Особенности контроля и учета параметров передачи электроэнергии на предприятиях энергетического сектора

Размещено на http://www.allbest.ru

Размещено на http://www.allbest.ru

Введение

Энергетика является одной из главных отраслей в экономике государства, так как обеспечивает жизнедеятельность населения и промышленных объектов. Стабильно функционирующая энергетическая система - признак экономически развитого государства.

Объекты энергетики должны бесперебойно обеспечивать население и промышленные объекты электричеством и теплом. Аварии, поломки, выходы из строя любой электростанции влекут за собой многомиллионные потери из-за упущенной выгоды.

Поэтому одной из главных задач обеспечения деятельности энергетических объектов является контроль и управление процессами, протекающими при производстве энергии.

Целью прохождения данной практике как раз и являлось получение практических навыков в сфере контроль и управление технологическими процессами. Также перед нами были поставлены задачи по освоению профессиональных компетенций:

1. Контролировать и регулировать параметры передачи электроэнергии.

2. Контролировать распределение электроэнергии и управлять им.

3. Оптимизировать технологические процессы в соответствии с нагрузкой на оборудование.

4. Определять технико-экономические показатели работы электрооборудования.

1. Обслуживание систем контроля и управления производства, передачи и распределения электроэнергии с применением аппаратно-программных средств и комплексов

С целью повышения эксплуатационной надежности, долговечности и эффективности работы энергетического оборудования, для решения задач диспетчерского, производственно-технологического и организационно-экономического управления энергохозяйством предприятия могут оснащаться автоматизированными системами управления энергохозяйством (АСУЭ).

Указанные системы являются подсистемами автоматизированной системы управления предприятием (АСУП) и должны иметь необходимые средства передачи информации от диспетчерских пунктов питающей энергосистемы в объеме, согласованном с последней.

Комплексы задач АСУЭ в каждом энергохозяйстве должны выбираться исходя из производственной и экономической целесообразности, с учетом рационального использования имеющихся типовых решений и возможностей эксплуатируемых технических средств.

Автоматизированная система управления электрохозяйством (АСУ СЭС) является составной частью АСУЭ и, как правило, имеет в своем составе системы диспетчерского управления электроснабжением и ремонтом электроустановок, распределением и сбытом электроэнергии, а также системы управления производственно-экономическими процессами в электрохозяйстве.

Для контроля и учета энергоресурсов (электроэнергии, тепла, воды) в состав АСУЭ включается специальная подсистема АСКУЭ (автоматизированная система контроля и учета энергоресурсов). Отдельно следует выделить подсистему тепло- и водоснабжения предприятия в АСУЭ.

Автоматизированная система управления электрохозяйством обеспечивает следующие функции:

· отображение текущего состояния главной схемы электроснабжения в виде мнемосхемы;

· измерение, контроль, отображение и регистрация параметров;

· обработка и вывод информации о состоянии главной схемы и оборудования в текстовой (табличной) и графической форме;

· дистанционное управление переключением выключателей главной схемы с контролем действий дежурного;

· обработка данных установившихся режимов для различных эксплуатационных целей;

· диагностика защит и автоматики с аварийной сигнализацией;

· дистанционное изменение установок цифровых РЗА, управление их вводом в работу;

· регистрация и сигнализация возникновения феррорезонансных режимов в сети;

· проверка достоверности входной информации;

· диагностика и контроль оборудования;

· формирование базы данных, хранение и документирование информации (ведение суточной ведомости, ведомости событий, архивов);

· технический (коммерческий) учет электроэнергии и контроль энергопотребления;

· контроль параметров качества электроэнергии;

· автоматическое противоаварийное управление;

· регистрация (осциллографирование) параметров аварийных и переходных процессов и анализ осциллограмм;

· контроль режима аккумуляторной батареи и изоляции ее цепей;

· диагностика состояния аппаратуры и программного обеспечения АСУ СЭС;

· передача информации о состоянии системы электроснабжения в технологическую АСУ по ее каналу связи на ЦДП и в другие службы предприятия.

На рис. 1 показана примерная структура схема АСУ СЭС компрессорной станции. Структура АСУ СЭС зависит от типа КС (электроприводная или газотурбинная), наличия на КС электростанция собственных нужд (ЭСН) и от режимов ее работы. Также имеет значение степень интеграции ЭСН в систему электроснабжения (СЭС).

Рис. 1. Структурная схема АСУ СЭС КС

Ниже перечислены объекты СЭ, входящие в АСУ СЭС:

· открытое распределительное устройство 110 кВ (ОРУ-110 кВ);

· комплектное распределительное устройство 6-10 кВ (КРУ 6-10 кВ);

· электростанция собственных нужд;

· комплектная трансформаторная подстанция (КТП) собственных нужд (СН);

· КТП производственно-эксплуатационного блока (КТП ПЭБа);

· КТП агрегатов воздушного охлаждения газа (КТП АВО газа);

· КТП вспомогательных сооружений;

· КТП водозаборных сооружений;

· автоматическая дизельная электростанция (АДЭС);

· общестанционный щит станции управления (ОЩСУ);

· щит постоянного тока (ЩТП);

· системы кондиционирования и вентиляции и др.

Основные отличия АСУ СЭС от технологических АСУ заключается в:

· высоком быстродействии на всех уровнях процесса управления, адекватной скорости процессов, протекающих в электрических сетях;

· высокой защищенности от электромагнитных влияний;

· структуре программного обеспечения.

Поэтому, как правило, АСУ СЭС при проектировании выделяется в отдельную подсистему, связанную с остальными АСУ через мост. Хотя в настоящее время имеются принципы и возможности построения глубоко интегрированных систем.

Режим работы технологического оборудования определяет режим работы энергетического оборудования. Поэтому подсистема АСУЭ в целом полностью зависит от технологических процессов. Подсистема АСУЭ как и АСУ ТП фактически определяют возможность построения информационно управляющих систем производством.

Автоматизированная система коммерческого учета электроэнергии обеспечивает общеизвестные преимущества организации учета при помощи автоматизированных систем контроля, учета и управления электропотреблением. Такие системы долгие годы применяются как за рубежом, так и в России на средних и крупных промышленных предприятиях. Кроме функций учета, они обычно также осуществляют контроль и управление электропотреблением на этих предприятиях.

Основной экономический эффект для потребителя от применения этих систем состоит в уменьшении платежей за используемую энергию и мощность, а для энергокомпаний в снижении пиков потребления и уменьшении капиталовложений на наращивание пиковых генерирующих мощностей.

Основные цели АСКУЭ:

· применение современных методов учета расхода электроэнергии;

· экономия средств из-за снижения платежей за потребляемую электроэнергию;

· оптимизация режимов распределения электроэнергии и мощности;

· переход на многотарифный учет электроэнергии; - оперативный контроль полной, активной, реактивной мощностей и др.;

· контроль качества электроэнергии. АСКУЭ обеспечивает решение следующих задач:

· сбор данных на объекте для использования при коммерческом учете;

· сбор информации на верхнем уровне управления и формирование на этой основе данных для проведения коммерческих расчетов между субъектами рынка (в том числе и по сложным тарифам);

· формирование баланса потребления по подразделениям и предприятию в целом и по АО-энергозонам;

· оперативный контроль и анализ режимов потребления электроэнергии и мощности основными потребителями;

· контроль достоверности показаний приборов учета электроэнергии и мощности;

· формирование статистической отчетности;

· оптимальное управление нагрузкой потребителей;

· проведение финансово-банковских операций и расчетов между потребителями и продавцами.

Структурная схема АСКУЭ представлена на рис. 2.



Рис. 2. Структурная схема АСКУЭ: 1 - счетчик электрической энергии, 2 - контроллер сбора, обработки и передачи показаний электрической энергии, 3 - концентратор, 4 - центральный сервер АСКУЭ, 5 - модем для связи с электросбытом, 6 - автоматизированное место (АРМ) АСКУЭ

АСУ ТП электростанций - это интегрированная автоматизированная система, состоящая из двух основных подсистем: АСУ электрической части и АСУ тепломеханической части, к которым предъявляются совершенно разные требования.

Основные задачи интегрированной АСУ ТП электростанции заключаются в обеспечении:

· устойчивой работы электростанции в нормальных, аварийных и послеаварийных режимах;

· оперативности управления;

· возможности включения АСУ ТП электростанции в АСУ диспетчерского управления высшего уровня.

АСУ теплоснабжения или АСУ тепло - это интегрированная, многокомпонентная, организационно-технологическая автоматизированная система управления тепловым хозяйством.

АСУ теплоснабжения позволяет:

· повысить качество теплоснабжения;

· оптимизировать работу теплового хозяйства путем осуществления заданных технологических режимов;

· снизить потери тепла благодаря раннему обнаружению аварийных ситуаций, локализации и устранению аварий;

· обеспечить связь с верхними уровнями управления, что существенно повышает качество управленческих решений, принимаемых на этих уровнях/

Автоматизированная система коммерческого учёта электроэнергии -- обеспечивает коммерческий учёт электроэнергии (мощности).

Коммерческий учёт электрической энергии (мощности) - процесс измерения количества электрической энергии и определения объема мощности, сбора, хранения, обработки, передачи результатов этих измерений и формирования, в том числе расчетным путем, данных о количестве произведенной и потребленной электрической энергии (мощности) для целей взаиморасчетов за поставленные электрическую энергию и мощность, а также за связанные с указанными поставками услуги.

Системы энергоучёта позволяют производить учёт потребления электроэнергии и тепла на объектах жилого, коммерческого и производственного назначения. Системы могут учитывать потребление энергоресурсов на уровне дома, районов, города, населённого пункта с единым диспетчерским и финансовым центрами.

Функции системы.

· Автоматический сбор данных коммерческого учёта потребления (отпуска) электроэнергии по каждой точке (группе) учёта на заданных коммерческих интервалах (согласно ОАО АТС -- 30 мин.).

· Хранение параметров учёта в базе данных.

· Обеспечение многотарифного учёта потребления (отпуска) электроэнергии.

· Обеспечение контроля за соблюдением лимитов энергопотребления.

· Вывод расчётных параметров на терминал и/или на устройство печати по требованию оператора.

· Ведение единого системного времени с возможностью его корректировки.

Во время прохождения практики принимал личное участие в ревизии устройств телемеханике и связи.

2. Оценка параметров качества передаваемой электроэнергии

В соответствии с ГОСТ 13109-87 различают основные и дополнительные показатели качества электроэнергии.

К основным показателям качества электроэнергии, определяющим свойства электрической энергии, которые характеризуют ее качество, относятся:

1) отклонение напряжения (дU, %);

2) размах изменения напряжения (дUt, %);

3) доза колебаний напряжений (ш, %);

4) коэффициент несинусоидальности кривой напряжения (kнсU, %);

5) коэффициент n-й гармонической составляющей напряжения нечетного (четного) порядка (kU(n), %);

6) коэффициент обратной последовательности напряжений (k2U, %);

7) коэффициент нулевой последовательности напряжений (k0U, %);

8) длительность провала напряжения (Дtпр, с);

9) импульсное напряжение (Uимп, В, кВ);

10) отклонение частоты (Дf, Гц).

Дополнительные показатели качества электроэнергии, представляющие собой формы записи основных показателей качества электроэнергии и используемые в других нормативно-технических документах:

1) коэффициент амплитудной модуляции напряжений (kмод);

2) коэффициент небаланса междуфазных напряжений (kнеб.м);

3) коэффициент небаланса фазных напряжений (kнеб.ф).

Отметим допустимые значения названных показателей качества электроэнергии, выражения для их определения и области применения. В течение 95% времени суток (22,8 ч) показатели качества электроэнергии не должны выходить за пределы нормально допустимых значений, а в течение всего времени, включая поелсаварийные режимы, они должны находиться в пределах максимально допустимых значений.

Контроль качества электроэнергии в характерных точках электрических сетей осуществляется персоналом предприятия электрических сетей. При этом длительность измерения показателя качества электроэнергии должна составлять не менее суток.

Отклонения напряжения.

Отклонение напряжения это один из самых важных показателей качества электроэнергии. Отклонение напряжения находится по формуле:

дUt = ((U(t) - Un)/Un) х 100%

где U(t) - действующее значение напряжения прямой последовательности основной частоты, или просто действующее значение напряжения (при коэффициенте несиннусоидальности, меньшем или равном 5%), в момент времени t, кВ; Un - номинальное напряжение, кВ.

Величина:

Ut = 1/3 (UAB(1) + UBC(1) + UAC(1)),

где UAB(1), UBC(1), UAC(1) - действующие значения междуфазных напряжений основной частоты.

Из-за изменения нагрузок во времени, изменения уровня напряжений и других факторов изменяется величина падения напряжения в элементах сети и, следовательно, уровень напряжения Ut. В результате оказывается, что в различных точках сети в один и тот же момент времени, а в одной точке - в разные моменты, отклонения напряжения различны.

Нормальная работа электроприемников вестях напряжением до 1 кВ обеспечивается при условии, что отклонения напряжения на их входе равны ±5% (нормальное значение) и ±10% (максимальное значение). В сетях напряжением 6 - 20 кВ устанавливается максимальное отклонение напряжения ±10%.

Мощность, потребляемая лампами накаливания, прямо пропорциональна подведенному напряжению в степени 1,58, световая отдача ламп - в степени 2,0, световой поток - в степени 3,61, срок службы ламп - в степени - 13.57. Работа люминесцентных ламп от отклонения напряжений зависит меньше. Так срок их службы изменяется на 4% при отклонении напряжения на 1%.

Снижение освещенности рабочих мест происходит при уменьшении напряжения, что приводит к снижению производительности труда работающих и ухудшению их зрения. При больших снижениях напряжения люминесцентные лампы не загораются или мигают, что приводит к сокращению срока их службы. При повышении напряжения срок службы ламп накаливания резко снижается.

