Системы электроснабжения

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ ЮГОРСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ Кафедра Энергетики Конспект лекций по дисциплине СИСТЕМЫЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ » Введение Электроэнергетика – важнейшая отрасль, обеспечивающая нормальную деятельность всех других отраслей хозяйства, функционирование социальных структур и необходимые условия жизнедеятельности. Ни одно предприятие не сможет выполнять свои технологические функции и быть работоспособным без бесперебойного и качественного электроснабжения. Нельзя согласиться с мнением тех руководителей и специалистов, которые недооценивают электроэнергетическое хозяйство предприятий (организаций) и считают его вспомогательным производством. От правильно выполненной проектной части системы электроснабжения (СЭС) зависит работоспособность всех ее элементов. Основными этапами проектирования систем электроснабжения являются: - расчет ожидаемых электрических нагрузок на всех уровнях СЭС; - выбор всех элементов СЭС; - формирование структуры СЭС. В результате обобщения опыта проектирования возникли нормативные документы и типовые решения по расчету электрических нагрузок и выбору оборудования систем электроснабжения. В настоящее время определены нормативные документы по проектированию систем электроснабжения: - методика расчета электрических нагрузок на различных уровнях СЭС; - методики расчета токов короткого замыкания в СЭС; - методики выбора оборудования на различных уровнях СЭС; - способы транспорта электрической энергии. Основные задачи в области проектирования систем электроснабжения промышленных предприятий: - рациональное построение системы электроснабжения объекта; - выбор электрооборудования с учетом условий его эксплуатации; - комплектное исполнение распределительных устройств и подстанций; - вопросы качества и экономии электрической энергии при расчете системы электроснабжения и выборе ее элементов. Система электроснабжения является частью электрики и может быть определена вниз от границы балансовой принадлежности до единичного электроприемника. В данной работе рассматриваются свойства системы электроснабжения, обусловленные единством процесса приема, передачи и потребления электрической энергии. Принятые сокращения АВР – автоматическое включение резерва; АД – асинхронный двигатель; ВН – высшее напряжение; ГПП – главная понизительная подстанция; ИП – источник питания; ЛЭП – линия электропередач; НН – низшее напряжение; НР – нормальный режим; ПАР – послеаварийный режим; ПВ – продолжительность включения; ПГВ – подстанция глубокого ввода; ПКР – повторно-кратковременный режим; ППЭ – пункт приема электрической энергии; РМ – реактивная мощность; РП – распределительный пункт электроэнергии; РУ – распределительное устройство; СД – синхронный двигатель; СП – силовой распределительный пункт напряжением до 1 кВ; СЭС – система электроснабжения; ТП – трансформаторная подстанция; ЦЭН – центр электрических нагрузок; ЭД – электродвигатель; ЭП – приемник электрической энергии (электроприемник); ЭУ – электроустановка. Условные обозначения – коэффициент использования – коэффициент включения – коэффициент спроса – коэффициент загрузки – коэффициент формы – коэффициент расчетных нагрузок – коэффициент одновременности – ток нагрузки, А; – активная мощность, кВт; – реактивная мощность, кВ·Ар; – полная мощность, кВ·А; – номинальное напряжение, кВ. ОСНОВНЫЕ ТЕРМИНЫ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ Аварийный режим – кратковременный переходный режим, связанный с нарушением нормального режима и продолжающийся до отключения поврежденного элемента. ПУЭ. Коэффициент заполнения графика нагрузки – отношение среднеарифметического значения нагрузки энергоустановки потребителя к максимальному за установленный интервал времени. ГОСТ 19431-84. Коэффициент использования установленной мощности электроустановки – отношение среднеарифметической мощности к установленной мощности электроустановки за установленный интервал времени. ГОСТ 19431-84. Коэффициент мощности – отношение активной мощности к полной. ГОСТ 19880-74. Коэффициент одновременности – отношение совмещенного максимума нагрузки энергоустановок потребителей к сумме максимумов нагрузки этих же установок за тот же интервал времени. ГОСТ 19431-84. Коэффициент спроса – отношение совмещенного максимума нагрузки приемников энергии к их суммарной установленной мощности. ГОСТ 19431-84. Линия электропередачи (ЛЭП) – электроустановка, состоящая из проводов, кабелей, изолирующих элементов и несущих конструкций, предназначенная для передачи электрической энергии. ГОСТ 24291-90. Надежность — свойство объекта (электроустановки) обеспечить требуемые функции (бесперебойное электроснабжение потребителей) в заданном объеме и нужного качества. Независимый источник питания – источник питания, на котором сохраняется напряжение в послеаварийном режиме в регламентированных пределах при исчезновении его на другом или других источниках питания этих электроприемников. ПУЭ. Примечание: К числу независимых источников питания относятся две секции или системы шин одной или двух электростанций и подстанций при одновременном соблюдении следующих двух условий: 1) каждая из секций или систем шин в свою очередь имеет питание от независимого источника питания; 2) секции (системы) шин не связаны между собой или имеют связь, автоматически отключающуюся при нарушении нормальной работы одной из секций (систем) шин. ПУЭ. Номинальная мощность – это мощность ЭП, потребляемая из сети при его номинальной нагрузке, при которой он должен работать длительное время в установившемся режиме без превышения допустимой температуры. Номинальное напряжение — напряжение элемента электрической сети, при котором обеспечивается длительная работа этого элемента с наиболее оптимальными технико-экономическими показателями. Подстанция глубокого ввода (ПГВ) – подстанция с высшим классом напряжения 35–220 кВ, располагающаяся с приближением высшего класса напряжения к электропотребителю (как правило, находится в центре электрических нагрузок предприятия). Подстанция трансформаторная – электроустановка, преобразующая электрическую энергию на пониженное напряжение для питания приемников объектов. ГОСТ 24291-90. Потери в трансформаторе – активная мощность, расходуемая в магнитной системе, обмотках и других частях трансформатора при различных режимах работы. ГОСТ 16110-82. Потребитель электрической энергии – электроприемник или группа электроприемников, объединенных технологическим процессом и размещающихся на определенной территории. ПУЭ. Потребляемая мощность – общая мощность, получаемая устройством или совокупностью устройств. СТ МЭК 50(151)-78. Приемник электрической энергии (электроприемник) – аппарат, агрегат и др., предназначенный для преобразования электрической энергии в другой вид энергии. ПУЭ. Пункт приема электроэнергии – электрическая подстанция, получающая питание от электроэнергетической системы, преобразующая и распределяющая электрическую энергию на более низком классе напряжения. Распределительная электрическая сеть – электрическая сеть, обеспечивающая распределение электрической энергии между пунктами потребления. ГОСТ 24291-90. Распределительное устройство (РУ) – электроустановка, предназначенная для приема и распределения электрической энергии на одном напряжении и содержащая коммутационные аппараты и соединяющие их сборочные шины (секции шин), устройства управления и защиты. ГОСТ 24291-90. Распределительный пункт (РП) – электрическое распределительное устройство, не входящее в состав подстанции. ГОСТ 24291-90. Силовой пункт (СП) – распределительный пункт напряжением до 1 кВ. Система электроснабжения – совокупность электроустановок, предназначенных для обеспечения потребителей электрической энергией. ПУЭ. Электроснабжение – обеспечение потребителей электрической энергией. Электрическая установка (электроустановка) – совокупность машин, аппаратов, линий электропередачи, вспомогательного оборудования, предназначенных для производства, преобразования, передачи и распределения электрической энергии или преобразования ее в другой вид энергии. ПУЭ. 1. Общая характеристика систем электроснабжения объектов 1.1. Характеристика системы электроснабжения Предприятие является потребителем электроэнергии (абонентом), а система электроснабжения – это совокупность электроустановок, предназначенных для обеспечения его электрической энергией. Основными характеристиками СЭС являются: - качественные характеристики; - количественные характеристики; - условия функционирования. При проектировании на основании исходных данных – количественных характеристик и условий эксплуатации – необходимо обеспечить качественные характеристики СЭС. Качественные характеристики СЭС определяют работоспособность системы и характеризуются структурой и свойствами СЭС, а также условиями ее эксплуатации. Качественные характеристики в основном определяются требованиями к СЭС. Количественные характеристики СЭС определяются количественными характеристиками ЭП их территориальным размещением и, как следствие, структурой СЭС. Условия функционирования СЭС определяются влиянием условий окружающей природной среды, технико-технологическими и организационно-экономическими условиями. В процессе эксплуатации СЭС необходимо рассматривать три возможных режима ее работы. Нормальный режим СЭС – установившийся режим работы системы, при котором обеспечивается бесперебойное снабжение потребителей электроэнергией в необходимом количестве, установленного качества и который продолжается как угодно долго. Аварийный режим СЭС – кратковременный переходный режим, связанный с нарушением нормального режима и продолжающийся до отключения поврежденного элемента системы. Послеаварийный режим СЭС – режим, в котором находится система в результате нарушения, длится до восстановления нормального режима после локализации отказа. 1.2. Упрощенная структура систем электроснабжения Электроснабжение – обеспечение потребителей электрической энергией. Система электроснабжения (СЭС) – совокупность электроустановок, предназначенных для обеспечения потребителей электрической энергией [1]. Границы СЭС определены вниз от границы раздела потребитель – энергоснабжающая организация (граница балансовой принадлежности) до индивидуального электроприемника. Упрощенная схема электроснабжения объекта включает: источник питания (ИП); линии электропередачи (ЛЭП), осуществляющие транспорт электрической энергии от ИП к предприятию; пункт приема электрической энергии (ППЭ); распределительные сети; приемники электрической энергии (ЭП). На рис. 1.1 представлена упрощенная структура электроснабжения объекта. Рис. 1.1. Структура электроснабжения объекта Систему электроснабжения предприятия можно условно разбить на три части: систему питания, систему распределения и систему потребления. В качестве ИП могут быть: - электрическая станция или подстанция энергосистемы; - электрическая станция предприятия. Собственная электростанция на предприятии строится в следующих случаях: - при большом потреблении тепла; - при размещении предприятия в районах, имеющих слабые электрические связи с энергосистемой; - при наличии специальных требований к надежности электроснабжения. При выборе ИП необходимо учитывать следующие факторы: - признаки качества электроснабжения (надежность, напряжение, частоту и допустимые пределы их отклонения); - величину мощности и напряжения питания потребителей. В качестве ППЭ может быть: - подстанция глубокого ввода (ПГВ) – служит, как правило, для питания локального объекта или мощного обособленного производства предприятия и находится в центре электрических нагрузок объекта (производства); - главная понизительная подстанция (ГПП) – служит для питания нескольких потребителей (объектов). Схемы с одним ППЭ следует применять при отсутствии специальных требований к надежности питания ЭП и компактном их расположении на территории предприятия. Схемы с двумя и более ППЭ следует применять: - при наличии специальных требований к надежности электроснабжения; - при наличии на предприятиях двух и более относительно мощных обособленных групп потребителей; - во всех случаях, когда применение нескольких ППЭ целесообразно по экономическим соображениям; - при поэтапном развитии предприятия, когда для питания вновь вводимых мощных узлов нагрузок в будущем целесообразно сооружение отдельного ППЭ. Питание ППЭ при наличии ЭП первой категории осуществляется от двух независимых взаимно резервирующих источников питания. При этом питание ППЭ осуществляется по двум одноцепным воздушным линиям или по двум кабельным линиям, проложенным по разным трассам [2]. При выходе из строя одной линии оставшаяся в работе должна обеспечить питание всех ЭП первой категории, а также ЭП второй и третьей категорий, работа которых необходима для безаварийного функционирования основных производств технологического процесса предприятия. 1.3. Основные требования, предъявляемые к СЭС Требования, предъявляемые к системе электроснабжения предприятий, в основном зависят от характера электрических нагрузок, особенностей технологии производства, климатических условий, загрязненности окружающей среды и других факторов. Экономичность систем электроснабжения Система электроснабжения удовлетворяет требованиям экономичности, если затраты на ее создание, эксплуатацию и развитие должны быть минимальны или должен быть минимальный срок окупаемости. Технико-экономические расчеты (ТЭР) выполняются по предприятию в целом, так как основные доходы поступают от реализации продукции основного производства. При выполнении учебных проектов экономические расчеты при проектировании СЭС предприятия ограничиваются сравнением технических решений. При сравнении вариантов необходимо, чтобы они были технически равноценны и экономически сопоставимы. При равенстве показателей вариантов или незначительной разнице (5–10 %) следует отдавать предпочтение тому варианту, у которого лучше качественные показатели, который более перспективен с точки зрения развития предприятия (например, с более гибкой и удобной в эксплуатации схемой, новейшим оборудованием и т.