Условное обозначение трансформаторов

Структурная схема условного обозначения трансформатора

Буквенная часть условного обозначения должна содержать обозначения в следующем

порядке:

1. Назначению трансформатора (может отсутствовать)
А — автотрансформатор

Э — электропечной

2. Количество фаз

О — однофазный трансформаторТ — трехфазный трансформатор

3. Расщепление обмоток (может отсутствовать)
Р — расщепленная обмотка НН;

4. Система охлаждения

1. Сухие трансформаторы

С — естественное воздушное при открытом исполнении СЗ — естественное воздушное при защищенном исполнении СГ — естественное воздушное при герметичном исполнении СД — воздушное с дутьем

2. Масляные трансформаторы
М — естественное масляное

МЗ — с естественным масляным охлаждением с защитой при помощи азотной

подушки без расширителя

Д — масляное с дутьем и естественной циркуляцией масла

ДЦ — масляное с дутьем и принудительной циркуляцией масла

Ц — масляно-водяное с принудительной циркуляцией масла

3. С негорючим жидким диэлектриком

Н — естественное охлаждение негорючим жидким диэлектриком

НД — охлаждение негорючим жидким диэлектриком с дутьем

5. Особенность трансформатора (может отсутствовать)
Л — исполнение трансформатора с литой изоляцией;

Т — трехобмоточный трансформатор (Для двухобмоточных трансформаторов не

указывают);

Н — трансформатор с РПН;

6. Назначение (может отсутствовать)

С — исполнение трансформатора для собственных нужд электростанций П — для линий передачи постоянного тока

Для автотрансформаторов при классах напряжения стороны СИ или НН 110 кВ и выше после класса напряжения стороны ВН через черту дроби указывают класс напряжения стороны СН или НН.

Цифры в числителе указывают мощность трансформатора (в киловольт-амперах), в знаменателе — класс напряжения обмотки ВН (в киловольтах), например: ТМ-100/6 — трехфазный, с масляным охлаждением и естественной циркуляцией, мощностью 100 кВ-А, напряжением 6 кВ; ТД-10000/110 — трехфазный, с дутьевым охлаждением, мощностью 10 000 кВ-А, напряжением ПО кВ; ТДТ-20 000/110 — трехфазный, трехобмоточный, с дутьевым охлаждением, мощностью 20 000 кВ-А, напряжением 110 кВ; ТС-630/10 — трехфазный, сухого исполнения, мощностью 630 кВ-А, напряжением 10 кВ.

В обозначении автотрансформатора добавляют букву А. Если автотрансформатор
понижающий, то буква А стоит в начале обозначения, если повышающий — в конце.
В условном обозначении типа трансформатора указывают также год разработку
конструкции, климатическое исполнение и категорию размещения, например: ТДЦ-63
000/110-75У1 (У — предназначен для работы в условиях умеренного климата, 1 — на
открытом воздухе).

По стандарту номинальные мощности трехфазных трансформаторов и автотрансформаторов должны соответствовать ряду: 5; 6,3; 8; 10; 12,5; 16; 20; 25; 31,5; 40; 50; 63; 80; 100; 125; 160; 200; 250 и т. д. Составными частями масляного трансформатора являются: остов обмотки, переключающее устройство, вводы, отводы, изоляция, бак, охладители, защитные и контрольно-измерительные и вспомогательные устройства.

Конструкция, включающая в собранном виде остов трансформатора, обмотки с их изоляцией, отводы, части регулирующего устройства, а также все детали, служащие для их механического соединения, называется активной частью трансформатора. На рис. 1 показано устройство и компоновка основных частей силового масляного трансформатора мощностью 1000— 6300 кВ-А.

Примечание. Для трансформаторов, разработанных до 01.07.87, допускается указывать последние две цифры года выпуска рабочих чертежей.

Для автотрансформаторов при классах напряжения стороны СН или НН 110 кВ и выше после класса напряжения стороны ВН через черту дроби указывают класс напряжения стороны СН или НН.

