Советы по выбору / 20.02.2024

Определение расчетных нагрузок городской электрической сети. Нормативные документы Коэффициент совмещения максимумов нагрузок трансформаторов

Приказ Министерства энергетики РФ от 6 мая 2014 г. N 250
"Об утверждении Методических указаний по определению степени загрузки вводимых после строительства объектов электросетевого хозяйства, а также по определению и применению коэффициентов совмещения максимума потребления электрической энергии (мощности) при определении степени загрузки таких объектов"

В соответствии с постановлениями Правительства Российской Федерации от 29 декабря 2011 г. N 1178 "О ценообразовании в области регулируемых цен (тарифов) в электроэнергетике" (Собрание законодательства Российской Федерации, 2012, N 4, ст. 504; N 16, ст. 1883; N 20, ст. 2539; N 23, ст. 3008; N 24, ст. 3185; N 28, ст. 3897; N 41, ст. 5636; 2013, N 1, ст. 68; N 21, ст. 2647; N 22, ст. 2817; N 26, ст. 3337; N 27, ст. 3602; N 31, ст. 4216, 4234; N 35, ст. 4528; N 44, ст. 5754; N 47, ст. 6105; 2014, N 2, ст. 89, 131) и от 4 мая 2012 г. N 442 "О функционировании розничных рынков электрической энергии, полном и (или) частичном ограничении режима потребления электрической энергии" (Собрание законодательства Российской Федерации 2012, N 23, ст. 3008; 2013, N 1, ст. 45, 68; N 5, ст. 407; N 31, ст. 4226; N 32, ст. 4309; N 35, ст. 4523, 4528) приказываю:

MBA - требуемая номинальная мощность загрузки силового (авто-) трансформатора, определяемая по формулам (2)-(5) ;

MBA - фактическая номинальная мощность установленного силового (авто-) трансформатора, определяемая с учетом перемаркировки по техническому паспорту силового (авто-) трансформатора.

4. В случае если на подстанции установлен один силовой трансформатор, требуемая номинальная мощность загрузки такого трансформатора определяется по формуле :

МВт - сумма максимальных мощностей энергопринимающих устройств потребителей с характером нагрузки р, присоединенных в установленном порядке к подстанции, на которой установлен силовой трансформатор, и максимальных мощностей энергопринимающих устройств потребителей с характером нагрузки р, в отношении которых не завершена процедура технологического присоединения к подстанции, но заключен договор об осуществлении технологического присоединения к подстанции, на которой установлен силовой трансформатор. Указанные величины определяются в соответствии с Правилами Правилами постановлением Правительства Российской Федерации от 27 декабря 2004 г. N 861 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2004, N 52, ст. 5525; 2007, N 14, ст. 1687; 2009, N 8, ст. 979; N 17, ст. 2088; N 41, ст. 4771; 2010, N 40, ст. 5086; 2011, N 10, ст. 1406; 2012, N 4, ст. 504; N 23, ст. 3008; N 41, ст. 5636; N 49, ст. 6858; N 52, ст. 7525; 2013, N 33, ст. 4392; 2013, N 30 (часть II), ст. 4119, N 31, ст. 4226, ст. 4236, N 32 ст. 4309, N 33, ст. 4392, N 35, ст. 452, N 42, ст. 5373, N 44, ст. 5765, N 47, ст. 6105, N 48, ст. 6255);

Коэффициент совмещения максимума потребления электрической энергии (мощности) потребителей с характером нагрузки р, определяемый в соответствии с разделом III настоящих Методических указаний;.

Сумма по всем энергопринимающим устройствам потребителей со всеми различными характерами нагрузки р, присоединенным либо присоединяемым к подстанции, на которой установлен силовой трансформатор;

Коэффициент мощности при максимуме нагрузки, равный 0,9;

МВт - величина заявленной мощности сетевой организации, учтенная в сводном прогнозном балансе производства и поставок электрической энергии (мощности) в рамках Единой энергетической системы России по субъектам Российской Федерации на текущий период регулирования g;

МВт - величина заявленной мощности сетевой организации, учтенная в сводном прогнозном балансе производства и поставок электрической энергии (мощности) в рамках Единой энергетической системы России по субъектам Российской Федерации на период регулирования (год), за 5 лет (g-5) до текущего периода регулирования (года);

Коэффициент, равный отношению ближайшего большего значения номинальной мощности силового (авто-) трансформатора, представленного в номинальном ряде мощностей, к значению номинальной мощности, полученному по формулам (2)-(5) без учета такого коэффициента, но не более 1,6 для силового трансформатора и не более 2 для силового автотрансформатора.

5. В случае если на подстанции установлен один силовой автотрансформатор, требуемая номинальная мощность загрузки такого автотрансформатора определяется по формуле :

МВт - сумма максимальных мощностей энергопринимающих устройств, присоединенных в установленном порядке к подстанции через обмотку низкого напряжения силового автотрансформатора сетевой организации, и максимальных мощностей энергопринимающих устройств, в отношении которых не завершена процедура технологического присоединения к подстанции через обмотку низкого напряжения силового автотрансформатора сетевой организации, но заключен договор об осуществлении технологического присоединения. Указанные величины определяются в соответствии с Правилами недискриминационного доступа к услугам по передаче электрической энергии и оказания этих услуг и Правилами технологического присоединения энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии (мощности), объектов по производству электрической энергии, а также объектов электросетевого хозяйства, принадлежащих сетевым организациям и иным лицам, к электрическим сетям, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 27 декабря 2004 г. N 861;

КВ - среднее номинальное напряжение силового автотрансформатора;

КВ - высокое номинальное напряжение силового автотрансформатора.

6. В случае если на подстанции установлено два и более силовых трансформаторов, требуемая номинальная мощность загрузки каждого силового трансформатора определяется по формуле:

MBA - фактическая номинальная мощность силового трансформатора i, определяемая с учетом перемаркировки по техническому паспорту силового трансформатора;

MBA - сумма фактических номинальных мощностей, определяемых с учетом перемаркировки по техническим паспортам силовых трансформаторов, установленных на подстанции, за исключением наибольшей фактической номинальной мощности среди иных силовых трансформаторов, установленных на подстанции.

N - количество силовых трансформаторов на подстанции;

Коэффициент допустимой степени перегрузки силового трансформатора, определяемый согласно приложению N 1

7. В случае если на подстанции установлено два и более силовых автотрансформаторов, требуемая номинальная мощность загрузки каждого силового автотрансформатора определяется по формуле:

MBA - фактическая номинальная мощность силового автотрансформатора i, определяемая с учетом перемаркировки по техническому паспорту силового автотрансформатора;

MBA - сумма фактических номинальных мощностей, определяемых с учетом перемаркировки по техническим паспортам силовых автотрансформаторов, установленных на подстанции, за исключением наибольшей фактической номинальной мощности среди иных силовых автотрансформаторов, установленных на подстанции;

N - количество силовых автотрансформаторов на подстанции;

Коэффициент допустимой степени перегрузки силового автотрансформатора, определяемый согласно приложению N 1 к настоящим Методическим указаниям.