п.). Надежность электроснабжения потребителей Надежность любой системы – это ее свойство выполнять заданные функции в заданном объеме и требуемого качества при определенных условиях функционирования. Применительно к СЭС одной из основных функций является бесперебойное снабжение потребителей электроэнергией в необходимом количестве и установленного качества. Надежность является сложным комплексным свойством и в зависимости от назначения объекта и условий функционирования может включать ряд единичных свойств (отдельно или в сочетании), основными из которых являются: сохраняемость, долговечность, безотказность, ремонтопригодность, режимная управляемость, устойчивость и живучесть. Для характеристики надежности объектов энергетики определяются основные показатели надежности: параметр потока отказов, время восстановления и вспомогательные – частота ремонтов и их продолжительность. Показатели надежности определяются для узла нагрузки главной схемы СЭС с учетом режима работы СЭС (нормальный, аварийный, послеаварийный). Для определения оптимального уровня надежности электроснабжения потребителей необходимо знать величину ожидаемого годового ущерба при перерывах электроснабжения, который определяется особенностями технологического процесса с учетом частоты и длительности перерывов электроснабжения. Основные способы повышения надежности СЭС: - повышение надежности источников питания; - повышение надежности отдельных элементов СЭС; - уменьшение числа последовательно включенных элементов в СЭС; - усовершенствование релейной защиты и автоматики СЭС; - совершенствование системы технического обслуживания и ремонта электроустановок; - повышение квалификации обслуживающего персонала. Таким образом, повышение надежности СЭС является комплексной задачей, которая может быть решена на основе технологического и экономического анализа режимов СЭС, условий ее функционирования. Выполнение своих функций при определенных условиях Одним из основных условий функционирования электроустановок и СЭС в целом является надежная работа при воздействии условий окружающей природной среды (погодно-климатические условия) и технико-технологических условий. Поэтому при выборе элементов СЭС необходимо учитывать как климатические условия эксплуатации (макроклимат, включая загрязнение окружающей среды), так и технико-технологические условия эксплуатации (микроклимат: температуру, влажность, запыленность, агрессивную среду и пожаро- и взрывоопасные зоны). Безопасность и удобство эксплуатации Безопасность СЭС – это свойство СЭС сохранять с некоторой вероятностью безопасное состояние при выполнении заданных функций в условиях, установленных нормативно-технической документацией (монтаж, эксплуатация и проведение ремонтных работ). Электробезопасность – система организационных и технических мероприятий и средств, обеспечивающих защиту людей от воздействия электрического тока, электромагнитного поля и статического электричества. Возможность дальнейшего развития На этапе проектирования СЭС предусматривается возможность ее реконструкции при развитии производства предприятия, без значительных капитальных затратах. 1.4. Проектирование систем электроснабжения Для правильного решения всех задач проектирования СЭС необходимо строго соблюдать как требования к СЭС (экономичность, надежность, безопасность), так и условия ее функционирования, особенно технико-технологические условия, и режимы работы ЭП. При проектировании и построении систем электроснабжения промышленных предприятий следует предусмотреть [1]: - гибкость системы и оптимизацию параметров путем выбора номинальных напряжений; - требования к надежности и качеству электроснабжения с учетом возможных режимов работы СЭС; - рациональное число и мощность трансформаторов; - требования к схемам и конструкциям РУ; - ограничение токов короткого замыкания; - средства компенсации реактивной мощности и регулирование напряжения; - мероприятия по снижению потерь электроэнергии; - системы обслуживания и ремонта электрооборудования и т.д. Основные этапы разработки и построения СЭС - Определение условий получения электроэнергии от энергосистемы и необходимости строительства собственной электростанции; - Анализ потребителей электрической энергии по следующим признакам: технологическим, территориальным, напряжению и роду тока, надежности, характеру нагрузки. По каждой группе определяется величина расчетной нагрузки. - Определение типа ППЭ, РП, ТП, числа секций (систем) шин и питающих вводов и их размещение на генеральном плане предприятия; - Выбор и обоснование связей между ИП и ППЭ, между ППЭ и РП, ТП, ПП; - Формирование окончательного варианта структуры СЭС. Основные принципы проектирования и построения схемы СЭС - Максимальное приближение высокого напряжения к потребителям; - Отказ от «холодного резервирования» в схемах; - Секционирование на всех уровнях СЭС; - Выбор оптимального режима работы элементов СЭС. В большинстве случаев для СЭС предприятий в нормальном режиме применяются разомкнутые схемы работы элементов. Основные задачи, решаемые при проектировании СЭС - Определение электрических нагрузок характерных групп ЭП и узлов нагрузок, а также проектируемого объекта в целом; - Определение структуры СЭС: числа и места размещения ППЭ, РП, ТП, числа и мощности силовых трансформаторов, средств компенсации реактивной мощности, схем электрических соединений элементов СЭС; - Расчет рационального напряжения системы питания и системы распределения электрической энергии; - Выбор способа транспорта электрической энергии как системы питания, так и системы распределения; - Выбор конструктивного исполнения ЭУ и типов электрооборудования с учетом условий их функционирования, требований надежности, экономичности и безопасности; - Определение технических средств для обеспечения электробезопасности при эксплуатации СЭС. Решение задач проектирования и эксплуатации СЭС постоянно усложняется, т.к. совершенствуются и внедряются новые энергосберегающие технологии, обновляется электрооборудование, повышаются требования к качеству электрической энергии и надежности электроснабжения. Таким образом, проектирование системы электроснабжения является трудоемкой и многофункциональной задачей, для решения которой необходимо применение вычислительной техники при расчете нагрузок и оптимизации распределения электроэнергии как внутри предприятия, так и по его подразделениям. 2. Классификация и характеристики электроустановок и приемников электрической энергии 2.1. Классификация и характеристики электроустановок Система электроснабжения связана с технологическим процессом производства через электроустановки и приемники электрической энергии. Электрическая установка (ЭУ) – совокупность машин, аппаратов, линий электропередачи, вспомогательного оборудования, предназначенных для производства, преобразования, передачи, накопления, распределения электрической энергии и преобразования ее в другой вид энергии. Согласно ПУЭ все ЭУ подразделяются на ЭУ до и выше 1 кВ. ЭУ могут работать как с изолированной, так и с глухозаземленной нейтралью. ЭУ выше 1 кВ подразделяются на установки с малыми и большими токами замыкания на землю. Укрупненно основную часть ЭУ можно разделить на следующие группы: - силовые общепромышленные установки; - преобразовательные установки; - электротермические установки; - электросварочные установки; - осветительные установки. Силовые общепромышленные ЭУ: компрессорные, вентиляционные, насосные и т.п. Потребители этой группы создают нагрузку равномерную и симметричную по всем трем фазам. Мощность их колеблется в широких пределах – от единиц до сотен киловатт. Коэффициент мощности достаточно стабилен в пределах 0,8–0,85. По надежности электроснабжения их следует отнести к электроприемникам 1-й категории. Преобразовательные ЭУ предназначены для преобразования трехфазного переменного тока в постоянный, преобразования промышленной частоты 50 Гц в токи частотой, отличающейся от 50 Гц. Потребители этой группы создают нагрузку, на стороне первичного напряжения, по всем трем фазам симметричную и равномерную. Мощность их колеблется в широких пределах – от десятков до тысяч киловатт. Коэффициент мощности колеблется в пределах 0,6–0,8. Перерыв питания ЭУ в основном связан с недоотпуском продукции. Поэтому их следует отнести к потребителям 2-й категории. Электротермические ЭУ – дуговые, индукционные и печи сопротивления. - Дуговые печи (сталеплавильные, печи для плавки цветных металлов, руднотермические печи). Нагрузка на стороне первичного напряжения понижающего трансформатора симметричная и равномерная. Мощность их колеблется в широких пределах – от десятков до сотен тысяч киловатт. Коэффициент мощности колеблется в пределах 0,7–0,8. По надежности электроснабжения их следует отнести к электроприемникам 1-й категории. - Индукционные плавильные и закалочные печи (высокочастотные). Электроприемники этой группы представляют симметричную трехфазную нагрузку на стороне первичного напряжения силовых трансформаторов. Мощность их колеблется в широких пределах – от десятков до сотен киловатт. Коэффициент мощности колеблется в пределах 0,7 – 0,8. Перерыв электроснабжения ЭУ в основном связан с недоотпуском продукции. Поэтому по надежности электроснабжения их следует отнести к электроприемникам 2-й категории. - Печи сопротивления. Эти ЭП выполняются как трехфазными, так и однофазными. Трехфазные печи сопротивления создают симметричную нагрузку по фазам, однофазные печи – несимметричную нагрузку. Мощность их колеблется от единиц до десятков киловатт. Коэффициент мощности практически можно принимать равным единице. По надежности электроснабжения их следует отнести к потребителям 2-й категории. Электросварочные ЭУ работают как на переменном, так и на постоянном токе. Электросварочные установки переменного тока могут быть трехфазными и однофазными. Режим работы повторно-кратковременный. Электросварочные установки постоянного тока состоят из преобразовательного агрегата, как правило, трехфазного. Нагрузка в питающей сети переменного тока распределяется по трем фазам равномерно, но сохраняет неравномерный график нагрузки. Коэффициент мощности электросварочных установок (для ручной сварки) колеблется в пределах 0,3–0,5. По надежности электроснабжения их следует отнести к электроприемникам 3-й категории. Электроосветительные установки представляют однофазную нагрузку. Благодаря небольшой мощности электроприемника и при правильном распределении нагрузки по фазам можно считать нагрузку симметричной. Характер нагрузки равномерный. Коэффициент мощности зависит от типа источника света. В тех производствах, где отключение освещения угрожает безопасности людей, применяются специальные системы аварийного освещения. 2.2. Классификация приемников электрической энергии Приемник электрической энергии (ЭП) – электротехническое устройство, предназначенное для преобразования электрической энергии в другой вид энергии (или электрическую энергию, но с другими параметрами). Специфика технологических процессов различных производств предъявляет определенные требования к характеристикам и конструктивному исполнению электроприемников и, как следствие, большому их разнообразию. Все ЭП классифицируются по различным показателям: - электротехническим показателям; - режиму работы; - надежности электроснабжения; - исполнению защит от воздействия окружающей среды. Рассмотрим более подробно классификацию электроприемников по их показателям. Электротехнические показатели Из всего многообразия электроприемники силовых общепромышленных электроустановок можно разделить следующим образом: - ЭП трехфазного тока напряжением выше 1 кВ, частотой 50 Гц; - ЭП трехфазного тока напряжением до 1 кВ, частотой 50 Гц; - ЭП однофазного тока напряжением до 1 кВ, частотой 50 Гц; - ЭП, работающие с частотой, отличной от 50 Гц; - ЭП постоянного тока. Показатели по режиму работы Продолжительный режим работы Электроприемники, работающие в номинальном режиме с продолжительно неизменной или малоизменяющейся нагрузкой. В этом режиме электрический аппарат (машина) может работать длительное время, температура его частей может достигать установившихся значений, без превышения температуры свыше допустимой. Пример: электрические двигатели насосов, компрессоров, вентиляторов и т.п. Кратковременный режим работы Кратковременный режим работы электроприемника (электродвигателя) характеризуется тем, что ЭП работает при номинальной мощности в течение времени, когда его температура не успевает достичь установившегося значения. При отключении (ЭП не работает) его температура успевает снижаться до температуры окружающей среды. Пример: электродвигатели вспомогательных механизмов, гидрозатворов и т.п. Повторно-кратковременный режим работы При повторно-кратковременном режиме работы (ПКР) электроприемника кратковременные рабочие периоды с определенной нагрузкой чередуются с паузами (ЭП отключен). Продолжительность рабочих периодов и пауз не настолько велика, чтобы нагрев отдельных частей ЭП при неизменной температуре окружающей среды мог достигнуть установившихся значений. Повторно-кратковременный режим работы характеризуется относительной продолжительностью включения (ПВ, % – паспортная величина) или коэффициентом включения (kв). Коэффициент включения рассчитывается по графику нагрузки ЭП как отношение времени включения к времени всего цикла : , (2.1) где время включения (время работы), с, мин, ч; время полного цикла, с, мин, ч; время паузы, с, мин, ч. Пример: электродвигатели кранов, сварочные аппараты и т.