Faibisovich D. L. usw. Handbuch zum Entwurf elektrischer Netze - Datei n1.doc. Anzahl der Nutzungsstunden bei maximaler Belastung nmax Formel für die Anzahl der Nutzungsstunden bei maximaler Belastung

Basierend auf der Berechnung sowie unter Berücksichtigung der Art des Gerätebetriebs und der Zuverlässigkeitskategorie der Fabrikstromversorgung wählen wir zwei Transformatoren TM –250/10 mit einer Gesamtleistung von 500 kVA aus.

13.6 Berechnung der Kompensationseinrichtung

Um den Leistungsfaktor eines Unternehmens zu erhöhen, sollten folgende Maßnahmen ergriffen werden: 1) natürlich, verbunden mit der Verbesserung der Nutzung installierter elektrischer Geräte; 2) künstlich, was den Einsatz spezieller Kompensationsgeräte erfordert.

Die hierfür erforderliche Kompensationsblindleistung der Kondensatoreinheit Qk.u., kW beträgt:

Qку = Рср ∙ (tgφ1 - tgφ2), (13.14)

W – aktiver Energieverbrauch pro Jahr, kWh;

T – jährliche Anzahl der Nutzungsstunden der maximalen aktiven Last;

tg φ1 – entspricht dem gewichteten durchschnittlichen cosφ vor der Kompensation am Verbrauchereingang;

tg φ2 – nach Kompensation auf den angegebenen Wert cos φ2 = 0,92.

Рср = 988498 / 5600 = 176,52 kW;

Qk.u. = 176,52 × (0,78 – 0,426) = 62,49 kvar.

Gemäß der Blindleistungsberechnung wählen wir einen Cosinuskondensator vom Typ KS2 - 0,4 - 67 - ZUZ mit einer Leistung von 67 kvar.

13.7 Ermittlung des jährlichen elektrischen Energieverbrauchs und dessen

kosten

Der Jahresverbrauch an elektrischer Energie für Strom- und Beleuchtungsverbraucher wird nach folgender Formel berechnet:

, (13.16)

wobei Pmax die geschätzte maximal erforderliche Wirkleistung des Stroms ist

Last, kW;

Tc – jährliche Anzahl der Nutzungsstunden der maximalen Wirkleistung, h.

Wc=143,78 · 5600 = 832888 kWh.

, (13.17)

, (13.18)

wobei Po die maximal für die Beleuchtung verbrauchte Leistung ist, kW;

To – jährliche Anzahl der Nutzungsstunden der maximalen Beleuchtungslast im Zweischichtbetrieb der Werkstatt, Stunden.

Wo=2250 · 69,16 = 155610 kWh.

Der Jahresverbrauch für das gesamte Unternehmen beträgt:

W=Wс+Wо. (13.19)

W = 832888 + 155610 = 988498 kWh.

Die Stromkosten werden anhand des Tarifs pro 1 kWh berechnet (n = 1,3 Rubel/1 kWh):

Co = n W, (13.20)

wobei n die Kosten von 1 kWh sind.

Co = 2,14 · 988498 = 2115385,72 Rubel/1 kWh.

13.8. Berechnung technischer und wirtschaftlicher Kennzahlen des Unternehmens

Um die Effizienz der Nutzung elektrischer Energie in Industrieunternehmen zu beurteilen, gibt es eine Reihe von Indikatoren:

Tatsächliche Kosten für 1 kWh verbrauchte Energie, in Rubel:

Co = 2115385,72 / 988498 = 2,14 Rubel.

Spezifischer Energieverbrauch pro 1 Tonne der vom Unternehmen produzierten Produkte:

ωo=W/A, (13.22)

Dabei ist A die Anzahl der pro Jahr produzierten Produkte (Jahresproduktivität).

Unternehmen), d.h.

ωo= 988498 /11500 = 86 kWh/t.

Tatsächliche Stromkosten pro 1 Tonne der vom Unternehmen produzierten Produkte:

Сф=C·ωo. (13.23)

C = 2,14·86 = 184,04 Rubel.

