43072

Объединение региональных объединённых энергосистем в более мощную систему образует Единую энергетическую систему России

Курсовая

Энергетика

Одной из главных задач электроснабжения является обеспечить дальнейший экономический прогресс общества, глубокий качественный сдвиг в материально-технической базе на основе ускорения научно- технического прогресса, интенсификации общественного производства, повышение эффективности.

Русский

2013-11-04

2.3 MB

1 чел.

                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                  

Введение

Одной из главных задач электроснабжения является обеспечить дальнейший экономический прогресс общества, глубокий качественный сдвиг в материально-технической базе на основе ускорения научно- технического прогресса, интенсификации общественного производства, повышение эффективности.

Решением этой задачи во многом зависит от высококвалифицированных специалистов среднего звена техников-электриков, призванных обеспечить дальнейшее совершенствование способов электрификации промышленных предприятий и установок всех отраслей промышленности с применением современных средств электронно-вычислительной техники.

В условиях ускорения научно-технического прогресса потребления электроэнергии в промышленности значительно увеличится благодаря созданию гибких роботизированных и автоматизированных производств. Робототехника используется чаще всего на тех участках промышленного производства, которые представляют опасность для здоровья людей, а также на вспомогательных и подъёмно-транспортных работах.

Генеральным направлением развития Российской энергетики является концентрация и централизация производства и передачи электроэнергии, создание объединённых энергосистем, имеющих общий технологический режим производства энергии и единое оперативное диспетчерское управление

Объединение региональных объединённых энергосистем в более мощную систему образует Единую энергетическую систему России.

Управлением единой энергетической системы России ведётся из центрального диспетчерского управления в г. Москве. Задачей, которого является обеспечения руководства региональными объединенными энергосистемами, расчёт и внедрение наиболее рациональных режимов работы управляемых электростанций, ликвидация аварий в энергосистемах.

  1.  Расчетная часть
    1.   Характеристика потребителей электроэнергии. Анализ цеха, категории ЭП

Электроприемники в отношении обеспечения надежности электроснабжения подразеляются на 3 категории:

а.) I категория ЭП – электроприемники, перерыв электроснабжения которых может повлечь за собой опасность для жизни людей, угрозу для безопасности государства, расстройство технологического процесса, значительный ущерб народному хозяйству, повреждение оборудования, массовый брак продукции, нарушение функционирования особо важных элементов коммунального хозяйства и телевидения и пр.

Из состава ЭП I категории выделяют особую группу, бесперебойная работа которых необходима для безаварийного останова производства, с целью предотвращения угрозы жизни людей, взрывов и пожаров. Для электроснабжения особой группы ЭП применяются дополнительное питание от третьего независимого взаимнорезервирующего ИП.

ЭП I категории должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых взаимнорезервирующих ИП, и перерыв их электроснабжения, при нарушении электроснабжения одного из ИП допускается лишь на время автоматического восстановления питания.

б.) II категория ЭП – электроприемники, перерыв электроснабжения которых приводит к массовому недовыпуску продукции, массовому простою рабочих, механизмов, промышленного транспорта, нарушению нормальной деятельности городских и сельских жителей.

Для ЭП II категории, при нарушении электроснабжения от одного из источников питания, допустимы перерывы электроснабжения на время, необходимое для включения резервного питания дежурным персоналом или выездной бригадой. Обеспечиваются электроэнергией от одного источника питания, если есть централизованный складской резерв, и, в остальных                              

случаях – двумя независимыми взаимнорезервирующими источниками питания.

в.) III категория ЭП – все остальные электроприемники, не подходящие под I и II категории. Обеспечиваются электроэнергией от одного источника питания, при условии, что в случае нарушения электроснабжения перерыв – не больше суток.

ЭСН и ЭО цеха металлорежущих станков относится к первой и второй категории электроснабжения.

  1.  Выбор рода тока

По характеристике рода тока, происходит деление электрооборудования на 3 группы. 1 группа – электроприемники (ЭП), работающие от сети переменного тока частотой 50 Гц. 2 группа – ЭП, работающие от сети переменного тока высокой или низкой частоты. 3 группа – ЭП, работающие от сети постоянного тока. Постоянный ток рекомендуется использовать в тех случаях, когда это необходимо по условиям технологического процесса: зарядка аккумуляторных батарей, плавное регулирование частоты вращения двигателей и др.

Основной род тока, на котором работают электроустановки промышленных предприятий – переменный трехфазный ток с частотой 50 Гц. Именно этот род тока выбираем для электроприемников  ЭСН и ЭО цеха металлорежущих станков.

Переменный трехфазный ток имеет следующие преимущества:

(не хватает)

  1.   Выбор величины напряжения

При выборе напряжения следует учитывать мощность, количество и расположение ЭП, взаимность их питания, номинальными напряжениями, применяемыми на промышленных предприятиях, для распределения электроэнергии являются 10; 6; 0,66; 0,38; 0,22 кВ. На высокой стороне ТП используем напряжение 6 – 10 кВ. На низкой стороне – 0,38 (для силовой сети) и 0,22 кВ (для осветительной сети).

Таблица 1.1.       Исходные данные

Наименование ЭО

УГО

1

Электропривод раздвижных ворот

2

Универсальные заточные станки

3

Заточные станки для червячных фрез

4

Резьбошлифовальные станки

5

Заточные станки для фрезерных головок

6

Круглошлифовальные станки

7

Токарные станки

8

Вентиляторы

9

Плоскошлифовальные станки

10

Внутришлифовальный станок

11

Кран -балка

12

Заточные станки

  1.   Выбор схемы электроснабжения

Схемы электроснабжения внутренних силовых электросетей могут выполняться по радиальной, магистральной и смешанной схемах. Радиальные схемы применяются для питания сосредоточенной нагрузки большой мощности при неравномерном размещении ЭП в цехе или группами, на отдельных его участках, а также, для питания ЭП во взрывоопасных, пожароопасных и пыльных помещениях.

Радиальные схемы выполняются кабелями и изолированными

проводами. Достоинство радиальных схем – их надежность, т.к. авария на одной линии не влияет на работу ЭП, подключенных к другой линии. Недостатком радиальных схем является малая экономичность, связанная с расходом полупроводникового материала труб, распределительных шкафов, большое число защитной и коммутационной аппаратуры.

Магистральные схемы целесообразно применять для питания силовых и осветительных нагрузок, распределенных относительно равномерно по площади цеха, а также для питания групп ЭП, принадлежащих одной технологической линии.  При магистральных схемах, одна питающая магистраль обслуживает сразу несколько распределительных щитков, и крупные ЭП цеха. Достоинство магистральной схемы – высокая гибкость сети. Магистральная схема менее надежна, чем радиальная, т.к. при исчезновении напряжения на магистрали, все подключенные к ней потребители потеряют питание.

Наибольшее распространение имеют смешанные схемы ЭС. Сочетают в себе элементы радиальных и магистральных схем, и пригодны для любой категории ЭС. Именно смешанную схему ЭС я применяю для снабжения ЭСН и ЭО цеха металлорежущих станков.

  1.   Расчет площади цеха

Расчет площади цеха должен производиться так, чтобы на его площади можно было разместить 40 едини технологического оборудования. При этом расстояние от стен до станка – 800 мм. Между станками – 900 мм. расстояние от станка до прохода – 500 мм. Ширина прохода – 3000 мм. Согласно плану размещения оборудования площадь цеха предприятия

S = A B,                                                    (1.1)

где А – длина цеха, м;

      В – ширина цеха, м.

S = A B = 18 ∙ 30 = 540 м2

  1.   Расчет электрических нагрузок

Для наиболее правильного выбора трансформатора, кабелей, троллей, шинопроводов, необходимо рассчитать все электрические нагрузки для цеха. Для определения электрических нагрузок цеха применяют метод упорядоченных диаграмм (метод коэффициента максимума).

Определяем суммарную мощность всех ЭП

Рном = Рном n,                                                 (1.2)

где Рном – активная номинальная мощность ЭП, кВт;

      n – количество ЭП, шт.

Для токарного специального станка

Рном = Рном n = 6,53 = 19,5 кВт

Для остальных ЭП расчет аналогичен. Данные заносим в табл 1.2

Определяем  суммарную мощность для мостового крана

Рном = Sпасп  cos,                                   (1.3)

где Рном – номинальная мощность, кВт;

      ПВ – относительная продолжительность включения;

      Sпасп – паспортная полная мощность, кВА;

      cos - коэффициент мощности.

Рном = Sпасп  cos = 30   0,9 = 17 кВт

Данные заносим в табл 1.2

Определяем среднюю нагрузку за максимально загруженную смену, кВт

Рсм = Ки Рном,                                                  (1.4)

где Рном – номинальная мощность ЭП, кВт;

      Ки – коэффициент использования, определяется по [1. табл 2.1].

Для токарного специального станка

Рсм = Ки Рном = 0,12 19,5 = 2,34 кВт

Для остальных ЭП расчет аналогичен, данные заносим в табл. 1.2

Таблица 1.2 Электрические нагрузки кузнечно-прессового цеха

Наименование ЭО

n,  шт

Уст. мощность, приведенная к ПВ=100%

Ки

cos

tg

m

Средняя нагрузка за наиболее загруженную смену

nэ

Км

Максимальная расчетная нагрузка

Iр, А

Рном, кВт

Рном, кВт

Рсм, кВт

Qсм, кВар

Рр, кВт

Qр, кВар

Sр, кВА

Электропривод раздвижных ворот

3

3,5

10,5

0,42

0,72

0,4

0,79

0,88

1,34

Токарные станки

3

6,5

19,5

0,78

1,35

0,8

1,48

1,68

2,5

Универсальные заточные станки

3

2,5

7,5

0,3

0,52

0,3

0,57

0,64

0,97

Заточные станки для червячных фрез

2

7

14

0,84

1,45

0,88

1,6

1,8

2,7

Заточные станки для фрезерных головок

2

3

6

0,36

0,62

0,37

0,68

0,76

1,15

ИТОГО по ШРА 1

28

44,4

173,1

0,12

0,5

1,73

4,08

5,23

8,96

1

1,05

5,49

9,85

11,27

17,1

Плоскошлифовальные станки

6

38

228

4,56

7,8

4,78

8,58

9,8

14,9

Резьбошлифовальные станки

2

4,8

9,6

0,57

0,98

0,6

1

1,1

1,6

ИТОГО по ШРА 2

8

42,8

237,6

0,12

0,5

1,73

7,9

5,13

8,79

0,1

1,05

5,38

9,7

11

16,7

Кран-балка

1

10

10

0,25

0,5

0,73

1

1,3

0,09

1,05

0,78

1,43

1,8

2,73

Вентиляторы

3

4

12

0,65

0,8

0,75

0,48

0,83

1,05

3,6

0,9

3,71

5,64

ИТОГО по КТП

4

14

24

0,12

0,5

1,73

1,48

2,13

1,14

1,05

4,38

2,33

5,51

8,37

Определяем среднюю реактивную нагрузку за наиболее загруженную смену Qсм, кВар

Qсм = Рсм tg,                                                (1.5)

где Рсм – средняя активная нагрузка за наиболее загруженную смену, кВт;

     tg - табличная величина, определяется из тригонометрических таблиц.

Для токарного специального станка

Qсм = Рсм tg = 8,4 · 2,3 = 19,3  кВар

Для остальных ЭП расчет аналогичен, данные заносим в табл 1.2

Определяем для каждой группы эффективное число ЭП. При этом должен учитываться коэффициент силовой сборки «m»

                                                 (1.6)

где Рном max – номинальная максимальная мощность в группе, кВт;

      Рном min – номинальная минимальная мощность в группе, кВт.

Для ШРА 1

=  = 6

Для остальных групп ЭП расчет аналогичен, данные заносятся в  табл 1.2

Определяем эффективное число электроприемников. Если m > 3;     Ки < 0,2 то эффективное число ЭП определяем с помощью относительного числа электроприемников (nэ)

  ,                                                          (1.7)

где n*   ;

             ;

где n1 – число наибольших ЭП в группе, каждый из которых имеет мощность не менее половины наибольшего по мощности ЭП данной группы Рном max ;

      Рном 1суммарная номинальная мощность этих n1 ЭП, кВт;

      Рном сумм – суммарная номинальная мощность всей группы n приемников, кВт.

Для ШРА 1

n =  =  = 0,63

nэ = 0,81

При найденном Р, n по [1. табл 2.2] определяем относительное эффективное число ЭП (nэ)

nэ = nэ n,

где nэ – относительное число электроприемников;

      n – число электроприемников в группе, шт.

                                        

Для остальных групп расчет аналогичен, данные  заносятся в        табл. 1.2

В зависимости от Ки и nэ определяем по [1. табл 2.3] коэффициент максимума (Км)

Определяем активную расчетную мощность для технологического оборудования Рр, кВт

Рр = Км Рсм,                                               (1.8)

где Км – коэффициент максимума;

      Рсм – средняя активная нагрузка за наиболее загруженную смену, кВт.

Для токарного специального станка

Рр = Км Рсм = 1,65 8,4 = 13,9 кВт

Для остальных ЭП расчет аналогичен, данные заносим в табл. 1.2

Для мостового крана и сварочного аппарата учитывается коэффициент загрузки

Рр = Рном Кзаг,                                                 (1.9)

где Рном – номинальная мощность ЭП, кВт;

     Кзаг – коэффициент загрузки.

     Кзаг = 0,75 (для мостового крана)

     Кзаг = 0,9 (для вентилятора)

Рр = Рном Кзаг = 17 0,75 = 12,8 кВт

Данные расчета заносим в табл 1.2

Определяем расчетную реактивную мощность Qр, кВар

Qр = КмQсм,                                                (1.10)

где Qсм – средняя реактивная нагрузка за наиболее загруженную смену;

      Км’ – реактивный коэффициент спроса, принимаем равным 1,1.

Для токарного специального станка

Qр = КмQсм = 1,119,3 = 21,2 кВАр

Для остальных станков расчет аналогичен, данные заносим в       табл. 1.2

Определяем суммарную активную мощность по группам Рном, кВт

Рном = Рном1 + Рном2 + Рном13+…+Рном n,                  (1.11)

где  Рном - номинальная активная мощность ЭП, кВт.

Для ШРА 1

Рном = 10,5 + 19,5 + 7,5 + 14 + 6 + 51 + 11,2 + 53,4 = 173 кВт

Для остальных станков данные заносим в табл 1.2

Для ШРА 2 расчет аналогичен. Данные заносим в табл 1.2

Определяем суммарную активную мощность за наиболее загруженную смену

Рсм = Рсм1+Рсм2+Рсм3+…+Рсм n,                        (1.12)

где  Рсм – средняя нагрузка за наиболее загруженную смену, кВт.

Для ШРА 1

Рсм = 0,42 + 0,78 + 0,3 + 0,84 + 0,36 + 1,2 + 0,33 + 1 = 5,23  кВт

Для ШРА 2 расчет аналогичен, данные заносим в табл 1.2

Определяем суммарную реактивную мощность за наиболее загруженную смену

Qсм = Qсм1+Qсм2+Qсм3+…+Qсм n,                      (1.13)

где  Qсм – суммарная реактивная нагрузка (по ШРА1) за наиболее загруженную смену.

Для ШРА 1

Qсм = 0,72 + 1,35 + 0,52 + 1,45 + 0,62 + 2 + 0,57 +1,73 = 8,96 кВАр

Для ШРА 2 расчет аналогичен, данные заносим в табл 1.2

Определяем полную суммарную мощность в группе

                                                (1.14)

где Рр – суммарная активная мощность по ШРА1, ШРА2, КТП, кВт;

     Qр – суммарная реактивная мощность по ШРА1, ШРА2, КТП, кВар.

 = 5,49 + 5,38 + 9,85 + 9,7 + 11,38 + 19,4 = 61,2 кВА

Для остальных групп  расчет аналогичен. Данные заносим в табл. 1.2

Определяем расчетный ток по группам Iр, А

=                                                                                       (1.15)

где Uном – номинальное напряжение;

     Sр – полная суммарная мощность в группе, кВА;

     cos - коэффициент мощности.

Iр =  =  = 6,46

Для остальных групп расчет аналогичен. Данные заносим в табл. 1.2

  1.   Расчет и выбор проводов

Электропроводками называются сети переменного и постоянного тока до 1 кВ, выполненные изолированными проводами, бронированными кабелями малых сечений (до 16 мм2) с резиновой и пластмассовой изоляцией жил, с относящимися к ним креплениями, и поддерживающими конструкциями. В цехах промышленных предприятий основным конструктивным видом электропроводок является прокладка в лотках, коробах и на тросах.

Для выбора провода необходимо определить допустимый ток по нагреву Iд, А

                                              (1.16)

где Pном – номинальная активная мощность ЭП, кВт;

     Uном – номинальное напряжение, В;

    

 cos - коэффициент мощности.

Для обдирочного станка типа РТ-503 допустимый ток по нагреву

 

Для остальных ЭП расчет аналогичен, данные заносим в табл. 1.3

По [1. табл. 2.1] выбираем допустимый ток и марку провода, данные заносим в табл. 1.3

Принимаем марку провода АПВ, температура окр. среды +250С, поправочный коэффициент не вводится.

Таблица 1.3      Данные марки проводов

Наименование

Iд расч, А

Iд, А

Марка провода

Электропривод раздвижных ворот

39,7

19

АПВ 3(1×2,5)

Токарные станки

9,3

19

АПВ 3(1×2,5)

Универсальные заточные станки

3,5

19

АПВ 3(1×2,5)

Заточные станки для червячных фрез

10

19

АПВ 3(1×2,5)

Заточные станки для фрезерных головок

4,3

19

АПВ 3(1×2,5)

Круглошлифовальные станки

14,5

19

АПВ 3(1×2,5)

Заточные станки

4

19

АПВ 3(1×2,5)

Внутришлифовальный станок

12,7

19

АПВ 3(1×2,5)

Плоскошлифовальные станки

54,3

60

АПВ 3(1×16)

Резьбошлифовальные станки

6,8

19

АПВ 3(1×2,5)

Вентиляторы

5,7

19

АПВ 3(1×2,5)

 

  1.   Выбор шинопровода и троллей

Шинопровод представляет собой комплектное электротехническое устройство для внутрицеховой электрической сети.

Разновидность магистральных шинопроводов – открытые шинные магистрали из неизолированных шин, которые прокладываются на высоте    10-12 м по нижнему поясу ферм на изоляторах, в цехах с большой протяженностью. Открытые шинные магистрали довольно надежны и прочны. Спуски и подъемы выполняются изолированными проводами.

Троллейные линии предназначены для питания подъемно-транспортных устройств, применяемых в основных производственных ремонтных сборных цехах. Для выбора шинопровода и троллеи необходимо определить расчетный допустимый грунт по группам ЭП.

По формуле (1.15) находим допустимый ток по группам.

Данные заносим в табл. 1.4

Таблица 1.4  Данные шинопроводов и троллеи

Наименование

I доп расч, А

Iдоп, А

Марка

Размер

1

2

3

4

5

Шинопровод  1

16,81

250

ШРА-73

Шинопровод  2

16,5

250

ШРА-73

Троллеи

8,37

85

Полоса

25×4

Найдем суммарный расчетный ток для каждого шинопровода

Iр общ = Iр1+ Iр2+ Iр3+…+ Iр n,                              (1.17)

где Iр общ – суммарный расчетный ток, А;

     Iр1 – расчетный ток ЭП, А.

Для шинопровода 1

Iр общ = 1,34 + 2,5 + 0,97 + 2,7 + 1,15 + 3,85 + 1 + 3,3 = 17,1 А

Для шинопровода 2 расчет аналогичен, данные заносятся в табл. 1.4

  1.   Расчет осветительных нагрузок

Для освещения цеха выбирается метод расчета по коэффициенту использования, для этого нужно знать размеры помещения. Площадь цеха определяем, зная его длину и ширину. Высоту потолков принимаем равную 10 метрам. Коэффициент отражения помещения цеха от потолка, стен и рабочей поверхности, определяем по [2. табл. ххх    ] составляет 50, 30, 10 %.

Определяем индекс помещения

i =                                                  (1.18)

где А – длина цеха, м;

     В – ширина цеха, м;

     Нр – высота подвеса светильников над рабочей поверхностью, и вычисляемая по формуле

Нр = Н – (hр + hс),

где Н – высота потолка;

      hр – высота рабочей поверхности;

      hс – высота подвеса светильников.

Нр = Н – (hр + hс) = 8 – (0,7 + 0,8) = 6,5

i =  =  

Результат расчетов заносим в табл. 1.5

Определяем расстояние между светильниками ряда, D, м

D = Нp 0,9,                                               (1.19)

где Нр – высота подвеса светильников над рабочей поверхностью, м.

D = Нp 0,9 = 6,50,9 = 5,85 м

Определяем расстояние между рядами, L, м

L = D 0,3,                                                (1.20)

где D – расстояние между светильниками ряда, м.

L = D 0,3 = 5,850,3 = 1,7 м

Определяем количество светильников в ряду, Nа, шт

Nа =                                                 (1.21)

где А – длина цеха, м;

      L – расстояние между рядами, м;

      D – расстояние между светильниками ряда, м.

Nа =  =  

Принимаем количество светильников равное 9

Определяем количество рядов, Nв, шт

Nв =                                             (1.22)

где В – ширина цеха, м.

Nв =  =   

Принимаем количество рядов равное 5

Определяем количество светильников, N, шт

N = Na Nв,                                          (1.23)

где Na – количество светильников в ряду, шт;

     Nв – количество рядов, шт.

N = Na Nв = 95 = 45 шт

Выбираем тип светильника и тип ламп по методу использования светового потока, Ф

Ф = ,                                                      (1.24)

где Ф – световой поток, лм;

      k – коэффициент запаса, равный 1,5;

      z – коэффициент минимальной освещенности (1,1 – 1,15);

      S – площадь цеха, м2;

      E – номинальная освещенность, равная 300 лк;

       – коэффициент использования светового потока, равный 0,7;

      N – количество светильников, шт.

Ф =  =  = 28750 лм

Выбираем лампу ДРЛ 700, Фл = 28750 (500 Вт)

Рассчитываем разность расчетного и выбранного светового потока ΔФ, %

ΔФ = ,                                                (1.25)

где Фл – выбранный световой поток лампы, лм;

     Фрасч – расчетный световой поток лампы, лм.

ΔФ =   =    = 17%

Находим активную мощность ламп основного освещения Росв, Вт

Росв = n Рном ,                                                 (1.26)

где n – количество ламп, шт;

     Рном – номинальная активная мощность ламп, Вт.

Росв = n Рном = 45∙700 = 31500 Вт

Результаты расчетов заносим в табл. 1.6

Определяем реактивную мощность ламп основного освещения Qосв, Вар

Qосв = Росв tg,                                                (1.27)

где Росв – активная мощность ламп основного освещения, Вт;

      tg – табличная величина, определяемая с помощью тригонометрической таблицы исходя из значения cos.

Qосв = Росв tg = 315000,42 = 13230 Вар

Результаты расчетов заносим в табл. 1.6

Определяем полную расчетную мощность основного освещения Sp, кВА

Sp =                                           (1.20)

где Росв – активная мощность ламп основного освещения, Вт;

      Qосв – реактивная мощность ламп основного освещения, Вар.

Sp =  =  = 34 кВА

Результаты расчетов заносим в табл. 1.6

Определяем номинальный расчетный ток

Iном расч =                                                (1.21)

где Sр – полная расчетная мощность основного освещения, кВ А;

      Uном – номинальное напряжение сети (220 В), В.

Iном расч =  =  

Результаты расчетов заносим в табл. 1.6

Для аварийного освещения расчет ведется аналогично, с расчетом основного освещения, с учетом того, что аварийное освещение составляет  5% от основного.

Таблица 1.5  Технические данные ламп

Тип светильника

Тип ламп

Фл, лм

Рном, кВт

cos

Uном, В

Ки

1

2

3

4

5

6

7

ДРЛ

Д 700

28750

700

0,92

220

0,6

ГсУ

Г22-200

2800

200

1

220

0,76

Таблица 1.6  Данные по основному и аварийному освещению

Вид освещения

S, м2

nл, ист

nсв, ит

Росв, кВт

Qосв, кВар

Sр, кВт

Iр, А

Основное

1500

45

45

31,5

13,23

34

89,47

Аварийное

1500

26

26

7,6

3,24

8,22

18,7

По расчетному току выбираем осветительный шинопровод              [4. табл 2. 45] ШОС 2.

В качестве щитка применяем распределительный пункт ПР 41           U = 380/220.

1.10 Компенсация реактивной мощности

1.10.1 Выбор компенсирующего устройства

При подключении к электрической сети активной индуктивной нагрузки, ток отстает от напряжения на угол сдвига фаз . Электроприемники с такой нагрузкой потребляют как активную, так и реактивную мощности. Реактивная мощность не связана с полезной работой электроприемника и

расходуется на создание электромагнитных полей в электродвигателях, трансформаторных линиях. Прохождение в электрических сетях реактивных токов обуславливает добавочные потери активной мощности. Требует увеличения номинальной мощности или увеличения числа трансформаторов. Меры по снижению реактивной мощности: естественная компенсация реактивной мощности, и искусственная, с применением компенсирующего устройства.

Определяем максимальную активную мощность по группам Рmax, кВт

Рmax = Рр + Росв,                                           (1.22)

где Рр – расчетная активная мощность всех групп, кВт;

      Росв – расчетная активная мощность ламп основного освещения, кВт.

Рmax = Рр + Росв = 15,25 + 31,5 = 46,75 кВт

Данные расчета заносим в табл. 1.7

Определяем максимальную реактивную мощность всех групп      Qmax, кВар

Qmax = Qрасч + Qосв,                                    (1.23)

где Qрасч – расчетная максимальная реактивная мощность всех групп, кВар;

     Qосв – расчетная реактивная мощность ламп основного освещения.

Qmax = Qрасч + Qосв = 21,76 + 13,23 = 34,99 кВар

Данные расчета заносим в табл. 1.7

Определим максимальный тангенс угла по всем группам tgmax 

tgmax =                                          (1.24)

где Qmax – максимальная расчетная реактивная мощность всех групп, кВар;

     Рmax – максимальная расчетная активная мощность всех групп, кВт.

tgmax =  =  

Данные расчета заносим в табл. 1.7

При условии tgmax  tgэ необходима установка компенсирующего устройства. tgэ принимаем равным 0,2

Таблица 1.7 Данные для выбора компенсирующего устройства

Рmax, кВт

Qmax, кВар

tgmax

46,75

34,99

0,75

Определяем мощность компенсирующего устройства, Qку, кВар

Qку = Рmax (tgmax - tgэ),                                (1.25)

где Рmax – расчетная максимальная активная мощность всех групп, кВт;

      tgmax – максимальный тангенс угла по всем группам;

      tgэ – эффективный тангенс угла, равный 0,2.

Qку = Рmax (tgmax - tgэ) = 46,75(0,75 – 0,2) = 26 кВар

Выбор КУ производится по [1. табл. 5.1]

Таблица 1.8  Технические данные компенсирующего устройства

Тип установки

Мощность, кВар

Кол-во ступеней

Удельные потери ΔРкб кВт/кВар

Удельная стоимость

Удельные затраты

Габариты

УК2-0.38-50У3

50

2

0,0045

6,7

1,48

375×420×650

Определяем стоимость потерь КУ, Сгку, руб/кВт

Сгку = ΔРкб Т0 С0 Qку max,                                        (1.26)

где ΔРкб – удельные потери активной электроэнергии, кВт/кВар;

      Т0 – годовое число часов, равное 8760 ч;

      С0 – тариф на эл. энергию, равный 3,08 руб/кВт;

      Q ку max  – расчетная мощность для компенсации, кВар.

      Сгку = ΔРкб Т0 С0 Qку max = 0,004587603,0846,75 = 5676  руб/кВт

Определяем амортизационные отчисления

Са =  ,                                                    (1.27)

где - процент отчисления, равный 7,3;  

     

К – капитальные затраты на обслуживание и установку КУ, руб.

К = Зукб Qку max,                                             (1.28)

где Зукб – удельная стоимость, руб/кВт;

     Qку max – расчетная мощность для компенсации, кВар;

     ΔРкб – удельные потери активной электроэнергии, кВт/кВар.

К = Зукб Qку max = 6,734,99 = 234,4 руб

Са =  =  = 0,0003

Определяем полные годовые затраты Зку, руб

Зку = Сгку + Са + 0,15 К,                                    (1.29)

где Сгку – стоимость потерь, руб/кВт;

     Са – амортизационные отчисления, руб/кВт;

     К – капитальные затраты на обслуживание и установку КУ.

Зку = Сгку + Са + 0,15 К = 5676 + 0,0003 + 0,15∙ 234,4 = 59,9                    

Определяем полную годовую экономию Сгэ, руб

Сгэ = С0 Т0 Qку К,                                          (1.30)

где С0 – тариф на электроэнергию, 3,08 руб/кВт;

      Т0 – годовое число часов, равное 8760 ч;

      Qку – мощность КУ, кВар;

      К – капитальные затраты КУ, руб.

Сгэ = С0 Т0 Qку К = 3,088760∙34,99∙234,4= 221287240,2 руб

Производим сравнение полных затрат Згку с годовой экономией Сгэ. При условии Сгэ > Згку находим целесообразность применения данной установки.

Определяем tgфакт

tgфакт =                                         (1.31)

где Qку – мощность КУ, кВар;

      Qку max – расчетная мощность для компенсации, кВар;

      Рmax – максимальная расчетная активная мощность всех групп, кВт.

tgфакт =  =  = 0,2

При соблюдении условия tgфакт < tgэфф подтверждается правильность выбора КУ.

1.11 Выбор трансформаторной подстанции

1.11.1 Выбор числа и мощности трансформаторов

При выборе числа и мощности трансформаторов на подстанции рекомендуется руководствоваться следующими правилами: На подстанции желательно иметь не более двух трансформаторов, т.к. увеличение                                  экономически нецелесообразно, количество трансформаторов зависит от категории потребителей.

Для потребителей первой категории необходимо устанавливать двух трансформаторную подстанцию, питаемую от двух независимых вводов.

Для потребителей второй категории возможна установка одно- или двухтрансформаторной подстанции, но предпочтительнее однотрансформаторная подстанция.

Для потребителей третьей категории допускается складской резерв, и поэтому рекомендуется установка однотрансформаторной подстанции.

Для обеспечения резервирования первой и второй категории при наличии двух трансформаторов, их мощность должна быть такой, чтобы оставшийся в работе трансформатор обеспечивал нормальную работу потребителей.

Во всех случаях применяется комплектная трансформаторная подстанция (КТП). Окончательный вывод о количестве и мощности трансформаторов делается после выполнения технико-экономического сравнения вариантов. Исследуемыми данными для расчета которых является расчетная мощность и требуемая степень надежности электроснабжения.

Определяем расчетную мощность трансформатора Sр, кВА:

       Sр =                         (1.32)

где Рр – расчетная активная мощность всех электроприемников, кВт;

     Р0 – расчетная активная мощность основного освещения, кВт;

     Qр – расчетная реактивная мощность всех ЭП, кВар;

Qку – мощность выбранной компенсирующей установки, кВар.

Sp =   = = 46,7 кВт

По справочной литературе [3. табл. 6.1] выбираем трансформатор. Данные заносим в таблицу 1:

Таблица 1.9 Технические данные трансформаторов

Вар.

Тип

Мощность, кВа

Верхний предел номинального Uобмоток, кВ

Потери, кВт

Iхх, %

Напряжение к.з. ном., ступени, %

1.

ТМ-40/10

40

ВН

6-10

НН

0,4

ХХ 0,190

КЗ 0,88

4,5

2,0

2.(2)

ТМ-63/10

63

ВН

6-10

НН

0,4

ХХ 0,265

КЗ 1,28

4,5

2,8

Технико-экономический расчет трансформаторов.

Определяем приведенные потери холостого хода ΔР'хх, кВт

ΔР'хх = ΔРхх + Киз Sном. тр                                      (1.33)

где ΔРхх – потери холостого хода, кВт;

Киз – коэффициент изменения потерь, равный 0,2;

Sном. тр – номинальная мощность трансформатора, кВа;

Iхх – ток холостого хода, %.

ΔР'хх = 0,265 + 0,263 = 0,6 кВт

Данные для расчета заносим в таблицу 1.10.

Определяем приведенные потери короткого замыкания ΔР'кз, кВт

ΔР'кз = ΔРкз + Киз Sном. тр                                       (1.34)

где ΔРкз – потери короткого замыкания, кВт;

Киз – коэффициент изменения потерь, равный 0,2;

Sном. тр – номинальная мощность трансформатора, кВа;

Uкз – напряжение короткого замыкания, %.

ΔР'кз = 1,28 + 0,263 

Данные расчета заносим в таблицу 1.10.

Определяем полные приведенные потери ΔР'т, кВт

ΔР'т = ΔР'хх + Кз2 ΔР'кз ,                                             (1.35)

где ΔР'хх – приведенные потери холостого хода, кВт;

ΔР'кз – приведенные потери короткого замыкания, кВт;

Кз – коэффициент загрузки трансформатора, находится, как

 Кз =                                                             (1.36)

где Sр – расчетная мощность трансформатора, кВт;

Sном. тр – номинальная мощность, кВа.

Кз = = = 0,74

ΔР'т =  4,3 0,74 + 0,6 = 3,78 кВт

Данные расчета заносим в таблицу 1.10.

Определяем потери электроэнергии, и ее стоимость за год                   ΔWr, кВт/час

ΔWr = ΔР'т Т0,                                                    (1.37)

где ΔР'т – полные приведенные потери, кВт;

Т0 – годовое число часов, равное 8760.

ΔWr = 87603.78 = 33112,8 кВт/час

Данные расчета заносим в таблицу 1.10.

Определяем стоимость потерь за год Сг, руб.

ΔСг = ΔWr С0,                                                   (1.38)

где ΔWr – потери электроэнергии и ее стоимость за год, кВт/час;

С0 – тариф на электроэнергию, равный 3,08 руб./кВт.

ΔСг = 33112,83,08 =101987,42 руб

Данные расчета заносим в таблицу 1.10.

Находим амортизационные отчисления Са, руб.

Са = ,                                                       (1.39)

где - процент отчислений, равный 7,3%;

К – стоимость трансформатора, руб.

Са =   84000 = 6132 руб

Данные расчета заносим в таблицу 1.10.

Определяем полные годовые затраты Зг, руб.

Зг = С0 + Сг + 1,5 К,                                               (1.40)

где Са – амортизационные отчисления, руб;

Сг – стоимость потерь за год, руб;

К – стоимость трансформатора, руб;

Зг =  6132 + 101987.42+ 126000 = 234119,42 руб.

Данные расчета заносим в таблицу 1.10.

Расчет для варианта с двухтрансформаторной подстанцией ведется аналогично. Данные расчетов заносим в таблицу 1.10. По данным таблицы ведется сравнение трансформаторов. Для ЭСН и ЭО цеха металлорежущих станков целесообразно применять однотрансформаторную подстанцию с       установленным трансформатором, т.к. затраты в этом случае меньше.

Таблица 1.10 Технико-экономические данные трансформаторов

Вар.

Тип

ΔР'хх, кВт

ΔР'кз, кВт

ΔР'т, кВт

ΔWг, кВт/час

Сг, руб.

Са, руб.

Зг,  руб.

1.

ТМ-40/10

0,6

4,3

3,78

33112,8

101987,42

3,08

234119,42

2. (2)

ТМ-63/10

3,9

5,9

6,5

56940

175375,2

3,08

419190,2

1.12 Расчет токов короткого замыкания

Прежде чем приступить к расчету токов короткого замыкания необходимо составить расчетную схему, на которой необходимо нанести все элементы системы электроснабжения, имеющие сопротивление.

На схеме помечаются токи для расчетов токов к.з. По расчетной схеме составляется схема замещения. Генераторы, трансформаторы, передающие линии и другие элементы в схеме замещения обычно представлены индуктивными сопротивлениями, т.к. активное сопротивление во много раз меньше индуктивного.

Для ведения расчетов задаются базовые величины мощности Sбазовая, напряжение Uбазовое. За базовое напряжение принимают среднее номинальное напряжение, т.е. ступени, где производится расчет токов к.з. 0,4 – 10 (кВ).

За базовую мощность можно принимать мощность, кратную          100 мВ А. Учитывая, что на ГПП установлен трансформатор ТМ – 1000/35 с номинальными данными Sном = 1000 кВ А, Uном = 35 кВ, ΔРхх = 2,75 кВт,      ΔРкз = 12,2 кВт, Uкз = 6,5%, Iхх = 1,5%.

Рисунок 1 – Расчетная схема и схема замещения

Находим индуктивное сопротивление на главной понизительной подстанции, х1, Ом

х1 =                                                                 (1.41)

где Uк – напряжение короткого замыкания, %;

Uб – базовое напряжение, кВ;

Sном – номинальная мощность трансформатора, кВА.

х1 =  =  = 0,08 Ом

Определяем индуктивное сопротивление линии х3, Ом

х3 = x0 L                                                             (1.42)

где х0 – индуктивное сопротивление на 1 км длины провода или кабеля, равное 0,08 Омкм, где 1 – длина кабеля, равная 10 км;

Uб – базовое напряжение, кВ;

Ucp – среднее напряжение, кВ.

х3 = x0 L  = 0,081,3  = 0,1 Ом

Определяем индуктивное сопротивление х4, Ом

х4 =                                                                 (1.43)

где Uк – напряжение короткого замыкания, %;

Uб – базовое напряжение, кВ;

Sном – номинальная мощность трансформатора, кВА.

х4 = =   = 0,06 Ом

Определяем индуктивное сопротивление параллельно вспомогательных трансформаторов х5, Ом

х5 =                                                                   (1.44)

где х1 – индуктивное сопротивление на главной понизительной подстанции, Ом;

х2 – индуктивное сопротивление параллельно вспомогательных трансформаторов, Ом.

х5 =  =  =  0,04Ом

Определяем результирующее сопротивление в точке К1

х6 = х5 + х3,                                                               (1.45)

где х5 – индуктивное сопротивление параллельно включенных трансформаторов, Ом;

х3 – индуктивное сопротивление линии, Омкм.

х6 = х5 + х3 = 0,04 + 0,1 = 0,14 Ом

Определяем базовый ток в точке К1, Iб, кА

Iб =                                                                 (1.46)

где Sб – базовая мощность трансформаторов, кВА;

Uср – среднее напряжение, кВ.

Iб =  =  = 55 А

Определяем начальное действие периодичной составляющей тока КЗ в точке К1, Iп.с., А

Iп.с. =                                                                 (1.47)

где Iб – базовый ток в точке К1, А;

хб – результирующее сопротивление в точке К1.

Iп.с. =   = 392,8 А

Определяем ударный ток в точке К1, Iуд, А

Iуд =  Ку Iп.с.,                                                     (1.48)

где Ку – ударный коэффициент, равный 1,37;

Iп.с. – начальное действие периодической составляющей тока в точке            К1, кА.

Iуд =  Ку Iп.с. = 1,4 1,33392,8 = 731,4 А

Определяем мощность короткого замыкания в точке К1, Sкз, кВА

Sкз =  Iп.с.Uном,                                                  (1.49)

где Iп.с. – начальное действие периодической составляющей тока в точке  К1, А;

Uном – номинальное напряжение, кВ.

Sкз =  Iп.с.Uном =1,73 392,8 10 = 6795,44 кВА

Определяем результирующее сопротивление в точке К2, Ом

хрез = х6 + х4,                                                    (1.50)

где х6 – результирующее сопротивление в точке К1, Ом;

х4 – индуктивное сопротивление трансформатора, Ом.

хрез = х6 + х4 =0,14 + 0,06 = 0,2 Ом

Определяем базовый ток в точке К2 Iб, А

Iб =                                                                 (1.51)

где Sб – базовая мощность трансформаторов, кВА;

Uср – среднее напряжение, кВ.

Iб =  =  = 91 А

Определяем начальное действие периодичной составляющей тока КЗ в точке К2, Iп.с., кА

Iп.с. =                                                                 (1.52)

где Iб – базовый ток в точке К1, А;

хрез – результирующее сопротивление в точке К2, Ом.

Iп.с. =     =  =  455 А

Определяем ударный ток в точке К2, Iуд, А

Iуд =  Ку Iп.с.,                                                     (1.53)

где Ку – ударный коэффициент, равный 1,37;

Iп.с. – начальное действие периодической составляющей тока в точке            К2, кА.

Iуд =  Ку Iп.с. = 1,4∙1,33∙455 = 847,21 А

Определяем мощность короткого замыкания в точке К2, Sкз, кВА

Sкз =  Iп.с.Uном,                                                  (1.54)

где  Iп.с. – начальное действие периодической составляющей тока в точке  К2, кА;

Uном – номинальное напряжение, кВ.

Sкз =  Iп.с.Uном = 1,73∙455∙10 = 7871,5 кВА

  1.  Выбор низковольтного оборудования

Выбор низковольтного оборудования производится для каждого электроприемника. Для этого определяем номинальный ток каждого ЭП,     Iном, А

Iном = ,                                                 (1.55)

где Pном – номинальная мощность станка, кВт;

     Uном – номинальное напряжение, кВ;

     cos – коэффициент мощности;

      – коэффициент полезного действия, равный 0,7.

Для токарного специального станка

Iном =  =  = 11,6 А

Для остальных ЭП расчет аналогичен. Данные заносим в табл. 1.11.

Таблица 1.11 Технические данные предохранителей и данные расчета

Наименование ЭП

Iном, А

Iпуск, А

Iпл вст расч, А

Тип

Iпл р, А

Электропривод раздвижных ворот

11,6

58

23,2

ПР2-60

25

Токарные станки

21,7

108,5

43,4

ПР2-200

45

Универсальные заточные станки

8,3

41,5

16,6

ПР2-60

20

Заточные станки для червячных фрез

23,3

116,5

46,6

ПР2-200

60

Заточные станки для фрезерных головок

10

50

20

ПР2-60

20

Круглошлифовальные станки

34

170

68

ПР2-200

80

Заточные станки

9,3

46,5

18,6

ПР2-60

20

Внутришлифовальный станок

29,7

148,5

59,4

ПР2-200

60

Плоскошлифовальные станки

126,7

633,5

253,4

ПР2-1000

260

Резьбошлифовальные станки

16

80

32

ПР2-100

35

Вентиляторы

13,3

66,5

41,5

ПР2-100

45

Кран-балка

33,3

166,5

104

ПР2-200

125

Определяем пусковой ток для каждого ЭП, Iпуск, А

Iпуск = Iном ,                                                 (1.56)

где Iном – номинальный ток ЭП;

       – кратность пуска.

Для обдирочного станка типа РТ-503

Iпуск = Iном  = 21,7∙5 = 108,5 А

Для остальных ЭП расчет аналогичен, данные заносим в табл. 1.11.

Определяем ток плавкой вставки для каждого ЭП, Iпл вст расч, А

Iпл вст расч =                                             (1.57)

где Iпуск – пусковой ток, А;

       – коэффициент, зависящий от условий и длительности пускового периода.

= 2,5 для легких пусков с длительностью пуска 2,5 секунды, а         также при редких пусках (насосы, вентиляторы, станки, и т.п.).

= 1,6 для тяжелых условий пуска с длительностью пуска более 2,5 секунд, а также при частых (более 15 раз в час) пусках с частыми реверсами (краны, дробилки, центрифуги).

Для обдирочного станка типа РТ-503

Iпл вст расч =  =  = 43,4А

Для остальных ЭП расчет аналогичен, данные заносим в табл. 1.11.

  1.  Выбор высоковольтного оборудования

Выключатели нагрузки выбираем из условий:

  1.  По напряжению Uном  Uуст
  2.  По току Iном доп  Iном
  3.  По электродинамической стойкости Вк  I2тер tтер

Выбираем выключатель нагрузки по [5. табл. 2.77] типа             ВНПу-100/400-10УЗ.

Предохранители выбираем по напряжению, току и отключающей способности.

По [5. табл. 2.85] выбираем предохранитель типа                            ПКТ 101-10-10-30-1254УЗ серии ПКТ-101.

Трансформаторы тока выбираем по [3. табл. 6.9] типа ТНШЛ-0,66

Выбираем счетчики активной энергии типа САЗУ-U670М, счетчики реактивной энергии типа СРЗУ-U673М.

  1.  Расчет заземляющего устройства

Заземляющее устройство состоит из заземлителя и заземляющих проводников. В качестве заземлителей в первую очередь используют естественные заземлители: проложенные в земле стальные водопроводные трубы, стальная броня и свинцовые оболочки силовых кабелей, проложенных в земле, и т. п.

Если естественных заземлителей недостаточно, применяют искусственные заземлители: заглушенные в землю вертикальные электроды из труб, и горизонтально расположенных в земле на глубине не менее 0,5 м полосы.

Рекомендуется использовать прутиковые заземлители – стержни, диаметром 12-14 мм и длиной 5 м, которые обеспечивают малое сопротивление растеканию тока, т. к. проникают в глубокие влажные слои грунта.

1                   2                               1 – площадь, занятая                                                                                                                      оборудованием;        

                       2 – контур заземления.

Рисунок 2 – План заземляющего устройства

Определяем сопротивление одного стержня:

rв = 0,27 расч,                                                   (1.58)

где rв – сопротивление вертикального стержня;

     расч – удельное сопротивление грунта, равное

расч = Ксез ,                                                     (1.59)

     Ксез – коэффициент сезонности (учитывающий промерзание и просыхание грунта),принимается 1,45;

      - удельное сопротивление грунта, измеренное при нормальной влажности, определяемое по [4. табл. 7.6].

расч = 1,45150 = 217,5 Омм

rв = 217,50,27 = 58,7

Определяем необходимое число вертикальных заземлителей:

nв =                                                          (1.60)

где R3 – сопротивление заземляющего устройства, равное 4 Ом;

      в – коэффициент использования вертикальных электродов, принимается 0,5.

nв =  =  = 29,3

Определяем сопротивление заземляющей полосы:

rг = ,                                              (1.61)

где l – общая длина цеха по плану;

      b – ширина полосы;

      t – глубина заземлителя.

rг =  = = 1,7 Ом

Определяем сопротивление в контуре:

Rг =                                                             (1.61)

где rг – сопротивление заземляющей полосы;

 Rг – коэффициент использования соединения полосы, равный 0,3;

Rг =  =  = 5,6 Ом

Определяем необходимое сопротивление вертикальных заземлителей:

Rв = ,                                                    (1.62)

где Rг – сопротивление в контуре;

      R3 – сопротивление заземляющего устройства, равное 4 Ом.

Rв =  =  = 14 Ом

Определяем уточненное число стержней:

n'в =                                                     (1.63)

где  –  коэффициент использования вертикальных электродов;

     Rв – сопротивление вертикальных заземлителей;

     rв – сопротивление вертикального стержня.

n'в =  =  = 20,7

Уточненное число стержней принимаем равным 20.

rв = 0,27 расч,

где rв – сопротивление вертикального стержня;

расч – удельное сопротивление грунта, равное расч = Ксез ;

Ксез – коэффициент сезоннсти (учитывающий промерзание и просыхание грунта).

Ксез для вторых и третьих климатических районов, для вертикальных электродов от 3 до 5 метров.

Ксез  1,45 1,3

Для горизонтальных электродов (полос) коэффициент сезонности              2,5 3,5.

- удельное сопротивление грунта, измеренное при нормальной влажности.

Сопротивление горизонтальной полосы определяется:

rг =  ,

где rг – сопротивление горизонтального заземлителя;

l – длина полосы;

b – ширина полосы;

t – глубина заземлителя.

Сечение полосы должно быть не менее 48 мм2. Толщина не менее     

4 мм. Для снижения общего сопротивления заземляющих установок в грунт вбивают несколько вертикальных электродов, а для выравнивания потенциалов электроды связывают между собой стальной полосой.


Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

СТЭП.140613.000.ПЗ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

СТЭП.140613.000.ПЗ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

СТЭП.140613.000.ПЗ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

СТЭП.140613.000.ПЗ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

СТЭП.140613.000.ПЗ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

ата

Лист

СТЭП.140613.000.ПЗ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

СТЭП.140613.000.ПЗ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

СТЭП.140613.000.ПЗ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

СТЭП.140613.000.ПЗ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

СТЭП.140613.000.ПЗ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

СТЭП.140613.000.ПЗ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

СТЭП.140613.000.ПЗ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

СТЭП.140613.000.ПЗ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

СТЭП.140613.000.ПЗ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

СТЭП.140613.000.ПЗ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

СТЭП.140613.000.ПЗ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

СТЭП.140613.000.ПЗ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

СТЭП.140613.000.ПЗ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

СТЭП.140613.000.ПЗ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

СТЭП.140613.000.ПЗ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

СТЭП.140613.000.ПЗ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

СТЭП.140613.000.ПЗ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

СТЭП.140613.000.ПЗ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

СТЭП.140613.000.ПЗ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

СТЭП.140613.000.ПЗ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

СТЭП.140613.000.ПЗ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

СТЭП.140613.000.ПЗ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

СТЭП.140613.000.ПЗ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

СТЭП.140613.000.ПЗ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

СТЭП.140613.000.ПЗ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

СТЭП.140613.000.ПЗ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

СТЭП.140613.000.ПЗ


 

А также другие работы, которые могут Вас заинтересовать

32760. Термодинамический метод исследования. Термодинамические параметры. Равновесные состояния и процессы, их изображение на термодинамических диаграммах 40 KB
  Равновесные состояния и процессы их изображение на термодинамических диаграммах. Состояние системы задается термодинамическими параметрами параметрами состояния. Обычно в качестве параметров состояния выбирают: объем V м3; давление Р Па Р=dFn dS где dFn модуль нормальной силы действующей на малый участок поверхности тела площадью dS 1 Па=1 Н м2; термодинамическую температуру Т К Т=273. Под равновесным состоянием понимают состояние системы у которой все параметры состояния имеют определенные значения не изменяющиеся с...
32761. Вывод уравнения молекулярно-кинетической теории идеальных газов для давления и его сравнения с уравнением Клайперона-Менделеева 59.5 KB
  Основное уравнение молекулярнокинетической теории идеального газа Это уравнение связывает макропараметры системы – давление p и концентрацию молекулс ее микропараметрами – массой молекул их средним квадратом скорости или средней кинетической энергией: Вывод этого уравнения основан на представлениях о том что молекулы идеального газа подчиняются законам классической механики а давление – это отношение усредненной по времени силы с которой молекулы бьют по стенке к площади стенки. Учитывая связь между концентрацией молекул в газе и его...
32762. Средняя кинетическая энергия молекул. Молекулярно-кинетическое толкование абсолютной температуры. Число степеней свободы. Закон равномерного распределения энергии по степеням свободы молекул 51 KB
  Число степеней свободы. Закон равномерного распределения энергии по степеням свободы молекул. Число степени свободы молекул. Закон равномерного распространения энергии по степеням свободы молекул.
32763. Работа газа при изменении его объёма. Количество теплоты. Теплоёмкость. Первое начало термодинамики 16.59 KB
  Количество теплоты. Количество теплоты мера энергии переходящей от одного тела к другому в данном процессе. Количество теплоты является одной из основных термодинамических величин. Количество теплоты является функцией процесса а не функцией состояния то есть количество теплоты полученное системой зависит от способа которым она была приведена в текущее состояние.
32764. Приминение первого начала термодинамики к изопроцессам и адиабатному процессу идеального газа. Зависимость теплоёмкости идеального газа от вида процесса 88 KB
  Приминение первого начала термодинамики к изопроцессам и адиабатному процессу идеального газа. Зависимость теплоёмкости идеального газа от вида процесса. Тогда для произвольной массы газа получим Q=dU=mCvT M Изобарный процесс p=const. При изобарном процессе работа газа при расширении объема от V1 до V2 равна и определяется площадью прямоугольника.
32765. Работа, совершаемая идеальным газом в различных процессах 32 KB
  Работа совершенная идеальным газом в изотермическом процессе равна где число частиц газа температура и объём газа в начале и конце процесса постоянная Больцмана. Работа совершаемая газом при адиабатическом расширении численно равная площади под кривой меньше чем при изотермическом процессе. Работа совершаемая газом при изобарном процессе при расширении или сжатии газа равна = PΔV. Работа совершаемая при изохорном процессе равна нулю т.
32766. Адиабатный процесс. Уравнение Пуассона для адиабатного процесса 28 KB
  Уравнение Пуассона для адиабатного процесса. Уравнение адиабаты уравнение Пуассона.18 после соответствующих преобразований получим уравнение адиабаты: TVg1 = const или pVg = const.20 Уравнение 13.
32767. Политропический процесс. Теплоёмкость газа в политропическом процессе 28.5 KB
  Политропический процесс. Теплоёмкость газа в политропическом процессе. Рассмотренные выше изохорический изобарический изотермический и адиабатический процессы обладают одним общим свойством имеют постоянную теплоемкость. Термодинамические процессы при которых теплоемкость остается постоянной называются политропными.
32768. Закон Максвелла для распределения молекул идеального газа по скоростям и энергиям 26.5 KB
  Закон Максвелла для распределения молекул идеального газа по скоростям и энергиям. Закон распределения молекул идеального газа по скоростям закон Максвелла определяет вероятное количество dN молекул из полного их числа N число Авогадро в данной массе газа которые имеют при данной температуре Т скорости заключенные в интервале от V до V dV: dN N=FVdV FV функция распределения вероятности молекул газа по скоростям определяется по формуле; FV=4πM 2πRT3 2 V2 expMV2 2RT где V модуль скорости молекул м с; абсолютная...