п. Показатели по надежности электроснабжения В отношении обеспечения надежности электроснабжения электроприемники подразделяются на следующие три категории [1]. Электроприемники I категории – электроприемники, перерыв электроснабжения которых может повлечь за собой: опасность для жизни людей, значительный ущерб народному хозяйству, повреждение дорогостоящего основного оборудования, массовый брак продукции, расстройство сложного технологического процесса, нарушение функционирования особо важных элементов коммунального хозяйства. Электроприемники I категории должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых взаимно резервирующих источников питания, и перерыв их электроснабжения при нарушении электроснабжения от одного из источников питания может быть допущен лишь на время автоматического восстановления питания. Из состава электроприемников I категории выделяется особая группа электроприемников, бесперебойная работа которых необходима для предотвращения угрозы жизни людей, взрывов, пожаров и повреждения дорогостоящего основного оборудования. Для электроснабжения особой группы электроприемников I категории должно предусматриваться дополнительное питание от третьего независимого, взаимно резервирующего источника питания для безаварийной остановки технологического процесса. Электроприемники II категории – электроприемники, перерыв электроснабжения которых приводит к массовому недоотпуску продукции, массовым простоям рабочих, механизмов и промышленного транспорта, нарушению нормальной деятельности значительного количества городских и сельских жителей. Электроприемники II категории в нормальном режиме должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых, взаимно резервирующих источников питания. Перерыв электроснабжения электроприемников II категории допускается на время, необходимое для включения резервного питания действиями дежурного персонала. Электроприемники III категории – все остальные электроприемники, не подпадающие под определения I и II категорий. Для электроприемников III категории электроснабжение может выполняться от одного источника питания при условии, что перерывы электроснабжения, необходимые для ремонта или замены поврежденного элемента системы электроснабжения, не превышают одни сутки. Источник питания считается одним источником, если питается по одной двухцепной линии, и двумя источниками, если питается по двум одноцепным линиям или по двум кабельным линиям, проложенным по разным трассам [2]. Независимые источники питания – источники, схема и конструктивное исполнение которых и питающих их электрических сетей таковы, что при отказе одного из них снижение качества электроэнергии на другом не превышает установленных пределов в любой момент времени, включая время аварийного режима. Показатели по исполнению защит от воздействия окружающей среды Все электрооборудование классифицируется: - по климатическому исполнению и категории размещения; - по степени защиты от попадания влаги и твердых тел; - по степени защиты при работе в пожароопасных зонах; - по степени защиты при работе во взрывоопасных зонах. 2.3. Характеристики приемников электрической энергии Все электроприемники имеют ряд характерных показателей: - номинальное напряжение; - установленную мощность; - номинальную активную мощность; - номинальную реактивную мощность; - номинальную полную мощность; - номинальный ток; - номинальный коэффициент мощности. Условились, что все показатели, характеризующие индивидуальный приемник электроэнергии, обозначать строчными буквами (p, q, s, i). Режимы работы ЭП разнообразны и изменяются во времени. Для характеристики пользуются следующими понятиями. Номинальное напряжение (Uном) — напряжение элемента электрической сети, при котором обеспечивается длительный режим его работы с наиболее оптимальными технико-экономическими показателями. Установленная мощность индивидуального электроприемника () – его мощность, указанная на табличке завода-изготовителя или в паспорте ЭП (). При указанной мощности ЭП должен работать при номинальной нагрузке и номинальном напряжении длительное время в установившемся режиме без превышения допустимой температуры. Будем считать установленным любой ЭП, подключенный к электрической сети (работающий или не работающий), но который можно включить в любое время по требованию технологии. Номинальная активная мощность ЭП () – это мощность, потребляемая из сети при номинальной нагрузке ЭП, при которой он должен работать длительное время в установившемся режиме без превышения допустимой температуры. Для длительного режима работы ЭП номинальная мощность равна паспортной величине : . (2.2) Для приемников, работающих в повторно-кратковременном режиме, номинальную мощность определяют по паспортной мощности путем приведения ее к длительному режиму работы (ПВ=1) в соответствии с формулами: , или , (2.3) где паспортная величина, о.е.; – коэффициент включения, рассчитывается по графику нагрузки ЭП, см. формулу (2.1). Для электродвигателей мощность, потребляемая из сети, называется присоединенной мощностью и определяется по выражению , (2.4) где – номинальная мощность, развиваемая на валу двигателя, кВт; – номинальный КПД электродвигателя, о.е. Номинальная реактивная мощность ЭП () – реактивная мощность, потребляемая им из сети при номинальной активной мощности и номинальном напряжении. Для ЭП, работающего в длительном режиме, величина вычисляется по формуле , (2.5) где соответствует номинальному ЭП ( – паспортная величина). Для ЭП, работающего в повторно-кратковременном режиме, величина вычисляется по формуле . (2.6) Номинальная полная мощность ЭП . (2.7) Номинальный ток ЭП . (2.8) Номинальный коэффициент активной мощности . (2.9) 3. Графики электрических нагрузок 3.1. Краткая характеристика графиков нагрузок Графики электрических нагрузок – одна из основных характеристик режимов работы приемников (потребителей) электрической энергии и являются исходным материалом для расчетов электрических сетей. Графики электрических нагрузок представляют собой характер изменения электрической величины во времени. По электрическим показателям рассматриваются графики по активной, реактивной и полной мощности, графики по току. Если нагрузка создается одним ЭП, графики называют индивидуальными и все показатели, относящиеся к нему, обозначают строчными буквами p(t), q(t), s(t), и i(t). В случае, когда нагрузка характеризует группу электроприемников, её графики называют групповыми и все показатели, относящиеся к ней, обозначают прописными буквами P(t), Q(t), S(t), I(t). По рассматриваемому промежутку времени различают сменные, суточные, квартальные, сезонные, годовые графики. В справочной литературе приводятся графики электрических нагрузок по отраслям промышленности (машиностроение, химическая, нефтеперерабатывающая и др.), которыми можно пользоваться при проектировании СЭС заводов данной отрасли. Режимы работы ЭП разнообразны и это, несомненно, окажет влияние на форму результирующего графика – графика группы электроприемников (потребителя). От режимов потребления электроэнергии зависят режимы работы электроустановок: основного оборудования, линий электропередачи и трансформаторных подстанций. Значение и структура потребления электрической энергии имеют вероятностный характер, поэтому расчетные (прогнозируемые) графики отличаются от реальных. Построение графиков электрических нагрузок проектируемого объекта дает возможность выбрать все элементы СЭС с их оптимальными параметрами, а также выполнить наиболее рациональную схему электроснабжения, обеспечивающую необходимые уровни напряжения, и определить потребление активной и реактивной энергии. Индивидуальные графики необходимы для определения нагрузок отдельных электроприемников (электрических печей, преобразовательных агрегатов, главных приводов прокатных станов и т.п.). При проектировании СЭС промышленных предприятий чаще используются групповые графики нагрузок. Групповые графики нагрузок (узла нагрузки или предприятия в целом) дают возможность определить потребление активной и реактивной энергии (узла нагрузки), правильно выбрать элементы питающих сетей, а также спроектировать рациональную схему СЭС. В практике проектирования наибольшее применение находят суточные и годовые графики. Форма графиков очень разнообразна и в основном зависит от технологического процесса производства и режима работы предприятия (односменный, двухсменный или трехсменный). На рис. 3.1 представлены эксперементальные зависимости изменения активной мощности за рассматриваемый промежуток времени (t) для индивидуальных ЭП и их суммарный (групповой) график. Рис. 3.1. Индивидуальные и групповой графики нагрузок активной мощности: 1 – график индивидуального ЭП ; 2 – то же ; 3 – групповой график нагрузок При практических расчетах функцию , полученную путем снятия показаний измерительных приборов, преобразуют в ступенчатый график, принимая, что за принятый интервал осреднения ∆t нагрузка остается неизменной и равной ее среднему значению за указанный интервал. Интервал осреднения принимается равным 30 мин. Для учебных расчетов интервал осреднения принимается равным или 1 час. 3.2. Графики нагрузок индивидуальных приемников На рис. 3.2 представлены графики активной мощности индивидуальных электроприемников, работающих в различных режимах. Как видно из рисунка, режимы работы разнообразны и, как правило, зависят от технологического процесса. Графики нагрузок ЭП по активной, реактивной, полной мощности и графики по току рассматриваются за определенный промежуток времени (за характерный час, смену, сутки). Условно (теоретически) графики нагрузок можно разделить на периодические; циклические; нециклические и нерегулярные (случайные). - Периодический график нагрузок (рис. 3.2 а), когда , и . Время цикла ; – время соответственно работы ЭП и паузы, ч, смена, сутки; w – электроэнергия, потребляемая ЭП, за время цикла одинакова, т.е. w1= w2. - Циклический график нагрузок (рис. 3.2 б), когда , и . Время паузы , а длительность работы ЭП одинакова от цикла к циклу, поэтому за промежуток времени, например смену, количество потребленной электроэнергии одинаково. - Нециклический график нагрузок (рис. 3.2 в), когда , т.к. , , но количество электроэнергии, потребляемой ЭП за рассматриваемый промежуток времени, практически постоянно, т.е. можно принять . - Нерегулярный график нагрузок (рис. 3.2 г), когда , , и . Рис. 3.2. Индивидуальные графики электрических нагрузок На практике режимы работы ЭП носят случайный характер, за исключением автоматических технологических линий. Индивидуальные графики необходимы для определения расчетных величин и коэффициентов, характеризующих эти графики. 3.3. Групповые графики электрических нагрузок При проектировании СЭС применяются в основном групповые графики электрических нагрузок. Графики нагрузок группы ЭП по активной, реактивной, полной мощности и графики по току рассматриваются за определенный промежуток времени (за характерный час, смену, сутки). В практике проектирования наибольшее применение при расчете электрических нагрузок СЭС получили графики изменения нагрузок за наиболее загруженную смену, характерные сутки и годовые графики. По характерным суточным графикам нагрузок можно судить о режиме работы электроустановок и, как следствие, о режиме работы всего предприятия (односменный, двухсменный и трехсменный режимы работы). Важным графиком является годовой – годовая упорядоченная диаграмма нагрузок. Существуют и такие графики, как квартальные, сезонные (за зимний и летний периоды). На рис. 3.3 представлен суточный график активной мощности, характерный для двухсменного режима работы. Рис. 3.3. Суточный график активной мощности: максимальная мощность; минимальная мощность; средняя мощность; средняя квадратичная мощность Графики нагрузок по отдельным группам ЭП (узлам нагрузки) и объекта в целом дают возможность определить потребление активной и реактивной энергии предприятием, правильно и рационально выбрать элементы системы электроснабжения, а также рационально спроектировать СЭС. 3.4. Годовые графики нагрузок Годовой график активной мощности по убыванию максимумов представляет собой годовую упорядоченную диаграмму нагрузок. Приближенно годовой график по продолжительности можно построить по двум характерным суточным графикам нагрузок электроустановки или предприятия в целом (за зимние и летние сутки), как показано на рис. 3.4. Строятся графики активной мощности за характерные сутки – зимние, летние и выходные дни. При этом условно принимают, что продолжительность зимнего периода 213 дней (7 мес.), а летнего—152 дня (5 мес.) – для Сибирского региона. Построение начинают с максимальной мощности и выполняют в порядке постепенного снижения мощностей, для чего через оба суточных графика проводят ряд горизонтальных линий, расстояние между которыми выбирают в соответствии с желательной точностью построения. В виде примера покажем построение годового графика по продолжительности. Продолжительность потребления максимальной мощности по зимнему графику , по летнему отсутствует. Годовая продолжительность . Откладывая полученное значение по оси абсцисс годового графика, находим точку «а». Продолжительность мощности : по зимнему графику , по летнему . Годовая продолжительность . На годовом графике это соответствует точке «б». Аналогичным образом строится третья и все последующие ступени годового графика в порядке снижения мощностей. Суммарная продолжительность годового графика должна составлять 8760 часов. Выполнив все построения, получают годовой график по убыванию. При необходимости более точного построения годового графика пользуются большим числом суточных графиков, например за зимние, летние, весенние и осенние сутки. В последнем случае условно принимают длительность зимнего, летнего и весеннего периодов по 91 дню, а осеннего – по 92 дням. По годовому графику определяют потребленную электроэнергию электроустановкой, подразделением или предприятием в целом за год и число часов использования максимальных нагрузок потребителем в течение года. Рис. 3.4 3.5. Коэффициенты, характеризующие графики нагрузок При проектировании и эксплуатации СЭС для характеристики режимов работы электроприемников и графиков их нагрузок часто используют не сами графики нагрузок, а их расчетные величины и коэффициенты, характеризующие эти графики нагрузок. Как было сказано ранее, все показатели, характеризующие индивидуальный приемник электроэнергии, обозначаются строчными буквами (p, q, s, i), а показатели группы ЭП – прописными (P, Q, S, I). Коэффициенты, характеризующие графики, дополнительно обозначаются индексами: коэффициенты графиков активной мощности индексом «а», реактивной мощности – индексом «q», графиков по току – индексом «i». При расчетах нагрузок, как правило, пользуются графиками активной мощности. Остальные показатели нагрузок определяются по активной мощности с учетом поправочных коэффициентов. Коэффициент включения Коэффициент включения характерен для графика нагрузки отдельного ЭП, работающего в повторно-кратковременном режиме, и зависит от характера технологического процесса. Коэффициент включения по графику активной мощности есть отношение времени работы ЭП к времени цикла : , (3.1) где время работы ЭП, мин, ч; время цикла, мин, ч; время паузы, мин, ч. Так как , то . Время работы, паузы и цикла определяются по графику нагрузки ЭП. Для ЭП, работающих в длительном режиме с равномерным графиком нагрузки, . На практике коэффициент включения задается как паспортная величина, характеризующаяся