«Конюхова Е. А. К 64 Электроснабжение объектов: Учеб. пособие для студ. учреждений сред. проф. образования. - М.: Издательство Мастерство, 2002.-320 с: ил. ISBN 5-294-00063-6 Рассмотрено электроснабжение промышленных и ...»

7.4. Внутренние распределительные устройства При напряжении 6...10 кВ габаритные размеры электрических аппаратов таковы, что объем здания и его стоимость невелики. В этих условиях целесообразны внутренние распределительные устройства, в которых аппараты защищены от непогоды и пыли, а обслуживание удобно. По мере повышения напряжения объем здания и стоимость строительной части быстро увеличиваются. При напряжении ПО...220 кВ внутренние РУ сооружают только в стесненных условиях, при наличии в воздухе пыли вредных химических загрязнений, в суровых климатических условиях.

Для РУ обычно сооружают особые здания, размеры которых выбирают в соответствии с электрической схемой и габаритами оборудования. При определенных условиях РУ могут быть размещены в отсеках производственных помещений.

Здания РУ сооружают сборными из готовых типовых железобетонных элементов, размеры которых стандартизованы. Поэтому длина здания должна быть кратной 6 м, ширина - 3 м, высота -0,6 м.

Естественное освещение внутренних РУ нежелательно, так как устройство окон осложняет конструкцию здания, окна требуют периодической очистки, через них может проникать пыль и т.п. Здания РУ не отапливаются, но нуждаются в вентиляции, поскольку аппараты и проводники выделяют значительное количество теплоты. Обычно применяют естественную вентиляцию, но в камерах с токоограничивающими реакторами и силовыми трансформаторами прибегают к установке вентиляторов.

Руководствуясь требованиями удобства и безопасности обслуживания, аппараты присоединений размещают в огражденных камерах, расположенных вдоль коридоров обслуживания. Огражденной камерой называют камеру, ограниченную со всех сторон стенами и перекрытиями, кроме стороны, обращенной в коридор обслуживания. С этой стороны предусматривают лишь сетчатое ограждение не ниже 1,9 м с дверями для доступа в камеру при снятом напряжении. При таком размещении оборудования обеспечиваются хорошая обозреваемость аппаратов, удобный и безопасный ремонт, а также локализация повреждений, т. е. ограничение зоны их распространения.

Закрытой камерой называют камеру, ограниченную со всех сторон стенами и перекрытиями, с доступом из коридора обслуживания или снаружи через сплошные двери. Размеры камеры определяются габаритными размерами электрических аппаратов, условиями доступа к ним при ремонте, а также минимально допустимыми изоляционными расстояниями для каждого класса номинальных напряжений.

В зависимости от числа присоединений камеры размещают в один, два и большее число рядов с коридорами для обслуживания между ними. В РУ напряжением 6... 10 кВ с одной системой сборных шин и малогабаритными аппаратами в одну камеру могут быть помещены все аппараты одного присоединения. В устройствах с двумя системами сборных шин и аппаратами большого габарита для размещения аппаратов одного присоединения необходимы две или три камеры, расположенные в одном или двух этажах.

Распределительные устройства напряжением 6... 10 кВ мощных станций с выключателями больших размеров и реакторами выполняют обычно сборными. В присоединениях с меньшими токами и, следовательно, меньшими аппаратами, применяются комплектные камеры заводского изготовления - КРУ.

Ширина коридора обслуживания должна обеспечивать безопасное, удобное обслуживание установки и перемещение оборудования. Расстояние в свету между ограждениями должно составлять не менее 1 м. Число выходов из помещения РУ должно выполняться в соответствии со следующими требованиями: при длине РУ до 7 м допускается один выход, при длине 7... м - два выхода по концам.

Наименьшие изоляционные расстояния в воздухе для внутренних РУ напряжением 6...220 кВ Наименование Обозна- Наименьшие расстояния, мм, при напряжении частей до заземленных конструкций и стен зданий ками разных фаз Рис. 7.3. Наименьшие расстояния в свету между неизолированными токоведущими частями разноименных фаз и между ними и заземленными частями для внутренних РУ Наименьшие изоляционные расстояния в воздухе для внутренних РУ напряжением от до 220 кВ, обеспечивающие условия безопасности и удобного обслуживания, установлены ПУЭ (табл. 7.1). Основными из них являются минимальные расстояния от токоведущих частей до заземленных конструкций Аф-з, а также минимальные расстояния между токоведущими частями разноименных фаз Аф-ф (рис. 7.3).

В ПУЭ также нормируются наименьшие расстояния от токоведущих частей до сплошных и сетчатых ограждений, между неогражденными токоведущими частями разных цепей, от неогражденных токоведущих частей до отметки пола и др.

7.5. Открытые распределительные устройства напряжением до 220 кВ Наиболее рациональной компоновкой открытого распределительного устройства на подстанциях является компоновка с расположением оборудования в одной плоскости, когда электрооборудование располагается на нулевой отметке.

Любое ОРУ состоит из подходящих и отходящих присоединений, подключаемых к общим шинам.

При компоновке подстанций необходимо учитывать направление подходящих к ОРУ воздушных и кабельных линий, расположение подъездных дорог к подстанции и возможности доставки по ним оборудования с большой массой, климатические условия, рельеф и геологию местности, состояние окружающей среды (степень ее загрязнения).

Конструкция опор под ошиновку и оборудование служит для крепления и установки на них гибкой и жесткой ошиновок и оборудования.

Основные показатели размеров, м, типовых ОРУ напряжением 35... 220 кВ Портальные конструкции для подвески ошиновки могут быть металлическими или из сборного железобетона. Опоры под оборудование выполняются из унифицированных железобетонных стоек и свай с металлическими конструкциями сверху для крепления аппаратов. При однорядном расположении выключателей ОРУ напряжением 35... 220 кВ по блочным и мостиковым схемам ее основные показатели по габаритам приведены в табл. 7. В ПУЭ нормируются наименьшие допустимые растояния от масляных трансформаторов до стены производственных зданий в зависимости от степени огнестойкости. При расстоянии более 10 м специальных требований к огнестойкости зданий не предъявляется.

7.6. Комплектные трансформаторные подстанции Комплектные трансформаторные подстанции применяют для приема, распределения и преобразования электрической энергии трехфазного тока частотой 50 Гц.

По числу трансформаторов КТП могут быть однотрансформаторными, двухтрансформаторными и трехтрансформаторными.

По роду установки КТП могут быть:

внутренней установки с масляными, сухими или заполненными негорючей жидкостью трансформаторами;

наружной установки (только с масляными трансформаторами);

смешанной установки с расположением РУ высшего напряжения и трансформатора снаружи, а РУ низшего напряжения внутри помещения.

КТП можно разделить на четыре основные группы.

1. КТП наружной установки мощностью 25...400 кВ-А, напряжением 6...35/0,4 кВ, применяемые для электроснабжения объектов сельскохозяйственного назначения. Это в основном мачтовые подстанции. КТП данной группы состоят из шкафа ввода ВН, трансформатора и шкафа НН, укомплектованного на отходящих линиях автоматическими выключателями.

2. КТП внутренней и наружной установки напряжением до 10 кВ включительно мощностью 160... 2500 кВ·А, которые в основном используются для электроснабжения промышленных предприятий. КТП этой группы состоят из шкафов ввода на напряжение 10 кВ и РУ напряжением до 1 кВ. Для КТП применяют как масляные, так и заполненные негорючей жидкостью или сухие трансформаторы специального исполнения с боковыми выводами, для КТП наружной установки - только масляные.

3. Сборные и комплектные трансформаторные подстанции напряжением 35...110/6... кВ. Со стороны высокого напряжения подстанции комплектуются открыТаблица 7. Технические характеристики КТП напряжением 6... 10 кВ общего назначения для внутренней установки Тип Мощность транс- Тип трансформа- Комплектующее оборудование и 10/0, и 10/0, и 10/0, и 10/0, и 10/0, и 10/0, и 10/0, и 10/0, 2КТПМ 2КТПУ 2КТПМ 1000ключателем ШНЛ-2М 2КТПМ 1600/ 10/0, 2КТПМ 2500- 10/0, Примечания: 1. Блок высоковольтного ввода выполняется трех типов: ВВ-1 - с глухим присоединением кабеля; ВВ-2 - с присоединением кабеля через разъединитель; ВВ-3 - с присоединением кабеля через разъединитель и предохранитель.

2. Буквы М и У в обозначении типов КТП соответственно обозначают: модифицированный и унифицированный.

тыми распределительными устройствами напряжением 35... 110 кВ, со стороны 6... 10 кВ - шкафами КРУН наружной установки.

4. КТП специального назначения, перевозимые на салазках, напряжением 6... 10 кВ, мощностью 160...630 кВ-А, которые выпускаются для электроснабжения стройплощадок, рудников, шахт, карьеров.

Технические данные подстанций внутренней установки приведены в табл. 7.3, наружной установки - в табл. 7.4.

Технические характеристики комплектных трансформаторных подстанций наружной установки типа КТПН-72М напряжением 6... 10 кВ Примечание. КТПН поставляются без силовых трансформаторов.

7.6.2. Конструктивное исполнение комплектных трансформаторных подстанций Комплектные трансформаторные подстанции напряжением 6...10 к В. В целях наибольшего приближения к потребителям рекомендуется применять внутренние, встроенные в здание или пристроенные к нему, трансформаторные подстанции. Встроенные в здание или пристроенные трансформаторные подстанции имеют выход из камер с масляными трансформаторами и высоковольтными аппаратами непосредственно наружу. Внутрицеховые подстанции могут размещаться на первом и втором этажах производств, которые согласно противопожарным требованиям отнесены к категориям Г и Д первой и второй степеням огнестойкости. Внутрицеховые подстанции размещаются как открыто, так и в отдельных помещениях (рис. 7.4).

Размещение внутрицеховых подстанций в помещениях пыльных и с химически активной средой допускается при условии принятия мер, обеспечивающих надежную работу электрооборудования.

В производственных помещениях трансформаторы и РУ могут устанавливаться, как открыто, так и в камерах и отдельных помещениях. На каждой открыто установленной цеховой подстанции и КТП могут быть применены масляные трансформаторы Рис. 7.4. Модульная разводка силовой электросети к электроприемникам механического цеха:

/ - комплектная трансформаторная подстанция; 2 - колонка с автоматическим выключателем; 3 - ответвительная коробка; 4 - модульная магистраль; 5 - силовой шкаф; 6 -магистральный шинопровод Рис. 7.5. Комплектная двухтрансформаторная подстанция мощностью 630... 1000 кВ·А для внутренней установки с однорядным расположением оборудования: а - вид спереди; б - план; 1 - кабель ВН; 2 - шкаф ввода ВН; - силовой трансформатор; 4 - шкаф ввода НН; 5 - отсек приборов; 6- шкаф отходящих линий НН; 7 - секционный шкаф НН или шкаф отходящих линий; 8 - шинный короб; 9 - окно для вывода кабеля вверх мощностью до 1600 кВ·А. Расстояние в свету между масляными трансформаторами должно быть не менее 10 м.