Tabelle 13.5 – Maßnahmen zur Energieeinsparung

Unternehmen

Veranstaltungen		Einsparfaktor, kWh/t	Umfang der Umsetzung, t				Jahr. Energieeinsparungen, kWh/Jahr
Organisatorisch
Durchführung technischer Schulungen zur Untersuchung neuer Anlagen mit dem Ziel einer rechtzeitigen und kompetenten Wartung und Verbesserung der Reparaturqualität
Organisation der Stromverbrauchsabrechnung für Produktionsbereiche und Betriebe
Entwicklung technisch fundierter Energieverbrauchsstandards und deren Umsetzung im gesamten Unternehmen, in den Werkstätten und in den Bereichen
Automatisierung des Ein- und Ausschaltens der Außenbeleuchtung. Anwendung für die Außenbeleuchtung von Quecksilber- und Xenonlampen mit erhöhter Lichtausbeute.
Ersatz von Kabeln überlasteter Leitungen durch Kabel mit großen Querschnitten. Reduzierung der Länge der Versorgungsleitungen, Umstellung auf eine höhere Spannung.
Rechtzeitiges Reinigen, Verzinnen und Festziehen der Kontaktverbindungen an Schaltanlagenbussen und Leistungseinheiten
Ersatz leistungsstarker Elektromotoren durch leistungsschwächere Motoren mit erhöhtem Anlaufmoment
Verbesserung der Kühlbedingungen von Transformatoren, Überwachung und rechtzeitige Wiederherstellung der Qualität des Transformatorenöls
Energie
Stärkung der Kontrolle über die Stromqualität durch die Installation elektrischer Messgeräte, die die Überwachung der Spannungs- und Frequenzabweichung an den Anschlüssen elektrischer Empfänger ermöglichen
Installation einer Automatisierung zur Steuerung der Betriebsarten eines separaten Elektroantriebs und miteinander verbundener Teile des technologischen Prozesses
Abschalten von Transformatoren während arbeitsfreier Stunden, Schichten, Tagen usw.
Aktivierung von Ersatztransformatoren oder Stilllegung eines Teils der Transformatoren durch Nutzung der bestehenden Verbindung zwischen Umspannwerken (TS) über Niederspannung
Installation einer Automatisierung an Umspannwerken, bei der eine automatische Steuerung der Anzahl parallel betriebener Transformatoren in Abhängigkeit von der Last möglich ist
Installation zusätzlicher Transformatoren geringerer Leistung aus entfernten Umspannwerken, um deren Belastung in produktionsfreien Zeiten zu optimieren
Spannungsreduzierung für Motoren, die systematisch mit geringer Last betrieben werden
Begrenzung des Leerlaufbetriebs von Motoren, Leistungs- und Schweißtransformatoren
Der Einsatz fortschrittlicherer Elektromotoren und Transformatoren mit geringeren Verlusten bei gleicher Nutzleistung
Automatische Regelung des Stromanschlusses von Ausgleichsgeräten
Aufteilung der Lichtsteuerung in Gruppen mit einer Rate von 1-4 Lampen pro 1 Schalter
Regelmäßige Überprüfung der tatsächlichen Beleuchtung von Arbeitsplätzen und Anlagenbereich, um die Beleuchtung in Übereinstimmung mit den aktuellen Standards zu bringen
Rechtzeitige Reinigung von Lampen und Leuchten von Verunreinigungen
Technologisch
Verbesserung der Pumpenbelastung und Verbesserung der Regelung ihres Betriebs
Verringerung des Rohrleitungswiderstands (Verbesserung der Rohrleitungskonfiguration, Reinigung von Absauggeräten)
Austausch veralteter Ventilatoren und Rauchabzüge durch neue, wirtschaftlichere
Einführung rationeller Methoden zur Regulierung der Leistung von Ventilatoren (Verwendung von mehrstufigen Elektromotoren anstelle der Regulierung der Zufuhr von Gebläsen, Verwendung von Dämpfern an der Ansaugung anstelle der Regulierung der Entladung)
Blockieren der Lüfter von Thermovorhängen mit einer Vorrichtung zum Öffnen und Schließen von Toren
Verbesserung des Gas-Luft-Weges, Beseitigung und Abrundung scharfer Ecken und Kurven sowie Beseitigung von Schrägen und Undichtigkeiten
Einführung der automatischen Steuerung von Lüftungsgeräten
Abschalten von Lüftungsgeräten während der Mittagspause, Schichtwechsel usw.

1. Allgemeine Bestimmungen

Basierend auf der VERORDNUNG N 20-e/2 vom 6. August 2004 über die Genehmigung methodischer Anweisungen zur Berechnung regulierter Tarife und Preise für elektrische (Wärme-)Energie auf dem Einzelhandelsmarkt (Verbrauchermarkt), geändert durch die Verordnung des FTS vom der Russischen Föderation vom 30.01.2007 N 14 -e/14) Verbraucher wählen selbständig eins drei aus den Tarifen gemäß Ziffer 7 des Abschnitts II:

1) einteiliger Tarif , die die vollen Kosten für 1 Kilowattstunde gelieferter elektrischer Energie (Strom) umfasst;

(geändert durch die Verordnung des Föderalen Tarifdienstes der Russischen Föderation vom 21. Oktober 2008 N 209-e/1)

2) ein Tarif mit zwei Tarifen, einschließlich eines Tarifs für 1 Kilowattstunde elektrischer Energie und eines Tarifs für 1 Kilowatt elektrischer Leistung;

3) eintarifiger (zweitarifiger) Tarif, differenziert nach Zonen (Stunden) des Tages.

Einteiliger Tarif (Preis) für den Kauf von elektrischer Energie (Strom), die an Verbraucher und Käufer – Subjekte des Einzelhandelsmarktes (mit Ausnahme der Bevölkerung) – geliefert wird, wird auf der Grundlage der Tarife für elektrische Energie und Strom berechnet und nach Stundenzahl differenziert der Nutzung der erklärten Macht.

Es werden folgende Bereiche der jährlichen Nutzungsstundenzahl der deklarierten Leistung differenziert:

ab 7001 und höher;

von 6001 bis 7000 Stunden;

von 5001 bis 6000 Stunden;

von 4001 bis 5000 Stunden...

Für jede Anlage wird die Anzahl der Nutzungsstunden der deklarierten Kapazität ermittelt und der Tarif festgelegt für jedes Objekt , bei jedem Beitritt und nicht als Ganzes im Rahmen des Abkommens.

Basierend auf Abschnitt 1 des INFORMATIONSBRIEFES vom 12. August 2005 N DS-4928/14 ERLÄUTERUNGEN ZU METHODENANWEISUNGEN (geändert durch das Informationsschreiben des Föderalen Tarifdienstes der Russischen Föderation vom 31. August 2007 N SN-5083/12) :

1) Im Vertrag mit Verbrauchern, die nach einem Einheitstarif kalkulieren, wird die „deklarierte Kapazität“ nicht angegeben.