8. В случае если определяется степень загрузки силового (авто-) трансформатора подстанции, к которой энергопринимающие устройства потребителей электрической энергии (мощности) присоединены опосредованно через силовые (авто-) трансформаторы другой подстанции сетевой организации, величина требуемой номинальной мощности загрузки такого силового (авто-) трансформатора, определяемая по формулам (2)-(5) , увеличивается в 1,1 раза.

III. Порядок определения и применения коэффициентов совмещения максимума потребления электрической энергии (мощности) при определении степени загрузки вводимых после строительства объектов электросетевого хозяйства

9. Для расчета степени загрузки силовых (авто-) трансформаторов коэффициенты совмещения максимума потребления электрической энергии (мощности) определяются по формуле :

Коэффициент несовпадения максимумов нагрузки подстанций для j-ого уровня напряжения, определяемый в соответствии с приложением N 2

Коэффициент, учитывающий совмещение максимумов нагрузок трансформаторов, определяемый для присоединенных либо присоединяемых к силовому (авто-) трансформатору энергопринимающих устройств в соответствии с приложением N 3 к настоящим Методическим указаниям;

Произведение по всем j уровням напряжения, с использованием которых присоединено либо присоединяется к силовому (авто-) трансформатору соответствующее энергопринимающее устройство потребителя.

Характер нагрузки определяется в порядке, предусмотренном Правилами технологического присоединения энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии, объектов по производству электрической энергии, а также объектов электросетевого хозяйства, принадлежащих сетевым организациям и иным лицам, к электрическим сетям, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 27 декабря 2004 г. N 861.

Приложение N 1

Допустимые аварийные перегрузки для силовых (авто-) трансформаторов различной системы охлаждения в зависимости от температуры (°С) охлаждающей среды (в долях от номинального тока)

охлаждения

со сроком эксплуатации менее 30 лет

со сроком эксплуатации 30 лет и более

20°С и ниже

Примечание:

М - естественное масляное охлаждение;

Д - масляное охлаждение с дутьем и с естественной циркуляцией масла;

ДЦ - масляное охлаждение с дутьем и с принудительной циркуляцией масла;

Ц - масляно-водяное охлаждение с принудительной циркуляцией масла.

Приложение N 2

Коэффициенты несовпадения максимумов нагрузки подстанций в зависимости от класса напряжения

Класс напряжения	Значения коэффициентов несовпадения максимумов нагрузки подстанций ()


110 кВ и выше

Приложение N 3

Коэффициенты, учитывающие совмещение максимумов нагрузок трансформаторов в зависимости от характера нагрузки потребления

Характер нагрузки	Значения коэффициентов, учитывающих совмещение максимумов нагрузок
1. Потребление электрической энергии промышленными предприятиями:
трехсменные
двухсменные
односменные
2. Потребление электрической энергии сельскохозяйственными предприятиями
3. Потребление электрической энергии электрифицированным транспортом, а также для целей уличного освещения
4. Потребление электрической энергии населением и приравненными к нему категориями, а также при осуществлении иных видов деятельности

Степень загрузки трансформатора при нормальной работе схемы определяется по выражению:

В послеаварийном режиме работы:

, (26)

где - паспортное значение мощности трансформатора, МВА;

- расчетное значение мощности для наиболее загруженной обмотки, МВА;

- количество трансформаторов.

На электрической станции выбираем не менее двух трансформаторов.

Выбираем мощность трансформатора электрической станции А.

Выбираем трансформатор ТДТН – 25000/220.

Число трансформаторов равно 3.

Выбираем трансформатор для подстанции а .

Рассматриваем наиболее нагруженную обмотку.

Выбираем трансформатор ТДТН – 40000/220.

Число трансформаторов равно 1, так как для II-III категории потребителей (как в данном случае) предусматривается 1 трансформатор.

Проверяем по коэффициенту загрузки:

Проверка показывает, что данный трансформатор удовлетворяет условию коэффициента загрузки.

в .

Рассматриваем наиболее нагруженную обмотку.

Выбираем трансформатор ТДТН-25000/220.

Проверяем по коэффициенту загрузки:

В послеаварийном режиме остается число трансформаторов на один меньше:

Проверка показывает, что данный трансформатор удовлетворяет условию коэффициента загрузки.

Выбираем трансформатор для тяговой подстанции с .

Выбираем трансформатор ТДТН– 25000/220

Число трансформаторов равно 2.

Проверяем по коэффициенту загрузки:

Сводим паспортные характеристики для выбранных типов трансформаторов в таблицу 3.

Таблица 3 - Паспортные характеристики трансформаторов

Тип тр-ра

Напр-я обм-к

Потери в тр-ре

ТДТН-25000/220

ТДТН-40000/220

ТДТН-25000/220

3. Определение приведенных нагрузок подстанций

О
пределяем параметры схемы замещения.

Рис.1. Т – образная схема замещения трансформатора.

Параметры схемы замещения трансформатора приведены к стороне высокого напряжения 220кВ.

Рассчитаем параметры для станции А .

Активное сопротивление определим по формуле:

Определим напряжения короткого замыкания каждой обмотки по формулам:

Определим реактивные сопротивления обмоток

Определим активную проводимость

Параметры схем замещения для трансформаторов подстанции а и тяговых подстанции b и с определим выше приведенными формулами.

Результаты расчетов приведены в таблице 3.

Параметры	подстанция
Параметры
R т1 =R т2 = R т3 =Rт, (Ом)



Х Т1 , (Ом)
Х Т2 , (Ом)
Х Т3 , (Ом)

Определим все мощности и потери мощностей в схеме замещения трансформаторов подстанций.

Р
ис. 2. Схема распределения мощностей в схеме замещения.

Приведем пример расчета мощностей для станции А при режиме максимальных нагрузок.

Определим мощность в конце обмотки низшего напряжения:

Определим потери мощности в обмотке низкого напряжения.

R Т – активное сопротивление трансформатора.

В численном виде потери мощности:

Определим мощности в начале обмотки низшего напряжения:

Определим мощность в конце обмотки среднего напряжения:

Определим потери мощности в обмотке среднего напряжения:

Определим мощности в начале обмотки среднего напряжения

Определим мощности в конце обмотки высокого напряжения

Определим потери мощности в обмотке высокого напряжения:

Определим мощности в начале обмотки высшего напряжения

Определим постоянные потери в трансформаторе

Приведенная мощность трансформатора

Тяговые подстанции “в”, “с” и подстанцию “а”, рассчитываем аналогично по формулам (27) - (46) в режимах максимума и минимума нагрузок. Результаты расчетов представлены в таблице 5.

Таблица 5 - Приведенные нагрузки подстанций

Параметры
Параметры

При расчете приведенных нагрузок подстанций активное сопротивление трансформаторов намного меньше реактивного обмоток ВН и НН, обмотка СН является источником реактивной мощности. В минимальном режиме работы нагрузок, мощность отдаваемая электростанцией достаточна для питания всех потребителей, а оставшаяся энергия отдается энергосистеме.

Нахождение предварительного распределения мощностей в сети для

режима наибольших нагрузок.

Условно разрежем схему, изображенную на рис.1 по источнику питания.

Рис. 5 Расчетная схема.

где - суммарная длина всей сети, км;

Рассчитаем мощности протекающим по плечам между нагрузками.

где- S пр i -приведенные мощности соответствующих электрических станций и тяговых подстанций (МВА),

L i –длины соответствующих участков,(км).

