Электроснабжение завода кузнечных машин


Содержание

  • Введение
  • 1. Определение электрических нагрузок
  • 2. Выбор цеховых трансформаторов и расчёт компенсации реактивной мощности
  • 3. Построение картограммы электрических нагрузок
  • 4. Разработка схемы электроснабжения предприятия на напряжение выше 1 кВ
  • 5. Расчёт токов коротких замыканий
  • 6. Выбор сечения токоведущих элементов и электрических аппаратов напряжением выше 1кВ
  • 7. Электрические измерения и учёт электроэнергии
  • Литература

Введение

Система электроснабжения — это совокупность электроустановок, предназначенных для обеспечения потребителей электроэнергией. Она включает сети напряжением до 1 кВ и выше 1 кВ, связанные между собой трансформаторными подстанциями. Электроснабжение предприятий принято делить на внешнее и внутреннее. В систему внутреннего электроснабжения входит комплекс электротехнических сооружений от точки присоединения к энергосистеме до пункта приёма электроэнергии предприятия: главной понизительной подстанции или центрального (главного) распределительного пункта. Система внутреннего (внутризаводского) электроснабжения — это комплекс сетей и подстанций, расположенных на территории предприятия. Особенностью промышленного предприятия как потребителя электроэнергии является то, что для осуществления технологического процесса используется большое число разнообразных электроприёмников различных мощностей и номинальных напряжений, однофазного и трёхфазного переменного тока различной частоты, а также электроприёмников постоянного тока.

Системы электроснабжения, обеспечивающие электрической энергией промышленные объекты, оказывают существенное влияние на работу электроприводов, осветительных, преобразовательных и электротехнологических установок, в конечном счёте, на производственный процесс в целом. Поэтому надёжное и экономичное электроснабжение электроприёмников электроэнергией требуемого качества — необходимое условие нормального функционирования любого промышленного предприятия. Правильное проектирование является весьма важным, т. к. в проекте закладываются основные свойства, определяющие технические, эксплуатационные и экономические показатели.

В курсовом проекте необходимо решить следующие задачи:

выбор рациональной схемы и конструктивного исполнения электрической сети;

определение электрических нагрузок;

компенсация реактивной мощности;

выбор числа и мощности трансформаторов;

выбор защитных аппаратов и сечения проводников;

учёт потребляемой мощности и электроэнергии.

1. Определение электрических нагрузок

Электрические нагрузки промышленных предприятий определяют выбор всех элементов системы электроснабжения: линий электропередачи, трансформаторных подстанций (ТП), питающих и распределительных сетей. Для определения электрических нагрузок необходимо произвести разбиение цехов по группам электроприемников находящихся в каждом отдельном цехе. По литературе [1] табл. П5, стр.272 для каждой группы электроприемников определяем коэффициент использования КИ и средний коэффициент мощности cos. Полученные данные заносим в таблицу 2.1

Таблица 2.1

№ цеха

Наименование

зданий и сооружений

Руст цеха, кВт

Наименование оборудования

Номинальная мощность групп, Рном. гр

Ки, о. е.

cosf / tgf, o. е

Рmax, кВт

1

Заготовительный цех

2300

Печи сопротивления

600

0,5

0,85/

0,62

150

Прессы

400

0,17

0,65/1,17

Станки

500

0,14

0,5/1,73

Сварочное об-е

550

0,3

0,5/1,73

Крановое об-е (ПВ 40%)

150

0,1

0,51,73

Вентиляция

100

0,8

0,8/0,75

2

Механический цех

1900

Металлорежущие станки крупносерийного производства тяжелого режима работы, штамповочные прессы

1500

0,17

0,65

70

Крановое об-е

200

0,1

0,5

Вентиляция

200

0,8

0,8

3

Инструментальный цех

2200

Металлорежущие станки мелкосерийного производства

1380

0,14

0,5

40

Сварочное об-е (ПВ 60%)

400

0,3

0,5/1,73

Крановое об-е

220

0,1

0,5/1,73

Вентиляция

200

0,8

0,8/0,75

4

Термическое цех

4500

ЭПС

1800

0,8

1/0

400

Индукционные печи высокой и низкой частоты

1150

0,75

0,85/0,62

Сушильные шкафы

1100

0,8

1/0

Вентиляция

300

0,8

0,8/0,75

Крановое об-е (ПВ 40%)

150

0,1

0,5/1,73

5

Кузнечный цех

4700

Ковочные машины

2550

0,24

0,65/1,17

320

ЭПС

1700

0,5

0,85/

0,62

Крановое об-е (ПВ 40%)

200

0,1

0,5/1,73

Вентиляция

250

0,8

0,8/0,75

6

Сборочный цех

1600

Металлорежущие станки мелкосерийного производства

470

0,14

0,5/1,73

60

Конвейеры

300

0,4

0,75/0,88

Сварочное об-е (ПВ 60%)

370

0,3

0,5/1,73

Электроинструмент

160

0,06

0,5/1,73

Крановое об-е (ПВ 40%)

180

0,1

0,5/1,73

Вентиляция

120

0,8

0,8/0,75

7

Литейный цех

5100

Печи дугосталеплавильные

3450

0,75

0,9/0,48

500

Литейное об-е: выбивные решётки, зачистные машины, пескомёты

800

0,5

0,65/1,17

Разливочные машины

360

0,3

0,6/1,33

Крановое об-е (ПВ 40%)

220

0,1

0,5/1,73

Вентиляция

270

0,8

0,65/1,17

8

Обрубочный цех

2500

Дробомётные камеры, ротационные барабаны, очистные барабаны

1050

0,2

0,65/1,17

90

Металлорежущие станки крупносерийного производства

1000

0,16

0,5/1,73

Крановое об-е

250

0,1

0,5/1,73

Вентиляция

200

0,8

0,8/0,75

9

Складской корпус

300

Вентиляция

70

0,8

0,8/0,75

30

Крановоеоб-е (ПВ40%)

230

0,1

0,5/1,73

11

Компрессорная

2100

Компрессоры, насосы

2000

0,7

0,85/0,58

200

Вентиляция

100

0,8

0,8/0,75

13

Административно-бытовой корпус

100

Кондиционерыбытовые

20

0,7

0,8/0,75

10

Компьютерноеоб-е

18

0,4

0,7/

Лабораторноеоб-е

27

0,4

0,8/0,75

Нагревательныеприборы

20

0,5

0,95

Вентиляция

15

0,8

0,8,0,75

Расчёт электрических нагрузок для цехов производим методом расчётных коэффициентов.

