минус) при номинальной активной мощности и номинальном напряжении;
-номинальную мощность (активную Рном и реактивную Qном) группы приемников определяют как алгебраическую сумму номинальных мощностей отдельных приемников приведенного к ПВ=1;
-для характеристики переменной нагрузки приемников электроэнергии за рассматриваемый интервал времени определяют средние нагрузки;
-средняя (активная и реактивная) мощность группы приемников представляет собой сумму средних мощностей отдельных приемников входящих в группу;
-в зависимости от интервала осреднения различают средние нагрузки за максимально загруженную смену среднемесячные и среднегодовые нагрузки;
-по среднесменной нагрузке определяют расчетную нагрузку а по среднегодовой - годовые потери электроэнергии.
Определение расчетных нагрузок выполняется от низших к высшим ступеням систем электроснабжения по отдельным расчетным узлам в сетях напряжением до и выше 1 кВ. Расчет электрических нагрузок характерных узлов системы электроснабжения выполняется с целью выбора сечений питающих и распределительных сетей напряжением до и выше 1000 В числа и мощности трансформаторов ТП и ГПП сечений шин распределительных устройств ТП РП и ГПП коммутационной и защитной аппаратуры напряжением до и выше 1000В и т.п.
2.2 Определение расчетной нагрузки по цехам
Определение расчетных нагрузок проведем упрощенным методом который состоит в следующем.
) Задаемся установленными активными мощностями цехов которым на генплане присваивается свой порядковый номер.
) По справочным данным находим среднее значение коэффициентов мощности для данного вида производства (цеха).
) Используя полученные данные находим расчетные мощности по цехам которые заносим в соответствующую таблицу.
Найдем расчетную мощность кузнечнопрессового цеха который обозначен на генеральном плане завода под номером 1.
- задаемся установленной мощностью
- находим средний коэффициент мощности для этого цеха
-определяем расчетную мощность цеха по формуле.
Цех механической обработки
Малярно-отделочный цех
Фильтровентиляционный цех
Зарядная для электротранспорта
Цеховое и уличное освещение
3 Построение картограммы электрических нагрузок
определение их центра и месторасположения ГПП
ГПП является одним из основных звеньев системы электроснабжения любого промышленного предприятия поэтому оптимальное размещение подстанций на территории промышленного предприятия - важнейший вопрос при построении рациональных схем электроснабжения. Это означает что размещение всех подстанций должно соответствовать наиболее рациональному сочетанию капитальных затрат на сооружение системы электроснабжения и эксплуатационных расходов.
Для определения местоположения ГПП при проектировании системы электроснабжения на генеральный план промышленного предприятия наносится картограмма нагрузок.
Главную понизительную распределительную и цеховые подстанции следует располагать как можно ближе к центру нагрузок так как это позволяет приблизить высокое напряжение к центру потребления электрической энергии и значительно сократить протяженность как распределительных сетей высокого напряжения предприятия так и цеховых электрических сетей низкого напряжения уменьшить расход проводникового материала и снизить потери электрической энергии.
Принимаем нагрузки цеха равномерно распределенными по площади цеха. Тогда центр нагрузки совпадает с центром тяжести фигуры изображающей цех на плане.
Ввиду небольшой расчетной мощности большинства цехов принимаем решение о групповых трансформаторных подстанциях расположенных на территории предприятия. Составляем картограмму нагрузок для каждой группы цехов и наносим координаты трансформаторных подстанций на генеральный план предприятия. Для наглядности данные о трансформаторных подстанциях сведем в таблицу 1.3.1.
Центр электрической нагрузки предприятия а значит и теоретического расположения ГПП определяется с помощью аналогии системы масс и электрическими нагрузками цехов Р. координаты центра можно определить в соответствии со следующими формулами:
Выбираем два трансформатора ТМ-100010У1
Выбираем два трансформатора ТМ-160010У1
Кузнечнопрессовый цех
Выбираем два трансформатора ТМ-250010У1
Выбираем два трансформатора ТМ-40010У1
4 Выбор силовых трансформаторов
4.1 Общие требования к силовым трансформаторным подстанциям
Выбор числа и мощности силовых трансформаторов для главных понизительных и цеховых трансформаторных подстанций промышленных предприятий должен быть технически и экономически обоснованным так как он оказывает существенное влияние на рациональное построение схем промышленного электроснабжения.
Критериями при выборе силовых трансформаторов являются надежность электроснабжения расход цветного металла и потребная трансформаторная мощность. Оптимальный вариант выбирается на основе сравнения капиталовложений и годовых эксплуатационных расходов.
Для удобства эксплуатации систем электроснабжения следует стремиться выбирать не более двух стандартных мощностей основных трансформаторов. Желательна установка трансформаторов одинаковой мощности.
Цеховые трансформаторные подстанции как правило не должны иметь распределительного устройства на стороне высшего напряжения. Следует широко применять непосредственное (глухое) присоединение питающей кабельной линии к трансформатору при радиальных схемах питания и присоединение через разъединитель или выключатель нагрузки при магистральных схемах питания. При номинальной мощности трансформатора 1000 кВА и выше вместо разъединителя необходимо устанавливать выключатель нагрузки так как при напряжении 6-20 кВ разъединителем можно отключать ток холостого хода трансформатора мощностью не более 630 кВА
При сооружении цеховых трансформаторных подстанций предпочтение следует отдавать комплексным трансформаторным подстанциям (КТП) полностью изготовленным на заводах.
4.2 Выбор числа и мощности силовых трансформаторов ГПП
Главные понизительные подстанции и цеховые подстанции желательно выполнять с числом трансформаторов не более двух. Для потребителей третьей и частично второй категории возможно рассматривать варианты установки одного трансформатора с осуществлением резервного питания от соседней трансформаторной подстанции. Однако в связи с тем что подавляющее число электропотребителей являются потребителями 2 категории этот вариант нецелесообразен
Таким образом учитывая вышеуказанное выберем двухтрансформаторную ГПП.
В системах электроснабжения промышленных предприятий мощность силовых трансформаторов должна обеспечить в нормальных условиях питание всех электроприемников.
При выборе мощности трансформаторов следует добиваться как экономически целесообразного режима работы так и соответствующего обеспечения явного или неявного резервирования питания приемников при отключении одного из трансформаторов причем нагрузка трансформатора в нормальных условиях не должна (по нагреву) вызывать сокращения естественного срока его службы. Мощность трансформаторов должна обеспечивать потребную мощность в режиме работы после отключения поврежденного трансформатора в зависимости от требований предъявляемых потребителями данной категории.
Зная расчетную величину нагрузки завода Sнагр.= 10176678 кВА и учитывая условия перегрузки Sр=07·Sмах.см определяем номинальную мощность трансформатора
Sном.тр.≥ 2 · 0 7 = 10176678 14 = 7269 кВА
Выбираем трансформатор ТДН мощностью 10 000 кВА. [Л4 стр 251]
Проверяем выполнение условия по перегрузке
Sтр. ≥ Sр. 14000 ≥ 7269
Условие выполняется.
По каталожным данным [4] выбираем два трансформатора
Выбранные трансформаторы будут работать с недогрузкой по мощности.
ТДН – трехфазный двухобмоточный трансформатор с дутьевым масляным охлаждением с РПН номинальной мощностью 10000 кВА класса 10кВ конструкции 1970 года климатическое исполнение У1.
5 Выбор схемы электроснабжения предприятия
Схемы электроснабжения промышленных предприятий делятся на схемы внешнего и внутреннего электроснабжения. Схемы электроснабжения выбираются из соображений надежности экономичности и безопасности. Надежность определяется в зависимости от категории потребителей. Если в числе приемников или потребителей предприятия имеется хотя бы один относящийся к первой категории то количество источников питания должно быть не менее двух.
В зависимости от установленной мощности приемников электроэнергии различают объекты большой (75-100 МВт и более) средней (от 5-7 до 75 МВт) и малой (до 5 МВт) мощности. Для предприятий малой и средней мощности как правило применяют схемы электроснабжения с одним приемным пунктом электроэнергии (ГПП ГРП РП). Если имеются потребители первой категории то предусматривают секционирование шин приемного пункта и питание каждой секции по отдельной линии.
Наиболее дешевыми являются схемы с отделителями и короткозамыкателями.
Число секций зависит от числа подключений и принятой схемы внутризаводского распределения электроэнергии. В большинстве случаев число секций не превышает двух. Каждая секция работает раздельно и получает питание от отдельной линии или трансформатора. В нормальном режиме работы секционный аппарат (разъединитель или выключатель) отключен.
Применение секционного выключателя обеспечивает автоматическое включение резерва (АВР) что позволяет использовать такую схему для потребителей любой категории по надежности.
Внутреннее и внешнее электроснабжение потребителей электроэнергии осуществляют с помощью радиальных магистральных и смешанных схем питания.
Радиальными называют такие схемы в которых электроэнергию от источника питания (электростанции предприятия энергосистемы и так далее) передают непосредственно к ПС без ответвлений на пути для питания других потребителей.
Радиальные схемы имеют большое количество отключающей аппаратуры и питающих линий. Эти схемы применяют только для питания достаточно мощных потребителей.
Магистральными называют такие схемы в которых электроэнергию от источника питания передают к ПС не непосредственно а с ответвлениями на пути для питания других потребителей. Как правило магистральные схемы обеспечивают присоединение пяти-шести ПС с общей мощностью потребителей электроэнергии не менее 5000-6000 кВА. Схемы характеризуются пониженной надежностью имеют меньшее количество отключающих аппаратов дают возможность более рационально скомпоновать потребителей.
В практике проектирования и эксплуатации систем промышленного электроснабжения редко встречаются схемы построенные только по радиальному или только по магистральному принципу.
5.2 Выбор конструктивного исполнения и схемы соединения ГПП
Схему ГПП выбираем с учетом установленной мощности потребителей электроэнергии и категории их надежности характера электрических нагрузок и размещения их на генеральном плане предприятия а также производственных архитектурно-строительных и эксплуатационных требований.
Принимаем схему ГПП без сборных шин на высшем напряжении как наиболее простую и экономичную.
Для РУ 10 кВ принимаем схему с одной секционированной системой шин с двумя секциями. Каждая секция работает раздельно и получает питание от отдельного трансформатора. В нормальном режиме секционный выключатель отключен.
Трансформаторы размещаем открыто все остальное оборудование размещаем в закрытом помещении.
Для устройства РУ 10 кВ используем комплексные распределительные устройства КРУ2 -10 -20У3
Расчет и выбор сечения кабелей питающих
главный распределительный пункт (ГРП)
Определяем расчетный ток каждой секции
-суммарная мощность подстанций входящих в секцию
- номинальное напряжение сети
Расчетный ток первой секции:
Расчетный ток второй секции:
Для первой секции выбираем трехжильный алюминиевый кабель марки АПвВнг-LS(B) на 10 кВ проложенный в траншее и сечением каждой жилы 150 мм2 с допустимым током [18]
Для второй секции выбираем трехжильный алюминиевый кабель марки АПвВнг-LS(B) на 10 кВ проложенный в траншее и сечением каждой жилы 150 мм2 с допустимым током [18]
6 Выбор схемы распределительной сети предприятия
6.1 Выбор рационального напряжения распределительной сети
Выбор напряжения распределительной сети тесно связан с решением вопросов электроснабжения предприятия. Окончательное решение принимают в результате технико-экономического сравнения вариантов учитывающих различное сочетание напряжений отдельных звеньев системы.
С применением схем глубокого ввода напряжение первых ступеней распределения электроэнергии возросло до 220 кВ. Широкому распространению напряжения 110 кВ для небольших и средних по мощности предприятий способствует выпуск силовых трансформаторов с номинальной мощностью 2500 кВА. Более высокое номинальное напряжение и отсутствие промежуточных трансформаций значительно сокращают потери электроэнергии в системе электроснабжения.
Напряжение 35 кВ применяют для питания предприятий средней мощности и для распределения электроэнергии на первой ступени электроснабжения таких предприятий при помощи глубоких вводов.
Преимущество напряжения 20 кВ по сравнению с напряжением 35 кВ заключается в более простом устройстве и более дешевых коммутационно- защитных аппаратах.
Несмотря на имеющиеся преимущества применение напряжения 20 кВ сдерживается отсутствием электрооборудования на это напряжение.
Напряжение 10 кВ и 6 кВ широко используют на промышленных предприятиях: на средних по мощности предприятиях для питающих и распределительных сетей; на крупных предприятиях - на второй и последующих ступенях распределения электроэнергии.
Напряжение 10 кВ является более экономичным по сравнению с напряжением 6 кВ. Напряжение 6 кВ допускается применять только в тех случаях если на предприятии преобладают приемники электроэнергии с номинальным напряжением 6 кВ или когда значительная часть нагрузки предприятия питается от заводской ТЭЦ где установлены генераторы напряжением 6 кВ.
6.2 Компенсация реактивной мощности
в сетях напряжением 10 кВ
Система промышленного электроснабжения представляет собой единое целое и от правильного выбора средств компенсации размещения источников реактивной мощности в сети расчета их мощности зависит эффективность использования энергетических ресурсов и электрооборудования.
Увеличение потребления реактивной мощности электроустановкой вызывает рост тока в проводниках любого звена системы электроснабжения и снижения величины коэффициента мощности электроустановки.
С целью уменьшения потребляемой реактивной мощности в сетях промышленного назначения устанавливают компенсирующие устройства.
Мощность компенсирующего устройства определяется как разность между фактической реактивной мощностью нагрузки предприятия и предельной реактивной мощностью предоставляемой предприятию энергосистемой по условиям режима ее работы.
где α – коэффициент равный 09 учитывающий повышение коэффициента мощности способами не требующими установки компенсирующих устройств
tgφсв – средневзвешенный тангенс угла сдвига фаз соответствующий коэффициенту мощности по предприятию до компенсации;
tgφэ - коэффициент реактивной мощности энергосистемы задается и равен tgφэ =04 .
Из расчетов видно что мощности из энергосистемы недостаточно для компенсации реактивной мощности нагрузок значит необходимо установить компенсирующее устройство.
В качестве компенсирующего устройства выбираем по [8 табл. П4.1] синхронный компенсатор КС -16-11
КС – компенсатор синхронный;
Sном=16 МВАрUном=105 кВ
Smax в режиме недовозбуждения 9 МВАр
Определяем фактическое значение и cosφф после компенсации реактивной мощности по формуле :
cosφф =095 после компенсации
cosφф =086 до компенсации
7 Электрический расчет схемы электроснабжения завода
7.1 Выбор схемы электроснабжения ТП и трассировка КЛ.
Найдем расчетные токи в сети высокого напряжения завода 10 кВ.
Сеть высокого напряжения выполнена по петлевой схеме и имеет вид представленный на рисунке 1.7.1.1
Рисунок 1.7.1.1 Сеть высокого напряжения по петлевой схеме.
Из рисунка видно что схему можно разбить на две независимые петли которые представляют собой одноконтурные кольцевые цепи.
В первую цепь входят ТП-1; ТП-3. Во вторую ТП-2; ТП-4.
Определяем расчетный ток каждой цепи (петли).
-суммарная мощность подстанций входящих в петлю
Расчетный ток первой петли.
Расчетный ток второй петли
Для первой петли выбираем трехжильный алюминиевый кабель марки ААШв на 10 кВ проложенный в траншее и сечением каждой жилы 120 мм2 с допустимым током [ПУЭ 86]
Для второй петли выбираем трехжильный алюминиевый кабель марки ААШв на 10 кВ проложенный в траншее и сечением каждой жилы 50 мм2 с допустимым током [ПУЭ 86]
Проверяем выбранный кабель по тепловому нагреву
где -поправочный коэффициент по условиям прокладки проводников
(Песок влажностью более 4 и менее 7% песчано-глинистая почва влажностью 8-12%)
-поправочный коэффициент по количеству проводов [ПУЭ]
Из расчетов видно что выбранные кабели удовлетворяют условиям проверки по нагреву.
7.2 Расчет токов короткого замыкания в установках
напряжением выше 1 кВ
В зависимости от мощности источника питания предприятия при расчетах тока К.З. выделяют два характерных случая: К.З в цепях питающихся от системы бесконечной мощности и К.З вблизи генератора ограниченной мощности. Системой бесконечной мощности условно считают источник напряжение на шинах которого остается практически неизменным при любых изменениях тока в подключенной к нему цепи. Отличительной особенностью такого источника является малое собственное сопротивление по сравнению с сопротивлением цепи К.З.
Для систем электроснабжения промышленных предприятий типичным случаем является питание от источника неограниченной мощности.
Для расчета токов К.З составляем расчетную схему рис. 1.7.2(а) электроснабжения и на ее основе схему замещения рис. 1.7.2(б).
Рис.1.7.2(а) Рис.17.2(б)
Принимаем за базисную мощность номинальную мощность трансформатора ГПП Sб = Sном.т =10 000 кВА. За базисное напряжение принимаем величину равную среднему напряжению ступени с точками к.з. то есть Uб = Uср = 105 кВ
Определяем базисный ток по формуле:
Находим сопротивление Z1 линии 110 кВ схемы замещения.
где - удельные активное и реактивное сопротивление кабеля Омкм
- длина воздушной линии км
Находим сопротивление Z2 трансформатора ТДН 10000110-70У1 [Л4]
Находим сопротивление Z3 кабельной линии первой петли
Находим сопротивление Z4 кабельной линии второй петли
Определяем токи КЗ в точке К1 на сборных шинах РУ-10 кВ
Находим ударный ток короткого замыкания.
где - ударный коэффициент (выбирается по табличным данным или в зависимости от отношения xr по графику).
Определяем токи КЗ в точке К2
Определяем токи К.З. в точке К3
Находим ударный ток короткого замыкания:
8 Выбор аппаратуры на подстанции напряжением 11010 кВ
Выбор электрических аппаратов состоит из выбора аппаратов по условиям длительной работы в нормальном режиме и проверки аппаратов по условиям кратковременной работы в аварийном режиме т.е. в режиме короткого замыкания. Все аппараты включенные в электрические цепи последовательно должны надежно работать не только в нормальном режиме но и обладать необходимой устойчивостью при коротком замыкании.
Электрические аппараты и токоведущие устройства должны соответствовать следующим требованиям:
возможность длительной работы в нормальном режиме при кратковременных напряжениях и перегрузках а также допустимого нагрева токами в утепленном режиме;
стойкости в режиме К3;
технико-экономической целесообразности;
сочетанию окружающей среды и роду установки;
механической прочности.
В целом условия выбора выключателей высокого напряжения можно записать так:
Условия выбора разъединителей:
Условия выбора трансформаторов напряжения:
Условия выбора трансформаторов тока (измерительных):
Выбор разъединителя ограничивается определеннием рабочих параметров номинального напряжения Un и длительно допустимого тока Iдл а также проверяют их на термическую и динамическую стойкость.
Выбираем разъединитель типа РЛНД-10630 с приводом типа ПРН-10М
Выбор аппаратов выше 1 кВ приведен в таблице 1.8.1
Наименование оборудования
ОПНп-110550(56-88)-10-III-УХЛ1-О(П)
ОПНп-10550(105-127)-10-III-УХЛ1
Вакуумный выключатель
Трансформатор напряжения
Выключатель нагрузки
РЛНД-10630 – Р - разъединитель Л - линейный Н - наружной установки Д — с двумя опорными колонками или с двухлучевой изоляционной гирляндой (для подвесных); номинальное напряжение 10 кВ номинальный ток 630 А.
ПРН-10М - привод разъединителя наружной установки десятой модификации модернизированный
НОЛ-08-10У2 - Н — трансформатор напряжения; О —однофазный; Л — изоляция литая эпоксидная; первая цифра 08 обозначает область применения — для ЗРУ и КРУ внутренней и наружной установки; вторая цифра — климатическое исполнение и категория размещения по ГОСТ 15150 — 69 и 15543 — 70
ТПШЛ-10 — Т — трансформатор тока П — проходной Ш — шинный Л—с литой изоляцией номинальное напряжение 10 кВ.
ВВБМ-110Б-315 — В — выключатель (второе В— воздушный) Б — баковый М — малогабаритный. Номинальное напряжение 110 кВ (буква Б — категория изоляции по длине пути утечки. Отключаемый ток 315 кА. Рабочее давление - 20 МПа.
ПКТ 103-10-30У1 ПКТ 103-10-40У1
ПК - предохранитель кварцевый Т - для защиты силовых трансформаторов и линий;1 -наличие ударного устройства легкого типа; 03 - конструкция контактов; номинальное напряжение 10 кВ; номинальный ток предохранителя 30А и 40А соответственно; У3 — климатическое исполнение (для установки в помещении).
ВВ-10-1000-315 – выключатель вакуумный. Номинальное напряжение 10 кВ номинальный ток 1000 А ток отключения 315 кА.
КЗ-110Б-У1 - КЗ – короткозамыкатель номинальное напряжение 110 кВ категория Б по ГОСТ 9920 — 75 (У - усиленная изоляция).
ОД-110800 Т1 — ОД - отделитель номинальное напряжение 110 кВ номинальный ток 800 А. Отделитель ОД-110800 выпускается в исполнении Т категории 1 по ГОСТ 15150 — 69 и 15543-70
9 Расчет и выбор электрической сети
цеха механической обработки
9.1 Выбор схемы цеховой электрической сети
Цеховые схемы распределения электрической сети должны:
-обеспечивать необходимую надежность электроснабжения приемников электроэнергии в зависимости от их категории;
-быть удобными и безопасными в эксплуатации;
-иметь оптимальные технико-экономические показатели (минимум приведенных затрат;
-иметь конструктивное исполнение обеспечивающее применение индустриальных и скоростных методов монтажа;
Схемы цеховых сетей делят на магистральные и радиальные. Линию цеховой электрической сети отходящую от распределительного устройства низшего напряжения цеховой ТП и предназначенную для питания отдельных наиболее мощных приемников электроэнергии и распределительной сети цеха называют главной магистральной линией (или главной магистралью).
Главные магистрали рассчитывают на большие рабочие токи (до 6300 А) они имеют небольшое количество присоединений. Магистральные схемы обеспечивают высокую надежность электроснабжения обладают универсальностью и гибкостью (позволяют заменять технологическое оборудование без особых изменений электрической сети). Поэтому их применение рекомендуется во всех случаях если это не препятствуют территориальное расположение нагрузок условия среды и технико-экономические показатели. Недостатком магистральных схем является более низкая надежность по сравнению с радиальными схемами так как исключается возможность резервирования на низшем напряжении однотрансформаторных подстанций при питании их по одной магистрали.
Радиальными схемами являются такие в которых электроэнергия от источника питания передается непосредственно к приемному пункту и представляет собой совокупность линий цеховой электрической сети отходящих от РУ низшего напряжения ТП и предназначенных для питания небольших групп приемников электроэнергии расположенных в различных местах цеха. Радиальные схемы обеспечивают высокую надежность электроснабжения. Однако они требуют больших затрат на электрооборудование и монтаж.
На основании вышеприведенных рассуждений в качестве схемы внутрицехового электроснабжения цеха механической обработки принимаем магистральную схему. Так как данный цех имеет на своей территории разнородное оборудование такое как станки кран-балка аппарат точечной сварки размещенные в разных частях цеха то использование такой схемы электроснабжения является наиболее целесообразным. Кроме того магистральная схема обеспечивает высокую надежность электроснабжения ответственных потребителей.
9.2 Определение расчетных нагрузок цеха
Для определения расчетных нагрузок используем метод упорядоченных диаграмм.
Находим коэффициенты использования оборудования цеха:
- Станки металлообрабатывающие
- Аппарат точечной сварки
- Автоматы металлообрабатывающие
Среди оборудования цеха находятся потребители с повторно-кратковременным режимом работы. К ним относятся кран-балка.
Номинальная мощность таких потребителей определяется по формуле:
где - паспортная мощность потребителя
- паспортная продолжительность включения
Кран-балка состоит из трех электродвигателей:
- подъема наиболее тяжелый режим
Определяем номинальные мощности двигателей кран-балки.
Суммарная номинальная мощность крана с учетом ПВ
Наименование и параметры оборудования цеха приведены в
Токарно-винторезный станок
Горизонтально-расточной станок
Горизонтально-фрезерный станок
Токарно-револьверный автомат
Отрезной круглопильный автомат
Станок для завальцовки
Аппарат точечной сварки
Бесцентрово-шлифовальный полуавтомат
Зубострогальный станок
Зубофрезерный станок
Кругло-шлифовальный полуавтомат
Продольно-строгальный станок
Узлы питания и группы
Коэфф. Использования Ки
за максимально загруженную
Эффективное число ЭП
Коэффициент максимума Км
Механический участок
9.3 Определение расчетных токов
Находим расчетный ток кабельных линий непосредственно питающих потребителей по формуле:
где - номинальное напряжение сети 038 кВ.
Находим ток для продольно-строгального станка мощностью Рн=55 кВт
Дальнейшие типовые расчеты токов цехового оборудования сводим в таблицу 1.9.4.1
9.4 Выбор типа кабелей и их сечений
Сечения проводов и жил кабеля цеховой сети выбирают по нагреву длительным расчетным током
где - расчетный ток линии;
длительно допустимый ток проводника;
Для проводов предусматриваем скрытую прокладку в изоляционных трубах в полу.
Проверка основана на соблюдении следующего условия
где - допустимая потеря напряжения
Потерю напряжения кабельной линии определяем по формуле.
где - расчетный ток кабельной линии А
- номинальное напряжение сети 380 В
;- удельные активное и реактивное сопротивление линии
- коэффициент мощности кабельной линии.
Тип и сечение кабеля
В таблице 1.9.4.2 произведем расчет токов для распределительных щитов и выберем питающие кабели.
Цеховое освещение запитано с РП-2 РП-4.
9.5 Расчет токов к.з. в установках до 1 кВ
Сети промышленных предприятий напряжением до 1 кВ характеризуются большой протяженностью и наличием большого количества коммутационно-защитной аппаратуры. При напряжении до 1 кВ даже небольшое сопротивление оказывает существенное влияние на ток К.З. Поэтому в расчетах учитывают все сопротивления короткозамкнутой цепи как индуктивные так и активные. Кроме того учитывают активные сопротивления всех переходящих контактов в этой цепи (на шинах на вводах и выводах аппаратов разъемные контакты аппаратов и контакт в месте К.З.). При отсутствии достоверных данных о контактах и их переходных сопротивлениях рекомендуется при расчете токов К.З. в сетях питаемых трансформаторами мощности до 1600 кВА учитывать их сопротивления следующим образом:
015 Ом — для распределительных устройств на станциях и подстанциях;
02 Ом - для первичных цеховых РП а также на зажимах аппаратов питаемых радиальными линиями от щитов подстанций и главных магистралей;
025 Ом - для вторичных цеховых РП а также на зажимах аппаратов питаемых от первичных РП;
03 Ом - для аппаратуры установленной непосредственно у приемников электроэнергии получающих питание от вторичных РП.
Для установок напряжением до 1 кВ при расчетах токов К.З. считают что мощность питающей системы не ограничена и напряжение на стороне высшего напряжения цехового трансформатора является неизменным. Это условие выполняется если мощность системы примерно в 50 раз превосходит мощность цехового трансформатора. Расчет токов К.З. на напряжение до 1 кВ выполняют в именованных единицах.
Для проверки аппаратов и проводников по условиям К.З. производят расчет трехфазного К.З. поскольку при этом виде К.З. ток достигает наибольшего значения. Для настройки защиты от замыканий на землю проводят также расчет токов при однофазном К.З. чтобы выявить возможную наименьшую величину тока при этом виде замыкания.
Для расчета токов К.З. берем принципиальную электрическую схему малярно-отделочного цеха напряжением 04 кВ. Расчетная рис.1.9.5.1 и рис. 1.9.5.2 сх. замещения. Токи К.З. определяем в характерных точках:
К-1- на вводе ЩУ камерной печи 15 кВт
К-2- на распределительном щите РП-3.
Определяем сопротивление питающего трансформатора 1600 кВА
Определяем сопротивление линии L1 от КТП-2 РУ-04 кВ к ВРУ
rl1 = l1 r01 =130 0652 = 008476 Ом = 8476 мОм
Хl1 = l1 X01 = 130 0058 = 000754 Ом = 754 мОм
Определяем сопротивление линии L2 от ВРУ к РП-1 и L4 к ЩУ
rl2 = l2 r02 =75 0443 = 3323 мОм
Хl2 = l2 X02 = 75 0095 = 7125 мОм
rl3 = l3 r03 =51 089 = 4539 мОм
Хl3 = l3 X03 = 51 013 = 663 мОм
rl4 = l4 r04 =285 248 = 7068 мОм
Хl4 = l4 X04 = 285 032 = 912 мОм
Рис.1.9.5.1 Рис.1.9.5.2
Рассчитываем ток короткого замыкания для точки К1
rк1= rт1 + rп1 + rп2 + rl1 + rп3 + rп4 + rl2 + rп6+ rп8 + rl4 = 2943+15+20+8476+20+25+3323+25+30+7068=326613 мОм
Хк1= Хт1 + Хl1 + Хl2 + Хl4=13968+754+7125+912=37753 мОм
Ток короткого замыкания в точке К1
где - ударный коэффициент (выбирается по табличным данным или в зависимости от отношения xr по графику)
Рассчитываем ток короткого замыкания для точки К2
rк2= rт1 + rп1 + rп2 + rl1 + rп3 + rп5 + rl3 + rп7 = 2943+15+20+8476+20+25+4539+25=23809 мОм
Хк2= Хт1 + Хl1 + Хl3 =13968+754+912=30628 мОм
9.6 Выбор коммутационно-защитных аппаратов в системе электроснабжения напряжением до 1 кВ
В сетях напряжением до 1 кВ основными коммутационно-защитными аппаратами являются плавкие предохранители автоматические выключатели магнитные пускатели.
Автоматические выключатели снабжают специальным устройством релейной защиты которое в зависимости от типа выключателя выполняют в виде токовой отсечки максимальной токовой защиты или двухступенчатой токовой защиты. Для этого используют электромагнитные и тепловые реле. Эти реле называют расцепителями.
На промышленных предприятиях используют автоматические выключатели серии АВМ «Электрон» А3700 АЕ2000 АП-50.
При проектировании цехового оборудования принято решение использовать автоматические выключатели серии А3700.
Автоматические выключатели выбирают по следующим условиям:
Iн.р ≥ kн.т · Iр.мах ;
Iн.э ≥ kн.э · Iк.мах ;
Iпред.откл ≥ Iк.мах ;
где Iа Iн.у – номинальные токи автомата и электроустановки;
Iн.р – номинальный ток теплового расцепителя автомата;
kн.т – коэффициент надежности учитывающий разброс по току срабатывания теплового расцепителя принимается в пределах от 11 до 13 ;
Iн.э – ток отсечки электромагнитного расцепителя и пускового тока электродвигателя;
Iпред.откл – предельный отключаемый ток;
Iк.мах – максимальный ток короткого замыкания;
Например для линии питающей РП-1 Iр.мах =102 А принимаем автомат А3700 с Iн. = 150 А и Iн.расц.тепл. = 125А Iн.расц.э.м. = 400А [Л12]
Аналогично выбираем автоматические выключатели для остального оборудования. Марку выбранных автоматов заносим в таблицу 1.9.6.1
9.7 Выбор распределительных шкафов и пунктов
Для приема и распределения электрической энергии к группам потребителей трехфазного переменного тока промышленной частоты напряжением 380В применяют силовые распределительные шкафы и пункты.