Цифры в числителе указывают мощность трансформатора (в киловольт-амперах), в знаменателе — класс напряжения обмотки ВН (в киловольтах), например: ТМ-100/6 — трехфазный, с масляным охлаждением и естественной циркуляцией, мощностью 100 кВ-А, напряжением 6 кВ; ТД-10000/110 — трехфазный, с дутьевым охлаждением, мощностью 10 000 кВ-А, напряжением 110 кВ; ТДТ-20 000/110 — трехфазный, трехобмоточный, с дутьевым охлаждением, мощностью 20 000 кВ-А, напряжением 110 кВ; ТС-630/10 — трехфазный, сухого исполнения, мощностью 630 кВ-А, напряжением 10 кВ.

В обозначении автотрансформатора добавляют букву А. Если автотрансформатор понижающий, то буква А стоит в начале обозначения, если повышающий — в конце.
В условном обозначении типа трансформатора указывают также год разработку конструкции, климатическое исполнение и категорию размещения, например: ТДЦ-63 000/110-75У1 (У — предназначен для работы в условиях умеренного климата, 1 — на открытом воздухе).

По стандарту номинальные мощности трехфазных трансформаторов и автотрансформаторов должны соответствовать ряду: 5; 6,3; 8; 10; 12,5; 16; 20; 25; 31,5; 40; 50; 63; 80; 100; 125; 160; 200; 250 и т. д.
Составными частями масляного трансформатора являются: остов обмотки, переключающее устройство, вводы, отводы, изоляция, бак, охладители, защитные и контрольно-измерительные и вспомогательные устройства.
Конструкция, включающая в собранном виде остов трансформатора, обмотки с их изоляцией, отводы, части регулирующего устройства, а также все детали, служащие для их механического соединения, называется активной частью трансформатора. На рис. 1 показано устройство и компоновка основных частей силового масляного трансформатора мощностью 1000— 6300 кВ-А.

Примечание. Для трансформаторов, разработанных до 01.07.87, допускается указывать последние две цифры года выпуска рабочих чертежей.

 

Лабораторная работа №4

РАСЧЕТ ПОТЕРЬ МОЩНОСТИ И ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В ТРАНСФОРМАТОРЕ

Цель: получение практических навыков по расчету потерь мощности и электроэнергии в трансформаторе.

Подготовка к работе:

1. Пройти инструктаж по технике безопасности на рабочем месте.

2. Ознакомиться с описанием работы, методикой расчета.

3. Выполнить задание.

Исходные данные: приведены в таблице 1 по вариантам.

 

Методика расчета

• Общую величину потерь (∆Р_Т) активной мощности (кВт) в трансформаторе определяют по формуле

∆Р_т=∆Р_ст+∆Р_обК₃²,

где ∆Р_СТ — потери в стали, кВт; при V_номот нагрузки не зависят, а зависят только от мощно­сти трансформатора;

∆Р₀б — потери в обмотках, кВт; при номинальной нагрузке трансформатора зависят от нагрузки

∆Р_об ≈ ∆Р_КЗ (потери КЗ, кВт); ∆Р_СТ ≈ ∆Р_ХХ;

К₃— коэффициент загрузки трансформатора, отн. ед. Это отношение фактической на­грузки трансформатора к его номинальной мощности:

 

К_З = S_ф / S_Т

• Общую величину потерь (∆Q_Т) реактивной мощности (квар) в трансформаторе опреде­ляют по формуле

∆Q_Т = ∆Q_СТ + ∆Q_рас ∙ К_З²;

где ∆Q_СТ — потери реактивной мощности на намагничивание, квар. Намагничивающая мощность н зависит от нагрузки,

∆Q_СТ ≈ i_xx ∙ S_Н.Т ∙ 10^-2;

∆Q_рас – потери реактивной мощности рассеяния в трансформаторе при номинальной нагрузке,

∆Qрас ≈ u_кз ∙ S_Н.Т ∙ 10^-2;

i_xx – ток холостого хода трансформатора, %;

u_кз – напряжение короткого замыкания, %;

S_Н.Т – номинальная мощность трансформатора, к В∙А.