Расчеты для остальных режимов приведены в таблице 5

Мощности участков линии.

Таблица 5

Участок ЛЭП	Полная мощность в расчетном режиме, МВА
	наибольших нагрузок	Наименьших нагрузок
	40.3402+j26.4424
	24.9078+j15.1276
	28.5722+j16.0394

Режим максимальных нагрузок

Режим минимальных нагрузок

Определяем токи, протекающие по участкам цепи.

(49)

где S i - мощность протекающая по участку, (МВА);

U ном – напряжение питающей сети, (В).

Определяем токи соответствующие участкам цепи по формуле (49):

Таблица 8 - Токовые нагрузки участков линии

здi , - расчетные нагрузки других зданий, питаемых по линии, кВт; k yi - коэффициент участия в максимуме электрических нагрузок общественных зданий (помещений) или жилых домов (квартир и силовых электроприемников) по табл. 2.3.1.
Расчетная нагрузка может определяться также с использованием удельных показателей, приведенных в п. 2.2.2.
2.3.2. Укрупненная расчетная электрическая нагрузка микрорайона (квартала), Р р.мр, кВт, приведенная к шинам 0,4 кВ ТП, определяется по формуле

Р р.мр = (Р р.ж.д.уд + Р общ.зд.уд) S 10-3 ,

где Р общ.зд.уд - удельная нагрузка общественных зданий микрорайонного значения, принимаемая для домов с электрическими плитами - 2,6 Вт/м2 , с плитами на твердом или газообразном топливе - 2,3 Вт/ м2 ; S - общая площадь жилых домов микрорайона (квартала), м2.
В укрупненных нагрузках общественных зданий микрорайонного значения учтены предприятия торговли и общественного питания, детские ясли-сады, школы, аптеки, раздаточные пункты молочных кухонь, приемные и ремонтные пункты, жилищно-эксплуатационные конторы и другие учреждения согласно СНиП по планировке и застройке городских и сельских поселений.
Электрические нагрузки общественных зданий районного и городского значения, включая лечебные учреждения и зрелищные предприятия, определяются дополнительно согласно п.п. 2.2.2 и 2.3.1.
2.3.3. Электрические нагрузки взаиморезервируемых линий (трансформаторов) при ориентировочных расчетах допускается определять умножением суммы расчетных нагрузок линий (трансформаторов) на коэффициент 0,9.

* Допускается использовать для подсчета нагрузок на шинах 0,4 кВ ТП.

Таблица 2.3.1.

Коэффициенты участия в максимуме нагрузки

Наименование зданий (помещений) с наибольшей

Жилые дома

Предприятия общественного питания

Средние учебные заведе-

Общеобразователь-

Организации и учрежде-

Предприятия торговли

Гостиницы

Парикмахерские

Детские ясли-

Поликлиники

Ателье и комбинаты

Предприятия

Кинотеатры

расчетной нагрузкой

с элект- рическими плитами

с плитами на твердом или газообразном топливе

столовые

рестораны, кафе

ния, библиотеки

ные школы, профессиональнотехнические училища

ния управления, проектные и конструкторские организации, учреждения финансирования и кредитования

односменные

полуторасменные, двухсменные

коммунального обслуживания

Жилые дома:

с электрическими плитами

с плитами на тве-рдом или газооб-разном топливе

Предприятия
общественного питания (столовые, кафе и рестораны)

Общеобразовательные школы, средние учебные заведения, профессионально- технические училища, библиотеки

Предприятия
торговли (односменные и полуторадвухсменные

Организации и учреждения
управлния, проектные и конструкторские организации, учреждения финансирования и кредитования

Гостиницы

Поликлиники

Ателье и комбинаты бытового обслуживания, предприятия коммунального обслуживания

Кинотеатры

ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ НАГРУЗКИ СЕТЕЙ 10(6) кВ и ЦП

2.4.1. Расчетные электрические нагрузки городских сетей 10(6) кВ определяются умножением суммы расчетных нагрузок трансформаторов отдельных ТП, присоединенных к данному элементу сети (ЦП, РП, линии и др.), на коэффициент, учитывающий совмещение максимумов их нагрузок (коэффициент участия в максимуме нагрузок), принимаемый по табл. 2.1.1. Коэффициент мощности для линий 10(6) кВ в период максимума нагрузки принимается равным 0,92 (коэффициент реактивной мощности 0,43).
2.4.2. Для реконструируемых электрических сетей в районах сохраняемой жилой застройки при отсутствии существенных изменений в степени ее электрификации (например, не предусматривается централизованный переход на электропищеприготовление) расчетные электрические нагрузки допускается принимать по фактическим данным.
2.4.3. Расчетные нагрузки на шинах 10(6) кВ ЦП определяются с учетом несовпадения максимумов нагрузок потребителей городских распределительных сетей и сетей промышленных предприятий (питающихся от ЦП по самостоятельным линиям) путем умножения суммы их расчетных нагрузок на коэффициент совмещения максимумов, принимаемый по табл. 2.4.2.
2.4.4. Для ориентировочных расчетов электрических нагрузок города (района) на расчетный срок концепции развития города рекомендуется применять укрупненные удельные показатели по табл. 2.4.3.

Таблица 2.4.1.

трансформаторов (k y)

Характеристика нагрузки	Количество трансформаторов
		более 20
Жилая застройка (70% и более нагрузки жилых домов и до 30% нагрузки общественных зданий)
Общественная застройка (70% и более нагрузки общественных зданий и до 30% нагрузки жилых домов)
Коммунально-промышленные зоны (65% и более нагрузки промышленных и общественных зданий и до 35% нагрузки жилых домов)

П р и м е ч а н и я:

1. Если нагрузка промышленных предприятий составляет менее 30% нагрузки общественных зданий, коэффициент совмещения максимумов нагрузок трансформаторов следует принимать как для общественных зданий.
2. Коэффициенты совмещения максимумов нагрузок трансформаторов для промежуточных значений состава потребителей определяется интерполяцией.

Таблица 2.4.2.

Коэффициенты совмещения максимумов нагрузок
городских сетей и промышленных предприятий

Максимум	Отношение расчетной нагрузки предприятий к нагрузке городской сети
нагрузок
Утренний	0,75 0,6	0,8 0,7	0,85 0,75	0,88 0,8	0,9 0,85	0,92 0,87	0,95 0,9
Вечерний

П р и м е ч а н и я:

1. В числителе приведены коэффициенты для жилых домов с электроплитами, в знаменателе - с плитами на газовом или твердом топливе.
2. Меньшие значения коэффициентов в период вечернего максимума нагрузок следует принимать при наличии промышленных предприятий с односменным режимом работы, большие - когда все предприятия имею двух-, трехсменный режим работы. Если режим работы предприятий смешанный, то коэффициент совмещения определяется интерполяцией пропорционально их соотношению.
3. При отношении расчетной нагрузки промпредприятий к суммарной нагрузке городской сети менее 0,2 коэффициент совмещения для утреннего и вечернего максимумов следует принимать равным 1. Если это отношение более 4, коэффициент совмещения для утреннего максимума следует принимать равным 1; для вечернего максимума, если все предприятия односменные - 0,25, если двух-, трехсменные - 0,65.

Таблица 2.4.3.