Силовые пункты и шкафы выбирают с учетом условий воздуха рабочей зоны числа подключаемых приемников электроэнергии к силовому пункту и их расчетной нагрузки (расчетный ток группы приемников подключаемых к силовому пункту должен быть не более номинального тока пункта).
При проектировании схемы цехового электроснабжения с нормальными условиями окружающей среды выбираем распределительный шкаф серии ШРС1-20УЗ. Шкафы имеют на вводе рубильник а на выводах – предохранители типа ПН2 . Основные технические характеристики приведены в таблице 1.9.7.1
Номинальный ток шкафа
Число отходящих линий номинальные токи предохранителей А
9.8 Выбор режима нейтрали в цехе с учетом технологических особенностей потребителей электроэнергии
В Украине принята следующая классификация режимов нейтрали:
-системы с изолированной нейтралью;
-системы с глухозаземленной нейтралью;
Выбор того или иного режима нейтрали электроустановок является результатом учета многих технико-экономических факторов конкретной системы электроснабжения. При выборе способа заземления нейтрали должны учитываться следующие требования:
-надежность работы сетей;
-бесперебойность электроснабжения приемников электроэнергии;
-экономичность системы
-возможность устранения опасных перенапряжений;
-ограничение электромагнитного влияния на линии связи;
-безотказность системы;
-возможность дальнейшего развития системы без значительной реконструкции;
В электроустановках напряжением до 1 кВ применяются следующие режимы нейтрали:
-глухое заземление нейтрали трансформаторов и генераторов;
-полностью изолированная нейтраль (только у генераторов);
-нормально изолированная нейтраль трансформатора с включенным в нейтраль или фазу заземленным пробивным предохранителем.
В соответствии с ПУЭ в четырехпроводных сетях переменного тока 380220 В или трехпроводных сетях постоянного тока глухое заземление обязательно.
10 Расчет электроосвещения цеха.
Искусственное рабочее освещение промышленных помещений создаёт требуемую по нормам освещённость обеспечивая тем самым необходимые условия работы при нормальном режиме эксплуатации здания. Система общего освещения предназначена для создания одинаковой освещённости по всей площади помещения. Светильники размещают в верхней зоне помещения как правило на одной высоте над полом с одинаковым расстоянием между светильниками.
В соответствии с нормами СНиП и ПУЭ для механического участка предусматривается одно общее освещение обеспечивающее освещённость порядка 200лк. Для учёта снижения освещенности в процессе эксплуатации вводится коэффициент запаса КЗ повышающий расчётную освещённость по сравнению с нормируемой. Для механического участка принимаем КЗ=13.
Воспользуемся методом удельной мощности.
В справочной литературе приведены таблицы со значениями удельной мощности (Вт м2) при КЗ=13 в зависимости от величины требуемой освещённости типа светильника коэффициентов отражения потолка и стен площади освещаемого помещения (S=20 15=300 м2) и высоты подвеса светильника.
В данном помещении применим систему комбинированного освещения.
Находим что удельная мощность запроектированной осветительной установки соответствующая освещённости 200лк будет равна р0=30 Вт м2 а полная мощность запроектированной осветительной установки
РУСТ = р0 S =30 ·300 = 9000 Вт.
Применим лампы типа ДРЛ мощностью 400Вт ( коэффициент мощности с компенсацией 09). Применение ламп высокого давления по сравнению с лампами накаливания оказывается значительно экономичнее из-за высокой световой отдачи и срока службы.
Необходимое количество ламп
N = РУСТ 400 = 9000 400 =23 шт.
Уточняем значение РУСТ:
РУСТ = 23 400 =9200 Вт.
Установленная мощность всегда бывает больше расчетной мощности т.е. действительно затрачиваемой так как в зависимости от характера производства и назначения помещений часть ламп по разным причинам обычно не включена. Поэтому для получения расчетной мощности вводят поправочный коэффициент к величине установленной мощности. Этот поправочный коэффициент называют коэффициентом спроса (Кс).
Для производственных зданий состоящих из отдельных крупных пролётов КС=095.
В установках с газоразрядными лампами расчетная мощность включает потери мощности в пускорегулирующей аппаратуре (ПРА) поэтому расчетная мощность определится из следующего выражения:
где РУСТ – установленная мощность ламп Вт КС – коэффициент спроса КПРА- коэффициент учитывающий потери мощности в ПРА.
Qр.о = 9614 · 0.484 = 46532 ВАр;
Суммарная расчётная мощность осветительной установки рассматриваемого цеха
Линии питающие ГЩО выполняем проводами марки АПВ (медные жилы поливинилхлоридная изоляция) сечением 10 мм2 с IДОП=76 А проложенными в трубе. Для защиты этой линии устанавливаем трёхполюсный автомат А3710Б с Iном=160А Iном.расц.тепл.= 63А. В качестве групповых щитков освещения применяем щитки типа ЯОУ-8501 с выключателем ПВЗ-60 на вводе и 6 однополюсными автоматами АЕ1031 на группах. Непосредственное питание ЛН осуществляем двухжильными проводами АПВ сечением 3х3мм. Светильники крепим на стальных тросах.
11 Монтаж кабельной линии напряжением 10 кВ
11.1 Потребители электроэнергии как правило получают питание от высоковольтной подстанции до понижающей ТП и по кабельным линиям 04 кВ от ТП непосредственно к потребителям.
В соответствии с определением приведенным в ПУЭ [6] кабельной линией называется линия для передачи электроэнергии или отдельных импульсов состоящая из одного или нескольких кабелей с соединительными стопорными и концевыми муфтами (заделками) и крепежными деталями а для маслонаполненных линий кроме того с подпитывающими аппаратами и системой сигнализации давления масла.
Проектирование и сооружение кабельных линий должно производиться с учетом развития сети ответственности и назначения линии характера трассы способа прокладки конструкции кабелей.
11.2 При выборе трассы кабельной линии следует по возможности избегать участков с агрессивными грунтами по отношению к металлическим оболочкам кабелей.
Над подземными кабельными линиями напряжением выше 1000 В в соответствии с «Правилами охраны высоковольтных электрических сетей» должны отводится в установленном порядке охранным зоны – земельные участки в размере площади над кабелями и по 1 м в обе стороны от крайнего кабеля в пределах которой:
-не допускается производство земляных работ и укладка других коммуникаций без согласования с организацией эксплуатирующей кабельную линию;
-запрещается сбрасывать большие тяжести выливать кислоты и щелочи устраивать различные свалки в том числе свалки шлака и снега.
Для подводных кабельных линий напряжением выше 1000 В в соответствии с указанными Правилами должна быть установлена охранная зона определяемая параллельными прямыми на расстоянии 100 м от крайних кабелей в пределах которой:
-запрещается устраивать причалы судов и барж бросать якори и волокуши выделять рыболовные угодья;
-производить без согласования с организацией эксплуатирующей кабельные линии дноуглубительные и землечерпательные работы.
Трасса кабельной линии должна выбираться с учетом наименьшего расхода кабеля и обеспечения его сохранности от механических повреждений электрической дугой соседних кабелей.
При размещении кабелей следует избегать перекрещиваний их друг с другом с трубопроводами и пр.
К началу работ по монтажу кабельной линии должны быть полностью закончены строительные работы по сооружению туннелей каналов эстакад колодцев включая установку закладных частей для крепления кабельных конструкций а участки стен зданий по которым проходят кабельные трассы и потолки над ними должны быть отделаны кирпичами. Траншеи и блоки для прокладки кабелей к началу работ должны быть полностью подготовлены.
При выборе способов прокладки силовых кабельных линий 10 кВ следует руководствоваться следующим требованиями:
- при прокладке кабелей в земле рекомендуется в одной траншее прокладывать не более шести кабелей. При большом числе кабелей рекомендуется прокладывать их в отдельных траншеях с расстоянием между группами кабелей не менее 05 м или прокладывать кабели в туннелях каналах и по эстакадам;
- прокладка кабелей в туннелях рекомендуется при числе кабелей идущих в одном направлении более 20;
- прокладка кабелей в блоках применяется в условиях большой стесненности по трассе в местах пересечений с железнодорожными путями проездами и т.п.
- на территориях электростанций и крупных промышленных предприятий кабельные линии должны прокладываться как правило в туннелях каналах блоках и по эстакадам. Прокладка силовых кабелей в траншеях рекомендуется к удаленным вспомогательным объектам (склады топлива мастерские) при числе не более 4;
- на территориях подстанции и распределительных устройств кабельные линии должны прокладываться в туннелях каналах трубах в земле (траншеях) в надземных по эстакадам;
- в городах и поселках одиночные кабельные линии следует как правило прокладывать в земле (траншеях) по непроезжей части улицы (под тротуарами) и дворами;
- по улицам и площадям с большим насыщением подземных коммуникаций прокладку кабельных линий при числе 10 и более рекомендуется производить в коллекторах и туннелях;
- при пересечении улиц и площадей с усовершенствованными покрытиями и с интенсивным движением транспорта кабельные линии необходимо прокладывать в блоках и трубах;
11.3 Размотка кабеля с барабана как правило производится механизированным способом. Перед размоткой кабеля барабан устанавливается на домкраты и поднимается на 15-20 см от поверхности земли кузова автомобиля и так чтобы барабан мог свободно вращаться не смещаясь при этом вдоль оси.
Кабель разматывается с верхней части барабана. После снятия обшивки с торцов щек барабана удаляются или тщательно забиваются торчащие гвозди. Для размотки кабеля через осевое отверстие продевается стальная ось по ГОСТ 2590-88.
11.4 На поворотах трасс кабель не должен изгибаться больше допустимых норм в соответствии с рисунком 1. Кратность радиуса внутренней кривой изгиба кабеля (R) по отношению к наружном у диаметру кабеля (d) должна быть для кабеля с бумажной изоляцией напряжением 10 кВ в алюминиевой оболочке не менее 25 диаметров кабеля в свинцовой – не менее 15.
Если R будет меньше допустимого на алюминиевой оболочке образуются гофры и бумажная изоляция начнет рваться.
При монтаже концевых заделок всех типов на кабельных линиях 10 кВ жилы должны разделываться с такой длиной чтобы была возможность перестановки всех фаз во время эксплуатации.
Из-за увеличения длин жил они должны иметь изгиб. Участки имеющие изгиб должны располагаться выше корпуса заделки:
- для эпоксидных заделок выше горизонтальной поверхности «зеркала» эпоксидного корпуса на 100 мм;
- для концевых заделок с битумной мастикой выше края втулок на 10 мм;
-для концевых заделок лент выше подмотки у корешка муфт на 150 мм.
Рисунок 1.6 - Радиус изгиба кабеля
11.5 Усилия протягивания во время прокладки кабеля при протягивании в наиболее тяжелых участках определяются напряжениями допустимыми для токоведущих жил оболочек и изоляции.
При расчете допустимых усилий необходимо учитывать что коэффициент трения при протяжке кабеля в блоке составляет 06. Для уменьшения усилия при протяжке кабель должен быть покрыт смазкой не содержащей веществ вредно действующих на его оболочку (солидол тавот). Расход густой смазки составляет 8-10 кг на каждые 100 м кабеля.
Усилия протягивания при размотке кабеля рекомендуется контролировать с помощью динамометра или другого контрольного устройства устанавливаемого на лебедке. Рекомендуется применять контрольное устройств с автоматическим расцеплением лебедки когда усилие протягивания достигнет установленного значения для прокладываемого кабеля. Если при протягивании кабеля динамометр покажет усилие превышающее допустимое или произойдет автоматическое расцепление на контрольном устройстве необходимо прекратить затяжку или устранить причину вызвавшую превышение усилия протягивания кабеля.
11.6 Силовые кабели с бумажной изоляцией пропитанной нестекающим составом по ГОСТ 18409-73*Е предназначены для прокладки на трассах с неограниченной разностью уровней между высшей и низшей точками их расположения.
Для кабелей с бумажной изоляцией с вязкой маслоканифольной пропиткой по ГОСТ 18410-73*Е наибольшая допустимая разность уровней между верхней и низшей точками должна быть 15 см.
11.7 Независимо от места и способа прокладки рода изоляции жил и напряжения кабелей прокладку их как правило следует осуществлять при положительной температуре окружающей среды.
Размотка переноска и прокладка кабелей в холодное время без предварительного подогрева допускаются для всех марок кабеля.
При температуре воздуха ниже минимально допустимой при которой можно прокладывать кабель без предварительного подогрева прокладка силовых кабелей с нормальной не стекающей и обеднено пропитанной бумажной а также пластмассовой изоляцией и оболочкой допускается только после предварительного нагрева кабеля перед прокладкой и выполнение прокладки в сжаты сроки: при температуре от 0 до -10С в течение не более 1 ч при температуре от –10 до –20С в течение не более 40 мин при температуре от –20С в течение не более 30 мин.
При невозможности прокладки кабеля в указанный срок в процессе прокладки должен обеспечиваться постоянный подогрев кабеля или прокладка его должна производиться с перерывами во время которых кабель подлежит дополнительному подогреву.
Не допускается прокладка и переметка кабеля марки ААШв даже предварительно прогретого при температуре окружающей среды ниже
–20С. разгрузка погрузка и транспортировка кабеля марки ААШв при температуре ниже –10С должны производиться с особой осторожностью.
При температуре окружающего воздуха ниже –40С прокладка кабеля всех марок (в том числе и подогретого) не допускается.
11.8 Приемка траншей от строительной организации выполняется после осмотра и подтверждения что трасса выполнена строго по геодезической разбивке с соблюдением вертикальных отметок дна траншеи углы поворотов траншеи должны соответствовать требованиям для радиусов изгиба кабелей. При прокладке особое внимание обращается на планировочные отметки по всей длине трассы.
Глубина траншеи от планировочной отметки для кабелей напряжением 10 кВ должна быть 08 м при пересечении улиц площадей – 11 м. Меньшая глубина траншеи (до 06м) допускается при вводе кабелей в здания сооружения а также в местах пересечений с подземными сооружениями при условии защиты кабелей от механических повреждений на участках длиной до 5 м.
Ширина траншеи при прокладке в ней силовых кабелей до 10 кВ применяется не менее указанной в таблице 1.20 и на рисунке 1.7
Таблица 1.20 – Нормы прокладки кабельных траншей
Число прокладываемых кабелей шт
Рисунок 1.7 – Размеры траншеи для прокладки кабеля
В1 – размер на дне траншеи; В2 – размер у поверхности земли;
В3 – размер зоны отвода.
До траншеи по всей длине должно быть присыпано песком или мелкой землей не содержащей камней строительного мусора шлака и т.д. толщина подсыпки должна составлять не менее 100 мм.
Прокладку кабеля в траншее как правило выполняют с применением механизмов и приспособлений.
При прокладке в земле параллельно с другими эксплуатируемыми кабелями или инженерными коммуникациями вблизи зданий и сооружений должны соблюдаться расстояния (не менее):
-между кабелями 10 кВ – 01 м;
-от кабелей 35 кВ – 025 м;
-от кабелей эксплуатируемых другими организациями и кабелями связи – 05 м;
-от стволов деревьев – 2 м;
-от кустарных посадок – 075 м;
-от фундаментов зданий и сооружений – 065 м;
-от трубопроводов водопровода канализации дренажа газопроводов низкого и среднего давления – 1 м;
-от газопроводов высокого давления и теплопроводов – 2 м;
-от электрифицированной железной дороги – 1075 м;
-от трамвайных путей – 275 м;
-от автомобильной дороги от бровки – 1 м;
-от бордюрного камня – 15 м;
-от крайнего провода ВЛ 110 кВ – 10 м;
-от опоры ВЛ 1 кВ – 1 м.
Допускается уменьшение перечисленных расстояний в стесненных условиях но это должно быть оговорено в проекте и должны быть предусмотрены меры по защите кабелей в трубах или блоках. При пересечении других кабельных линий или инженерных коммуникаций и сооружений расстояния должны быть не менее:
- от кабелей напряжением 10 кВ – 025 м;
- от трубопроводов теплопроводов газопроводов – 05 м;
- от полотна железных дорог трамвайных путей автомобильных дорог – 06 м.
При прокладке кабелей по мостам необходимо использовать кабели в алюминиевой или пластмассовой оболочке под пешеходной частью мостов – в трубах из несгораемого материала. Кабели должны быть электрически изолированы от металлических частей мостов.
Кабели укладываются с запасом 1-2% («змейкой») от его длины для исключения возможности возникновения опасных механических напряжений при смещении почвы и температурных деформациях особенно в весенний период при оттаивании земли.
Число соединительных муфт на 1 км вновь строящихся кабельных линий должно быть не более 4для трехжильных кабелей 10 кВ сечением до 3х70 мм2 5сечением 3х95 – 3х240 мм2 а 2для одножильных кабелей.
В том случае если проектом предусмотрена защита кабеля красным глиняным кирпичом над кабелем должно быть не менее 100 мм при прокладке над кабелями сигнально-предупредительной ленты что также должно быть указано в проекте присыпка не менее 300 мм т.е. лента должна находится на глубине 400 мм от планировочной отметки.
Окончательную засыпку траншеи необходимо производить после монтажа соединительных муфт и испытания кабельной линии повышенным напряжением.
Запрещается засыпка траншей грунтом содержащим камни отходы металла и т.д.
12 Релейная защита и автоматика
12.1 Релейная защита силовых трансформаторов типа ТДН-10000110
Основные сведение о релейной защите и автоматике
Релейная защита является важнейшей частью автоматики используемой на подстанциях и в электрических сетях энергосистемы. Основная задача релейной защита состоит в обнаружении поврежденного участка и возможно быстрой выдачи управляющего сигнала на его отключение.
Наиболее частыми видами повреждений электрооборудования станции а также линий электропередачи является КЗ при которых поврежденный участок отключается выключателем. Дополнительным назначением релейной защиты является выявление аномальных режимов работы не требующих принятия мер для их ликвидации (перегрузка обрыв оперативных цепей). В этом случае защита действует на сигнал.
12.2 Расчет дифференциальной токовой защиты
Рассмотрим расчет дифференциальной токовой защиты двухобмоточного понижающего трансформатора 10 МВА. [7]
Двухобмоточный трансформатор типа ТДН-10000110-70У1:
Snom =10 Uc =105%; Iх = 09%; Рх = 18 кВт; Рк = 60 кВт.
Трансформатор имеет встроенное регулирование напряжения под нагрузкой в нейтрали высшего напряжения в пределах (115±9х178%)кВ110.
Напряжения короткого замыкания Uk в-н = 105; 105% для положения РПН соответствующих минимальному и максимальному напряжениям сторона высшего напряжения: отнесенное к своему напряжению и мощности обмоток низкого напряжения равной 05 Uном.тр
РАСЧЕТ РЕЖИМА ПРОИЗВОДИТСЯ В СЛЕДУЮЩЕМ ПОРЯДКЕ
Вычисляем сопротивление трансформаторов
Определяются первичные токи на сторонах высшего и низшего напряжения защищаемого трансформатора соответствующие его номинальной мощности выбираются трансформаторы тока для защиты и определяются соответствующие вторичные токи в плечах защиты.
Расчеты по первому пункту сведены в таблицу 3.1
Наименование величины.
Числовое значение для стороны
Первичные токи на сторонах защищаемого соответствующие его номинальной мощности
Коэффициент трансформации трансформаторов тока nT
Соединение трансформаторов тока
Вторичные токи в плечах защиты соответствующие номинальной мощности
защищаемого трансформатора
Определяется ток проходящий через защищаемый трансформатор при трехфазном металлическом коротком замыкании на шинах 110 кВ (в точке K1 рис. 1.) в максимальном и минимальном режиме работы системы:
Определяется первичный ток небаланса Iнб.расч без учета составляющей I"'нб.расч (обусловленной неточностью установки на насыщающемся трансформаторе реле расчетных чисел витков) при рассматриваемом повреждении
Iнб.расч = I' нб.расч + I'' нб.расч = kаперkоднfi Iк.з.макс + ΔUa Iк.з.макс =
(1·1·0l+0l) ·4574=9148 A.
Предварительно определяется первичный ток срабатывание защиты:
а) по условию отстройки от максимального тока небаланса:
Iс.з≥ kн Iнб.расч = 139148 = 119 А.
kн - коэффициент надежности учитывающий ошибку реле и необходимый запас. Для реле РНТ принимается равным 13.
б) по условию отстройки от броска тока намагничивания:
Iс.з ≥ kн Iном = 13525 = 6825 А.
Iном – номинальный ток соответствующий номинальной мощности трансформатора.
kн - коэффициент отстройки защиты от броска тока намагничивания. Для реле типа РНТ приминается равным 13.
Таким образом расчетным для выбора тока срабатывания является отстройка от тока небаланса при внешнем повреждении
Производится предварительная проверка чувствительности.
В рассматриваемом примере расчетным по чувствительности является замыкание между двумя фазами на стороне 10 кВ в точке К2 в минимальном режиме работы системы 110 кВ.
Токораспределение в цепях дифференциальной защиты для рассматриваемого случая повреждения дано на рис. 2.
Исходя из значений токов в реле приведенных на рис. 2. и определенного в пункте 4 расчета предварительного значения тока срабатывания защиты производится дополнительная проверка чувствительности защиты с целью выяснения в первом приближения возможности выполнения защиты с реле типа РНТ-565.
Ток срабатывание реле приведенный ко вторичным цепям
трансформаторов тока питающей стороны 110 кВ:
Iс.р. = Ic.з kсхnТ110 = 119(3005) = 344 А.
коэффициент чувствительности защиты
kч = Iр мин.втор.при кз I с.р. =(396·17360)344 = 33 > 2.
Таким образом следует продолжить расчет защиты выполненной с реле типа PHT-565
Определяется число витков обмотки насыщающегося трансформатора реле для основной стороны 110 кВ (стороны с наибольшим вторичным током в плече защиты определяемым для обеих сторон по номинальной мощности защищаемого трансформатора) и для не основной стороны 10 кВ исходя из полученного в пункте 4 расчета значения тока срабатывания защиты. Эти числа витков уточняются после учета составляющей тока небаланса I'''нб.расч неточностью установки на насыщающемся трансформаторе реле расчетных чисел витков.
Расчеты по пункту 5 сведены в таблицу 3.2
Наименование величины
Обозначение и метод определения
Ток срабатывания реле на основной стороне
Iс.р.осн. = Iс.з. nТ110
Расчетное число витков обмотки насыщающегося
трансформатора реле для основной стороны
Wосн.pacч=FcpIc.p.ocн
Предварительно принятое число витков для установки на основной стороне
Соответствующий ток срабатывание реле на основной стороне
Ic.p.ocн =Fс.р. Woсн
трансформатора реле для не основной стороны 10 кВ
Wocн· Iocн.вт Iне.осн.вт
Предварительно принятое число витков для установки на не основной стороне
Составляющая первичного тока небаланса обусловленная округлением расчетного числа витков не основной стороны для расчетного случая повреждения на стороне 10 кВ
Первичный расчетный ток небаланса с учетом
Составляющей I'''нб.расч
Iнб.расч = I' нб.расч +
I'' нб.расч + I''' нб.расч
Уточненное значение первичного тока срабатывания защиты
Расчет повторяем для нового значения Iс.з.осн.
Уточненный ток срабатывания реле на основной стороне
Окончательное принятые числа витков обмотки насыщающегося трансформатора реле для установки на основной 110 кВ и не основной 10 кВ сторонах
Wр.оcн = Fс.р. Iс.р.осн
Wне.осн.р. = Wр.оcн· (Iocн.вт Iне.осн.вт )
Выполняем проверку правильности расчета
Wне.осн.р. · Iне.осн.вт Wр.оcн Iocн.вт
Схема включения реле для рассматриваемого примера приведена на рис.3.
Определяется чувствительность защиты.
Рассматривается расчетное по чувствительности замыкание между двумя фазами на стороне 10 кВ в точке К2 в минимальном режиме работы системы 110 кВ для которого производилось предварительная проверка чувствительности в пункте 5.
Исходя из значений токов в реле приведенных на рис. 3.2 и тока срабатывания реле соответствующего числу витков обмотки насыщающегося трансформатора реле на питающей стороне.
При замыкании между двумя фазами
Кч = Iр мин.втор.при кз Ic.р = (396·17360) 344 = 33 > 2
Таким образом рассмотренная защита имеет достаточную чувствительность и может быть использована для защиты двухобмоточного трансформатора по рис. 2
Рисунок 3.4 Схема включения реле РНТ-565
В дифференциальной защите двухобмоточных трансформаторов трансформаторы тока защиты присоединяются к обеим уравнительным обмоткам насыщающегося трансформатора реле. Такое включение (по сравнению со случаем присоединения трансформаторов тока одной из сторон непосредственно к дифференциальной обмотке) в ряде случаев позволяет получить на реле ток срабатывание более близким к расчетному.
Указанное объясняется тем что в реле типа РНТ - 565 дифференциальная обмотка насыщающегося трансформатора имеет более грубую регулировку числа витков чем уравнительные обмотки.
5 Газовая защита ТДН-10000110-70У1
Газовая защита трансформатора предназначена для защиты трансформатора от всех видов внутренних повреждений сопровождающихся газовыделением. Для этого используются поплавковые реле типа ПГ-22 ПГЗ-22 РГЧЗ-66 BF 80Q BF 5010 РЗТ-50 или чашечковые или лопастные реле. В настоящее время наиболее широко применяются поплавковые реле РЗТ-50 и BF 80Q. При слабом газовыделении характерном для межвитковых коротких замыканий в обмотках трансформатора срабатывает сигнальный элемент газового реле KSG1 и выдаёт сигнал «Газовая защита трансформатора. «Действие сигнального элемента»».
При бурном газовыделении характерном для многофазных коротких замыканий в обмотках трансформатора срабатывает отключающий элемент газового реле KSG1 реагирующий на скорость потока масла в трубопроводе сообщающем бак трансформатора с расширителем. Факт срабатывания отключающего элемента фиксируется указательным реле КН2 типа РУ-21. При этом появляется сигнал «Газовая защита трансформатора. «Действие отключающего элемента». Кроме того газовое реле реагирует на уход масла из расширителя. Для этой цели используется нижний поплавок газового реле. При этом выходные воздействия защиты такие же как и при действии отключающего элемента рассмотренные выше. Действие отключающего элемента может быть переведено на сигнал с помощью накладки SX2 типа НКР-3.
От внутренних повреждений применим газовую защиту фиксирующую появление в баке поврежденного трансформатора газа. Реле устанавливают в
маслопроводе между баком и расширителем. Номинальное напряжение Uнoм= 110 В; скорость движения масла и газа V = 06 – 12 мс время срабатывания tср= 005 – 05.
Газовое реле типа РГП6 – 33 двухступенчатое. Первая ступень действует на сигнал при мелких повреждениях внутри корпуса при выделениях газа в незначительных объемах. Вторая ступень действует на скорость движения потока газа или жидкости 065 мс.
Список используемой литературы
Справочник по электроустановкам промышленных предприятий в четырех томах. Том первый «Проектирование электроустановок пром. Предприятий» в двух частях часть вторая под редакцией Я.М. Большама В.А. Грачева М.Л. Самовера Госэнергоиздат 1963г.
Грудинский П.Г. «Электротехнический справочник» том 3 книга 2 М.:Энергоатомиздат 1988г.
Липкин Б.Ю. «Электроснабжение промышленных предприятий и установок» М:.ВШ 1975г.
Солдаткина Л.А. «Электрические сети и системы» М. Энергия 1972
Электротехнический справочник : В 3т. Т.3. 2 кн. Кн 1. Производство и распределение электрической энергии (Под общ. ред. профессоров МЭИ : И.Н. Орлова(гл. ред.) и др.) 7-е изд. испр. и доп. - М. : Энергоатомиздат 1988. - 880 с.: ил.
Справочник по электрическим установкам высокого напряжения под редакцией И.А.Баумштейна С.А. Бажанова 3-е издание переработанное и дополненное М.:Энергоатомиздат 1989
Гельфанд Я. С. Релейная защита распределительных сетей. М. «Энергия» 1975. 328с. с ил.
Герасименко А.А. Федин В.Т. «Передача и распределение электрической энергии» Ростов-на-Дону Феникс 2006.
Дмоховская Л.Ф. " Техника высоких напряжений". Энергия 1976г.
Половой И.Ф. " Перенапряжения на электрооборудовании высокого и сверхвысокого напряжения". Энергия 1975г.
Шабад М.А. Расчеты релейной защиты Л. «Энергия» 1972
Справочник по электроснабжению промышленных предприятий. Электрооборудование и автоматизация. Под ред. А.А.Федорова М.:Энергоатомиздат 1981
Руководящие указания по релейной защите. Релейная защита понижающих трансформаторов и автотрансформаторов. -М.: Энергоатомиздат 1985. -Вып. 13Б.-95 с.
Э.И. Басс В.Г. Дорогунцев. Релейная защита электроэнергетических систем. Под. Ред. А.Ф. Дьякова. –М.: Издательство МЭИ 2002.-296 с. ил.
Техническое описание и руководство по применению ОПН серии TEL.- Севастополь. Предприятие «Таврида Электрик Украина». Версия УО604. 2006.
Севастополь. Предприятие «Таврида Электрик Украина».- 2004.
Ограничители перенапряжения в электроустановках 6-750кВ. Методическое и справочное пособие М.А.Аронов О.А. Аношин О.И. Кондратов ТВ. Лопухова. - Москва: Знак 2001.
«Кабели силовые с изоляцией из сшитого полиэтилена на напряжение 1102035 кВ. Каталог продукции». Издание первое.
Шаповалов И.Ф. Справочник по расчёту электрических сетей.-
-е изд. перераб. доп.– К.:Будiвельник1979.-264с.ил-23.Библиогр.:с.261.
Боровиков В.А.и др. Электрические сети энергических систем. Учебник для техникумов. Изд. 3-епереработанное. Л. «Энергия» 1977. 392с. с ил.
Перечень сокращений и обозначений:
ГПП – главная понизительная подстанция
ГРП – главный распределительный пункт
КТП - комплектная трансформаторная подстанция
РУ – распределительное устройство
ШМА – шинопровод магистральный
ШРА – шинопровод радиальный
QS - выключатель силовых цепей
ПРА - пускорегулирующая аппаратура
ЭО - электромагнит отключения выключателя
АСУ ТП – автоматическая система управления технологическими процессами
Дипломный проект состоит из семи разделов. В первом разделе электрическая часть дипломного проекта определены электрические нагрузки для основных цехов и всего предприятия в целом а также произведен выбор числа и мощности трансформаторов ГПП. На основании суммарных нагрузок определены 4 трансформаторных подстанций по два трансформатора типа ТМ и два трансформатора в центре питания типа ТДН-1000011010. Выполнен расчет питающей сети ГПП-ГРП и распределительной сети 10 кВ с определением сечений кабеля типа АПвВнг-LS(B) и потерей напряжения которые не превышают допустимых значений. Произведен расчет токов короткого замыкания выбрана коммутационная аппаратура и проверена на электродинамическую и термическую устойчивость.
Во второй специальной части дипломного проекта произведен сравнительный анализ традиционных средств защиты от перенапряжений изучены и рассмотрены современные нелинейные ограничители перенапряжения а также рассмотрены критерии их выбора.
В разделе релейной защиты и автоматики спроектирована и рассчитана защита трансформаторов от токов короткого замыкания и перегрузок с использованием продольной дифференциальной защиты определены уставки реле РНТ-565. Определены параметры защиты в соответствии с требованиями ПУЭ. В целом релейная защита и автоматика обеспечивает защиту всех участков электрической сети от токов короткого замыкания и перегрузок.
В экономической части дипломного проекта определена полная себестоимость электроэнергии с учетом затрат на обслуживание капитальные вложения амортизационные отчисления эксплуатационные расходы и покупку электроэнергии в энергосистеме.
В разделе охрана труда уделено большое внимание на электробезопасность обслуживания системы электроснабжения и выполнен расчет заземляющего устройства трансформаторной подстанции ГПП 110 10 кВ.