Для внутрицеховых подстанций и КТП с сухими трансформаторами или с негорючим диэлектриком их мощность и расстояние между ними не ограничиваются.

КРУ и КТП следует, как правило, размещать в пределах «мертвой зоны» подъемнотранспортных механизмов. В цехах с интенсивным движением внутризаводского транспорта КРУ и КТП следует ограждать.

Ширина прохода для управления и ремонта КРУ выкатного типа и КТП должна обеспечивать удобство обслуживания и ремонта (0,6...0,8 м).

Ввод от трансформатора на щит может быть выполнен двумя способами: кабелями снизу на вводных панелях, предназначенных для кабельных вводов; шинами сверху с помощью вводных панелей или же непосредственно к сборным шинам через разъединитель, установленный на стене.

На рис. 7.5 представлена комплектная двухтрансформаторная подстанция мощностью 630... 1000 кВ·А для внутренней установки с однорядным расположением оборудования. Автоматические выключатели выдвижного исполнения служат защитно-коммутационной аппаратурой, каждый автомат закрыт дверью, управление производится рукоятками и ключами, расположенными на дверях шкафов, а для дистанционного управления концы проводов подведены к рейке с зажимами. Присоединение вводов высшего напряжения глухое.

Ко мплектные трансформаторные подстанции напряжением 35/6...10 к В.

КТП напряжением 35/6... 10 кВ применяют для электроснабжения небольших промышленных предприятий и сельскохозяйственных районов. КТП (рис. 7.6) состоит из ОРУ напряжением кВ, силового трансформатора и КРУН напряжением 6... 10 кВ наружной установки, металлического ограждения подстанции, совмещенного с контуром заземления.

Конструкция комплектной подстанции допускает возможность установки одного или двух силовых трансформаторов мощностью 630...3200кВ-А.

ОРУ однотрансформаторной подстанции напряжением 35 кВ представляет собой портал, на котором смонтированы со стороны подстанции линейный разъединитель с двумя заземляющими ножами, а со стороны линии - стреляющие предохранители высокого напряжения, разрядники и резонансные заградители высокочастотной связи.

На стороне 35 кВ применяются следующие основные схемы: тупиковые, проходные, узловые, «мостик».

Ячейка ввода ОРУ имеет дополнительное внутреннее ограждение высотой 2 м, определяемой зоной выхлопа стреляющих предохранителей ПСН-35 и допустимыми расстояниями от аппаратуры, установленной в нижней части портала.

Рис. 7.6. Комплектная трансформаторная подстанция напряжением 35 кВ типа 2КТП-35/6-10П кВ с трансформаторами мощностью 3200 кВ-А: а - вид спереди; б - план: 1 - трансформатор; 2 - КРУН напряжением 6... кВ; 3 - внешнее ограждение; 4 - шкаф противопожарного оборудования; 5 - шкаф инвентарный; б -внутреннее ограждение предохранителей; 7 - ОРУ напряжением 35 кВ Двухтрансформаторная подстанция представляет собой сочетание двух комплектных однотрансформаторных подстанций, комплектуемых секционным шкафом напряжением 6... кВ. Ввод со стороны 35 кВ выполнен как для однотрансформаторной подстанции, но включает в себя два портала с линейными предохранителями, разъединителями и разрядниками.

Ко мплектные трансформаторные подстанции напряжением 110/6... 10 кВ.

КТП напряжением 110/6...10кВ (рис. 7.7) состоят из ОРУ напряжением 110 кВ, силового трансформатора 5 и КРУН 7 наружной установки напряжением 6... 10 кВ.

ОРУ напряжением 100 кВ однотрансформаторной подстанции состоит из линейного разъединителя, отделителя, короткозамыкателя, заземляющего разъединителя, линейного портала, металлоконструкции под установку высокочастотной связи. Узел линейного разъединителя 2 представляет собой металлоконструкцию портального типа, на которой установлены полюсы разъединителя типа РЛНД-2- 110/ 600. Полюсы соединяют между собой тягами. С приводом ПРН разъединитель соединен валами, привод ПРН устанавливается под центральным полюсом разъединителя на траверсе и снабжается внутренней блокировкой, не допускающей включения заземляющих ножей при включенных главных ножах разъединителя.

Узел отделителя и короткозамыкателя 3 - трехстоечная металлоконструкция, на которой установлены три полюса отделителя ОД-110 и короткозамыкатель КЗ-110. Отделитель управляется приводом ШПО, который устанавливается на одной из стоек. Короткозамыкатель изолируется от металлоконструкций четырьмя изоляторами.

Рис. 7.7. Комплектная трансформаторная подстанция наружной установки напряжением 110/6...10 кВ ОРУ напряжением 110 кВ Заземление короткозамыкателя производится шиной, которая проходит через трансформатор тока ТШЛ-0,5 проходного типа.

Узел заземляющего разъединителя 6- одностоечная металлоконструкция, на которой установлен заземляющий разъединитель ЗОН. В зависимости от высоты силового трансформатора заводом поставляется установка заземляющего разъединителя высотой 3 и 5 м. На металлоконструкции заземляющего разъединителя устанавливается ящик с зажимами цепей управления.

Линейный портал 4 - одностоечная портальная конструкция с двумя траверсами. Портал служит для приема линии, к стойкам портала подсоединяются грозозащитные тросы, на одной из стоек портала устанавливается молниеотвод. Расстояние между проводами 2500 мм, а между грозозащитными тросами - 8000 мм. Верхняя траверса служит для подвески гирлянд изоляторов. На нижней траверсе устанавливаются разрядники РВС-110 с регистраторами разрядов.

Узел высокочастотной связи 1 рассчитан на совместную установку заградителя и конденсатора связи.

КРУН напряжением 6... 10 кВ 7 - металлическая конструкция, состоящая из соединенных между собой шкафов, в которых смонтированы аппаратура силовых и вспомогательных цепей.

У силового трансформатора вблизи выводов напряжением 6... 10 кВ устанавливаются вентильные разрядники РВП напряжением 6... 10 кВ.

Источником питания оперативных цепей и устройств релейной защиты и автоматики является трансформатор собственных нужд.

7.7. Конструктивное исполнение распределительных подстанций напряжением 6...

10 кВ На рис. 7.8 приведена компоновка распределительной подстанции, пристроенной к зданию цеха с двумя выходами наружу. Часть РП, находящаяся в ведении энергоснабжающей организации, отделена перегородкой с дверью, запираемой на замок.

Рис. 7.8. Расположение оборудования распределительной подстанции напряжением 10 кВ при двухрядном расположении камер КСО при разделении распределительной подстанции на части абонента и энергосистемы: / блоки питания; 2 - щитки защиты; 3 - шкаф оперативного тока типа ШУОТ; 4 - мост шинный длиной 3000 мм; 5 ограждение сетчатое с дверью; 6 - камера типа КСО- Рис. 7.9. Вариант компоновки распределительной подстанции напряжением 10 кВ в отдельном помещении между колоннами в цеху:

1 - шкаф КРУ размером 1350 мм; 2 - токопровод между шкафами; 3 - шкаф КРУ размером 900 мм; 4 - токопровод между секциями КРУ Рис. 7.10. Компоновка распределительной подстанции с выкатными КРУ и реакторами с подводом питания через специальную шахту от гибких токопроводов Рис. 7.11. Выполнение распределительных подстанций напряжением 6... 10 кВ: а - отдельно стоящая РП с камерами КРУ, совмещенная с КТП и комплектной конденсаторной установкой (ККУ); б - отдельно стоящая РП с камерами КРУ, совмещенная с ККУ; в- отдельно стоящая РП с камерами КСО, совмещенная с КТП и ККУ; 1 - камеры КРУ или КСО; 2 - КТП; 3 - ККУ; 4 - электропитание приводов; 5 - вводное устройство силового питания На рис. 7.9 приведена компоновка распределительной подстанции при размещении в отдельном помещении между колоннами в цеху.

На рис. 7.10 показана компоновка распределительной подстанции с выкатными КРУ с подводом питания через специальную шахту и с установкой в специальных ячейках токоограничивающих реакторов.

На рис. 7.11 показано несколько примеров выполнения распределительных подстанций, некоторые из которых совмещены с трансформаторными подстанциями. Компоновки РП предусматривают также возможность размещения в них конденсаторных установок (УК).

7.8. Примеры выполнения подстанций напряжением 6... 10/0,4...0,66 кВ Типы выполнения подстанций напряжением 6... 10/0,4... 0,66 кВ достаточно многообразны, поэтому рассмотрим лишь некоторые из них.

Рис. 7.12. Открытая установка трансформаторов возле цеха: а - цеховая подстанция с открыто установленным трансформатором мощностью 1000 кВ·А; б - цеховая однотрансформаторная КТП с наружной установкой трансформатора мощностью 630 кВ·А; 1 - трансформатор; 2 - шкаф ввода напряжением до 1 кВ; 3 - шкаф отходящих линий; 4 — шкаф ввода напряжением выше 1 кВ с выключателем нагрузки; 5 - зона обслуживания Широко применяются компоновки подстанций с установкой трансформаторов открыто возле производственных зданий предприятия и с размещением распределительных устройств вторичного напряжения внутри этих зданий. При этом необходимо соблюдать ряд условий, так как пожар в трансформаторе может вывести из работы производственный корпус. Кроме того, должен предусматриваться проезд шириной не менее 3 м вдоль всех трансформаторов или пожарный подъезд к каждому из них.

На рис. 7.12, а показана цеховая подстанция с открытой установкой трансформатора мощностью 1000 кВ-А возле цеха и с размещением распределительного щита напряжением до кВ непосредственно в цехе. На рис. 7.12, б показана установка однотрансформаторной КТП и вводного шкафа напряжением выше 1 кВ снаружи, непосредственно возле стены здания, а комплектного устройства напряжением до 1 кВ внутри цеха.

Шины, соединяющие выводы напряжением до 1 кВ с комплектным распределительным устройством, заключены в короба из листовой стали.

ХАРАКТЕРИСТИКИ ГРАФИКОВ НАГРУЗКИ ЭЛЕМЕНТОВ СИСТЕМ

ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ

Одной из первых и основополагающих частей проекта электроснабжения объекта является определение ожидаемых электрических нагрузок на всех ступенях электрических сетей.

Именно нагрузки определяют необходимые технические характеристики элементов электрических сетей - сечения жил и марки проводников, мощности, и типы трансформаторов, электрических аппаратов и другого электротехнического оборудования. Преувеличение ожидаемых нагрузок при проектировании по сравнению с реально возникающими нагрузками при эксплуатации объекта приводит к перерасходу проводников и неоправданному омертвлению средств, вложенных в избыточную мощность электрооборудования. Преуменьшение - к излишним потерям мощности в сетях, перегреву, повышенному износу и сокращению срока службы электрооборудования.

Правильное определение электрических нагрузок обеспечивает правильный выбор средств компенсации реактивной мощности, устройств регулирования напряжения, а также релейной защиты и автоматики электрических сетей.