Укрупненные показатели удельной расчетной
коммунально-бытовой нагрузки

	Город (район)
(группа) города	с плитами на природном газе, кВт/чел.		со стационарными электрическими плитами, кВт/чел.
	в целом	в том числе	в целом	в том числе
	по городу району		по городу району		микрорайоны (кварталы) застройки
Крупнейший
Крупный
Большой
Средний

Примечания:

1. Значения удельных электрических нагрузок приведены к шинам 10(6) кВ ЦП.
2. При наличии в жилом фонде города (района) газовых и электрических плит удельные нагрузки определяются интерполяцией пропорционально их соотношению.

Расчет нагрузок городской сети включает определение нагрузок отдельных потребителей (жилых домой, общественных зданий, коммунально-бытовых предприятии и т. д.) и элементов системы электроснабжения (распределительных линий, трансформаторных подстанций, распределительных пунктов, центров питания и т. д.).

На рис. 1 приведена упрощенная схема участка городской сети, а на рис. 2 дан алгоритм определения расчетных нагрузок, ее элементов (без учета потерь мощности в линиях и трансформаторах) и пояснения к выполнению отдельных пунктов алгоритма.

Если кроме нагрузок городской сети источник питает промышленные предприятия или сельскохозяйственные районы, то суммируются все нагрузки на шинах этого источника с учетом коэффициента совмещения максимумов.

Рис. 1. Возможная схема участка городской сети: ЦП – центр питания, РП – распределительный пункт, ТП – трансформаторная подстанция.

Рис. 2. Алгоритм определения нагрузок участка городской сети

Пояснения но выполнению алгоритма, приведенного на рис. 2.

(квартир и силовых электроприемников) определяется как

где Pуд.кв. - удельная нагрузка квартир, зависящих от типа кухонных плит и числа квартир (n) в доме; Pc- нагрузка силовых электроприемников дома.

В свою очередь

где kс1 и kс2 - соответственно коэффициенты спроса установок лифтов и прочих электродвигателей (вентиляторов, насосов водоснабжения и др.), kс2 принимается равным 0,7;

Pлф.ном и Pдв.ном -номинальные мощности электродвигателя лифта и прочих электродвигателей (по паспортным данным);.

Полная нагрузка жилого дома и питающей его линии

где cosφ - коэффициент мощности линии, питающей жилой дом.

1б и 1в. Активные нагрузки общественно-коммунальных предприятий и административных зданий при ориентировочных расчетах удобно определять по укрупненным удельным нагрузкам в зависимости от их производственных показателей:

где Pпр.уд - удельная расчетная нагрузка единицы производственного показателя (рабочего места, посадочного места, квадратного метра площади торгового зада, койко-места и т. д.);

М - производственный показатель, характеризующий пропускную способность предприятия, объем производства и т д.

Полные нагрузки рассматриваемых предприятий и зданий находятся с учетом cosφ . При необходимости, более точные расчеты можно выполнить на основании индивидуальных проектов внутреннего электрооборудования рассматриваемых объектов и по действующей методике определения их нагрузок.

Коммунально-хозяйственных предприятий (котельных, водопровода, канализации), а также внутригородского электрифицированного транспорта определяются по специальным методикам.

2а. Активная нагрузка линии напряжением 0,4 кВ, питающей группу однотипных жилых домов (однородных потребителей)

где Pуд.кв -удельная нагрузка квартир, зависящая от типа кухонных плит и числа квартирN, питаемых одной линией.

, питающей однородных потребителей, определяется с учетом их cosφ .

где Pmax - наибольшая из нагрузок, питаемых линией (нагрузка, формирующая максимум); ki– коэффициенты совмещения, учитывающие несовпадение максимумов нагрузок отдельных потребителей относительно Pmax; Pi-остальные нагрузки линии.

Полная нагрузка линии, питающей неоднородных потребителей с различными cosφ , упрощенно может быть определена как

Здесь cosφобщ - общий коэффициент мощности, соответствующий общему коэффициенту реактивной нагрузки:

где Qл. i - суммарная реактивная нагрузка линии, определяемая с учетом отдельных потребителей.

3. Активная и полная нагрузки трансформаторной подстанции определяются аналогично п. 2а и 2б, но при этом учитываются все потребители данного ТП. Полученная нагрузка считается приведенной к шинам напряжением 0,4 кВ .

4. Активная нагрузка линии напряжением 10 кВ, питающей ряд ТП:

где kтп1 -коэффициент совмещения максимумов нагрузок ТП; PтпΣ -суммарная нагрузка отдельных ТП, присоединенных к линии.

линии напряжением 10 кВ определяется с учетом коэффициента мощности в период максимума нагрузки, принятого равным 0,92 (ему соответствуетtgφ=0,43 ).

5. Активная и полная нагрузки на шинах распределительною пункта (РП) определяются аналогично п. 4, но при этом учитываются все ТП, присоединенные к данному РП.

6. Расчетная нагрузка на шинах центра питания (ЦП) напряжением 10 кВ определяется с учетом несовпадения максимумов нагрузок потребителей городских сетей, промышленных предприятий и других путем умножения суммы их нагрузок на коэффициент совмещения максимумов kмах1 или kmaх2 .

7. Нагрузка на шинах напряжением 110-330 кВ при наличии на подстанции двухобмоточных трансформаторов 110-330/10 кВ находится по нагрузке на шинах ЦП напряжением 10 кВ. При трехобмоточных трансформаторах должна учитываться дополнительная нагрузка третьей обмотки.

Ответ: Расчет нагрузок городской сети включает определение нагрузок отдельных потребителей (жилых домой, общественных зданий, коммунально-бытовых предприятии и т. д.) и элементов системы электроснабжения (распределительных линий, трансформаторных подстанций, распределительных пунктов, центров питания и т. д.). На рис. 1 приведена упрощенная схема участка городской сети, а на рис. 2 дан алгоритм определения расчетных нагрузок, ее элементов (без учета потерь мощности в линиях и трансформаторах) и пояснения к выполнению отдельных пунктов алгоритма. Если кроме нагрузок городской сети источник питает промышленные предприятия или сельскохозяйственные районы, то суммируются все нагрузки на шинах этого источника с учетом коэффициента совмещения максимумов.

Рис. 2. Алгоритм определения нагрузок участка городской сети Пояснения но выполнению алгоритма, приведенного на рис. 2. 1а.Активная нагрузка жилого дома (квартир и силовых электроприемников) определяется как где Pуд.кв.- удельная нагрузка квартир, зависящих от типа кухонных плит и числа квартир (n) в доме; Pc- нагрузка силовых электроприемников дома. В свою очередь

Pлф.ном и Pдв.ном -номинальные мощности электродвигателя лифта и прочих электродвигателей (по паспортным данным);. Полная нагрузка жилого дома и питающей его линии

Где cosφ - коэффициент мощности линии, питающей жилой дом. 1б и 1в. Активные нагрузки общественно-коммунальных предприятий и административных зданий при ориентировочных расчетах удобно определять по укрупненным удельным нагрузкам в зависимости от их производственных показателей: где Pпр.уд - удельная расчетная нагрузка единицы производственного показателя (рабочего места, посадочного места, квадратного метра площади торгового зада, койко-места и т. д.); М - производственный показатель, характеризующий пропускную способность предприятия, объем производства и т д. Полные нагрузки рассматриваемых предприятий и зданий находятся с учетом cosφ. При необходимости, более точные расчеты можно выполнить на основании индивидуальных проектов внутреннего электрооборудования рассматриваемых объектов и по действующей методике определения их нагрузок. Электрические нагрузки коммунально-хозяйственных предприятий (котельных, водопровода, канализации), а также внутригородского электрифицированного транспорта определяются по специальным методикам. 2а. Активная нагрузка линии напряжением 0,4 кВ, питающей группу однотипных жилых домов (однородных потребителей)

Где Pуд.кв -удельная нагрузка квартир, зависящая от типа кухонных плит и числа квартирN, питаемых одной линией. Полная нагрузка линии, питающей однородных потребителей, определяется с учетом их cosφ.