Доклад Руслана.doc

Уважаемый председатель государственной комиссии студент Умеров Руслан Айдерович для защиты дипломного проекта прибыл. Разрешите мне начать свой доклад. Данный дипломный проект является комплексным. Выполняли его я и мой коллега Куликов А.И. Тема проекта «Электроснабжение района города с созданием лабораторной установки для определения характеристик и параметров силовых трансформаторов 0.4 кВ мощностью до 100 кВА».
Дипломный проект состоит из семи разделов. В первой части ДП были определены электрические нагрузки для:
8-ми девяти этажных домов с газовыми плитами
-ти шестнадцати этажных домов с электроплитами
а также определены нагрузки для 138-ми общественных зданий и 4-х промышленных предприятий.
В результате разработанной электрической части дипломного проекта установлено что для электрообеспечения района города с населением 117 тыс. жителей а также с соответствующими общественными учреждениями и промышленными предприятиями необходимо в центре питания иметь два трансформатора типа ТРДН – 40000110.
После понижения напряжения в ЦП со 110 кВ на 10 кВ вся электроэнергия более менее равномерно распределяется по 24 ТП в каждой из которых устанавливается по два трансформатора типа ТМ – 100010.
Произведен расчет и определены сечения и типы кабелей как подходящих к ТП так и отходящих от ТП к жилым домам общественным и общественно коммунальным объектам.
Разработана распределительная сеть на 038 кВ для 16-ти этажного дома. Выполнен расчет токов короткого замыкания согласно задания выбраны коммутационные аппараты для всей питающей и распределительной сети а также контрольно-измерительные аппараты.
В экономической части рассчитана экономическая эффективность ДП. Срок окупаемости проекта наступает на 13 год эксплуатации.
В разделе релейной защиты и автоматики выбрана дифференциальная защита трансформатора ТРДН 40000110 на реле РНТ – 565.
В разделе охраны труда рассмотрены вопросы безопасной эксплуатации электрооборудования подстанции напряжением 11010 кВ и пожарной безопасности на ней. Рассчитано заземляющее устройство данной подстанции которое удовлетворяет требованиям ПУЭ.
В разделе гражданской обороны произведена оценка устойчивости трансформаторной подстанции к воздействию взрыва и землетрясения.
В разделе специальный вопрос разработана и создана лабораторная установка для определения характеристик и параметров силовых трансформаторов 0.4 кВ мощностью до 100 кВА. Созданная Л.У. предназначена для проведения лабораторных и практических занятий по направлению 7.0906 «Электротехника» и 7.0905 «Ветроэненергетика».
Установка создана на базе двух трехфазных сухих брызгозащищенных трансформаторов ТСЗ – 22505 а также на аппарате переключения бортовой сети подводных лодок АПС – 213 – В.
Возможности данной установки:
Измерение сопротивления изоляции
Измерение омического сопротивления обмоток
Опыт холостого хода
Определение группы соединения обмоток
Опыт короткого замыкания
Параллельная работа трансформаторов
Определение коэффициента трансформации
Фазировка сети с глухозаземленной нейтралью
Фазировка сети с изолированной нейтралью
Демонстрация автоматического включения резерва
Другие возможности Л.У.созданной нами расскажет мой коллега Куликов А.И.

Задание на ДП(бланк).docx

СЕВАСТОПОЛЬСКИЙ НАЦИОНАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ ЯДЕРНОЙ
ЭНЕРГИИ И ПРОМЫШЛЕННОСТИ
Специальность 7.090603 «Электротехнические системы электропотребления»
НА ДИПЛОМНЫЙ ПРОЕКТ СТУДЕНТА
Фамилия имя отчество
Тема проекта: Электроснабжение завода с разработкой мероприятий по повышению качества электроснабжения с помощю компенсации реактивной мощности.
Срок сдачи студентом законченного проекта
Содержание расчетно-пояснительной записки (перечень разделов и заданий)
)Электрическая часть
1условия проектирования
2расчет электрических нагрузок
3построение картограммы электрических нагрузок определение их центра и местоположения ГПП
4выбор силовых трансформаторов
5выбор схемы электроснабжения предприятия
6выбор схемы распределительной сети предприятия
6.1выбор рационального напряжения распределительной сети
6.2компенсация реактивной мощности в сетях напряжением 10 кВ
7электрический расчет схемы электроснабжения завода
7.1выбор схемы электроснабжения ТП и трассировка КЛ
7.2расчет токов КЗ в установках напряжением выше 1 кВ
8выбор аппаратуры на подстанции напряжением 3510 кВ
8.1выбор и проверка выключателей напряжением 35 кВ
8.2выбор и проверка выключателей напряжением 10 кВ
8.3выбор и проверка разъединителей напряжением 35 кВ
8.4выбор и проверка разъединителей напряжением 10 кВ
8.5выбор и проверка трансформаторов тока напряжением 10 кВ
8.6выбор и проверка трансформаторов напряжением 10 кВ
9 расчет и выбор электрической сети цеха ЭПГ
9.1выбор схемы цеховой электрической сети
9.2 определение расчетных нагрузок цеха
9.3определение расчетных токов
9.4выбор типа кабелей и их сечений
9.5выбор коммутационно-защитных аппаратов в системе электроснабжения напряжением до 1 кВ
9.6расчет токов КЗ в установках до 1 кВ
9.7выбор распределительных шкафов и пунктов
9.8выбор режима нейтрали в цехе с учетом технологических особенностей потребителей электроэнергии
10 расчет электроосвещения цеха
11 монтаж кабельной линии напряжением 10 кВ
12 релейная защита и автоматика
Перечень графического материала (с точным названием чертежей и плакатов)
) Генеральный план механического завода
)Схема однолинейная распределительной сети 110-10 кВ
)Схема электроснабжения цеха механической обработки
)План защитного заземляющего устройства ГПП 11010 кВ
)Схема конденсаторной установки компенсации реактивной мощности
)Структурная схема и график сдвига фаз БКРМ
Консультанты по проекту
Название раздела проекта
(Фамилия имя отчество)

Перечень сокращений и обозначений.docx

Перечень сокращений и обозначений:
ГПП – главная понизительная подстанция
ГРП – главный распределительный пункт
КТП - комплектная трансформаторная подстанция
РУ – распределительное устройство
ШМА – шинопровод магистральный
ШРА – шинопровод радиальный
QS - выключатель силовых цепей
ПРА - пускорегулирующая аппаратура
ЭО - электромагнит отключения выключателя
АСУ ТП – автоматическая система управления технологическими процессами

2 Готовый спецвопрос Торба.docx

2 ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ –ДЛЯ ЧЕГО НЕОБХОДИМА КОМПЕНСАЦИЯ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ.
В электрических цепях при чисто активной нагрузке протекающий ток не опережает и не запаздывает от напряжения. При индуктивной нагрузке ток отстает от напряжения при емкостной - опережает напряжение. При работе электродвигателей компрессоров электромагнитов и др. что наиболее типично для большинства потребителей нагрузка имеет индуктивный характер и в общей потребляемой мощности присутствует реактивная мощность. В этом случае снижается коэффициент мощности и для его повышения необходимо подключать емкостную нагрузку которая компенсирует индуктивную составляющую. Результирующая нагрузка приближается к чисто активной и коэффициент мощности приобретает максимальное значение. Для компенсации реактивной мощности применяются конденсаторные установки в автоматическом режиме повышающие коэффициент мощности и тем самым снижающие общие потери потребителя. В частности при повышении косинус фи с 0.5 до 0.9 реактивная мощность снижается на 44%.Необходимость энергосбережения становится все более актуальной. Это обусловлено все большим дефицитом и увеличением стоимости энергоресурсов ростом объемов производства и инфраструктуры городов. Большинство потребителей электроэнергии наряду с активной мощностью потребляют и реактивную мощность которая расходуется на создание электромагнитных полей и является бесполезной. Наличие в электросети реактивной мощности снижает качество электроэнергии приводит к увеличению платы за электроэнергию дополнительным потерям и перегреву проводов перегрузке подстанций необходимости завышения мощности силовых трансформаторов и сечения кабелей просадкам напряжения в электросети. Применение конденсаторных установок позволяет снизить объем потребляемой реактивной мощности и добиться экономического эффекта в вопросах энергосбережения.
Существует несколько способов снижения реактивной мощности однако применение для этих целей именно конденсаторных установок представляется наиболее предпочтительным. Конденсаторные установки имеют малые потери просты в наладке и эксплуатации их можно подключить в любой точке электросети. С их помощью можно компенсировать практически любой объем реактивной мощности. Срок окупаемости конденсаторных установок составляет менее года а в ряде случаев не превышает нескольких месяцев.
В будущем следует ожидать дальнейшее повышения тарифов напотреблённую реактивную электроэнергию. Внедрение конденсаторных установок поможет избежать просадки напряжения на линиях электропитания удаленных потребителей позволит уменьшить размер оплаты за электроэнергию
обеспечить подачу электроэнергии по кабелю с меньшим сечением увеличить срок эксплуатации электрооборудования вследствие его меньшего нагрева.Каким потребителям необходима компенсация реактивной мощности:Компенсация реактивной мощности особенно необходима для потребителей имеющих низкий коэффициент мощности. В частности это касается потребителей с большим числом эксплуатируемых асинхронных двигателей (косинус фи ~ 0.7) особенно в режиме их недозагрузки (косинус фи ~ 0.5) подъемно-транспортных механизмов (косинус фи ~ 0.5).
По месту подключения различают следующие схемы компенсации реактивной мощности:
общая - на вводе предприятия;
групповая - на линии электроснабжения группы однотипных потребителей;
индивидуальная - конденсаторная установка устанавливается в непосредственной близости к потребителю с низким косинус фи.
Индивидуальная схема компенсации наиболее предпочтительна. Она позволяет компенсировать реактивную мощность непосредственно в месте ее возникновения не вызывая перетока реактивной энергии в линиях электропередач и в случае неизменности коэффициента мощности потребителя полностью компенсировать реактивную мощность с помощью конденсаторной батареи постоянной емкости.
Однако индивидуальная схема компенсации не всегда применима. Как правило на предприятии эксплуатируется много электроустановок с низким коэффициентом мощности и обеспечить их все индивидуальными конденсаторными батареями не представляется возможным. Также случаи неизменности коэффициента мощности в жизни встречаются редко чаще всего уровень реактивной мощности зависит от режима эксплуатации электроустановки и меняется в течение суток.Поэтому применяется смешанная схема компенсации когда реактивная мощность наиболее крупных потребителей частично компенсируется с помощью индивидуальных конденсаторных батарей постоянной емкости а переменный остаток их реактивной мощности а также реактивная мощность менее крупных потребителей компенсируется с помощью автоматической конденсаторной установки подключенной на вводе предприятия.
1 Компенсация реактивной мощности как средство сокращения затрат
В последние годы наблюдается значительный рост производства и развитие инфраструктуры городов. В связи с этим увеличивается число и мощности электроприемников использующихся на производствах в основных технологических и вспомогательных циклах а объекты инфраструктуры применяют все большее количество осветительных аппаратов для рабочего освещения рекламы и дизайна. Соответственно увеличивается потребляемая электрическая мощность.
В зависимости от вида используемого оборудования нагрузка подразделяется на активную индуктивную и емкостную. Наиболее часто потребитель имеет дело со смешанными активно-индуктивными нагрузками. Соответственно из электрической сети происходит потребление как активной так и реактивной энергии. Активная энергия преобразуется в полезную - механическую тепловую и пр. энергии. Реактивная же энергия не связана с выполнением полезной работы а расходуется на создание электромагнитных полей в электродвигателях трансформаторах индукционных печах сварочных трансформаторах дросселях и осветительных приборах. Показателем потребления реактивной энергии (мощности) является коэффициент мощности сosφ. Он показывает соотношение активной мощности Р и полной мощности S потребляемой электроприемниками из сети: сosφ = P S.
Значения коэффициента мощности нескомпенсированного оборудования приведены в табл. 1 а усредненные значения коэффициента мощности для систем электроснабжения различных предприятий - в табл. 2. В оптимальном режиме показатель должен стремиться к единице и соответствовать нормативным требованиям.
Примерный коэффициент мощности
Асинхронный электродвигатель до 100 кВт
Асинхронный электродвигатель 100-250 кВт
Сварочный аппарат переменного тока
Лампа дневного света
Хлебопекарное производство
Мясоперерабатывающее производство
Мебельное производство
Лесопильное производство
Механообрабатывающие заводы
Авторемонтные предприятия
Таким образом видно что при отсутствии компенсации реактивной мощности потребитель переплачивает за потребление реактивной энергии 30-40% общей стоимости.
Срок окупаемости конденсаторных установок можно оценить следующим образом:
где З1 - стоимость конденсаторной установки грн.;
З2 - затраты на электроэнергию без компенсации грн.мес.;
З3 - затраты на электроэнергию при применении конденсаторных установок грн.мес.
2 Основы компенсации реактивной мощности
Реактивный ток дополнительно нагружает линии электропередачи что приводит к увеличению сечений проводов и кабелей и соответственно к увеличению капитальных затрат на внешние и внутриплощадочные сети. Реактивная мощность наряду с активной мощностью учитывается поставщиком электроэнергии а следовательно подлежит оплате по действующим тарифам поэтому составляет значительную часть счета за электроэнергию.
Наиболее действенным и эффективным способом снижения потребляемой из сети реактивной мощности является применение установок компенсации реактивной мощности (конденсаторных установок). Наглядно это представлено на рисунке.
Использование конденсаторных установок позволяет:
- разгрузить питающие линии электропередачи трансформаторы и распределительные устройства;
- снизить расходы на оплату электроэнергии;
- при использовании определенного типа установок снизить уровень высших гармоник;
- подавить сетевые помехи снизить несимметрию фаз;
- сделать распределительные сети более надежными и экономичными.
На практике коэффициент мощности после компенсации находится в пределах от 093 до 099.
Виды компенсации реактивной мощности в распределительных сетях промышленных предприятий с помощью компенсирующих конденсаторных устройств (ККУ)
Наименование вида компенсации
Основные недостатки компенсации
Индивидуальная (нерегулируемая)
Единичное электрооборудование мощностью свыше 20 кВт постоянно присоединенное к одному распредустройству в течение длительного времени
Компенсирующие конденсаторные устройства размещаемые непосредственно у электроприемников коммутируются одновременно с ними вследствие чего время подключения ККУ полностью зависит от времени включения электроприемников. Необходимость согласования емкости ККУ с индуктивностью компенсируемого электроприемника с целью недопущения резонансных явлений
Групповая (нерегулируемая)
Несколько индуктивных нагрузок присоединенных к одному распредустройству с общей ККУ
Групповая компенсация применяется для случая компенсации нескольких расположенных рядом и включаемых одновременно индуктивных нагрузок подключенных к одному распределительному устройству и компенсируемых одной конденсаторной батареей.
Раздельная коммутация компенсирующих конденсаторных устройств и неполная разгрузка распределительных сетей промышленных предприятия от реактивной мощности
Централизованная (регулируемая)
Системы с большим количеством электропотребителей имеющих большой разброс коэффициента мощности в течение суток
Относительно большая стоимость автоматического регулятора способного осуществлять полную компенсацию реактивной мощности
Для предприятий с изменяющейся потребностью в реактивной мощности постоянно включенные батареи конденсаторов не приемлемы т. к. при этом может возникнуть режим недокомпенсации или перекомпенсации. В этом случае конденсаторная установка оснащается специализированным контроллером и коммутационно-защитной аппаратурой. При отклонении значения сosφ от заданного значения контроллер подключает или отключает ступени конденсаторов. Преимущество централизованной компенсации заключается в следующем: включенная мощность конденсаторов соответствует потребляемой в конкретный момент времени реактивной мощности без перекомпенсации или недокомпенсации.
При выборе конденсаторной установки требуемая мощность конденсаторов может определяться как
Qc = P*(tgφ 1 - tgφ 2)
где tgφ 1 - коэффициент мощности потребителя до установки компенсирующих устройств;
tgφ 2 - коэффициент мощности после установки компенсирующих устройств (желаемый или задаваемый энергосистемой коэффициент).
где Ew - показания счетчика активной энергии кВт*ч;
Eq - показатель счетчика реактивной энергии кВАр*ч;
T - период снятия показаний счетчиков электроэнергии ч.
Технико-экономический эффект ожидаемый в результате применения конденсаторных установок представлен в табл. 3.
сosφ 1 без компенсации
сosφ 2 с компенсацией
Снижение величины тока и полной мощности %
Снижение величины тепловых потерь %
3 Где необходима компенсация реактивной мощности
В зависимости от вида используемого оборудования нагрузка подразделяется на активную индуктивную и емкостную. Наиболее часто потребитель имеет дело со смешанными активно-индуктивными нагрузками. Соответственно из электрической сети происходит потребление как активной так и реактивной энергии. Активная энергия преобразуется в полезную – механическую тепловую и пр. энергии. Реактивная же энергия не связана с выполнением полезной работы а расходуется на создание электромагнитных полей в электродвигателях трансформаторах индукционных печах сварочных трансформаторах дросселях и осветительных приборах. Показателем потребления реактивной энергии (мощности) является коэффициент мощности сos. Он показывает соотношение активной мощности Р и полной мощности S потребляемой электроприемниками из сети:
Вследствие этого в обмотках при протекании переменного тока индуктируются реактивные э.д.с. обуславливающие сдвиг по фазе φ между напряжением и током. Этот сдвиг по фазе обычно увеличивается а cos φ при малой нагрузке уменьшается. Например если cosφ двигателей переменного тока при полной нагрузке составляет 075-080 то при малой нагрузке он уменьшится до 020-040. Малонагруженные трансформаторы также имеют низкий cosφ. Значения коэффициента мощности нескомпенсированного оборудования приведены в табл. 1 а усредненные значения коэффициента мощности для систем электроснабжения различных предприятий – в табл. 2. В оптимальном режиме показатель сosφ должен стремиться к единице и соответствовать нормативным требованиям.
Таким образом видно что при отсутствии компенсации реактивной мощности потребитель переплачивает за потребление реактивной энергии 30–40% общей стоимости. Соответственно при компенсации реактивной мощности ток потребляемый из сети снижается в зависимости от cos φ на 30-50 % соответственно уменьшается нагрев проводящих проводов и старение изоляции т.п. В настоящее время готовятся к выпуску Методические указания устанавливающие новые скидки и надбавки к тарифу по оплате электроэнергии потребителем в зависимости от степени компенсации реактивной мощности и нагрузки в том числе в составе конечного тарифа (цены) на электрическую энергию поставляемую ему по договору электроснабжения. Повсеместная компенсация реактивной мощности нагрузок в значительной степени поможет решить проблемы пропускной способности сети снизить потери электроэнергии в подводящих линиях и трансформаторах повысить напряжение сети и улучшить качество электроэнергии за счет фильтрации гармоник и импульсных помех. Применение конденсаторных установок позволит потребителям получать при той же полной мощности трансформатора большую полезную мощность при этом же сечении кабелей и номиналах трансформаторов. Применение установок компенсации реактивной мощности необходимо на предприятиях использующих:
Асинхронные двигатели (cosφ ~ 0.7)
Асинхронные двигатели при неполной загрузке (cosφ ~ 0.5)
Выпрямительные электролизные установки (cosφ ~ 0.6)
Электродуговые печи (cosφ ~ 0.6)
Водяные насосы (cosφ ~ 0.8)
Компрессоры (cosφ ~ 0.7)
Машины станки (cosφ ~ 0.5)
Сварочные трансформаторы (cosφ ~ 0.4).
Напряжение подводимое к электроприемнику не должно содержать высших гармоник при установившемся режиме работы электросети. Высшие гармоники тока и напряжения вызывают дополнительные потери активной мощности во всех элементах системы электроснабжения:
в линиях электропередачи
электрических машинах
статических конденсаторах
Высшие гармоники вызывают: Паразитные поля и электромагнитные моменты в синхронных и асинхронных двигателях которые ухудшают механические характеристики и КПД машины. В результате необратимых физикохимических процессов протекающих под воздействием полей высших гармоник а также повышенного нагрева токоведущих частей наблюдается:
ускоренное старение изоляции электрических машин трансформаторов кабелей;
ухудшение коэффициента мощности электроприемников;
ухудшение или нарушение работы устройств автоматики телемеханики компьютерной техники и других устройств с элементами электроники;
погрешности измерений индукционных счетчиков электроэнергии которые приводят к неполному учету потребляемой электроэнергии;
нарушение работы вентильных преобразователей при высоком уровне высших гармонических составляющих.
4 Общая характеристика компенсирующих устройств и видов компенсации реактивной мощности.
Поскольку устанавливаемое на современных предприятиях электропотребление и режимы его работы существенно отличаются между собой то и применяемая на этих предприятиях компенсация реактивной мощности также отличается по видам используемого для компенсации оборудования способу подключения его к сети способу управления и т . п .
Выбор оборудования для компенсации реактивной мощности должен осуществляться на основании технико-экономических расчетов с обязательным учетом расходов на выработку 1 кВАр-год. При этом одним из важнейших показателей экономичности компенсирующих устройств являются удельные потери в них активной мощности (кВткВАр) необходимые для получения реактивной мощности.
Проанализируем возможности применения различных компенсирующих устройств с учетом данных приведенных в справочной литературе. Конденсаторы имеют наименьшие удельные потери активной мощности. Именно это обстоятельство с учетом простоты конструкции и обслуживания конденсаторов а также отсутствие в них вращающихся деталей привело к довольно широкому применению конденсаторов для компенсации реактивной мощности в самых разнообразных электроустановках. Так например установка конденсаторных батарей (КБ) вблизи асинхронного электропривода позволяет не загружать электрическую сеть питания электропривода реактивной мощностью что наглядно демонстрируют данные приведенные в табл.
Количественные показатели
Коэффициент мощности (без установки КБ)
Коэффициент мощности (после установки КБ)
Достигнутое снижение тока (после установки КБ) %
Достигнутое снижение потерь (после установки КБ) %
Синхронные компенсаторы имеют значительно большие удельные потери активной мощности. Однако они практически незаменимы в энергосистемах для обеспечения устойчивости работы энергосистем и регулирования напряжения: в периоды максимальной нагрузки они могут работать в режиме перевозбуждения и отдавать реактивную мощность а в периоды снижения нагрузки - ее потреблять. Таким образом синхронные компенсаторы могут регулировать напряжение на приемных концах электрической сети. Синхронные двигатели за счет регулирования возбуждения работая в режиме перевозбуждения также генерируют реактивную мощность в электрическую сеть и тем самым могут на отдельных предприятиях где они установлены значительно уменьшить потребление реактивной мощности.
Максимальная величина реактивной мощности которую может генерировать синхронный двигатель определяется формулой:
где Рн - номинальная активная мощность двигателя кВт; tgcp_ - значение тангенса угла отвечающего номинальному значению cos( г_ - номинальный КПД двигателя; а^ - наибольшая допустимая перегрузка синхронного двигателя по реактивной мощности зависящая от типа двигателя относительного напряжения на его зажимах а также коэффициента загрузки по активной мощности:
Р=РРн- Для определения фактической величины реактивной мощности Ucfl' генерируемой работающими на предприятии синхронными двигателями необходимо оценить компенсационную способность синхронного двигателя.
Наибольшая компенсационная способность синхронного двигателя при данной нагрузке имеет место при номинальном токе возбуждения. Для двигателей с coscp=l 0 незначительное снижение тока возбуждения может привести к потреблению двигателем реактивной мощности из сети. Из проведенного выше анализа следует что в подавляющем большинстве случаев основными устройствами способными осуществлять эффективную компенсацию реактивной мощности в системах электроснабжения промышленных предприятий являются конденсаторные компенсирующие установки (ККУ). Поэтому охарактеризуем их и входящее в них оборудование более подробно.
Необходимость использования различного количества конденсаторных батарей для поддержания задаваемого энергосистемой графика реактивной нагрузки предприятия привела к тому что эти батареи секционируют на отдельные секции которые автоматически включаются или выключаются в зависимости от уровня напряжения и периода суток или по другим параметрам. Автоматическое включение и отключение батарей конденсаторов осуществляется с помощью специализированного контроллера и другой коммутационно-защитной аппаратуры (предохранителей контакторов и др.). При отклонении коэффициента мощности от заданного значения контроллер подключает или отключает ступени конденсаторов исключая тем самым возможность возникновения режима недокомпенсации или перекомпенсации поскольку включенная мощность конденсаторов строго соответствует реактивной мощности потребляемой в данный конкретный момент времени.
На рис.2 показаны простейшие регулируемые схемы присоединения батарей конденсаторов высокого и низкого напряжения: а - через выключатель 6 10 кВ; б - через рубильник с предохранителем 380 В.
Из трех видов компенсации реактивной мощности в распределительных сетях промышленных предприятий наиболее эффективной безусловно является централизованная (регулируемая) компенсация. Этот вид компенсации позволяет выполнять компенсацию реактивной мощности в строгом соответствии с ее фактическим потреблением в течение суток а также в течение отдельных смен работы промышленного предприятия. При этом компенсация осуществляется в строгом соответствии с задаваемыми энергосистемой для каждого предприятия двумя значениями входной реактивной мощности которые могут быть переданы предприятию в режимах наибольшей и н
наименьшей активных нагрузок системы. При этом мощность конденсаторных батарей для компенсации реактивной мощности должна выбираться такой чтобы они покрывали реактивную нагрузку цеха или предприятия и в то же время не отдавали реактивную мощность в электрическую сеть.
На крупных предприятиях применяются секционированные схемы число секций которых зависит от требуемого количества ступеней регулирования. На рис.3 в качестве примера показана такая секционированная схема конденсаторной установки с тремя конденсаторными батареями на каждой секции. Каждая секция подключена к шинам через выключатель Q1 рассчитанный на отключение полной мощности КЗ. Выключатели Q2 (обычно вакуумные или элегазовые рассчитанные на большое число коммутационных операций) устанавливаемые в цепях конденсаторных батарей и не рассчитанные на отключение полной мощности КЗ служат лишь для переключений при автоматическом регулировании конденсаторной установки. В случае аварии на какой-либо батарее конденсаторов сначала отключается выключатель затем подается импульс на отключение выключателя Q2 поврежденной части после чего вновь включается выключатель Q1 и восстанавливается питание оставшихся батарей секции.
Конденсаторные установки компенсации реактивной мощности
Для реализации задачи компенсации реактивной мощности рекомендуется использовать
Автоматическая конденсаторная установка для компенсации реактивной мощности 25 600кВАр .
Данные конденсаторные установки являются наиболее адаптированными к требованиямукраинских энергосетей и потребителей. На протяжении длительного срока эксплуатации они зарекомендовали себя как качественное надежное оборудование позволяющее решать любые задачи компенсации реактивной мощности.
Преимущества установок обуславливаются использованием:
- самовосстанавливающихся сегментированных конденсаторов что обеспечивает их надежность долговечность и низкую стоимость при профилактических и ремонтных работах;
- специальных контакторов опережающего включения увеличивающих срок службы контакторов;
- специальных контроллеров нескольких типов обеспечивающих автоматическое регулирование cosφ в том числе с возможностью передачи данных на PC и возможностью контроля в сети высших гармоник тока и напряжения;
- индикации при неисправностях;
- фильтра высших гармонических;
- устройства терморегуляции;
- эмалевой или порошковой окраски (по желанию заказчика).
По желанию заказчика возможно изготовление и поставка конденсаторных установок напряжением 04 кВ мощностью до 1000 кВАр.
Компенсатор реактивной мощности КРМ.
Компенсатор КРМ предназначен для компенсации реактивной мощности нагрузок потребителей в электрических сетях напряжением 038 кВ частоты 50Гц. Преимущества коррекции коэффициента мощности:
период окупаемости от 8 до 24 месяцев за счет снижения стоимости электроэнергии;
эффективное использование сетей — высокий коэффициент мощности обеспечивает эффективное использование распределительных сетей;
повышенная стабильность напряжения;
снижение потерь при передаче электроэнергии. Передающие и коммутирующие приборы работают с меньшим значением тока.
Использование конденсаторных установок для компенсации реактивной мощности позволяет:
разгрузить питающие линии электропередачи трансформаторы и распределительные устройства;
снизить расходы на оплату электроэнергии
при использовании определенного типа установок снизить уровень высших гармоник;
подавить сетевые помехи снизить несимметрию фаз;
сделать распределительные сети более надежными и экономичными.
КРМ 50kWar ( Компенсатор реактивной мощности )
Регулируемые установки компенсации реактивной мощности КРМ предназначены для поддержания постоянным заданного значения коэффициента мощности (cosφ) в электрических распределительных трёхфазных сетях промышленных предприятий и других объектов напряжением до 400В частотой 50 Гц. Установки КРМ обеспечивают заданный cosφ в периоды максимальных и минимальных нагрузок а также исключают режим генерации реактивной мощности в питающую сеть и имеют 12 ступеней регулирования. Для компенсации постоянной (неизменяемой) реактивной мощности выпускаются нерегулируемые установки КРМ-0.4
Технические параметры
Автоматические установки компенсации реактивной мощности КРМ-04
Все потребители электроэнергии работа которых в номинальном режиме представляет процесс создания переменных магнитных полей (например электродвигатели сварочное и осветительное оборудование с люминесцентными лампами) потребляют из сети электрическую мощность (S кВА) имеющую активную (Р кВт) и реактивную (Q квар) составляющие. Реактивная мощность в зависимости от типа нагрузки разделяется на индуктивную и емкостную. Реактивная составляющая или реактивная мощность необходима для работы оборудования и в то же время является нежелательной дополнительной нагрузкой сети.
Коэффициент мощности электроприёмника определяется как соотношение потребляемой активной мощности к полной мощности взятой из сети: сosφ= PS
Чем ближе значение cosφ к единице тем меньше доля потребляемой из сети реактивной мощности. Например: при cosφ = 1 для передачи активной мощности 500 кВт в трехфазной сети переменного тока напряжением 400 В необходим ток значением 722 А. Для передачи той же мощности при cosφ = 06 значение тока повышается до 1203 А.
Результатом длительного превышения расчётных нагрузок является уменьшение срока эксплуатации оборудования. Соответственно все оборудование питающей электрической сети преобразовательные и распределительные устройства должны быть рассчитаны на большие нагрузки. В системах с низким коэффициентом мощности передача энергии соответствующей стандарту требует значительного увеличения затрат потребителя и электроснабжающей организации. Дополнительным фактором повышения затрат являются возникающие из-за повышенного значения тока нагрузки потери в кабелях и элементах распределительных устройств и ускоренное старение изоляции.
Компенсация реактивной мощности в распределительной сети потребителя осуществляется применением регулируемых в автоматическом режиме установок КРМ.
Регулируемые установки компенсации реактивной мощности КРМ предназначены для поддержания постоянным заданного значения коэффициента мощности (cosφ) в электрических распределительных трёхфазных сетях промышленных предприятий и других объектов напряжением до 400В частотой 50 Гц. Установки КРМ обеспечивают заданный cosφ в периоды максимальных и минимальных нагрузок а также исключают режим генерации реактивной мощности в питающую сеть. Для компенсации постоянной (неизменяемой) реактивной мощности выпускаются нерегулируемые установки КРМ-04.
Установки КРМ имеют следующие преимущества:
) модульный принцип построения - позволяет постепенно наращивать номинальную мощность установки;
) точное регулирование значения cosφ (минимальная ступень 25 кВАр);
) использование специализированных контакторов с контактами опережающего включения и
) токоограничивающими резисторами увеличивающими срок службы контакторов и конденсаторов;
) использование конденсаторов имеющих способность самовосстанавливаться после пробоя изоляционного слоя;
) применение специализированных контроллеров для автоматического регулирования значения cosφ;
) малые массогабаритные параметры.
Применение установок позволяет:
) поддерживать необходимое для потребителя значение коэффициента мощности в автоматическом режиме в пределах 08-1 путем подключенияотключения ступеней конденсаторных батарей;
) выполнять подключение и отключение ступеней конденсаторных батарей в ручном режиме;
) обеспечить индикацию тока в цепи конденсаторной батареи а так же аварийную и другие виды индикации предусмотренные в автоматическом регуляторе;
) осуществлять мониторинг значения коэффициента мощности cosφ;
)повысить качество электроэнергии непосредственно в сетях предприятия;
) снизить общие расходы на электроэнергию;
)уменьшить нагрузку элементов распределительной сети увеличить их срок службы.
В типовом варианте для включения установки КРМ в сеть применяется выключатель-разъединитель с встроенной блокировкой не допускающей открывания двери установки при включенном выключателе-разъединителе.
Исполнение автоматической установки компенсации реактивной мощности КРМ:
На лицевой панели шкафа размещаются: регулятор реактивной мощности (контроллер) и ручка выключателя-разъединителя. На боковых панелях расположены вентиляционные отверстия с жалюзийными решетками.