продолжительностью включения ЭП (), %. Коэффициент включения может быть определен по графикам как активной, реактивной мощности, так и по току. Коэффициент использования Коэффициент использования активной мощности индивидуального ЭП () или группы ЭП () есть отношение среднего значения потребленной активной мощности индивидуальным ЭП () или группой ЭП () за наиболее загруженную смену к его (их) активной номинальной мощности ( или ). Для отдельного ЭП: , (3.2) где – среднее значение потребленной активной мощности ЭП за наиболее загруженную смену, кВт; – номинальная активная мощность ЭП, кВт. Так как , то . Для ЭП, работающего в длительном режиме с равномерным графиком загрузки, . Для группы ЭП, работающих в одинаковом режиме: , (3.3) где – среднее значение потребленной активной мощности группой ЭП за наиболее загруженную смену, кВт; – номинальная активная мощность группы ЭП, кВт. Для группы ЭП, работающих в различных режимах, средневзвешенный коэффициент использования для данной группы рассчитывается по формуле , (3.4) где число ЭП в данной группе. Так как , то . Для ЭП, работающих в длительном режиме с равномерным графиком загрузки, . При наличии индивидуальных и групповых графиков по реактивной мощности и по току коэффициенты использования по реактивной мощности и по току этих графиков определяются аналогично по формулам (3.2) – (3.4), подставляя значения соответственно реактивной мощности или тока. Коэффициент загрузки Коэффициент загрузки по активной мощности отдельного ЭП () или группы ЭП () есть отношение его (их) средней нагрузки за время включения в течение рассматриваемого промежутка времени ( или ) к его (их) номинальной мощности ( или ). Для отдельного ЭП , (3.5) где – средняя нагрузка за время включения ЭП, кВт; – номинальная активная мощность ЭП, кВт. Так как , то . Коэффициент загрузки так же, как и , зависит от характера технологического процесса и изменяется с изменением режима работы ЭП. Когда нагрузка ЭП равномерна и постоянна, . Соотношение коэффициентов Для группы электроприемников или , (3.6) где – средняя нагрузка за время включения группы ЭП, кВт; – номинальная активная мощность этой группы ЭП, кВт. При наличии графиков по реактивной мощности и по току коэффициенты загрузки этих графиков определяются аналогично по формулам (3.5), (3.6), подставляя значения соответственно реактивной мощности или тока. Коэффициент формы графика Коэффициент формы графика характеризует неравномерность графика нагрузки и определяется как отношение среднеквадратичной мощности приемника или группы ЭП за определенный промежуток времени к среднему значению нагрузки за тот же период времени. Коэффициент формы графика по активной мощности: , (3.7) где – среднеквадратичная мощность, определяемая по графику нагрузки за рассматриваемый период времени, кВт; Так как , то . Для группы электроприемников , (3.8) где и – среднеквадратичная и средняя мощности соответственно, кВт. При наличии графиков по реактивной мощности и по току коэффициенты формы этих графиков определяются аналогично по формулам (3.7), (3.8), подставляя значения соответственно реактивной мощности или тока. Коэффициент спроса Коэффициент спроса применяется только для групповых графиков и при числе ЭП в группе . Коэффициент спроса – это отношение потребляемой (в условиях эксплуатации) или расчетной (при проектировании) мощности к номинальной мощности группы ЭП: , (3.9) где – потребляемая мощность из сети группой ЭП, кВт. Так как , то . Значение для определенных технологических процессов и отраслей промышленности является практически постоянным. При , поэтому можно использовать только при большом значении (). Соотношения коэффициентов . Коэффициент максимума Коэффициент максимума характерен для группового графика нагрузок. Коэффициент максимума () по активной мощности есть отношение максимальной нагрузки за определенный промежуток времени к средней за тот же промежуток времени: , (3.10) где – максимальное значение мощности (30-минутный максимум), кВт. Коэффициент одновременности максимумов нагрузки Коэффициент одновременности максимумов нагрузки () – это отношение расчетной мощности на шинах 6; 10 кВ к сумме расчетных мощностей потребителей до и выше 1 кВ, подключенных к шинам 6; 10 РП или ПГВ. Для узла СЭС, к которому подключена группа ЭП, можно записать , (3.11) где расчетное значение активной мощности всех ЭП, подключенных к шинам 6; 10 кВ, кВт; сумма расчетных активных мощностей групп ЭП до и выше 1 кВ, подключенных к шинам 6; 10 кВ. Как правило, меньше, чем сумма расчетных нагрузок () групп ЭП, присоединенных к узлу, поэтому . Для распределительных сетей одного уровня напряжения принимают . Время использования максимальных нагрузок Время использования максимальных нагрузок определяется по годовому графику по продолжительности за рассматриваемый промежуток времени. Годовое число часов использования максимума активной нагрузки – это отношение годового расхода активной электроэнергии к получасовой максимальной мощности: , (3.12) где – годовое число часов использования максимальной активной нагрузки, ч; – годовой расход активной электроэнергии, кВт·ч; – получасовая максимальная мощность, кВт. По времени использования максимальных нагрузок определяется согласно [1] экономическая плотность тока при выборе проводников. Для удобства инженерных расчётов электрических нагрузок коэффициенты, характеризующие графики нагрузок индивидуальных ЭП, аналитические выражения для их определения и соотношения между этими коэффициентами приведены в табл. 3.1, а коэффициенты, характеризующие графики нагрузок группы ЭП, – в табл. 3.2. В этих таблицах все коэффициенты записаны применительно к активной мощности. Определение коэффициентов по реактивной мощности и току производится аналогично приведённым формулам. Таблица 3.1 Коэффициенты, используемые при расчёте нагрузок индивидуальных ЭП Коэффициент Обозначение Для одиночного ЭП Включения Использования Загрузки Формы графика Таблица 3.2 Коэффициенты, используемые при расчёте электрических нагрузок Коэффициент Обозначение Для группы ЭП Использования Загрузки Формы графика Спроса Одновременности Время использования максимальных нагрузок 4. Основные характеристики электрических нагрузок Электрические нагрузки характеризуют потребление электроэнергии отдельным ЭП или группой ЭП (цехом, производством или предприятием в целом). Электрические нагрузки могут быть представлены в виде мощностей активной (P), реактивной (Q), полной (S) или тока (I). Режимы работы элктроприемников разнообразны и изменяются во времени, поэтому полную характеристику электрических нагрузок дают зависимости изменения электрических параметров во времени, которые и называют графиками нагрузок. Для полной характеристики электрических нагрузок рассматриваются следующие показатели: - установленная мощность; - номинальные нагрузки; - средние значения нагрузок; - среднеквадратичные значения нагрузок; - максимальные значения нагрузок; - расчетные значения нагрузок; - потребление электроэнергии. 4.1. Показатели нагрузок, характеризующие индивидуальные электроприемники Все показатели нагрузок, характеризующие индивидуальные приемники электроэнергии и их графики, условились обозначать строчными буквами (p, q, s, i). Для характеристики электрических нагрузок пользуются следующими определениями. Установленная мощность Установленная мощность индивидуального электроприемника () – его номинальная мощность, указанная в паспорте ЭП (). При указанной мощности ЭП должен работать при номинальной нагрузке и номинальном напряжении длительное время в установившемся режиме без превышения допустимой температуры. Будем считать установленным любой ЭП, подключенный к электрической сети (работающий или не работающий), но который может быть включен в любое время по требованию технологии. Номинальные нагрузки Номинальные нагрузки для индивидуальных ЭП характеризуются номинальной активной (), реактивной (), полной () мощностями и номинальным током (). Номинальные нагрузки для индивидуальных ЭП зависят от режима их работы. Для индивидуальных трехфазных ЭП с симметричной нагрузкой номинальные нагрузки определяются следующим образом: - номинальная активная мощность для электроприемника, работающего в длительном режиме: , (4.1) где и – номинальная и паспортная величины активной мощности ЭП, кВт; - номинальная активная мощность для электроприемника, работающего в повторно-кратковременном режиме: =, (4.2) где – продолжительность включения, % (паспортная величина); – коэффициент включения (рассчитывается по графику нагрузки ЭП), о.е. (подробнее см. п. 3.5); - номинальная реактивная мощность для электроприемника, работающего в длительном режиме: или , (4.3) где и – номинальное и паспортное значение реактивной мощности ЭП, кВ·Ар; – соответствует номинальному ЭП ( – паспортная величина); - номинальная реактивная мощность для электроприемника, работающего в повторно-кратковременном режиме: ; (4.4) - номинальная полная мощность , (4.5) где – номинальная полная мощность электроприемника, кВ·А; - номинальный ток нагрузки электроприемника , (4.6) где – номинальное значение тока нагрузки электроприемника, А; – номинальное напряжение электроприемника, кВ. Остальные показатели электрических нагрузок индивидуальных ЭП определяются по графикам нагрузок или по коэффициентам, характеризующим эти графики. Средние значения нагрузок Среднее значение изменяющейся во времени нагрузки является ее основной статистической характеристикой. Среднее значение нагрузки рассматривается за определенный период времени (цикл, смена, сутки, месяц, год) и определяется по графику нагрузок электроприемника: - среднее значение активной мощности электроприемника или , или , (4.7) где среднее значение активной мощности отдельного ЭП, кВт; – количество активной энергии, потребляемой электроприемником за рассматриваемый период времени t, кВт·ч; – время, мин, ч, сутки; – активная мощность, потребляемая ЭП за рассматриваемый промежуток времени (мин, ч, сутки), по характерному графику нагрузки ЭП, кВт; – коэффициент использования, рассчитывается по графику нагрузки электроприемника (или справочные данные); - среднее значение реактивной мощности для отдельного ЭП или , (4.8) где – среднее значение реактивной мощности ЭП, кВ·Ар; – количество реактивной энергии, потребляемой электроприемником за рассматриваемый период времени t, кВ·Ар·ч (при наличии графика нагрузки по реактивной мощности); – соответствует номинальному ЭП ( – паспортная величина); - среднее значение полной мощности для отдельного ЭП , (4.9) где – среднее значение полной мощности электроприемника, кВ·А; - среднее значение тока индивидуального электроприемника , (4.10) где – среднее значение тока ЭП, А; – номинальное напряжение ЭП, кВ. Среднеквадратичные значения нагрузок В связи с тем, что потери мощности пропорциональны квадрату нагрузки, при проектировании часто используют среднеквадратичную (эффективную) нагрузку за определенный промежуток времени. Среднеквадратичные значения нагрузок определяют по характерному графику нагрузки ЭП. Среднеквадратичное значение активной мощности отдельного ЭП за рассматриваемый промежуток времени , (4.11) где – среднеквадратичное значение активной мощности электроприемника, кВт; – активная мощность, потребляемая ЭП за рассматриваемый промежуток времени (определяется из графика нагрузки по активной мощности), кВт; – интервал времени за который определяется , мин, ч. При наличии графиков потребления реактивной мощности среднеквадратичное значение реактивной мощности определяется аналогично. Среднеквадратичное значение реактивной мощности ЭП за рассматриваемый промежуток времени , (4.12) где – среднеквадратичное значение реактивной мощности электроприемника, кВ·Ар; – активная мощность, потребляемая ЭП за рассматриваемый промежуток времени (определяется из графика нагрузки по реактивной мощности), кВ·Ар; – интервал времени, за который определяется , мин, ч. При отсутствии графиков потребления реактивной мощности среднеквадратичное значение реактивной мощности , (4.13) где – соответствует номинальному ЭП ( – паспортная величина). По известным среднеквадратичным значениям активной и реактивной мощностей определяются среднеквадратичные значения полной мощности и тока. Среднеквадратичное значение полной мощности ЭП за рассматриваемый промежуток времени , (4.14) где – среднеквадратичное значение полной мощности ЭП, кВ·А. Среднеквадратичное значение тока ЭП за рассматриваемый промежуток времени , (4.15) где – среднеквадратичное значение тока ЭП, А; – номинальное напряжение ЭП, кВ. Максимальные нагрузки В зависимости от продолжительности различают два вида максимальных электрических нагрузок: - максимальные длительные нагрузки; - максимальные кратковременные нагрузки. За максимальные длительные нагрузки принимаются максимальные значения активной, реактивной, полной мощности и тока продолжительностью за принятый интервал осреднения по допустимому нагреву элементов СЭС 30 минут. Максимальная нагрузка за 30 минут в проектной практике принимается за расчетную нагрузку по допустимому нагреву. При учебном проектировании интервал осреднения принимается продолжительностью, равной 60 минутам. Все значения максимальных нагрузок определяются по графикам нагрузок за характерный промежуток времени (за наиболее загруженную смену, сутки). За максимальные кратковременные нагрузки принимаются пиковые нагрузки продолжительностью 1–2 с. Определение пиковых нагрузок сводится к определению пиковых токов. Значения пиковых токов определяют, как правило, пусковые токи электрических машин. Значения максимальных кратковременных нагрузок определяют по соответствующим графикам нагрузок или расчетным путем при известных параметрах электрических машин. Расчётные электрические нагрузки Под расчётными электрическими нагрузками понимаются нагрузки, значения которых соответствуют такой неизменной токовой нагрузке, которая эквивалентна фактической изменяющейся во времени нагрузке по наибольшему тепловому воздействию на элемент системы электроснабжения. К расчётным электрическим нагрузкам относятся расчётные значения активной мощности (), реактивной мощности (), полной мощности () и тока (). Вероятность превышения фактической нагрузки над расчётной – не более 0,05 в интервале осреднения, длительность которого принята равной трём постоянным времени нагрева 3Т0 элемента системы электроснабжения, через который передаётся ток нагрузки (кабель, провод, шинопровод, трансформатор и т.