Значения ∆Р_об, ∆Р_ХХ, i_xx, u_кз берут по данным каталогов для конкретного трансформатора.

• На основании потерь мощности можно определить потери электроэнергии. Для определения потерь электроэнергии применяют метод, основанный на понятиях времени использования потерь (τ) и времени использования максимальной нагрузки (Т_М).

Время использования потерь (τ) – условное число часов, в течение которых максимальный ток, протекающий непрерывно, создает потери энергии, равные действительным потерям энергии за год.

Время использования максимальной нагрузки (Т_М) – условное число часов, в течение которых работа с максимальной нагрузкой передает за год столько энергии, сколько при работе по действительному графику.

τ = F (cos φ, T_M) определяется по графику (рисунок 1).

Рисунок 1 – График зависимости τ = F (cos φ, T_M)

• Общая потеря активной энергии (кВт • ч) в трансформаторе определяется по формуле

∆W_а.Т = ∆W_СТ + ∆W_o6=∆P_CTt + ∆P_o6K_З²τ.

• Общая потеря реактивной энергии (квар • ч) в трансформаторе определяется по формуле

∆W_р.Т = S_н.Т (i_xxt +u_кзК_З²τ)∙10^-2.

 

2. Пример

 

Дано:

Трансформатор — ЭС-Бл.

ТД 80000-220/10,5

∆Р_ХХ = 79 кВт

∆Ркз= 315кВт

u_кз=11 %

i_xx = 0,45 %

К_З= 0,99

cos φ = 0,8

Т_м=5000 ч

t = 5500 ч

Требуется:

• определить потери мощности за год (∆Р_Т, ∆Q_T, ∆S_T);

• определить потери энергии за год (∆W_а.Т, ∆W_р.Т, ∆W_Т).

Решение:

• Определяются потери активной мощности в трансформаторе

∆Р_т=∆Р_ст+∆Р_обК₃² = 79+315∙0,99² = 387,7 кВт ≈ 3,9∙10² кВт;

∆Р_об ≈ ∆Р_КЗ = 79 кВт;

∆Р_СТ ≈ ∆Р_ХХ = 315 кВт;

• Определяются потери реактивной мощности в трансформаторе

∆Q_Т = ∆Q_СТ + ∆Q_рас ∙ К_З² = 3,6∙10² + 88∙10² ∙0,99² = 89,9∙10² квар;

∆Q_СТ ≈ i_xx ∙ S_Н.Т ∙ 10^-2 = 0,45∙80000∙10^-2 квар;

∆Qрас ≈ u_кз ∙ S_Н.Т ∙ 10^-2 = 11∙80000∙10^-2 квар.

• Определяются полные потери мощности в трансформаторе

∆S_Т = √(∆Р_Т² + ∆Q_Т²) = √((3,9∙10²)² + (89,9∙10²)²) = 90,1∙10²кВ∙А

• Определяются потери активной энергии в трансформаторе

∆W_а.Т = ∆W_СТ + ∆W_o6=∆P_CTt + ∆P_o6K_З²τ = 79∙5500+315∙0,99∙3500 = 1,5∙10⁶ кВт ∙ ч.

По графику рисунок 1 определяется

τ = F (cos φ, T_M) = F(0,8;5000) = 3500 ч.

• Определяются потери реактивной энергии в трансформаторе

∆W_р.Т = S_н.Т (i_xxt +u_кзК_З²τ)∙10^-2 = 80000∙(0,45∙5500+11∙0,99²∙3500)∙10^-2 = 32,2∙10⁶квар ∙ ч.

• Определяются полные потери энергии в трансформаторе

∆W_Т =√(∆W_а.Т, ∆W_р.Т) = √((1,5∙10⁶)²+(32,2∙10⁶)²) = 34,5∙10⁶кВ∙А∙ч.