5 ГРАЖДАНСКАЯ ОБОРОНА.docx

5 ГРАЖДАНСКАЯ ОБОРОНА
1 Оценка устойчивости работы объекта энергетики к
воздействию землетрясений и взрывов
1.1 Факторы влияющие на работу объекта
Под устойчивостью функционирования объекта понимается способность объекта продолжать свою деятельность в чрезвычайных ситуациях т.е. выполнять свои функции в соответствии с предназначением а в случае аварии восстанавливать свои функции в минимально короткие сроки.
На устойчивость функционирования объекта в чрезвычайных ситуациях влияют следующие факторы:
надежность защиты персонала от последствий стихийных бедствий аварий катастроф а также воздействия первичных и вторичных факторов оружия массового поражения и других современных средств нападения;
способность инженерно-технического комплекса объекта противостоять в определенной степени этим воздействиям;
надежность системы снабжения топливом электроэнергией теплом водой и т.п.;
устойчивость и непрерывность управления ГО и объекта в целом;
подготовленность к ведению спасательных работ и работ по восстановлению функционирования объекта.
Особое значение в настоящее время приобретают требования к устойчивости функционирования объектов с ядерными установками в условиях чрезвычайных ситуаций мирного времени чтобы в будущем исключить катастрофы типа Чернобыльской.
Эти требования заложены в Нормах проектирования инженерно-технических мероприятий ГО а также в разработанных на их основе ведомственных нормативных документах дополняющих и развивающих требования действующих норм применительно к отрасли.
1.2 Оценка устойчивости объекта к воздействию поражающих факторов
Пути и способы повышения устойчивости функционирования объекта в условиях чрезвычайных ситуаций в мирное и в военное время весьма многообразны и определяются конкретными специфическими особенностями каждого отдельного элемента и объекта в целом.
Выбор наиболее эффективных (в том числе и с экономической точки зрения) путей и способов повышения устойчивости функционирования возможен только на основе всесторонней тщательной оценки объекта энергетики как объекта гражданской обороны.
Оценка устойчивости объекта к воздействию различных поражающих факторов проводится с использованием специальных методик.
Исходными данными для проведения расчетов по оценке устойчивости объекта являются: возможные максимальные значения параметров поражающих факторов характеристики объекта и его элементов.
Параметры поражающих факторов обычно задаются вышестоящим штабом ГО. Однако если такая информация не поступила то максимальное значение параметров поражающих факторов определяется расчетным путем.
При отсутствии и этих данных характер и степень ожидаемых разрушений на объекте могут быть определены для различных дискретных значений интенсивности землетрясения (в баллах) вызывающего в зданиях и сооружениях разрушения.
Оценка степени устойчивости объекта к воздействию сейсмической волны заключается:
в выявлении основных элементов объекта от которых зависит его функционирование;
в определении предела устойчивости каждого элемента (по нижней границе диапазона баллов вызывающих средние разрушения) и объекта в целом (по минимальному пределу входящих в его состав элементов);
в сопоставлении найденного предела устойчивости объекта с ожидаемым максимальным значением сейсмической волны и в заключении о его устойчивости.
В выводах и предложениях на основе анализа результатов оценки устойчивости каждого элемента и объекта в целом делаются рекомендации по целесообразному повышению устойчивости наиболее уязвимых элементов и объекта в целом. Целесообразным пределом повышения устойчивости принято считать такое значение сейсмической волны при котором восстановление поврежденного объекта возможно в короткие сроки и экономически оправдано (обычно при получении объектом слабых и средних разрушений).
Одной из причин крупных производственных аварий и катастроф являются взрывы которые на промышленных предприятиях обычно сопровождаются обрушениями и деформациями сооружений пожарами и выходами из строя энергосистем.
Наиболее часто наблюдаются взрывы котлов котельных газов аппаратов продукции на химических предприятиях паров бензина и других компонентов топлива лакокрасочных паров нередки взрывы бытового газа. Причинами взрывов газа промышленной (угольной древесной мучной) пыли газо-воздушных смесей могут служить открытый огонь электрические искры в том числе от статического электричества. Поражающим фактором любого взрыва является ударная волна. Действие ударной волны на элементы сооружений характеризуются сложным комплексом нагрузок: прямое давление давление отражения давление обтекания давление затекания нагрузка от сейсмовзрывных волн. Действие ударной волны принято оценивать избыточным давлением во фронте ударной волны обозначаемым Рф (кПа). Избыточное давление Рф используется как характеристика сопротивляемости элементов сооружения действию ударной волны и для определения степени их разрушения и повреждения. Степень и характер поражения сооружений при взрывах во время производственных аварий зависит от:
-мощности (тротилового эквивалента) взрыва;
-технической характеристики сооружения объекта (конструкция прочность размер форма - капитальные временные наземные подземные и др.);
-планировки объекта характеристика застройки;
-характера местности;
-метеорологических условий;
При прогнозировании последствий возможного взрыва предусматриваются три круговые зоны:
I - зона детонационной волны;
II – зона действия продуктов взрыва;
III – зона воздушной ударной волны.
Зона детонационной волны находится в пределах облака взрыва газо-воздушной смеси. В пределах зоны I действует избыточное давление которое можно принимать постоянным
Радиус зоны может быть определен по формуле:
где Q – количество сжиженного газа т.
Зона действия продуктов взрыва охватывает всю площадь разлета продуктов газо-воздушной смеси в результате ее детонации.
rII = 17 rI (м) (зона II)
Избыточное давление в пределах зоны II (РII) изменяется от 1350 кПа до 300 кПа.
Для любой точки расположенной в зоне II:
РфII = 1300(rIr)+50
где r = R – расстояние от центра взрыва до рассматриваемой точки в зоне II м.
В зоне действия воздушной ударной волны (зона III) формируется фронт ударной волны распространяющийся по поверхности земли. Избыточное давление в этой зоне в зависимости от расстояния до центра может быть определено по графику таблицам и рассчитано по формулам. Для этого предварительно определяется относительная величина:
гдеrI - радиус зоны или расстояние от центра взрыва до точки в которой требуется определить избыточное давление воздушной ударной волны кПа (R>rII ).
Для определения избыточного давления на определенном расстоянии от центра взрыва необходимо знать количество взрывчатой смеси хранящейся в емкости или агрегате.
Одновременно с прохождением ударной волны происходит перемещение воздуха с большой скоростью. Динамическая нагрузка создаваемая потоком воздуха называется скоростным напором измеряемого в тех же единицах давления что и измеряемое давление. Сопротивляемость зданий и сооружений к воздействию ударной волны зависит от их конструкции размеров и других параметров.
Наибольшим разрушением от ударной волны подвергаются здания и сооружения больших размеров с большими несущими конструкциями значительно возвышающиеся над поверхностью земли а так же массивные бескаркасные сооружения с несущими стенами из кирпича и блоков. Здания антисейсмической конструкции а также массивные малоразмерные здания и сооружения с жесткими несущими конструкциями обладают значительной сопротивляемостью ударной волне. При воздействии ударной волны здания сооружения оборудование и коммунально - энергетические сети (КЭС) объекта могут быть разрушены в различной степени. Разрушения принято делить на полные сильные средние и слабые.
Полные разрушения. В зданиях и сооружениях разрушены все основные несущие конструкции и обрушены перекрытия. Восстановление невозможно. На КЭС и технологических трубопроводах разрывы кабелей разрушение трубопроводов опор воздушных линий электропередачи и т.п.
Сильные разрушения. В зданиях и сооружениях значительные деформации несущих конструкций разрушена большая часть перекрытий и стен. Оборудование и механизмы большей частью разрушены.
На КЭС и трубопроводах разрывы и деформации на отдельных участках подземных сетей деформация опор воздушных линий электропередачи и связи.
Средние разрушения. В зданиях и сооружениях разрушены главным образом несущие второстепенные конструкции (легкие стены перегородки крыши окна двери). Возможны трещины в наружных стенах и завалы в
отдельных местах. Перекрытия и подвалы не разрушены часть помещений пригодна к эксплуатации. Деформированы отдельные узлы оборудования техники. Техника вышла из строя и требует капитального ремонта. На КЭС деформированы и разрушены опоры линий воздушных передач. Для восстановления объекта получившего средние разрушения требуется капитальный ремонт.
Слабые разрушения. В здания и сооружениях разрушены часть внутренних перегородок двери и остекление. Оборудование имеет незначительные деформации второстепенных элементов. На КЭС имеются незначительные разрушения и поломы конструктивных элементов. Анализ аварии и расчеты показывают что подавляющее большинство производственных зданий и сооружений получают слабые разрушения при избыточном давлении от 10 до 20 кПа средние – при 20 30 кПа сильные – при 30 50 кПа полные при 50 кПа и более. Нагрузка от ударной волны на отдельную часть элемента зависит от положения их относительно распространения ударной волны. Действия нагрузки от ударной волны распространяющейся вдоль поверхности земли можно разделить на нагрузки обтекания определяемые главным образом максимальным избыточным давлением в ударной волне и нагрузки торможения возникающей под действием скоростного напора. При расчетах устойчивости элементов объекта больших размеров определяющей воздействующей нагрузкой является нагрузка обтекания т.е. та сила которая стремится сдвинуть сооружение в направлении действия ударной волны.
С уменьшением размеров элемента все большее значение приобретает нагрузка торможения. Небольшие элементы размеры которых (в плане) значительно меньшие по сравнению с длинной ударной волны например опоры ЛЭП антенны измерительная аппаратура мачты и т.п. почти не испытывают нагрузок обтекания т.к. быстро охватываются волной. Действие скоростного напора воздушной ударной волны может произвести к смещению сваливанию (опрокидыванию) и угону элементов которые расположены на колесах катках что в свою очередь может привести к падению или удару элемента о встречные предметы.
Для некоторых элементов конструкций представляют опасность силы ускорения имеющие место при ударе волны. Ускорение зданий и сооружений не превосходит одного g (мс). Ускорение отдельных элементов оборудования приборов могут достигать нескольких десятков а иногда и более сотни g (мс). И прибор внешне не поврежденный после удара волны будет иметь внутренние повреждения которые произойдут при ударе волны за счет инерционных сил зависящих от ударного ускорения различных элементов оборудования. Для выявления характера и степени ущерба и заблаговременного проведения мероприятий исключающих или ограничивающих масштабы повреждений или разрушений проводится моделирование уязвимости объекта и его элементов.
Пути и способы повышения устойчивости функционирования объектов народного хозяйства (ОНХ) в условиях чрезвычайных ситуаций в мирное и в военное время весьма многообразны и определяются конкретными специфическими особенностями каждого отдельного предприятия.
Выбор наиболее эффективных (в том числе и с экономической точки зрения) путей и способов повышения устойчивости функционирования возможен только на основе всесторонней тщательной оценки каждого предприятия как объекта гражданской обороны.
Исходными данными для проведения расчетов по оценке устойчивости объекта народного хозяйства являются: возможные максимальные значения параметров поражающих факторов; характеристики объекта и его элементов.
Характер и степень ожидаемых разрушений на объекте могут быть определены для различных дискретных значений избыточного давления (Рф) воздушной ударной волны ядерного взрыва вызывающего в зданиях и сооружениях разрушения различной степени.
Оценка степени устойчивости объекта к воздействию сейсмической (ударной) волны заключается:
- в выявлении основных элементов объекта (цехов участков производства систем) от которых зависит его функционирование и выпуск необходимой продукции;
- в определении предела устойчивости каждого элемента (по нижней границе диапазона давлений вызывающих средние разрушения) и объекта в целом (по минимальному пределу входящих в его состав элементов);
- в сопоставлении найденного предела устойчивости объекта с ожидаемым максимальным значением сейсмической (ударной) волны и заключении о его устойчивости.
1.3 Оценка устойчивости объектов в условиях землетрясения
В природе существуют опасные природные явления или процессы геофизического геологического гидрофизического атмосферного биосферного и другого происхождения такого масштаба которые вызывают катастрофические ситуации характеризующиеся внезапным нарушением жизнедеятельности населения разрушением и уничтожением материальных ценностей поражением или гибелью людей. Стихийные бедствия могут служить причиной многих аварий и катастроф. Подлинным бичом человечества являются землетрясения ураганы (тайфуны) смерчи (торнадо) бури циклоны штормы наводнения цунами лавины оползни сели грозы. По своему разрушающему действию не имеют себе равных среди стихийных бедствий землетрясения. Им принадлежит 1-е место по экономическому ущербу и одно из первых мест по числу жертв. Землетрясения бывают тектонические вулканические моретрясения а также землетрясения в результате падения метеоритов или столкновение нашей планеты с другими космическими телами. Чаще происходят тектонические землетрясения которое представляет собой подземные толчки или колебания земной поверхности вызванные происходящими в толще земной коры разломами и перемещениями литосферных плит при землетрясении образуется энергия огромной силы распространяющаяся в виде упругих сейсмических волн.
Основными параметрами характеризующими силу и характер землетрясений являются:
-интенсивность энергии на поверхности земли;
Интенсивность – мера величины колебания грунта; определяется степенью построенных людьми зданий характером изменений земной поверхности и данными об испытанных людьми ощущениях. Измеряется в баллах существует несколько шкал измерения. С 1902 года в мировую практику вошла шкала названная по имени итальянского вулканолога Меркалли модифицированная шкала интенсивности (шкала ММ). Ею в настоящее время пользуются сейсмологи США и ряда других стран. В Японии применяется своя шкала.. В нашей стране используется 12 – бальная международная шкала МSК – 64.
Сильными по шкале Рихтера считаются землетрясения магнитуда которых равна 5-6 единицам. Согласно измерениям сделанным учёными магнитуда землетрясения в Армении составляла 6.9 балла по шкале Рихтера; в Мехико в 1985 году- 8.1; в Сан-Франциско в 1906- 8.5; а в 1989 году 7.1 балла.
Глубина очага может колебаться в различных сейсмических районах от 0 до 740 км. Очаг т.е. точка под землёй является источником землетрясения и называется гипоцентром.
Прямо над ней на поверхности земли находится так называемый эпицентр. Расположенная вокруг него эпицентральная область испытывает наисильнейшие толчки.
По установившейся международной практике размеры выделяемой энергии степень разрушения и причинённого ущерба при стихийных бедствиях обычно расценивают в сравнении с характером разрушений при мегатонных ядерных взрывах.
Критерием устойчивости объекта к воздействию сейсмической волны при землетрясении является эквивалентное значение избыточного давления воздушной ударной волны при которой здания сооружения и оборудование ещё сохраняются или получают слабые разрушения. При этом разрушительное воздействие сейсмических волн по сложившейся международной практике приравнивают к действию воздушной ударной волны.
Энергия выделяемая при землетрясениях во много раз превышает энергию мегатонных ядерных взрывов а разрушения аналогичны разрушениям в очаге наземного ядерного взрыва.
2 Оценка устойчивости работы объекта энергетики к
Рассмотрим случай когда произошел взрыв железнодорожной цистерны с сжиженным газом на расстоянии 300 м от цеха механической обработки.
Количество сжиженного газа в цистерне - 20 т.
Находим зону детонационной волны (зона I)
Определяем радиус зоны действия продуктов взрыва (зона II)
R>rI и R > rII следовательно мы находимся в зоне III.
Рассчитаем относительную величину
Определяем избыточное давление в зоне воздушной волны (зоны III)
По таблице 1.4. [4] находим для предприятия и оборудования избыточное давление ΔРф (кПа) вызывающие слабые средние сильные и полные разрушения:
а) Железобетонное здание:
- слабое 25 35 кПА-сильное 150 200 кПа
- среднее 80 120 кПа- полное 200 кПа
б) кабельные подземные линии:
- слабое 200 300 кПА-сильное 600 1000 кПа
- среднее 300 600 кПа- полное 1500 кПа
Определяем предел устойчивости цеха механической обработки и кабельных наземных линий. Пределом устойчивости 1-го элемента является нижняя граница средних разрушений – верхняя граница слабых разрушений. Таким образом предел устойчивости ΔРф :
а) железобетонные здания – 35 кПа
б) кабельные подземные линии – 50 кПа.
Определяем предел устойчивости объекта как предел устойчивости самого слабого элемента в данном случае – здания 30 кПа.
Целесообразным пределом повышения устойчивости принято считать такое значение сейсмической (ударной) волны при котором восстановление поврежденного объекта возможно в короткие сроки и экономически оправдано (обычно при получении объектом слабых и средних разрушений). Из расчетов видим что при взрыве железобетонным зданиям и кабельным наземным линиям будут нанесены средние разрушения которые можно довольно быстро устранить.
3 Основные мероприятия по повышению
устойчивости работы объекта
Основные мероприятия по повышению устойчивости работы объектов проводимые в мирное время предусматривают:
защиту персонала объекта и инженерно-технического комплекса от последствий стихийных бедствий аварий катастроф а также от первичных и вторичных поражающих факторов оружия массового поражения;
обеспечении надежности управления и материально-технического снабжения;
подготовку объекта к восстановлению нарушенной работоспособности и переводу на режим работы в условиях чрезвычайной ситуации.
Защита инженерно-технического комплекса предусматривает сохранение материальной основы объекта: зданий сооружений оборудования коммунально-энергетических сетей.
Повышение устойчивости систем электроснабжения достигается проведением как общегородских так и объективных инженерно-технических мероприятий электроэнергия поступающая на объект с разных трансформаторных подстанций должна быть закольцована что позволит отключать поврежденные участки и использовать сохранившиеся линии. Необходимо предусматривать автономный аварийный источник питания (передвижную электростанцию). Транспортные помещения распределительная аппаратура и приборы должны быть надежно защищены.
Основные мероприятия по повышению устойчивости технологического оборудования ввиду его более высокой прочности по сравнению со зданиями в которых оно размещается заключаются в сооружении над ним специальных устройств (в виде кожухов шатров зонтов и т.п.) защищающих его от повреждения обломками разрушающихся конструкций.
При реконструкции и расширении промышленных объектов наиболее ценное и уникальное оборудование необходимо размещать в нижних этажах и подвальных помещениях или в специальных защитных сооружениях. Целесообразно также размещать его в отдельно стоящих зданиях павильонного типа имеющих облегченные и несгораемые ограждающие конструкции разрушение которых не повлияет на сохранность оборудования.
Подготовка объектов к восстановлению должна предусматривать планы первоочередных восстановительных работ по нескольким вариантам возможного повреждения разрушения объекта с использованием сил самих объектов имеющихся строительных материалов с учетом размещения оборудования на открытых площадках перераспределения рабочей силы помещений и оборудования.
Для обеспечения сохранности технической документации целесообразно изготовление копий ее в виде микрофильмов один экземпляр которых должен хранится в загородной зоне.

Выучить на доклад.docx

Наибольшее длительно допустимое рабочее напряжение – это напряжение промышленной частоты (действующее значение) которое может быть непрерывно приложено к ОПН в течении всего срока службы не приводя при этом к повреждению или термической неустойчивости аппарата. Обозначается Uнд (в иностранной литературе – Uc). Шкала Uнд для ОПНTEL такая: 3.0 4.0 6.0 6.6 6.9 7.2 10.5 11.5 12.0 40.5 73.0 78.0 146.0 156.0.
Номинальное напряжение ОПН - это напряжение промышленной частоты (действующее значение) которое ОПН может выдержать без потери температурной стабильности в течение не менее 10 сек. При этом предполагается что ограничитель уже нагрет нормируемой энергией перенапряжений (см. ниже). Обозначается Uном (в иностранной литературе – Ur – rated voltage) . Стандартами требуется чтобы Uном составляло не менее 1.25 Uнд т.о. можно считать что этот параметр дублирует Uнд. Определяется по характеристике «напряжение-время»:
для ОПН-КРTEL Uном = 1.33 Uнд
для ОПН-РТTEL Uном = 1.40 Uнд
для ОПН-ВРTEL Uном = 1.52 Uнд.
Пропускная способность – способность ОПН выдерживать без повреждений и без потери термической устойчивости воздействие 18 прямоугольных импульсов длительностью не менее 2000 мкс каждый (см. так же п.1.2. лекции). Характеризует способность ОПН рассеивать энергию коммутационных перенапряжений без повреждений варистора. ОПН-КРTEL способны выдержать токовые импульсы амплитудой 250 А что соответствует первому классу пропускной способности а ОПН-РТTEL и ОПН-ВРTEL – 500 А – второй класс.
Остающееся напряжение – наибольшее напряжение (амплитудное значение) на ограничителе при прохождении импульса тока определенной величины. Основной защитный параметр определяет величину напряжения на защищаемом оборудовании. Обозначается Uр. Величины остающихся напряжений ОПНTEL нормируются для коммутационных импульсов с временными параметрами 3060 мкс грозовых импульсов 820 мкс (см. слайд №6).
Примечание: в первом приближении можно считать что при обозначении временных параметров апериодических импульсов в числителе указана длительность фронта импульса в знаменателе – общая длительность импульса. Например – 820 мкс: фронт – 8 мкс весь импульс – 20 мкс.
Номинальный разрядный ток – импульс тока 820 мкс (амплитудное значение). Обозначается Iном. Используется для классификации ограничителей и характеризует их способность поглощать энергию грозовых перенапряжений. Для ОПНTEL – амплитуда Iном = 10 кА.
Импульс большого тока – амплитудное значение тока 410 мкс – характеризует режим работы ОПН связанный с прямым ударом молнии. Т.к. подобное явление крайне маловероятно то данный параметр не является основным при выборе. Для ОПНTEL –100 кА.
Классификационный ток – амплитудное значение активной составляющей тока промышленной частоты нормируемое производителем для определения классификационного напряжения. Обозначается Iref. Для ОПН-КРTEL Iref = 1.4 мА для ОПН-РТTEL и ОПН-ВРTEL Iref = 2.2 мА.
Классификационное напряжение – действующее значение напряжения при классификационном токе в цепи ОПН. Обозначается Uref.
Uref характеризует начальную часть ВАХ ОПН в то время как остающееся напряжение Uр при Iном – участок ВАХ с большими значениями токов. Т.о. эти два параметра достаточно полно описывают ВАХ ОПН и могут используются для определения работоспособности ограничителя.
Ток проводимости – ток проходящий через ОПН при приложении Uнд. Для ОПНTEL амплитуда тока проводимости составляет не более 0.6 мА действующее значение – не более 0.3 мА.
Нормируемая энергия перенапряжений – электрическая энергия преобразуемая ограничителем в тепловую с сохранением рабочих свойств при следующем воздействии на него:
-для ОПН первого класса разряда линии (ОПН-КРTEL) – одного импульса большого тока 410 мкс;
-для ОПН второго класса разряда линии (ОПН-РТTEL ОПН-ВРTEL) – двух импульсов пропускной способности 500 А 2000 мкс.
Используется при выборе типа ОПН а так же для экспериментального определения характеристики «напряжение-время».
Примечание: различие воздействий объясняется тем что аппараты первого класса пропускной способности используются как правило для ограничения грозовых перенапряжений а второго класса как обладающие большей температурной стабильностью – коммутационных.