2б. Активная нагрузка линии напряжением 0,4 кВ, питающей неоднородных потребителей (жилые дома с разными типами кухонных плит, общественно-коммунальные предприятия, административные здания и др.): где Pmax - наибольшая из нагрузок, питаемых линией (нагрузка, формирующая максимум); ki– коэффициенты совмещения, учитывающие несовпадение максимумов нагрузок отдельных потребителей относительно Pmax; Pi-остальные нагрузки линии. Полная нагрузка линии, питающей неоднородных потребителей с различными cosφ, упрощенно может быть определена как Здесь cosφобщ- общий коэффициент мощности, соответствующий общему коэффициенту реактивной нагрузки:

где Qл.i - суммарная реактивная нагрузка линии, определяемая с учетом отдельных потребителей. 3. Активная и полная нагрузки трансформаторной подстанции определяются аналогично п. 2а и 2б, но при этом учитываются все потребители данного ТП. Полученная нагрузка считается приведенной к шинам напряжением 0,4 кВ трансформаторной подстанции. 4. Активная нагрузка линии напряжением 10 кВ, питающей ряд ТП:

где kтп1 -коэффициент совмещения максимумов нагрузок ТП; PтпΣ-суммарная нагрузка отдельных ТП, присоединенных к линии. Полная нагрузка линии напряжением 10 кВ определяется с учетом коэффициента мощности в период максимума нагрузки, принятого равным 0,92 (ему соответствуетtgφ=0,43). 5. Активная и полная нагрузки на шинах распределительною пункта (РП) определяются аналогично п. 4, но при этом учитываются все ТП, присоединенные к данному РП. 6. Расчетная нагрузка на шинах центра питания (ЦП) напряжением 10 кВ определяется с учетом несовпадения максимумов нагрузок потребителей городских сетей, промышленных предприятий и других путем умножения суммы их нагрузок на коэффициент совмещения максимумов kмах1 или kmaх2. 7. Нагрузка на шинах напряжением 110-330 кВ при наличии на подстанции двухобмоточных трансформаторов 110-330/10 кВ находится по нагрузке на шинах ЦП напряжением 10 кВ. При трехобмоточных трансформаторах должна учитываться дополнительная нагрузка третьей обмотки.

32)Определение расчетных нагрузок сельских электрических сетей.

Ответ: Для определения нагрузок в различных точках системы электроснабжения сельского хозяйства рассчитываются нагрузки на вводах отдельных потребителей. Нагрузки на вводах потребителей, имеющих только освещение и не более трех силовых электроприемников, приближенно можно принять равными арифметической сумме установленных мощностей электроприемников и освещения. Нагрузки групп помещений соизмеримой мощности определяются с учетом коэффициентов одновременности ko. Нагрузки вводов жилых помещений в сельской местности находятся по номограмме (рис. 1).

Рис. 1. Зависимость удельной расчетной нагрузки (кВт/дом) на вводе в сельский дом и годового потреблении электроэнергии (кВт.ч/дом) за расчетный период (лет) от годового потребления (кВт.ч/дом) При проектировании внешних сетей 0,38 кВ расчетные нагрузки на вводе сельских жилых домов с электроплитами принимаются равными 6 кВт, а с электроплитами и водонагревателями - 7,5 кВт. Нагрузки бытовых кондиционеров учитываются путем увеличения расчетных нагрузок на вводах жилых домой на 1 кВт. Для вновь электрифицируемых населенных пунктов, а также при отсутствии сведений об электропотреблении в электрифицированных домах расчетная нагрузка на вводах в дома принимается: а)в населенных пунктах с преимущественно старой застройкой (более 60% домов, построенных свыше 20 лет назад) с газификацией - 1,5кВт, без газификации- 1,8 кВт, б)с преимущественно новой застройкой с газификацией-1,8 кВт, без газификации-2,2 кВт. в)для вновь строящихся благоустроенных квартир в городах, поселках городского типа, поселках при крупных животноводческих и других комплексах с газификацией - 4 кВт, без газификации - 5 кВт. Согласно методическим указаниям по расчету электрических нагрузок в сетях напряжением 0,38-110 кВ сельскохозяйственного назначения расчетные активные (реактивные) нагрузки рекомендуется определять статистическим методом, т. е. по средней мощности и отклонению расчетной нагрузки от средней:

где Pср.i, Qср.i - среднее значение дневной или вечерней нагрузки на вводе i-го потребителя, на i-м участке линии, на шинах i-й подстанции. Для определения расчетных нагрузок сетей 0,38 кВ или подстанций 35-10/0,38 кВ используются статистические данные о нагрузках (,) всех рассматриваемых потребителей как для дневного, так и для вечернего максимумов. Суммирование проводится отдельно по вечерним и дневным нагрузкам и выбирается наибольшая полная расчетная нагрузка . При определении нагрузок сетей 10-110 кВ суммирование нагрузок трансформаторных подстанций (ТП) выполняется ежечасно по типовым суточным графикам активной и реактивной мощностей с учетом сезонности (дневные и вечерние максимумы отдельно не учитываются). При отсутствии надежных статистических данных о нагрузках рекомендуется использовать методику расчета, базирующуюся на применении коэффициента одновременности (отношения совмещенной максимальной нагрузки к сумме максимумов) нагрузок отдельных потребителей или их групп в виде где Рр.д, Рр.в - соответственно расчетная дневная и вечерняя нагрузки на участке линии или шинах трансформаторной подстанции; ko - коэффициент одновременности; Рд.i, Рв.i - дневная, вечерняя нагрузки на вводе i-го потребителя или i-го элемента сети. Допускается определение расчетных нагрузок по одному режиму: дневному при суммировании производственных потребителей или вечернему при суммировании бытовых потребителей. Последние выражения рекомендуется только для однородных потребителей. При смешанной нагрузке отдельно определяются нагрузки на участках сети с жилыми домами, производственными, общественными и коммунальными предприятиями с использованием соответствующих коэффициентов одновременности. Значения коэффициента мощности на участках сетей 10-110 кВ определяются в зависимости от отношения расчетных нагрузок производственных потребителей к суммарной расчетной нагрузке PΣ. Значение PΣ вычисляется как сумма нагрузок производственных и коммунально-бытовых потребителей, определяемых по расчетным нагрузкам на шинах трансформаторных подстанций.

33)Пути уточнения расчетной нагрузки. Общие уточнения МУД.