По указанным причинам ожидаемые электрические нагрузки желательно определять при проектировании возможно точнее. Однако вследствие недостаточной полноты, точности и достоверности исходной информации обо всех многочисленных случайных факторах, формирующих нагрузки, последние не могут быть определены с высокой точностью. Обычно при определении ожидаемых нагрузок считают допустимыми ошибки в ± 10%.

Для силовых электроприемников различают три режима работы: длительный, кратковременный и повторно-кратковременный. При работе в длительном режиме достигается тепловое равновесие и устанавливается определенная температура электроприемника. Кратковременный режим характеризуется тем, что после кратковременного включения и нагревания электроприемника его температура за период последующей паузы понижается до температуры окружающей среды. Наконец, повторно-кратковременный режим (ПКР), в ходе которого период включения длительностью tв чередуется с паузой продолжительностью, t п так же как и длительный режим, приводит к постепенному нагреванию электроприемника до установившейся температуры. Однако процесс нагревания в этом случае по сравнению с длительным режимом при той же нагрузке замедляется, и установившийся перегрев снижается. Величиной, характеризующей ПКР, является продолжительность включения (ПВ):

Часто ПВ определяют в процентах, т.е. ПВ% = ПВ·100. Установлены четыре стандартных значения ПВ, на которые выпускается электрооборудование: 15, 25, 40, 60%. Длительность цикла при ПКР не должна превышать 10 мин.

Значение ПВ = 1 (или 100%) соответствует длительному режиму.

Номинальная (установленная) мощность электроприемников является достоверной исходной величиной для расчета электрических нагрузок, так как она обычно известна. Под номинальной активной мощностью двигателей рном понимается мощность, развиваемая двигателем на валу при номинальном напряжении, а под номинальной активной мощностью других приемников – потребляемая ими из сети мощность при номинальном напряжении.

Паспортная мощность рпасп приемников ПКР приводится к номинальной длительной мощности при ПВ = 1:

Под номинальной реактивной мощностью приемника понимается реактивная мощность, потребляемая им из сети при номинальной активной мощности и номинальном напряжении.

Различают следующие типы длительных режимов работы приемников электроэнергии:

1) периодические;

2) циклические;

3) нециклические;

4) нерегулярные.

Первый тип отвечает строго ритмичному процессу с периодом tц, производство, как правило, поточное или автоматизированное по жесткой программе.

Второй тип отвечает случаю не поточного и не автоматизированного производства, но цикличного производства. Здесь периодичность нарушена в основном из-за непостоянства длительностей пауз t п отдельных циклов, однако продолжительность рабочих интервалов t р цикла и характер соответствующих участков графиков нагрузки остаются практически неизменными. Поэтому здесь можно говорить о средней длительности одного цикла tс.ц.Третий тип отвечает тому случаю, когда выполняемые агрегатом повторяющиеся операции строго не регламентированы, вследствие чего характер графика существенно изменяется и на рабочих участках.

Однако нециклический график, подобно периодическому и цикличному, характеризуется стабильностью потребления электроэнергии за среднее время цикла.

Четвертый тип отвечает нерегулярному режиму работы, когда условие стабильности потребления электроэнергии уже не соблюдается. Это означает, что технологический процесс имеет неустановившийся характер.

8.2. Групповые графики электрических нагрузок Групповые графики электрических нагрузок относятся к группе электроприемников, объединенных одной питающей линией. В отличие от индивидуальных графиков групповой график в строгом смысле непериодичен. Однако если за какой-то повторяющийся период времени для нескольких графиков одной и той же группы потребителей расход электроэнергии Эц оказывается одинаковым, то можно ввести понятие обобщенного цикла Тц. При установившемся темпе производства за установившийся цикл принимается длительность смены.

Характер и форма индивидуального графика нагрузки электроприемника определяются технологическим процессом. Групповой график представляет собой результат суммирования графиков отдельных электроприемников, входящих в группу. Однако даже при одинаковых электроприемниках их групповой график может принимать различные очертания в зависимости от ряда случайных факторов, обуславливающих сдвиги во времени работы отдельных электроприемников. Учесть возможность таких сдвигов, как и некоторых изменений характера индивидуальных графиков, а также оценить их влияние на величину максимальной нагрузки группового графика можно при применении для этой цели методов теории вероятностей и математической статистики.

При очень большом числе электроприемников, входящих в группу, суточный график приобретает устойчивый характер. Длительные наблюдения за действующими объектами позволили составить характерные графики для различных отраслей промышленного и сельскохозяйственного производства, а также для городов и поселков. Такие графики называют типовыми и строят их в относительных единицах (отн. ед.), выражая нагрузки в разные часы суток в процентах от максимальной нагрузки, принимаемой за 100%.

Располагая ординаты суточного группового графика в порядке убывания и откладывая по оси абсцисс продолжительность работы при разных нагрузках, получим так называемую упорядоченную диаграмму группового графика.

8.3. Математическое описание электрических нагрузок 8.3.1. Представление нагрузки случайным процессом Наиболее близко и полно природа графика нагрузки отражается в математическом понятии случайного процесса. Если мы зафиксируем (рис. 8.1) определенный момент времени t0, то нагрузка Р(t0 ) группы приемников электроэнергии в этот момент времени для различных суток будет принимать различные значения, так что Р(t0 ) есть случайная величина. Поэтому ясно, что любая запись РW (t ) графика представляет некоторую частную реализацию процесса Р(t ) изменения нагрузки во времени. Иначе говоря, эта запись дает непрерывную временную цепь частных значений множества случайных величин Рt где t - любой момент времени в интервале изучения графика.

На рис. 8.1 показаны две реализации случайного графика: РW (t ) и РW 1 (t ) ; кроме того, для двух моментов времени t и t + указаны некоторые из возможных значений нагрузки:

РW (t 0 ) и РW (t 0 + ) относятся к реализации РW (t ) ; РWh (t 0 ) и РWf (t 0 + ) - к некоторым реализациям РWh (t ) и РWf (t ) Таким образом, понятие случайного процесса можно охарактеризовать двумя дополняющими друг друга определениями: как совокупность всех возможных частных его реализаций РW и как совокупность случайных величин Рt, для любых моментов времени t.

Соответственно имеются два пути исследования случайного графика нагрузки как процесса: «вдоль» - по свойствам зафиксированных реализаций РW (t ) в различные моменты времени t ; «поперек» - по свойствам случайных величин Рt, для зафиксированных моментов времени t, но для различных реализаций w.

При исследованиях в действующих электрических сетях на первый план выступает обычно первый путь, поскольку реализации графика получаются как повторные записи Рис. 8.1. Реализации Рw(1) случайного процесса Р{1) регистрирующим прибором, например за различные сутки. В теории же и расчетах на первый план выступает второй путь.

Ступенчатый график, полученный осреднением исходного графика РW (t ) на последовательных интервалах времени, представляет цепь частных значений дискретной последовательности случайных величин: P1, P 2,..., Ph.... Ясно, что цепи значений Ph представляют собой случайные последовательности. Все отличия понятия случайной последовательности от понятия случайного процесса связаны с тем, что индекс h ступени Ph принимает в отличие от индекса t дискретную последовательность значений.

При поперечном изучении случайного процесса возникает естественный вопрос: что же дает основание для физически правомерного объединения всех случайных величин Pt, в одно общее понятие случайного процесса? Таким основанием является наличие для процесса данного типа определенных корреляционных, т.е. вероятностных, взаимосвязей между величинами Pt, и, в частности, между любой их парой Pt, и P(t + ), отвечающей сдвигу между зафиксированными моментами времени. Именно эти связи определяют форму реализаций PW (t ) случайного процесса, а следовательно, эффекты нагрева проводника, характер пиков случайной нагрузки и другие ее свойства. Указанные связи в групповом графике нагрузки обусловлены их наличием уже в индивидуальных графиках приемников электроэнергии, где они определяются, в конечном счете, технологическим процессом.

Случайный процесс характеризуется найденным «поперек» (по сечениям) средним значением (математическим ожиданием) MPt, дисперсией DPt, а также корреляционной функцией Rt ( ) :

Это уравнение представляет собой зависимость взаимного корреляционного момента двух случайных величин Pt, и P(t + ) от сдвига во времени между ними. Если технологический процесс и график нагрузки имеют установившийся характер, то все три приведенные характеристики не зависят от выбора момента времени t, т. е.

а сам процесс называется стационарным, или однородным, во времени. При этом корреляционная функция оказывается функцией одного переменного. Следует также отметить, что дисперсия является просто частным значением R( ) при = 0, поскольку Реальные графики нагрузок не являются, вообще говоря, стационарными. Примером может служить ступенчатый график (рис. 8.2) математических ожиданий MPt нагрузок при получасовом осреднении ( = 0,5 ч) для группы электроприводов механического цеха Рис. 8.2. График получасовых нагрузок линии Как видно, условие MPt = const здесь не соблюдено на всем периоде наблюдения. Однако на некоторых участках соблюдены условия стационарности, как правило, участки стационарности соответствуют максимальным нагрузкам.

Как доказывается в теории случайных процессов, если для случайного стационарного процесса корреляционная функция R( ) = 0, то он обладает свойством эргодичности; это свойство означает, что поперечные характеристики совпадают с их продольными аналогами, т.е. с характеристиками, вычисленными путем осреднения во времени по зафиксированной реализации процесса:

В итоге для изучения стационарного эргодичного процесса (или участка) можно ограничиться одной реализацией нагрузки. Это свойство позволяет существенно упростить экспериментальное определение характеристик случайного графика нагрузки данного типа, а именно:

изучать нагрузку, отвлекаясь от времени, т.е. как случайную величину.

8.3.2. Представление нагрузок случайными величинами Групповая нагрузка есть сумма индивидуальных; согласно теореме Ляпунова, при некоторых условиях, всегда удовлетворяемых для индивидуальных графиков независимых электроприемников (при числе приемников в группе больше 10), случайная величина групповой нагрузки подчиняется нормальному закону распределения. Основными числовыми характеристиками нормального закона являются математическое ожидание MP и дисперсия DP. Корень квадратный из дисперсии называется среднеквадратическим отклонением, или стандартом, нагрузки:

Для характеристики случайной величины часто применяется вариация Чем меньше вариация, тем более скученно располагаются значения нагрузки около математического ожидания (среднего значения).

При значении DP = 0 случайная величина нагрузки становится детерминированной и постоянной.

Дисперсию случайной величины можно также определить по выражению где M [ P ] - математическое ожидание квадрата нагрузки или эффективная нагрузка PЭ.

Для оценки отклонения значения нагрузки от математического ожидания удобно пользоваться понятием нормированного отклонения Для нормального закона распределения вероятность того, что нагрузка выйдет за пределы MP ± 3 P, равна 0,003, поэтому значениями, выходящими за указанные пределы, пренебрегают.

Электрические нагрузки элементов системы электроснабжения представляют собой сумму случайных величин нагрузок элементов, связанных электрической сетью. Поэтому важно определение характеристик суммы, если известны характеристики слагаемых нагрузок.