спецвопрос.docx

Энергосбережение - для чего необходима компенсация реактивной мощности
В электрических цепях при чисто активной нагрузке протекающий ток не опережает и не запаздывает от напряжения. При индуктивной нагрузке ток отстает от напряжения при емкостной - опережает напряжение. При работе электродвигателей компрессоров электромагнитов и др. что наиболее типично для большинства потребителей нагрузка имеет индуктивный характер и в общей потребляемой мощности присутствует реактивная мощность. В этом случае снижается коэффициент мощности и для его повышения необходимо подключать емкостную нагрузку которая компенсирует индуктивную составляющую. Результирующая нагрузка приближается к чисто активной и коэффициент мощности приобретает максимальное значение. Для компенсации реактивной мощности применяются конденсаторные установки в автоматическом режиме повышающие коэффициент мощности и тем самым снижающие общие потери потребителя. В частности при повышении косинус фи с 0.5 до 0.9 реактивная мощность снижается на 44%.Необходимость энергосбережения становится все более актуальной. Это обусловлено все большим дефицитом и увеличением стоимости энергоресурсов ростом объемов производства и инфраструктуры городов. Большинство потребителей электроэнергии наряду с активной мощностью потребляют и реактивную мощность которая расходуется на создание электромагнитных полей и является бесполезной. Наличие в электросети реактивной мощности снижает качество электроэнергии приводит к увеличению платы за электроэнергию дополнительным потерям и перегреву проводов перегрузке подстанций необходимости завышения мощности силовых трансформаторов и сечения кабелей просадкам напряжения в электросети. Применение конденсаторных установок позволяет снизить объем потребляемой реактивной мощности и добиться экономического эффекта в вопросах энергосбережения.
Существует несколько способов снижения реактивной мощности однако применение для этих целей именно конденсаторных установок представляется наиболее предпочтительным. Конденсаторные установки имеют малые потери просты в наладке и эксплуатации их можно подключить в любой точке электросети. С их помощью можно компенсировать практически любой объем реактивной мощности. Срок окупаемости конденсаторных установок составляет менее года а в ряде случаев не превышает нескольких месяцев.
В будущем следует ожидать дальнейшее повышения тарифов напотреблённую реактивную электроэнергию. Внедрение конденсаторных установок поможет избежать просадки напряжения на линиях электропитания удаленных потребителей позволит уменьшить размер оплаты за электроэнергию обеспечить подачу электроэнергии по кабелю с меньшим сечением увеличить срок эксплуатации электрооборудования вследствие его меньшего нагрева.Каким потребителям необходима компенсация реактивной мощности:Компенсация реактивной мощности особенно необходима для потребителей имеющих низкий коэффициент мощности. В частности это касается потребителей с большим числом эксплуатируемых асинхронных двигателей (косинус фи ~ 0.7) особенно в режиме их недозагрузки (косинус фи ~ 0.5) подъемно-транспортных механизмов (косинус фи ~ 0.5).
По месту подключения различают следующие схемы компенсации реактивной мощности:
общая - на вводе предприятия;
групповая - на линии электроснабжения группы однотипных потребителей;
индивидуальная - конденсаторная установка устанавливается в непосредственной близости к потребителю с низким косинус фи.
Индивидуальная схема компенсации наиболее предпочтительна. Она позволяет компенсировать реактивную мощность непосредственно в месте ее возникновения не вызывая перетока реактивной энергии в линиях электропередач и в случае неизменности коэффициента мощности потребителя полностью компенсировать реактивную мощность с помощью конденсаторной батареи постоянной емкости.
Однако индивидуальная схема компенсации не всегда применима. Как правило на предприятии эксплуатируется много электроустановок с низким коэффициентом мощности и обеспечить их все индивидуальными конденсаторными батареями не представляется возможным. Также случаи неизменности коэффициента мощности в жизни встречаются редко чаще всего уровень реактивной мощности зависит от режима эксплуатации электроустановки и меняется в течение суток.Поэтому применяется смешанная схема компенсации когда реактивная мощность наиболее крупных потребителей частично компенсируется с помощью индивидуальных конденсаторных батарей постоянной емкости а переменный остаток их реактивной мощности а также реактивная мощность менее крупных потребителей компенсируется с помощью автоматической конденсаторной установки подключенной на вводе предприятия.
Компенсация реактивной мощности как средство сокращения затрат
В последние годы наблюдается значительный рост производства и развитие инфраструктуры городов. В связи с этим увеличивается число и мощности электроприемников использующихся на производствах в основных технологических и вспомогательных циклах а объекты инфраструктуры применяют все большее количество осветительных аппаратов для рабочего освещения рекламы и дизайна. Соответственно увеличивается потребляемая электрическая мощность.
В зависимости от вида используемого оборудования нагрузка подразделяется на активную индуктивную и емкостную. Наиболее часто потребитель имеет дело со смешанными активно-индуктивными нагрузками. Соответственно из электрической сети происходит потребление как активной так и реактивной энергии.
Активная энергия преобразуется в полезную - механическую тепловую и пр. энергии. Реактивная же энергия не связана с выполнением полезной работы а расходуется на создание электромагнитных полей в электродвигателях трансформаторах индукционных печах сварочных трансформаторах дросселях и осветительных приборах. Показателем потребления реактивной энергии (мощности) является коэффициент мощности сosφ. Он показывает соотношение активной мощности Р и полной мощности S потребляемой электроприемниками из сети: сosφ = P S.
Значения коэффициента мощности нескомпенсированного оборудования приведены в табл. 1 а усредненные значения коэффициента мощности для систем электроснабжения различных предприятий - в табл. 2. В оптимальном режиме показатель должен стремиться к единице и соответствовать нормативным требованиям.
Примерный коэффициент мощности
Асинхронный электродвигатель до 100 кВт
Асинхронный электродвигатель 100-250 кВт
Сварочный аппарат переменного тока
Лампа дневного света
Хлебопекарное производство
Мясоперерабатывающее производство
Мебельное производство
Лесопильное производство
Механообрабатывающие заводы
Авторемонтные предприятия
Таким образом видно что при отсутствии компенсации реактивной мощности потребитель переплачивает за потребление реактивной энергии 30-40% общей стоимости.
Срок окупаемости конденсаторных установок можно оценить следующим образом:
где З1 - стоимость конденсаторной установки грн.;
З2 - затраты на электроэнергию без компенсации грн.мес.;
З3 - затраты на электроэнергию при применении конденсаторных установок грн.мес.
Основы компенсации реактивной мощности
Реактивный ток дополнительно нагружает линии электропередачи что приводит к увеличению сечений проводов и кабелей и соответственно к увеличению капитальных затрат на внешние и внутриплощадочные сети. Реактивная мощность наряду с активной мощностью учитывается поставщиком электроэнергии а следовательно подлежит оплате по действующим тарифам поэтому составляет значительную часть счета за электроэнергию.
Наиболее действенным и эффективным способом снижения потребляемой из сети реактивной мощности является применение установок компенсации реактивной мощности (конденсаторных установок). Наглядно это представлено на рисунке.
Использование конденсаторных установок позволяет:
- разгрузить питающие линии электропередачи трансформаторы и распределительные устройства;
- снизить расходы на оплату электроэнергии;
- при использовании определенного типа установок снизить уровень высших гармоник;
- подавить сетевые помехи снизить несимметрию фаз;
- сделать распределительные сети более надежными и экономичными.
На практике коэффициент мощности после компенсации находится в пределах от 093 до 099.
Виды компенсации реактивной мощности в распределительных сетях промышленных предприятий с помощью компенсирующих конденсаторных устройств (ККУ)
Наименование вида компенсации
Основные недостатки компенсации
Индивидуальная (нерегулируемая)
Единичное электрооборудование мощностью свыше 20 кВт постоянно присоединенное к одному распредустройству в течение длительного времени
Компенсирующие конденсаторные устройства размещаемые непосредственно у электроприемников коммутируются одновременно с ними вследствие чего время подключения ККУ полностью зависит от времени включения электроприемников. Необходимость согласования емкости ККУ с индуктивностью компенсируемого электроприемника с целью недопущения резонансных явлений
Групповая (нерегулируемая)
Несколько индуктивных нагрузок присоединенных к одному распредустройству с общей ККУ
Групповая компенсация применяется для случая компенсации нескольких расположенных рядом и включаемых одновременно индуктивных нагрузок подключенных к одному распределительному устройству и компенсируемых одной конденсаторной батареей.
Раздельная коммутация компенсирующих конденсаторных устройств и неполная разгрузка распределительных сетей промышленных предприятия от реактивной мощности
Централизованная (регулируемая)
Системы с большим количеством электропотребителей имеющих большой разброс коэффициента мощности в течение суток
Относительно большая стоимость автоматического регулятора способного осуществлять полную компенсацию реактивной мощности
Для предприятий с изменяющейся потребностью в реактивной мощности постоянно включенные батареи конденсаторов не приемлемы т. к. при этом может возникнуть режим недокомпенсации или перекомпенсации. В этом случае конденсаторная установка оснащается специализированным контроллером и коммутационно-защитной аппаратурой. При отклонении значения сosφ от заданного значения контроллер подключает или отключает ступени конденсаторов. Преимущество централизованной компенсации заключается в следующем: включенная мощность конденсаторов соответствует потребляемой в конкретный момент времени реактивной мощности без перекомпенсации или недокомпенсации.
При выборе конденсаторной установки требуемая мощность конденсаторов может определяться как
Qc = P*(tgφ 1 - tgφ 2)
где tgφ 1 - коэффициент мощности потребителя до установки компенсирующих устройств;
tgφ 2 - коэффициент мощности после установки компенсирующих устройств (желаемый или задаваемый энергосистемой коэффициент).
где Ew - показания счетчика активной энергии кВт*ч;
Eq - показатель счетчика реактивной энергии кВАр*ч;
T - период снятия показаний счетчиков электроэнергии ч.
Технико-экономический эффект ожидаемый в результате применения конденсаторных установок представлен в табл. 3.
сosφ 1 без компенсации
сosφ 2 с компенсацией
Снижение величины тока и полной мощности %
Снижение величины тепловых потерь %
Где необходима компенсация реактивной мощности
В зависимости от вида используемого оборудования нагрузка подразделяется на активную индуктивную и емкостную. Наиболее часто потребитель имеет дело со смешанными активно-индуктивными нагрузками. Соответственно из электрической сети происходит потребление как активной так и реактивной энергии. Активная энергия преобразуется в полезную – механическую тепловую и пр. энергии. Реактивная же энергия не связана с выполнением полезной работы а расходуется на создание электромагнитных полей в электродвигателях трансформаторах индукционных печах сварочных трансформаторах дросселях и осветительных приборах. Показателем потребления реактивной энергии (мощности) является коэффициент мощности сos. Он показывает соотношение активной мощности Р и полной мощности S потребляемой электроприемниками из сети:
Вследствие этого в обмотках при протекании переменного тока индуктируются реактивные э.д.с. обуславливающие сдвиг по фазе φ между напряжением и током. Этот сдвиг по фазе обычно увеличивается а cos φ при малой нагрузке уменьшается. Например если cosφ двигателей переменного тока при полной нагрузке составляет 075-080 то при малой нагрузке он уменьшится до 020-040. Малонагруженные трансформаторы также имеют низкий cosφ. Значения коэффициента мощности нескомпенсированного оборудования приведены в табл. 1 а усредненные значения коэффициента мощности для систем электроснабжения различных предприятий – в табл. 2. В оптимальном режиме показатель сosφ должен стремиться к единице и соответствовать нормативным требованиям.
Таким образом видно что при отсутствии компенсации реактивной мощности потребитель переплачивает за потребление реактивной энергии 30–40% общей стоимости. Соответственно при компенсации реактивной мощности ток потребляемый из сети снижается в зависимости от cos φ на 30-50 % соответственно уменьшается нагрев проводящих проводов и старение изоляции т.п. В настоящее время готовятся к выпуску Методические указания устанавливающие новые скидки и надбавки к тарифу по оплате электроэнергии потребителем в зависимости от степени компенсации реактивной мощности и нагрузки в том числе в составе конечного тарифа (цены) на электрическую энергию поставляемую ему по договору электроснабжения. Повсеместная компенсация реактивной мощности нагрузок в значительной степени поможет решить проблемы пропускной способности сети снизить потери электроэнергии в подводящих линиях и трансформаторах повысить напряжение сети и улучшить качество электроэнергии за счет фильтрации гармоник и импульсных помех. Применение конденсаторных установок позволит потребителям получать при той же полной мощности трансформатора большую полезную мощность при этом же сечении кабелей и номиналах трансформаторов. Применение установок компенсации реактивной мощности необходимо на предприятиях использующих:
Асинхронные двигатели (cosφ ~ 0.7)
Асинхронные двигатели при неполной загрузке (cosφ ~ 0.5)
Выпрямительные электролизные установки (cosφ ~ 0.6)
Электродуговые печи (cosφ ~ 0.6)
Водяные насосы (cosφ ~ 0.8)
Компрессоры (cosφ ~ 0.7)
Машины станки (cosφ ~ 0.5)
Сварочные трансформаторы (cosφ ~ 0.4).
Напряжение подводимое к электроприемнику не должно содержать высших гармоник при установившемся режиме работы электросети. Высшие гармоники тока и напряжения вызывают дополнительные потери активной мощности во всех элементах системы электроснабжения:
в линиях электропередачи
электрических машинах
статических конденсаторах
Высшие гармоники вызывают: Паразитные поля и электромагнитные моменты в синхронных и асинхронных двигателях которые ухудшают механические характеристики и КПД машины. В результате необратимых физикохимических процессов протекающих под воздействием полей высших гармоник а также повышенного нагрева токоведущих частей наблюдается:
ускоренное старение изоляции электрических машин трансформаторов кабелей;
ухудшение коэффициента мощности электроприемников;
ухудшение или нарушение работы устройств автоматики телемеханики компьютерной техники и других устройств с элементами электроники;
погрешности измерений индукционных счетчиков электроэнергии которые приводят к неполному учету потребляемой электроэнергии;
нарушение работы вентильных преобразователей при высоком уровне высших гармонических составляющих.
Общая характеристика компенсирующих устройств и видов компенсации реактивной мощности.
Поскольку устанавливаемое на современных предприятиях электропотребление и режимы его работы существенно отличаются между собой то и применяемая на этих предприятиях компенсация реактивной мощности также отличается по видам используемого для компенсации оборудования способу подключения его к сети способу управления и т . п .
Выбор оборудования для компенсации реактивной мощности должен осуществляться на основании технико-экономических расчетов с обязательным учетом расходов на выработку 1 кВАр-год. При этом одним из важнейших показателей экономичности компенсирующих устройств являются удельные потери в них активной мощности (кВткВАр) необходимые для получения реактивной мощности.
Проанализируем возможности применения различных компенсирующих устройств с учетом данных приведенных в справочной литературе. Конденсаторы имеют наименьшие удельные потери активной мощности. Именно это обстоятельство с учетом простоты конструкции и обслуживания конденсаторов а также отсутствие в них вращающихся деталей привело к довольно широкому применению конденсаторов для компенсации реактивной мощности в самых разнообразных электроустановках. Так например установка конденсаторных батарей (КБ) вблизи асинхронного электропривода позволяет не загружать электрическую сеть питания электропривода реактивной мощностью что наглядно демонстрируют данные приведенные в табл.
Количественные показатели
Коэффициент мощности (без установки КБ)
Коэффициент мощности (после установки КБ)
Достигнутое снижение тока (после установки КБ) %
Достигнутое снижение потерь (после установки КБ) %
Синхронные компенсаторы имеют значительно большие удельные потери активной мощности. Однако они практически незаменимы в энергосистемах для обеспечения устойчивости работы энергосистем и регулирования напряжения: в периоды максимальной нагрузки они могут работать в режиме перевозбуждения и отдавать реактивную мощность а в периоды снижения нагрузки - ее потреблять. Таким образом синхронные компенсаторы могут регулировать напряжение на приемных концах электрической сети. Синхронные двигатели за счет регулирования возбуждения работая в режиме перевозбуждения также генерируют реактивную мощность в электрическую сеть и тем самым могут на отдельных предприятиях где они установлены значительно уменьшить потребление реактивной мощности.
Максимальная величина реактивной мощности которую может генерировать синхронный двигатель определяется формулой:
где Рн - номинальная активная мощность двигателя кВт; tgcp_ - значение тангенса угла отвечающего номинальному значению cos( г_ - номинальный КПД двигателя; а^ - наибольшая допустимая перегрузка синхронного двигателя по реактивной мощности зависящая от типа двигателя относительного напряжения на его зажимах а также коэффициента загрузки по активной мощности:
Р=РРн- Для определения фактической величины реактивной мощности Ucfl' генерируемой работающими на предприятии синхронными двигателями необходимо оценить компенсационную способность синхронного двигателя.
Наибольшая компенсационная способность синхронного двигателя при данной нагрузке имеет место при номинальном токе возбуждения. Для двигателей с coscp=l 0 незначительное снижение тока возбуждения может привести к потреблению двигателем реактивной мощности из сети. Из проведенного выше анализа следует что в подавляющем большинстве случаев основными устройствами способными осуществлять эффективную компенсацию реактивной мощности в системах электроснабжения промышленных предприятий являются конденсаторные компенсирующие установки (ККУ). Поэтому охарактеризуем их и входящее в них оборудование более подробно.
Необходимость использования различного количества конденсаторных батарей для поддержания задаваемого энергосистемой графика реактивной нагрузки предприятия привела к тому что эти батареи секционируют на отдельные секции которые автоматически включаются или выключаются в зависимости от уровня напряжения и периода суток или по другим параметрам. Автоматическое включение и отключение батарей конденсаторов осуществляется с помощью специализированного контроллера и другой коммутационно-защитной аппаратуры (предохранителей контакторов и др.). При отклонении коэффициента мощности от заданного значения контроллер подключает или отключает ступени конденсаторов исключая тем самым возможность возникновения режима недокомпенсации или перекомпенсации поскольку включенная мощность конденсаторов строго соответствует реактивной мощности потребляемой в данный конкретный момент времени.
На рис.2 показаны простейшие регулируемые схемы присоединения батарей конденсаторов высокого и низкого напряжения: а - через выключатель 6 10 кВ; б - через рубильник с предохранителем 380 В.
Из трех видов компенсации реактивной мощности в распределительных сетях промышленных предприятий наиболее эффективной безусловно является централизованная (регулируемая) компенсация. Этот вид компенсации позволяет выполнять компенсацию реактивной мощности в строгом соответствии с ее фактическим потреблением в течение суток а также в течение отдельных смен работы промышленного предприятия. При этом компенсация осуществляется в строгом соответствии с задаваемыми энергосистемой для каждого предприятия двумя значениями входной реактивной мощности которые могут быть переданы предприятию в режимах наибольшей и н
наименьшей активных нагрузок системы. При этом мощность конденсаторных батарей для компенсации реактивной мощности должна выбираться такой чтобы они покрывали реактивную нагрузку цеха или предприятия и в то же время не отдавали реактивную мощность в электрическую сеть.
На крупных предприятиях применяются секционированные схемы число секций которых зависит от требуемого количества ступеней регулирования. На рис.3 в качестве примера показана такая секционированная схема конденсаторной установки с тремя конденсаторными батареями на каждой секции. Каждая секция подключена к шинам через выключатель Q1 рассчитанный на отключение полной мощности КЗ. Выключатели Q2 (обычно вакуумные или элегазовые рассчитанные на большое число коммутационных операций) устанавливаемые в цепях конденсаторных батарей и не рассчитанные на отключение полной мощности КЗ служат лишь для переключений при автоматическом регулировании конденсаторной установки. В случае аварии на какой-либо батарее конденсаторов сначала отключается выключатель затем подается импульс на отключение выключателя Q2 поврежденной части после чего вновь включается выключатель Q1 и восстанавливается питание оставшихся батарей секции.
Конденсаторные установки компенсации реактивной мощности
Для реализации задачи компенсации реактивной мощности рекомендуется использовать
Автоматическая конденсаторная установка для компенсации реактивной мощности 25 600кВАр .
Данные конденсаторные установки являются наиболее адаптированными к требованиямукраинских энергосетей и потребителей. На протяжении длительного срока эксплуатации они зарекомендовали себя как качественное надежное оборудование позволяющее решать любые задачи компенсации реактивной мощности.
Преимущества установок обуславливаются использованием:
- самовосстанавливающихся сегментированных конденсаторов что обеспечивает их надежность долговечность и низкую стоимость при профилактических и ремонтных работах;
- специальных контакторов опережающего включения увеличивающих срок службы контакторов;
- специальных контроллеров нескольких типов обеспечивающих автоматическое регулирование cosφ в том числе с возможностью передачи данных на PC и возможностью контроля в сети высших гармоник тока и напряжения;
- индикации при неисправностях;
- фильтра высших гармонических;
- устройства терморегуляции;
- эмалевой или порошковой окраски (по желанию заказчика).
По желанию заказчика возможно изготовление и поставка конденсаторных установок напряжением 04 кВ мощностью до 1000 кВАр.
Компенсатор реактивной мощности КРМ.
Компенсатор КРМ предназначен для компенсации реактивной мощности нагрузок потребителей в электрических сетях напряжением 038 кВ частоты 50Гц. Преимущества коррекции коэффициента мощности:
период окупаемости от 8 до 24 месяцев за счет снижения стоимости электроэнергии;
эффективное использование сетей — высокий коэффициент мощности обеспечивает эффективное использование распределительных сетей;
повышенная стабильность напряжения;
снижение потерь при передаче электроэнергии. Передающие и коммутирующие приборы работают с меньшим значением тока.
Использование конденсаторных установок для компенсации реактивной мощности позволяет:
разгрузить питающие линии электропередачи трансформаторы и распределительные устройства;
снизить расходы на оплату электроэнергии
при использовании определенного типа установок снизить уровень высших гармоник;
подавить сетевые помехи снизить несимметрию фаз;
сделать распределительные сети более надежными и экономичными.
КРМ 50kWar ( Компенсатор реактивной мощности )
Регулируемые установки компенсации реактивной мощности КРМ предназначены для поддержания постоянным заданного значения коэффициента мощности (cosφ) в электрических распределительных трёхфазных сетях промышленных предприятий и других объектов напряжением до 400В частотой 50 Гц. Установки КРМ обеспечивают заданный cosφ в периоды максимальных и минимальных нагрузок а также исключают режим генерации реактивной мощности в питающую сеть и имеют 12 ступеней регулирования. Для компенсации постоянной (неизменяемой) реактивной мощности выпускаются нерегулируемые установки КРМ-0.4
Технические параметры
Автоматические установки компенсации реактивной мощности КРМ-04
Все потребители электроэнергии работа которых в номинальном режиме представляет процесс создания переменных магнитных полей (например электродвигатели сварочное и осветительное оборудование с люминесцентными лампами) потребляют из сети электрическую мощность (S кВА) имеющую активную (Р кВт) и реактивную (Q квар) составляющие. Реактивная мощность в зависимости от типа нагрузки разделяется на индуктивную и емкостную. Реактивная составляющая или реактивная мощность необходима для работы оборудования и в то же время является нежелательной дополнительной нагрузкой сети.
Коэффициент мощности электроприёмника определяется как соотношение потребляемой активной мощности к полной мощности взятой из сети: сosφ= PS
Чем ближе значение cosφ к единице тем меньше доля потребляемой из сети реактивной мощности. Например: при cosφ = 1 для передачи активной мощности 500 кВт в трехфазной сети переменного тока напряжением 400 В необходим ток значением 722 А. Для передачи той же мощности при cosφ = 06 значение тока повышается до 1203 А.
Результатом длительного превышения расчётных нагрузок является уменьшение срока эксплуатации оборудования. Соответственно все оборудование питающей электрической сети преобразовательные и распределительные устройства должны быть рассчитаны на большие нагрузки. В системах с низким коэффициентом мощности передача энергии соответствующей стандарту требует значительного увеличения затрат потребителя и электроснабжающей организации. Дополнительным фактором повышения затрат являются возникающие из-за повышенного значения тока нагрузки потери в кабелях и элементах распределительных устройств и ускоренное старение изоляции.
Компенсация реактивной мощности в распределительной сети потребителя осуществляется применением регулируемых в автоматическом режиме установок КРМ.
Регулируемые установки компенсации реактивной мощности КРМ предназначены для поддержания постоянным заданного значения коэффициента мощности (cosφ) в электрических распределительных трёхфазных сетях промышленных предприятий и других объектов напряжением до 400В частотой 50 Гц. Установки КРМ обеспечивают заданный cosφ в периоды максимальных и минимальных нагрузок а также исключают режим генерации реактивной мощности в питающую сеть. Для компенсации постоянной (неизменяемой) реактивной мощности выпускаются нерегулируемые установки КРМ-04.
Установки КРМ имеют следующие преимущества:
) модульный принцип построения - позволяет постепенно наращивать номинальную мощность установки;
) точное регулирование значения cosφ (минимальная ступень 25 кВАр);
) использование специализированных контакторов с контактами опережающего включения и
) токоограничивающими резисторами увеличивающими срок службы контакторов и конденсаторов;
) использование конденсаторов имеющих способность самовосстанавливаться после пробоя изоляционного слоя;
) применение специализированных контроллеров для автоматического регулирования значения cosφ;
) малые массогабаритные параметры.
Применение установок позволяет:
) поддерживать необходимое для потребителя значение коэффициента мощности в автоматическом режиме в пределах 08-1 путем подключенияотключения ступеней конденсаторных батарей;
) выполнять подключение и отключение ступеней конденсаторных батарей в ручном режиме;
) обеспечить индикацию тока в цепи конденсаторной батареи а так же аварийную и другие виды индикации предусмотренные в автоматическом регуляторе;
) осуществлять мониторинг значения коэффициента мощности cosφ;
)повысить качество электроэнергии непосредственно в сетях предприятия;
) снизить общие расходы на электроэнергию;
)уменьшить нагрузку элементов распределительной сети увеличить их срок службы.
В типовом варианте для включения установки КРМ в сеть применяется выключатель-разъединитель с встроенной блокировкой не допускающей открывания двери установки при включенном выключателе-разъединителе.
Исполнение автоматической установки компенсации реактивной мощности КРМ:
На лицевой панели шкафа размещаются: регулятор реактивной мощности (контроллер) и ручка выключателя-разъединителя. На боковых панелях расположены вентиляционные отверстия с жалюзийными решетками.
KMB-systems - Регулятор реактивной мощности Novar-1214 (Новар-1214 КМБ-системс 14 ступеней)
Регуляторы реактивной мощности Novar-1214 (Новар-1214 КМБ-системс 14 ступеней) вычисляют основную гармоническую составляющую активного и реактивного тока при помощи алгоритмов FFT. Аналогично вычисляется и основная гармоника напряжения чем позволяет достичь высокой точности измерения и регулирования даже в условиях сильного искажения высшими гармониками.
Ввод регулятора реактивной мощности Novar-1214 (Новар-1214) в эксплуатацию полностью автоматизирован. Регулятор автоматически определяет способ подключения и величину отдельных присоединенных компенсирующих ступеней после чего прибор самостоятельно настраивается на параметры конденсаторной установки без участия обслуживающего персонала. Также имеется возможность ручного задания этих параметров. Регулирование протекает во всех четырех квадрантах комплексной плоскости (UI) и его скорость зависит как от величины ошибки регулирования так и от ее полярности (перекомпенсациянедокомпенсация). Подключение и отключение компенсирующих конденсаторов осуществляется так чтобы оптимальное состояние компенсации (требуемый косинус) было достигнуто одним циклом регулирования и минимальным количеством переключаемых ступеней. При этом прибор выбирает отдельные ступени с учетом их равномерной загрузки и сначала подключает ступени которые были отключены раньше всего и их остаточный заряд минимальный.
Отличительной особенностью регуляторов реактивной мощность Novar-1214 и Novar-1206 является наличие входа для подключения сигнала 100В что дает возможность организовать систему компенсации реактивной мощности в сетях высокого напряжения.
Все типы регуляторов можно заказать в расширенном исполнении с гальванически отделенным интерфейсом типа RS-232 или RS-485. В сочетании с удаленным компьютером эти регуляторы позволяют дистанционно наблюдать все измеряемые величины и осуществлять настройку параметров регулятора.
Надписи на панели регуляторов выполнены на русском языке что существенно облегчает эксплуатацию прибора.
ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ РЕГУЛЯТОРА РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ NOVAR-1214 (Новар-1214)
Настраиваемые параметры регулятора реактивной мощности Novar-1214 (Новар-1214)
Время включения (max. величина зависит от ошибки регулирования)
От 5 до 1200 секунд
Время блокировки повторного включения
Ток наименьшего конденсатора (величина Ck пересчит. на первичную сторону ИТТ)
(0002 - 2А) х коэфф. ИТТ
Допустимый косинус при дроссельном регулировании
Установка величин ступеней
Автоматически или вручную
Установка способа подключения
Автоматически или вручную.
Входы-выходы регулятора реактивной мощности Novar-1214 (Новар-1214)
Измерительное напряжение (гальванически развязано)
7 690B АС+10-20%43 67Гц
Точность измерения напряжения (эффективного значения и 1-й гармон.)
Количество выходных реле
Нагрузочная способность выходов
Потребляемая мощность
RS-232RS-485 гальванически развязаны (по заявке)
Условия эксплуатации регулятора реактивной мощности Novar-1214 (Новар-1214)
Производственное помещение
Температура рабочая :
Относительная влажность
Защита: лицевая панельзадняя панель
IP40 (по заявке IP54) IP 20
Размеры: лицевая панельмонтажная глубина
Подключение и отключение конденсаторов проводится так чтобы оптимальное состояние компенсации было достигнуто одним регулирующим воздействием и минимальным количеством переключаемых ступеней. При этом прибор выбирает отдельные ступени с учетом их равномерной загрузки и сначала подключит ступень которая была отключена раньше всего и ее остаточный заряд минимальный.
Во время регулирования прибор проводит текущий контроль компенсирующих ступеней. При обнаружении резкого отличия измеренного тока ступени по сравнению с настроенной величиной ступени данная ступень временно исключается из процесса регулирования (при соответствующей настройке параметров). Временно исключенная ступень периодически тестируется и может быть обратно введена в процесс регулирования.
Преимуществом прибора является полностью автоматизированная инсталляция . Регулятор автоматически определит как способ подключения токового сигнала так и величину отдельных подключенных конденсаторов. Ручное задание данных параметров также возможно.
Регулятор имеет шесть выходных реле. Назначение шестого реле можно настроить на функцию регулирования или на сигнализацию нестандартных (аварийных) состояний.
Автоматическое распознавание способа подключения при инсталляции регулятора Новар-5+ КМБ-системс (Novar-5+ KMB-systems 6 ступеней)
Таблица 1: Способ подключения измерительного (и питающего) напряжения по отношению к подключенному токовому сигналу.
Автоматическое распознавание величин ступеней
при соответствующей настройке регулятор проведет распознавание ступеней каждый раз при включении питающего напряжения
возможность подключение практически произвольной комбинации ступеней регулирования
ручное задание величин ступеней с помощью величины Ск и программы коммутации согласно нижеприведенной таблице либо непосредственным заданием величин отдельных ступеней также возможно
Таблица 2: Программа коммутации
Уточнение величин ступеней
Проводится постоянно во время регулирования
Отстранение ошибочных ступеней
регулятор реактивной мощности Новар-5+ КМБ-системс (Novar-5 KMB-systems 6 ступеней) при отключении и отключении отдельных ступеней в процессе регулирования проводит текущий контроль изменения реактивного тока в сети и сравнивает его с записанной величиной тока ступени. Если коммутация некоторой ступени многократно не вызывает адекватного изменения реактивного тока в сети (или это изменение сильно отличается от записанной величины ступени) регулятор эту ступень обозначит как неисправную и в случае настройки соответствующей действительной функции аварий ее отстранит и в дальнейшем регулировании временно эту ступень не использует
периодическая (через 5 дней) проверка временно отстраненных ступеней и в случае положительного результата проверки (например после замены сгоревших предохранителей ступени) возврат их в процесс регулирования
Произвольную ступень можно установить постоянно включенной или отключенной
Произвольно программируемая функция "Alarm"
отдельно программируемые сигнализирующая и действующая функции "Alarm" согласно нижеприведенным таблицам
для сигнализации служит светодиод на лицевой панели и при соответствующей настройке параметров - шестое реле
Таблица 3 Alarm - сигнализация
Минимальное время длительности
Величина тока вторичной обмотки ИТТ менее 005 А
Величина тока вторичной обмотки ИТТ больше чем номинальная установленная 5А
Косинус вне пределов 090инд. - 100
Измерит. Напряжение (его первая гармоника 50 Гц ) не обнаружено
Гармонические искажения
Превышение настроенной границы CHL (коэффициент нагрузки конд. высш. гармониками ) только у Novar-5+
Превышение числа включений
Количество коммутаций некоторой ступени превысило допустимую границу
Повышенное напряжение
Напряжение выше чем 110% номинального значения (230115В)
Определен переток энергии от потребителя к источнику только у Novar- 5+
При регулировании обнаружена постоянно отличная от нормальной величина ступени
включений + 5 выключений
Прим. Режимы 14 и 9 стандартно уже заданы изготовителем при поставке регулятора.
Таблица 4: действующая функция Alarm
Величина тока вторичнойобмотки ИТТ менее 005 А.
Отключение всех выходов кроме постоянных
Измерит. Напряжение (его первая гармоника 50 Гц ) не обнаружено
Превышение настроенной границы CHL (коэффициент нагрузки конд .высш. гармониками) только у Novar-5+
Отключение всех выходов включая постоянные
Определен переток энергии от потребителя к источнику только у Novar-5+
Рисунок 5: Пример типового подключения.