Активную расчетную силовую нагрузку цеха для группы электроприёмников (n>1) определяем по выражению, кВт:

; (2.1)

Средневзвешенный коэффициент использования для цеха вычисляется по формуле:

(2.2)

электроснабжение ток напряжение замыкание

Эффективное число электроприёмников вычисляется по упрощённой формуле:

(2.3)

Расчётная реактивная мощность нагрузки для цеха определяется, квар:

(2.4)

где tgi — среднее значение коэффициента реактивной мощности i-й группы электроприёмников.

Расчётная активная осветительная нагрузка цеха, кВт:

(2.5)

(2.6)

где F — площадь помещения, м2, определяемая как

где А, В — длина и ширина помещения, м.

Руд — удельная мощность общего равномерного освещения на 1 м2 площади цехов, Вт/м2, при освещённости E=100лк определяемая из [2] по табл. П5.1, стр.117 в зависимости от высоты подвеса светильников, площади помещения F и вида светильников.

m — отношение фактической (требуемой) освещённости цеха Ефакт к нормированной освещённости помещения Енорм=100 лк.

Расчётная реактивная осветительная нагрузка цеха, квар, определяется:

(2.7)

где tgо — коэффициент реактивной мощности освещения.

Расчетная активная и реактивная нагрузки напряжением до 1кВ определяется как, кВт:

(2.8)

(2.9)

Полная мощность расчётной нагрузки вычисляется по формуле, кВА

(2.10)

Для примера приведем расчёт электрических нагрузок для кузнечного цеха №1. Средневзвешенный коэффициент использования для цеха вычисляется по формуле (2.2)

Эффективное число электроприёмников вычисляется по упрощённой формуле (2.3)

Определяем коэффициент расчётной нагрузки, который принимается в зависимости от эффективного числа электроприёмников nэ и средневзвешенного коэффициента использования Ки, значение Кр берётся из [1] табл. П7, стр.273:

Активную расчетную силовую нагрузку цеха определяем по (2.1)

Расчётная реактивная мощность нагрузки для цеха определяется по (2.4)

684,6 кВт

Для освещения цехов принимаем светильники с лампами ДРЛ типа РСП-05, з=0,71. Высота установки светильников над освещаемой поверхностью, м;

Hp=H-hc-hp, (2.11)

где — высота свеса,

— высота рабочей поверхности.

=8,4-0,8-1=6,6м.

Для F=6600 м2, КСС типа Г-1 по табл.9,3 [2] принимаем руд =3,4 Вт/м2.

Удельная мощность общего равномерного освещения по выражению (2.6):

Расчётная активная осветительная нагрузка цеха определяемая по (2.5)

Расчётная реактивная осветительная нагрузка цеха определяется по (2.7)

Расчетная активная и реактивная нагрузки напряжением до 1 кВ определим по (2.8) и (2.9)

По (2.) полная мощность расчётной нагрузки вычисляется

Расчёт электрических нагрузок для других цехов аналогичен вышеприведенному расчёту. Результаты расчётов сведём в таблицу 2.2

Таблица 2.2 Результаты расчёта нагрузки цехов.

№ цеха

1

2

3

4

5

6

7

8

9

11

13

0,31

0,24

0,23

0,78

0,36

0,27

0,66

0,23

0,23

0,7

0,49

26

50

95

22

28

19

19

51

12

21

22

Кр

0,75

0,75

0,67

0,9

0,75

0,75

0,9

0,67

0,87

0,9

0,8

Ррс, кВт

467,25

317,25

290,78

3085,65

1252,5

273,9

2988,27

361,8

83,52

1332

47,12

Qрс, квар

448,87

324,14

397,99

652,62

1055,16

336,54

1827,78

442,07

76,28

784,8

36,07

Рро, кВт

60,05

85,27

69,77

60,05

60,05

69,77

50,95

10,92

6,94

4,15

130,82

Qро, квар

103,89

147,52

120,7

103,89

103,89

120,7

88,15

18,89

2,99

7,18

62,79

Ррн, кВт

527,3

402,52

360,55

3145,7

1312,55

343,67

3039,22

372,72

90,46

1336,15

177,94

Qрн, квар

552,76

471,66

518,69

756,51

1159,05

457,24

1915,93

460,96

79,17

791,98

98,86

Sрн, кВ·А

763,93

620,07

631,69

3235,39

1751,05

571,99

3592,72

592,79

120,2

1553,23

203,55

Рис. 2.1 План завода и расчётная нагрузка цехов.

2. Выбор цеховых трансформаторов и расчёт компенсации реактивной мощности

Произведём разбивку цехов на группы с учетом их геометрического расположения на плане, а также распределению мощностей между цехами. Выделим 5 групп.

Для каждой группы цеховых трансформаторов одинаковой мощности определяется минимальное их число, необходимое для питания расчётной активной нагрузки, по выражению

(3.1)

где Ррн — расчётная активная нагрузка до 1кВт данной группы трансформаторов, кВт;

Sт — единичная мощность цеховых трансформаторов, принимаемая в зависимости от удельной плотности нагрузки, кВА;

вт — коэффициент активной нагрузки трансформаторов, определяемый в зависимости от категории электроприёмников по надёжности электроснабжения.

Для литейного цеха, обрубочного цеха, административно-бытового и складского корпуса среднее значение коэффициента использования находим по выражению (2.2)

Эффективное число электроприёмников вычисляется по упрощённой формуле (2.3)

Определяем коэффициент расчётной нагрузки, который принимается в зависимости от эффективного числа электроприёмников nэ и средневзвешенного коэффициента использования Ки, значение Кр берётся из [1] табл. П7, стр.273:

Расчетную активную и реактивную нагрузки определим по (2.7) и (2.8)

По (2.9) полная мощность расчётной нагрузки вычисляется

Определяем минимальное число цеховых трансформаторов по (3.1)

Аналогично произведём расчёт трансформаторов для всех остальных цехов завода и результаты сведём в таблицу 3.1.

Таблица 3.1 Каталожные данные трансформаторов цеховых ТП

Наименование

цеха

Кол.

транов

в цехе

Тип

тран-ра

Ном.

мощность,

кВА

Потери, кВт

Напряже-

ние КЗ, %

Ток

холостого

хода,%

Холостого хода

Короткого замыкания

Заготовительный цех №1

Механический цех №2

Инструментальный цех №3

Термический цех №4

Кузнечный цех №5

Сборочный цех №6

8

ТМЗ

1000

2

10,2

5,5

1

Литейный цех №7

Обрубочный цех №8

Складской корпус №9

Административно-бытовой корпус №13

5

ТМЗ

1000

2

10,2

5,5

1

Компрессорный цех №11

2

ТМЗ

1000

2

10,2

5,5

1

Наибольшее значение реактивной мощности, которое может быть передано через трансформаторы в сеть до 1кВ при принятом коэффициенте загрузки трансформаторов вт, определяется по следующему выражению, квар

(3.2)

где коэффициент 1,1 учитывает допустимую систематическую перегрузку трансформатора.