Математическое ожидание суммы любых случайных величин равно сумме их математических ожиданий:

Дисперсия суммы двух случайных величин равна сумме дисперсий плюс удвоенный корреляционный момент:

Для независимых случайных величин корреляционный момент K1, 2 равен нулю. При прочих равных условиях наличие корреляционных связей между нагрузками пары приемников вызывает уменьшение или увеличение суммарной нагрузки в зависимости от того, положительна или отрицательна эта связь.

Корреляционный момент характеризует не только зависимость величин, но и их рассеивание. Поэтому для характеристики связи между величинами в чистом виде переходят от момента к безразмерной характеристике где P1 P 2 - средние квадратические отклонения величин P1, и P2. Эта характеристика r1,2 называется коэффициентом корреляции. Очевидно, что для независимых случайных величин коэффициент корреляции обращается в нуль. Коэффициент корреляции характеризует не всякую зависимость, а только так называемую линейную зависимость, а именно степень тесноты линейной зависимости между случайными величинами. Если случайные величины связаны точной функциональной линейной зависимостью, то r1,2 = ±1. В общем случае, когда случайные величины связаны произвольной вероятностной зависимостью, коэффициент корреляции может иметь следующее значение:

В случае r1,2 > 0 говорят о положительной корреляции величин, в случае r1,2 < 0 - об отрицательной корреляции. Положительная корреляция между случайными величинами означает, что при возрастании одной из них другая имеет тенденцию в среднем возрастать; отрицательная корреляция означает, что при возрастании одной из случайных величин другая имеет тенденцию в среднем убывать.

Дисперсия суммы любого числа слагаемых где K i, j - корреляционный момент величин Pi и Pj - суммирование распространяется на все возможные попарные сочетания случайных величин.

8.4. Показатели графиков электрических нагрузок.

Общие замечания. При обобщенном исследовании и расчетах нагрузок необходимо применение некоторых безразмерных коэффициентов, характеризующих режим работы приемников электроэнергии, например по степени их использования во времени и по мощности.

Показатель любого типа может определяться для индивидуального или для группового графика как активной, так и реактивной мощности или тока. В связи с этим далее принята следующая система обозначений:

Показатели индивидуальных и групповых графиков различаются применением строчной или соответственно прописной буквы.

Все показатели активной нагрузки обозначаются K, k ; реактивной нагрузки - L, l ; токовой нагрузки - G, g.

Род показателя обозначается индексом в виде русской начальной буквы его названия.

Например, K И означает групповой (прописная буква) коэффициент использования (индекс «и») графика активной мощности (буква К).

Основным показателем режима работы одного или группы электроприемников служит коэффициент использования, выражающий отношение среднесменной нагрузки ( pCM, PCM ) к номинальной ( pНОМ, PНОМ ). Применительно к трем представлениям нагрузки различают коэффициенты использования по активной мощности, реактивной мощности и току. Наибольшее распространение имеет первый из этих коэффициентов - по активной мощности:

Коэффициент использования активной мощности за смену может быть определен как отношение энергии эа, потребленной приемником за смену, к энергии эа. ном, которая могла быть потреблена приемником за смену при номинальной загрузке его в течение смены:

Коэффициент включения k B электроприемника характеризует степень использования электроприемника по времени:

где время включения t B приемника электроэнергии за цикл t Ц складывается из времени работы t P и времени холостого хода t X. X : t B = t P + t X. X.

Коэффициент включения электроприемника соотносится с вероятностью включения приемника в тот или иной период времени. Очевидно, что коэффициент включения различен для разных периодов суток и определяется его назначением и характером участия в технологическом процессе.

Групповым коэффициентом включения K B называется средневзвешенное по активной номинальной мощности значение индивидуальных коэффициентов включения электроприемников, входящих в группу, состоящую из 1, 2,..., i,..., n электроприемников:

Понятно, что числовое значение K B отнесено к тому же циклу, что и входящие в него индивидуальные k Bi.

В отличие от индивидуального понятие группового коэффициента включения лишено четкого физического смысла и используется лишь в качестве расчетной величины.

Коэффициент загрузки отдельного электроприемника определяется как отношение средних за время включения активной, реактивной мощности или тока к их номинальным величинам.

Очевидно, что средняя активная мощность за время включения pCB больше средней мощности за цикл pС. Ц и обратно пропорциональна отношению времени включения к общей продолжительности цикла:

Тогда коэффициент загрузки по активной мощности Если приближенно считать, что средняя нагрузка за цикл pС. Ц равна среднесменной pCM, что характерно для периодических, циклических и нециклических графиков, тогда Последние выражения позволяют записать аналогичные формулы для групповых графиков:

Коэффициент формы графика нагрузки - это отношение среднеквадратичной (эффективной) pЭ, РЭ нагрузки к средней pС, РС за данный период времени:

Коэффициент формы графика нагрузки группы из n приемников определяется так же:

Введем величину которую назовем эффективным числом приемников. Тогда коэффициент формы Следовательно, вариация суммарного графика нагрузки Если все приемники имеют одинаковую номинальную мощность p ном, то Если все приемники группы имеют однородный график работы, т. е. kфi = k ф, тогда При nЭ коэффициент формы K ф 1, это означает, что при неограниченном возрастании числа приемников групповой график для стационарного режима становится постоянным с минимальной вариацией, т. е. 0. Для реальных графиков нагрузки на интервалах стационарности, например в период максимума нагрузок, K ф = 1,02...1, 25, однако для объектов с достаточно ритмичным процессом K ф = 1,05...1,15.. Данные выводы справедливы для графиков нагрузок групп, объединяющих значительное число приемников, например шины трансформаторных подстанций.

Коэффициентом заполнения графика нагрузок активной мощности называется отношение средней активной мощности за исследуемый период времени к максимальной за тот же период:

Следует отметить, что максимальная нагрузка определяется исходя из периода осреднения графика нагрузки, равного 0,5 ч, т. е. за основу берется так называемый получасовой максимум нагрузки. Для практических расчетов принимается, что вероятность превышения получасового максимума не больше 0,005, т.е. при этом Pmax = PC + 2,5 P. Тогда Следовательно, чем меньше вариация нагрузки P, тем больше коэффициент заполнения графика, и при P 0 коэффициент заполнения графика K З.Г 1.

При K ф = 1,1(P 0,5), K З.Г 0,45.

Для характеристики заполнения графика нагрузки используют также понятие числа часов использования максимальной нагрузки где ЭГ - годовой расход активной электроэнергии объекта.

Неравномерность нагрузки по сменам, работу в праздничные дни, а также сезонные колебания нагрузки учитывает годовой коэффициент энергоиспользования K Э. Г, который устанавливает связь между средними активными нагрузками за смену PC и среднегодовыми нагрузками PC. Г :

где PC. Г - среднегодовая нагрузка, равная Г ; Т Г - годовое число часов работы.

где Т СМ - продолжительность смены; Т ПР - годовое число часов, на которое сокращена продолжительность работы в предвыходные (предпраздничные) дни; т - число нерабочих дней в году; п - число смен;. К Р - коэффициент, учитывающий время ремонта и другие простои, принимаемый равным 0,96...0,98.

Годовую продолжительность работы предприятия, за исключением цехов с непрерывным производством, в зависимости от числа и продолжительности смен можно принимать по данным табл. 8.1.

Годовое число часов работы предприятия Продолжительность Годовое число часов работы при числе смен, ч Для предприятий и цехов с непрерывным производством годовое число часов работы соответственно увеличивается.

Коэффициент энергоиспользования K Э. Г изменяется в пределах 0, 55... 0, 95.

8.4.7. Коэффициент одновременности максимумов нагрузки Элементы электрических сетей используются для совместного питания различных потребителей. Результирующая максимальная нагрузка таких элементов не может быть определена простым суммированием максимальных нагрузок отдельных потребителей, так как максимум нагрузки потребителей может быть не в одно и то же время. Например, максимум нагрузки промышленных потребителей отмечается утром, с 10 до 12 ч, максимум бытовых потребителей приходится на вечер, около 20 ч. Потребители разных подразделений промышленного предприятия также имеют максимальную нагрузку, не совпадающую во времени. Таким образом, максимумы нагрузки отдельных потребителей, питающихся от одного элемента сети, не наступают одновременно и время их наступления не совпадает с временем наступления максимума их суммарной нагрузки этого элемента.

Поэтому определение максимальной суммарной нагрузки производится, как правило, с использованием так называемого коэффициента одновременности максимумов нагрузки. В литературе встречаются иные названия, например, коэффициент участия в максимуме, коэффициент разновременности, коэффициент несовпадения максимумов и т.п.

Коэффициент одновременности максимумов нагрузки К 0 MAX учитывает нагрузки отдельных потребителей, формирующих нагрузку общего элемента сети, в момент максимума результирующего графика нагрузки. Коэффициент одновременности максимумов нагрузки К 0 MAX 1. Значения коэффициента одновременности максимумов нагрузки определяются характером нагрузки потребителей и могут изменяться в заметных пределах. Обычно значения коэффициента одновременности максимумов определяются для утреннего и вечернего максимумов. Для утреннего максимума силовой нагрузки промышленного объекта К 0 MAX = 0,7...0,95, для осветительной нагрузки К 0 MAX = 0,8... 1,0.

РАСЧЕТНЫЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ НАГРУЗКИ ПРОМЫШЛЕННЫХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ

9.1. Нагрузочная способность электрооборудования Номинальным током электрооборудования называют ток, который при номинальной температуре окружающей среды может проходить по электрооборудованию неограниченно длительное время и при этом температура наиболее нагретых частей его не превышает длительно допустимых значений. Под перегрузкой оборудования понимается работа его при нагрузках, превышающих его номинальную мощность (ток). Это возможно как в аварийных, так и в нормальных режимах, например при замене поврежденного оборудования, когда нагрузка превысила проектное значение.

За технические критерии допустимости перегрузки можно принять или заданную температуру оборудования, или заданный износ изоляции. Перегрузки по критерию предельной температуры могут быть длительными и кратковременными. Длительные перегрузки допустимы в тех случаях, когда условия охлаждения отличны от номинальных или когда характер или состояние оборудования позволяет отклониться от нормированных предельно допустимых температур на длительное время. Кратковременные перегрузки применяются в аварийных условиях при переходе от пониженной нагрузки по сравнению с номинальной нагрузкой к перегрузочному режиму.

Процесс нагрева элемента системы электроснабжения при протекании тока. При эксплуатации электрических сетей проводники нагреваются электрическим током. В первый момент включения тока все получаемое проводником тепло идет на повышение его температуры, которая при отсутствии охлаждения изменялась бы по линейному закону (прямая В на рис. 9.1).

В действительности нагревание сопровождается отдачей проводником теплоты в окружающую среду. Пока температура поверхности проводника мало отличается от температуры окружающей среды, количество отдаваемой теплоты невелико. Оно увеличивается с ростом разности температур поверхности проводника и окружающей среды. При этом скорость повышения температуры жил проводов и кабелей замедляется, температура стремится к предельному наибольшему значению, при котором наступает состояние теплового равновесия: вся выделяемая в проводнике теплота целиком передается в окружающую среду.