Документ Microsoft Office Word (4).docx

Кабели силовые с пластмассовой изоляцией на низкое напряжение.
В данную группу входят кабели с алюминиевым или медным токовыводящими жилами с пластмассовой изоляцией в пластмассовой оболочке с защитными покровами или без них предназначенные для передачи и распределения электроэнергии в стационарных установках на номинальное переменное напряжение 066-6 кВ частотой 50Гц при температуре окружающей среды от –50С до +50С.
Марки элементы конструкции и области применения.
Базовыми марками в данной группе кабелей являются АВВГ ВВГ АВБбШв.
А - алюминий В - ПВХ- пластикат БбШв – подушка отсутствует броня наружный покров- битумный состав вязкий подклеивающий состав или битум лента поливинилхлоридная выпреcсованный полиэтиленовый защитный шланг.
Кабели выпускаются в соответствии с ГОСТ 16442-80. Кабели АВВГ ВВГ предназначены для прокладки в сухих и влажных производственных помещениях на специальных кабельных эстакадах в блоках. Кабель марки АВБбШв предназначен для всех вышеперечисленных областей применения (кроме прокладки в блоках) но при наличии опасности механических повреждений в процессе эксплуатации.
Число и сечение жил в кабелях
Номинальное сечение жилы мм
Номинальное напряжение кабеля кВ
Кабели силовые гибкие
В данную группу входят кабели с медными многопроволочными токопроводящими жилами с резиновой изоляцией в резиновой оболочке предназначенные для электропитания передвижных потребителей и для нестационарного монтажа.
Кабель марки КГ – ГОСТ ТУ 16.К73.05-93 с медными многопроволочными жилами с резиновой изоляцией в резиновой оболочке.
КГ - предназначен для присоединения передвижных механизмов к электрическим сетям на номинальное переменное напряжение до 660 В частотой до 400 Гц или постоянное напряжение до 1000 В. При изгибах с радиусом не менее 8 диаметров кабеля при температуре окружающей среды от -40 до +50°С при воздействии солнечного излучения.
В данную группу входят кабели с алюминиевыми или медными токопроводящими жилами с пластмассовой изоляцией в пластмассовой оболочке с защитными покровами или без них предназначенные для неподвижного присоединения к электрическим приборам аппаратам и распределительным устройствам с номинальным переменным напряжением до 660В частотой до 100Гц или постоянным напряжением до 1000В при температуре окружающей среды от –50С до +50С. Кабели должны соответствовать требованиям ГОСТ 1508-78.
Кабель марки КВВГ - с медными жилами изоляция и оболочка ПВХ - пластикат.
Кабель марки КВВГ предназначен для прокладки в сухих и влажных производственных помещениях на специальных кабельных эстакадах в блоках в том числе в условиях воздействия агрессивных сред но при отсутствии существенных механических воздействий. При наличии механических воздействий но без значительных растягивающих усилий.
Провода установочные
В данную группу входят провода с алюминиевыми или медными жилами предназначенные для электрических установок в осветительных и силовых сетях а также для монтажа электрооборудования.
Провода (такие как АППВ ППВ) предназначены для электрических установок при стационарной прокладке в осветительных и силовых сетях а также для монтажа электрооборудования машин механизмов и станков на напряжение до 450 В (для сетей 450750 В) частотой до 400 Гц или постоянное напряжение до 1000 В.
Провода (такие как АПУНП ПУНП ПУГНП) предназначены для неподвижной прокладки в ремонтных целях в осветительных сетях напряжением до 250 В переменного тока частоты 50 Гц монтажа и присоединения приборов слабого тока бытового назначения к сети переменного тока до 250 В частоты 50 Гц.
Конструктивные особенности
Провод с алюминиевыми жилами с поливинилхлоридной изоляцией плоский с разделительным основанием
Провод с медними жилами с поливинилхлоридной изоляцией плоский с разделительным основанием
Провод плоский с двумя алюминиевыми жилами с пластмассовой изоляцией и оболочкой из поливинилхлоридного пластиката
Провод плоский с медными жилами с пластмассовой изоляцией и оболочкой из поливинилхлоридного пластиката
Провода силовые установочные АПВ ПВ1 ПВ3 применяются для электрических установок при стационарной прокладке в осветительных и силовых сетях а также для монтажа электрооборудования машин механизмов и станков на номинальное напряжение до 450 В (для сетей до 450750 В) частотой
до 400 Гц или постоянное напряжение до 1000 В.
Провод с алюминиевой жилой с поливинилхлоридной изоляцией
Провод с медной жилой с поливинилхлоридной изоляцией
Провод с медной жилой с поливинилхлоридной изоляцией повышенной гибкости
Провода марок АПВ ПВ1 ПВ3 АППВ выпускаются в соответствии с ГОСТ 6223-79. Провода марок АПУНП ПУНП выпускаются в соответствии с ТУ 16.К80-08-89 ТУ 16.К13-020-93 и по документации
Длительно допустимая температура токопроводящих жил проводов с пластмассовой изоляцией не должна превышать 70С.
Провода соединительные
В данную группу входят гибкие провода и шнуры с медными жилами с изоляцией из поливинилхлоридного пластиката предназначенные для присоединения электрических устройств и приборов быстрого и аналогичного назначения. Провода должны соответствовать ГОСТ 7399-97.
Марки элементы конструкции
Конструктивное выполнение
Преимущественные области применения
Шнур с параллельными жилами с поливинилхлоридной изоляцией с поливинилхлоридной оболочкой гибкий на напряжение до 380 В для систем 380380 В
Для присоединения приборов личной гигиены и микроклимата электропаяльников светильников кухонных электромеханических приборов радиоэлектронной аппаратуры стиральных машин холодильников и других подобных приборов эксплуатируемых в жилых и административных помещениях и для изготовления шнуров удлинительных
Провод со скрученными жилами с поливинилхлоридной изоляцией с поливинилхлоридной оболочкой гибкий на напряжение до 380 В для систем 380660 В
Для присоединения электроприборов и электроинструмента по уходу за жилищем и его ремонту стиральных машин холодильников средств малой механизации для садоводства и огородничества и других подобных машин и приборов и для изготовления шнуров удлинительных
Кабели силовые с пропитанной бумажной изоляцией на низкое напряжение
В данную группу входят кабели с алюминиевыми или медными токопроводящими жилами с бумажной изоляцией пропитанной вязким или не стекающим составом в алюминиевой или свинцовой оболочке с защитными покровами или без них предназначенные для передачи и распределения электроэнергии в стационарных установках в электрических сетях на напряжение до 10 кВ переменного тока частотой 50 Гц или в электрических сетях постоянного тока при температуре окружающей среды от -50 до +50 °С.
ААБл – кабель с алюминиевыми жилами алюминиевой оболочкой вязким пропиточным составом и защитным покровом. Элементы защитного покроя – броня подушка (в порядке наложения): битум или битумный состав ленты полиэтилентерефталатные крепированная бумага или кабельная пропитанная битум или битумный состав крепированная бумага или кабельная пропитанная битум или битумный состав.
АСБ - кабель с алюминиевыми жилами свинцовой оболочкой вязким пропиточным составом и защитным покровом. Элементы защитного покроя – броня подушка (в порядке наложения): битум или битумный состав крепированная бумага или кабельная пропитанная битум или битумный состав крепированная бумага или кабельная пропитанная битум или битумный состав.
КАБЕЛИ СИЛОВЫЕС ИЗОЛЯЦИЕЙ ИЗ СШИТОГО ПОЛИЭТИЛЕНА
НА НАПРЯЖЕНИЕ 10 20 35 кВ
Кабели предназначены для передачи и распределения электрической энергии в стационарных установках на номинальное переменное напряжение 10 20 и 35 кВ номинальной частотой 50 Гц для сетей с заземленной и изолированной нейтралью. Кабели по конструктивному исполнению техническим характеристикам и эксплуатационным свойствам соответствуют международному стандарту МЭК 60502-2 и гармонизированному документу HD 620 S1.
Климатическое исполнение У УХЛ категории размещения 1 и 2 по ГОСТ 15150-69 включая прокладку в земле и воде.
Кабели изготовляют одно- и трёхжильными. Трёхжильные - 3 одножильных кабеля скручены между собой без наложения общей оболочки.
Обозначение класса пожарной опасности
Кабель с изоляцией из сшитого* полиэтилена в оболочке из полиэтилена
Для прокладки в земле (в траншеях) если кабель защищен от механических повреждений
То же в усиленной оболочке
То же для прокладки по трассам сложной конфигурации
Кабель с изоляцией из сшитого полиэтилена в оболочке из поливинилхлоридного пластиката
Для одиночной прокладки в кабельных сооружениях и производственных помещениях
То же в оболочке из поливинилхлоридного пластиката пониженной пожароопасности
Для групповой прокладки кабельных линий в кабельных сооружениях и производственных помещениях
(для кабелей с индексом нг-LS (А)
(для кабелей с индексом нг-LS (В)
* Пероксидная сшивка
** Индекс LS в марках означает низкое дымо- и газовыделение (Low-Smoke)
Для кабелей марок ПвП АПвП ПвПу и АПвПу при наличии в конструкции герметизирующих элементов в обозначение марки кабеля добавляются индексы:
г" – водоблокирующие ленты для герметизации металлического экрана исключающие проникновение влаги в продольном направлении;
г" – алюмополимерная лента поверх герметизированного экрана дополнительная герметизация кабеля в поперечном направлении.
Для кабелей марок ПвВнг–LS и АПвВнг–LS в зависимости от предела распространения горения по классификации НПБ 248-97 к обозначению марки добавляются индексы:
А – предел распространения горения ПРГП 1;
В – предел распространения горения ПРГП 2.
Характеристики кабелей
Номи-нальное сечение жилы (сечение экрана) мм2
Масса 1 км кабеля кг
Сечение медного экрана должно быть не менее чем указано в таблице но возможно изготовление кабелей с увеличенным сечением экрана.
Строительная длина кабелей оговаривается при заказе.
Номи-нальное сечение жилы мм2
Токовые нагрузки для кабелей на напряжение 10кВ А
Токовые нагрузки для кабелей на напряжение 20 35 кВ А
Указания по монтажу и эксплуатации
Кабели марок ПвП АПвП ПвПу и АПвПу предназначены для эксплуатации при прокладке в земле независимо от степени коррозионной активности грунтов.
Допускается прокладка этих кабелей на воздухе в т. ч. в кабельных сооружениях при условии обеспечения дополнительных мер противопожарной защиты например нанесения огнезащитных покрытий.
Кабели указанных марок с индексами "г" и "2г" предназначены для прокладки в земле в воде (в несудоходных водоемах) при соблюдении мер исключающих механические повреждения кабеля.
Кабели марок ПвПу и АПвПу предназначены для прокладки на сложных участках кабельных трасс содержащих более 4 поворотов под углом свыше 30 градусов или прямолинейные участки с более чем 4 переходами в трубах длиной свыше 20 м или с более чем 2 трубными проходами длиной свыше 40 м.
Кабели марок ПвВ АПвВ ПвВнг-LS АПвВнг-LS могут быть проложены в сухих грунтах.
Кабель марки ПвВнг-LS(А) может быть использован для прокладки во взрывоопасных зонах классов В-I В-Iа; кабели марки АПвВнг-LS (А) во взрывоопасных зонах классов В-Iб В-Iг В-II В-IIа.
Кабели предназначены для прокладки на трассах без ограничения разности уровней.
Кабели могут быть проложены без предварительного подогрева при температуре не ниже минус 20o С - марок ПвП АПвП ПвПу АПвПу не ниже минус 15o С — марок ПвВ АПвВ ПвВнг-LS и АПвВнг-LS.
Длительно допустимая температура нагрева жилы кабеля–90о С. Предельно допустимая температура жилы кабеля при коротком замыкании – 250 оС предельно допустимая температура медного экрана кабеля при коротком замыкании – 350 оС предельная температуры нагрева жилы при коротком замыкании по условиям невозгораемости кабеля- 400 оС при протекании тока короткого замыкания в течение до 4 с.
Допустимый нагрев жилы кабеля в режиме перегрузки - не более 130 о С.
Продолжительность работы кабеля в режиме перегрузки должна быть не более 8 ч в сутки и не более 1000 ч за срок службы.
Соединение кабелей рекомендуется выполнять муфтами марок ПСтО-3-10 или ПСтО-10 оконцевание – муфтами марок ПКВтО-10 ПКНтО-10 по ТУ 3599-009-04001953-2000.
Срок службы кабеля не менее 30 лет гарантийный срок эксплуатации 5 лет.
Трубы гибкие гофрированные легкого типа из самозатухающего ПВХ-пластиката
(ТУ 3464-001-58409416-02)
Гофрированные трубы предназначены для скрытой и наружной проводки электрических телефонных компьютерных и телевизионных сетей постоянного или переменного напряжения не свыше 2000 В выполненных изолированными шнурами проводами иили кабелями. Длительный срок службы высокое качество и технологичность гофрированных труб из ПВХ привели к значительному росту их применения при монтаже электропроводки. Трубы снабжены стальной протяжкой для легкой прокладки и быстрой замены кабелей.
Технические характеристики:
Стандарт: ГОСТ- 50827-95 (МЭК 670-89)
Материал: самозатухающий ПВХ
Цвет: серый RAL 7035
Степень защиты: IP 55 по ГОСТ 14254 (мэк 529)
Условия монтажа: для открытой и скрытой проводки по стенам (в стенах) по потолкам (в потолках) из несгораемых материалов
Температура монтажа: от -5°С до +90°С
Сопротивление изоляции: не менее 100 Мом (500 В в течении 1 минуты)
Диэлектрическая прочность: не менее 2000 В (50 Гц в течении 15 минут)
Огнестойкость: не поддерживает горение (тест при +650°С)
ТРУБА ЛЕГКОГО ТИПА С ПРОТЯЖКОЙ
ТРУБА ЛЕГКОГО ТИПА БЕЗ ПРОТЯЖКИ
Автоматические выключатели для защиты от сверхтоков ВА 101
Автоматические выключатели предназначены для применения в электрических цепях переменного тока их защиты при перегрузках и токах короткого замыкания (КЗ). Также могут использоваться для нечастых оперативных включений и отключений указанных цепей.
Автоматические выключатели серии ВА 101 предназначены для защиты низковольтных электрических сетей от длительных
перегрузок и токов короткого замыкания. Могут использоваться для оперативного включения отключения. Соответствуют ГОСТ Р 50345-99 (МЭК 60898-95).
Данный тип автоматических выключателей допускает использование дополнительных блок-контактов.
Соединение автоматических выключателей между собой можно осуществить с помощью соединительной шины.
Конструкция и принцип действия
Выключатели выпускаются в одно- двух- трех- и четырехполосном исполнении.
ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ:
Установки срабатывания In A
Номинальное напряжение Un B
Номинальная частота сети fn Hz
Характеристика отключения
Коммутационная износостойкость циклов
Предельная коммутационная способность Imax A
Сечение подключаемого провода мм2
Общие указания и порядок установки
Монтаж должен производиться в защищенном от снега и дождя проветриваемом помещении при температуре не выше +40 не ниже -25°С.Установку выключателя должен производить только квалифицированный специалист.
Выключатель крепится на рейку DIN 35 х 75 мм (стандарт ЕН 50022)
Рабочее положение выключателей вертикальное обозначение "ВЫКЛ" вверх с отклонением до 5° в любую сторону от указанной плоскости.
Устройства защитного отключения УЗО 01
Устройства защитного отключения (УЗО) серии УЗО 01 предназначены для защиты от поражения электротоком и возникновения пожара из-за токов скользящего разряда при утечке на землю. Устройства применяются в низковольтных электрических сетях бытового и промышленного назначения. Соответствуют ГОСТ Р 50807-95 (МЭК 755-83).
УЗО-01 применяются в электрических цепях переменного тока номинальным напряжением 230(380)В и частотой 50(60)Гц. Предназначены для:
защиты людей от поражения электрическим током при случайном прикосновении к открытым проводящим частям электроустановки;
защиты электрооборудования (ЭО) при повреждении изоляции проводников и неисправностях ЭО;
предотвращения возгораний и пожаров возникающих вследствие протекания токов утечки и развивающихся из них коротких замыканий замыканий на корпус и замыканий на землю.
Приборы выполнены в корпусах из не поддерживающей горение пластмассы снабженных замками для установки на рейку DIN.
Устройства защитного отключения выпускаются в двух- и четырехполюсном исполнении.
Принцип действия устройства защитного отключения серии УЗО 01 основан на фиксации дифференциального тока (разница между прямым и обратным токами) возникающего при утечке на землю.
УЗО предназначено для работы в трехпроводной сети т.е. в сети где защитный проводник "земля" и рабочий "ноль" разделены.
Установка УЗО в двухпроводных сетях сводится к устройству заземления и подключению его в цепь перед устройством защитного отключения.
В период эксплуатации рекомендуется ежемесячно проверять работоспособность УЗО путем нажатия на кнопку "Тест". Отключение УЗО свидетельствует о том что устройство исправно.
Отключающий дифференциальный ток In мА
Коммутационная износостойкость циклов
Время отключения при нормальном токе утечки с
Механическая износостойкость циклов
ЩУРН-112 ЩУРН-312 ЩМП-03
Щиты выполнены из листовой стали толщиной от 05до09 мм(в зависимости от размера).
Монтажная панель выполнена из листовой оцинкованной стали поставляется неокрашенной(в целях пожаробезопасности).
Щиты покрываются порошковой эмалью препятствующей появлению царапин и сколов.
Цвет исполнения белый и серый(возможны другие цвета по желанию заказчика)
Рукава гибкие негерметичные типа РЗ
Диаметр условного прохода мм
Наименьший вн. диаметр d мм
Наиб. наруж. диаметр D мм
Наим. радиус при изгибе мм
А- материал жилы алюминий.
А- материал защитной оболочки алюминий.
Шв- материал оболочки ПВХ пластикат
ААШв 10 кв 3х70 о.ж.
ААШв 10 кв 3х95 о.ж.
ААШв 10 кв 3х120 о.ж.
ААШв 10 кв 3х150 о.ж.
ААШв 10 кв 3х185 о.ж.
ААШв 10 кв 3х240 о.ж.п.
А- кабель с алюминиевой жилой
П - полиэтиленовая изоляция
Г - отсутствие защитного покрова
Элементы конструкции:
-алюминиевая токопроводящая жила однопроволочная или многопроволочная;
-изоляция из вулканизированного полиэтилена с цветовой маркировкой жил;
-поясная изоляция из ПВХ пластиката или обмотки из пластмассовых лент с перекрытием;
-скрутка - изолированные жилы кабелей скручены в сердечник вокруг жгута из ПВХ пластиката или невулканизированной резины.
-наружная оболочка из ПВХ пластиката.
Силовой кабель с алюминиевыми жилами с изоляцией из вулканизированного полиэтилена на напряжение 1 кВ7
Кабель силовой АПВВГ применяется для передачи электрической энергии в стационарных установках на напряжение 1 кВ и предназначен для эксплуатации при температуре окружающей среды от минус 50° С до 50° С.
Испытательное переменное напряжение 35 кВ.
Длительно допустимая температура нагрева жил 90°С.
Максимально допустимая температура при токах короткого замыкания 250°С.
Предназначены в сухих грунтах в помещениях каналах и туннелях. Допускается прокладка на трассах без ограничения разности уровне.
Сокращенное условное обозначение А37ХХХ. Расшифровка в порядке написания: А — автоматический выключатель;
— номер разработки; X — модификация и величина выключателя: 1 — первая 2 — вторая 3 — третья 4 — четвертая 9—модифицированные 3 и 4 величины; X — исполнение по виду защиты и числу полюсов 1 или 2 —с электромагнитными расцепителями 3 или 4 — с электромагнитными и полупроводниковыми расцепителями (для селективных выключателей — только с полупроводниковыми) 5 или 6 — с электромагнитными и тепловыми расцепителями 7 или 8— без максимальных расцепителей нечетные цифры — двухполюсные четные— трехполюсные; X — дополнительная характеристика исполнения; Б — токоограничивающие или выполненные на их базе С — селективные или выполненные на их базе Ф — нетокоограничивающие неселективные в фенопластовом корпусе Н — неселективные нетокоограничивающие модернизированные. Двухполюсные выключатели переменного тока имеют такие же характеристики как трехполюсные.
Выключатели с полупроводниковым расцепителем (табл. 1). Номинальный ток этих расцепителей соответствует наибольшему откалиброванному по шкале значению номинального рабочего тока и.Раб. Характеристика защиты ограниченно зависимая а для выключателей А3790С — трехступенчатая (рис. 2). Полупроводниковое реле (расцепитель серии РП) допускает плавную регулировку номинального рабочего тока расцепителя п.раб (точка А на рисунке соответствует току срабатывания перегрузки при принятом значении и.рае); тока срабатывания отсечки со (точки Б В Г Д Е); времени срабатывания защиты от перегрузки tc.п при токе 6и.раб (точки Ж И К)] времени срабатывания отсечки tc.0 (точки JI М Н) для селективных выключателей. Пунктирными линиями обозначена характеристика неселективных выключателей в зоне токов к. з. Выключатели могут поставляться без защиты в зоне перегрузки.
Для выключателей переменного тока (с полупроводниковым расцепителем) допускается увеличение времени срабатывания отсечки если до возникновения к. з. ток в главной цепи был менее 07 .раб.Для неселективного токоограничивающего выключателя увеличение времени возможно в зоне значений токов к. з. от с.о полупроводникового расцепителя до уставки срабатывания электромагнитного расцепителя. При этом время отключения определяется кривыми 1 2 3 (рис. 2) соответствующими протеканию тока к. з. по одному двум или трем полюсам выключателя. Для определения времени срабатывания селективного выключателя нужно время определенное по кривым 1 2 3 сравнить со значением tc.o по шкале и принять большее из них.

Документ Microsoft Office Word (2).docx

Бытовой компенсатор мощности "БКМ
Принцип действия характеристики
Почему компенсатор БКМ лучше других имеющихся в продаже
Что такое реактивная мощность?
Бытовой компенсатор мощности БКМ:
Экономит электроэнергию до 50%;
Улучшает качество электроэнергии (уменьшает уровень гармоник);
Улучшают общий коэффициент мощности сети (cos(ф));
Для подключенного прибора выполняет роль фильтра сглаживает броски напряжения;
Уменьшает нагрев электропроводки и тем самым потери энергии в ней.
Принцип действия характеристики.
Принцип действия основан на эффекте компенсации реактивной мощности которая возникает при работе электродвигателей и других потребителей имеющих индуктивность. В процессе работы устройство преобразовывает реактивную энергию в активную.
Бытовой компенсатор реактивной мощности отслеживает наличие реактивной мощности в сети и при её наличии подключает к сети встроенный компенсирующее устройство. Если же в сеть включены электроприборы не создающие реактивную мощность (например утюг) то компенсирующее устройство не подключается так как компенсация невозможна и в подключении компенсирующего устройства нет необходимости.
Рисунок 1. Структурная схема бытового компенсатора реактивной мощности БКМ
Эффективность компенсации реактивной мощности в большой степени зависит от согласования компенсирующего устройства с потребителем. Поэтому наши бытовые компенсаторы в зависимости от мощности разделяются на на несколько моделей (См. таблицы ниже).
Таблица 1. Совместимость бытовых компенсаторов реактивной мощности БКМ
Оптимальная мощность потребителя
Рекомендуемые подключаемыеустройства (потребители)
Бытовые холодильники бытовые морозильные камерыручной электроинструмент лампы дневного света с обычным стартером другие приборы с электродвигателем до 05КВт.
Холодильники для магазинов холодильники - витрины бытовые кондиционеры с холодопроизводительностью 7 12 (2 5КВт по теплоотдаче) насосы станки небольшой мощности (до 15КВт) лампы ДРЛустройства с электродвигателем.
Холодильники и кондиционеры насосы устройства с электродвигателемсоответствующей мощности.
Таблица 2. Ожидаемая эффективность от применения устройства БКМ
Экономия электроэнергии %
Лампа дневного света
Для ламп с обычным не электронным запуском
Некоторая современнаяхолодильная техника с классом энергопотребления "А" уже имеет встроенную функцию
компенсации реактивной мощности.
Только старые стиральные машины.
В зависимости от загруженности
Нагревательные приборы лампы накаливания
P.S. Старые электросчетчики индукционного типа при наличии в сети реактивной мощности завышают свои показания. Поэтому компенсируя реактивную мощность с таким счетчиками - Вы экономите вдвойне!
Почему компенсатор БКМ лучше других имеющихся в продаже?
В отличие от других устройств компенсатор БКМ умеет отслеживать реактивную энергию и подключать встроенное компенсирующее устройстов только тогда когда в этом есть необходимость. Предлагаемые на рынке этого не умеют делать и при отсутствии соответствующих потребителей - сами превращаются в потребителя и накручивают Ваш счетчик. Такие устройства как правило подключаются только в розетку а не напрямую к потребителю
То как компенсатор БКМ отслеживает реактивную мощность легко проверить включив например утюг а затем - холодильник. При подключении холодильника - засветится индикатор "Компенсация" если же подключить утюг или камин то индикатор "компенсация" не засветится так как компенсировать нечего.
Некоторые производители заявляют что их маленькое устройство эффективно работает с мощностями от нуля до десятков Киловатт!
Это невозможно по нескольким причинам:
а) Для того что бы компенсирующее устройство имело максимальную эффективность его рассчитывают на узкий диапазон мощностей что мы и сделали создав несколько моделей компенсаторов на разную мощность;
б) Устройство компенсирующее реактивную мощность в десяток киловатт не может иметь размер с пару пачек из-под сигарет так как в этот габарит никак влезут элементы отвечающие за компенсацию такой мощности. Для компенсации мощности в 10КВт и при применении современных технологий потребуется коробочка размером минимум 30х20х15 см для того что бы вместить компенсирующие элементы.
Мы с уверенностью можем сказать что это не возможно потому что для каких-либо интеллектуальных действий со стороны устройства необходимо иметь данные о сдвиге фаз между током и напряжением. Ирония состоит в том что даные о напряжение это устройство получит из розетки а данные о токе не сможет получать по причине невозможности измерять ток через розетку. (Для незнающих - ток измеряется в разрыве цепи т.е. провода).
Хотите увидеть палец преподавателя электротехники у виска? Тогда скажите ему то что пишут производители подобных устройств: "устройство при его подключении к сети обладает наименьшим сопротивлением в электрической системе. Следовательно вся энергия воспринимается устройством со стороны нагрузки".Это как понимать? Устройство берет на себя всю электроэнергию?
Установка этого устройства законна?
Это полностью законно устройство не обманывает электросчетчик. Бытовой компенсатор реактивной мощности не вносит каких-либо изменений в электрическую сеть а в розетку вы можете включать любые электроприборы. Поэтому никаких согласований с электросетями не требуются.
Что произойдет если я подключу потребителя на мощность больше чем расчитан компенсатор?
С потребителем ничего плохого не произойдет он будет работать но эффект экономии может быть меньше заявленного.
Я слышал что настроив электросистему в резонанс можно добиться очень большой экономии электроэнергии - десятки раз. Вы планируете призводить подобного рода устройства?
Это мы уже делаем Наш компенсатор можно считать ёмкостью а потребителя - индуктивностью. И как Вы знаете из уроков физики вместе они они образуют колебательный контур. При правильной настройке этого контура мы можем попасть в резонанс с сетью. Потребление энергии в таком режиме будет минимальным а cos φ = 1. Однако потребление электроэнергии будет зависеть от добротности контура а добротность в основном от свойств электродвигателя (или другого потребителя) нагрузки на валу электродвигателя и т.д. Именно поэтому мы производим компенсаторы реактивной мощности на узкий диапазон мощностей (см. таблицу 1).
Схлухи и рассказы в интернете об экономии "в десятки раз" преувеличены. Плохая добротность колебательного контура в состав которого входят электроприборы не позволяет этого добиться.
Как убедиться что это работает?
а) По электросчетчику
б) При помощи электроизмерительных клещей. Измерьте потребляемый ток до компенсатора и после;
в) Помните когда экономия возможна тогда на компенсаторе светится индикатор "Компенсация" при работающем потребителе.
Реактивная мощность — величина характеризующая нагрузки создаваемые в электротехнических устройствах колебаниями энергии электромагнитного поля в цепи синусоидального переменного тока равна произведению действующих значений напряжения U и тока I умноженному на синус угла сдвига фаз φ между ними: Q = U*I *sin φ (если ток отстаёт от напряжения сдвиг фаз считается положительным если опережает — отрицательным).
Или другими словами:
Потребители электроэнергии в которых создается магнитное поле (моторы дроссели трансформаторы индукционные нагреватели сварочные генераторы) вызывают отставание тока от напряжения (сдвиг фаз) обусловленный наличием индуктивности. Запаздывание приводит к тому что ток через индуктивную нагрузку сохраняет знак некоторое время после того как знак напряжения уже изменился на отрицательный. В течение этого времени ток и напряжения приводит к образованию отрицательной энергии которая возвращается обратно в сеть. При восстановлении одинакового знака тока и напряжения такое же количество энергии расходуется на создание магнитного поля в индуктивной нагрузке. Эти колебания энергии электромагнитного поля в цепях переменного тока и называются реактивной мощностью.
Рисунок 2. Пояснение реактивной мощности сдвиг фаз.
Таблица 3. Ожидаемый экономический эффект при компенсации реактивной мощности.
Снижение величины тока и полной мощности %
Снижение величины тепловых потерь %