д.). Определение значений расчётных электрических нагрузок подробно изложено в гл. 5. Потребляемая электрическая энергия Потребляемая электроприемником электрическая энергия за рассматриваемый промежуток времени определяется по графику нагрузки этого электроприемника по активной мощности , (4.16) где – электрическая энергия, потребленная электроприемником за промежуток времени , кВт·ч; – значение активной мощности за интервал времени , кВт; – интервал времени, за который определяется значение активной мощности, ч. 4.2. Показатели нагрузок, характеризующие группу электроприемников Все показатели нагрузок, характеризующие группу электроприемников (потребителей), и их графики условились обозначать прописными буквами (P, Q, S, I). Для характеристики электрических нагрузок пользуются следующими определениями. Установленная мощность Установленная мощность узла нагрузки (группы электроприемников) на любом уровне СЭС равна сумме установленных (номинальных) мощностей однородных по режиму работы ЭП без каких-либо поправочных коэффициентов [2]. Будем считать установленным любой ЭП, подключенный к электрической сети (работающий или не работающий), но который можно включить в любое время по требованию технологии. Номинальные нагрузки Номинальные нагрузки для группы трехфазных электроприемников с симметричной нагрузкой можно принять следующие: - номинальная активная мощность , (4.17) где – номинальная активная мощность группы ЭП, кВт; – номинальная активная мощность отдельного ЭП, входящего в группу, кВт; число ЭП в группе; - номинальная реактивная мощность или , (4.18) где – номинальная реактивная мощность группы ЭП, кВ·Ар; – номинальная реактивная мощность отдельного ЭП, входящего в группу, кВт; – средневзвешенное значение для группы ЭП (соответствует средневзвешенному значению группы ЭП или ); - номинальная полная мощность , (4.19) где – номинальная полная мощность группы ЭП, кВ·А; - номинальный ток , (4.20) где – значение номинального тока группы ЭП, А; – номинальное напряжение узла нагрузки, кВ. Средние нагрузки Среднее значение изменяющейся во времени узла нагрузки является ее основной статистической характеристикой. Средние значения нагрузок рассматриваются за определенный период времени (цикл, смена, сутки, месяц, год) и определяется по групповому графику узла нагрузок: - среднее значение активной мощности для группы электроприемников или , или , (4.21) где – среднее значение активной мощности группы ЭП за рассматриваемый промежуток времени (определяется из графика нагрузки по активной мощности), кВт; – количество активной энергии, потребляемой группой ЭП за рассматриваемый период времени Т, кВт·ч; – активная мощность, потребляемая группой ЭП, кВт; – интервал времени, за который определяется , мин, ч; , – рассматриваемый промежуток времени, ч; число ЭП в группе; - среднее значение реактивной мощности для группы электроприемников или , или , (4.22) где – среднее значение реактивной мощности для группы ЭП, кВ·Ар; – количество реактивной энергии, потребляемой электроприемниками за рассматриваемый период времени Т, кВ·Ар·ч; Т – время, ч; – соответствует средневзвешенному значению электроприемников, входящих в группу; - среднее значение полной мощности для группы электроприемников , (4.23) где – среднее значение полной мощности группы ЭП, кВ·А; - среднее значение тока для группы ЭП , (4.24) где – среднее значение тока для группы ЭП, А; Uн – номинальное напряжение узла нагрузки, кВ. Среднеквадратичные нагрузки В связи с тем, что потери мощности пропорциональны квадрату нагрузки, в практике часто используют среднеквадратичную (эффективную) нагрузку за определенный промежуток времени. Как правило, среднеквадратичную нагрузку рассчитывают для узла нагрузки по групповому графику нагрузок. - Среднеквадратичная активная мощность узла нагрузки , (4.25) где – среднеквадратичная активная мощность, потребляемая группой ЭП за рассматриваемый промежуток времени (определяется из графика нагрузки по активной мощности), кВт; – активная мощность, потребляемая группой ЭП за принятый интервал времени, кВт; – интервал времени, за который определяется , мин, ч. - Среднеквадратичная реактивная мощность узла нагрузки или , (4.26) где – среднеквадратичная реактивная мощность, потребляемая группой ЭП за рассматриваемый промежуток времени, кВ·Ар; – реактивная мощность, потребляемая группой ЭП за принятый интервал времени, кВ·Ар; – интервал времени, за который определяется , мин, ч; – соответствует средневзвешенному значению электроприемников, входящих в группу. - Среднеквадратичная полная мощность узла нагрузки , (4.27) где – среднеквадратичная полная мощность, потребляемая группой ЭП за рассматриваемый промежуток времени, кВ·А; – полная мощность, потребляемая группой ЭП за принятый интервал времени, кВ·Ар; – интервал времени, за который определяется , мин, ч. - Среднеквадратичный ток узла нагрузки , (4.28) где – среднеквадратичное значение тока, А. Максимальные нагрузки В зависимости от продолжительности различают два вида максимальных электрических нагрузок: - максимальные длительные нагрузки; - максимальные кратковременные нагрузки. За максимальные длительные нагрузки принимаются максимальные значения активной, реактивной, полной мощности и тока продолжительностью за принятый интервал осреднения по допустимому нагреву элементов СЭС 30 минут. Максимальная нагрузка за 30 минут в проектной практике принимается за расчетную нагрузку по допустимому нагреву. При учебном проектировании интервал осреднения принимается продолжительностью, равной 60 минутам. Все значения максимальных нагрузок определяются по графикам нагрузок за характерный промежуток времени (за наиболее загруженную смену, сутки). За максимальные кратковременные нагрузки принимаются пиковые нагрузки продолжительностью 1–2 с. Определение пиковых нагрузок сводится к определению пиковых токов. Значения пиковых токов определяют, как правило, пусковые токи электрических машин. Значения максимальных кратковременных нагрузок определяют по соответствующим графикам нагрузок или расчетным путем при известных параметрах электрических машин. Расчётные электрические нагрузки Одним из основных этапов при проектировании систем электроснабжения промышленного предприятия является правильное определение ожидаемых электрических нагрузок – их называют расчетными нагрузками. Расчетные нагрузки, как правило, определяются для узла питания (силовой пункт напряжением до 1 кВ; шины НН цеховых трансформаторных подстанций; шины НН силовых РП напряжением выше 1 кВ; шины НН главной понизительной подстанции). Под расчётными электрическими нагрузками (Pp, Qp, Sp, Ip) понимаются нагрузки, значения которых соответствуют такой неизменной токовой нагрузке, которая эквивалентна фактической изменяющейся во времени нагрузке по наибольшему тепловому воздействию на элемент системы электроснабжения. Вероятность превышения фактической нагрузки над расчётной – не более 0,05 в интервале осреднения, длительность которого принята равной трём постоянным времени нагрева 3Т0 элемента системы электроснабжения, через который передаётся ток нагрузки (кабель, провод, шинопровод, трансформатор и т.д.). При проектировании СЭС применяют два вида расчетных нагрузок: - по допустимому нагреву элементов СЭС, - по допустимым отклонениям напряжения на зажимах ЭП. Под расчетной нагрузкой по допустимому нагреву понимается такая длительная неизменная нагрузка, которая эквивалентна фактической изменяющейся во времени нагрузке по наибольшему тепловому воздействию на элемент системы электроснабжения. Так как нагрев проводника является результатом воздействия на него нагрузки за некоторый промежуток времени, то средняя нагрузка за интервал времени более точно характеризует нагрев проводника. Важной характеристикой нагрева проводника является постоянная времени нагрева . Учитывается, что нарастание температуры проводника при постоянной нагрузке происходит по экспоненциальному закону и за время достигает 95 % установившейся температуры. В практике расчетов принят некоторый «универсальный» интервал осреднения . Таким образом, в качестве расчетной нагрузки по допустимому нагреву при переменном графике применяют максимальную среднюю нагрузку за время осреднения . Таким образом, за . При резкопеременных нагрузках (например, сварочные установки) за расчетную нагрузку может быть принята , т.е. . При постоянном (мало меняющемся) графике нагрузки за расчетную нагрузку по допустимому нагреву может быть принята средняя нагрузка за наиболее загруженную смену, т.е. или . Под расчетной нагрузкой по допустимым отклонениям напряжения понимается нагрузка, которая вызывает максимальное отклонение напряжения на зажимах ЭП. К таким нагрузкам относятся, как правило, пиковые нагрузки. При протекании пиковых нагрузок напряжение на зажимах ЭП должно быть не ниже допустимых значений. Таким образом, величина пиковых нагрузок должна быть такой, чтобы соблюдалось условие , (4.29) где допустимое отклонение напряжения на зажимах ЭП, В. Пиковые нагрузки определяются для проверки электросетей по условиям СЗП электродвигателей, выбора плавких вставок, предохранителей, расчета тока срабатывания МТЗ и т.д. В практике проектирования СЭС применяют различные методы определения расчётных значений электрических нагрузок. Выбор метода расчёта нагрузок во многом зависит от наличия исходной информации. Определение значений расчётных электрических нагрузок подробно изложено в гл. 5. Потребляемая электрическая энергия Потребляемая группой электроприемников электрическая энергия за рассматриваемый промежуток времени определяется по графику активной мощности узла нагрузки за рассматриваемый промежуток времени: , (4.30) где – электрическая энергия, потребленная группой электроприемников за рассматриваемый промежуток времени , кВт·ч; – значение активной мощности за интервал времени , кВт; – интервал времени, за который определяется значение активной мощности, ч. При проектировании потребление электрической энергии определяют, как правило, за год. Значение годового потребления электрической энергии определяется из годового графика по продолжительности (упорядоченная диаграмма нагрузок). Одним из важных показателей является время использования максимальных нагрузок в течение года, которое определяется по формуле , (4.31) где – время использования максимальных нагрузок в течение года, ч; – электрическая энергия, потребленная потребителем за год, кВт·ч; – максимальная мощность нагрузки потребителя, кВт. 5. Методы определения расчетных электрических нагрузок Одним из основных этапов проектирования систем электроснабжения объекта является правильное определение ожидаемых электрических нагрузок как отдельных ЭП, так и узлов нагрузки на всех уровнях системы электроснабжения. Расчетные значения нагрузок – это нагрузки, соответствующие такой неизменной токовой нагрузке (), которая эквивалентна фактической изменяющейся во времени нагрузке по наибольшему тепловому воздействию (не превышая допустимых значений) на элемент системы электроснабжения. Зная электрические нагрузки, можно выбрать нужную мощность силовых трансформаторов, мощность и место подключения компенсирующих устройств, выбрать и проверить токоведущие части по условию допустимого нагрева, рассчитать потери и колебания напряжения, выбрать виды защит. Существуют различные методы расчета электрических нагрузок, которые в свою очередь делятся: - на основные; - вспомогательные. 5.1. Основные методы расчета электрических нагрузок - По номинальной мощности и коэффициенту использования; - По номинальной мощности и коэффициенту спроса; - По средней мощности и расчетному коэффициенту; - По средней мощности и отклонению расчетной нагрузки от средней; - По средней мощности и коэффициенту формы графика нагрузки. Применение того или иного метода определяется допустимой погрешностью расчетов и наличием исходных данных. Метод расчета электрических нагрузок по номинальной мощности и коэффициенту использования Метод определения расчетных нагрузок по номинальной мощности и коэффициенту использования применяется, как правило, для индивидуальных ЭП напряжением до 1 кВ, работающих в длительном режиме (ПВ=1). По данному методу расчетные нагрузки принимаются равными средним значениям нагрузок за наиболее загруженную смену: - расчетная активная мощность, потребляемая одним ЭП, при наличии графика нагрузки по активной мощности , (5.1) где – расчетная активная мощность, кВт; – среднее значение активной мощности ЭП за наиболее загруженную смену, кВт; - расчетная активная мощность, потребляемая одним ЭП, при отсутствии графика нагрузки по активной мощности , (5.2) где – коэффициент использования активной мощности электроприемником за рассматриваемый промежуток времени (технологический параметр); – номинальная активная мощность ЭП, кВт; - расчетная реактивная мощность, потребляемая одним ЭП, при наличии графика нагрузки по реактивной мощности , (5.3) где – расчетная реактивная мощность, кВ·Ар; – среднее значение реактивной мощности ЭП за наиболее загруженную смену, кВ·Ар; - расчетная реактивная мощность, потребляемая одним ЭП, при отсутствии графика нагрузки по реактивной мощности , (5.4) где – коэффициент использования реактивной мощности ЭП за рассматриваемый промежуток времени (технологический параметр); – номинальная реактивная мощность ЭП, кВт; tg – номинальное значение коэффициента реактивной мощности, соответствующего cos ЭП; - расчетная полная мощность, потребляемая одним ЭП: , (5.5) где – расчетное значение полной мощности ЭП, кВ·А; - расчетное значение тока ЭП , (5.6) где – расчетный ток ЭП, А; – напряжение питания ЭП, кВ. По данному методу допускается определение расчетных нагрузок группы ЭП напряжением до 1 кВ, связанных технологическим процессом, (например, многодвигательные приводы), а их число, как правило, не более трех-четырех. Режим работы электроприемников данной группы должен быть приведен к длительному режиму (ПВ=1). Расчетные нагрузки группы ЭП, определяемые по данному методу: - расчетная активная мощность, потребляемая группой ЭП, при наличии группового графика узла нагрузки по активной мощности , (5.7) где – расчетная активная мощность, потребляемая группой ЭП, кВт; – средняя активная мощность, потребляемая группой ЭП, за наиболее загруженную смену, кВт; - расчетная активная мощность, потребляемая группой ЭП, при отсутствии группового графика узла нагрузки по активной мощности , (5.8) где – коэффициент использования по активной мощности индивидуального ЭП, входящего в группу; n – число ЭП в группе; - расчетная реактивная мощность, потребляемая группой ЭП, при наличии группового графика узла нагрузки по реактивной мощности , (5.9) где – расчетная реактивная мощность группы ЭП, кВ·Ар; – среднее значение реактивной мощности группы ЭП, кВ·Ар; - расчетная реактивная мощность, потребляемая группой ЭП, при отсутствии группового графика узла нагрузки по реактивной мощности или , (5.10) где – коэффициент использования по реактивной мощности индивидуального ЭП, входящего в группу; – средневзвешенный коэффициент реактивной мощности, соответствующий средневзвешенному значению данной группы ЭП; - расчетная полная мощность, потребляемая группой ЭП , (5.11) где – расчетная полная мощность узла нагрузки, кВ·А. - Расчетное значение тока группы ЭП , (5.12) где Iр – суммарный расчетный ток узла нагрузки, А; Uн – напряжение питания узла нагрузки, кВ. Метод расчета электрических нагрузок по номинальной мощности и коэффициенту спроса Метод определения расчетных нагрузок по номинальной мощности и коэффициенту спроса применяется, как правило, для группы ЭП, работающих в длительном режиме (ПВ=1). Данный метод наиболее прост и широко применяется при разработке технического задания на проектирование. Для определения расчетных нагрузок по этому методу необходимо знать номинальную мощность группы приемников (производства, цеха и т.