Рис. 9.1. Зависимости температуры провода от времени Закон изменения температуры проводника с течением времени при неизменной силе тока и постоянстве условий охлаждения выражается где е - основание натуральных логарифмов; t - время протекания тока, с; Т 0 - постоянная времени нагревания, с; - температура провода в момент времени t, °С; 0 - температура окружающей среды, °С; НБ - наибольшая температура проводника, устанавливающаяся при состоянии теплового равновесия, °С.

Изменение температуры проводника при нагревании с течением времени представлено на рис. 9.1 кривой А. Прямая С А, параллельная оси абсцисс, представляет собой наибольшую установившуюся разность температур проводника и окружающей среды (наибольшую температуру перегрева).

Отрезок СВ представляет собой постоянную времени нагревания, т. е. время, в течение которого проводник нагрелся бы до наибольшей температуры при условии отсутствия отдачи тепла в окружающую среду.

При отключении токовой нагрузки проводник охлаждается, закон изменения его температуры может быть выражен Передача теплоты от нагретого проводника в окружающую среду может осуществляться тремя способами: теплопроводностью, лучеиспусканием и конвекцией. В зависимости от температуры нагретого тела и характера окружающей среды преимущественное значение имеет тот или иной способ теплоотдачи.

Для неизолированных проводов воздушных линий электропередач основную роль играет передача тепла посредством конвекции, т. е. охлаждение нагретого провода движущимся потоком воздуха. Отдача тепла посредством лучеиспускания в данном случае невелика, так как температура проводов воздушных линий при нормальной эксплуатации не превышает 70 °С.

Отдача тепла посредством теплопроводности в рассматриваемом случае практически не играет заметной роли из-за плохой теплопроводности воздуха.

При охлаждении прокладываемых в воздухе изолированных проводов и кабелей отдача тепла с их внешней поверхности происходит по тому же закону, как и для неизолированных проводов. Но при нагревании изолированных проводов и кабелей тепловой поток, прежде чем достичь внешней его поверхности, должен преодолеть тепловое сопротивление изолирующих и защитных покровов. Это обстоятельство ухудшает условия охлаждения изолированных проводов по сравнению с неизолированными.

Наиболее часто для прокладки в воздухе применяются провода и кабели с резиновой или полихлорвиниловой изоляцией. Наибольшая допустимая температура определяется сохранностью изоляции. Длительный срок службы теплостойкой резиновой изоляции гарантируется при температуре, не превышающей + 65 °С, а полихлорвиниловой изоляции при температуре не более + 70 °С. При более высокой температуре резиновая изоляция становится хрупкой, полихлорвиниловая изоляция размягчается, и изоляционная оболочка провода или кабеля перестает удовлетворять требованиям.

Кабели с бумажной изоляцией получили широкое распространение при выполнении наружных электрических сетей городов и промышленных предприятий. Для таких сетей наиболее распространенным способом прокладки является прокладка в земляных траншеях. Условия охлаждения проложенных в земле кабелей отличаются от условий охлаждения проводов, прокладываемых на воздухе вследствие более высокой теплопроводности земли. Кабели прокладываются в земле на глубине 0,7... 1,0 м, где температура значительно отличается от температуры воздуха. Наибольшая среднемесячная температура почвы для большинства районов средней полосы России близка к + 15°С. Под нормальными условиями подразумевается прокладка в земле одного кабеля при температуре почвы + 15°С для среднего грунта с удельным сопротивлением 120 Ом·см.

Для кабелей с бумажной изоляцией в свинцовой или алюминиевой оболочке допустимая температура жил определяется устойчивостью к нагреванию кабельной бумаги и недопустимостью образования пустот внутри кабеля. Допустимая температура жил кабеля с бумажной изоляцией зависит от напряжения, на которое он рассчитан. При повышении допустимая температура жил кабеля понижается. Для кабелей с бумажной изоляцией на напряжение до 3 кВ допустимая температура + 80 °С, для кабелей на напряжение 6 кВ допустимая температура + 65 °С, для кабелей на напряжение 10 кВ допустимая температура +60°С.

Способ прокладки и масса проводника определяют величину постоянной времени нагрева:

где С - практически неизменная при реальных значениях температур теплоемкость проводника; A0 - коэффициент теплоотдачи, учитывающий суммарную отдачу тепла в окружающую среду за счет теплопроводности, лучеиспускания и конвекции.

Постоянную времени нагревания проводников, проложенных на открытом воздухе, можно принять независимой от времени нагрева. Значения постоянной времени нагрева T0 для открыто проложенных проводов и кабелей в зависимости от их сечения и номинального напряжения изменяются в пределах 3...60 мин.

Постоянная времени нагрева кабелей, проложенных в земле, зависит от времени нагрева.

По данным испытаний, постоянная времени нагрева кабелей, проложенных в земле, и времени максимума нагрузки от 2 до 5 ч равна 3...4 ч.

Таким образом, постоянная времени нагрева открыто проложенных проводников гораздо меньше, чем проложенных в траншеях. При прокладке изолированных проводников в трубах условия их охлаждения значительно ухудшаются. Постоянную времени нагрева кабелей, проложенных в трубах, при длительности мало меняющейся нагрузки от 2 до 5 ч можно принять равной 1...2 ч.

Как известно, в технических данных элемента системы электроснабжения указывается неизменная во времени токовая нагрузка, длительно допустимая по условиям его нагрева I доп.

Очевидно, что для выбора элемента согласно табличным значениям допустимых токовых нагрузок по графику переменных нагрузки I t последний необходимо сначала заменить эквивалентным по эффекту нагрева простейшим графиком I = I расч, где I расч и есть определяемая расчетная нагрузка из данного графика. Наиболее часто расчетную нагрузку определяют в соответствии с максимальной температурой нагрева элемента. Таким образом, расчетной нагрузкой по пику температуры называют такую неизменную во времени нагрузку I расч, которая обуславливает в элементе тот же максимальный перегрев, что и заданная переменная нагрузка I t.

Практически важно уметь по возможности просто, хотя бы с определенной погрешностью, оценить расчетную нагрузку для данного графика.

Эффективное значение нагрузки определяет среднюю величину потерь мощности в проводнике, а следовательно, и средний перегрев элемента; последний всегда меньше максимального, кроме случая неизменной во времени нагрузки, когда оба перегрева равны. Расчетный ток I расч всегда превышает эффективный I Э и тем более средний I С токи. Отсюда вытекает неравенство где I мах, - наибольшее (максимальное) текущее значение тока в данном графике.

Это неравенство дает достаточно наглядную, однако, слишком грубую оценку расчетной нагрузки I расч. Гораздо большая точность в оценке достигается с помощью понятия максимума средней (или эффективной) нагрузки I мах за скользящий интервал времени.

Действительно, поскольку нагрев проводника является результатом воздействия на него нагрузки за некоторое время, средняя нагрузка I за интервал времени характеризует нагрев проводника более точно, чем наибольшая мгновенная нагрузка I махt, в том же интервале. Нетрудно убедиться, что существует оптимальная длительность интервала осреднения ОПТ, при которой средняя нагрузка I при прочих равных условиях наиболее точно характеризует изменение нагрева проводника за время t + ОПТ. Очевидно, что длительность интервала осреднения не должна быть мала из-за необходимости учета интегрального воздействия нагрузки на перегрев проводника. Но длительность интервала осреднения не должна быть слишком велика, так как внутри большой длительности интервала даже при меньшей нагрузке возможен значительный пик графика, который успеет вызвать значительный перегрев проводника. Иными словами, при чрезмерно большом интервале осреднения связь между значениями средней нагрузки и наибольшего перегрева в данном интервале будет потеряна.

Следовательно, оптимальное значение ОПТ должно быть возможно меньшим, но все же достаточным по величине для того, чтобы наибольший перегрев проводника наступал в конце интервала осреднения. Доказано, что оптимальный интервал осреднения следует принимать равным трем постоянным времени нагрева проводника, т. е. ОПТ = 3Т 0.

После того как найдено наибольшее значение I махОПТ остается найти соответствующее значение расчетной нагрузки I расч. Практически с достаточно большой степенью точности можно принять Таким образом, максимальная средняя нагрузка за интервал времени ОПТ = 3Т 0 принимается равной расчетной нагрузке I расч, в этом и заключается принцип максимума средней нагрузки.

Отметим, что для графиков с высокой неравномерностью (большой вариацией), например, для резкопеременных нагрузок, расчетную нагрузку необходимо приравнять максимуму эффективной, а не средней нагрузки.

Для определения расчетных нагрузок групп приемников необходимо знать установленную мощность (сумму номинальных мощностей) всех электроприемников группы и характер технологического процесса.

Расчетная нагрузка определяется для смены с наибольшим потреблением энергии данной группы ЭП - электроприемников, цехом или предприятием в целом для характерных суток.

Обычно наиболее загруженной сменой является смена, в которой используется наибольшее число агрегатов (дневная).

«Указания по расчету электрических нагрузок систем электроснабжения» (РТМ 36.18.32.0.1 - 89) допускают применение следующих методов определения расчетных нагрузок.

1. По удельным расходам электроэнергии и плотностям нагрузки:

а) при наличии данных об удельных расходах электроэнергии на единицу продукции в натуральном выражении эУД и выпускаемой за год продукции М по формуле где Т тах - годовое число часов использования максимума активной мощности.

Величина эУД является интегральным показателем расхода электроэнергии на единицу продукции, в который входит и расход электроэнергии на вспомогательные нужды производств, и освещение цехов. Пределы средних значений удельных расходов по отдельным видам продукции приводятся в соответствующих справочниках.

б) при наличии данных об удельных плотностях максимальной нагрузки на квадратный метр площади цеха рУД и заданной величине этой площади FЦ по формуле Расчетные удельные нагрузки рУД зависят от рода производства и выявляются по статистическим данным. Этот метод применяется для определения расчетной нагрузки для производств с относительно равномерно распределенной по производственной площади нагрузкой (механические и механосборочные цехи, осветительные установки). Для осветительных нагрузок рУДОН = 8... 25 Вт/м2, а для силовых нагрузок рУДСН обычно не превышают 0,3 кВт/м2.

2. По коэффициенту спроса Кс.

Определение расчетной нагрузки по коэффициенту спроса применяется при отсутствии данных о числе электроприемников и их мощности, об удельном потреблении электроэнергии на единицу продукции или удельной плотности нагрузок на 1 м2 площади цеха. В соответствии с методом коэффициента спроса допускается (на стадии проектного задания и при других ориентировочных расчетах) определять нагрузку предприятия в целом по средним величинам коэффициента спроса по формуле Значения коэффициента спроса зависят от технологии производства и приводятся в отраслевых инструкциях и справочниках.

3. По коэффициенту расчетной активной мощности КР.

Определение расчетной нагрузки по коэффициенту расчетной активной мощности применяется при наличии данных о числе ЭП, их мощности и режиме работы для определения нагрузки на всех ступенях распределительных и питающих сетей (включая трансформаторы и преобразователи).