Документ Microsoft Office Word (3).docx

КОМПЕНСАТОРЫ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ И МОЩНОСТИ ИСКАЖЕНИЯВ СИСТЕМАХ ГАРАНТИРОВАННОГО ЭЛЕКТРОПИТАНИЯ ПРОМЫШЛЕННОГО НАЗНАЧЕНИЯ
Просмотр информации по выбору из списка
Журнал "Силовая электроника" № 3.2008
Валерий Климов к. т. н.
Валерий Смирнов к. т. н.
В работе рассмотрены вопросы компенсации реактивной мощности и мощности искажения в системах гарантированного электропитания. Систематизированы основные понятия энергетических показателей в нелинейных электрических цепях. Описаны структуры ступенчатых компенсаторов реактивной мощности КРМ и активных фильтров гармоник АФГ. Рассмотрены резонансные явления на частотах высших гармоник в системах гарантированного электропитания.
Основные энергетические показатели в электрических цепях
Энергетические показатели систем гарантированного электропитания характеризуют эффективность использования и потребления электрической энергии.
Полная мощность (S) характеризует величину загруженности сети оборудованием равна произведению действующих значений напряжения и тока:
и определяется тремя составляющими мощности:
где P — активная мощность (Вт) Q — реактивная мощность (ВАр) Т — мощность искажения (ВА). Для линейных нагрузок имеем Т = 0.
Реактивная мощность (Q) в общем случае представляет собой разность индуктивной и емкостной реактивных мощностей:
Коэффициент мощности (Кр) характеризует эффективность потребления энергии и представляет отношение активной мощности к полной:
где 1 — фазовый сдвиг между первыми гармоникаминапряжения и тока Кни коэффициент нелинейности:
где I1 — действующее значение первой (основной) гармоники тока I — действующее значение несинусоидального периодического тока:
In — действующее значение n-ой гармоники тока n — порядок высшей гармоники тока
Коэффициент искажения синусоидальности характеризует степень отклонения формы периодической кривой тока от синусоидальной. По определению ГОСТ 13109-97 имеем:
Без учета гармонических составляющих значения которых менее 01% допускается расчет коэффициента искажения по следующему выражению:
Коэффициент нелинейности влияющий на значение коэффициента мощности может быть представлен через коэффициенты искажения синусоидальности:
Коэффициент полезного действия характеризует эффективность использования оборудованияи представляет отношение выходной активной мощности к входной:
Энергетический коэффициент — обобщенный показатель эффективности оборудования:
Компенсация реактивной мощности
Как следует из выражения (11) один из факторов повышения эффективности оборудования — это увеличение коэффициента мощности. Последний как следует из (4) зависит от фазового сдвига (1) между первыми гармониками напряжения и тока. Электрические потребители индуктивного характера (например индукционные электродвигатели) потребляют из сети не только активную но и индуктивную реактивную мощность величина которой пропорциональна sin1. Появление этой составляющей мощности приводит к увеличению действующего значения тока потребляемого из сети и как следствие — к увеличению потерь в кабелях трансформаторах и других распределительных устройствах систем гарантированного питания. Кроме того увеличиваются общие расходы на электроэнергию. Поэтому необходимо предусматривать меры по снижению реактивной мощности потребляемой из сети. Этого можно достигнуть на основании (3) с помощью подключения определенной емкостной нагрузки — конденсаторов которые снижают суммарную реактивную мощность потребляемую из сети. Устройства обеспечивающие компенсацию реактивной мощности и следовательно повышающие коэффициент мощности оборудования получили название компенсаторов реактивной мощности (КРМ).
Рис. 1. Принципиальная схема ступенчатого КРМ
Ступенчатые КРМ переключают секции конденсаторных батарей обеспечивая оптимальную компенсацию реактивной мощности. В зависимости от используемых коммутаторов КРМ делятся на релейные (контакторные) и тиристорные.
На рис. 1 представлена схема трехфазного контакторного КРМ с 4 секциями при соединении конденсаторов в «треугольник». Возможна реализация трехфазных КРМ путем соединения конденсаторов фаз в «звезду» однако это приводит к необходимости использования конденсаторов большей емкости. Количество секций может достигать 12 и более они подключаются вручную или автоматически. При работе в режиме автоматического регулирования подключение и отключение конденсаторных ступеней производится автоматически что обеспечивает наиболее высокий коэффициент мощности.
При работе в режиме ручного регулирования подключение и отключение ступеней производит оператор что позволяет установить необходимый коэффициент мощности. Установка КРМ состоит из следующих частей:
конденсаторные батареи соединенные по схеме «треугольник» с разрядными резисторами (С);
контакторы с дополнительной контактной группой обеспечивающей предварительный заряд конденсаторов (КМ);
предохранители (FU);
автоматический выключатель (QF);
регулятор коэффициента мощности (контроллера).
Коммутация трехфазных конденсаторов производится быстродействующими контакторами с малым дребезгом контактов. Дополнительная группа контактов таких контакторов замыкается раньше основной группы что ограничивает и демпфирует броски пускового тока за счет подключения зарядных резисторов.
В зависимости от вида исполнения в КРМ могут использоваться конденсаторы наполненные инертным газом или пожаробезопасной смолой. Разрядные резисторы обеспечивают разряд конденсатора до напряжения менее 75 В за время не более 60–90 с.
Некоторые особенности расчета параметров и выбора элементов КРМ
Номинальная мощность КРМ — это реактивная мощность (кВАр) которую рассчитывают исходя из оценки требуемой емкости рабочей частоты и номинального напряжения.
Номинальное напряжение конденсатора рассчитывается по выражению:
UН — номинальное напряжение сети;
р—коэффициент расстройки последовательногоконтура L-C
где L — индуктивность дополнительного фазного дросселя и индуктивность рассеяния силового трансформатора ТП.
Максимальное значение действующего тока конденсатора выбирается из соотношения:
где Imax — действующее значение тока конденсатора при номинальном напряжении на основной частоте без учета высших гармоник и переходных процессов при переключениях конденсаторных батарей.
Номинальная емкость трехфазных конденсаторов (при соединении в «треугольник») определяется по выражению:
Номиналы разрядных сопротивлений выбираются из условия обеспечения разряда емкостей до напряжения 50–75 В за время не более 1–3 мин [8 9]. Возможно использование разрядных дросселей обеспечивающих снижение потерь в разрядных цепях по сравнению с резисторами.
Время переключения отдельных ступеней контакторных КРМ составляет от 20 до 90 с.
Установленные задержки на подключение и отключение конденсаторов (Р-01 Р-02) определяют время через которое произойдет подключение или отключение очередной ступени конденсатора если необходимость этого не отпадет за это время. Предельное напряжение отключения конденсатора (Р-05) соответствует значению при котором схема защиты произведет аварийное отключение конденсаторов для защиты их от пробоя повышенным напряжением. Порог чувствительности реактивной мощности (Р-06) соответствует значению кВАр ниже которого регулятор не произведет подключение конденсаторов. Коэффициент компенсации реактивной мощности (Р-07) представляет отношение суммарной реактивной мощности конденсаторов к реактивной мощности нагрузки. Программа включениявыключения (Р-09) определяет алгоритм коммутации конденсаторных ступеней. В регуляторе РКМ-15 есть 5 программ соответствующих следующим алгоритмам коммутации:
программа подключения конденсаторных ступеней равной мощности по принципу «первым включен — первым выключен»: 1:1:1:1:1 ;
коммутация конденсаторных ступеней в следующем соотношении мощностей:
программа оптимизации включениявыключения когда контроллер рассчитывает какое количество конденсаторов необходимо подключить или отключить для компенсации измеренной реактивной мощности и производит коммутацию требуемого количества ступеней конденсаторов в зависимости от их реактивной мощности. Такая программа обеспечивает оптимальную систему для достижения быстрой компенсации с небольшим числом включений.
Тиристорные КРМ применяются при необходимости коммутации конденсаторных батарей за короткий промежуток времени что требуется в системах с резко переменной индуктивной нагрузкой. В отличие от контакторных КРМ они обладают высоким быстродействием (20 мс) так как нет необходимости в задержке срабатывания на время разряда конденсатора. Включение тиристоров происходит в момент когда напряжение сети и конденсатора равны. Конденсаторы подключаются без значительных пусковых токов что продлевает их срок службы. Для защиты тиристоров от перегрузок используются быстродействующие предохранители.
Компенсация мощности искажения
Гармоники тока создаваемые нелинейными нагрузками могут представлять собой серьезные проблемы для систем электропитания. Гармонические составляющие представляют собой токи с частотами кратными основной частоте источника питания и вызывают появление мощности искажения. Высшие гармоники тока накладываемые на основную гармонику приводят к искажению формы тока. В свою очередь искажение тока влияет на форму напряжения в системе электропитания вызывая недопустимые воздействия на нагрузки системы. Увеличение общего действующего значения тока при наличии высших гармоник в системе приводит к перегреву всего оборудования распределенной сети электропитания снижению коэффициента мощности снижению электрического и механического КПД нагрузок ухудшению характеристик защитных автоматов и завышению требуемой мощности автономных электроэнергетических установок.
Высшие гармоники в составе входного тока источников бесперебойного питания (ИБП)
Высшие гармоники тока создаваемые ИБП как объектом с нелинейной входной характеристикой могут приводить к серьезным проблемам электромагнитной совместимости (ЭМС) для систем гарантированного электропитания. Природа возникновения и последствия воздействия высших гармонических составляющих с частотами кратными основной частоте сети описаны в работах [1 2]. Отметим что искажение синусоидальности тока влияет так же на форму напряжения питания других потребителей подключенных к тому же фидеру. Характерно что наиболее существенными по величине высокочастотными гармониками во входном токе трехфазного ИБП с 6-полупериодным выпрямителем являются 5-я и 7-я гармоники (250 и 350 Гц) а в системах с 12-полупериодным выпрямителем 11-я и 13-я гармоники (550 и 650 Гц). Таким образом ИБП как объект системы гарантированного питания представляет собой генератор высших гармоник в другие объекты системы (сеть или генератор ДГУ). В зависимости от места подключения в распределительной сети и процентного соотношения с линейными нагрузками подключенными к той же сети ИБП может искажать форму напряжения сети и оказывать влияние на других потребителей. Предельно допустимые значения гармонических составляющих напряжения в точке общего подключения к электрическим сетям с номинальным напряжением 380 В по требованиям [7] не должны превышать 9% для 5-ой и 525% для 11-ой гармоники. Предельно допустимое значение коэффициента искажения синусоидальности напряжения сети 380 В не должно превышать 12%. При этом происходит увеличение действующего значения тока потребляемого из сети приводящее к повышенной загрузке оборудования распределительной сети электропитания.
Среди основных способов подавления высших гармоник в системах гарантированного электропитания следует отметить:
применение пассивного фильтра 5-ой гармоники в трехфазных ИБП с 6-полупериодным выпрямителем;
применение активных фильтров гармоникв трехфазных системах.
Применение пассивных фильтров
Применение последовательно включенных входных фазных дросселей в ряде случаев не позволяет уменьшить гармонические искажения тока до желаемых пределов. В этом случае целесообразно применение пассивных LC-фильтров настроенных на определенный порядок гармоник. Подключение фильтра на входе 6 полупериодного выпрямителя при 100%-ной нагрузке обеспечивает снижение коэффициента искажения тока до величины 8–10%. Значения этого коэффициента в системе без фильтра может достигать 30% и более. На рис. 2г приведена реализация трехфазного LC-фильтра применяемого в 3-фазных ИБП.
Рис. 2. Пассивные фильтры:
a) некомпенсированный LC!фильтр;
б) компенсированный LC!фильтр;
в) некомпенсированный LC!фильт с коммутатором;
г) 3!фазный вариант LC!фильтра
Различают следующие разновидности пассивных фильтров [2]:
некомпенсированный LC-фильтр;
компенсированный LC-фильтр;
некомпенсированный LC-фильтр с коммутатором. Некомпенсированный фильтр содержит продольную индуктивность Др1 и поперечную цепь состоящую из последовательно включенных индуктивности Др2 и емкости С настроенных на определенную гармонику (рис. 2а). Если фильтр настроен на 5-ю гармонику то сопротивление поперечной цепи близко к нулю и ток потребляемый от источника не будет содержать эту гармонику. Недостатком такого фильтра является следующее: при использовании в качестве первичного источника питания дизель-генераторной установки (ДГУ) с ограниченной установочной мощностью этот фильтр может обеспечить относительно высокое значение емкостной составляющей тока нагрузки (10–30%).
При включении ИБП на ДГУ когда осуществляется «мягкий» старт выпрямителя активная мощность потребляемая нагрузкой равна нулю и генератор ДГУ оказывается нагруженным только на емкостное сопротивление фильтра. Значительная емкостная составляющая потребляемого от генератора тока может привести к нарушению нормальной работы генераторной системы и отключению ДГУ. Следовательно возможность использования некомпенсированных LC-фильтров должна быть проанализирована с точки зрения согласования характеристик генератора и параметров фильтра. Компенсированный фильтр содержит дополнительную поперечную индуктивность Др3 способствующую тому что фильтр по от-
ношению к генератору имеет индуктивный характер (рис. 2б). Это снижает емкостную составляющую потребляемого тока и облегчает работу генератора в пусковом и установившемся режимах. Однако наличие Др3 приводит к снижению коэффициента мощности системы в целом. Некомпенсированный фильтр с коммутатором удобен при использовании в системе ДГУ ограниченной мощности соизмеримой с мощностью ИБП. Поперечная цепь фильтра подключается автоматически только после выхода ИБП на номинальный режим (рис. 2в). Таким образом не требуется применение ДГУ завышенной мощности и не снижается коэффициент мощности системы.
Применение активных фильтров гармоник
Активный фильтр гармоник АФГ (Active Harmonic Filter) [2] подключается параллельно нелинейной нагрузке (рис. 3).
Рис. 3. Схема включения активного
кондиционера гармоник
В ряде источников можно встретить также название «активный кондиционер гармоник АКГ». Принцип действия АФГ основан на анализе гармоник тока нелинейной нагрузки и генерировании в распределительную сеть таких же гармоник тока но с противоположной фазой. Как результат этого высшие гармонические составляющие тока нейтрализуются в точке подключения АФГ. Это означает что они не распространяются от нелинейной нагрузки в сеть и не искажают напряжения первичного источника энергии. Ток нелинейной нагрузки содержит основную (i1) и высшие (in) гармоники:
АФГ содержит противофазные току нагрузки высшие гармоники:
В результате ток потребляемый от источника практически синусоидален так как содержит только основную (первую) гармонику:
Таким образом источник обеспечивает только основную гармонику тока нагрузки а АФГ покрывает практически весь спектр высших гармоник от 2-ой до 25-ой. АФГ может быть установлен в любой точке распределительной сети и способен компенсировать высшие гармоники от одной или нескольких нелинейных нагрузок. Модели АФГ выпускаемые MGE UPS SYSTEM под названием SineWave могут обеспечить компенсацию действующих значений высших гармоник от 20 до 120 А [2]. На рис. 4 изображены кривые токов в системе с АФГ при работе на нелинейную нагрузку типа ИБП с трехфазным мостовым выпрямителем.
Рис. 4. Кривые токов в системе с АФГ:
a) ток нагрузки; б) ток АКГ; в) ток источника
Связь между действующими значениями токов нагрузки и источника устанавливается следующим выражением:
В первом приближении можно считать что действующие значение тока АФГ необходимое для компенсации высших гармоник генерируемых нелинейной нагрузкой в распределительную систему определяется следующим соотношением:
Повышенное значение тока получаемое из выражения (19) объясняется тем что АФГ практически обеспечивает компенсацию гармоник не выше 25-ой и может быть настроен на компенсацию гармоник ниже указанного порядка тогда как в составе тока нагрузки могут присутствовать гармоники более высокого порядка. Структурная схема АФГ приведена на рис. 5.
Рис. 5. Структурная схема АФГ (условно изображена силовая цепь одной фазы)
В состав АФГ входят следующие узлы: IGBT-преобразователь устройство управления и контроля блок защиты и «мягкого» пуска и токовые датчики. Преобразователь АФГ содержит трехфазный преобразователь на IGBT-транзисторах коммутируемых с тактовой частотой 16 кГц два конденсатора С1 С2 и линейные дроссели в каждой фазе (Др1). Устройство управления и контроля состоит из блока анализа гармоник тока блока установки номеров омпенсируемых гармоник блока управления преобразователем и мониторинга.
На анализатор гармоник поступают сигналы с быстродействующих датчиков тока нагрузки (ДТ1) и тока АФГ (ДТ2). Блок защиты и «мягкого» пуска содержит быстродействующие предохранители и с помощью контактора и балластного сопротивления обеспечивает плавный заряд конденсаторов С1 С2 в период включения АФГ. Применение АФГ обеспечивает значительное снижение коэффициента амплитуды тока в распределительной сети по сравнению с существующими коэффициентами тока нелинейных нагрузок. Это в свою очередь способствует увеличению коэффициента мощности системы и уменьшению потерь на участках распределительной сети.
Резонансные явления на частотах высших гармоник
При наличии высших гармоник в электрических цепях с сосредоточенными и распределенными параметрами каковыми можно представить оборудование распределительных сетей системы электропитания возникает опасность появления резонансных явлений. При возникновении резонансного или близкого к нему режима на какой-либо высшей гармонике тока или напряжения эта составляющая оказывается больше чем амплитудное значение первой гармоники на том же участке цепи. Это отрицательным образом может сказаться на работоспособности отдельных устройств системы. Так одним из факторов влияющих на качество напряжения питания является возможный резонанс токов на участке «силовой трансформатор ТП — компенсатор реактивной мощности (КРМ)» подключенный к шинам низкого напряжения силового трансформатора. Значение гармоники на которой может возникнуть резонанс токов можно определить из соотношения: n = √Sтр (uкзQКРМ)
где Sтр — номинальная мощность трансформатора кВА;
QКРМ — реактивная мощность включенных ступеней КРМ кВАр;
uкз — относительное значение напряжения короткого замыкания трансформатора.
При питании электроустановок от ТП с трансформатором мощностью 1000 кВА и КРМ каждая секция которой составляет 60 кВАр резонанс токов может наступить при работе двух секций КРМ на частоте 550 Гц соответствующей 11-ой гармоники промышленной частоты. Именно эта гармоника присутствует в составе входного тока трехфазного ИБП с 12-полупериодным выпрямителем. При включенных секциях КРМ амплитуда 11-ой гармоники увеличивается более чем в 25 раза [4]. Коэффициент 11-ой гармоники напряжения питания при этом будет превышать 55% в то время как по требованиям стандарта [7] предельно допустимое значение этого показателя качества не должно превышать 525%.
При пониженных мощностях силового трансформатора ТП например 100 кВА и одной включенной секции КРМ резонанс токов может возникнуть на 5-ой гармонике характерной составляющей во входном токе трехфазных ИБП с 6-полупериодным выпрямителем [5].
Для снижения риска возникновения резонансных явлений в КРМ устанавливаются антирезонансные дроссели последовательно с конденсаторными батареями [6]. Антирезонансные дроссели обладают большим сопротивлением на частоте высших гармоник тока и индуктивный характер сопротивления КРМ на частоте высшей гармоники обуславливает то что резонансный контур в цепи КРМ —индуктивное сопротивление силового трансформатора не образуется. Рассогласованные конденсаторные секции КРМ предотвращают увеличение гармонических составляющих тока и напряжения исключая резонансные явления. Резонансная частота последовательного контура образованного антирезонансным дросселем и конденсаторной батареей лежит ниже частоты 5-ой гармоники. Методика выбора параметров антирезонансного дросселя достаточно полно отражена в [8].
Таким образом режим работы КРМ и выбор типа ИБП связаны с вопросами ЭМС в системах гарантированного питания и требуют детального изучения еще на стадии проектирования системы.