п.), коэффициент спроса данной группы ЭП и значение коэффициента мощности данной группы. Групповые графики нагрузок подразделений предприятия, как правило, не приводятся, поэтому значения и принимаются как средневзвешенные значения группы ЭП данного подразделения по справочной литературе. Расчетные нагрузки по данному методу определяются по следующим выражениям: - активная расчетная мощность , (5.13) где – расчетное значение активной мощности узла нагрузки (цеха и т.п.), кВт; – средневзвешенное значение коэффициента спроса группы ЭП подразделения предприятия, о.е.; - расчетная реактивная мощность , (5.14) где – расчетное значение реактивной мощности узла нагрузки (цеха и т.п.), кВт; – значение коэффициента реактивной мощности, соответствующего средневзвешенному значению группы ЭП данного подразделения; - полная расчетная мощность , (5.15) где – полная расчетная мощность группы ЭП данного подразделения, кВ·А; - расчетное значение тока , (5.16) где – расчетный ток, А; – напряжение питания узла нагрузки, кВ. Расчетные нагрузки, определенные данным методом, необходимы для выбора сечения линий электропередачи, питающих узел нагрузки; силовых пунктов и трансформаторов; коммутационных и защитных аппаратов. Метод расчета электрических нагрузок по средней мощности и расчетному коэффициенту При наличии данных о числе ЭП, их мощности и режимах их работы расчет силовых нагрузок до 1 кВ рекомендуется проводить по средней мощности () и расчетному коэффициенту (). Расчетный коэффициент определяется по упорядоченным диаграммам. Поэтому данный метод носит название – метод упорядоченных диаграмм. Для расчета нагрузок необходимы исходные данные по каждому ЭП: количество и номинальная мощность ЭП (); коэффициент использования по активной мощности (); коэффициент активной мощности (cos) и режим работы. При различных режимах работы ЭП их необходимо привести к длительному режиму (ПВ=1). Для определения расчетной мощности узла нагрузки по методу упорядоченных диаграмм все электроприемники разбиваются на подгруппы с учетом их подключения к узлу питания (силовой пункт, щит, сборка и т.п.). Необходимо отметить, что при формировании подгруппы резервные ЭП не учитываются [3]. По сформированным подгруппам ЭП определяются эффективное число электроприемников и средневзвешенный коэффициент использования данной подгруппы. Эффективное число электроприемников – это такое число однородных по режиму работы электроприемников одинаковой мощности, которое обуславливает те же значения расчетной нагрузки, что и группа электроприемников с разными мощностями и различными режимами работы. - Величина эффективного числа электроприемников подгруппы () определяется по формуле , (5.17) где – номинальная активная мощность отдельного ЭП, входящего в состав подгруппы, кВт; – число ЭП в подгруппе. При значительном числе ЭП в подгруппе (магистральные шинопроводы, шины цеховых ТП, в целом по цеху) допускается эффективное число электроприемников подгруппы определять по упрощенному выражению , (5.18) где – номинальная активная мощность наиболее мощного ЭП в подгруппе, кВт. Полученное по указанной формуле значение эффективного числа электроприемников подгруппы округляется до ближайшего меньшего целого числа. Допускается принимать значение эффективного числа электроприемников равным действительному числу электроприемников в подгруппе при условии, что отношение номинальной активной мощности наиболее мощного ЭП () к номинальной мощности наименее мощного ЭП () менее трех. - Средневзвешенный коэффициент использования для подгруппы (Ки) определяется по выражению . (5.19) Определение расчетных нагрузок по данному методу сводится к расчету значений активной, реактивной, полной мощностей и полного тока, рассматриваемого узла нагрузки. - Активная расчетная мощность группы электроприемников, подключенных к узлу питания напряжением до 1 кВ, определяется по выражениям , (5.20) где – активная расчетная мощность узла нагрузки, кВт; – расчетный коэффициент подгруппы, определяемый как , о.е.; – номинальная и средняя мощности ЭП, входящих в подгруппу, кВт; – коэффициент использования индивидуального ЭП в подгруппе, о.е.; – активная суммарная мощность ЭП, входящих в подгруппу, кВт; – средневзвешенный коэффициент использования по активной мощности для ЭП, входящих в подгруппу, о.е.; – число ЭП в подгруппе. В случае, если расчетная мощность, определенная по выражению (5.20), окажется меньше номинальной мощности наиболее мощного ЭП в подгруппе, следует принять расчетную мощность данной подгруппы равной номинальной мощности наиболее мощного ЭП. Расчетный коэффициент определяется в зависимости от средневзвешенного коэффициента использования по активной мощности для подгруппы и эффективного числа электроприемников подгруппы. Значение расчетного коэффициента определяется по кривым этой зависимости или по таблицам с учетом постоянной времени нагрева сети, для которой рассчитываются электрические нагрузки. Более точное значение расчетного коэффициента определяется по кривым зависимости , а также при 4 (рис. 5.1). Для сетей напряжением до 1 кВ, питающих силовые пункты, щиты, распределительные шинопроводы, постоянная времени нагрева принята равной 10 мин (Т0=10 мин). В данном случае расчетный коэффициент определяется по табл. 5.1. Для магистральных шинопроводов и шин НН цеховых ТП постоянная времени нагрева принята равной 2,5 ч (Т0=2,5 ч). В данном случае расчетный коэффициент определяется по табл. 5.2. Рис. 5.1. Кривые коэффициентов расчетной нагрузки для различных коэффициентов использования в зависимости от - Расчетная реактивная мощность узла нагрузки по этому методу определяется по формулам: - при nэ10 ; (5.21) - при nэ>10 , (5.22) где – расчетная реактивная мощность, кВ·Ар; – коэффициент реактивной мощности, соответствующий средневзвешенному значению для ЭП, входящего в данную группу. Таблица 5.1 Значения коэффициентов расчетной нагрузки для питающих сетей напряжением до 1 кВ Коэффициент использования 0,1 0,15 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 25 30 35 40 45 50 60 70 80 8,00 6,22 4,05 3,24 2,84 2,64 2,49 2,37 2,27 2,18 2,11 2,04 1,99 1,94 1,89 1,85 1,81 1,78 1,75 1,72 1,6 1,51 1,44 1,4 1,35 1,3 1,25 1,2 1,16 5,33 4,33 2,89 2,35 2,09 1,96 1,86 1,78 1,71 1,65 1,61 1,56 1,52 1,49 1,46 1,43 1,41 1,39 1,36 1,35 1,27 1,21 1,26 1,13 1,1 1,07 1,03 1,0 1,0 4,00 3,39 2,31 1,91 1,72 1,62 1,54 1,48 1,43 1,39 1,35 1,32 1,29 1,27 1,25 1,23 1,21 1,19 1,17 1,16 1,1 1,05 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 2,67 2,45 1,74 1,47 1,35 1,28 1,23 1,19 1,16 1,13 1,1 1,08 1,06 1,05 1,03 1,02 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 2,00 1,98 1,45 1,25 1,16 1,14 1,12 1,1 1,09 1,07 1,06 1,05 1,04 1,02 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,6 1,6 1,34 1,21 1,16 1,13 1,1 1,08 1,07 1,05 1,04 1,03 1,01 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,33 1,33 1,22 1,12 1,08 1,06 1,04 1,02 1,01 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,14 1,14 1,14 1,06 1,03 1,01 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 Таблица 5.2 Значения коэффициентов на шинах НН цеховых трансформаторов и для магистральных шинопроводов напряжением до 1 кВ Коэффициент использования 0,1 0,15 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 и более 1 2 3 4 5 6 - 8 9 - 10 10 – 25 25 -50 Более50 8,00 5,01 2,94 2,28 1,31 1,2 1,1 0,8 0,75 0,65 5,33 3,44 2,17 1,73 1,12 1,0 0,97 0,8 0,75 0,65 4,00 2,69 1,8 1,46 1,02 0,96 0,91 0,8 0,75 0,65 2,67 1,9 1,42 1,19 1,0 0,95 0,9 0,85 0,75 0,7 2,00 1,52 1,23 1,06 0,98 0,94 0,9 0,85 0,75 0,7 1,6 1,24 1,14 1,04 0,96 0,93 0,9 0,85 0,8 0,75 1,33 1,11 1,08 1,0 0,94 0,92 0,9 0,9 0,85 0,8 1,14 1,0 1,0 0,97 0,93 0,91 0,9 0,9 0,85 0,8 - Полная расчетная мощность узла нагрузки , (5.23) где – полная расчетная мощность, кВ·А. - Расчетный ток узла нагрузки , (5.24) где – расчетный ток, А; – номинальное напряжение узла питания, кВ. После определения расчетных нагрузок подгрупп ЭП по узлам питания (силовой пункт, щит, сборка и т.п.) рассчитывается нагрузка всего подразделения (цеха, корпуса и т.п.). Подразделение рассматривается как центр питания всех подгрупп ЭП, а расчетные нагрузки подгрупп ЭП составляют группу нагрузок всего подразделения. Допускается определять по упрощенной формуле (5.18). Расчет нагрузок подразделения в целом производится аналогично, как и для подгрупп ЭП. Но в формулах (5.19) и (5.20) вместо мощностей и коэффициентов индивидуальных ЭП необходимо подставлять мощности и коэффициенты, рассчитанные для подгруппы ЭП. При расчете суммарной нагрузки подразделения в целом необходимо учитывать осветительную нагрузку всего подразделения (цеха). Метод расчета электрических нагрузок по средней мощности и отклонению расчетной нагрузки от средней Поскольку групповая нагрузка представляет собой систему независимых случайных нагрузок отдельных электроприемников, то при большом их числе групповая нагрузка подчиняется нормальному закону распределения случайных величин. Данный метод расчета – статистический метод расчета нагрузок. По этому методу расчетную нагрузку группы приемников определяют двумя интегральными показателями: генеральной средней нагрузкой (Pс) и генеральным среднеквадратичным отклонением () из уравнения , (5.25) где статистический коэффициент, зависящий от закона распределения и принятой вероятности превышения по графики нагрузки от уровня ; – среднеквадратичное отклонение для принятого интервала осреднения. Среднеквадратичное отклонение для группового графика определяют по формуле , (5.26) где – активная среднеквадратичная мощность, кВт. Статистический метод позволяет определять расчетную нагрузку с любой принятой вероятностью ее появления. В практических расчетах достаточно принять вероятность превышения расчетной нагрузки от средней, на , что соответствует , тогда . (5.27) Применение этого метода целесообразно для определения нагрузок по отдельным группам и узлам СЭС при наличии результатов анализа действующих электроустановок напряжением до 1 кВ. Расчетные значения полной мощности и тока по данному методу для группы ЭП определяются по известным формулам. Метод расчета электрических нагрузок по средней мощности и коэффициенту формы графика В данном методе расчетную нагрузку группы ЭП принимают равной их среднеквадратичной. Метод применим для расчета нагрузок группы ЭП, когда число приемников в группе достаточно велико и их режим работы разнообразен. Данный метод может применяться для определения расчетных нагрузок цеховых шинопроводов, на шинах низшего напряжения цеховых трансформаторных подстанций, на шинах РУ напряжением 6; 10 кВ, когда значения коэффициента формы графика () достаточно стабильны. По данному методу расчетные нагрузки группы электроприемников определяют по формулам: - активная мощность , (5.28) где – расчетное значение активной мощности, кВт; – коэффициент формы графика по активной мощности; – расчетное значение средней мощности группы ЭП за наиболее загруженную смену, кВт; - реактивная мощность , (5.29) где – расчетное значение реактивной мощности, кВ·Ар; – коэффициент реактивной мощности, соответствующий средневзвешенному узла нагрузки; - полная мощность , (5.30) где – расчетное значение полной мощности, кВ·А; - расчетный ток , (5.31) где – расчетное значение тока узла нагрузки, А; – напряжение узла питания нагрузки, кВ. Значения коэффициента формы графика достаточно стабильны, если производительность (и, как следствие, нагрузка) завода или цеха примерно постоянна. При проектировании значение коэффициента может быть принято по опытным данным аналогичного действующего предприятия. При отсутствии данных можно принимать = 1,1…1,2. Все рассмотренные методы определения расчетных нагрузок применяются при расчетах симметричных трехфазных нагрузок. 5.2. Вспомогательные методы расчета электрических нагрузок К вспомогательным методам относятся методы определения расчетных электрических нагрузок по удельным показателям: - метод расчета по удельному расходу электроэнергии на единицу продукции за определенный период времени; - метод расчета по удельной мощности на единицу производственной площади. Метод расчета электрических нагрузок по удельному расходу электроэнергии на единицу продукции Для потребителей электрической энергии с неизменной или мало изменяющейся во времени нагрузкой расчетная нагрузка совпадает со средней нагрузкой за наиболее загруженную смену. В данном случае расчетное значение нагрузок может быть определено по удельному расходу электрической энергии на единицу продукции при заданном объеме выпуска за определенный период времени (например, за наиболее загруженную смену, месяц, год). Значение активной расчетной мощности за наиболее загруженную смену , (5.32) где – среднее значение потребляемой активной мощности за наиболее загруженную смену, кВт; – удельный расход активной электроэнергии на единицу продукции за наиболее загруженную смену, кВт×ч; – количество продукции, выпускаемой за смену, шт., т; – продолжительность наиболее загруженной смены, ч. Остальные показатели расчетных нагрузок (, и ) по данному методу определяются по аналогии с предыдущими методами расчета электрических нагрузок. Удельный расход электроэнергии на единицу продукции ориентировочно можно принять по статистическим данным действующих предприятий с аналогичным технологическим процессом. Метод расчета электрических нагрузок по удельной мощности на единицу производственной площади Метод определения расчетной нагрузки по удельной мощности на единицу производственной площади применяется при проектировании сетей, которые характеризуются большим количеством электроприемников малой и средней мощности, равномерно распределенных по площади производственного помещения. Расчетная нагрузка по данному методу определяется по номинальной мощности и коэффициенту спроса, т.