Ответ: 1. Электроприёмники повторно-кратковременного режима не приводятся к длительному режиму работы.2. При определении расчётной нагрузки за установленную мощность многодвигательного станка принимается сумма номинальных мощностей одновременно работающих электродвигателей.3. Коэффициент максимума Км в выражении для определения Рр (Рр=Км∙Ки∙Руст) заменён на коэффициент расчётной нагрузки Кр, значения которого уточнены. 4. Для определения Кр используются две номограммы, полученные для различных уровней цехового электроснабжения. В одной номограмме значения Кр принимаются для питающих сетей напряжением до 1 кВ, выполненных распределительными шинопроводами, шкафами, коммутационными ящиками с постоянной времени нагрева 10 мин. В другой номограмме значения Кр приведены для определения расчётной нагрузки на шинах НН ЦТП, на магистральных шинопроводах и вводно-распределительных устройствах для питающих сетей напряжением до 1 кВ (То = 2,5 ч). 5. При определении расчётной нагрузки цехов заводских электрических сетей напряжением 6 – 10 кВ Кр = 1. Для таких сетей То = 30 мин. 6. Коэффициент совмещения максимумов нагрузки участков потребителя (К∑) заменен на коэффициент одновремённости (Ко), значения которого уточняются в зависимости от группового коэффициента использования и количества присоединений по табличным данным.

34)Пути уточнения расчетной нагрузки при использовании статистического метода.

Ответ: В реальных условиях работы потребителей закон распределения вероятности нагрузочного метода отличался от нормального. Эти отличия важно учитывать для нестабильно работающих потребителей, что характерно в рыночных условиях их функционирования. Когда нагрузка подчинена нормальному закону распределения, расчёт мощности определяется: Рр=Рс+βσ. Sр при этом следует определять с требуемой вероятностью. Вероятность результатов расчёта определяется при этом вел-й β:при β=2,5, то р=0,005, при β=1,65, то р=0,05 Когда нагрузка подчинена равномерному закону распределения, расчёт мощности определяется по выражению: Рр=Рс+√3*σ. При этом все возможные значения нагрузки равновероятны. 2)Учёт нагрузочной способности элементов СЭС при определении расчётной нагрузки статистическим методом. Нагрузочная способность электрической сети определяется постоянной времени нагрева и длительно допустимым током ее токоведущих элементов. На практике при определении расчётной нагрузки в качестве усреднения принимается интервал времени, который, как правило, составляет 30 мин. Реальное утроенное значение постоянной времени нагрева токоведущих частей электрической сети часто отличается от 30 мин. В частности анализ параметров проводников показывает, что для проводов и кабелей, проложенных в трубах, То = 30 мин имеет место лишь при сечении 35 мм 2 . Во всех остальных случаях целесообразно определять расчётную нагрузку с учётом реального периода усреднения графика нагрузки: Рр=Рс+(βσ30)/√(Т/3*10). где σ30- среднеквадратическое отклонение нагрузки, определяемое по графику с периодом усреднения 30 мин; Т – реальный период усреднения графика нагрузки.

35)Учет постоянной времени нагрева проводника при определении расчетной нагрузки МУД.

Ответ: Расчётная нагрузка по МУД определяется по выражению: Рр=Кр*Ки*Руст, Кр – коэффициент расчётной нагрузки. Кр=f(nэ,Ки,Т0).То=2,5ч и 10мин-номограммы, 30мин=1. Реальная же постоянная времени нагрева часто отличается от принятых в методе значений, поэтому для учета То может использоваться способ, основанный на следующем алгоритме: 1. Пусть определены значения расчётного тока Ip и коэффициент расчётной нагрузки Кр группы ЭП МУД. Руководствуясь условиями нагрева по справочным данным выбираем сечение проводника F для питания данной группы ЭП. 2. Для выбранного проводника по справочнику определяем его постоянную времени нагрева То, пересчитываем Кр с учетом реального значения То относительно ее начального значения: . 3. Уточняем исходный расчётный ток: Ip`=Ip*Kpt/Kp 4. Используя значение Iр`, выбираем сечение проводникаF`. 5. Проверяем условие F`=F. Если оно не выполняется, то расчёт повторяется по пунктам 2 – 4 до тех пор, пока сечение проводника, полученное на последней итерации, не будет равным сечению проводника, полученному на предпоследней итерации. Алгоритм предполагает, что после нескольких итераций расчётная нагрузка группы электроприёмников будет соответствовать длительно допустимому току проводника с его реальной постоянной времени нагрева То. Учёт реальной постоянной времени нагрева позволяет экономить металл в области больших сечений, повышает надёжность СЭС в области малых сечений.

36)Понятие пиковые нагрузки. Определение пиковых нагрузок одиночных электроприемников.

Ответ: Пиковая нагрузка одиночного или нескольких ЭП называется максимально возможная кратковременная электрическая нагрузка. При этом ее можно понимать как такую постоянную во времени нагрузку, при работе с которой коммутационно-защитная аппаратура элементов СЭС срабатывает точно также как и при реальной изменяющейся во времени нагрузка. Практически продолжительность такой нагрузки состоит 1–2 сек. Значение пиковых нагрузок необходимо для расчётов пар-в срабатывания и выбора комплектов аппаратов защиты и автоматики в СЭС потребителей. Пиковая нагрузка возникает при пуске ЭД, работе дуговых электропечей, при работе электросварки. Определение пиковой электрической нагрузки одиночных ЭП: Для одиночных электроприёмников пиковый ток приравнивается к их пусковому току: iпик=Kп*iн, где Кп–кратность пускового тока по отношению к номинальному; iн – номинальный ток ЭП, при этом нагрузка не приводится к длительному режиму работы (для ЭП, работающих в ПКР). – для электродвигателей. - для электрических печей и сварочных агрегатов. Значение кратности пуска Кп обычно указываются в паспорте электроприёмника. В случае, когда отсутствуют паспортные данные по значениям пускового тока электроприёмника в качестве величины пикового тока принимаем: 1)пятикратное значение номинального тока iн АД с короткозамкнутым ротором; 2)не ниже 2,5-го кратного значения iн двигателя постоянного тока или АД с контактными кольцами; 3)не ниже 3-х кратного значения номинального тока для печных или сварочных трансформаторов.

37)Определение пикового тока группы электроприемников.

Ответ: Для группы электроприёмников пиковый ток определяется исходя из следующего предположения: пиковый ток возникает при работе всех электроприёмников в группе в момент пуска электроприёмника с наибольшим пусковым током. В инженерных расчетах допускается определять пиковый ток по выражению:

Где iп.мах- наибольший из пусковых токов электроприёмников в группе; Ip- расчётный (максимальный) ток группы электроприёмников; iн.мах - номинальный ток электроприёмника с наибольшим пусковым током; Kи – коэффициент использования этого электроприёмника. Более точно пиковый ток группы электроприёмников определяется по выражению: , где Рc,Qc – средние активная и реактивная нагрузки группы электроприёмников за наиболее загруженную смену; рс,qc – средние активная и реактивная нагрузки электродвигателя с наибольшим пусковым током за наиболее нагруженную смену; Kp` – коэффициент расчётной нагрузки группы электроприёмников без учёта электродвигателя с наибольшим пусковым током. Пиковый ток используется для определения параметров срабатывания и выбора коммутационно защитной аппаратуры элементов системы электроснабжения.

38)Методы определения расхода электроэнергии потребителя.