Ответ: Годовые потери в блочном трансформаторе электростанции:

∆Р_т= 3,9∙10² кВт; ∆W_а.Т = 1,5∙10⁶ кВт ∙ ч;

∆Q_Т = 89,9∙10² квар; ∆W_р.Т = 32,2∙10⁶квар ∙ ч;

∆S_Т = 90,1∙10²кВ∙А∆W_Т = 34,5∙10⁶кВ∙А∙ч.

Задание

Таблица 1 – Индивидуальные задания.

Вариант	Трансформатор (место установки)	КЗ	cos φ	Тм, ч	t, ч	Дополнительные сведения
	УРП	0,47	0,85			УРП – узловая распределительная подстанция; ЭС – электростанция; ГРУ – генераторное распределительное устройство; Бл. - блочный
	ЭС-ГРУ	0,66	0,8
	ЭС-Бл.	0,55	0,9
	УРП	0,47	0,85
	ЭС-ГРУ	0,66	0,8
	ЭС-Бл.	0,55	0,9
	УРП	0,47	0,85
	ЭС-ГРУ	0,66	0,8
	ЭС-Бл.	0,55	0,9
	УРП	0,47	0,85
	ЭС-ГРУ	0,66	0,8
	ЭС-Бл.	0,55	0,9
	УРП	0,47	0,85
	ЭС-ГРУ	0,66	0,8
	ЭС-Бл.	0,55	0,9
	УРП	0,47	0,85
	ЭС-ГРУ	0,66	0,8
	ЭС-Бл.	0,55	0,9
	УРП	0,47	0,85
	ЭС-ГРУ	0,66	0,8
	ЭС-Бл.	0,55	0,9
	УРП	0,47	0,85
	ЭС-ГРУ	0,66	0,8
	ЭС-Бл.	0,55	0,9
	УРП	0,47	0,85
	ЭС-ГРУ	0,66	0,8
	ЭС-Бл.	0,55	0,9
	УРП	0,47	0,85
	ЭС-ГРУ	0,66	0,8
	ЭС-Бл.	0,55	0,9

Контрольные вопросы:

1. Как определить величину потерь?

2. Дать определение времени использования потерь.

3. Дать определение времени использования максимальной нагрузки.

4. Рассказать методику расчета потерь мощности.

5. Рассказать методику потерь электроэнергии.

 

Лабораторная работа №5

РАСЧЕТ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК ЦЕХА. ВЫБОР ЧИСЛА И МОЩНОСТИ ПИТАЮЩИХ ТРАНСФОРМАТОРОВ

 

Цель: получение практических навыков по расчету электрических нагрузок цеха и выбору числа и мощности питающих трансформаторов.

Подготовка к работе:

1. Пройти инструктаж по технике безопасности на рабочем месте.

2. Ознакомиться с описанием работы, методикой расчета.

3. Выполнить задание.

Исходные данные:

- варианты с данными приведены в таблице 8,

- каталоги оборудования.

1. Методика расчета

1.1 Метод коэффициента максимума (упорядоченных диаграмм)

Это основной метод расчета электрических нагрузок, который сводится к определению максимальных (Р_м,Q_M,S_M)расчетных нагрузок группы электроприемников.

Р_М = К_мр_см; Q_М = К_м^’Q_см; S_м = √(Р_м² +∆Q_м²)

где Р_м — максимальная активная нагрузка, кВт;

Q_M — максимальная реактивная нагрузка, квар;

S_M — максимальная полная нагрузка, кВА;

К_м— коэффициент максимума активной нагрузки;

К_м^’— коэффициент максимума реактивной нагрузки;

р_см — средняя активная мощность за наиболее нагруженную смену, кВт;

Q_см — средняя реактивная мощность за наиболее нагруженную смену, квар.