к. количество электроприемников велико, а исходные данные по отдельным электроприемникам, как правило, отсутствуют. Активная расчетная мощность определяется по выражению , (5.33) где – расчетное значение активной мощности для группы ЭП, расположенных на данной территории, кВт; – средневзвешенный коэффициент спроса группы ЭП, для которых определяется расчетное значение мощности; – номинальная суммарная активная мощность группы электроприемников, расположенных на данной территории, кВт; При отсутствии перечня оборудования, расположенного на данной территории, номинальная мощность группы электроприемников по данному методу определяется по формуле , (5.34) где – активная номинальная мощность группы электроприемников, кВт; – удельная мощность на 1 м2 производственной мощности, кВт/м2; – площадь, на которой размещена группа приемников, м2. Удельную мощность нагрузки определяют по статистическим данным или справочной литературе для однородных производств. Её значение зависит от многих факторов. Остальные показатели расчетных нагрузок (, и ) по данному методу определяются по аналогии с предыдущими методами расчета электрических нагрузок. Метод применим для ориентировочных расчетов, однако получил широкое применение при расчете мощности осветительных нагрузок отдельных корпусов подразделений предприятия, т.к. осветительная нагрузка равномерно распределена по площади подразделения. 5.3. Расчетные нагрузки однофазных электроприемников На промышленных предприятиях наряду с трехфазными ЭП имеют место стационарные и передвижные ЭП однофазного тока, подключаемые на фазное или линейное напряжение. При включении однофазного электроприемника на фазное напряжение он учитывается как эквивалентный трехфазный электроприемник с номинальной мощностью. - Активная эквивалентная номинальная мощность , (5.35) где – активная эквивалентная номинальная мощность, кВт; – активная номинальная мощность однофазного электроприемника, кВт. - Эквивалентная номинальная реактивная мощность , (5.36) где – эквивалентная номинальная реактивная мощность, кВ·Ар; – активная номинальная мощность однофазного электроприемника, кВ·Ар. При включении однофазного электроприемника на линейное напряжение он учитывается как эквивалентный трехфазный электроприемник с номинальной мощностью. - Активная эквивалентная номинальная мощность , (5.37) где – активная эквивалентная номинальная мощность, кВт; – активная номинальная мощность однофазного электроприемника, кВт. - Эквивалентная номинальная реактивная мощность , (5.38) где – эквивалентная номинальная реактивная мощность, кВ·Ар; – активная номинальная мощность однофазного электроприемника, кВ·Ар. Номинальные значения полной мощности и тока однофазного электроприемника определяются по известным формулам. При наличии группы однофазных ЭП, которые распределены по фазам с неравномерностью до 15 % по отношению к общей мощности ЭП в группе, она может быть учтена в расчетах как эквивалентная группа трехфазных ЭП с той же суммарной номинальной мощностью. В случае превышения указанной неравномерности распределения по фазам номинальная мощность эквивалентной группы однофазных ЭП (при их числе менее четырех) принимается равной тройному значению номинальной мощности наиболее загруженной фазы: , (5.39) где – номинальная условная мощность трехфазной нагрузки группы однофазных ЭП, кВт; – номинальная мощность ЭП максимально загруженной фазы, кВт. Расчет номинальных реактивных нагрузок производится аналогично. При расчете нагрузок все ЭП должны быть приведены к длительному режиму (ПВ=1). Остальные показатели расчетных нагрузок (, и ) по данному методу определяются по аналогии с предыдущими методами расчета электрических нагрузок. 5.4. Определение пиковых нагрузок Пиковая нагрузка – кратковременная максимальная нагрузка длительностью, как правило, 1–2 с. Расчет пиковой нагрузки сводится к расчету пикового тока, как правило, пусковых токов двигательной нагрузки и сварочных аппаратов. - Для индивидуального ЭП значение пикового тока определяется как , (5.40) где – расчетное значение пикового тока, А; – значение пускового тока индивидуального ЭП (паспортная величина), А. Значение пускового тока принимается по паспортным данным, но при отсутствии таковых при инженерных расчетах можно принять: - для асинхронных ЭД с короткозамкнутым ротором и синхронных ЭД ; (5.41) - для асинхронных ЭД с фазным ротором и ЭД постоянного тока ; (5.42) - для сварочных и печных трансформаторов , (5.43) где – номинальный ток электроприемника, А. Для группы ЭП значение пикового тока в узле нагрузки определяется как , (5.44) где – расчетное значение пикового тока для группы электроприемников общего назначения, А; . – наибольший из пусковых токов ЭД из группы, А; – расчетный ток узла нагрузки, А; – коэффициент использования ЭД, имеющего наибольший пусковой ток; – номинальный ток ЭД (приведенный к ПВ=1) с наибольшим пусковым током, А. Расчетные значения пиковых токов необходимы для правильного выбора токовых защит, защитных аппаратов, при расчете самозапуска ЭД. 5.5. Расчетные нагрузки осветительных электроустановок Основная доля осветительных нагрузок относится к подразделениям (цехам) предприятия. Расчет нагрузок осветительных электроустановок производится по номинальной мощности и коэффициенту спроса по следующим формулам: - активная мощность нагрузки ; (5.45) - реактивная мощность нагрузки ; (5.46) - полная мощность нагрузки ; (5.47) - расчетный ток нагрузки , (5.48) где – расчётная активная мощность осветительной нагрузки, кВт; – коэффициент спроса для осветительной нагрузки (справочная величина);– коэффициент потерь в пускорегулирующей аппаратуре при применении газоразрядных источников света (справочная величина); – номинальная мощность осветительной нагрузки, кВт; – расчётная реактивная мощность нагрузки (при применении разрядных источников света), кВ·Ар; – полная мощность нагрузки, кВ·А; . – расчетный ток нагрузки, А; – номинальное напряжение осветительной нагрузки, кВ; – соответствует осветительной нагрузки. Номинальная мощность осветительной нагрузки определяется исходя из удельной мощности на единицу площади: , (5.49) где – удельная мощность осветительной нагрузки на единицу площади цеха, Вт ∕м2 (справочная величина); F– площадь цеха, м2. Удельная мощность осветительной нагрузки зависит от нормы освещённости на рабочем месте, типа источников света, высоты подвеса и других факторов. 5.6. Рекомендации по выбору метода расчета электрических нагрузок Применение того или иного метода определяется допустимой погрешностью расчетов и наличием исходных данных. При проведении укрупненных расчетов пользуются методами, базирующимися на данных о суммарной установленной мощности отдельных групп приемников (подразделения, цеха и т.п.). Методы, основанные на использовании данных о единичных приемниках, относятся к наиболее точным. Из анализа рассмотренных различных методов определения расчетных нагрузок можно сделать следующие выводы: - определение расчетных нагрузок отдельных электроприемников напряжением до 1 кВ рекомендуется по коэффициенту использования; - для определения расчетных нагрузок по отдельным группам электроприемников и узлам нагрузки напряжением до 1 кВ в цеховых сетях, при наличии исходной информации, следует использовать метод упорядоченных диаграмм; - для определения расчетных нагрузок на высших ступенях системы электроснабжения (начиная с шин цеховых ТП до высшего уровня СЭС) следует применять методы расчета, основанные на использовании средней мощности и коэффициента формы графика нагрузки, или по расчетному коэффициенту (при наличии исходных данных); - при ориентировочных расчетах на высших ступенях системы электроснабжения возможно применение методов расчета по номинальной мощности и коэффициенту спроса. В частных случаях применяется метод по удельным показателям потребления электроэнергии. 5.7. Расчет электрических нагрузок на различных уровнях СЭС Определение электрических нагрузок при проектировании системы электроснабжения объекта выполняют для характерных мест присоединения приемников электроэнергии (уровней СЭС). При этом отдельно рассматриваются сети до 1 кВ и сети выше 1 кВ. Обобщенная электрическая схема СЭС предприятия приведена на рис. 5.2. На схеме цифрами обозначены уровни, для которых рассмотрены методики расчета электрических нагрузок. Рассмотрим более подробно расчет электрических нагрузок на различных уровнях СЭС. Рис. 5.2. Упрощенная схема характерных мест определения расчетных нагрузок в системе электроснабжения промышленного предприятия Первый уровень За расчетную нагрузку, создаваемую отдельными ЭП напряжением до 1 кВ, принимается средняя мощность. Все ЭП приводятся к длительному режиму (ПВ=1). Расчетные нагрузки на данном уровне для отдельных ЭП определяют по формулам (5.1)–(5.6). Расчетные нагрузки, определенные на данном уровне, необходимы для выбора сечения радиальных или магистральных линий, питающих ЭП; коммутационных и защитных аппаратов. Второй уровень Расчетную нагрузку, создаваемую группой ЭП напряжением до 1 кВ, определяют по номинальной мощности и средневзвешенному коэффициенту использования для данной группы. Расчетные нагрузки на данном уровне для группы ЭП определяются по формулам (5.7)–(5.12). По расчетным нагрузкам группы ЭП выбираются сечения распределительных шинопроводов; силовые пункты; сечения линий электропередачи (проводов, кабелей), питающих силовые пункты; коммутационные и защитные аппараты узла нагрузки. Третий уровень Расчет силовых нагрузок, создаваемых группой ЭП напряжением до 1 кВ на шинах цеховых ТП или силовых пунктов, питающих данное подразделение (цех), производится: - по номинальной мощности и расчетному коэффициенту, при наличии исходных данных отдельных ЭП; - по номинальной мощности и коэффициенту спроса, при известной установленной мощности подразделения в целом. Подробно данные методы расчета электрических нагрузок были изложены в п. 5.1. Расчетные нагрузки на данном уровне для группы ЭП по номинальной мощности и расчетному коэффициенту определяются по формулам (5.17)–(5.24), а по номинальной мощности и коэффициенту спроса – по формулам (5.13)–(5.16). Нельзя забывать и о расчетной осветительной нагрузке подразделения, которую необходимо суммировать с расчетной силовой нагрузкой подразделения в целом. Методика расчета осветительной нагрузки изложена ранее, а расчетные значения определяются по формулам (5.44)–(5.48). Таким образом, расчетные нагрузки подразделения в целом определяются по формулам: - активная мощность , (5.50) где – расчетное значение активной мощности цеха на стороне низшего напряжения, кВт; – расчетное значение активной мощности силовой нагрузки цеха, кВт; – расчетное значение активной мощности осветительной нагрузки цеха, кВт; - реактивная мощность , (5.51) где – расчетное значение реактивной мощности цеха на стороне низшего напряжения, кВ·Ар; – расчетное значение реактивной мощности силовой нагрузки цеха, кВ·Ар; – расчетное значение реактивной мощности осветительной нагрузки цеха, кВ·Ар; - полная мощность , (5.52) где – расчетное значение полной мощности цеха на стороне низшего напряжения, кВ·А; - расчетный ток , (5.53) где – расчетное значение тока узла нагрузки, А; – номинальное напряжение узла нагрузки, кВ. Расчетные нагрузки подразделения в целом необходимы для выбора сечения линий электропередачи, питающих подразделение в целом; силовых пунктов и трансформаторов цеховых ТП; сечения шин РУ низшего напряжения цеховых СП или ТП; коммутационных и защитных аппаратов; устройств релейной защиты и автоматики. Четвертый уровень Расчетные значения нагрузок на стороне высшего напряжения силовых трансформаторов цеховых ТП определяют с учетом потерь мощности в трансформаторах по следующим выражениям: - активная мощность , (5.54) где . – расчетное значение активной мощности, потребляемой цехом на стороне высшего напряжения питающего трансформатора, кВт; – расчетное значение активной мощности, потребляемой цехом на стороне низшего напряжения питающего трансформатора, кВт; – потери активной мощности в цеховом трансформаторе, кВт; - реактивная мощность , (5.55) где – расчетное значение реактивной мощности, потребляемой цехом на стороне высшего напряжения, кВ·Ар; – расчетное значение реактивной мощности, потребляемой цехом на стороне низшего напряжения питающего трансформатора, кВ·Ар; – потери реактивной мощности в цеховом трансформаторе, кВ·Ар; - полная мощность , (5.56) где – расчетное значение полной мощности, потребляемой на стороне высшего напряжения цеховой ТП, кВ·А; - расчетный ток , (5.57) где – расчетное значение тока линии, питающей цеховую ТП, А; – номинальное напряжение линии, питающей цеховую ТП, кВ. Так как тип силового трансформатора еще неизвестен, можно принимать = 0,02 ; = 0,1 . По полученным расчетным значениям нагрузок выбирают сечение линий, питающих цеховые ТП; коммутационную и защитную аппаратуру; устройства релейной защиты и автоматики этих линий. Пятый уровень Расчетные значения нагрузок на шинах РП 6; 10 кВ определяют по активным и реактивным нагрузкам потребителей, питающихся от шин данного РП, с учетом коэффициента одновременности максимумов нагрузки цехов и силовой нагрузки напряжением выше 1 кВ, подключенной к шинам РП. Дополнительно необходимо учитывать потери мощности в компенсирующих устройствах, подключенных к шинам РП. Расчетные значения нагрузок определяются по формулам: - расчетное значение активной мощности , (5.58) где – расчетное значение активной мощности на шинах РП, с учетом всех подключенных нагрузок, кВт; ∑ .