2) Die maximale Belastung eines Kraftwerks gilt gemäß GOST 19431-84 als der höchste Belastungswert eines Verbraucherkraftwerks für einen bestimmten Zeitraum (Tag, Woche, Monat, Jahr).

2. Bedingungen

2.1.1 Regulierungszeitraum – der Gültigkeitszeitraum der Tarife für
vom Staat festgelegte elektrische Energie (Leistung).
durch die Regulierungsbehörde entspricht dem Kalenderjahr von Januar bis Dezember
inklusive.

2.1.2. Angegebene Leistung – maximaler Verbrauchswert
durch den Teilnehmer in der entsprechenden Leistungsregulierungsperiode,
in Kilowatt berechnet.

2.1.3.Maximale Leistung- die durch die Zusammensetzung der Energieempfangsgeräte und den technologischen Prozess des Verbrauchers bestimmte Leistungsmenge, berechnet in Kilowatt;

2.1.4. Die Anzahl der Stromverbrauchsstunden (im Folgenden NHU genannt) ist ein Kriterium zur Differenzierung der eingesetzten regulierten Tarife
staatliche Regulierungsbehörde bei deren Einrichtung
Tarifgruppe des Verbrauchers.

2.1.5. Angeschlossene (installierte) Stromversorgung- kumulativ
der Wert der Nennleistung von Transformatoren und (oder) Energieempfangsgeräten des Verbrauchers, die an das Stromnetz angeschlossen sind (auch indirekt), berechnet in Kilowatt.

3. Bestimmung von NFM

3.1. Anwendung bei Abrechnungen mit dem Verbraucher des entsprechenden Tarifs für
Die elektrische Energie (Leistung) wird in Abhängigkeit von ihrem HFM bestimmt.
3.2. Der GP ist verpflichtet, das NFM des Abonnenten zu berechnen
der entsprechende Regelungszeitraum für jede im Energieliefervertrag genannte Verbraucheranlage für jede Spannungsebene nach folgender Formel:

HFM=VJahr/Pmax; wobei VJahr = VFakt

Vyear= Vdog, wenn Vdog – für den Verbraucher, der den Vertrag im aktuellen Regulierungszeitraum abgeschlossen hat;

Vdog – vertragliche Menge des Stromverbrauchs der Anlage in der entsprechenden Regulierungsperiode in kWh;

Vfact – die tatsächliche vertragliche Menge des Stromverbrauchs der Anlage in der vorherigen Regulierungsperiode in kWh;

Pmax – maximale Leistung der Anlage in der vorherigen/nachfolgenden Regulierungsperiode in kW.

Diese Methode zur Berechnung des NFM kann verwendet werden, wenn
Verfügbarkeit ordnungsgemäß ausgeführter Dokumente über die Durchführung von
entsprechende Messungen.

3.3. Im Falle der Nichtbereitstellung oder Bereitstellung ungenauer Messdaten berechnen Sie den NFM anhand der in Abschnitt 3.2 angegebenen Formel. dieser Verordnung anstelle des Höchstbetrags
Leistung ist die Menge der autorisierten oder angeschlossenen (installierten) Leistung des Abonnenten.

3.4. Der Teilnehmer ist nämlich verpflichtet, keinen Strom zu verbrauchen
die in den CFM-Berechnungen verwendete Leistung überschreitet
entsprechenden Regulierungszeitraum.

4. Kontrolle des Maximalwerts des Stromverbrauchs durch den Verbraucher

4.1. Der Hausarzt hat das Recht, den tatsächlichen Verbrauch zu kontrollieren
Durch den Stromabonnenten durch Ermittlung seines Maximalwerts

4.2. Ermittlung der maximal tatsächlich verbrauchten Menge
Die Teilnehmerkapazität wird von einem Vertreter der GP/Netzorganisation festgelegt.

4.3. Dabei wird jeweils der tatsächlich verbrauchte Betrag ermittelt
Der Abonnent des Höchstleistungswertes, ein Vertreter des GP/Netzbetreibers, erstellt ein Gesetz für den Energieliefervertrag.
Wenn die tatsächlich vom Abonnenten verbrauchte Leistung höher ist
vom Staatsunternehmen bei der Berechnung des NFM angenommen wird, ist dieses Gesetz die Grundlage dafür
das Produkt der Neuberechnung des NFM und der Kosten für elektrische Energie.

5. Neuberechnung von NFM.

5.1. Der Hausarzt hat das Recht, das NFM im Folgenden neu zu berechnen
Fälle:

5.1.1. Im Falle einer Überschreitung des vom Abonnenten tatsächlich genutzten Betrags
Leistung über dem akzeptierten GP bei der Berechnung des NFM;

5.1.2. Bei tatsächlicher Reduzierung des Stromverbrauchs
Energie im Verhältnis zum Vertragswert (Anlage Nr. 1 zum Vertrag).
Energieversorgung), was zur tatsächlichen Beauftragung des Teilnehmers führt
eine weitere Tarifgruppe für NFM in der aktuellen Regulierungsperiode.