р_см = К_иР_н; Q_см = р_смtgφ,

где К_и — коэффициент использования электроприемников, определяется на основании опыта эксплуатации по таблице 2;

Р_н — номинальная активная групповая мощность, приведенная к длительному режиму, без учета резервных электроприемников, кВт;

tg φ — коэффициент реактивной мощности;

К_м = F(K_и, п_э) определяется по таблицам (графикам) (см. таблицу 4), а при отсутствии их может быть вычислен по формуле

К_м =1+1,5/√n_э ∙ √((1-К_и.ср)/К_и.ср)

где п_э— эффективное число электроприемников;

К_и.ср — средний коэффициент использования группы электроприемников,

К_и.ср = Р_см.∑ / Р_н.∑,

где Р_см.∑,Р_н.∑ — суммы активных мощностей за смену и номинальных в группе электроприемников, кВт;

п_э = F(n, т,К_и.ср,Р_н)может быть определено по упрощенным вариантам (таблица 3),
где п — фактическое число электроприемников в группе;

т — показатель силовой сборки в группе,

m = Р_н.нб/ Р_н.нм,

где Р_н.нб, Р_н.нм— номинальные приведенные к длительному режиму активные мощности электроприемников наибольшего и наименьшего в группе, кВт.

В соответствии с практикой проектирования принимаетсяК'_м=1,1при п_э<10; К'_м=1 при п_э>10.

Приведение мощностей 3-фазных электроприемников к длительному режиму

Р_Н=Р_П— для электроприемников длительного режима (ДР);

Р_н= Р_П √ПВ — для электроприемников повторно-кратковременного режима (ПКР);

Р_н=S_ncosφ √ПB — для сварочных трансформаторов повторно-кратковременного режима;

Р_н=S_ncosφ— для трансформаторов длительного режима,

где Р_н,Р_п— приведенная и паспортная активная мощность, кВт;

S_n — полная паспортная мощность, кВ∙А;

ПВ — продолжительность включения, отн. ед.

Приведение 1-фазных нагрузок к условной 3-фазной мощности

Нагрузки распределяются по фазам с наибольшей равномерностью и определяется вели­чина неравномерности (Н)

Н= (Р_ф.нб – Р_ф.нм) / Р_ф.нм ∙100%

где Р_ф.нб, Р_ф.нм — мощность наиболее и наименее загруженной фазы, кВт.

При Н >15% и включении на фазное напряжение

Р_у⁽³⁾ = 3∙Р_м.ф⁽¹⁾

где Р_у⁽³⁾ —условная 3-фазная мощность (приведенная), кВт;

Р_м.ф⁽¹⁾— мощность наиболее загруженной фазы, кВт.

При Н >15% и включении на линейное напряжение

Р_у⁽³⁾ = √3∙Р_м.ф⁽¹⁾ – для одного электроприемника;

Р_у⁽³⁾ = 3∙Р_м.ф⁽¹⁾ – для нескольких электроприемников.

При Н ≤ 15 % расчет ведется как для 3-фазных нагрузок (сумма 1-фазных нагрузок).

Примечание. Расчет электроприемников ПКР производится после приведения к длительному режиму.

1.2 Определение потерь мощности в трансформаторе

Приближенно потери мощности в трансформаторе учитываются в соответствии с соот­ношениями

∆Р = 0,02 S_нн;

∆Q = 0,1 S_нн;

∆S= √(∆Р² + ∆Q²);

S_ВН = S_НН + ∆S.

 

Определение мощности наиболее загруженной фазы

· При включении на линейное напряжение нагрузки отдельных фаз однофазных электропри­емников определяются как полусуммы двух плеч, прилегающих к данной фазе (рисунок 2).

Р_А = (Р_АС + Р_АВ)/2;

Р_В = (Р_АВ + Р_ВС)/2;

Р_С = (Р_ВС + Р_АС)/2.

Из полученных результатов выбирается наибольшее значение.

Рисунок 2 -Схема включения 1-фазных нагрузок на линейное напряжение

· При включении 1-фазных нагрузок на фазное напряжение нагрузка каждой фазы опреде­ляется суммой всех подключенных нагрузок на эту фазу (рисунок 3).