– суммарная расчетная активная мощность на стороне высшего напряжения цеховых ТП, питающихся от шин данного РП, кВт; – суммарная расчетная активная мощность силовых приемников напряжением выше 1кВ, питающихся от шин РП, кВт; . – коэффициент одновременности максимумов активной мощности в рассматриваемом узле потребления, зависит от средневзвешенного коэффициента использования группы ЭП и числа присоединений к сборным шинам РП (справочная величина) [4]; . – потери активной мощности в компенсирующих устройствах, подключенных к шинам РП, кВт; - расчетное значение реактивной мощности при известном коэффициенте одновременности максимумов реактивной мощности в рассматриваемом узле потребления , (5.59) где – расчетная реактивная мощность на шинах РП, с учетом всех подключенных нагрузок, кВ·Ар; ∑ – суммарное расчетное значение реактивной мощности на стороне высшего напряжения цеховых ТП, питающихся от шин данного РП, кВ·Ар; ∑ – суммарная расчетная реактивная мощность силовых приемников напряжения выше 1кВ, питающихся от шин РП, кВ·Ар; – коэффициент одновременности максимумов реактивной мощности в рассматриваемом узле потребления; – потери реактивной мощности в компенсирующих устройствах, подключенных к шинам РП, кВ·Ар; - расчетное значение реактивной мощности при неизвестном коэффициенте одновременности максимумов реактивной мощности , (5.60) где – расчетное значение активной мощности на шинах РП, кВт; – средневзвешенный коэффициент реактивной мощности, соответствующий средневзвешенному нагрузки РП; - расчетное значение полной мощности , (5.61) где – расчетное значение полной мощности на шинах РП, кВ·А; - расчетное значение тока линий, питающих РП: , (5.62) где – расчетное значение тока линий, питающих РП, А; – номинальное напряжение на шинах РП, кВ. По полученным значениям нагрузок выбирают шинные конструкции РП; сечение линий, питающих РП; коммутационную и защитную аппаратуру; устройства релейной защиты и автоматики электроустановки. Шестой уровень Расчетные значения нагрузок на шинах НН ППЭ определяются по расчетным значениям мощности всех отходящих от секции шин линий и силовой нагрузки напряжением выше 1 кВ, подключенной к секции шин, с учетом коэффициента одновременности максимумов силовой нагрузки, в данном узле питания. Также необходимо учитывать расчетную мощность осветительной нагрузки территории предприятия и потери активной мощности в компенсирующих устройствах, подключенных к данному узлу нагрузки. Расчетные значения нагрузок на данном уровне определяются по формулам: - расчетные значения активной мощности , (5.63) где – расчетное значение активной мощности потребителей, питающихся от шин НН ППЭ, кВт; ∑ – сумма активных расчетных мощностей потребителей, питающихся от шин НН ППЭ, кВт; – коэффициент одновременности максимумов силовой нагрузки в рассматриваемом узле потребления; – расчетное значение активной мощности осветительной нагрузки территории предприятия, кВт; – потери активной мощности в компенсирующих устройствах, подключенных к шинам РП, кВт; - расчетные значения реактивной мощности , (5.64) где – расчетное значение реактивной мощности, потребляемой от шин НН ППЭ, кВ·Ар; – потери реактивной мощности в компенсирующих устройствах, подключенных к шинам ППЭ, кВт; - расчетные значения полной мощности , (5.65) где – расчетное значение полной мощности, потребляемой от шин НН ППЭ, кВ·А; - расчетные значения тока , (5.66) где – расчетное значение тока питающих от шин НН ППЭ линий, А; – номинальное напряжение на шинах РУ НН ППЭ, кВ. При определении расчетных нагрузок на шинах РП и шинах НН распределительного устройства ППЭ значение коэффициента одновременности максимумов силовой нагрузки определяют по [4] в зависимости от значения средневзвешенного коэффициента использования и числа присоединений, рассматриваемого узла нагрузки. Как правило, коэффициент одновременности максимумов нагрузок отдельных групп приемников принимается равным от 0,85 до 1,0 в зависимости от места нахождения данного узла в системе электроснабжения предприятия. Расчетные значения осветительных нагрузок территории предприятия определяются по аналогии с формулами (5.3), (5.4). По полученным расчетным значениям нагрузок выбирают мощность силовых трансформаторов ППЭ, сечение токоведущих частей, коммутационную и защитную аппаратуру распределительного устройства НН ППЭ предприятия. Седьмой уровень Расчетные значения нагрузок на стороне ВН ППЭ определяют по расчетным значениям нагрузок на шинах РУ НН ППЭ с учетом потерь в силовых трансформаторах ППЭ. - Расчетное значение активной мощности , (5.67) где – расчетное значение активной мощности на стороне ВН ППЭ, кВт; – потери активной мощности в силовом трансформаторе ППЭ, кВт. - Расчетное значение реактивной мощности , (5.68) где – расчетное значение реактивной мощности на стороне ВН ППЭ, кВ·Ар; – потери реактивной мощности в силовом трансформаторе ППЭ, кВ·Ар. Потери активной и реактивной мощностей в трансформаторе приближенно можно определить по аналогии с потерями в цеховых трансформаторах. - Расчетное значение полной мощности , (5.69) где – расчетное значение полной мощности на стороне ВН ППЭ, кВ·А. - Расчетное значение тока , (5.70) где – расчетное значение тока линий, питающих ППЭ предприятия от источника питания, А; – номинальное напряжение системы питания, кВ. По полученным расчетным значениям нагрузок системы питания выбирают сечение линий, питающих ППЭ, коммутационную и защитную аппаратуру устройства ВН ППЭ предприятия. После предварительного расчета электрических нагрузок на всех уровнях СЭС объекта производят расчет мощностей компенсирующих устройств и определяют места их размещения. Далее необходимо произвести корректировку значений расчетных нагрузок на всех уровнях СЭС с учетом мощности компенсирующих устройств, установленных в данном узле нагрузки, уточненных значений потерь мощности в трансформаторах и потерь мощности в компенсирующих устройствах. 6. Картограмма электрических нагрузок 6.1. Общие положения Задачи, решаемые при проектировании систем промышленного электроснабжения, разнообразны по своему содержанию и по сложности. При проектировании систем электроснабжения необходимо решать задачи по определению числа и места расположения источников питания, по распределению потребителей электроэнергии по источникам питания и др. В настоящее время имеется достаточное количество материалов, позволяющих анализировать и описывать структуру распределения нагрузок и геометрию взаимного расположения потребителей и приемников электроэнергии. Первое представление о характере распределения нагрузок по территории объекта получают с помощью картограммы нагрузок. Картограммой нагрузок называют генеральный план проектируемого объекта, на котором изображена картина распределения нагрузок потребителей электроэнергии по его подразделениям. Картограмма нагрузок необходима для выбора рационального места размещения ППЭ предприятия; цеховых подстанций и распределительных пунктов; источников компенсации реактивной мощности. Поэтому рекомендуется строить картограммы как активных, так и реактивных нагрузок. 6.2. Построение картограммы нагрузок Геометрическое изображение интенсивности распределения нагрузок по подразделениям предприятия осуществляют в виде кругов, площади которых соответствуют в выбранном масштабе расчетным мощностям. При построении картограммы нагрузок центры окружностей совмещают (при отсутствии плана размещения электрооборудования по цехам) с центром тяжести геометрических фигур, изображающих отдельные подразделения (цехи) предприятия. Площадь круга в определенном масштабе приравнивается к расчетной нагрузке соответствующего цеха: , (6.1) откуда следует, что радиус данной окружности , (6.2) где – радиус окружности, мм (см); расчетная мощность соответствующего цеха, кВт; масштаб, кВт/см2 (кВт/мм2). Для наглядности представления структуры нагрузок окружности делят на сегменты, каждый из которых соответствует силовой нагрузке низшего напряжения и осветительной нагрузке. Угол сектора (в градусах) для осветительной нагрузки определяется по формуле . (6.3) Силовую нагрузку цеха выше 1 рекомендуется выделить отдельной окружностью (например, пунктирной линией). 6.3. Определение центра электрических нагрузок Для определения условного центра электрических нагрузок (ЦЭН) предприятия на его генеральном плане наносят оси координат и и по известным расчетным мощностям цехов и их координатам определяют центр нагрузок предприятия в целом. Координаты ЦЭН предприятия определяются по формулам: , , (6.4) где и – координаты ЦЭН, мм; число цехов; координаты -го цеха, мм. Условный ЦЭН предприятия определяет место установки ППЭ с минимальными приведенными затратами. Однако следует отметить, что при окончательном определении места размещения ППЭ необходимо учитывать следующие факторы: - наличие необходимой площади; - влияние условий окружающей среды; - наличие технологических выбросов, загрязняющих атмосферу; - возможности ввода линии электропередач по территории предприятия для питания ПГВ. Допускается смещение места размещения ППЭ в сторону источника питания. Пример построения картограммы нагрузок представлен на рис. 6.1. Рис. 6.1. Пример построения картограммы электрических нагрузок предприятия Вопросы для контроля знаний 1. Упрощенная структура СЭС. 2. Общие требования к СЭС. 3. Классификация приемников электрической энергии. 4. Категории электроприемников по надёжности питания. 5. Классификация ЭП по режиму работы. 6. Характеристика приемников электрической энергии. 7. Графики электрических нагрузок индивидуальных ЭП. 8. Графики электрических нагрузок группы ЭП. 9. Назначение графиков электрических нагрузок. 10. Коэффициенты, характеризующие графики электрических нагрузок. 11. Длительный режим работы ЭП (характеристика). 12. Повторно-кратковременный режим работы ЭП (характеристика). 13. Кратковременный режим работы ЭП (характеристика). 14. Коэффициенты, характеризующие режим работы электроприемников. 15. Номинальная мощность (определение). 16. Средняя мощность (определение). 17. Среднеквадратичная мощность (определение). 18. Расчетная мощность (определение). 19. Максимальное значение мощности (определение). 20. Определение средних нагрузок электроприемников. 21. Определение расчетных электрических нагрузок электроприемников. 22. Методы определения расчетных электрических нагрузок. 23. Основные методы определения расчетных электрических нагрузок. 24. Вспомогательные методы определения расчетных электрических нагрузок. 25. Определение расчетной мощности в узле нагрузки. 26. Определение расчетной мощности осветительных электроустановок. 27. Определение электрических нагрузок с использованием расчетного коэффициента (метод упорядоченных диаграмм). 28. Определение электрических нагрузок по удельной мощности на единицу производственной площади. 29. Определение электрических нагрузок статистическим методом. 30. Определение электрических нагрузок с использованием коэффициента спроса. 31. Определение расчетных нагрузок однофазных электроприёмников. 32. Пиковые нагрузки, их определение. 33. Рекомендации по выбору метода определения расчетных нагрузок. 34. Классификация помещений по электробезопасности. 35. Классификация помещений по взрывоопасности. 36. Классификация пожароопасных зон. 37. Построение картограммы нагрузок предприятия. 38. Определение центра электрических нагрузок предприятия. 39. Определение электрических нагрузок на различных уровнях СЭС. Библиографический список 1. Правила устройства электроустановок. Раздел 1. Общие правила. Главы 1.1, 1.2, 1.7, 1.9. Раздел 7. Электрооборудование специальных установок. Главы 7.5, 7.6, 7.10. Седьмое издание. СПб.: Издательство ДЕАН, 2004. 176 с. 2. Кудрин Б.И. Электроснабжение промышленных предприятий. М.: Интермет Инжиниринг, 2005. 672 с. 3. Руководящий технический материал: Указания по расчёту электрических нагрузок. РТМ 36.18.32.4.-92. М.: ВНИПИ Тяжпромэлектропроект, 1992. 26 с. 4. Расчёт электрических нагрузок, выбор главных схем и оборудования систем электроснабжения объектов: Учеб. пособие / В.К. Грунин, В.Ф. Небускин, В.К. Фёдоров, А.Д. Эрнст. Издание 2-е исправленное и дополненное. Омск: Изд-во ОмГТУ, 2005. 144 с. 5. Правила устройства электроустановок. Раздел 4. Распределительные устройства и подстанции. Главы 4.1, 4.2. Седьмое издание. М.: Издательство НЦ ЭНАС, 2004. 128 с. 6. Правила устройства электроустановок. Издание шестое. СПб.: Издательство ДЕАН, 1999. 926 с. 7. Фёдоров А.А., Каменева В.В. Основы электроснабжения промышленных предприятий. М.: Энергоатомиздат, 1984. 472 с. Оглавление Введение…………………………………………………………………………3 Принятые сокращения 4 Условные обозначения 4 Основные термины и определения 5 1. Общая характеристика систем электроснабжения объектов 7 1.1. Характеристика системы электроснабжения 7 1.2. Упрощенная структура систем электроснабжения 7 1.3. Основные требования, предъявляемые к СЭС 9 1.4. Проектирование систем электроснабжения 11 2. Классификация и характеристики электроустановок и приемников электрической энергии 13 2.1. Классификация и характеристики электроустановок 13 2.2. Классификация приемников электрической энергии 14 2.3. Характеристики приемников электрической энергии 17 3. Графики электрических нагрузок 19 3.1. Краткая характеристика графиков нагрузок 19 3.2. Графики нагрузок индивидуальных приемников 20 3.3. Групповые графики электрических нагрузок 22 3.4. Годовые графики нагрузок 23 3.5. Коэффициенты, характеризующие графики нагрузок 25 4. Основные характеристики электрических нагрузок 30 4.1. Показатели нагрузок, характеризующие индивидуальные электроприемники 30 4.2. Показатели нагрузок, характеризующие группу электроприемников 35 5. Методы определения расчетных электрических нагрузок 41 5.1. Основные методы расчета электрических нагрузок 41 5.2. Вспомогательные методы расчета электрических нагрузок 51 5.3. Расчетные нагрузки однофазных электроприемников 53 5.4. Определение пиковых нагрузок 54 5.5. Расчетные нагрузки осветительных электроустановок 55 5.6. Рекомендации по выбору метода расчета электрических нагрузок 56 5.7. Расчет электрических нагрузок на различных уровнях СЭС 57 6. Картограмма электрических нагрузок 64 6.1. Общие положения 64 6.2. Построение картограммы нагрузок 64 6.3. Определение центра электрических нагрузок 65 Вопросы для контроля знаний 67 Библиографический список 68