Суммарная мощность блока низковольтных конденсаторов БНК по критерию выбора минимального числа трансформаторов

(3.3)

где Qрн — расчётная реактивная нагрузка до 1кВ рассматриваемой группы трансформаторов, квар.

Определим расчётную реактивную нагрузку до 1кВ рассматриваемой группы трансформаторов, квар

; (3.4)

где tgц — коэффициент реактивной мощности, определяемый в зависимости от соответствующего cosц для данного цеха.

Если Qнк1< 0, то следует принять Qнк1= 0.

Величина Qнк1 распределяется между цеховыми трансформаторами прямо пропорционально их реактивным нагрузкам. Затем выбираются стандартные номинальные мощности БНК для сети до 1кВ каждого трансформатора. Определим мощность БНК для группы цехов кузнечный цех №1, литейный цех, кузнечный цех №2. По (3.2) значение реактивной мощности, которое может быть передано через трансформатор в сеть до 1кВ равно

Суммарная мощность блока низковольтных конденсаторов по формуле (3.3)

Т. к. Qнк1>0, то следует применить блок низковольтных конденсаторов.

Условия выбора БНК:

,

где — суммарная реактивная мощность выбранных БНК, квар.

Выбираем БНК типа АКУ-0,4-100-25, суммарная реактивная мощность которых равна

Аналогично произведём расчёты для остальных цехов завода, и результаты сведём в таблицу 3.2.

Таблица 3.2 Расчёт низковольтных конденсаторных батарей

Наименование

цеха

Qрн, квар

Qт, квар

Qнк1, квар

Тип БНК

Qнк1, квар

Заготовительный цех №1

Механический цех №2

Инструментальный цех №3

Термический цех №4

Кузнечный цех №5

Сборочный цех №6

3272,85

3079,52

193,33

АКУ-0,4-50-10

200

Литейный цех №7

Обрубочный цех №8

Складской корпус №9

Административно-бытовой корпус №13

2126,22

1630,2

496,02

АКУ-0,4-100-25

500

Компрессорный цех №11

791,98

765,7

26,28

АКУ-0,4-50-10

50

Потери активной мощности в трансформаторе, кВт

(3.5)

(3.6)

Потери реактивной мощности в трансформаторе, квар

(3.7)

Определим потери в трансформаторе для блока цехов.

По (5.14) коэффициент загрузки трансформатора

Аналогично произведём расчёты потерь для остальных цеховых трансформаторов завода, и результаты сведём в таблицу 3.3.

Таблица 3.3 Расчёт потерь мощности в трансформаторах

Наименование

цеха

Коэф. загрузки

тран-ра

Потери активной мощности ?Рт, кВт

Потери

реактивной

мощности

?Qт, квар

Заготовительный цех №1

Механический цех №2

Инструментальный цех №3

Термический цех №4

Кузнечный цех №5

Сборочный цех №6

0,77

64,38

340,88

Литейный цех №7

Обрубочный цех №8

Складской корпус №9

Административно-бытовой корпус №13

0,77

40,24

213,05

Компрессорный цех №11

0,82

17,72

93,96

Экономически целесообразное значение РМ, потребляемой предприятием в часы больших нагрузок из энергосистемы, определяется по выражению, квар

(3.8)

где — математическое ожидание активной расчетной нагрузки потребителя на границе балансового разграничения с энергосистемой, кВт;

tgцэ — максимальное значение экономического коэффициента РМ, определяемого оптимизационным (tgцэ0) или нормированным методом (tgцэн).

Математическое ожидание активной расчетной и реактивной нагрузки потребителя

(3.9)

(3.10)

где ко — коэффициент приведения расчётной нагрузки к математическому ожиданию, ко =0,9;

Рр, Qр — расчётная активная и реактивная мощность предприятия (с учётом потерь в трансформаторах).

В расчётах компенсации, как правило, определяется нормативное значение экономического коэффициента РМ по выражению

(3.11)

где dmax — отношение потребления энергии в квартале максимума нагрузки энергосистемы к потреблению в квартале максимальной нагрузки предприятия (при отсутствии таких сведений принимают dmax=1); a — основная ставка тарифа на активную мощность, руб/кВт·год; b — дополнительная ставка тарифа на активную мощность, руб/кВт·ч; tgцб — базовый коэффициент РМ, принимаемый равным 0,25; 0,3 и 0,4 для сетей 6…20кВ, присоединённых к шинам подстанции с высшим напряжением соответственно 35,110 и 220…330кВ. К1 — коэффициент, отражающий изменение цен на конденсаторные установки. Величина К1 может принята равной коэффициенту увеличения ставки двухставочного тарифа на электроэнергию Кw (по сравнению со значениями а = 60 руб/кВт·год и b =1,8 коп/кВт·ч, установленными для Беларуси прейскурантом №09-01, введённым в действие с 1.01.91г), который определяется по формуле

; (3.12)

где Кw1 и Кw2 — коэффициенты увеличения основной и дополнительной ставки тарифа на электроэнергию (определяются делением действующих ставок тарифа на а = 60 руб/кВт·год и b =1,8 коп/кВт·ч соответственно), т. е.

Tmax — число часов использования максимальной нагрузки предприятия, которое принимается для подшипникового завода равным Tmax= 5000ч по [1] табл. П3, стр.271

По (3.12) определим коэффициент увеличения ставки двухставочного тарифа на электроэнергию

По (3.11) нормативное значение экономического коэффициента РМ

По (3.9) и (3.10) математическое ожидание активной расчетной и реактивной нагрузки потребителя

По (3.8) экономически целесообразное значение РМ, квар

Произведём анализ баланса реактивной мощности на границе балансового разграничения с энергосистемой. Вычислим величину:

При ?Q’>0 должна быть рассмотрена возможность получения недостающей РМ следующими способами:

1) дополнительным генерированием РМ СД мощностью до 2500 кВт и n?1000 мин — 1, если их располагаемая РМ не использована полностью при определении Qд (б<1,2);

2) дополнительной установкой БНК (сверх Qнк1);

3) установкой батарей высоковольтных конденсаторов (БВК) в узлах нагрузки 6…10кВ (для предприятий с непрерывным режимом работы);

4) дополнительным потреблением РМ из энергосистемы, превышающем экономическое значение, Qпэ=?Q’.