 

Рисунок 3 -Схема включения 1-фазных нагрузок на фазное напряжение

Таблица 2 -Рекомендуемые значения коэффициентов

Наименование механизмов и аппаратов	КИ	КС	Cos φ	tg φ
Металлорежущие станки мелкосерийного произ­водства с нормальным режимом работы (токарные, фрезерные, сверлильные, точильные, карусельные и т. п.)	0,14	0,16	0,5	1,73
Металлорежущие станки крупносерийного произ­водства с нормальным режимом работы (те же)	0,16	0,2	0,6	1,33
Металлорежущие станки с тяжелым режимом ра­боты (штамповочные прессы, автоматы, револь­верные, обдирочные, зубофрезерные, а также крупные токарные, строгальные, фрезерные, кару­сельные, расточные)	0,17	0,25	0,65	1,17
Переносной электроинструмент	0,06	0,1	0,65	1,17
Вентиляторы, сантехническая вентиляция	0,6	0,7	0,8	0,75
Насосы, компрессоры, дизельгенераторы	0,7	0,8	0,8	0,75
Краны, тельферы	0,1	0,2	0,5	1,73
Сварочные трансформаторы	0,25	0,35	0,35	2,67
Сварочные машины (стыковые и точечные)	0,2	0,6	0,6	1,33
Печи сопротивления, сушильные шкафы, нагрева­тельные приборы	0,75	0,8	0,95	0,33

Таблица 3 – Упрощенные варианты определения пэ

п	Ки.ср	т	Рн	Формула для пэ
<5	≥ 0,2	≥ 3	Переменная	пэ = (∑Рн)^2 / ∑Рн^2
≥ 5	≥ 0,2	≥ 3	Постоянная	пэ = п
≥ 5	≥ 0,2	<3		пэ = п
≥ 5	<0,2	<3	Переменная	пэне определяется, а Рм = KЗPH.∑, где К3— коэффициент загрузки К3(пкр)^= 0,75 (повторно-кратковремен­ный режим) К3(др)= 0,9 (длительный режим) K3(ар) = 1 (автоматический режим)
≥ 5	≥ 0,2	≥ 3	пэ = 2∑Рн /∑Рн.нб
≥ 5	<0,2	≥ 3	Применяются относительные единицы пэ = пэ^*п; пэ^* = F(n^*,Р^*); п^*= п1 / п; Р^*=Рn1/ Рн.п
>300	≥ 0,2	≥ 3	-—	пэ = п

Примечание. В таблице 3:

К₃— коэффициент загрузки — это отношение фактической потребляемой активной мощ­ности (Р_ф) к номинальной активной мощности (Р_н)электроприемника;

п_э^*— относительное число эффективных электроприемников определяется по таблице 5;

п₁— число электроприемников с единичной мощностью больше или равной 0,5Р_н.Нб;

п^*— относительное число наибольших по мощности электроприемников;

Р* — относительная мощность наибольших по мощности электроприемников.

Таблица 4 -Зависимость К_м = F(n_э, К_и)

 