От уровня напряжения зависит скорость вращения асинхронных электродвигателей и, следовательно, их производительность, а также потребляемая реактивная мощность. Последнее отражается на величине потерь напряжения и мощности на участках сети.

Снижение напряжения приводит к увеличению длительности технологического процесса в электротермических и электролизных установках, а также к невозможности устойчивого приема в коммунальных сетях телевизионных передач. В последнем случае применяются так называемые стабилизаторы напряжения, которые сами потребляют значительную реактивную мощность и у которых имеются потери мощности в стали. На их изготовление расходуется дефицитная трансформаторная сталь.

Для обеспечения требуемого напряжения на шинах низкого напряжения всех ТП рименяют так называемое встречное регулирование напряжения в центре питания.

Здесь в режиме максимальных нагрузок поддерживается максимально допустимое напряжение на шинах ЦП, а в режиме минимальных нагрузок - минимальное напряжение.

При этом должно применяться и так называемое местное регулирование напряжения в каждом трансформаторном пункте путем установки переключателя ответвлений распределительных трансформаторов в соответствующее положение.

В сочетании с централизованным (в ЦП) и указанным местным регулированием напряжения применяются регулируемые и нерегулируемые конденсаторные установки, также относящиеся к средствам местного регулирования напряжения.

Размах изменения напряжения.

Размах изменения напряжения представляет собой разность между амплитудными или действующими значениями напряжения до и после одиночного изменения напряжения и определяется по формуле:

дUt = ((Ui - Ui+1)/v2Uн) х 100%,

где Uiи Ui+1 - значения следующих друг за другом экстремумов или экстремума и горизонтального участка огибающей амплитудных значений напряжения.

К размахам изменения напряжения относят одиночные изменения напряжения любой формы с частотой повторения от двух раз в минуту (1/30 Гц) до одного раза в час, имеющие среднюю скорость изменения напряжения более 0,1% в секунду (для ламп накаливания) и 0,2% в секунду для остальных приемников.

Быстрые изменения напряжения вызываются ударным режимом работы двигателей металлургических прокатных станов тяговых установок железных дорог, луговых сталеплавильных печей, сварочной аппаратуры, а также частыми пусками мощных короткозамкнутых асинхронных электродвигателей, когда их пусковая реактивная мощность составляет несколько процентов мощности короткого замыкания.

Число изменений напряжения в единицу времени, т. е. частота изменения напряжения, находится по формуле:

F = m/T,

где m - число изменений напряжения за время Т, Т - общее время наблюдения размахов напряжения. Основные требования, предъявляемые к колебаниям напряжения, обусловливаются соображениями защиты зрения человека.

Установлено, что наибольшая чувствительность глаза к мерцанию света находится в области частоты, равной 8,7 Гц.

Поэтому для ламп накаливания, обеспечивающих рабочее освещение при значительных зрительных напряжениях, размах напряжения допускается не более 0,3%, для ламп накачивания в быту - 0,4%, для люминесцентных ламп и других электроприемников - 0,6.

Допускаемые размахи колебаний приведены на рис. 3.



Рис. 3 - Допустимые размахи колебаний напряжения: 1 - рабочее освещение лампами накаливания при большом зрительной напряжении, 2 - бытовые лампы накаливания, 3 - люминесцентные лампы

Область I соответствует работе насосов и бытовых приборов, II - кранов, подъемников, III - дуговых печей, ручной контактной сварке, IV - работе поршневых компрессоров и автоматической контактной сварке.

Для снижения размаха изменения напряжения в осветительной сети применяют раздельное питание приемников осветительной сети и силовой нагрузки от разных силовых трансформаторов, продольную емкостную компенсацию питающей сети, а также синхронные электродвигатели и искусственные источники реактивной мощности (реакторы или конденсаторные батареи, ток которых формируется с помощью управляемых вентилей для получения требуемой реактивной мощности).

Доза колебаний напряжения.

Доза колебаний напряжения идентична размаху изменения напряжения и в действующих электрических сетях вводится по мере их оснащения соответствующими приборами. При использовании показателя "доза колебаний напряжения" оценка допустимости размаха изменения напряжения может не производиться, так как рассматриваемые показатели взаимозаменяемы.

Доза колебаний напряжения также представляет собой интегральную характеристику колебаний напряжения, вызывающих у человека накапливающееся за установленный период времени раздражение из-за миганий света в диапазоне частот от 0,5 до 0,25 Гц.

Допустимое максимальное значение дозы колебаний напряжения (ш, (%)2) в электрической сети, к которой присоединяются осветительные установки, не должно превосходить: 0,018 - с лампами накаливания в помещениях, где требуется значительное зрительное напряжение; 0,034 - с лампами накаливания во всех других помещениях; 0,079 - с люминесцентными лампами.

Коэффициент не синусоидальности кривой напряжения.

При работе в сет мощных выпрямительных и преобразовательных установок, а также дуговых статен давильных печей и установок для сварки, т. е. нелинейных элементов, происходит искажение кривых тока и напряжения. Несинусоидальные кривые тока и напряжения представляют собой гармонические колебания, имеющие различные частоты (промышленная частота - это низшая гармоника, все остальные по отношению к ней - высшие гармоники).

Высшие гармоники в системе электроснабжения вызывают дополнительные потери энергии, сокращают срок службы косинусных конденсаторных батарей, электродвигателей и трансформаторов, приводят к трудностям при наладке релейной защиты и сигнализации, а также эксплуатации электроприводов с тиристорным управлением и т.д. Содержание высших гармоник в электрической сети характеризуется коэффициентом несинусоидальности кривой напряжения kнсU который определяется по выражению

где N - порядок последней из учитываемых гармонических составляющих, Un - действующее значение n-й (n = 2, ... N) гармонической составляющей напряжения, кВ.

Нормальные и максимальные допустимые значения kнсU не должны соответственно превышать: в электрической сети напряжением до 1 кВ - 5 и 10%, в электрической сети 6 - 20 кВ - 4 и 8%, в электрической сети 35 кВ - 3 и 6%, в электрической сети 110 кВ и выше 2 и 4%.

Для снижения высших гармоник применяются силовые фильтры, представляющие собой последовательное соединение индуктивного и емкостного сопротивлений, настроенных в резонанс на определенную гармонику. С целью исключения гармоник низших частот применяют преобразовательные установки с большим числом фаз.

Коэффициент n-й гармонической составляющей напряжения нечетного (четного) порядка.

Коэффициент n-й гармонической составляющей напряжения нечетного (четного) порядка представляет собой отношение действующего значения n-й гармонической составляющей напряжения к действующему значению напряжения основной частоты, т. е. kU(n) = (Un/Uн) х 100%

По значению коэффициента kU(n) определяется спектр n-х гармонических составляющих, на подавление которых должны быть рассчитаны соответствующие силовые фильтры.

Нормальные и максимальные допустимые значения не должны соответственно превышать: в электрической сети напряжением до 1 кВ - 3 и 6%, в электрической сети 6 - 20 кВ 2,5 и 5%, в электрической сети 35 кВ - 2 и 4 %, в электрической сети 110 кВ и выше 1 и 2 %.