5.2 Gemäß Ziffer 5.1.1. In diesem Fall wird das NFM neu berechnet
nach folgender Formel:

HFM=(Vfact t *12)/ n*Pmax gemessen

Es wurde ein Überschuss der vom Abonnenten tatsächlich genutzten Menge erfasst
Leistung über den verwendeten GP bei der Berechnung des NFM in kWh;

Pmax-Messung – der tatsächlich verwendete Maximalwert
Teilnehmerleistung basierend auf Testergebnissen, in kW;

n – die Anzahl der Monate vom Beginn des Abrechnungsjahres bis zu dem Monat (einschließlich), in dem bei der Berechnung des NFM in kWh der Überschuss der tatsächlich vom Abonnenten genutzten Kapazität gegenüber dem genutzten GP erfasst wurde;

5.3. Gemäß Abschnitt 5.1.2. In diesem Fall wird das NFM neu berechnet
nach folgender Formel:

HFM = (Vfact t + Vdog t) / Pmax prin

wobei Vfact t das tatsächliche Volumen des Stromverbrauchs für den Zeitraum von ist
vom Beginn des Rechnungsjahres bis zu dem Monat (einschließlich), in dem es lag
Es wurde ein Rückgang des Stromverbrauchs der Teilnehmer festgestellt
führt zu seiner tatsächlichen Zuordnung zu einer anderen Tarifgruppe gem
NFM in der aktuellen Regulierungsperiode in kWh;

Vdog t – vertragliches Stromverbrauchsvolumen für den Zeitraum von Monat,
nach demjenigen, bei dem der Abonnent einen Rückgang festgestellt hat
Verbrauch elektrischer Energie, der zu seinem tatsächlichen führt
Zuordnung zu einer anderen Tarifgruppe nach NFM in der aktuellen Periode
Regelung in kWh;

Pmax prin – der vom GP zur Berechnung des NFM akzeptierte Leistungswert
Teilnehmer.

6. Neuberechnung der Kosten für elektrische Energie.

6.1. Basierend auf der Berechnung des tatsächlichen NFM (HFM-Faktenberechnung),
hergestellt gemäß Abschnitt 5.2. oder Ziffer 5.3. gegenwärtig
Vorschriften, die den Tarif für Strom festlegen
Energie (Strom) gemäß der genehmigten Preisliste
Regulierungsbehörde.

6.2. Wie gemäß Abschnitt 6.1 bestimmt. gegenwärtig
Tarifbestimmungen GP rechnet dem Verbraucher die seit Beginn der jeweiligen Regulierungsperiode verbrauchte elektrische Energie in dem Teil der zu den regulierten Tarifen gezahlten Menge um.

6.3. Basierend auf dem gemäß Ziffer 6.1 ermittelten Tarif.
dieser Verordnung in der vorgeschriebenen Weise durchzuführen
Die aktuelle Gesetzgebung berechnet das Unregulierte
Preise. Zu diesem Preis berechnet der GP den Abonnenten neu
seit Beginn der jeweiligen Regulierungsperiode verbraucht

elektrische Energie in der zu unregulierten Preisen gezahlten Menge.

6.4. Für die Höhe der Neuberechnung nach regulierten Tarifen und
GP stellt dem Abonnenten eine Rechnung über nicht regulierte Preise aus. Dieses Konto
vom Abonnenten innerhalb von 10 Werktagen ab dem Datum bezahlt
ausstellen.

6.5. Der gemäß Ziffer 6.1 ermittelte Tarif. gegenwärtig
Bei Berechnungen für die Elektrotechnik werden Vorschriften verwendet
Energie (Leistung) zwischen dem GP und dem Verbraucher bis zum Ende
der entsprechenden Regulierungsperiode. Oder bis die Ergebnisse der nächsten Messung vorliegen.

7. Anpassung der zur Berechnung des NFM verwendeten Leistung.

7.1. Abonnent während des Zeitraums ab dem 1. Mai des dem Zeitraum vorangehenden Jahres
Regulierung und bis zum Ende des angegebenen Regulierungszeitraums hat
das Recht, die vom GP verwendete Leistung anzupassen
HFM-Berechnung:

7.1.1. in der Richtung, es nicht mehr als einmal zu verringern;

7.1.2. in der Richtung, es unbegrenzt oft zu erhöhen.

7.2. Um die angegebene Leistung anzupassen, muss der Teilnehmer
sendet dem Staatsunternehmen einen in beliebiger Form erstellten Antrag und Dokumente, die die Änderung des Stromverbrauchs begründen (Lastmessprotokolle, technologische Karten bei Änderung des technologischen Prozesses, einen Reisepass beim Anschluss neuer Stromempfangsgeräte usw.). Ein Antrag auf Leistungsanpassung in Richtung Reduzierung muss gestellt werden
vom Abonnenten spätestens 20 Kalendertage vorher beim GP eingereicht
Beginn des nächsten Abrechnungszeitraums im Rahmen des Energieliefervertrags.

7.3. In jedem Fall einer Anpassung der angegebenen Leistung durch den Abonnenten,
Der Hausarzt berechnet das NFM neu. Wenn eine Änderung des HFM zu einer Änderung führt
Tarif, die Berechnung mit dem neu ermittelten Tarif erfolgt ab Beginn des nächsten Abrechnungszeitraums im Rahmen des Energieliefervertrages.

7.4. Im Falle einer Tarifänderung, die sich daraus ergibt
Anpassungen der zur Berechnung seines NFM verwendeten Leistung durch den Abonnenten nach Beginn des entsprechenden Regulierungszeitraums, Neuberechnung
Kosten für elektrische Energie für frühere Abrechnungszeiträume gem
Der Energieliefervertrag wird nicht durchgeführt.