9.3. Расчет электрических нагрузок по коэффициенту расчетной активной мощности Расчетный максимум нагрузки Р расчНН элемента системы электроснабжения, питающего силовую нагрузку напряжением до 1 кВ (кабель, провод, шинопровод, трансформатор, аппарат и т. п.) определяется по коэффициенту расчетной активной мощности:

где К Р - расчетный коэффициент активной мощности; j- подгруппа ЭП группы, имеющих одинаковый тип работы, т. е. одинаковую величину индивидуального коэффициента использования k Иi ; m -число подгрупп ЭП, имеющих одинаковый тип работы; Pcj – средняя мощность рабочих ЭП j-й подгруппы.

Средняя мощность Pcj силовых ЭП одинакового режима работы определяется путем умножения установленных мощностей ЭП pномi на значения коэффициентов использования k Иi, выявляемых из материалов обследования действующих предприятий:

Средняя реактивная нагрузка где tg i - коэффициент реактивной мощности, соответствующий средневзвешенному коэффициенту мощности cos i, характерному для i-го ЭП данного режима работы.

Величина расчетного коэффициента активной мощности КР находится по справочным данным (табл. 9.1 и 9.2) в зависимости от величины группового коэффициента использования КК, эффективного числа ЭП в группе пЭ и постоянной времени нагрева То выбираемого элемента сети.

Групповой коэффициент использования КИ активной мощности определяется по формуле Эффективное число ЭП в группе из п электроприемников:

где pномi - номинальная мощность отдельных ЭП.

При определении пЭ для многодвигательных приводов учитываются все одновременно работающие электродвигатели данного привода. Если в числе этих двигателей имеются одновременно включаемые (с идентичным режимом работы), то они учитываются в расчете как один ЭП с номинальной мощностью, равной сумме номинальных мощностей одновременно Значения расчетного коэффициента активной мощности K p = f (nэ ; K И ) для сетей напряжением до 1 кВ, питающих распределительные пункты и шинопроводы, сборки, щиты (То = 10 мин) Значения коэффициентов расчетной нагрузки КР на шинах низшего напряжения цеховых трансформаторов и магистральных шинопроводов (для постоянной времени нагрева Т0= 2,5...3 ч) Эффективное число Коэффициенты расчетной нагрузки Кр работающих двигателей.

Допускается определение эффективного числа приемников всего цеха по упрощенной формуле.

где рном мах - номинальная мощность наиболее мощного ЭП цеха.

Принимаются следующие значения постоянных времени нагрева:

Т0 = 10 мин - для сетей напряжением до 1 кВ, питающих распределительные пункты и шинопроводы, сборки, щиты. Значения расчетного коэффициента активной мощности Кр для этих сетей принимаются по табл. 9.1.

То=2,5 ч - для магистральных шинопроводов и цеховых трансформаторов значения Кр принимаются по табл. 9.2.

То30 мин - для кабелей напряжением 6... 10 кВ, питающих цеховые трансформаторы, распределительные подстанции и высоковольтные электроприемники. При этом расчетная мощность принимается равной средней, т.е. Кр= Расчетная активная мощность узлов нагрузки определяется по средней мощности узла Pc и соответствующего значения Кр :

Расчетная реактивная нагрузка определяется следующим образом:

где L p для реактивной нагрузки принимаются следующими: для питающих сетей напряжением до 1 кВ для магистральных шинопроводов и цеховых трансформаторов значения для кабелей напряжением 6... 10 кВ, питающих цеховые трансформаторы, распределительные подстанции и высоковольтные электроприемники, Полная расчетная мощность силовой нагрузки низшего напряжения:

В качестве электрических источников света на промышленном предприятии используются газоразрядные лампы и лампы накаливания.

Активная расчетная нагрузка осветительных приемников цеха определяется по удельной нагрузке и коэффициенту спроса:

где p удОН - удельная нагрузка осветительных приемников (ламп); FЦ - площадь пола цеха, определяемая по генплану; K cOH - коэффициент спроса осветительной нагрузки.

Лампы накаливания на предприятиях в основном используются в качестве аварийного освещения, которое служит для временного продолжения работы или для эвакуации людей из помещения при внезапном отключении рабочего освещения. Для ламп накаливания tg л.н = 0.

Газоразрядные лампы на предприятии используются как основные источники света (составляют примерно 75% от общей мощности осветительной нагрузки), обеспечивающие нормальную работу производства, для них реактивная мощность определяется по формуле 9.5. Порядок определения расчетной нагрузки элемента сети, питающей группу электроприемников напряжением до 1 кВ Расчетный максимум нагрузки выбираемого j-го элемента (кабель, провод, шинопровод, трансформатор, аппарат и т.д.), питающего определенную группу как силовых, так и осветительных электроприемников напряжением до 1 кВ, представляется как сумма расчетной силовой и осветительной нагрузки:

Для определения расчетного максимума нагрузки может быть соблюден следующий порядок расчета.

1. Выявляются номинальные параметры электроприемников, входящих в группу, а также их коэффициенты использования. Резервные и работающие эпизодически приемники не учитываются. Также можно пренебречь электроприемниками малой мощности, если их мощность составляет менее 5 % от суммарной номинальной мощности ЭП совокупности. Определяется постоянная времени нагрева выбираемого j -го элемента Т0 j.

2. Определяются и суммируются средние активные и реактивные нагрузки рабочих силовых приемников электроэнергии данного элемента. Определяется групповой коэффициент использования Ки j и эффективное число электроприемников пэ j. По справочным данным находятся расчетные коэффициенты Крj активной и Lрj реактивной нагрузок для выбираемого j-го элемента. Подсчитывается максимальная силовая расчетная нагрузка Ррасч НН j и Qрасч НН j.

3. Определяются расчетные активные Ррасч OН j и Qрасч ОН j реактивные нагрузки осветительных приемников, питающихся от j-го элемента.

4. Суммируются расчетные силовые и осветительные нагрузки j-го элемента и определяется полная расчетная мощность S расч j.

Пиковой, или ударной, нагрузкой называется максимально возможная нагрузка одного или группы электроприемников длительностью в доли или нескольких секунд. Такие нагрузки возникают при пусках или самозапусках двигателей трехфазного и постоянного тока, работающих в крановых, тяговых, прокатных приводах, а также при эксплуатационных коротких замыканиях, характерных для электросварки и дуговых печей.

Величину пикового тока используют при выборе устройств защиты и их уставок, в расчетах колебаний напряжения и при проверке самозапуска двигателей.

С достаточной для практических расчетов точностью групповой пиковый ток где Iпуск.нб ~ наибольший пусковой ток двигателя в группе; Iраб.mах -расчетный максимальный ток всех электроприемников, питающихся от данного элемента; Iном.дв.нб – номинальный ток двигателя с наибольшим пусковым током; k И - коэффициент использования для графика нагрузки этого двигателя.

9.7. Расчет нагрузки электроприемников напряжением выше 1 кВ Расчетная нагрузка электроприемников напряжением выше 1 кВ (высокого напряжения ВН), т. е. активная нагрузка синхронного двигателя (СД) и асинхронного двигателя (АД), а также реактивная нагрузка АД, подключенных к распределительной подстанции напряжением 6... 10 кВ, принимается равной средней мощности. Тогда расчетная нагрузка (активная Ррасч вн и реактивная (Qрасч вн) группы из G силовых приемников цеха определяется из соотношений где pномg - активная установленная (номинальная) мощность g-го электроприемника высшего напряжения, принимаемая по исходным данным; tg g соответствует характерному для приемников данной группы средневзвешенному значению коэффициента мощности; k Иg коэффициент использования g-го электроприемника напряжением выше 1 кВ.

Для СД определяется максимальная реактивная мощность, которую СД может генерировать. Значения реактивной мощности, которую можно получить от СД, зависят от его загрузки активной мощностью и относительного напряжения на зажимах двигателя:

где Рном СД суммарная установленная мощность группы СД; tg СД, СД номинальные параметры СД: коэффициент реактивной мощности и КПД; К зQСД - коэффициент наибольшей допустимой нагрузки СД по реактивной мощности, зависящий от типа двигателя, относительного напряжения и коэффициента загрузки по активной мощности (табл. 9.3). Синхронные двигатели нормальных серий изготавливаются с «опережающим» cosСД = 0,9 ( tg СД = 0,48) независимо от реактивной мощности, которую предприятие может использовать. При расчете суммарной реактивной нагрузки потребителей для СД, работающих с «опережающим» коэффициентом мощности, величина QСД берется со знаком минус.

Средние значения коэффициентов наибольшей допустимой нагрузки СД по реактивной мощности, К зQСД Серия, номи- Частота вра- Напряжение Коэффициент загрузки двигателя по активной нальное на- щения двига- на зажимах мощности пряжение теля, об/мин двигателя, СДН, 10 кВ Расчетные полная, активная и реактивная мощности промышленного предприятия (ПП) Sрасч ПП, Ррасч ПП. Qрасч ПП, отнесенные к шинам вторичного напряжения главной понижающей подстанции, определяются по расчетным активным и реактивным нагрузкам цехов (как силовым – до и выше 1 кВ - Ррасч НН, Ррасч ВН, Qрасч НН, Qрасч ВН, так и осветительным - Ррасч ОН, Qрасч ОН) с учетом потерь мощности в трансформаторах цеховых подстанций и цеховых сетях напряжением до 1 кВ - Рц, Qц и коэффициента одновременности максимумов силовой нагрузки К0мах:

Суммарные потери активной и реактивной мощности в трансформаторах цеховых подстанций и цеховых сетях напряжением до1 кВ приближенно принимаются равными Значения коэффициентов одновременности Ко мах на шинах (6... 10 кВ) трансформаторов ГПП соответственно 3 и 10 % от полной трансформируемой мощности S расчН :

Потери активной и реактивной мощности в кабелях высшего напряжения в предварительных расчетах не учитываются вследствие их малой значимости.

Значения коэффициента одновременности максимумов для шин ГПП К0мах принимаются по справочным данным (табл. 9.4) в зависимости от величины средневзвешенного коэффициента использования Ки.ПП всей группы ЭП, подключенной к шинам ГПП.

РАСЧЕТНЫЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ НАГРУЗКИ ГОРОДСКИХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ

Расчетная электрическая нагрузка квартир, приведенная к вводу жилого дома, где ркв.уд - удельная расчетная нагрузка электроприемников (табл. 10.1) квартир (домов), кВт/кв.; п - число квартир.

Расчетная нагрузка силовых электроприемников Рс, приведенная к вводу жилого дома:

Удельная расчетная нагрузка электроприемников квартир жилых домов Мощность лифтовых установок Рр.лф определяется по формуле где Кс.лф - коэффициент спроса (табл. 10.2) лифтовых установок; m - число лифтовых установок; р лфi - установленная мощность электродвигателя лифта.

Мощность электродвигателей насосов водоснабжения, вентиляторов и других санитарно-технических устройств Pc т определяется по их установленной мощности Pc т.у и коэффициенту спроса К с.c т (табл. 10.3):

Мощность резервных электродвигателей, а также электроприемников противопожарных устройств при расчете электрических нагрузок не учитывается.