Т. к. в нашем случае отсутствуют для компенсации РМ СД 6…10кВ при ?Q’>0, то должна быть рассмотрена эффективность дополнительной установки БНК мощностью Qнк2. Для этого определяется значение экономически целесообразной реактивной мощности Qтэ, которая может быть передана через цеховые трансформаторы в сеть напряжением до 1 кВ:

(3.13)

где Знк — удельные затраты на компенсацию РМ установками БНК, руб. /квар;

СQП — удельная стоимость потребления РМ и энергии, превышающего экономическое значение, руб. /квар·год;

А — расчётная величина, характеризующая затраты на потери активной мощности при передаче РМ в сеть напряжением до 1 кВ, определяемая как, руб/кВт2

(3.14)

где Срп — удельная стоимость потерь активной мощности и энергии при передаче РМ в сети внутризаводской системы электроснабжения, руб. /кВт·год; Rэ — эквивалентное сопротивление сети 6…10кВ (от шин 6…10кВ РП, ГПП до шин 0,4кВ цеховых ТП), Ом; Uн — номинальное напряжение сети (6 или 10 кВ).

Удельная стоимость потерь активной мощности и энергии при передаче РМ:

(3.15)

где: фQ — число часов максимальных потерь при передаче реактивной мощности:

При ?Км: (3.16)

При >Км: (3.17)

где Тг — годовой фонд рабочего времени, ч, принимаемый равным для двухсменных предприятий Тг=4000ч;

Км — принимается для двухсменных предприятий равным Км=0,8.

— степень компенсации определяется по формуле (3.20) при Qпэ=Q’ (т. к. СД не применяются для дополнительной компенсации РМ);

Qпэ — величина потребляемой из энергосистемы РМ, превышающей экономическое значение, Qпэ=Q’.

(3.18)

Т. к. Км, то число часов максимальных потерь при передаче реактивной мощности вычисляем по формуле (3.17):

ч.

По (3.15) удельная стоимость потерь активной мощности и энергии при передаче РМ

Эквивалентное сопротивление сети 6…10кВ, Ом

(3.19)

где Rт — активное сопротивление схемы замещения трансформатора, приведенное к высшему напряжению, Ом, которое принимается для трансформаторов типа ТМЗ и Sт=1000кВА по 4, Rт =1,08Ом;

r0 — удельное активное сопротивление кабельной линии, Ом/км, которое можно принять для трансформаторов Sт=1000кВА r0=0,447 Ом/км;

Nт — количество цеховых трансформаторов;

Lср — средняя длина линии питающей трансформатор, км

Средняя длина кабельной линии, км

(3.20)

где L — суммарная длина линий, км.

Таблица 3.4 Расчёт средних длин линий питающий трансформаторы и эквивалентное сопротивление сети 10кВ

Наименование

цеха

L, км

, км

Кол-во трансформа — торов, шт

Rэ, Ом

Кузнечныйцех№1

Литейный цех

Кузнечный цех №2

0,744

0,124

6

0,189

Термическое отделение №1

Шарико-подшипниковый заводоуправление

0,045

0,015

3

0,36

Токарный участок№1 Шлифовальный

Участок

Токарный участок №2

0,346

0,173

2

0,58

Термическое отделение №2

1,36

0,34

130,397

0,3

Сепараторный цех

0,396

0,396

1

1,25

Ом

По (3.14) расчётная величина, характеризующая затраты на потери активной мощности при передаче РМ в сеть напряжением до 1 кВ

Удельные затраты на компенсацию РМ установками БНК, руб. /квар

(3.21)

где Скн — удельная стоимость низковольтных конденсаторов, принимается с учётом коэффициента изменения цен по укрупнённым показателям, принимается равным 7,5…10,5 (на 1.10.91г), руб. /квар;

Зрнк — удельные затраты на потери мощности в установках БНК, руб. /квар

(3.22)

где Срг — удельная стоимость потерь активной мощности в компенсирующих установках, руб/кВт

= 0,004кВт/квар.

По (3.24) удельные затраты на потери мощности в установках БНК, руб. /квар

По (3.23) удельные затраты на компенсацию РМ установками БНК, руб. /квар

При наличии на предприятии приборов учёта максимальной РМ удельная стоимость потребления дополнительной РМ и энергии

(3.23)

где: С2 — плата за 1квар потребляемой РМ, превышающей экономическое значение, которую принимаем равной С2=3,6руб/ (кваргод);

d2 — плата за 1кварч потребляемой реактивной энергии, которую принимаем равной d2=0,09 коп/кварч; TмQп — годовое число часов использования максимальной РМ при потреблении, превышающем экономическое значение, которое определяется при ?Км, ч

(3.24)

По (3.23)

По (3.13) при потреблении РМ из энергосистемы, превышающем экономическое значение,

Т. к. Qтэ<0, то принимаем Qнк2=Qт,

а именно:

Qнк2=2209,5+383,5+1053,42+1186,5+1732,8=6565,7квар

но поскольку это больше чем ?Q’, то принимаем Qнк2=611,5квар.

Произведем распределение Qнк2 пропорционально потребляемой реактивной мощности:

выбираем АКУ-0,4-200-25

выбираем АКУ-0,4-225-25

Произведем анализ баланса реактивной мощности на границе балансового разграничения с энергосистемой:

Корректируем значение РМ, потребляемой предприятием в часы больших нагрузок из энергосистемы:

Qэ=5414,53-108,5=5306,04квар

Таблица 3.5 Расчёт низковольтных конденсаторных батарей

Наименование

цеха

Qнкт1, квар

Qнкт2, квар

Кол-во трансформаторов

Тип БНК

Кузнечныйцех№1

Литейный цех

Кузнечный цех №2

100

100

6

АКУ-0,4-200-25

Термическое отделение №1

Шарико-подщипниковый заводоуправление

—————-

—————-

3

—————-

Токарныйучасток№1 Шлифовальный

Участок

Токарныйучасток №2

—————-

—————-

2

—————-

Термическое отделение №2

—————-

—————-

4

—————-

Сепараторный цех

125

100

1

АКУ-0,4-225-25

3. Построение картограммы электрических нагрузок

При определении мест установки ТП, РП, ГПП, ПГВ и компенсирующих устройств реактивной мощности необходимо иметь информацию о величине и распределении электрических нагрузок по территории промышленного объекта. С этой целью строят картограмму электрических нагрузок для предприятия или его структурного подразделения. На картограмме электрические нагрузки отдельных крупных электроприёмников, групп электроприёмников или цехов изображают в виде кругов. Площади кругов в определённом масштабе отображают величины электрических нагрузок. Центром круга является условный центр электрической нагрузки приёмника, группы или цеха. При равномерном распределении нагрузок по площади цеха центр электрической нагрузки совпадает с центром геометрической фигуры, изображающей цех на генплане предприятия. Как правило строится картограмма активных нагрузок. При этом для каждого i-го цеха активная расчетная нагрузка может быть представлена как, кВт

(4.1)

где Рр. c. i и Рр. о. i — расчётные активные силовая и осветительная нагрузки i-го цеха.

Для каждого цеха (группы электроприёмников) радиус круга rI определяется из условия равенства активной мощности нагрузки пощади круга

(4.2)

где m — принятый масштаб картограммы, кВт/мм2.

Из (4.2) радиус круга:

(4.3)

Каждый круг разделяется на секторы, соответствующие величинам силовой и осветительной нагрузок. В этом случае картограмма отображает структуру нагрузки цеха.

Угол сектора осветительной нагрузки в градусах определяется по выражению

(4.4)

а силовой нагрузки как

(4.5)

Условный центр электрических нагрузок (ЦЭН) находят с целью рационального размещения ТП, РП, ГПП и ПГВ. Его обычно вычисляют аналитически, используя известные из теоретической механики правила для определения центра тяжести плоского тела.

Искомые координаты X0 иY0 условного ЦЭН вычисляются по формулам

(4.6)

(4.7)

Произведём построение картограммы электрических нагрузок и ЦЭН для подшипникового завода №3 согласно вышеизложенной методики.

Например для Кузнечного цеха №1, литейного цеха, кузнечного цеха №2, мм:

По (4.4) угол сектора осветительной нагрузки в градусах

;

а по (4.5) силовой нагрузки как

.

Результаты расчёта сведём в таблицу 4.1.

Таблица 4.1 Построение картограммы электрических нагрузок и определение ЦЭН

Наименование цеха

Радиус

круга, мм

Угол сектора осветительной нагрузки, оi.

Угол сектора силовой нагрузки. ci.

Координаты по картограмме

Координаты ЦЭН

xi, м

yi, м

X0, м

Y0, м

Кузнечный цех №1

Литейный цех Кузнечный цех №2

35,6

8,3

351,7

107

310

183

227

Сепараторный цех

15,3

19

341

381

310

Термическое отделение 1

22

5

355

74

148

Шарико-подщипниковый

11

41

319

96

193

Заводоуправление

10

41

319

96

54

Токарный участок №1 Шлифовальный участок Токарный участок №2

18

42

318

226

179

Термическое отделение 2

28

5

355

321

167

Построение картограммы электрических нагрузок данного предприятия произведём на рисунках 4.1 и 4.2

На рис 4.2 представлена более дешевая схема электроснабжения, т. к. в ней на одну ячейку КСО меньше, но она менее надежна и поэтому для нашего предприятия более предпочтительнее схема представленная на рис 4.1

4. Разработка схемы электроснабжения предприятия на напряжение выше 1 кВ

Для приёма и распределения электроэнергии на напряжении 6…35кВ на больших и средних предприятиях, как правило, предусматриваются РП. Количество РП на предприятиях зависит от суммарной нагрузки. На напряжении 10кВ РП комплектуются камерами КСО-298.

Внутризаводское электроснабжение на напряжение 10кВ может быть выполнено по радиальным, магистральным и смешанным (комбинированным) схемам. Радиальные схемы применяются для питания ответственных и крупных потребителей, а так же цеховых ТП при неупорядоченном расположении ТП относительно ИП (РП, ЦРП, ГПП).

Достоинствами радиальных схем являются удобство эксплуатации, высокая надёжность работы, возможность применения простой и надёжной защиты и автоматики. Недостаток радиальных схем по сравнению с магистральными: большая суммарная длина линии и большое количество ячеек и выключателей, что приводит к большим капитальным вложениям.

Магистральные схемы применяются при упорядоченном, близком к линейному, расположению ТП на территории промышленного объекта. При формировании магистральной схемы следует стремиться к тому, чтобы линии от ИП до потребителей прокладывались без значительных обратных перетоков энергии. Недостатками магистральных схем являются: усложнение конструктивного вводного устройства ТП по сравнению с радиальными, в которых трансформаторы присоединяются наглухо, а также одновременное отключение нескольких трансформаторов, подключаемых к магистрали, при ее повреждении. Магистральные схемы выполняются в виде одиночных, двойных сквозных и встречных магистралей. Двойные сквозные магистрали применяются для питания двухтрансформаторных подстанций. При использовании двойных сквозных магистралей допускается глухое присоединение трансформаторов к линиям 10 кВ.

Распределительная сеть напряжением 10кВ выполняем кабелями с изоляцией из сшитого полиэтилена марки АПвВ. Трассы кабельных линий намечаются вдоль зданий и проездов с учётом наименьшего расхода кабельной линии. Наиболее экономичной и простой является прокладка кабеля в траншеях. В одной траншее рекомендуется размещать не более 6 кабелей напряжением 10кВ. Глубина заложения кабельных линий от планировочной отметки должна быть не менее 0,7м.

Внутри зданий кабельные линии можно прокладывать непосредственно по конструкциям зданий (открыто, в коробах или трубах, в каналах, блоках, туннелях, шахтах, кабельных этажах и двойных полах).

Исходя из вышеизложенного, произведём разработку и начертательное проектирование схемы электроснабжения напряжением выше 10кВ.

Схему электроснабжения предприятия принимаем смешанной. В ней используем радиальные линии (РП — ТП6, РП — ТП11,РП-ТП5), одиночные магистрали (РП-ТП3 — ТП4, РП-ТП7 — ТП8) и двойные сквозные магистрали (питающие двухтрансформаторные ТП).

Для предприятия выбираем один распределительный пункт РП. РП комплектуем камерами типа КСО — 298 с вакуумными выключателями типа ВВ\TEL.

Распределительную сеть напряжением 10кВ выполняем кабелями марки АПвВ, прокладываемыми в земляных траншеях.

Упрощённая схема электроснабжения напряжением выше 1кВ представлена на рисунке 5.1.

5. Расчёт токов коротких замыканий

Расчёт токов КЗ производится с целью:

1 выбор электрических аппаратов;

2 проверка устойчивости элементов схемы при электродинамическом и термическом действии токов КЗ;

3 расчёт релейной защиты.

Расчётным видом КЗ является трёхфазное, т. к. при нём обычно получаются большие значения сверхпереходного и ударного токов, чем при двухфазном и однофазном.

Для вычисления токов КЗ составим расчётную схему (рис.6.1), включающую в себя все элементы, по которым протекают токи к выбранным точкам. На схеме приведём основные параметры оборудования, которое потребуется для последующего расчёта. По расчётной схеме составим схему замещения (6.2), в которой каждый элемент заменяется своим сопротивлением. Генераторы, трансформаторы, высоковольтные линии представим индуктивным сопротивлением.

Произведём расчёт в относительных величинах, при котором все расчётные данные приводятся к базисным напряжению и мощности. За базисное напряжение Uср=10,5кВ.

В качестве базисной мощности принимаем равной мощности короткого замыкания на шинах подстанции, т. е. Sб = 1000 МВА.

Для ограничения токов короткого замыкания, на шинах РП, выбираем токоограничивающие реакторы РБ-10-1000-0,28.

Рис6,1

Принимаем базисные условия. Базисное напряжение Uб=10,5кВ, базисная мощность Sб=1000МВА.

Сопротивление системы xс, расчитаем по формуле:

, (6,1)

Сопротивление трансформатора с расщепленной обмоткой xт, найдем по формуле:

, (6,2)

где Uк% — напряжение короткого замыкания, %;

Sнт — номинальная мощность трансформатора, МВА;

Кпр — коэффициент приведения, равный 1,875.

Сопротивление кабельных линий:

, (6,3)

где X0 — удельное сопротивление кабельной линии.

l — длина кабельной линии, км.

Для опредления сопротивления необходимо предварительно выбрать сечение кабеля.

Сечения жил кабеля по экономической плотности тока выбирают по условию:

Fэ=Iрл/jэ, (6,4)

где Iрл — расчётный ток линии в нормальном режиме работы, А;

jэ — экономическая плотность тока, А/мм2, принимаем jэ=1.7А/мм2 при Тм=4000ч.

Базисный ток Iб, кА, рассчитаем по формуле:

; (6,5)

Ток трехфазного короткого замыкания определяем по формуле:

, (6,6)

где X? — суммарное сопротивление последовательно соединенных элементов до точки короткого замыкания.

Максимальные расчётные токи линии Iрmax, А, рассчитаем по номинальной мощности трансформатора:

.

Допустимая перегрузка кабеля на 30%, кпк=1.3, для двухтрансформаторных подстанций допускается перегрузка одного из трансформаторов, при выходе из строя другого, на 40%, кпт=1.4

Проверка кабеля по перегрузочной способности производится по условию:

кп•Iдоп кпт •Iрmax (6,7)

Условие соблюдается, значит кабель проходит по уловию нагрева.

После выбора кабеля прозводим проверку термической стойкости кабеля.

Проверка кабеля по термической стойкости заключается в том, чтобы допустимые токи к. з не превышали значениям односекундных токов к. з. соответствующих сечений:

, (6,8)

где К — поправочный коэффициент

t — время длительности к. з. Для шин РП t=1.6c, для шин цеховых ТП t=0.6c

Из двух найденных сечений (по экономической плотности тока и термической стойкости) принимается большее.

Приведем пример расчета тока КЗ для точки К1 и выбор кабеля для ТП1.

.

Определим сопротивления системы и трансформатора:

;

.

По (6,4) выберем сечения кабеля для завода.

(6,9)

А

Fэ=340,2/1,7=200,1мм2

По [1] выбираем три одножильных кабеля типа АПвВ 1240 — 10с Iдоп=440 А.

Произведем проверку кабеля по условию (6,8). При выходе из строя одного кабеля по другому будет протекать ток всего завода:

А

1,23•440=608,9А <680.4А

Следовательно берем три одножильных кабеля большего сечения

АПвВ 1630 — 10 с Iдоп=750 А

Хо=0,145Ом/км.

Произведем проверку кабеля по термической стойкости:

;

;

По (6,8) проверяем выбранный кабель по термической стойкости:

По (6,8) проверяем экран кабеля по термической стойкости:

Принимаем экран сечением 35 мм2

Выберем кабель от РП до ТП3:

Fэ=118.3/1,7=69,5мм2

По [2] выбираем три одножильных кабеля типа АПвВ 170 — 10 с Iдоп=210 А

Xo=0.082Ом/км

210 >57,73А

Произведем проверку кабеля по термической стойкости:

;

;

Принимаем экран сечением 25 мм2

Выберем кабель от РП до ТП1:

Fэ=118.3/1,7=69,5мм2

По [2] выбираем три одножильных кабеля типа АПвВ 170 — 10 с Iдоп=210 А

Xo=0.082Ом/км

1,23•210=258,3А >1.4•57,73=80.8А

Произведем проверку кабеля по термической стойкости:

;

;

Принимаем экран сечением 25 мм2

Расчет токов КЗ и выбор кабелей для остальных ТП производим аналогично данные сводим в таблицу 6,1

Расчет токов КЗ и выбор кабелей

Таблица 6,1

, А

Fэ, мм2

Марка кабеля

Iдоп, А

кпт •Ip. max, А

х0, Ом/км

, кА

Fэ, мм2

РП-ТП1

118,3

69,5

3хАПвВ 1х70 — 10

210

80,8

0,119

10, 19

5,4

25

РП-ТП3

118,3

69,5

3хАПвВ 1х70 — 10

210

57,73

0,119

10,14

5,42

25

РП-ТП5

62,06

36,5

3хАПвВ 1х70 — 10

170

80,8

0,119

10,06

5,46

25

РП-ТП6

62,06

36,5

3хАПвВ 1х70 — 10

170

57,73

0,119

10,12

5,43

25

РП-ТП7

142,7

83,9

3хАПвВ 1х95 — 10

250

57,73

0,112

10,16

5,41

25

РП-ТП9

93,8

55,2

3хАПвВ 1х50 — 10

170

80,8

0,126

10,5

5,23

25

РП-ТП11

65,9

38,8

3хАПвВ 1х50 — 10

170

57,73

0,126

10,42

5,22

25

ТП110/10-РП

340,2

200,1

3хАПвВ 1х630 — 10

750

680,4

0,145

10,05

5,47

35

6. Выбор сечения токоведущих элементов и электрических аппаратов напряжением выше 1кВ

Выберем шины на заводском РП 10кВ.

Шины выбираются по номинальным значениям тока и напряжения, и проверяются на электродинамическую и термическую устойчивость.

IдопImax; (7,1), , (7,2)

где Smin — минимальное сечение шины, мм2,c-коэффициент принимаемый для алюминиевых шин равным 91 А•с0,5/мм2.

допр; (7,3)

где доп, р — соответственно допустимое и рабочее напряжения возникающее в металле шины, МПа Imax=680.4 А.

По [3] выбираем алюминиевые шины сечением 506 мм2 с Iдоп=740А. Шины устанавливаем плашмя, расстояние между фазами, а=25см, расстояние между изоляторами l=100см, момент сопротивления шин W, см3, определим по формуле:

(7,3)

где h, b — соответственно меньший и больший размеры поперечного сечения шин, см3.

Расчётное напряжение в металле шин определим по формуле:

(7,4)

По [3] найдем доп=91 МПа — для алюминиевых шин марки АД31Т, тогда по условию (62):

91 МПа > 65,3 МПа

87 мм2 < 300 мм2

Выбранные шины проходят по электродинамической и термической устойчивости.

Произведем выбор электрических аппаратов в сети 10 кВ.

Работа электрических аппаратов в условиях эксплуатации обуславливается тремя режимами: длительный, перегрузки и режиме короткого замыкания.

В длительном режиме надёжная работа аппаратов обеспечивается правильным выбором их по номинальному току и напряжению. В режиме перегрузки надёжная работа аппаратов обеспечивается ограничением величины и длительности повышения напряжения или тока в таких пределах, при которых гарантируется нормальная работа за счёт запаса прочности. В режиме короткого замыкания надёжная работа аппаратов обеспечивается их термической и электродинамической устойчивостью. Выбор электрических аппаратов основывается на условиях:

UномUраб; (7,5)

IномIраб; (7,6)

iднiу; (7,7)

ВтВк, (7,8)

где Uном, Iном — соответственно, номинальные напряжение и ток аппарата; Uраб, Iраб — напряжение и ток сети, в которой установлен аппарат; Вт=I2tn•tk — тепловой импульс аппарата, нормированный заводом изготовителем, А2с; Вк=I2•tср — тепловой импульс расчётный, А2с.

Выбираем панели типа КСО-292 вводную по расчётному току завода, линейную — по наибольшему току присоединения.

Выбор вводной панели КСО-298Таблица 7,3

Условие выбора

Расчётные данные

Каталожные данные

ВВ/TEL-10/1000

РВФЗ-10/1000

РВФЗ-10/1000

UномUраб

Uраб=10 кВ

Uном=10 кВ

Uном=10 кВ

Uном=10 кВ

IномIраб

Iраб=923,7 А

Iном=1000 А

Iном=1000 А

Iном=1000 А

IднIуд

Iуд=12,2кА

Iдн=51 кА

Iдн=81 кА

Iдн=81 кА

IотклI»

I»=6,28 кА

Iоткл=20 кА

BтBk

Bk=5,472 (1.6+0.01) =48,2кА2с

Bт=2024=1600 кА2с

Bт=31.524=3970 кА2с

Bт=31.524=3970 кА2с

Выбираем линейную панель КСО-298. Таблица 7,4

Условие выбора

Расчётные данные

Каталожные данные

ВВ/TEL-10/400

РВФЗ-10/400

3Р-10У3

UномUраб

Uраб=10 Кв

Uном=10 кВ

Uном=10 кВ

Uном=10 кВ

IномIраб

Iраб= 118,41А

Iном=400 А

Iном=400 А

IднIуд

Iуд=12,2 кА

Iдн=51 кА

Iдн=50 кА

Iдн=235 кА

IотклI»

I»=6,28кА

Iоткл=20 кА

BтBk

Bk=5,472 (1.6+0.01) =48,2кА2с

Bт=2024=1600 кА2с

Bт=1624=1024 кА2с

Bт=9021=8100 кА2с

Произведем выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения. Выбор трансформаторов тока производится по номинальному току и напряжению первичной цепи, классу точности, номинальному току вторичной цепи и номинальной мощности вторичной обмотки.

S2=Sпр. б+I22• (rпр+ rкон), (7,9)

где rпр и rкон — сопротивления проводов и контактов, Ом, rкон=0.1 Ом; I2 — ток вторичной обмотки, А, I2=5 А; Sпр. б — мощность, потребляемая приборами, В•А.

(7,10)

Условие электродинамической устойчивости:

. (7,11)

Условие термической устойчивости:

. (7,12)

Выбор трансформаторов напряжения производим по номинальным параметрам, классу точности и нагрузке.

SномS2=; (7,13)

где Р — суммарная активная мощность потребляемая катушками приборов;

Q — суммарная реактивная мощность потребляемая катушками приборов.

Р=SпрбcosпрбQ=Pпрбtgпрб

В таблице 7,5 приведем перечень приборов являющихся вторичной нагрузкой трансформаторов напряжение на ЦРП

Вторичная нагрузка трансформатора напряжения на РП.

Таблица 7,5

Прибор

Тип прибора

Sобм, ВА

Число обмоток, шт.

cos

Sin

Число приборов

Pпрб, Вт

Sпрб, вар

Вольтметр

Э-335

2

1

1

0

4

8

Счётчик активной энергии

EMS-112

40.3 (A+,R+R-)

8

2

0.38

0.925

1

6.08

14.8

Счётчик реактивной энергии

EMS-112

40.3 (A+,R+R-)

12

2

0.38

0.925

2

18.24

44.4

Итого:

32.2

59.2

В таблице7,6 приведем вторичные нагрузки трансформатора тока на стороне 0,4кВ.

Вторичная нагрузка трансформатора тока ТП-0.4 кВ.

Таблица 7,6

Прибор

Тип прибора

Нагрузка фаз, ВА

А

В

С

Амперметр

Э-335

1.5

1.5

1.5

Счётчик акт. Энергии

2.5

2.5

Итого:

4.0

1.5

4.0

Наиболее загруженные фазы А и С.

Устанавливаем на каждой секции РП трансформаторы напряжения НАМИ-10 с классом точности 0.5 с Sном=120 ВА, через предохранители ПКТ-10. Вторичную нагрузку трансформатора тока на РП приведем в таблице 7,7.

Таблица 7,7. Вторичная нагрузка трансформатора тока на РП.

Прибор

Тип прибора

Нагрузка фаз, ВА

А

В

С

Амперметр

Счётчик акт. энергии

Счётчик реакт. энергии

Э-335

EMS-112

40.3 (A+,R+R-)

2.5

2.5

0.5

2.5

2.5

Итого:

5.0

0.5

5.0

Наиболее нагруженными являются трансформаторы тока фаз А и С.

Выбираем трансформаторы тока типа ТПОЛ-10У3 Sн=10 ВА.

Тогда по формуле (7,10):

.

Параметры трансформатора: Iн1=1000 А; Iн2=5 А, кдин=81 кА;

По условиям электродинамической и термической стойкости (7,16) и (7,17):

Выбранный трансформатор тока проходит по условиям электродинамической и термической стойкости.

Выберем автоматические выключатели, установленные за трансформаторами цеховых ТП.

Выбор для однотрансформаторных ТП производим по условию:

, (7,14)

где Iнр — номинальный ток теплового расцепителя выключателя, А.

Выбор для двухтрансформаторных ТП производим по условию:

. (7,15)

Выберем выключатель для подстанции ТП1. По условию (7,15):

.

По [2] выбираем выключатель ВА53-43 с Iнр=2500 А, Iн=2500 А. Выбор выключателей для остальных подстанций аналогичен. Данные представим в таблице 7,8.

Таблица 7,8 Выбор выключателей

№ ТП

Sт, кВА

Iтп, А

Тип выключателя

Iнр, А

Iн, А

ТП1, ТП2, ТП5, ТП9 ТП10

2х1000

2020

ВА53-43

2500

2500

ТП3, ТП4, ТП6, ТП7, ТП8 ТП11

1х1000

1443

ВА55-41

1600

1600

Номинальные токи секционных выключателей выбираются на ступень ниже, чем номинальные токи вводных автоматов.

Произведем выбор трансформаторов тока типа ТНШЛ с номинальным током первичной обмотки, соответствующим расчётному току за трансформатором для каждой ТП.

Таблица 7,9 Выбор трансформаторов тока ТНШЛ

№ ТП

Sт, кВА

Iтп, А

Тип трансформатора

Iнтт, А

ТП1, ТП2, ТП5, ТП9 ТП10

2х1000

2020

ТНШЛ-3000/5

3000

ТП3, ТП4, ТП6, ТП7, ТП8 ТП11

1х1000

1443

ТНШЛ-1500/5

1500

Выберем автоматические выключатели для защиты конденсаторных установок по условию:

(7,16)

Для установки АКУ-0,4-200-25:

По [2] выбираем выключатель ВА51-37 с Iнр=400 А, Iн=400 А.

Для установки АКУ-0,4-225-25:

По [2] выбираем выключатель ВА51-39 с Iнр=630 А, Iнр=630 А.

7. Электрические измерения и учёт электроэнергии

В системе электроснабжения промышленного предприятия следует измерять текущие значения величин тока, напряжения и мощности, характеризующие режимы работы как самой системы, так и её элементов, а также осуществлять учёт потребляемой и вырабатываемой электроэнергии.

Амперметры устанавливаются в цепях, в которых необходим контроль тока (вводы ГПП и РП, трансформаторы, отходящие линии, перемычки между секциями сборных шин, конденсаторные установки, некоторые электроприёмники).

Напряжение измеряется на каждой секции сборных шин ГПП, РП и ТП. На понижающих подстанциях допускается измерять напряжение только на стороне низшего напряжения, если установка трансформатора напряжения на первичной стороне не требуется для других целей. В трёхфазных электроустановках обычно производится измерение одного междуфазного напряжения. В сетях с изолированной нейтралью (напряжением 6…35кВ) вольтметры используются также для контроля изоляции. Для этой цели применяются три вольтметра (или один вольтметр с переключателем), включаемые на фазные напряжения через измерительный трансформатор типа 3xЗНОЛ, присоединённый к секции РП или ГПП.

Измерение мощности выполняется в цепях понижающих трансформаторов ГПП. При напряжении первичной стороны 10кВизмеряется только активная мощность. В цепях двух обмоточных трансформаторов измерение производится со стороны низшего напряжения.

Учёт электроэнергии на помыленных предприятиях подразделяется на расчётный (коммерческий) и технический (контрольный).

Расчётный учёт электроэнергии предназначен для осуществления денежных расчётов за выработанную, а также отпущенную потребителям электроэнергию. Основные положения по организации и осуществлению расчётного учёта на предприятиях заключается в следующем:

расчётные счётчики активной и реактивной энергии рекомендуется устанавливать на границе раздела (на балансовой принадлежности) электроснабжающей организации и предприятия;

счётчики реактивной энергии устанавливаются на тех же элементах схемы, что и счётчики активной энергии;

если со стороны предприятия с согласия энергосистемы производится выдача реактивной энергии в сеть энергосистемы, необходимо установить два счётчика реактивной энергии со стопорами, в других случаях должен устанавливаться один счётчик реактивной энергии со стопором;

счётчик активной энергии должен иметь класс точности не ниже 0,2; класс точности счётчика реактивной энергии должен выбираться на одну ступень ниже класса точности счётчик активной энергии;

для предприятия, рассчитывающегося с электроснабжающей организацией по двухставочному тарифу, следует предусматривать установку счётчика с указанием максимума нагрузки при наличии одного пункта учёта, при двух и более пунктах — применение автоматизированных систем учёта электроэнергии.

На данном предприятии устанавливаются счетчики типа «EMS» предназначеные для учета активной и реактивной энергии в цепях переменного тока, а также для применения в составе автоматизированных систем учета и контроля электроэнергии.

Счетчик позволяет измерять активную и реактивную энергию и мощность с классом точности 0,2 или 0,5, учитывать потребленную или выданную энергию по четырем тарифным зонам, измерять максимальную мощность нагрузки на расчетном интервале времени, фиксировать максимальную активную и реактивную мощности для каждой тарифной зоны, записывать и хранить в памяти счетчика данные графика нагрузки, автоматически контролировать нагрузку с возможностью ее отключения или сигнализации при достижении заданных значений, передавать результаты измерений на диспетчерский пункт по каналам связи, фиксировать перерывы в электроснабжении. Измеряемые величины и вспомогательные данные могут поочередно отображаться на дисплее счетчика, выполненного на жидких кристаллах. Для реализации указанных функциональных возможностей счетчик «Альфа» имеет в своем составе измерительные датчики напряжения и тока, специализированный микропроцессор и дополнительные электронные платы, расширяющие его функции.

Литература

1. Радкевич В. Н. Проектирование систем электроснабжения: Учеб. пособие. — Минск.: НПООО <<ПИОН>>, 2001. — 292 стр.

2. Ополева. Г. Н Схемы и подстанции электроснабжения: Справочник-М.: Форум — инфра, 2006 — 480 стр.

3. Неклепаев Б. Н., Крючков И. П. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. — М.: Энергоатомиздат, 1989. — 608 с.

4. Электротехнический справочник: в 3-х т. Т.2. электротехнические устройства. Под общ. ред. проф. МЭИ В. Г. Герасимова, П. Г. Грудинского, Л. А. Жукова и др. — М.: Энергоиздат, 1981.

5. Радкевич В. Н. Расчет компенсации реактивной в электрических сетях промышленных предприятий: Учебно-методическое пособие по курсовому и дипломному проектированию. — Минск.: БНТУ, 2004. — 40с

6. Липкин Б. Ю. Электроснабжение промышленных предприятий и установок. — М.: Высш. школа, 1990.

Если вы думаете скопировать часть этой работы в свою, то имейте ввиду, что этим вы только снизите уникальность своей работы! Если вы хотите получить уникальную курсовую работу, то вам нужно либо написать её своими словами, либо заказать её написание опытному автору:
УЗНАТЬ СТОИМОСТЬ ИЛИ ЗАКАЗАТЬ »