Kontroll- und Feststellungsverfahren
maximale elektrische Leistungsaufnahme

1. Dieses Verfahren legt die Regeln zur Bestimmung des maximalen Stromverbrauchs des Abonnenten fest:

• wenn ein automatisiertes Buchhaltungssystem für die Berechnungen vorhanden ist:
• wenn Messgeräte vorhanden sind, die eine Speicherung der stündlichen Mengen an elektrischer Energie ermöglichen;
• bei Vorhandensein von Messgeräten, die nicht in der Lage sind, stündliche Mengen an elektrischer Energie zu speichern.

2. Die Bestimmung des maximalen Stromverbrauchs des Abonnenten sowie die Kontrolle seines Verbrauchs erfolgt während der Kontroll- oder Berichtsstunden des Stromverbrauchs des Abrechnungszeitraums, die für jedes Kalenderjahr von den zuständigen Behörden genehmigt werden aus staatlicher Regulierung der Tarife.

3. Die Bestimmung des Maximalwerts des Stromverbrauchs des Abonnenten im Abrechnungszeitraum bei Vorhandensein eines für die Berechnungen verwendeten automatischen Messsystems erfolgt auf der Grundlage des Maximalwerts der Wirkleistung, der aus allen Tagen des laufenden Monats ausgewählt und aufgezeichnet wurde das automatisierte Messsystem an einem der Tage des laufenden Monats während der Kontroll- oder Meldetage Stunden des Stromverbrauchs.

4. Die Ermittlung des maximalen Stromverbrauchs des Teilnehmers im Abrechnungszeitraum bei Vorhandensein von Messgeräten, die die Speicherung stündlicher Mengen des Stromverbrauchs gewährleisten, erfolgt in der folgenden Reihenfolge

4.1. Die Höhe des Stromverbrauchs wird ermittelt, indem der Wert jedes Messgeräts in jeder Kontroll- und Berichtsstunde des Abrechnungszeitraums summiert wird.

4.2. Der maximale Wert der vom Teilnehmer verbrauchten elektrischen Leistung wird aus allen gemäß Abschnitt 4.1 ermittelten Werten ausgewählt. OK.

5. Die Ermittlung des maximalen Stromverbrauchs des Abonnenten im Abrechnungszeitraum bei Vorhandensein von Messgeräten, die nicht in der Lage sind, stündliche Mengen des Stromverbrauchs zu speichern, erfolgt in der folgenden Reihenfolge:

5.1. Die Messwerte werden aufgezeichnet und für jedes einzelne Messgerät alle 60 (sechzig) Minuten während aller Kontroll- und Berichtsstunden des Abrechnungszeitraums die vom Abonnenten verbrauchte Strommenge ermittelt und der stündliche Verbrauch als Differenz zwischen den folgenden berechnet und frühere Lesungen.

5.2. Die Werte der vom Abonnenten verbrauchten elektrischen Leistung aller Messgeräte in der Anlage werden aufsummiert (für jedes 60-Minuten-Intervall separat).

5.3. Der maximale Wert der vom Teilnehmer verbrauchten elektrischen Leistung wird aus allen gemäß Abschnitt 5.2 ermittelten Werten von 60-Minuten-Intervallen ausgewählt. OK. Der gemäß diesem Absatz ermittelte Wert ist der Höchstwert
die Menge an elektrischer Energie, die der Teilnehmer im Abrechnungszeitraum verbraucht hat.

Gilt nicht für Messgeräte, die über Stromwandler angeschlossen sind.

6. Ein Vertreter des Hausarztes/der Netzorganisation hat das Recht, die Einhaltung des Stromverbrauchsregimes durch den Abonnenten zu überwachen. Die Kontrolle erfolgt durch Überprüfung der Messwerte von Messgeräten, Erfassung ihrer Kontrollablesungen und Überprüfung der Einträge im Journal der primären Aufzeichnung der Messwerte von Messgeräten.

Der als Ergebnis der Berechnung erhaltene Abschnitt wird auf den nächsten Standardabschnitt gerundet.

Netze mit Spannungen bis 1 kV bei Tm bis 4000–5000 h/Jahr, Beleuchtungsnetze und Sammelschienen von Umspannwerken unterliegen nicht der Überprüfung der wirtschaftlichen Stromdichte.

4.5. Auswahl von Niederspannungskabeln basierend auf mechanischen

Stärke

Für jeden elektrischen Empfängertyp gibt es einen minimal zulässigen Kabelquerschnitt, der eine ausreichende mechanische Festigkeit gewährleistet. Daher erfolgt nach der Auswahl des Kabelquerschnitts mit den oben beschriebenen Methoden eine Überprüfung anhand der Bedingungen der mechanischen Festigkeit. Aus Gründen der Benutzerfreundlichkeit sollte das Kabel keinen zu großen Querschnitt haben.

Andere Kabel werden nicht auf mechanische Festigkeit und Benutzerfreundlichkeit getestet.

mechanische Festigkeit und Benutzerfreundlichkeit

5. ÜBERPRÜFUNG DES KABELNETZES

5.1. Überprüfung des Kabelnetzes des Standortes auf Zulässigkeit

Spannungsverlust im Normalbetrieb

elektrische Empfänger

Der Zweck der Prüfung besteht darin, sicherzustellen, dass die Spannungsabweichung an den Klemmen von Elektromotoren im Normalbetrieb die zulässigen Grenzwerte (- 5 ÷ +10 %) Un nicht überschreitet.

Es werden nur negative Abweichungen überprüft, daher betragen die minimal zulässigen Spannungen an den Motorklemmen 361, 627 bzw. 1083 V bei Nennspannungen von 380, 660 und 1140 V.

Nimmt man als Bemessungsspannung an den Transformatorklemmen die maximal zulässigen 400, 690 und 1200 V an, so lässt sich der zulässige Spannungsverlust (ΔU add) in Netzen ermitteln:

in 380-V-Netzen 400–361 = 39 V;

in 660-V-Netzen 690–627 = 63 V;

in 1140-V-Netzen 1200–1083 = 117 V.

In einem korrekt berechneten Netzwerk sollte der Gesamtspannungsverlust () vom PUPP zu den Klemmen des Elektromotors die zulässigen Werte von 39, 6З und 117 nicht überschreiten:

Du fügst hinzu.

Gesamtspannungsverluste im Netz bis zu den Motorklemmen:

wo ist der Spannungsverlust im Transformator, V; Spannungsverlust in einzelnen Gliedern des den Motor versorgenden Niederspannungskabelnetzes, V.

Bei der Prüfung von Netzen auf zulässige Spannungsverluste empfiehlt sich die Verwendung der Tabelle. 5.1 und fügen Sie positive Ergebnisse zur Tabelle hinzu. 4.1 (Spalte 9).

Der Spannungsverlust im Transformator in Volt und Prozent wird jeweils durch die Formeln bestimmt:

wobei I der Laststrom des Transformators in maximal einer halben Stunde ist, A; R Т,Х Т – aktiver und induktiver Widerstand des Transformators (Ohm), dessen Werte gemäß der Tabelle ermittelt werden. 3,3; cos φ – Leistungsfaktor an den Anschlüssen der Sekundärwicklung des Transformators; - Transformatorlastfaktor; I, S – Strom (A) bzw. Leistung (kVA) der Transformatorlast; I H – Nennstrom des Transformators, A.

Tabelle 5.1

Überprüfung des Netzes auf zulässigen Spannungsverlust

Spannungsverluste in Transformatoren mobiler Umspannwerke im Bergbau bei Lastfaktor β T = 1 und verschiedenen cosφ-Werten , Die nach Formel (5.3) berechneten Werte sind in der Tabelle angegeben. 5.2. Für andere Lastfaktorwerte werden die tabellarischen Spannungsverlustwerte mit dem tatsächlichen Lastfaktor des Transformators multipliziert:

.

Tabelle 5.2

Spannungsverlust im explosionsgeschützten,

mobile Umspannwerke bei β T = 1

Typ der Unterstation	Nennleistung, kVA	Spannung an der Sekundärwicklung, kV	Spannungsverlust (%) bei cosj
0,7	0,75	0,8	0,85
TSVP		0,4; 0,69	3,2	3,1	2,97	2,78
	0,4; 0,69	3,17	3,06	2,92	2,73
	0,4; 0,69	3,08	2,96	2,81	2,6
	0,4; 0,69	3,03	2,91	2,75	2,53
	0,69; 1,2	2,95	2,82	2,65	2,42
	0,69; 1,2	3,84	3,67	3,46	3,18

Um den Wert des Spannungsverlusts in einem Transformator, ausgedrückt als Prozentsatz, in Volt und umgekehrt umzurechnen, verwenden Sie die Formel

IN,

wobei k OT der Spannungsänderungskoeffizient im Transformator (PUPP) ist, gleich 0,95; 1,0 bzw. 1,05 bei Anzapfung von +5, 0 bzw. –5 %, U x ist die Leerlaufspannung der Sekundärwicklung (400, 690, 1200 V).

Der Spannungsverlust in jedem Abschnitt des Kabelnetzes kann mit der Formel ermittelt werden

Dabei ist I pk der berechnete Strom im Kabel, A; cos φ ist der Leistungsfaktor, der für flexible Kabel gleich dem Nennleistungsfaktor des Motors und für Speisekabel als gewichteter Durchschnitt angenommen werden kann; - aktiver Widerstand eines Kabelsegments, Ohm; - induktive Reaktanz eines Kabelsegments, Ohm; r 0 ,x 0 – spezifischer aktiver und induktiver Widerstand des Kabels, Ohm/km (entnommen aus Tabelle 5.3 bei einer Temperatur von +65 °C); L k – Länge des Kabelabschnitts, km.

Tabelle 5.3

Aktiver und induktiver Widerstand von Drähten und Kabeln,

bei +65 °C, Ohm/km

Wenn der Kabelquerschnitt 10 mm 2 oder weniger beträgt, können Sie die induktive Reaktanz ignorieren und vereinfachte Formeln V verwenden:

(5.6)

(5.7)

(5.8)

wo ρ – spezifischer Widerstand gleich bei 20 °C für Kupfer 0,0184, für Aluminium - 0,0295 Ohm∙mm 2 /m; S – Kabelquerschnitt, mm 2; Р k – durch das Kabel übertragene Auslegungsleistung, kW; γ = 1/ρ – spezifische Leitfähigkeit.

Die Verwendung der vereinfachten Formeln (5.5)–(5.8) ist auch für Kabel mit großen Querschnitten zulässig, wenn der Korrekturfaktor für die induktive Reaktanz K gemäß Tabelle berücksichtigt wird. 5.4. abhängig von Querschnitt und Leistungsfaktor.

Tabelle 5.4

Der Wert des Korrekturfaktors K

	Kabelquerschnitt, mm 2
0,60	1,076	1,116	1,157	1,223	1,302	1,399	1,508	1,638
0,65	1,067	1,102	1,138	1,197	1,266	1,351	1,447	1,529
0,70	1,058	1,089	1,120	1,171	1,232	1,306	1,390	1,486
0,75	1,050	1,077	1,104	1,148	1,200	1,264	1,336	1,419
0,80	1,043	1,065	1,088	1,126	1,170	1,225	1,287	1,357
0,85	1,035	1,054	1,073	1,103	1,141	1,186	1,237	1,295

Formeln (5.5–5.8) unter Berücksichtigung des Korrekturfaktors K:

(5.10)

(5.11)

(5.12)

Wenn der gesamte Spannungsverlust an einem Motor größer als der zulässige Wert ist, muss der Querschnitt eines oder mehrerer Kabelabschnitte um eine Stufe erhöht und erneut überprüft werden.

5.2. Überprüfung des Kabelnetzes im Startmodus

und der Kippmodus am stärksten

und Fernmotor

Die Größe des Anlaufdrehmoments und des kritischen Drehmoments von Asynchronmotoren wird durch die Spannung an ihren Klemmen bestimmt.

Beim Abwürgen oder Starten eines asynchronen Elektromotors kann der Anlaufstrom (5¸7) I H erreichen, während der Spannungsverlust im Netz einen solchen Wert erreicht, dass das Anlauf- oder kritische Drehmoment des Elektromotors nicht ausreicht, um das Widerstandsmoment zu überwinden auf seinem Schaft. Unter diesen Bedingungen dreht sich der Motor nicht oder stoppt und kann unter dem Einfluss hoher Ströme ausfallen. Dies macht es erforderlich, die Querschnitte des Kabelnetzes auf die Möglichkeit zu prüfen, den stärksten und entferntesten Motor zu starten und ein Umkippen bei Überlastung zu verhindern.

Es wird davon ausgegangen, dass ein normaler Start und eine normale Beschleunigung des Motors stattfinden, wenn die tatsächliche Spannung an den Motorklemmen (U fact at start) gleich oder größer als die minimal erforderliche Spannung (U min.required at start) ist. Als minimal erforderliche Spannung wird üblicherweise 0,8 U n beim Starten eines Motors mit einer Leistung von weniger als 160 kW und 0,7 U n beim gleichzeitigen Starten von zwei Motoren mit einer Leistung von bis zu 160 kW oder einem Motor mit einer Leistung von mehr angenommen als 160 kW.

Das Kriterium für eine erfolgreiche Überprüfung des Netzwerks auf den Startmodus eines leistungsstarken und entfernten Motors ist daher die Erfüllung der folgenden Bedingungen:

U Tatsache. beim Start 0,8 U n, (5.13)

oder U Fakt beim Start 0,7 U n. (5.14)

Die beim Starten eines Motors mindestens erforderliche Spannung lässt sich im Einzelfall anhand der Formel ermitteln

U min erforderlich am Anfang = 1,1 U n , (5.15)

wobei l= M Startmotor, /M kein Motor . – die nominelle Vielfachheit des Anlaufdrehmoments, entnommen aus den technischen Daten des zu prüfenden Motors; K ist die minimale Vielfachheit des Anlaufdrehmoments des Elektromotors, die das Anfahren aus dem Stillstand und die Beschleunigung (Erreichen der Nenndrehzahl) des Führungs- oder Tragkörpers der Arbeitsmaschine gewährleistet.

Die K-Werte werden wie folgt angenommen: für Mähdrescher beim Anfahren unter Last 1,0–1,2; für Kratzförderer 1,2–1,5; für Bandförderer 1,2 –1,4; für Lüfter und Pumpen 0,5–0,6.

Beim gleichzeitigen Starten der Elektromotoren eines Strebförderers oder einer Pflugeinheit mit mehreren Antrieben muss die Mindestspannung an den Klemmen der langen Antriebsmotoren betragen:

für Antriebe ohne Flüssigkeitskupplung

U min.erforderlich beim Start 1,1 U k.A ; (5.16)

für Antriebe mit Strömungskupplungen

U min.erforderlich beim Anfahren von K M n.hydr, (5.17)

wobei Mn.hydr das Nenndrehmoment der Flüssigkeitskupplung ist, Nm; K ist die minimale Multiplizität des Anlaufmoments, die das Anfahren aus dem Stillstand und die Beschleunigung gewährleistet, d. h. Erreichen einer gleichmäßigen Geschwindigkeit des Führungs- oder Tragkörpers der Arbeitsmaschine (für Strebförderer K = 1,2–1,5; ein niedrigerer Wert bezieht sich auf einen normalen Anlauf, ein größerer Wert auf einen Anlauf unter Last; für Pfluganlagen K = 1,2 kann verwendet werden.

start = U start. b/u fängst an. D ,

wobei U start.b, U start.d – die tatsächliche Spannung an den Klemmen von Elektromotoren beim Starten der Nah- bzw. Fernantriebe wird durch die Formel (5.25) V bestimmt; n b, n d – Anzahl der Förderer-(Pflug-)Elektromotoren im Nah- bzw. Fernantrieb.

Besonders hervorzuheben ist auch, dass das Kabelnetz entsprechend der höchsten Netzbelastungsart auf Start- und Kippmodus geprüft wird. Es wird angenommen, dass der leistungsstärkste und entfernteste Motor startet (umkippt) und gleichzeitig den Anlaufstrom (kritisch) verbraucht, während Motoren mit geringerer Leistung an das Netzwerk angeschlossen sind und den Nennstrom verbrauchen. Daher müssen bei der Ermittlung der tatsächlichen Spannung an den Motorklemmen im Anlauf- oder Stillstandsmodus die Spannungsverluste in den Netzelementen berücksichtigt werden:

a) aus den Nennströmen normal arbeitender Motoren geringerer Leistung;

b) aus Anlaufströmen startender oder abwürgender Motoren höherer Leistung.