Ответ: Определение расхода электроэнергии необходимо для осуществления денежных расчетов за электропотребление с энергоснабжающей организацией, для оценки удельного расхода электроэнергии на единицу выпускаемой продукции, с целью контроля энергоэффективности. Расход электроэнергии, как правило, определяется по показаниям счетчиков. В случаях, когда счетчики отсутствуют, либо когда необходимо сравнить их показания с теоретически обоснованным расходом электроэнергии, применяют аналитические методы расчета. 1. Метод удельного расхода электроэнергии: W =C уд ⋅П,

где C уд – удельный расход электроэнергии на единицу выпускаемой продукции, значение которого нормируется по каждому виду продукции (услуг), при этом нормы удельного расхода энергии используются потребителями с целью контроля за эффективностью электропотребления; П – объем выпущенной продукции за время Т ; W – расхода электроэнергии за время Т . На практике значения C уд часто являются нестабильными (рис. 5.1), особенно это характерно в рыночных условиях функционирования.

Поэтому данный метод определения расхода электроэнергии является приближенным.

2. Определение расхода электроэнергии по графику нагрузки: Расход электроэнергии численно равен площади фигуры, ограниченной графиком электрической нагрузки (рис. 5.2): W = ∑Pi · Δti.

Метод является точным, но на практике часто отсутствуют графики электрической нагрузки, поэтому используются укрупненные методы определения расхода электроэнергии.

3. Метод коэффициента использования: Годовой расход электроэнергии определяется по выражению где T г - годовой фонд рабочего времени; а - коэффициент сменности

по энергоиспользованию, показывает связь между средней нагрузкой за наиболее нагруженную смену и среднегодовой нагрузкой: Значения этого коэффициента приводятся в справочных таблицах для различных потребителей электроэнергии. Данный метод на практике используется очень редко. 4. Определение расхода электроэнергии через максимальную нагрузку: Годовой расход электроэнергии определяется по выражению W г = P м ⋅T м, где Рм– максимальная нагрузка потребителя; T м – время использования максимума нагрузки, т.е. время, в течение которого потребитель израсходует столько же электроэнергии при работе с максимальной нагрузкой, сколько и при работе по реальной нагрузке за годовой фонд рабочего времени (рис. 5.3):

39)Определение потерь мощности и энергии в элементах системы электроснабжения потребителей.

Ответ: (10-15)% электрической энергии теряется при её транспортировке и трансформации. Поэтому актуальной является задача воздействия на факторы, определяющие потери электроэнергии, с целью их снижения. Основные потери электрической энергии имеют место в ЛЭП и трансформаторах. Существуют несколько способов определения потерь мощности и энергии. 1. определение потерь мощности и энергии по : где , - средний ток и мощность потребителя; - коэффициент формы ГЭН; - сопротивление элемента системы Эл.снабжения; - среднеквадратичная нагрузка потребителя. В данном случае потери электрической энергии определяются по выражению:

где - годовой фонд рабочего времени. 2. определение потерь мощности и энергии по : где - максимальная мощность нагрузки. · потери энергии: где - время максимальных потерь – время, в течение которого теряется столько же энергии при работе с максимальной нагрузкой, сколько за время работы потребителя по реальному ГЭН. =

Время максимальных потерь может также определяться по эмпирическому выражению:

Данное выражение может быть использовано для определения годового времени максимальных потерь потребителей, у которых Tм>3000 ч, и при . Тм – время использования максимальной нагрузки – время, в течение которого потребитель израсходует столько же энергии при работе с максимальной нагрузкой, сколько и при работе с реальной нагрузкой за годовой фонд рабочего времени: Тм=Кзг∙Тг Для определения могут также использоваться номограммы, представляющие собой зависимость 3. Приближённый расчёт потерь мощности в ЛЭП и трансформаторах. На предпроектных стадиях, когда отсутствуют сведения о схеме электроснабжения и неизвестны параметры ее элементов, при определении расчётной нагрузки вспомогательными методами потери мощности и энергии в линиях и трансформаторах допускается учитывать приближенно используя следующие выражения: · Потери в трансформаторах: где - суммарная расчётная мощность;

· Потери в линиях. ЛЭП выполняются обычно кабелями: На предприятиях канализация электроэнергии осуществляется, как правило, кабельными линиями. При этом активное сопротивление кабеля в 10 и более раз превышает реактивное сопротивление, поэтому потерями реактивной мощности пренебрегают. В условиях низкой загрузки элементов системы электроснабжения потребителей, относительные потери мощности и энергии резко возрастают. Потери активной мощности в конденсаторных установках (КУ), предназначенных для компенсации реактивной мощности потребителей, определяются по формуле ΔР к =р у ·Q к, где р у - удельные потери активной мощности в батареях конденсаторов (для батарей до 1 кВ принимаются равными 0,004 кВт/квар, выше 1 кВ - 0,002 кВт/квар); Q K - фактическая мощность КУ, квар. Потери активной электроэнергии в КУ могут быть определены из соотношения ΔW = ΔР К ·Т Р.К, где Т Р.К - число часов работы (включения) КУ за рассм. период.

40)Пути снижения потерь мощности и энергии в системах электроснабжения потребителей.

Ответ: Электроприемники промышленных предприятий требуют для своей работы как активную (Р), так и реактивную (Q) мощности. Реактивная мощность вырабатывается, как и активная, синхронными генераторами станций и передаётся по системе электроснабжения потребителям. Следует помнить, что только активная мощность и энергия могут совершать работу и преобразовываться в механическую, тепловую и другие виды энергии. Активная мощность обусловлена преобразованием энергии первичного двигателя, полученной от природного источника, в электрическую энергию. Реактивная мощность не преобразуется в другие виды мощности, не совершает работу и поэтому называется мощностью условно. Реактивная мощность идет на создание магнитных и электрических полей. Для анализа режимов в цепях синусоидального тока реактивная мощность является очень удобной характеристикой, широко используемой на практике. 1. Способы снижения потерь активных нагрузок потребителей:

Снижение потребления ЭЭ является одним из важнейших факторов производственной деятельности предприятия. Основной способ снижения потребления ЭЭ – её экономия за счет уменьшения потерь ЭЭ в СЭС предприятия (трансформаторах, линиях, реакторах). Потери ЭЭ в трансформаторах составляют значительную величину. Эти потери снижают правильным выбором мощности и числа трансформаторов, рационального режима их работы, исключением режимов холостого хода при малых загрузках. Потери в линияхзависят от сопротивления линии, величины тока линии. Для снижения сопротивления линии, при наличии парных линий, их включают параллельно. Значительно сокращаются потери ЭЭ при использовании повышенных напряжений 20 кВ и 0,66 кВ в питающих и распределительных сетях. Регулирование графиков нагрузки, целью которого является получение равномерного графика, позволяет повысить использование оборудования и снизить потери ЭЭ. С целью максимальной экономии ЭЭ для энергоёмкого оборудования (электротермических установок, теплообменников, сушильных и холодильных камер и др.) целесообразно установить, какой режим является более экономным – полное отключение с дополнительными расходами для его пуска или их оставление в работе с дополнительными потерями на холостой ход оборудования. Потери ЭЭ в общепромышленных установках (ОПУ). Расход ЭЭ в ОПУ составляет 50-60 %от общего расхода ЭЭ. Сокращение его может значительно снизить нагрузку потребителей, а соответственно и потерь ЭЭ. Для наглядности приведем данные о расходах ЭЭ некоторыми потребителями ОПУ в процентах к общезаводскому расходу ЭЭ: - комперессорные установки – 20- 25 %; - вентиляционные установки – 10- 20 %: - водонасосные установки – 5- 6 %; - транспортные устройства – 7- 8 %; - электроосвещение – 8 -10 %. Основные способы снижения нагрузок указанных потребителей: а )Наиболее эффективными способами экономии ЭЭ в компрессорных установках являются: - поддержание необходимого давления и допустимое снижение давления на компрессоре при прекращении работы потребителей воздуха; - обеспечение требуемого режима охлаждения; - понижение температуры всасываемого воздуха и применение промежуточных охладителей в многоступенчатых компрессорах; - рациональное распределение нагрузки между компрессорами в соответствии с их параметрами и наиболее экономичными по расходу ЭЭ; - введение системы контроля за утечками сжатого воздуха. б) Снижениеэлектрических нагрузок в вентиляционных установках в основном определяется автоматизацией их работы в зависимости от режима работы основного оборудования, участка, цеха. Например, использование автоматики в работе воздуходувок участка нагревательных печей с периодическим отключением одной из них может дать экономию до 100 кВт·ч за смену. в) снижение расхода ЭЭ в насосных установках достигается регулированием производительности и давления насосных агрегатов, а также сокращением расхода воды на производственные нужды. Регулирование производительности и давления при одиночной работе насосов достигается установкой регулируемых электроприводов или установкой приемных и опорных задвижек. Этот способ является более экономичным. Сокращения расхода воды на производственные нужды обеспечивается устройствами для утилизации охлаждающей воды за счет применения циркуляционных систем охлаждения. г)Транспортные устройства. Наибольшее потребление ЭЭ приходится на мостовые краны, у которых мощность двигателей часто может превышать мощность, необходимую для текущих перевозок грузов. Снижение расхода ЭЭ в этом случае можно получить за счет применения крана с двумя подъемами или установки второго крана с меньшей грузоподъемностью для постоянной работы. При монтаже (перемещении) многотонного оборудования использовать второй подъем (кран). д)Электрическое освещение. Основными мерами для снижения расхода ЭЭ являются: содержание в чистоте световых проемов и полное использование естественного света; систематическая чистка осветительных ламп, правильное размещение светильников, применение наиболее экономичных светильников и источников света, схем автоматического включения и отключения внутреннего и наружного освещения. 2. Способы снижения реактивных нагрузок: Снижение реактивных нагрузок потребителей может осуществляться: 1)выполнением мероприятий, не требующих установки компенсирующих устройств для снижения реактивной мощности; 2)установкой компенсирующих устройств для частичной или полной компенсации реактивной мощности. В первом случае, предметом анализа должны быть следующие вопросы: а )замена мало загруженных асинхронных двигателей (АД) двигателями меньшей мощности. Для АД с номинальным коэффициентом мощности cosφ ном = 0,91 – 0,93 реактивная мощность холостого хода составляет около 50% реактивной мощности при номинальной загрузке двигателя. Для двигателей с cosφ ном = 0,77 – 0,79 она достигает 70%. Например, если для какого-то конкретного двигателя при 100% -й загрузке cosφ = 0,8, то при 50% -й загрузке он равен 0,65, а при 30% -й – 0,51%. Следовательно, замена систематически мало загруженных АД двигателями меньшей мощности способствует повышению мощности промышленных электроустановок. б )ограничение холостого хода двигателей и сварочных трансформаторов; в )применение синхронных двигателей вместо асинхронных двигателей в случае, когда это возможно по условиям технологического процесса; г )применение наиболее целесообразной силовой схемы вентильного преобразователя (предпочтительнее использовать схемы с меньшим потреблением реактивной мощности). Как правило, значительное снижение потребления реактивной мощности естественными методами невозможно, поэтому в дополнение к естественным мероприятиям применяют искусственные методы компенсации реактивной мощности, т.е. рассматривается второй случай. Во втором случае, для компенсации реактивной мощности, потребляемой электроустановками, используются синхронные машины, конденсаторы и специальные статические источники реактивной мощности. Наглядное представление о сущности компенсации реактивной мощности дает векторная диаграмма, представленная на рис. 3.4. Пусть до компенсации потребитель потребляет активную мощность Р 1 – вектор ОВ и реактивную мощность Q 1 (от индуктивной нагрузки) – вектор ВА. Вектор ОА представляет полную потребляемую мощность S 1 . Если включить параллельно нагрузке компенсирующую установку (емкостную нагрузку) Q ку – вектор АА′, то при той же потребляемой активной мощности Р 1 реактивная мощность потребителя уменьшается на величину Q 1 - Q ку, а полная мощность S 2 станет меньше S 1 . При этом ток в сети также снизится, поскольку I 2 = S 2 / ( U) < I 1 = S 1 / ( U). В результате использования компенсирующей установки (КУ) при том же сечении проводов можно повысить пропускную способность сети по активной мощности. Мощность компенсирующего устройства Q ку определяется как разность между реактивной мощностью нагрузки предприятия Q и предельной реактивной мощностью Q э, которую может предоставить предприятию энергосистема по условиям режима ее работы Q ку = Q – Q э = Р(tgφ р – tgφ э), (3.67) где Q = Р tgφ р – расчетная мощность реактивной нагрузки предприятия в точке присоединения к питающей энергосистеме; Q э – мощность, соответствующая установленным предприятию условиям получения электроэнергии от энергосистемы; Р – расчетная мощность активной нагрузки предприятия; tgφ р = Q/Р – тангенс угла, соответствующий коэффициенту мощности нагрузки предприятия; tgφ э – тангенс угла, отвечающий установленным предприятию условиям получения мощности Q э. Для компенсации реактивной мощности в сетях общего назначения чаще используют конденсаторные батареи (БК) и синхронные двигатели (СД). К достоинствам конденсаторных батарей относятся простота, невысокая стоимость, малые удельные потери активной мощности. Размещение конденсаторных батарей в сетях напряжением до 1000 В и выше должно удовлетворять условию наибольшего снижения потерь активной мощности от реактивных нагрузок. Основное назначение синхронных двигателей – выполнение механической работы, следовательно, он является потребителем активной мощности. При перевозбуждении СД его электродвижущая сила (ЭДС) больше напряжения сети, в результате вектор тока двигателя опережает вектор напряжения, т.е. имеет емкостный характер. В результате СД выдает реактивную мощность. При недовозбуждении СД является потребителем реактивной мощности. Изменение тока возбуждения позволяет регулировать генерируемую СД реактивную мощность. Затраты на генерацию реактивной мощности определяются в основном стоимостью связанных с этим потерь активной мощности в самом двигателе. Как правило, чем меньше номинальная мощность СД и его частота вращения, тем больше эти потери.

Предыдущая запись

Лисичка (поделка из луковой шелухи)

Следующая запись

Делаем спойлер своими руками — пошаговая инструкция Принцип работы спойлера

Вверх

Определение расчетных нагрузок городской электрической сети. Нормативные документы Коэффициент совмещения максимумов нагрузок трансформаторов