Несимметрия напряжений.

Несимметрия напряжений возникает из-за нагрузки однофазных электроприемников. Так как распределительные сети напряжением выше 1 кВ работают с изолированной или компенсированной нейтралью, то несиммегрия напряжений обусловлена появлением напряжения обратной последовательности. Несимметрия проявляется в виде неравенства линейных и фазных напряжений и характеризуется коэффициентом обратной последовательности напряжений:

k2U = (U2(1)/Uн) х 100%,

энергоснабжение гармоника трансформатор конденсаторный

где U2(1) - действующее значение напряжения обратной последовательности основной частоты трехфазной системы напряжений, кВ. Значение величины U2(1) можно получить измерением трех напряжений основной частоты, т. е. UА(1), UB(1), UC(1). Тогда:

где yА, yB и yC - проводимости фаз А, B и C приемника.

В сетях напряжением выше 1 кВ несимметрия напряжений проявляется в основном из-за однофазных электротермических установок (дуговых печей косвенного действия, печей сопротивления, индукционных канальных печей, установок электрошлакового переплава и др.

Наличие напряжения обратной последовательности приводит к дополнительному нагреву обмоток возбуждении синхронных генераторов и увеличению их вибрации, к дополнительному нагреву электродвигателей и резкому сокращению срока службы их изоляции, снижению реактивной мощности, генерируемой силовыми конденсаторами, дополнительному нагреву линий и трансформаторов? увеличению количества ложных срабатываний релейной защиты и т д.

На зажимах симметричного элсктроприемника нормально допустимый коэффициент несимметрии равен 2%, а максимально допустимый - 4%.

Влияние несимметрии значительно уменьшается при питании однофазных электроприемников от отдельных трансформаторов, а также при применении управляемых и неуправляемых симметрирующих устройств, компенсирующих эквивалентный ток обратной последовательности, потребляемый однофазными нагрузками.

В четырехпроводных сетях напряжением до 1 кВ несимметрия, обусловленная однофазными приемниками, подключенными к фазным напряжениям, сопровождается прохождением тока в нулевом проводе и, следовательно, появлением напряжения нулевой последовательности.

Коэффициент нулевой последовательности напряженийk0U = (U0(1)/Uн.ф.) х 100%,

где U0(1) -действующее значение напряжения нулевой последовательности основной частоты, кВ; Uн.ф. - номинальное значение фазного напряжения, кВ.

Величина U0(1) определяется измерением трех фазных напряжений основной частоты, т. е.

где уA, уB, уC, yO - проводимости фаз А, В, С приемника и проводимость нулевого провода; UA(1), UB(1),UC(1)- действующие значения фазных напряжений.

Допустимое значение U0(1) ограничивается требованиями, предъявляемыми к отклонению напряжения, которые удовлетворяются коэффициентом нулевой последовательности, равным 2% в качестве нормального уровня и 4% максимального уровня.

Снижение значения может быть достигнуто рациональным распределением однофазной нагрузки между фазами, а также увеличением сечения нулевого провода до сечения фазных проводов и применением трансформаторов в распределительной сети с группой соединения "звезда - зигзаг".

Провал напряжения и интенсивность провалов напряжения

Провал напряжения - это внезапное значительное понижение напряжения в точке электрической сети, за которым следует восстановление напряжения до первоначального или близкого к нему уровня через промежуток времени от нескольких периодов до нескольких десятков секунд.

Длительность провала напряженияДtпр - интервал времени между начальным моментом провала напряжения и моментом восстановления напряжениядо первоначального или близкого к нему уровня (рис. 4), т.е.

Дtпр = tвос - tнач.

Рис. 4. Длительность и глубина провала напряжения

Значение Дtпр составляет от нескольких периодов до нескольких десятков секунд. Провал напряжения характеризуется интенсивностью и глубиной провала дUпр, представляющей собой разность между номинальным значением напряжения и минимальным действующим значением напряжения Umin в течение провала напряжения, и выражается в процентах номинального значения напряжения или в абсолютных единицах.

Величина дUпр определяется следующим образом:

дUпр = ((Uн - Umin)/Uн) х 100% или дUпр = Uн - Umin

Интенсивность провалов напряжения m* представляет собой частоту появления в сети провалов напряжения определенной глубины и длительности, т. е. m* = (m(дUпр, Дtпр)/M) х 100%, где m(дUпр, Дtпр)- число провалов напряжения глубиной дUпр и длительностью Дtпр за время Т; М - суммарное число провалов напряжения за время Т.

К провалам напряжения, возникающим в большинстве случаев при коротких замыканиях в сети, чувствительны некоторые виды элекгропрнемников (ЭВМ, силовая электроника), поэтому в проектах электроснабжения таких приемников должны предусматриваться меры по снижению длительности, интенсивности и глубины провалов напряжения. Допустимые значения длительности провалов напряжения ГОСТ не указывает.

Импульсное напряжение

Импульсное напряжение - это резкое изменение напряжения, за которым следует восстановление напряжения до обычного уровня за промежуток времени от нескольких микросекунд до 10 миллисекунд. Оно представляет собой максимальное мгновенное значение напряжения импульса Uимп (рис. 5).

Рис. 5. Импульсное напряжение

Импульсное напряжение характеризуется амплитудой импульса U'имп, представляющей собой разность между импульсом напряжения и мгновенным значением напряжения основной частоты, соответствующим моменту начала импульса. Длительность импульса tимп - интервал времени между начальным моментом импульса напряжения и моментом восстановления мгновенного значения напряжения до обычного уровня. Может быть вычислена длительность импульса tимп0,5 по уровню 0,5 его амплитуды (см. рис. 3).

Импульсное напряжение определяется в относительных единицах по формуле:

ДUимп = Uимп/(v2Uн)

К импульсам напряжения чувствительны также такие электроприемники, как ЭВМ, силовая электроника и др. Импульсные напряжения появляются вследствие коммутаций в электрической сети. Меры по снижению импульсных напряжений должны предусматриваться при разработке конкретных проектов электроснабжения. Допустимые значения импульсных напряжений ГОСТ не указывает.

Отклонения частоты.

Изменения частоты обусловлены изменениями суммарной нагрузки и характеристиками регуляторов частоты вращения турбин. Большие отклонения частоты возникают в результате медленного регулярного изменения нагрузки при недостаточном резерве активной мощности.

Отклонение частоты Дf от номинального значения fн определяется по формуле:

Дf = f - fн,

где f - текущее значение частоты в системе.

Изменения частоты, превышающие 0,2 Гц, существенно влияют на технико-экономические показатели работы электроприемников, поэтому нормально допустимое значение отклонения частоты равно ±0,2 Гц, а максимально допустимое значение отклонений частоты составляет ± 0,4 Гц. В послеаварийных режимах допускается отклонение частота от +0,5 Гц до - 1 Гц в течение не более 90 ч в год.

Отклонение частоты от номинальной приводит к увеличению потерь энергии в сети, а также к снижению производительности технологического оборудования.

Коэффициент амплитудной модуляции напряжения и коэффициент небаланса междуфазных и фазных напряжений

Коэффициент амплитудной модуляции напряжения характеризует колебания напряжения и равен отношению полуразности наибольшей и наименьшей амплитуд модулированного напряжения, взятых за определенный интервал времени, к номинальному или базовому значению напряжения, т. е.

kмод = (Uнб - Uнм)/(2v2Uн),

где Uнб и Uнм - соответственно наибольшая и наименьшая амплитуды модулированного напряжения.

Коэффициент небаланса междуфазных напряженийkнеб.мф характеризует несимметрию междуфазных напряжений и равен отношению размаха небаланса междуфазных напряжений к номинальному значению напряжения:

kнеб.мф = ((Uнб - Uнм)/Uн) х 100%

где Uнб и Uнм - наибольшее и наименьшее действующие значения из трех междуфазных напряжений.

Коэффициент небаланса фазных напряжений kнеб.ф характеризует несимметрию фазных напряжений и равен отношению размаха небаланса фазных напряжений к номинальному значению фазного напряжения:

kнеб.ф = ((Uнб.ф - Uнм.ф)/Uн.ф) х 100%,

где Uнб и Uнм - наибольшее и наименьшее действующие значения из трех фазных напряжений, Uн.ф - номинальное значение фазного напряжения.

Во время прохождения практики принимал личное участие в установке в установке прибора «Энергомонитор-3.3Т1» (измерения и регистрации основных параметров электрической энергии в однофазных и трех- фазных электрических сетях).

3. Регулирование напряжения на подстанциях

Одним из основных средств регулирования напряжения в электрических сетях является изменение коэффициентов трансформации трансформаторов (автотрансформаторов) на понижающих подстанциях электрических сетей.

Для регулирования напряжения с помощью трансформаторов необходимо иметь возможность изменять соотношение витков обмоток трансформаторов. Это достигается тем, что, помимо основных ответвлений обмоток, предусматривают дополнительные (регулировочные) ответвления. Регулировочные ответвления обычно выполняются на стороне высокого напряжения трансформаторов, так как это значительно облегчает переключающее устройство (меньшие токи).

Трансформаторы с переключенном ответвлений без возбуждения (ПБВ) не позволяют регулировать напряжение в течение суток, так как это связано с необходимостью отключения трансформатора для каждого переключения, что по эксплуатационным условиям недопустимо По этой причине ПБВ используется только для сезонного регулирования напряжения (2--3 раза в год). Современные трансформаторы с ПБВ позволяют регулировать напряжение в пределах ±5% с шагом 2,5% от номинального. Устройства ПБВ устанавливаются на трансформаторах мощностью не более 630 кВ-А, Схема одной фазы трансформатора с ПБВ приведена на рис. 6, а. Требуемый коэффициент трансформации трансформатора устанавливается с помощью переключателя П.

Рис. 6. Трансформаторы с РПН позволяют регулировать напряжение под нагрузкой, т. е без отключения от сети, без перерыва электроснабжения потребителей

Устройства РПН устанавливаются на мощных трансформаторах с напряжением выше 20 кВ. Регулировочные ступени трансформаторов выполняются на обмотке высшего напряжения со стороны присоединения ее к нейтрали (рис. 6, б). На этом рисунке обозначено регулирующее устройство РУ, включающее в себя ступень грубой регулировки П и ответвления тонкой регулировки, выбираемые с помощью избирателя И. Пределы регулирования напряжения трансформаторов с РПН составляют от ±10% до ±16% ступенями 1,5... 2,5% от номинального. Приведенная схема одной фазы трансформатора с РПН иллюстрирует лишь принцип регулирования напряжения. Реальные устройства РПН имеют более сложную конструкцию, включающую ряд дополнительных элементов.

Автотрансформаторы осуществляют регулирование напряжения либо за счет ответвлений на обмотке высшего напряжения (со стороны присоединения ее к нейтрали, что облегчает изоляцию переключающего устройства), либо с помощью регулировочной обмотки на линейном конце среднего напряжения, как показано на рис. 6, в. В первом случае имеет место связанное регулирование, т. к. при переключении ответвлений одновременно меняется количество витков обмоток высшего и среднего напряжения. Во втором случае регулирование будет независимым, но переключающее устройство должно рассчитываться на номинальный ток, а изоляция на полное напряжение средней обмотки. При такой схеме автотрансформатора регулируется коэффициент трансформации между обмотками высшего и среднего напряжения, а соотношение витков обмоток ВН и НН остается неизменным. В основном автотрансформаторы выпускаются с устройствами РПН на стороне среднего напряжения. Такие автотрансформаторы применяются на большие мощности и высокие напряжения. Диапазон регулирования на стороне среднего напряжения составляет ±12% со ступенями 2% от номинального.

Линейные регуляторы (ЛР), или последовательные регулировочные трансформаторы служат для регулирования напряжения и перераспределения потоков мощности в линиях. Они устанавливаются либо последовательно с нерегулируемыми обмотками трансформаторов, либо непосредственно в линии. На рис. 6, г показана схема включения ЛР в цепь автотрансформатора. Регулятор содержит регулируемый автотрансформатор РАТ и последовательный трансформатор ПТ, с помощью которого вводится дополнительная ЭДС Едоб в нейтраль обмотки высшего напряжения, чем достигается изменение соотношения напряжений обмоток ВН и СН относительно обмотки НН. Диапазон регулирования ЛР достигает ±15% от номинального. ЛР значительно дороже устройств РПН поэтому их применение ограничено. Существенным достоинством линейных регуляторов является возможность не только продольного регулирования напряжения, но и поперечного (изменением фазы ЕДоб). Эго свойство ЛР особенно широко используется при регулировании потоков мощности в линиях электропередач. Мощность ЛР достигает 125 MB-А, а уровень напряжения 110 кВ.

Регулирование напряжения с помощью компенсирующих устройств.

Потеря напряжения, характеризующая изменение напряжения у потребителей, при пренебрежении поперечной составляющей падения напряжения определяется зависимостью (19). Регулируя потери напряжения, можно поддерживать требуемый уровень напряжения на шинах потребителей Из формулы (19) следует, что одним из эффективных средств регулирования напряжения является изменение реактивной мощности, передаваемой сетью. Реактивная мощность вырабатывается не только генераторами электростанций, но и другими источниками: синхронными компенсаторами (СК), синхронными двигателями (СД), батареями конденсаторов (БК), статическими источниками реактивной мощности (ИРМ), тиристорными компенсирующими установками (ТКУ) и др. При наличии источников реактивной мощности, или, как их еще называют, компенсирующих устройств, потери напряжения можно записать в следующем виде:

где QKу -- реактивная мощность, генерируемая или потребляемая компенсирующим устройством, квар, Мвар. Из формулы видно, что потери напряжения можно свести до величины, определяемой лишь потерями напряжения на активном сопротивлении сети, вырабатывая всю реактивную мощность на месте потребления (QKy = Q), либо, наоборот, увеличить их, переведя компенсирующее устройство в режим потребления реактивной мощности.

По заявке потребителей произвели понижение выходного напряжения на трансформаторе Т3-400 путем переключение ПБВ.

4. Соблюдения порядка выполнения оперативных переключений

Переключения в электрических схемам распределительных устройств (далее - РУ) подстанций, щитов и сборок осуществляются по распоряжению или с ведома вышестоящего оперативного персонала, в оперативном управлении или ведении которого находится данное оборудование, в соответствии с установленным у Потребителя порядком: по устному или телефонному распоряжению с записью в оперативном журнале.

Оперативные переключения должен выполнять работник из числа оперативного персонала, непосредственно обслуживающий электроустановки. В распоряжении о переключениях должна указываться их последовательность. Распоряжение считается выполненным только после получения об этом сообщения от работника, которому оно было отдано.

Сложные переключения, а также все переключения (кроме одиночных) на электроустановках, не оборудованных блокировочными устройствами или имеющих неисправные блокировочные устройства, должны выполняться по программам, бланкам переключении. К сложным относятся переключения, требующие строгой последовательности операций с коммутационными аппаратами, заземляющими разъединителями и устройствами релейной защиты, противоаварийной и режимной автоматики. Перечни сложных переключении, утверждаемые техническими руководителями, должны храниться на диспетчерских пунктах, центральных (главных) щитах управления электрических станций и подстанций.

Перечни сложных переключении должны пересматриваться при изменении схемы, состава оборудования, устройства защиты и автоматики.

Сложные переключения должны выполнять, как правило, два работника, из которых один является контролирующим.

При наличии в смене одного работника из числа ОП контролирующим может быть работник из административно-технического персонала, знающий схему данной электроустановки, правила производства переключении и допущенный к выполнению переключении. При сложных переключениях допускается привлекать для операции в цепях РЗА третьего работника из персонала служб РЗА. Этот работник, предварительно ознакомленный с бланком переключения и подписавший его, должен выполнять каждую операцию по распоряжению работника, выполняющего переключения.

Все остальные переключения при наличии работоспособного блокировочного устройства могут быть выполнены единолично независимо от состава смены. В случаях, не терпящих отлагательства (несчастный случай, стихийное бедствие, а также при ликвидации аварий), допускается в соответствии с местными инструкциями выполнение переключении без распоряжения или без ведома вышестоящего оперативного персонала с последующим его уведомлением и записью в оперативном журнале. Список работников, имеющих право выполнять оперативные переключения, утверждает руководитель Потребителя.

18 декабря 2015 г выполнял переключения на ПС №39 по переводу нагрузки с ВЛ-35 Заречная-Никитинская-2 на ВЛ-35 Заречная-Никитинская-1.

5. Регулирование параметров работы электрооборудования

Для обеспечения безаварийной работы подстанций необходим контроль над режимами работы электрооборудования: нагрузкой отдельных присоединений, напряжением и частотой в контрольных точках электросетей, значением и направлением перетоков активной и реактивной мощности, количеством отпущенной энергии.

Контроль над соблюдением заводских параметров и других технических показателей работы электрооборудования осуществляется главным с помощью щитовых контрольно-измерительных приборов.

Применяемые щитовые электроизмерительные приборы на подстанциях имеют класс точности 2,5. В контрольных точках энергосистемы применяют щитовые вольтметры класса точности 1,0.

Для контроля номинального значения измеряемой величины на шкалах приборов наносят красную черту, которая облегчает дежурному персоналу наблюдение за режимом работы электрооборудования и помогает предупреждать недозволенные перегрузки. Контроль над нагрузкой осуществляется с помощью амперметров, включаемых последовательно в измерительную цепь. Приборы на большие токи выполнить трудно, поэтому при измерениях на переменном токе амперметры подключают через трансформаторы тока.

В электроустановках ОАО «СУЭК-Кузбасс» Энергоуправление амперметры, как правило, устанавливаются на панелях отходящих фидеров, на ЩУ трансформаторов для контроля над режимами нагрузки. Контроль над уровнем напряжения осуществляется с помощью вольтметров на всех секциях сборных шин всех напряжений, которые могут работать раздельно (допускается установка одного вольтметра с переключателем на несколько точек измерения). Для измерения напряжения вольтметры включаются в измерительную цепь параллельно. При необходимости расширения пределов измерения последовательно с приборами включаются добавочные резисторы. С помощью вольтметров контролируем напряжения первичной и вторичной обмотки трансформаторов, а также контроль изоляции - фазные и линейные напряжения.

Для измерения энергии в цепях переменного тока применяются счетчики активной и реактивной энергии.

Существует расчетный и технический учет электроэнергии. Расчетный учет (расчетные счетчики) служит для денежных расчетов с потребителями за отпущенную электроэнергию, а технический учет (контрольные счетчики) -- для контроля расхода электроэнергии внутри электростанций, подстанций (например, на собственные нужды: охлаждение трансформаторов, подогрев выключателей и их приводов и др.). Расчетные счетчики активной энергии устанавливаются на линиях межсистемных связей для каждой отходящей от подстанции линии (за исключением линий, принадлежащих потребителям и имеющих счетчики на приемном конце). Счетчики реактивной энергии на кабельных и воздушных линиях до 10 кВ, отходящих от подстанций энергосистем, устанавливаются в случаях, когда по счетчикам активной энергии этих линий производится расчет с промышленными потребителями.

Универсальные счетчики включаются через трансформаторы тока и напряжения с номинальными вторичными параметрами 5 А и 100 В соответственно.

Одной из главных задач эксплуатации силовых трансформаторов является контроль режима их работы. Этот контроль осуществляется путем проверки нагрузки трансформатора, напряжения на обмотках, температуры масла и других параметров. Устройства регулирования напряжения под нагрузкой (РПН) должны работать, как правило, в автоматическом режиме. Допускается дистанционное переключение РПН с пульта управления. На трансформаторах с переключением без возбуждения (ПБВ) правильность выбора коэффициента трансформации должна проверяться два раза в год - перед зимним максимумом и летним минимумом нагрузки.

Для определения степени загрузок на всех подстанциях проводятся 2 раза в год в период минимальных и максимальных загрузок, режимные замеры. В течение суток производились почасовые замеры активной и реактивной мощности, напряжения, токов всех присоединений подстанций. На основании полученных данных рассчитываются балансы электрической энергии по подстанциям, строятся схемы потокораспределения, определяются режимы работы сети, выявляются электрические потери.

При выполнений функций оперативного персонала (дежурного подстанции) передавал показания щитовых электроизмерительных приборов.

6. Расчет технико-экономических показателей

Технико-экономические показатели - система измерителей, характеризующая материально-производственную базу предприятий (производственных объединений) и комплексное использование ресурсов. Они применяются для планирования и анализа организации производства и труда, уровня техники, качества продукции, использования основных и оборотных фондов, трудовых ресурсов.

Информационной базой анализа являются материалы плановых документов, данные бухгалтерского и статистического учета и отчетности предприятия. На данный момент финансовая отчетность Открытых Акционерных обществ доступна не только для акционеров, но и размещается в Интернете. Однако, другие организации ограничивают доступ к банку данных предприятия, информация о деятельности которого зачастую не только приобретает конфиденциальный характер, но и относится руководством предприятия к коммерческой тайне. Для целей анализа рекомендуется использовать ограниченное число исходных технико-экономических показателей.

Показатели выпуска продукции в натуральном выражении, товарная и реализованная продукция (объем продаж продукции) характеризуют во взаимосвязи производственную и торгово-сбытовую (коммерческую) стороны деятельности предприятия.

Показатели производственной мощности, среднегодовой стоимости основных производственных фондов (с учетом их периодической оценки) отражают потенциальные производственные возможности предприятия, размеры его недвижимого имущества.

Показатели среднегодовой численности промышленно-производственного персонала предприятия (численности работающих), объема денежных средств, направленных на оплату труда, не только имеют самостоятельное значение для оценки наличного числа рабочих мест на предприятии, уровня материальной обеспеченности рабочих, динамики этих параметров, но и являются исходными для расчета производительности труда, среднемесячной оплаты труда и т.д.

Показатели полной себестоимости товарной продукции, прибыли (убытка) отчетного периода отражают совокупные затраты и конечные результаты.

Полных перечень основных технико-экономических показателей деятельности предприятия представлен в таблице 1 с пояснениями по их расчету и краткому анализу.

Таблица 1 - Основные технико-экономические показатели производственного предприятия

Показатели	Пояснение
1. Производственная мощность (ПМ), шт., руб.	Это максимально возможный выпуск продукции на имеющемся производственном оборудовании, обычно указывается в натуральных единицах измерения (шт., т., л., кВт, кг., м2, м3 и т.п.). Если производство является мономенклатурным (выпускается не один вид разнородной продукции), то ПМ рассчитывается в руб. (для перевода в денежные единицы надо учесть ПМ по каждому виду продукции и суммировать). Если наблюдается рост ПМ, то это обычно связано с приобретением нового производственного оборудования для освоения новых видов продукции или модернизации. Если изменения ПМ в стоимостном выражении, то может повлиять изменение цен.
2. Выпуск продукции в натуральном выражении, шт.	Это фактический выпуск продукции в натуральных ед.изм. за анализируемый период времени. Рост показателя чаще всего свидетельствует о росте объемов заказа на продукцию предприятия (т.е. идет рост спроса на продукцию). Если ПМ указывается в стоимостном выражении, то данный показатель не указывается.
3. Коэффициент использования производственной мощности	Рассчитывается как отношение выпуска продукции в натуральном выражении к производственной мощности (21). Если ПМ указывается в стоимостном выражении, то данный показатель рассчитывается как отношение товарной продукции к производственной мощности. Показывает степень задействования производственных мощностей в производстве. Максимальное значение 1 или 100%. Хотя теоретически бизнес может работать на 100% своих производственных мощностей, но на практике максимальный выход меньше, потому что оборудование требует ремонта, работники уходят в отпуск и т.п. Например, компания может использовать 0,85 своих производственных мощностей, те ее выпуск составляет 85% максимума, который она способна произвести, используя все имеющиеся ресурсы. Если компания имеет низкий коэффициент использования производственных мощностей - до 50%, то она обычно получает низкие доходы или терпит убытки, хотя имеет большой потенциал для роста. Компания, действующая на уровне 80% мощностей и более, обычно высокоприбыльна, хотя имеет меньшие возможности развития.
4. Товарная продукция, тыс.руб.	Это фактический выпуск продукции оцененный в текущих ценах того периода, в котором он осуществлен. Если наблюдается рост, то он может быть связан как с ростом объема выпуска, так и с ростом цен на продукцию. При этом пересчитайте - соответствует ли по вашим данным - средняя цена ед.продукции реальным ценам на рынке (определить среднюю можно путем деления товарной продукции на выпуск продукции в натуральном выражении).
5. Реализованная продукция (объем продаж продукции), тыс. руб.	Источник данных - форма №2 «Отчет о прибылях и убытках» - это выручка от реализации продукции, товаров услуг. Если идет рост показателя, то это связано как с ростом цен на продукцию, так и с ростом количества проданной продукции, товаров, услуг - по основным видам деятельности.
6. Стоимость основных фондов, тыс. руб.	Это первоначальная стоимость основных средств, отражается в форме № 5 «Приложение к бухгалтерскому балансу». Если идет рост показателя, то необходимо связать этот рост с ростом производственной мощности. В случае если роста ПМ нет, а стоимость основных средств (ОС) растет, то, следовательно, предприятие закупало ОС непроизводственного назначения.
7. Фондоотдача, руб.	Рассчитывается как отношение товарной продукции к стоимости основных фондов (пункт 4 ТЭПа к данным пункта 6). Если идет рост показателя, то это связано - либо с ростом товарной продукции (числитель), либо со снижением стоимости ОС (знаменатель). Если при этом наблюдается рост обоих показателей, то рост фондоотдачи говорит о том, что прирост товарной продукции выше, чем прирост стоимости ОС, при снижении фондоотдачи прирост стоимости ОС идет быстрее.
8. Численность промышленно-производственного персонала (работающих), (ППП), чел.	Следует различать промышленно-производственный персонал и непромышленный персонал. В состав промышленно-производственного персонала входят следующие категории работающих: рабочие, руководители, специалисты, служащие, которые заняты в основных направлениях деятельности предприятия. Непромышленный персонал, как правило, включает работников заводской столовой, медицинских пунктов предприятия, работников ЖКХ предприятия и т.п. Рост численности ППП связан с расширением производства или видов основной деятельности, либо с увеличением производственной программы. Снижение: либо с увольнениями, либо с сокращением штата.
9. Производительность труда (ПТ), тыс.руб.	Рассчитывается как отношение товарной продукции к численности промышленно производственного персонала (пункт 4 ТЭПа к данным пункта 8). Если идет рост показателя, то это связано, либо с ростом товарной продукции (числитель), либо со снижением численности (знаменатель). Если при этом наблюдается рост обоих показателей, то рост производительности говорит о том, что прирост товарной продукции выше, чем прирост численности. ...

Подобные документы

• Выбор оборудования для системы электроснабжения предприятия

  Понятие системы электроснабжения как совокупности устройств для производства, передачи и распределения электроэнергии. Задача электроснабжения промышленных предприятий. Описание схемы электроснабжения. Критерии выбора электродвигателей и трансформаторов.
  
  курсовая работа [73,5 K], добавлен 02.05.2013
  

• Разработка автоматизированной системы контроля и учета энергоносителей на промышленном предприятии

  Характеристика системы электроснабжения промышленного предприятия. Проектирование и расчет автоматизированной системы контроля и учета энергоносителей. Анализ технических параметров и выбор электрических счетчиков, микроконтроллеров, трансформаторов тока.
  
  контрольная работа [858,7 K], добавлен 29.01.2014
  

• Автоматизация контроля и учета электроэнергии

  Краткий обзор наиболее распространенных видов приборов учета и различных способов автоматизированного контроля и учета электроэнергии. Состав и содержание основных стадий проектирования системы автоматизированной системы контроля и учета электроэнергии.
  
  отчет по практике [35,5 K], добавлен 24.06.2015
  

• Анализ и оптимизация электропотребления на металлургическом предприятии

  Схемы электроснабжения и состав оборудования. Структура и эффективность использования электроэнергии с учетом нормативов. Компенсация реактивной мощности, колебания напряжения и фильтрация высших гармоник. Моделирование режимов электропотребления.
  
  дипломная работа [1,9 M], добавлен 15.02.2015
  

• Проектирование системы электроснабжения машиностроительного завода

  Проектирование системы электроснабжения промышленного предприятия, обеспечивающей требуемое качество электроэнергии и надёжность электроснабжения потребителей. Выбор числа и мощности силовых трансформаторов. Выбор основных параметров, расчет токов.
  
  дипломная работа [767,7 K], добавлен 17.02.2015
  

• Выбор схемы электросети для электроснабжения микрорайона

  Принципы построения систем электроснабжения городов. Расчет электрических нагрузок микрорайона, напряжение системы электроснабжения. Выбор схемы, расчет релейной защиты трансформаторов подстанций.Разработка мероприятий по экономии электроэнергии.
  
  курсовая работа [178,1 K], добавлен 31.05.2019
  

• Оптимизация размещения нерегулируемых батарей конденсаторов в сетях 6–10 кВ

  Структура потерь электроэнергии в городских распределительных сетях, мероприятия по их снижению. Компенсация реактивной мощности путем установки батарей статических конденсаторов. Методика определения мощности и места установки конденсаторных батарей.
  
  диссертация [1,6 M], добавлен 02.06.2014
  

• Расчет системы электроснабжения завода железнодорожного машиностроения

  Определение осветительной нагрузки цехов, расчетных силовых нагрузок. Выбор числа и мощности цеховых трансформаторов с учетом компенсации реактивной мощности. Определение потерь мощности и электроэнергии. Выбор параметров схемы сети электроснабжения.
  
  курсовая работа [4,4 M], добавлен 14.06.2015
  

• Технико-экономический расчет системы электроснабжения автозавода

  Сравнительный анализ вариантов схем внешнего электроснабжения на основе технико-экономического расчета. Составление сметы капитальных затрат. Калькуляция себестоимости электроэнергии, мероприятия по ее экономии. Управление энергохозяйством предприятия.
  
  курсовая работа [973,7 K], добавлен 12.11.2013
  

• Оценка эффективности использования конденсаторных устройств для компенсации реактивной мощности на промышленном предприятии

  Оценка стоимости конденсаторных установок и способы снижения потребления реактивной мощности. Преимущества применения единичной, групповой и централизованной компенсации. Расчет экономии электроэнергии и срока окупаемости конденсаторных установок.
  
  реферат [69,8 K], добавлен 14.12.2012
  

• Реконструкция подстанции 96 "Озеро Долгое", предназначенной для электроснабжения части Приморского района города Санкт-Петербурга

  Обоснование срока замены трансформаторов, выбор и обоснование схемы подстанции. Расчет токов короткого замыкания. Релейная защита и автоматика трансформаторов. Обоснование режима нейтрали. Определение капитальных вложений и себестоимости электроэнергии.
  
  дипломная работа [1,1 M], добавлен 03.12.2014
  

• Проектирование электроснабжения механического цеха серийного производства

  Рассмотрение характеристик системы электроснабжения цеха. Расчёт передачи, распределение и потребление электроэнергии. Выбор кабелей, проводов для элекроприёмников, компенсирующих устройств, трансформаторов. Расчет рабочего и аварийного освещения.
  
  курсовая работа [1,9 M], добавлен 03.02.2015
  

• Проектирование подстанции системы электроснабжения города на напряжение 110/35/10 кВ

  Выбор силовых трансформаторов подстанций, отходящих линий на стороне высокого напряжения. Определение параметров схемы замещения. Определение термической стойкости кабеля. Технико-экономический расчет структурной схемы. Выбор линейных реакторов.
  
  курсовая работа [382,0 K], добавлен 23.09.2013
  

• Качество электроэнергии

  Расчет высших гармоник на шинах КТП 0,4 кВ. Определение тока двух тиристорных устройств, подключенных к одной секции. Расчет составляющих эквивалентного сопротивления. Определение гармонического коэффициента использования. Причины появления гармоник.
  
  контрольная работа [129,9 K], добавлен 26.02.2013
  

• Расчёт среднегодовых технико-экономических показателей работы электрической сети

  Анализ схемы электроснабжения, техническое обоснование выбора ее варианта. Характеристика потребителей электроэнергии и определение категории надежности электроснабжения. Разработка структурной схемы подстанции. Расчет экономических показателей.
  
  дипломная работа [629,3 K], добавлен 01.04.2015
  

• Проектирование электроснабжения метизного цеха

  Характеристика потребителей электроэнергии и определение величины питающего напряжения. Выбор электродвигателей, пусковой и защитной аппаратуры. Расчет электрических нагрузок, компенсация реактивной мощности, создание однолинейной схемы электроснабжения.
  
  курсовая работа [1,5 M], добавлен 20.01.2010
  

• Проектирование электроснабжения завода по производству электротехнического оборудования

  Характеристика проектируемого цеха и потребителей электроэнергии. Особенности выбора электродвигателей, их коммутационных и защитных аппаратов. Определение электрических нагрузок. Выбор цеховых трансформаторов и расчет компенсации реактивной мощности.
  
  дипломная работа [883,1 K], добавлен 19.03.2013
  

• Информационно-измерительная система технического учета электроэнергии

  Методы измерения мощности. Архитектура автоматизированной измерительной системы технического учета электроэнергии. Разработка функциональной и электрической принципиальной схемы устройства. Выбор стандарта связи между цифровым счетчиком и компьютером.
  
  дипломная работа [7,1 M], добавлен 09.06.2014
  

• Исследование режимов нагрузки сухих силовых трансформаторов

  Опытное определение токов нагрузки сухих силовых трансформаторов. Освоение методики и практики расчетов необходимой номинальной мощности трансформаторов. Сокращение срока службы и температуры наиболее нагретой точки для различных режимов нагрузки.
  
  лабораторная работа [1,1 M], добавлен 18.06.2015
  

• Электроснабжение Аулиекольского района

  Выбор оборудования на подстанции и схемы электроснабжения. Расчет электрических нагрузок, силовых трансформаторов, токов короткого замыкания, сечения питающих линий. Устройство вакуумного выключателя. Себестоимость передачи и распределения электроэнергии.
  
  дипломная работа [222,8 K], добавлен 18.05.2014
  

• главная
• рубрики
• по алфавиту
• вернуться в начало страницы
• вернуться к началу текста
• вернуться к подобным работам