nэ	Коэффициент использования, Ки
0,1	0,15	0,2	0,3	0,4	0,5	0,6	0,7	0,8	0,9
	3,43	3,22	2,64	2,14	1,87	1,65	1,46	1,29	1,14.	1,05
	3,23	2,87	2,42		1,76	1,57	1,41	1,26	1,12	1,04
	3,04	2,64	2,24	1,88	1,66	1,51	1,37	1,23	1,1	1,04
	2,88	2,48	2,1	1,8	1,58	1,45	1,33	1,21	1,09	1,04
	2,72	2,31	1,99	1,72	1,52	1,4	1,3	1,2	1,08	1,04
	2,56	2,2	1,9	1,65	1,47	1,37	1,28	1,18	1,08	1,03
	2,42	2,1	1,84	1,6	1,43	1,34	1,26	1,16	1,07	1,03
	2,24	1,96	1,75	1,52	1,36	1,28	1,23	1,15	1,07	1,03
	2,1	1,85	1,67	1,45	1,32	1,25	1,2	1,13	1,07	1,03
	1,99	1,77	1,61	1,41	1,28	1,23	1,18	1,12	1,07	1,03
	1,91	1,7	1,55	1,37	1,26	1,21	1,16	1,11	1,06	1,03
	1,84	1,65	1,5	1,34	1,24	1,2	1,15		1,06	1,03
	1,71	1,55	1,4	1,28	1,21	1Д7	1,14	1,1	1,06	1,03
	1,62	1,46	1,34	1,24	1,19	1,16	1,13	1,1	1,05	1,03
	1,25	1,41	1,3	1,21	1,17	1,15	1,12	1,09	1,05	1,02
	1,5	1,37	1,27	1,19	1,15	1,13	1,12	1,09	1,05	1,02
	1,45	1,33	1,25	1,17	1,14	1,12	1,11	1,08	1,04	1,02
	1,4	1,3	1,23	1,16	1,14	1,11	1,1	1,08	1,04	1,02
	1,32	1,25	1,19	1,14	1,12	1,1	1,09	1,07	1,03	1,02
	1,27	1,22	1,17	1,12	1,1	1,1	1,09	1,06	1,03	1,02
	1,25	1,2	1,15	1,11	1,1	1,1	1,08	1,06	1,03	1,02
	1,23	1,18	1,13	1,1	1,09	1,09	1,08	1,06	1,02	1,02
	1,21	1,17	1,12	1,1	1,08	1,08	1,07	1,05	1,02	1,02

 

 

п^* Р*       0,95 0,9 0,85 0,8 0,75 0,7 0,65 0,6 0,55 0,5 0,45 0,4 0,35 0,3 0,25 0,2 0,15 0,11             7/8                           0,005 0,005 0,005 0,006 0,007 0,007 0,009 0,01 0,011 0,013 0,016 0,019 0,024 0,03 0,03 0,051 0,073 0,11 0,18 0,34 0,01 0,009 0,011 0,012 0,013 0,015 0,017 0,019 0,023 0,026 0,031 0,037 0,047 0,059 0,059 0,1 0,14 0,2 0,32 0,52 0,02 0,02 0,02 0,02 0,03 0,03 0,03 0,04 0,04 0,05 0,06 0,07 0,09 0,011 0,011 0,019 0,026 0,36 0,51 0,71 0,03 0,03 0,03 0,04 0,04 0,04 0,05 0,06 0,07 0,08 0,09 0,11 0,13 0,16 0,16 0,27 0,36 0,48 0,64 0,81 0,04 0,04 0,04 0,05 0,05 0,06 0,07 0,08 0,09 0,1 0,12 0,15 0,18 0,22 0,22 0,34 0,44 0,57 0,72 0,86 0,05 0,05 0,05 0,06 0,07 0,07 0,08 0,1 0,11 0,13 0,15 0,18 0,22 0,26 0,21 0,41 0,51 0,64 0,79 0,9 0,06 0,06 0,06 0,07 0,08 0,09 0,10 0,12 0,13 0,15 0,18 0,21 0,26 0,31 0,27 0,47 0,58 0,7 0,83 0,92 0,08 0,08 0,08 0,09 0,11 0,12 0,13 0,15 0,17 0,2 0,24 0,28 0,33 0,4 0,33 0,57 0,68 0,79 0,89 0,94 0,10 0,09 од 0,12 0,13 0,15 0,17 0,19 0,22 0,25 0,29 0,34 0,4 0,47 0,38 0,66 0,70 0,85 0,92 0,95 0,15 0,14 0,16 0,17 0,2 0,23 0,25 0,28 0,32 0,37 0,42 0,48 0,56 0,67 0,48 0,8 0,88 0,93 0,95   0,20 0,19 0,21 0,23 0,26 0,29 0,33 0,37 0,42 0,47 0,54 0,64 0,69 0,76 0,56 0,89 0,93 0,95     0,25 0,24 0,26 0,29 0,32 0,36 0,41 0,45 0,51 0,57 0,64 0,71 0,78 0,85 0,72 0,83 0,95       0,30 0,29 0,32 0,35 0,39 0,43 0,48 0,53 0,6 0,66 0,73 0,8 0,86 0,9 0,84 0,95         0,35 0,33 0,37 0,41 0,45 0,5 0,56 0,62 0,68 0,74 0,81 0,86 0,91 0,94 0,95           0,4 0,38 0,42 0,47 0,52 0,57 0,63 0,69 0,75 0,81 0,86 0,91 0,93 0,95             0,45 0,43 0,47 0,52 0,58 0,64 0,7 0,76 0,81 0,87 0,91 0,93 0,95               0,5 0,48 0,53 0,58 0,64 0,7 0,76 0,82 0,89 0,91 0,94 0,95                 0,55 0,52 0,57 0,63 0,69 0,75 0,82 0,87 0,91 0,94 0,95                   0,6 0,57 0,63 0,69 0,75 0,81 0,87 0,91 0,94 0,95                     0,65 0,62 0,68 0,74 0,81 0,86 0,91 0,94 0,95                       0,7 0,66 0,73 0,8 0,86 0,9 0,94 0,95                         0,75 0,71 0,78 0,85 0,9 0,93 0,95                           0,8 0,76 0,83 0,89 0,94 0,95                             0,85 0,8 0,88 0,94 0,95                               0,9 0,85 0,92 0,95                                 1,0 0,95