Готовый спецвопрос.docx

2 ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ –ДЛЯ ЧЕГО НЕОБХОДИМА КОМПЕНСАЦИЯ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ.
В электрических цепях при чисто активной нагрузке протекающий ток не опережает и не запаздывает от напряжения. При индуктивной нагрузке ток отстает от напряжения при емкостной - опережает напряжение. При работе электродвигателей компрессоров электромагнитов и др. что наиболее типично для большинства потребителей нагрузка имеет индуктивный характер и в общей потребляемой мощности присутствует реактивная мощность. В этом случае снижается коэффициент мощности и для его повышения необходимо подключать емкостную нагрузку которая компенсирует индуктивную составляющую. Результирующая нагрузка приближается к чисто активной и коэффициент мощности приобретает максимальное значение. Для компенсации реактивной мощности применяются конденсаторные установки в автоматическом режиме повышающие коэффициент мощности и тем самым снижающие общие потери потребителя. В частности при повышении косинус фи с 0.5 до 0.9 реактивная мощность снижается на 44%.Необходимость энергосбережения становится все более актуальной. Это обусловлено все большим дефицитом и увеличением стоимости энергоресурсов ростом объемов производства и инфраструктуры городов. Большинство потребителей электроэнергии наряду с активной мощностью потребляют и реактивную мощность которая расходуется на создание электромагнитных полей и является бесполезной. Наличие в электросети реактивной мощности снижает качество электроэнергии приводит к увеличению платы за электроэнергию дополнительным потерям и перегреву проводов перегрузке подстанций необходимости завышения мощности силовых трансформаторов и сечения кабелей просадкам напряжения в электросети. Применение конденсаторных установок позволяет снизить объем потребляемой реактивной мощности и добиться экономического эффекта в вопросах энергосбережения.
Существует несколько способов снижения реактивной мощности однако применение для этих целей именно конденсаторных установок представляется наиболее предпочтительным. Конденсаторные установки имеют малые потери просты в наладке и эксплуатации их можно подключить в любой точке электросети. С их помощью можно компенсировать практически любой объем реактивной мощности. Срок окупаемости конденсаторных установок составляет менее года а в ряде случаев не превышает нескольких месяцев.
В будущем следует ожидать дальнейшее повышения тарифов напотреблённую реактивную электроэнергию. Внедрение конденсаторных установок поможет избежать просадки напряжения на линиях электропитания удаленных потребителей позволит уменьшить размер оплаты за электроэнергию
обеспечить подачу электроэнергии по кабелю с меньшим сечением увеличить срок эксплуатации электрооборудования вследствие его меньшего нагрева.Каким потребителям необходима компенсация реактивной мощности:Компенсация реактивной мощности особенно необходима для потребителей имеющих низкий коэффициент мощности. В частности это касается потребителей с большим числом эксплуатируемых асинхронных двигателей (косинус фи ~ 0.7) особенно в режиме их недозагрузки (косинус фи ~ 0.5) подъемно-транспортных механизмов (косинус фи ~ 0.5).
По месту подключения различают следующие схемы компенсации реактивной мощности:
общая - на вводе предприятия;
групповая - на линии электроснабжения группы однотипных потребителей;
индивидуальная - конденсаторная установка устанавливается в непосредственной близости к потребителю с низким косинус фи.
Индивидуальная схема компенсации наиболее предпочтительна. Она позволяет компенсировать реактивную мощность непосредственно в месте ее возникновения не вызывая перетока реактивной энергии в линиях электропередач и в случае неизменности коэффициента мощности потребителя полностью компенсировать реактивную мощность с помощью конденсаторной батареи постоянной емкости.
Однако индивидуальная схема компенсации не всегда применима. Как правило на предприятии эксплуатируется много электроустановок с низким коэффициентом мощности и обеспечить их все индивидуальными конденсаторными батареями не представляется возможным. Также случаи неизменности коэффициента мощности в жизни встречаются редко чаще всего уровень реактивной мощности зависит от режима эксплуатации электроустановки и меняется в течение суток.Поэтому применяется смешанная схема компенсации когда реактивная мощность наиболее крупных потребителей частично компенсируется с помощью индивидуальных конденсаторных батарей постоянной емкости а переменный остаток их реактивной мощности а также реактивная мощность менее крупных потребителей компенсируется с помощью автоматической конденсаторной установки подключенной на вводе предприятия.
1 Компенсация реактивной мощности как средство сокращения затрат
В последние годы наблюдается значительный рост производства и развитие инфраструктуры городов. В связи с этим увеличивается число и мощности электроприемников использующихся на производствах в основных технологических и вспомогательных циклах а объекты инфраструктуры применяют все большее количество осветительных аппаратов для рабочего освещения рекламы и дизайна. Соответственно увеличивается потребляемая электрическая мощность.
В зависимости от вида используемого оборудования нагрузка подразделяется на активную индуктивную и емкостную. Наиболее часто потребитель имеет дело со смешанными активно-индуктивными нагрузками. Соответственно из электрической сети происходит потребление как активной так и реактивной энергии. Активная энергия преобразуется в полезную - механическую тепловую и пр. энергии. Реактивная же энергия не связана с выполнением полезной работы а расходуется на создание электромагнитных полей в электродвигателях трансформаторах индукционных печах сварочных трансформаторах дросселях и осветительных приборах. Показателем потребления реактивной энергии (мощности) является коэффициент мощности сosφ. Он показывает соотношение активной мощности Р и полной мощности S потребляемой электроприемниками из сети: сosφ = P S.
Значения коэффициента мощности нескомпенсированного оборудования приведены в табл. 1 а усредненные значения коэффициента мощности для систем электроснабжения различных предприятий - в табл. 2. В оптимальном режиме показатель должен стремиться к единице и соответствовать нормативным требованиям.
Примерный коэффициент мощности
Асинхронный электродвигатель до 100 кВт
Асинхронный электродвигатель 100-250 кВт
Сварочный аппарат переменного тока
Лампа дневного света
Хлебопекарное производство
Мясоперерабатывающее производство
Мебельное производство
Лесопильное производство
Механообрабатывающие заводы
Авторемонтные предприятия
Таким образом видно что при отсутствии компенсации реактивной мощности потребитель переплачивает за потребление реактивной энергии 30-40% общей стоимости.
Срок окупаемости конденсаторных установок можно оценить следующим образом:
где З1 - стоимость конденсаторной установки грн.;
З2 - затраты на электроэнергию без компенсации грн.мес.;
З3 - затраты на электроэнергию при применении конденсаторных установок грн.мес.
2 Основы компенсации реактивной мощности
Реактивный ток дополнительно нагружает линии электропередачи что приводит к увеличению сечений проводов и кабелей и соответственно к увеличению капитальных затрат на внешние и внутриплощадочные сети. Реактивная мощность наряду с активной мощностью учитывается поставщиком электроэнергии а следовательно подлежит оплате по действующим тарифам поэтому составляет значительную часть счета за электроэнергию.
Наиболее действенным и эффективным способом снижения потребляемой из сети реактивной мощности является применение установок компенсации реактивной мощности (конденсаторных установок). Наглядно это представлено на рисунке.
Использование конденсаторных установок позволяет:
- разгрузить питающие линии электропередачи трансформаторы и распределительные устройства;
- снизить расходы на оплату электроэнергии;
- при использовании определенного типа установок снизить уровень высших гармоник;
- подавить сетевые помехи снизить несимметрию фаз;
- сделать распределительные сети более надежными и экономичными.
На практике коэффициент мощности после компенсации находится в пределах от 093 до 099.
Виды компенсации реактивной мощности в распределительных сетях промышленных предприятий с помощью компенсирующих конденсаторных устройств (ККУ)
Наименование вида компенсации
Основные недостатки компенсации
Индивидуальная (нерегулируемая)
Единичное электрооборудование мощностью свыше 20 кВт постоянно присоединенное к одному распредустройству в течение длительного времени
Компенсирующие конденсаторные устройства размещаемые непосредственно у электроприемников коммутируются одновременно с ними вследствие чего время подключения ККУ полностью зависит от времени включения электроприемников. Необходимость согласования емкости ККУ с индуктивностью компенсируемого электроприемника с целью недопущения резонансных явлений
Групповая (нерегулируемая)
Несколько индуктивных нагрузок присоединенных к одному распредустройству с общей ККУ
Групповая компенсация применяется для случая компенсации нескольких расположенных рядом и включаемых одновременно индуктивных нагрузок подключенных к одному распределительному устройству и компенсируемых одной конденсаторной батареей.
Раздельная коммутация компенсирующих конденсаторных устройств и неполная разгрузка распределительных сетей промышленных предприятия от реактивной мощности
Централизованная (регулируемая)
Системы с большим количеством электропотребителей имеющих большой разброс коэффициента мощности в течение суток
Относительно большая стоимость автоматического регулятора способного осуществлять полную компенсацию реактивной мощности
Для предприятий с изменяющейся потребностью в реактивной мощности постоянно включенные батареи конденсаторов не приемлемы т. к. при этом может возникнуть режим недокомпенсации или перекомпенсации. В этом случае конденсаторная установка оснащается специализированным контроллером и коммутационно-защитной аппаратурой. При отклонении значения сosφ от заданного значения контроллер подключает или отключает ступени конденсаторов. Преимущество централизованной компенсации заключается в следующем: включенная мощность конденсаторов соответствует потребляемой в конкретный момент времени реактивной мощности без перекомпенсации или недокомпенсации.
При выборе конденсаторной установки требуемая мощность конденсаторов может определяться как
Qc = P*(tgφ 1 - tgφ 2)
где tgφ 1 - коэффициент мощности потребителя до установки компенсирующих устройств;
tgφ 2 - коэффициент мощности после установки компенсирующих устройств (желаемый или задаваемый энергосистемой коэффициент).
где Ew - показания счетчика активной энергии кВт*ч;
Eq - показатель счетчика реактивной энергии кВАр*ч;
T - период снятия показаний счетчиков электроэнергии ч.
Технико-экономический эффект ожидаемый в результате применения конденсаторных установок представлен в табл. 3.
сosφ 1 без компенсации
сosφ 2 с компенсацией
Снижение величины тока и полной мощности %
Снижение величины тепловых потерь %
3 Где необходима компенсация реактивной мощности
В зависимости от вида используемого оборудования нагрузка подразделяется на активную индуктивную и емкостную. Наиболее часто потребитель имеет дело со смешанными активно-индуктивными нагрузками. Соответственно из электрической сети происходит потребление как активной так и реактивной энергии. Активная энергия преобразуется в полезную – механическую тепловую и пр. энергии. Реактивная же энергия не связана с выполнением полезной работы а расходуется на создание электромагнитных полей в электродвигателях трансформаторах индукционных печах сварочных трансформаторах дросселях и осветительных приборах. Показателем потребления реактивной энергии (мощности) является коэффициент мощности сos. Он показывает соотношение активной мощности Р и полной мощности S потребляемой электроприемниками из сети:
Вследствие этого в обмотках при протекании переменного тока индуктируются реактивные э.д.с. обуславливающие сдвиг по фазе φ между напряжением и током. Этот сдвиг по фазе обычно увеличивается а cos φ при малой нагрузке уменьшается. Например если cosφ двигателей переменного тока при полной нагрузке составляет 075-080 то при малой нагрузке он уменьшится до 020-040. Малонагруженные трансформаторы также имеют низкий cosφ. Значения коэффициента мощности нескомпенсированного оборудования приведены в табл. 1 а усредненные значения коэффициента мощности для систем электроснабжения различных предприятий – в табл. 2. В оптимальном режиме показатель сosφ должен стремиться к единице и соответствовать нормативным требованиям.
Таким образом видно что при отсутствии компенсации реактивной мощности потребитель переплачивает за потребление реактивной энергии 30–40% общей стоимости. Соответственно при компенсации реактивной мощности ток потребляемый из сети снижается в зависимости от cos φ на 30-50 % соответственно уменьшается нагрев проводящих проводов и старение изоляции т.п. В настоящее время готовятся к выпуску Методические указания устанавливающие новые скидки и надбавки к тарифу по оплате электроэнергии потребителем в зависимости от степени компенсации реактивной мощности и нагрузки в том числе в составе конечного тарифа (цены) на электрическую энергию поставляемую ему по договору электроснабжения. Повсеместная компенсация реактивной мощности нагрузок в значительной степени поможет решить проблемы пропускной способности сети снизить потери электроэнергии в подводящих линиях и трансформаторах повысить напряжение сети и улучшить качество электроэнергии за счет фильтрации гармоник и импульсных помех. Применение конденсаторных установок позволит потребителям получать при той же полной мощности трансформатора большую полезную мощность при этом же сечении кабелей и номиналах трансформаторов. Применение установок компенсации реактивной мощности необходимо на предприятиях использующих:
Асинхронные двигатели (cosφ ~ 0.7)
Асинхронные двигатели при неполной загрузке (cosφ ~ 0.5)
Выпрямительные электролизные установки (cosφ ~ 0.6)
Электродуговые печи (cosφ ~ 0.6)
Водяные насосы (cosφ ~ 0.8)
Компрессоры (cosφ ~ 0.7)
Машины станки (cosφ ~ 0.5)
Сварочные трансформаторы (cosφ ~ 0.4).
Напряжение подводимое к электроприемнику не должно содержать высших гармоник при установившемся режиме работы электросети. Высшие гармоники тока и напряжения вызывают дополнительные потери активной мощности во всех элементах системы электроснабжения:
в линиях электропередачи
электрических машинах
статических конденсаторах
Высшие гармоники вызывают: Паразитные поля и электромагнитные моменты в синхронных и асинхронных двигателях которые ухудшают механические характеристики и КПД машины. В результате необратимых физикохимических процессов протекающих под воздействием полей высших гармоник а также повышенного нагрева токоведущих частей наблюдается:
ускоренное старение изоляции электрических машин трансформаторов кабелей;
ухудшение коэффициента мощности электроприемников;
ухудшение или нарушение работы устройств автоматики телемеханики компьютерной техники и других устройств с элементами электроники;
погрешности измерений индукционных счетчиков электроэнергии которые приводят к неполному учету потребляемой электроэнергии;
нарушение работы вентильных преобразователей при высоком уровне высших гармонических составляющих.
4 Общая характеристика компенсирующих устройств и видов компенсации реактивной мощности.
Поскольку устанавливаемое на современных предприятиях электропотребление и режимы его работы существенно отличаются между собой то и применяемая на этих предприятиях компенсация реактивной мощности также отличается по видам используемого для компенсации оборудования способу подключения его к сети способу управления и т . п .
Выбор оборудования для компенсации реактивной мощности должен осуществляться на основании технико-экономических расчетов с обязательным учетом расходов на выработку 1 кВАр-год. При этом одним из важнейших показателей экономичности компенсирующих устройств являются удельные потери в них активной мощности (кВткВАр) необходимые для получения реактивной мощности.
Проанализируем возможности применения различных компенсирующих устройств с учетом данных приведенных в справочной литературе. Конденсаторы имеют наименьшие удельные потери активной мощности. Именно это обстоятельство с учетом простоты конструкции и обслуживания конденсаторов а также отсутствие в них вращающихся деталей привело к довольно широкому применению конденсаторов для компенсации реактивной мощности в самых разнообразных электроустановках. Так например установка конденсаторных батарей (КБ) вблизи асинхронного электропривода позволяет не загружать электрическую сеть питания электропривода реактивной мощностью что наглядно демонстрируют данные приведенные в табл.
Количественные показатели
Коэффициент мощности (без установки КБ)
Коэффициент мощности (после установки КБ)
Достигнутое снижение тока (после установки КБ) %
Достигнутое снижение потерь (после установки КБ) %
Синхронные компенсаторы имеют значительно большие удельные потери активной мощности. Однако они практически незаменимы в энергосистемах для обеспечения устойчивости работы энергосистем и регулирования напряжения: в периоды максимальной нагрузки они могут работать в режиме перевозбуждения и отдавать реактивную мощность а в периоды снижения нагрузки - ее потреблять. Таким образом синхронные компенсаторы могут регулировать напряжение на приемных концах электрической сети. Синхронные двигатели за счет регулирования возбуждения работая в режиме перевозбуждения также генерируют реактивную мощность в электрическую сеть и тем самым могут на отдельных предприятиях где они установлены значительно уменьшить потребление реактивной мощности.
Максимальная величина реактивной мощности которую может генерировать синхронный двигатель определяется формулой:
где Рн - номинальная активная мощность двигателя кВт; tgcp_ - значение тангенса угла отвечающего номинальному значению cos( г_ - номинальный КПД двигателя; а^ - наибольшая допустимая перегрузка синхронного двигателя по реактивной мощности зависящая от типа двигателя относительного напряжения на его зажимах а также коэффициента загрузки по активной мощности:
Р=РРн- Для определения фактической величины реактивной мощности Ucfl' генерируемой работающими на предприятии синхронными двигателями необходимо оценить компенсационную способность синхронного двигателя.
Наибольшая компенсационная способность синхронного двигателя при данной нагрузке имеет место при номинальном токе возбуждения. Для двигателей с coscp=l 0 незначительное снижение тока возбуждения может привести к потреблению двигателем реактивной мощности из сети. Из проведенного выше анализа следует что в подавляющем большинстве случаев основными устройствами способными осуществлять эффективную компенсацию реактивной мощности в системах электроснабжения промышленных предприятий являются конденсаторные компенсирующие установки (ККУ). Поэтому охарактеризуем их и входящее в них оборудование более подробно.
Необходимость использования различного количества конденсаторных батарей для поддержания задаваемого энергосистемой графика реактивной нагрузки предприятия привела к тому что эти батареи секционируют на отдельные секции которые автоматически включаются или выключаются в зависимости от уровня напряжения и периода суток или по другим параметрам. Автоматическое включение и отключение батарей конденсаторов осуществляется с помощью специализированного контроллера и другой коммутационно-защитной аппаратуры (предохранителей контакторов и др.). При отклонении коэффициента мощности от заданного значения контроллер подключает или отключает ступени конденсаторов исключая тем самым возможность возникновения режима недокомпенсации или перекомпенсации поскольку включенная мощность конденсаторов строго соответствует реактивной мощности потребляемой в данный конкретный момент времени.
На рис.2 показаны простейшие регулируемые схемы присоединения батарей конденсаторов высокого и низкого напряжения: а - через выключатель 6 10 кВ; б - через рубильник с предохранителем 380 В.
Из трех видов компенсации реактивной мощности в распределительных сетях промышленных предприятий наиболее эффективной безусловно является централизованная (регулируемая) компенсация. Этот вид компенсации позволяет выполнять компенсацию реактивной мощности в строгом соответствии с ее фактическим потреблением в течение суток а также в течение отдельных смен работы промышленного предприятия. При этом компенсация осуществляется в строгом соответствии с задаваемыми энергосистемой для каждого предприятия двумя значениями входной реактивной мощности которые могут быть переданы предприятию в режимах наибольшей и н
наименьшей активных нагрузок системы. При этом мощность конденсаторных батарей для компенсации реактивной мощности должна выбираться такой чтобы они покрывали реактивную нагрузку цеха или предприятия и в то же время не отдавали реактивную мощность в электрическую сеть.
На крупных предприятиях применяются секционированные схемы число секций которых зависит от требуемого количества ступеней регулирования. На рис.3 в качестве примера показана такая секционированная схема конденсаторной установки с тремя конденсаторными батареями на каждой секции. Каждая секция подключена к шинам через выключатель Q1 рассчитанный на отключение полной мощности КЗ. Выключатели Q2 (обычно вакуумные или элегазовые рассчитанные на большое число коммутационных операций) устанавливаемые в цепях конденсаторных батарей и не рассчитанные на отключение полной мощности КЗ служат лишь для переключений при автоматическом регулировании конденсаторной установки. В случае аварии на какой-либо батарее конденсаторов сначала отключается выключатель затем подается импульс на отключение выключателя Q2 поврежденной части после чего вновь включается выключатель Q1 и восстанавливается питание оставшихся батарей секции.
Конденсаторные установки компенсации реактивной мощности
Для реализации задачи компенсации реактивной мощности рекомендуется использовать
Автоматическая конденсаторная установка для компенсации реактивной мощности 25 600кВАр .
Данные конденсаторные установки являются наиболее адаптированными к требованиямукраинских энергосетей и потребителей. На протяжении длительного срока эксплуатации они зарекомендовали себя как качественное надежное оборудование позволяющее решать любые задачи компенсации реактивной мощности.
Преимущества установок обуславливаются использованием:
- самовосстанавливающихся сегментированных конденсаторов что обеспечивает их надежность долговечность и низкую стоимость при профилактических и ремонтных работах;
- специальных контакторов опережающего включения увеличивающих срок службы контакторов;
- специальных контроллеров нескольких типов обеспечивающих автоматическое регулирование cosφ в том числе с возможностью передачи данных на PC и возможностью контроля в сети высших гармоник тока и напряжения;
- индикации при неисправностях;
- фильтра высших гармонических;
- устройства терморегуляции;
- эмалевой или порошковой окраски (по желанию заказчика).
По желанию заказчика возможно изготовление и поставка конденсаторных установок напряжением 04 кВ мощностью до 1000 кВАр.
Компенсатор реактивной мощности КРМ.
Компенсатор КРМ предназначен для компенсации реактивной мощности нагрузок потребителей в электрических сетях напряжением 038 кВ частоты 50Гц. Преимущества коррекции коэффициента мощности:
период окупаемости от 8 до 24 месяцев за счет снижения стоимости электроэнергии;
эффективное использование сетей — высокий коэффициент мощности обеспечивает эффективное использование распределительных сетей;
повышенная стабильность напряжения;
снижение потерь при передаче электроэнергии. Передающие и коммутирующие приборы работают с меньшим значением тока.
Использование конденсаторных установок для компенсации реактивной мощности позволяет:
разгрузить питающие линии электропередачи трансформаторы и распределительные устройства;
снизить расходы на оплату электроэнергии
при использовании определенного типа установок снизить уровень высших гармоник;
подавить сетевые помехи снизить несимметрию фаз;
сделать распределительные сети более надежными и экономичными.
КРМ 50kWar ( Компенсатор реактивной мощности )
Регулируемые установки компенсации реактивной мощности КРМ предназначены для поддержания постоянным заданного значения коэффициента мощности (cosφ) в электрических распределительных трёхфазных сетях промышленных предприятий и других объектов напряжением до 400В частотой 50 Гц. Установки КРМ обеспечивают заданный cosφ в периоды максимальных и минимальных нагрузок а также исключают режим генерации реактивной мощности в питающую сеть и имеют 12 ступеней регулирования. Для компенсации постоянной (неизменяемой) реактивной мощности выпускаются нерегулируемые установки КРМ-0.4
Технические параметры
Автоматические установки компенсации реактивной мощности КРМ-04
Все потребители электроэнергии работа которых в номинальном режиме представляет процесс создания переменных магнитных полей (например электродвигатели сварочное и осветительное оборудование с люминесцентными лампами) потребляют из сети электрическую мощность (S кВА) имеющую активную (Р кВт) и реактивную (Q квар) составляющие. Реактивная мощность в зависимости от типа нагрузки разделяется на индуктивную и емкостную. Реактивная составляющая или реактивная мощность необходима для работы оборудования и в то же время является нежелательной дополнительной нагрузкой сети.
Коэффициент мощности электроприёмника определяется как соотношение потребляемой активной мощности к полной мощности взятой из сети: сosφ= PS
Чем ближе значение cosφ к единице тем меньше доля потребляемой из сети реактивной мощности. Например: при cosφ = 1 для передачи активной мощности 500 кВт в трехфазной сети переменного тока напряжением 400 В необходим ток значением 722 А. Для передачи той же мощности при cosφ = 06 значение тока повышается до 1203 А.
Результатом длительного превышения расчётных нагрузок является уменьшение срока эксплуатации оборудования. Соответственно все оборудование питающей электрической сети преобразовательные и распределительные устройства должны быть рассчитаны на большие нагрузки. В системах с низким коэффициентом мощности передача энергии соответствующей стандарту требует значительного увеличения затрат потребителя и электроснабжающей организации. Дополнительным фактором повышения затрат являются возникающие из-за повышенного значения тока нагрузки потери в кабелях и элементах распределительных устройств и ускоренное старение изоляции.
Компенсация реактивной мощности в распределительной сети потребителя осуществляется применением регулируемых в автоматическом режиме установок КРМ.
Регулируемые установки компенсации реактивной мощности КРМ предназначены для поддержания постоянным заданного значения коэффициента мощности (cosφ) в электрических распределительных трёхфазных сетях промышленных предприятий и других объектов напряжением до 400В частотой 50 Гц. Установки КРМ обеспечивают заданный cosφ в периоды максимальных и минимальных нагрузок а также исключают режим генерации реактивной мощности в питающую сеть. Для компенсации постоянной (неизменяемой) реактивной мощности выпускаются нерегулируемые установки КРМ-04.
Установки КРМ имеют следующие преимущества:
) модульный принцип построения - позволяет постепенно наращивать номинальную мощность установки;
) точное регулирование значения cosφ (минимальная ступень 25 кВАр);
) использование специализированных контакторов с контактами опережающего включения и
) токоограничивающими резисторами увеличивающими срок службы контакторов и конденсаторов;
) использование конденсаторов имеющих способность самовосстанавливаться после пробоя изоляционного слоя;
) применение специализированных контроллеров для автоматического регулирования значения cosφ;
) малые массогабаритные параметры.
Применение установок позволяет:
) поддерживать необходимое для потребителя значение коэффициента мощности в автоматическом режиме в пределах 08-1 путем подключенияотключения ступеней конденсаторных батарей;
) выполнять подключение и отключение ступеней конденсаторных батарей в ручном режиме;
) обеспечить индикацию тока в цепи конденсаторной батареи а так же аварийную и другие виды индикации предусмотренные в автоматическом регуляторе;
) осуществлять мониторинг значения коэффициента мощности cosφ;
)повысить качество электроэнергии непосредственно в сетях предприятия;
) снизить общие расходы на электроэнергию;
)уменьшить нагрузку элементов распределительной сети увеличить их срок службы.
В типовом варианте для включения установки КРМ в сеть применяется выключатель-разъединитель с встроенной блокировкой не допускающей открывания двери установки при включенном выключателе-разъединителе.
Исполнение автоматической установки компенсации реактивной мощности КРМ:
На лицевой панели шкафа размещаются: регулятор реактивной мощности (контроллер) и ручка выключателя-разъединителя. На боковых панелях расположены вентиляционные отверстия с жалюзийными решетками.

Документ Microsoft Office Word.docx

Бытовой компенсатор мощности "БКМ
Принцип действия характеристики
Почему компенсатор БКМ лучше других имеющихся в продаже
Что такое реактивная мощность?
Экономит электроэнергию до 50%;
Улучшает качество электроэнергии (уменьшает уровень гармоник);
Улучшают общий коэффициент мощности сети (cos(ф));
Для подключенного прибора выполняет роль фильтра сглаживает броски напряжения;
Уменьшает нагрев электропроводки и тем самымпотери энергии в ней.
Принцип действия характеристики.
Принцип действия основан на эффекте компенсации реактивной мощности которая возникает при работе электродвигателей и других потребителей имеющих индуктивность. В процессе работы устройство преобразовывает реактивную энергию в активную.
Бытовой компенсатор реактивной мощности отслеживает наличие реактивной мощности в сети ипри её наличии подключает к сети встроенныйкомпенсирующее устройство. Если же в сеть включены электроприборы не создающие реактивную мощность (например утюг) то компенсирующее устройствоне подключается так как компенсация невозможна ив подключении компенсирующего устройстванет необходимости.
Рисунок 1. Структурная схема бытовогокомпенсатора реактивной мощности БКМ
Эффективность компенсации реактивной мощности в большой степени зависит от согласования компенсирующего устройства с потребителем. Поэтому наши бытовыекомпенсаторы в зависимости от мощностиразделяются на несколько моделей (См. таблицы ниже).
Таблица 1. Совместимость бытовых компенсаторов реактивной мощности БКМ
Оптимальная мощность потребителя
Рекомендуемые подключаемыеустройства (потребители)
Бытовые холодильники бытовые морозильные камерыручной электроинструмент лампы дневного света с обычным стартером другие приборы с электродвигателем до 05КВт.
Холодильники для магазинов холодильники - витрины бытовые кондиционеры с холодопроизводительностью 7 12 (2 5КВт по теплоотдаче) насосы станки небольшой мощности (до 15КВт) лампы ДРЛустройства с электродвигателем.
Холодильники и кондиционеры насосы устройства с электродвигателемсоответствующей мощности.
Таблица 2. Ожидаемая эффективность от применения устройства БКМ
Экономия электроэнергии %
Лампа дневного света
Для ламп с обычным не электронным запуском
Некоторая новаяхолодильная техника с классом энергопотребления "А" уже имеет встроенную функцию компенсации реактивной мощности.
Только старые стиральные машины.
В зависимости от загруженности
Нагревательные приборы лампы накаливания
P.S. Старые электросчетчики индукционного типа при наличии в сети реактивной мощности завышают свои показания. Поэтому компенсируя реактивную мощность с таким счетчиками - Вы экономите вдвойне!
В отличие от других устройств компенсатор БКМ умеет отслеживать реактивную энергиюи подключать встроенное компенсирующее устройстов только тогда когда в этом есть необходимость. Предлагаемые на рынке этого не умеют делать и при отсутствии соответствующих потребителей - сами превращаются в потребителя и накручивают Ваш счетчик. Такие устройства как правило подключаются тольков розетку а не напрямую к потребителю
То как компенсатор БКМ отслеживает реактивную мощность легко проверить включив например утюг а затем - холодильник.При подключении холодильника - засветится индикатор "Компенсация" если же подключить утюг или камин тоиндикатор "компенсация" не засветится так как компенсировать нечего.
Некоторые производители заявляют что их маленькое устройство эффективноработает с мощностями от нуляаж до десятков Киловатт!
Это невозможно по нескольким причинам:
а) Для того что бы компенсирующее устройство имело максимальную эффективность его рассчитывают на узкий диапазон мощностей что мы исделали создав несколько моделей компенсаторов на разную мощность;
б) Устройство компенсирующее реактивную мощность в десяток киловатт не может иметь размер с пару пачек из-под сигарет так как в этот габарит никаквлезут элементы отвечающие за компенсацию такой мощности. Для компенсации мощности в 10КВт и при применении современных технологийпотребуется коробочка размером минимум30х20х15 см для того что бы вместить компенсирующие элементы.
Мы с уверенностью можем сказать что это не возможно потому что для каких-либо интеллектуальных действий со стороны устройства необходимо иметь данные о сдвиге фаз между током и напряжением. Ирония состоит в том что даные о напряжение это устройство получит из розетки а данные о токе не сможет получать по причине невозможности измерять ток через розетку. (Для незнающих - ток измеряется в разрыве цепи т.е. провода).
Заявляют что устройство величиной в пачку сигарет стабилизирует напряжение.
Просто посмотрите на размеры имеющихся в продаже стабилизаторов напряжения и делайте выводы.
Хотите увидеть палец преподавателя электротехники у виска? Тогда скажите ему то что пишут производители подобных устройств: "устройство при его подключении к сети обладает наименьшим сопротивлением в электрической системе. Следовательно вся энергия воспринимается устройством со стороны нагрузки". Это как понимать? Устройство берет на себя всю электроэнергию?
Установка этого устройства законна?
Это полностью законно устройство не обманывает электросчетчик. Бытовой компенсатор реактивной мощности не вносит каких-либо изменений в электрическую сеть а в розетку вы можете включать любые электроприборы. Поэтому никаких согласований с электросетями не требуются.
Что произойдет если я подключу потребителя на мощность больше чем расчитан компенсатор?
С потребителем ничего плохого не произойдет он будет работать но эффект экономии может быть меньше заявленного.
Я слышал что настроив электросистему в резонанс можно добиться очень большой экономии электроэнергии - десятки раз. Вы планируете призводить подобного рода устройства?
Это мы уже делаем Наш компенсатор можно считать ёмкостью а потребителя - индуктивностью. И как Вы знаете из уроков физики вместе они они образуют колебательный контур. При правильной настройке этого контурамы можем попасть в резонанс с сетью. Потребление энергии в таком режиме будет минимальным а cos φ = 1. Однако потребление электроэнергии будет зависеть от добротности контура а добротность в основном от свойств электродвигателя (или другого потребителя) нагрузки на валу электродвигателя и т.д. Именно поэтому мы производим компенсаторы реактивной мощности на узкий диапазон мощностей (см. таблицу 1).
Схлухи и рассказыв интернетеоб экономии"в десятки раз" преувеличены. Плохая добротностьколебательного контура в состав которого входят электроприборыне позволяет этого добиться.
Как убедиться что это работает?
а) По электросчетчику
б) При помощи электроизмерительных клещей. Измерьте потребляемый ток до компенсатора и после;
в) Помните когда экономия возможна тогда на компенсаторе светится индикатор "Компенсация" при работающем потребителе.
oКак убедиться что это работает?
б) При помощи электроизмерительных клещей или обычного тестера. Измерьте потребляемый ток до компенсатора и после;
в) Помните когда экономия возможна тогда на компенсаторе светится индикатор "Компенсация" при работающем потребителе.
Можно ли к устройству БКМ подключать несколько потребителей?
Да можно. Вэтом случае для получения максимального эффекта экономии электроэнергии потребляемая мощность должна вписываться в диапазон мощностей на который расчитан БКМ (см. таблицу 1).
Можно ли использовать устройство БКМ на всю квартиру?
Да можно. Следует учесть что мощность на которую расчитан БКМ приводится из расчета на "реактивные" потребители (кондиционер холодильник лампы дневного света и т.д.). Поэтому при выборе БКМ другие потребители не учитываются.
Например: в квартире имеется холодильник (потребление 300Вт) нагреватель (1500Вт). Для этой квартиры нужно выбрать БКМ-03 (расчитан на мощность от 150 до 500Вт)так как нагреватель не учитывается.
Реактивная мощность— величина характеризующая нагрузки создаваемые в электротехнических устройствах колебаниями энергии электромагнитного поля в цепи синусоидального переменного тока равна произведению действующих значений напряженияUи токаI умноженному на синус угла сдвига фазφмежду ними:Q = U*I *sin φ (если ток отстаёт от напряжения сдвиг фаз считается положительным если опережает— отрицательным).
Или другими словами: Потребители электроэнергии в которых создаетсямагнитное поле (моторы дроссели трансформаторы индукционные нагреватели сварочные генераторы) вызывают отставание тока от напряжения (сдвиг фаз) обусловленный наличием индуктивности. Запаздывание приводит к тому что ток через индуктивную нагрузку сохраняет знак некоторое время после того как знак напряжения уже изменился на отрицательный. В течение этого времени ток и напряжения приводит к образованию отрицательной энергии которая возвращается обратно в сеть. При восстановлении одинакового знака тока и напряжения такое же количество энергии расходуется на создание магнитного поля в индуктивной нагрузке. Эти колебания энергии электромагнитного поля в цепях переменного тока и называются реактивной мощностью.
Рисунок 2. Пояснение реактивной мощности сдвиг фаз.
Таблица 3. Ожидаемый экономический `эффект при компенсации реактивной
Снижение величины тока и полной мощности %
Снижение величины тепловых потерь %

ЗАДАНИЕ на завод.doc

СЕВАСТОПОЛЬСКИЙ НАЦИОНАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ ЯДЕРНОЙ
ЭНЕРГИИ И ПРОМЫШЛЕННОСТИ
энергосбережения электропотребления
Специальность 7.090603
НА ДИПЛОМНЫЙ ПРОЕКТ СТУДЕНТА
Торбы Вадима Владимировича
Тема проекта: Электроснабжение завода с разработкой мероприятий по повышению качества электроэнергии с помощью компенсации реактивной мощности.
Срок сдачи студентом законченного проекта 01 июня 11 г.
Исходные данные по проекту материалы преддипломной практики.
)Установленная активная мощность блока цехов основного производства 8000 кВт
)Генеральный план завода.
)Технологический план расстановки оборудования в блоке цеха механической обработки.
)Мощность к.з. Sкз= 10000 кВа .
)Характеристика основного производства и режимы работы цехов предприятия.
Содержание расчетно-пояснительной записки (перечень разделов и заданий)
)Электрическая часть
1условия проектирования
2расчет электрических нагрузок
3построение картограммы электрических нагрузок определение их центра и местоположения ГПП
4выбор силовых трансформаторов
5выбор схемы электроснабжения предприятия
6выбор схемы распределительной сети предприятия
6.1выбор рационального напряжения распределительной сети
6.2компенсация реактивной мощности в сетях напряжением 10 кВ
7электрический расчет схемы электроснабжения завода
7.1выбор схемы электроснабжения ТП и трассировка КЛ
7.2расчет токов КЗ в установках напряжением выше 1 кВ
8выбор аппаратуры на подстанции напряжением 11010 кВ
9 расчет и выбор электрической сети цеха механической обработки
9.1выбор схемы цеховой электрической сети
9.2 определение расчетных нагрузок цеха
9.3определение расчетных токов
9.4выбор типа кабелей и их сечений
9.5выбор коммутационно-защитных аппаратов в системе электроснабжения напряжением до 1 кВ
9.6расчет токов КЗ в установках до 1 кВ
9.7выбор распределительных шкафов и пунктов
9.8выбор режима нейтрали в цехе с учетом технологических особенностей потребителей электроэнергии
10 расчет электроосвещения цеха
11 монтаж кабельной линии напряжением 10 кВ
12 релейная защита и автоматика
) Специальная часть
Энергосбережение–для чего необходима компенсация реактивной мощности. 2.1 Компенсация реактивной мощности как средство сокращения затрат. 2.2 Основы компенсации реактивной мощности. 2.3 Где необходима компенсация реактивной мощности.
4 Общая характеристика компенсирующих устройств и видов компенсации реактивной мощности.
) Экономическая часть
1 Общие понятия о себестоимости продукции.
2 Классификация затрат образующих себестоимость продукции.
3 Состав калькуляционных статей.
3.1 Сырье и материалы.
3.2 Покупные полуфабрикаты и комплектующие изделия.
3.3 Топливо и энергия на технологические цели.
3.4 Основная заработная плата.
3.5 Дополнительная заработная плата
3.6 Отчисления на социальные мероприятия
3.7 Общепроизводственные расходы 3.3.8 Административные расходы 3.3.9 Постоянные расходы на сбыт 3.4 Расчет себестоимости передачи и полной себестоимости электроэнергии проектируемой линии.
1 Заземляющие устройства
1.1 Требования к заземляющим устройствам электроустановок напряжением выше 1кВ с большими токами замыкания на землю
1.2 Расчет заземляющего устройства ГПП 11010 кВ
3.3 Ориентация в электроустановках
4 Меры защиты от поражения электрическим током
4.1 Перечень защитных мер
4.2 Классификация электроустановок в отношении мер электробезопасности
5 Пожарная безопасность
6 Защита ГПП от прямых ударов молнии
) Гражданская оборона
1 Оценка устойчивости работы объекта энергетики к воздействию землетрясений и взрывов
1.1 Факторы влияющие на работу объекта
1.2 Оценка устойчивости объекта к воздействию поражающих факторов
1.3 Оценка устойчивости объектов в условиях землетрясения
2 Оценка устойчивости работы объекта энергетики к воздействию взрыва
3 Основные мероприятия по повышению устойчивости работы объекта
Перечень графического материала
) Генеральный план механического завода
)Схема однолинейная распределительной сети 110-10 кВ
)Схема электроснабжения цеха механической обработки
)План защитного заземляющего устройства ГПП 11010 кВ
)Схема конденсаторной установки компенсации реактивной мощности
)Структурная схема и график сдвига фаз БКРМ
Консультанты по проекту
Название раздела проекта
(Фамилия имя отчество)
выдачи задания 23 апреля 11 г.

Дипломники2010-11.doc

Специальность 7.090603 «Электротехнические системы электропотребления»
очная форма обучения
Электроснабжение района города. ПС 11010 кВ со схемой типа «мостик» с использованием устройств релейной защиты автоматики контроля и управления присоединений 110 кВ фирмы SIEMENS.
Электроснабжение района города с применением спиральной арматуры при проектировании и капремонте ВЛ 35-110 кВ.
Электроснабжение района города с использованием микроэлектронных устройств защиты производства фирмы «РЗА СИСТЕМЗ» РС-80М2 и резервная защита трансформатора.
Электрообеспечение завода (Руст=15 МВт) с разработкой мероприятия по экономии электроэнергии в системах промышленного электроснабжения.
Электроснабжение завода с анализом методов и средств снижения несимметрии напряжений
Электроснабжение завода с разработкой мероприятий по повышению качества электроэнергии с помощью компенсации реактивной мощности
заочная форма обучения
Электроснабжение района города с оценкой негативного влияния несимметричной и нелинейной нагрузок в распределительной сети 380220 В.
преподаватель кафедры ЭСЭ
Электроснабжение района города. Автоматическое регулирование коэффициента трансформации силовых трансформаторов 35-110 кВ оборудованных РПН.
производственно-технической
Алиме-Шерфе-Энверовна
Электроснабжение района города с анализом технической характеристики двух трансформаторных подстанций 1004 кВ 2x630 кВА компактной конструкции.
Электроснабжение района города с анализом технической характеристики КРПЗ-10 кВ.

строки.docx

Пояснительная записка
к дипломному проекту
механического завода
090603.ДП.54.11 Э3.2
090603.ДП.54.11 Э3.4

О Т З Ы В (завод).doc

Севастопольского национального университета ядерной энергии и промышленности
Торбы Вадима Владимировича
НА ТЕМУ: Электроснабжение завода с разработкой мероприятий по повышению качества электроэнергии с помощью компенсации реактивной мощности.
РУКОВОДИТЕЛЬ: СТАРШИЙ ПРЕПОДАВАТЕЛЬ КУЛИКОВА НАТАЛИЯ АЛЕКСАНДРОВНА.
Дипломный проект выполнен в полном объеме в соответствии с заданием на дипломное проектирование. Тема дипломного проекта является актуальной для электроснабжения завода.
Дипломный проект состоит из пяти разделов.
В электрической части дипломного проекта решаются вопросы внешнего и внутреннего электроснабжения предприятия. Произведен расчет электрических нагрузок для выбора числа и мощности силовых трансформаторов. Выбираем на ГПП два трансформатора ТДН-10000110кВ каждый из которых в послеаварийном режиме способен полностью с учетом допустимой 75%-ой перегрузки обеспечить питанием всех потребителей 1-ой и 2-ой категорий
В дипломном проекте для проверки высоковольтного оборудования кабелей на действие токов короткого замыкания для расчета релейной защиты произведен расчет токов короткого замыкания.
В разделе релейной защиты и автоматики рассмотрены вопросы защиты силового трансформатора ГПП.
В специальной части дипломного проекта разработаны технические мероприятия по компенсации реактивной мощности завода.
В экономической части дипломного проекта в ходе расчета была получена полная себестоимость электроэнергии с учетом затрат на обслуживание капитальные вложения амортизационные отчисления эксплуатационные расходы и покупку электроэнергии в энергосистеме. Эта себестоимость составила 3348 коп.кВт.ч.
В разделе охрана труда выполнен расчет защитного заземления.
В разделе «Гражданская оборона» произведена оценка работы объекта энергетики к воздействию землетрясения и взрыва. При взрыве железобетонным зданиям и кабельным наземным линиям будут нанесены средние разрушения которые можно довольно быстро устранить.
В ходе дипломного проектирования автор показал достаточные знания умение пользоваться технической и справочной литературой и самостоятельно решать инженерные задачи. Чертежи выполнены аккуратно.
Торба Вадим Владимирович
заслуживает присвоения квалификации специалиста инженера-электрика по специальности 7.090603 "Электротехнические системы электропотребления".
С отзывом согласен" "С отзывом ознакомлен
Заведующий кафедрой ЭСЭ Дипломник