Расчетная электрическая нагрузка жилого дома Рр.ж.д определяется по формуле Коэффициент участия в максимуме Ку = 0,9.

Коэффициенты спроса лифтовых установок К с. лф Коэффициенты спроса электродвигателей санитарно-технических устройств К с.с т Расчетная электрическая нагрузка жилых домов микрорайона (квартала) Р р. мр кВт, приведенная к шинам напряжения 0,4 кВ ТП, ориентировочно может определяться по формуле где Р р. ж.д. уд - удельная расчетная нагрузка (табл.10.4) жилых домов, Вт/м2; Fмр - общая площадь жилых домов микрорайона (квартала), м2.

Таблица 10. Удельные расчетные электрические нагрузки Р р. ж.д. уд, Вт/м2, жилых домов на шинах напряжением 0,4 кВ Примечания: 1. В таблице учтены нагрузки насосов систем отопления, горячего водоснабжения, лифтов и наружного освещения территории микрорайонов.

2. Удельные нагрузки определены исходя из средней общей площади квартир до 55 м2.

3. В знаменателе приведены значения коэффициента мощности.

10.2. Расчетные электрические нагрузки общественных зданий Расчетные электрические нагрузки общественных зданий (помещений) следует принимать по проектам электрооборудования этих зданий. Обычно расчетные электрические нагрузки этих объектов определяются по удельным расчетным электрическим Удельные расчетные электрические нагрузки общественных зданий Общественные здания Единица измерения Удельная нагрузка Коэффициент мощности венного питания управления нагрузкам Робщ. зд. уд, отнесенным или к площади, или к числу мест и т.п.(табл. 10.5).

10.3. Электрические нагрузки распределительных сетей напряжением до 1 кВ.

Расчетная электрическая нагрузка линии напряжением до 1 кВ Р р. л при смешанном питании потребителей жилых домов и общественных зданий (помещений):

где Рзд. мах – наибольшая нагрузка здания из числа зданий, питаемых по линии; Pзд.i –расчетные нагрузки других зданий, питаемых по линии; К уi – коэффициент участия в максимуме электрических нагрузок общественных зданий или жилых домов, К уi = 0, 2...0,9.

Укрупненная расчетная электрическая нагрузка микрорайона (квартала) Р р. мр, приведенная к шинам напряжения 0,4 кВ ТП, определяется по формуле где робщ. 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 – 2,3Вт/м2; F – общая площадь жилых домов в микрорайоне, м2.

В укрупненных нагрузках общественных зданий микрорайонного значения учтены предприятия торговли и общественного питания, детские ясли-сады, школы, аптеки, приемные и ремонтные пункты и другие учреждения согласно строительным нормам и правилам (СНиП) по планировке и застройке городских и сельских поселений.

10.4. Расчетные электрические нагрузки городских электрических сетей напряжением 6... 10 кВ и центров питания Расчетные электрические нагрузки городских сетей напряжением 6... 10 кВ определяются умножением суммы расчетных нагрузок трансформаторов отдельных ТП, присоединенных к данному элементу сети (центру питания (ЦП), распределительной подстанции, линии и др.) на коэффициент, учитывающий совмещение максимумов их нагрузок (коэффициент участия в максимуме, коэффициент одновременности), принимаемый по табл. 10.6.

Коэффициент мощности для линий напряжением 6... 10 кВ в. период максимума нагрузки принимается равным 0,92 (коэффициент реактивной мощности 0,43).

Расчетные нагрузки на шинах напряжением 6... 10 кВ ЦП определяются с учетом несовпадения максимумов нагрузок потребителей городских распределительных сетей и сетей промышленных предприятий путем умножения суммы их расчетных нагрузок на коэффициент совмещения максимумов, принимаемый по табл. 10.7.

Коэффициенты совмещения максимумов нагрузок трансформаторов (70% и более нагрузки жилых домов и до 30% нагрузки общественных зданий) стройка (70% и более нагрузки общественных зданий и до 30% нагрузки жилых домов) промышленные зоны (65% и более нагрузки промышленных и общественных зданий и до 35% нагрузки Коэффициенты совмещения максимумов нагрузок городских сетей и промышленных предприятий Максимум Отношение расчетной нагрузки предприятий к нагрузке городской сети нагрузки Примечания: 1. В строке для утреннего максимума в числителе приведены коэффициенты для жилых домов с электроплитами, в знаменателе - с плитами на газовом или твердом топливе.

2. В строке для вечернего максимума меньшие значения коэффициентов следует Принимать при наличии промышленных предприятий с односменным режимом работы, большие - когда все предприятия имеют двух- или трехсменный режим работы.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ РАСХОДА И ПОТЕРЬ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

11.1. Определение расхода активной электроэнергии объекта электроснабжения В зависимости от цели расчета расход активной электроэнергии наиболее часто определяется за год, месяц или за смену.

При наличии норм удельного расхода электроэнергии эуд на единицу продукции М в натуральном выражении по цехам и предприятию в целом годовой расход электроэнергии может быть определен из выражения При отсутствии данных об удельных расходах годовой расход активной электроэнергии для отдельных цехов и предприятий в целом находится из соотношений где Рсг, Рсм - среднегодовая и среднесменная активная нагрузка; Ки.г, Кэ.г - коэффициенты использования и энергоиспользования за год; Ки.г= Кэ.г Ки, Ки - коэффициенты использования за смену; Тг- годовая продолжительность работы силовых приемников.

Для ориентировочных расчетов где Рmax - получасовой максимум активной нагрузки; Tmax - число часов использования максимальной нагрузки.

Годовой расход электроэнергии для освещения:

где Рmax.o = РOH - активная осветительная нагрузка; Tmax.o - годовое число часов использования максимума осветительной нагрузки, значения которого зависят от сменности предприятия и географической широты его расположения и находятся в следующих пределах.

Внутреннее освещение для географических широт от 40 до 60°, ч:

при односменной работе

при двухсменной работе

при трехсменной работе.................,

Наружное освещение для всех широт, ч, включаемое:

на всю ночь

до 24 часов

11.2. Потери активной электроэнергии на передачу в электрических сетях Потери активной электроэнергии в элементах электрических сетей обычно определяют с целью использования их в технико-экономических расчетах, а также при определении себестоимости передачи и распределения электроэнергии по электрическим сетям.

Для определения потерь электроэнергии в сетях необходимо знать не только потери мощности в элементах, но и законы изменения токовой нагрузки элемента в расчетный период времени. При заданном графике нагрузки того или иного элемента сети расчет потерь электроэнергии выполняется путем разбивки графика нагрузки на несколько ступеней времени, в пределах каждой из которых нагрузку можно считать неизменной.

Усложнение задачи возникает тогда, когда форма графика не известна, а заданными величинами являются некоторые характеризующие его величины, как, например, максимальная или средняя нагрузка, коэффициент формы, коэффициент загрузки, расходы активной и реактивной энергии (или соответствующие им продолжительности использования максимумов).

Различают нагрузочные активные потери мощности и энергии, обусловленные нагревом проводников при протекании тока нагрузки, и потери холостого хода (постоянные), обусловленные подключением под напряжение проводимостей схемы замещения элемента.

11.3. Расчет нагрузочных потерь электроэнергии в линиях 11.3.1. Расчет нагрузочных потерь электроэнергии в линиях по средней нагрузке Если коэффициент формы графика нагрузки близок к единице, т. е. среднеквадратическая нагрузка практически равна средней, то рекомендуется производить расчеты годовых нагрузочных активных потерь электроэнергии по формуле где п - число фаз или полюсов в зависимости от рода тока; R - активное сопротивление фазы или полюса; I с.г - среднегодовая величина тока за год в фазе.

11.3.2. Расчет нагрузочных потерь электроэнергии в линиях по времени потерь В тех случаях, когда по характеру нагрузки можно ожидать, что коэффициент формы графика нагрузки отличается от единицы, или когда заданным является лишь максимум нагрузки, нагрузочные потери при числе фаз п = 3 определяются по выражению где S max - полная максимальная мощность, передаваемая по линии; U ном - номинальное напряжение линии; max - годовое время максимальных потерь, определяемое из выражения Годовое время максимальных потерь - это условное время, в течение которого в элементе сети, работающем с максимальной нагрузкой S max (или I max ), проявляются такие же потери активной энергии, как и при работе по действительному графику полной (токовой) нагрузки за год.

Применение (11.6) с использованием (11.7) дает достаточно точные результаты при Т max > 3000 ч и cos = 0,6... 0,95. Такие пределы этих величин чаще всего встречаются на практике.

11.4. Потери активной электроэнергии в трансформаторах Потери активной электроэнергии в двухобмоточном трансформаторе с номинальной мощностью S ном.т, работающем круглый год, определяются по формуле где Рх.х - потери мощности холостого хода; Рк.з - потери мощности короткого замыкания трансформатора.

Если на подстанции установлены два одинаковых трансформатора с номинальной мощностью S ном.т каждый, суммарная максимальная нагрузка подстанции S max, и она распределена поровну между трансформаторами, то Если требуется определить потери электроэнергии в трансформаторе за какой-либо другой учетный период (не за год), тогда потери активной электроэнергии за учетный период в одном двухобмоточном трансформаторе определяются по формуле где S с - средняя нагрузка трансформатора за учетный период; Т в -число часов присоединения (включения) трансформатора к электросети; Т р.в - число часов работы трансформатора за учетный период.

При наличии на подстанции двух трансформаторов необходимо знать, при какой нагрузке S нагр подстанции целесообразно оставлять в работе один трансформатор для уменьшения суммарных потерь мощности:

ПАРАМЕТРЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ И ИХ НОРМАЛЬНЫХ РЕЖИМОВ

При анализе работы сети следует различать параметры элементов сети и параметры ее рабочего режима. Параметрами элементов сети являются: сопротивления и проводимости, коэффициенты транс[формации. К параметрам сети иногда можно отнести также э.д.с. и задающие токи и мощности нагрузок. К параметрам рабочего режима относятся: значения частоты, токов в ветвях, напряжений в узлах, полной, активной и реактивной мощностей электропередачи, а также значения, характеризующие несимметрию трехфазной системы напряжений и токов и несинусоидальность изменения напряжений и токов в течение периода основной частоты.

Под рабочим режимом сети понимается ее электрическое состояние. Практически оно непрерывно изменяется в связи с отключением и включением электроприемников, изменением режима их работы и т. п. Обычно при расчетах сетей рассматриваются некоторые идеализированные характерные режимы ее работы. При этом имеются в виду установившиеся режимы работы, т.е. длительные, с почти постоянными параметрами, медленно изменяющимися. Характер их изменения во времени часто является случайным.

Параметры режима практически не могут быть допущены произвольными. Каждый элемент имеет номинальные данные, которые определяют допустимые параметры рабочего нормального режима. Кроме нормальных режимов приходится рассматривать вынужденные послеаварийные режимы, которые имеют место при изменении схемы сети в связи с отключением оборудования. В послеаварийных режимах параметры могут находиться в несколько больших по сравнению с нормальными режимами, но все же в приемлемых пределах.