Variante 1

3.1 Wie viele maximale Nutzungsstunden und maximale Verluststunden gibt es? Was ist der Unterschied zwischen diesen Größen?

Die Anzahl der Nutzungsstunden der Höchstlast (T max) ist die Zeit, in der die gleiche Strommenge über das bei Höchstlast betriebene Stromnetz übertragen würde, wie im Laufe des Jahres gemäß dem tatsächlichen Lastplan über dieses übertragen wird:

Die Nutzungsdauer der maximalen Belastung T max richtet sich nach der Art und Schicht der Arbeit des Verbrauchers und beträgt für einige Branchen ein Jahr:

für Beleuchtungslasten 1500 – 2000 h;

bei Einschichtbetrieben 1800 – 2500 Stunden;

bei Zweischichtbetrieben 3500 – 4500 Stunden;

bei Dreischichtbetrieben 5000 – 7000 Stunden.

Der Tmax-Wert wird zur Ermittlung der Stromverluste verwendet. Dazu müssen Sie den Wert von τ max kennen – den Zeitpunkt der maximalen Verluste, d.h. die Zeit, in der das Stromnetz bei konstanter Höchstlast Stromverluste in Höhe der tatsächlichen Jahresverluste aufweist. Maximale Verlustzeit:

wobei ∆W a – Verluste an Wirkenergie, kWh oder Stromverbrauch zur Deckung von Verlusten;

∆P max – maximaler Leistungsverlust, kW.

Abbildung 3.1.1 – Abhängigkeit der Zeit maximaler Verluste von der Nutzungsdauer der maximalen Last

Basierend auf statistischen Daten zu verschiedenen jährlichen Lastplänen von Industrieunternehmen wurde die Abhängigkeit des Zeitpunkts maximaler Verluste τ max von der Nutzungsdauer der maximalen Last T max und dem Leistungsfaktor erstellt (Abbildung 3.1.1).

Die Abhängigkeit der Verlustzeit von den Parametern, die die Konfiguration des Jahresplans der übertragenen Wirkleistung T max charakterisieren, ergibt auch den folgenden Ausdruck:

3.2 Was ist das Wesentliche an der Superpositionsmethode bei der Berechnung komplexer geschlossener Netzwerke?

Ein komplexes Netzwerk ist ein Netzwerk mit Knoten. Ein Knotenpunkt ist ein Punkt, der mindestens drei Zweige hat, die Last nicht mitgerechnet. Ein Abschnitt des Netzwerks zwischen Knotenpunkten oder zwischen einem Knotenpunkt und einem Versorgungspunkt – ein Zweig.

Die Berechnung eines Netzes mit bidirektionaler Stromversorgung mit unterschiedlichen Spannungen an den Übertragungsenden basiert auf der Verwendung des Überlagerungsverfahrens. Nach dieser Methode können die Ströme in allen Zweigen als Ergebnis der Summation von Strömen verschiedener Modi betrachtet werden und die Ströme verschiedener Modi unabhängig voneinander bestimmt werden. Folglich können Ströme in den Zweigen eines Zweiwege-Stromversorgungsnetzes mit unterschiedlichen Spannungen an den Enden als Summe zweier Ströme betrachtet werden: Ströme in den Zweigen mit gleichen Spannungen; Ströme, die in einem Stromkreis unter dem Einfluss einer EMK fließen, die der Spannungsdifferenz entspricht

Abbildung 3.2.1 Netzwerk mit bidirektionaler Stromversorgung mit unterschiedlichen Spannungen an den Übertragungsenden:

a – aktuelle Verteilung im ursprünglichen Netzwerk; b – Ströme im Netzwerk mit gleichen Knotenspannungen A Und IN; in – Ausgleichsstrom

Strom im Netzwerk (siehe Abbildung 3.2.1, V) wird Ausgleichsstrom genannt und definiert als

Enthält also die Berechnung des Ausgleichsstroms nach Beziehung (1.1) und die Anpassung der Ströme aller Zweige an diesen Strom:

(3.2.2)

Abschluss

Bei maximaler Belastung weicht die tatsächliche Spannung am NS-Transformator deutlich von der gewünschten ab. Es werden mehrere Optimierungsmethoden empfohlen. Legen Sie mehr Spannung an die Stromleitung an, reduzieren Sie die Last und verringern Sie so die Verluste am Transformator, oder ersetzen Sie einen Transformator mit einem geringeren Übersetzungsverhältnis als verfügbar.

Bei minimaler Belastung weicht die tatsächliche Spannung deutlich von der gewünschten ab. praktisch nicht anders als das gewünschte. Für die Genauigkeit können einige Spannungsoptimierungsgeräte eingesetzt werden.

Literaturverzeichnis

Neklepaev B.N., Kryuchkov I.P. Elektrischer Teil von Kraftwerken und Umspannwerken: Referenzmaterialien für die Kurs- und Diplomgestaltung: Lehrbuch für Universitäten. – M.: Energoatomizdat, 1989.

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Rozhkova L.D., Kozulin V.S. Elektrische Ausrüstung von Umspannwerken: Für Schüler technischer Schulen. – Moskau: Energoatomizdat, 1987.

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