Таблица 5 - Значения п^*э = F(n^*, Р^*)   Н = ^Рфн1^Рфнм • 10^2 = ^14'^2~^1 °'^7• 1О^2 = 33 %>15%   н.нб   Определяется т =   результат заносится в колонку 8.   Таблица 1.5.6. Сводная ведомость нагрузок по цеху Вариант Катего­рия ЭСН S,m^2 Номера электроприемников по таблице 1.5.5 Вариант                   1-[ §-14-17-23-25-28 2-@-15-18-23-25-29         1-5-15-18-24-26-29 1-4-14-17- 24-26-28         1-6-16-21-22-26-28 1-0-14-17-23-26-29         1-7-14-17-23-27-29 3- g-16-20-22-26-28         2-|-15-18-24-25-28 3-9-16-19- -24-27-29         3-|-16-22-25-29 2- •8-15-18-22-25-28         1-[ д. 14-17-24-27-28 2- 11-15-18-24-25-29                         Таблица 1.5.7.Варианты индивидуальных заданий для РПЗ-5                     2-   -15-18-22-25-29 1-   -14-17-22-25-28           3-   -16-19-23-25-28 1-13-18-   -23-26-29         1-   -18-20-22-26-29 3-   -16-22-25-28         2-   -19-21-24-27-28 3-15-17-20 -24-27-29         3-   -17-20-23-26-29 2-14-19-   -23-26-28         3-   -19-20-24-27-28 2-7- 17-21-24-27-29         2-7- 17- 21-22-26-29 3-0-19-20-24-26-28         1-10 -18 ,-22-23-27-28 0-7-19-21-24-25-29                                                 Продолжение табл. 1.5.7   Примечание. Обведены номера электроприемников для расчета в РПЗ-8.   (RЛ Рис. 1.9.1. Зависимость ЛГ = F   Мощность, кВ А Rf,мОм Х„мОм мОм Z<'\ мОм   153,9 243,6                           31,5 64,7       16,6 41,7       9,4 27,2 28,7     5,5 17,1       3,1 13,6         8,5 8,8       5,4 5,4               307,6 194,4 363,9 — — — 393,6 210,1 473,1     Потери                           9,5 47,3 48,3 —   Всего на ВН                           403,1 257,4 521,4 —                                                             Рисунок 4 -Распределение 1-фазной нагрузки по фазам   Рис. 1.5.1. Распределение 1-фазной нагрузки по фазам

 

 

№ п/п	Наименование электроприемника	Рн, кВт	п	КИ	COS ф	tg Ф
	3-фазный ДР Компрессорная установка			0,65	0,8	0,75
	Вентиляторная установка			0,7