Кроме нормальных, существуют быстропротекающие, аварийные и неаварийные режимы, которые рассматриваются в гл. 14 и 19.

В процессе работы сетей могут возникнуть нарушения симметрии напряжений и токов, а также синусоидальности их изменения во времени (см. гл. 19).

Расчеты режимов выполняются как при проектировании, так и при эксплуатации сетей.

Целью расчетов рабочего режима сети обычно является проверка технических условий, т.е. соответствия токов в отдельных элементах и напряжений в узлах сети допустимым значениям.

Экономичность работы сети характеризуют значения потерь активной и реактивной мощности, а также значения потерь электроэнергии за год.

В зависимости от предъявляемых требований и поставленной задачи расчеты рабочих режимов производятся более или менее детально, с различной степенью точности и учетом влияния различных факторов. Например, при разработке плана развития электрификации страны одновременно с выбором мощности и местоположения электростанций производятся расчеты режимов основных сетей напряжением 220 кВ и выше. Эти расчеты нередко носят оценочный характер, так как нагрузки потребителей обычно известны лишь ориентировочно. Поэтому к точности результатов расчетов рабочих режимов сетей при этом предъявляются меньшие требования. Ряд элементов, например распределительные сети, в этих расчетах учитывается определенными укрупненными показателями.

При проектировании электрических систем и сетей различных напряжений на основании предварительных расчетов рабочих режимов выбираются параметры линий, оборудования электростанций, характеристики устройств защиты и автоматики. Эти расчеты производятся более детально и с большей степенью точности.

В условиях эксплуатации нагрузки потребителей известны более точно, поэтому параметры режимов сетей также производятся с большей точностью, чем при проектировании. Расчеты по оптимизации режимов выполняются с учетом относительно мало влияющих факторов, которые при проектных расчетах могут не учитываться. В электрических системах расчеты по оптимизации режимом производятся с помощью ЭВМ.

12.2. Характеристика симметричных синусоидальных рабочих режимов В общем случае режимы являются несимметричными и несинусоидальными. Симметричный синусоидальный режим является частным случаем. Фактически он является режимом прямой последовательности основной частоты. Если степень несимметрии и несинусоидальности (см. гл. 19) относительно невелика, то для определения параметров режима сети достаточно знать параметры режима прямой последовательности основной частоты.

Симметричные синусоидальные режимы работы трехфазных сетей характеризуются одинаковыми значениями параметров режима (модулей токов, напряжений, мощностей) отдельных фаз и синусоидальной формой кривых токов и напряжений. Значение полной мощности S для трехфазной цепи в этих условиях определяется комплексным числом где I - комплексное значение тока в соответствующей ветви сети; U - комплексное значение линейного напряжения в рассматриваемом узле сети; Р и Q - активная и реактивная мощности.

Необходимо также отметить, что в расчетах обычно используются фазные токи, линейные напряжения и трехфазные мощности.

Зависимости между параметрами режима приводятся с масштабными коэффициентами, что накладывает определенные ограничения на размерность входящих в них величин.

Предлагается следующая система единиц: сопротивление - Ом, проводимость - См, сила тока - кА, напряжение - кВ, активная мощность - МВт, реактивная мощность - Мвар, полная мощность -МВ·А. При такой системе масштабные коэффициенты во всех формулах равны единице.

Подобный же результат можно получить, применяя систему: Ом, См, В, Вт, вар, В·А. Но такая система менее удобна из-за слишком больших величин.

Схема замещения сети составляется для количественного определения свойств электрической сети и для выполнения расчетов ее режимов. На ней указываются все параметры, определяющие электрическое состояние сети. Схемы замещения составляются из схем Замещения отдельных ее элементов. Схемы замещения могут отличаться от принципиальных схем соединения этих элементов.

Каждый элемент представляется несколькими параметрами, отражающими определенное физическое явление. При расчете симметричных режимов схема замещения составляется на одну фазу трехфазной сети, общей является нейтраль цепи.

Потери активной мощности отражаются активными сопротивлениями и проводимостями. Потери реактивной мощности отражаются реактивными сопротивлениями и проводимостями. Генерация реактивной мощности отражается отрицательными реактивными, т. е. емкостными сопротивлениями и проводимостями.

Различают продольные и поперечные ветви схем замещения. Продольными называют ветви, по которым проходит ток нагрузки. Потери мощности в продольных ветвях определяются нагрузочным током. Поперечными называют ветви, подключенные на полное напряжение (непосредственно соединены с нейтралью схемы). Потери мощности в поперечных ветвях определяются значениями подведенных напряжений.

Если сети состоят из участков разных напряжений, рассматриваемых вместе, то в схему замещения вносится элемент трансформации, который отражает изменение напряжений и токов. Значения полной мощности при этом не меняются (потери мощности в трансформаторах отражаются другими элементами схемы).

Особыми являются элементы, отражающие работу источников питания и потребителей.

Поскольку они отражают факты генерации и потребления мощности, их целесообразно представлять активными элементами схемы - нагрузками. При этом генерация мощности рассматривается как отрицательная нагрузка.

Активное сопротивление. Погонное (на единицу длины) активное сопротивление г при частоте 50 Гц и обычно применяемых сечениях алюминиевых или медных проводов и жил кабелей можно принять равным погонному омическому сопротивлению. Явление поверхностного эффекта начинает заметно сказываться только при сечениях порядка 500 мм2.

Большое влияние оказывает температура материала проводника, которая зависит как от температуры окружающей среды, так и от дополнительного нагрева проводников током нагрузки. Температура материала проводника может меняться в пределах 100°С. При одинаковом сечении и одинаковой длине провода сопротивление на 2...3% превышает сопротивление одножильного вследствие увеличения длины свитых проволок многожильного провода.

При расчетах электрических сетей исходят из средних значений удельных сопротивлений: для алюминиевых проводов и кабелей = 31,5 Ом·мм2 на 1 км; для медных проводов и кабелей = 18,9 Ом·мм2 на 1 км.

Практически погонное омическое сопротивление, отнесенное к нормальной температуре 0 = + 20 °С, указывается в справочных таблицах. Если температура и материала провода известна, то можно произвести пересчет сопротивления:

где r - сопротивление провода при температуре,°С; r0 - сопротивление провода при температуре 0, °С; а - температурный коэффициент, для алюминия = 0,0044 (1/°С), для меди = 0,0041 (1/°С).

Активное сопротивление стальных проводов значительно отличается от их омического сопротивления. Это объясняется тем, что внутри стального провода вследствие большой магнитной проницаемости стали возникает магнитный поток. В справочниках приводятся кривые и таблицы, в которых даны экспериментальные зависимости активного сопротивления стальных проводов от протекающего по ним электрического тока.

Реактивное (индуктивное) сопротивление. Электрический ток, протекающий по проводам линии, создает в пространстве между проводами и внутри самих проводов магнитное поле. При постоянном токе это поле тоже постоянно и не представляет для тока сопротивления.

Переменный ток влечет за собой появление переменного магнитного поля и обусловленного им реактивного (индуктивного) сопротивления.

Реактивное сопротивление воздушной линии трехфазного тока, обусловленное магнитным полем в пространстве между проводами, носит название внешнего реактивного сопротивления и определяется по формуле где f – частота переменного тока, Гц; d – внешний расчетный диаметр провода, мм;

D cp – среднегеометрическое расстояние между проводами, мм.

где D ab, D bc, D ac - расстояния между проводами фаз а, b, с.

Реактивное сопротивление, обусловленное магнитным полем внутри провода, носит название внутреннего реактивного сопротивления и определяется по формуле где - магнитная проницаемость материала провода.

Внутреннее реактивное сопротивление для стальных проводов во много раз больше внутреннего сопротивления линии, выполненной из немагнитного материала, вследствие большой магнитной проницаемости, зависящей от силы протекающего по проводу тока.

Суммарное реактивное сопротивление воздушной линии определяется как сумма внешнего и внутреннего сопротивлений:

Для стандартной частоты переменного тока 50 Гц погонное реактивное сопротивление линий со сталеалюминевыми проводами определяется по справочным данным или по формуле Реактивные сопротивления кабельных линий в несколько раз меньше реактивных сопротивлений воздушных линий, так как жилы кабелей расположены в непосредственной близости друг от друга.

Реактивные сопротивления линий мало зависят от величин сечений проводов и кабелей.

В табл. 12.1 приведены некоторые средние значения погонных реактивных сопротивлений для линий разных номинальных напряжений при практически применяемых конструкциях.

Средние значения погонных реактивных сопротивлений x0 линий сети Кабельные линии напряжением:

Изолированные провода внутренней проводки 0, Воздушные линии напряжением:

Реактивная (емкостная) проводимость. Реактивная (емкостная) проводимость линии обусловлена емкостями каждого проводника линии по отношению к другим проводникам и к земле.

Для линий со сталеалюминевыми проводами емкостная проводимость при стандартной частоте переменного тока 50 Гц может быть определена по формуле Строго говоря, формула дает точное значение проводимости при отсутствии влияния земли, при расположении проводов по углам равностороннего треугольника или при выполнении на линии полного цикла транспозиции. При отсутствии указанных условий имеет место некоторая ошибка, величина которой даже в самых неблагоприятных условиях не превышает нескольких процентов, что допустимо при расчетах распределительных сетей.

В среднем значение погонных емкостных проводимостей для воздушных линий напряжением до 220 кВ при практически применяемых конструкциях может быть принято 2,7·10- См/км.

Емкостные проводимости кабельных линий зависят от сечения жилы кабеля и его конструкции и, по заводским данным, изменяются в пределах (50... 185) ·10-6 См/км.

Реактивная проводимость обусловливает протекание по линии емкостного тока, опережающего соответствующие фазы напряжений на 90°. Емкостные токи проходят по линии и при холостом ходе, т. е. когда линия не несет нагрузки. При практически неизменном напряжении вдоль линии (при длине L) емкостной ток в начале ее Реактивная мощность, обусловленная емкостью линии, Емкостные токи оказывают заметное влияние на работу сети при напряжении 110 кВ и выше - для воздушных линий; при напряжении 20 кВ и выше - для кабельных линий.

Активная проводимость. Активная проводимость g обусловлена потерями активной мощности АРК, вызванными ионизацией воздуха («коронирование» воздушных линий), и диэлектрическими потерями (кабельные линии). В воздушных линиях потери активной мощности из-за коронирования существенно зависят от состояния погоды и величины напряжения, поэтому активная проводимость линии является переменным и нелинейным параметром. Погонные потери активной мощности на коронирование изменяются в пределах от 1 кВт/км при хорошей погоде до 130 кВт/км при плохой (влажной) погоде.

Для распределительных сетей можно принимать активную проводимость линии, равную нулю.

Обычно линия большой длины рассматривается как цепь с равномерно распределенными параметрами. Для линий сравнительно небольшой длины L (для воздушных - до 150... км и для кабельных – до 30... 50 км) с распределенным характером линий можно не считаться.

При этом допустима, например, П-образная схема (рис. 12. 1).

Сопротивление участка линии длиной L полностью сосредоточено в одном месте:

Проводимость распределена поровну между началом и концом линии: