электрические нагрузки нетяговых потребителей
реклама
ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ЖЕЛЕЗНОДОРОЖНОГО ТРАНСПОРТА ИРКУТСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ ПУТЕЙ СООБЩЕНИЯ А.В. КРЮКОВ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ НАГРУЗКИ НЕТЯГОВЫХ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ УЧЕБНОЕ ПОСОБИЕ по дисциплине «Электроснабжение и электропитание нетяговых потребителей» Иркутск 2014 УДК 621.311:621.316 ББК 31.29-5 К 85 Рецензенты: ведущий инженер службы технической политики Восточно-Сибирской железной дороги – филиала ОАО «РЖД», канд. техн. наук Шульгин М.С.; доцент кафедры «Автоматизированные электроэнергетические системы», канд. техн. наук Сенько В.В. Крюков А.В. К 85 Электрические нагрузки нетяговых потребителей. Иркутск: ИрГУПС, 2014. 149 с. В пособии изложены теоретические основы и практические методы расчета электрических нагрузок нетяговых потребителей железнодорожного транспорта. Приведены примеры расчета электрических нагрузок на различных уровнях системы электроснабжения. Дано описание традиционных моделей узлов нагрузки, применяемых при моделировании систем электроснабжения. Пособие предназначено для студентов дневной и заочной форм обучения специальностей «Электроснабжение железных дорог», «Автоматика и телемеханика на железнодорожном транспорте», «Телекоммуникационные системы и сети на железнодорожном транспорте», «Радиотехнические системы на железнодорожном транспорте». Может быть полезным студентам технических вузов, выбравших направление подготовки «Электроэнергетика и электротехника» Ил. 91. Табл. 17. Библиогр. 61 назв. УДК 621.311:621.316 ББК 31.29-5 © ФГБОУ ВПО «Иркутский государственный университет путей сообщения, 2014 © Крюков А.В., 2014 2 СОДЕРЖАНИЕ ОСНОВНЫЕ ТЕРМИНЫ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ....................................................................................4 СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ ...................................................................................................................7 ПРЕДИСЛОВИЕ ....................................................................................................................................8 ВВЕДЕНИЕ ..........................................................................................................................................11 1. ГРАФИКИ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК................................................................................14 1.1. Вводные замечания...................................................................................................................... 14 1.2. Графики электрических нагрузок............................................................................................... 15 1.3. Представление нагрузки в виде случайного процесса ..............................................................18 1.4. Представление нагрузок случайными величинами ...................................................................22 1.5. Показатели, характеризующие графики их нагрузок ............................................................... 24 1.6. Контрольные вопросы ................................................................................................................. 33 2. МЕТОДИКА ВЫПОЛНЕНИЯ РАСЧЕТОВ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ...............................................34 НАГРУЗОК...........................................................................................................................................34 2.1. Расчетные нагрузки для выбора элементов СЭС...................................................................... 34 2.2. Определение электрических нагрузок на различных стадиях проектирования .................... 45 2.3. Порядок выполнения расчетов для различных уровней системы электроснабжения .......... 47 2.3. Расчет электрических нагрузок для питающих сетей напряжением до 1 кВ с учетом постоянной времени нагрева проводников ...................................................................................... 55 2.4.Определение расчетных электрических нагрузок от однофазных электроприемников ........ 61 2.6. Определение расходов электроэнергии ..................................................................................... 70 3. ПРИМЕРЫ РАСЧЕТА ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК ............................................................72 3.1. Расчет нагрузок питающих сетей 0.4 кВ ................................................................................... 72 3.2. Расчет электрических нагрузок в магистральной сети 0.4 кВ с учетом постоянной времени нагревания ........................................................................................................................................... 74 3.3. Расчет электрических нагрузок цеха.......................................................................................... 76 3.4. Расчет электрических нагрузок трансформаторной подстанции .......................................... 78 3.5. Расчет электрических нагрузок на шинах 6 кВ РП................................................................... 80 3.6. Расчет электрических нагрузок однофазных электроприемников......................................... 82 4. СТАТИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ НАГРУЗКИ...................................................................85 4.1. Традиционные модели нагрузки................................................................................................. 85 4.2. Статические характеристики нагрузки ...................................................................................... 91 4.2.1. Характеристики осветительной нагрузки................................................................................91 4.2.2. Характеристики асинхронной нагрузки ..................................................................................95 1.2.3. Характеристики синхронных электродвигателей.................................................................107 1.2.4. Характеристики источников реактивной мощности ............................................................112 4.2.5. Характеристики комплексной нагрузки ................................................................................114 ЗАКЛЮЧЕНИЕ..................................................................................................................................119 ПРИЛОЖЕНИЕ А..............................................................................................................................120 БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК ..............................................................................................145 3 ОСНОВНЫЕ ТЕРМИНЫ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ Абонент энергоснабжающей организации – потребитель электрической энергии, энергоустановки которого присоединены к сетям энергоснабжающей организации. График нагрузки (нагрузочная диаграмма) – кривая, показывающая изменение нагрузок за определенный промежуток времени. Подстанция – электроустановка, служащая для преобразования и распределения электроэнергии и состоящая из трансформаторов или других преобразователей энергии, распределительных устройств, систем управления и вспомогательных сооружений. В зависимости от преобладания той или иной функции подстанций, они называются трансформаторными или преобразовательными. Получасовой максимум – активная нагрузка, являющаяся максимальной из средних 30 – минутных нагрузок наиболее загруженной смены промышленного предприятия. Потенциал энергосбережения – реальный объем энергии, который возможно экономить при полном использовании имеющихся ресурсов с помощью проведения специальных мероприятий. Потери активной мощности – активная мощность, расходуемая в элементах электрической сети. Потери электрической энергии – электрическая энергия, расходуемая в элементах электрической сети. Потребитель электрической энергии – группа электроприемников, объединенных технологическим процессом и размещенных на определенной территории. Приемник электрической энергии (электроприемник) – аппарат, агрегат, механизм, предназначенный для преобразования электрической энергии в другой вид энергии. Расчетная нагрузка по допускаемому нагреву – неизменная во времени 30 – минутная нагрузка, которая вызывает такой же нагрев проводников сети или тепловой износ изоляции, как и реальная переменная во времени нагрузка. Система электроснабжения – совокупность взаимосвязанных энергоустановок, осуществляющих электроснабжение района, города, предприятия. Структура электропотребления – долевое распределение суммарного электропотребления по типам потребителей. Топливно-энергетический баланс – выражает полное количественное соответствие за определенный интервал времени между расходом и приходом энергии и топлива всех видов в энергетическом хозяйстве, включая изменение запасов топливно-энергетических ресурсов. Топливно- 4 энергетический баланс является статической характеристикой динамической системы энергетического хозяйства за определенный интервал времени. Электрическая нагрузка – мощность, потребляемая электроустановкой в определенный момент времени. Электрическая сеть – совокупность электроустановок для передачи и распределения электрической энергии, состоящая из подстанций, распределительных устройств, токопроводов, воздушных и кабельных линий электропередачи, работающих на определенной территории. Электрическая энергия – форма энергии движущихся электронов или распределения электрического заряда в пространстве. Электробаланс предприятия – система показателей, характеризующих равновесие в процессах электропотребления. Определяет соответствие количества электроэнергии, поступающей от энергоснабжающей организации и собственных источников потребителя, количеству электроэнергии, потребляемому электроприемниками, с учетом потерь и отпуска другим потребителям. Является статической характеристикой динамической системы электрохозяйства за определенный интервал времени. Электрооборудование – совокупность электротехнических устройств и (или) изделий. Электроснабжение – обеспечение потребителей электрической энергией. Электротехнические устройства – устройства, в которых при их работе производится, преобразуется, передается и распределяется электрическая энергия. Электроустановка – установка, предназначенная для производства или преобразования, передачи, распределения или потребления электрической энергии. Энергетический паспорт промышленного потребителя топливноэнергетических ресурсов – нормативный документ, отражающий баланс потребления и содержащий показатели эффективности использования топливно-энергетических ресурсов в процессе хозяйственной деятельности объектами производственного назначения, а также содержащий энергосберегающие мероприятия. Энергопотребление – физическая величина, отражающая количество потребляемого хозяйственным субъектом энергоресурса определенного качества. Используется для расчета показателей энергоэффективности. Энергосбережение – реализация правовых, организационных, научных, производственных, технических и экономических мер, направленных на эффективное использование энергетических ресурсов и на вовлечение в хозяйственный оборот возобновляемых источников энергии. Эффективное использование электроэнергии – достижение технически возможной и экономически оправданной эффективности использо- 5 вания электроэнергии при существующем уровне развития технологии и одновременном снижении техногенного воздействия на окружающую среду. 6 СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ АСКУЭ – автоматизированная система контроля и учета электропотребления. БСК – батарея статических конденсаторов. ВЛ – воздушная линия электропередачи. ГПП – главная понизительная подстанция. ГРП – главный распределительный пункт. ГЭН – график электрических нагрузок. ДПР – линия электропередачи «два провода-рельс». ЖД – железная дорога. КПД – коэффициент полезного действия. КС – контактная сеть. ПК – профессиональные компетенции. ПУЭ – правила устройства электроустановок. РЭН – расчет электрических нагрузок. СП – силовой пункт. СТК – статический тиристорный компенсатор. СППС – соединительные провода и сборные шины подстанций. СЭС – система электроснабжения. ТП – трансформаторная подстанция. ТЭР – топливно-энергетические ресурсы. ЦЭН – центр электрических нагрузок. ШМА – магистральный шинопровод. ШР – шунтирующие реакторы. ШРА – распределительный шинопровод. ЭДС – электродвижущая сила. ЭН – электрическая нагрузка. ЭП – электроприемник. ЭЭ – электроэнергия. 7 ПРЕДИСЛОВИЕ В пособии изложены теоретические основы и практические методы расчета электрических нагрузок нетяговых потребителей железнодорожного транспорта. Приведены примеры расчета электрических нагрузок на различных уровнях системы электроснабжения. Дано описание традиционных моделей узлов нагрузки, применяемых при моделировании систем электроснабжения. Пособие предназначено для студентов дневной и заочной форм обучения специальностей «Электроснабжение железных дорог», «Автоматика и телемеханика на железнодорожном транспорте», «Телекоммуникационные системы и сети на железнодорожном транспорте», «Радиотехнические системы на железнодорожном транспорте». Учебная дисциплина «Электроснабжение и электропитание нетяговых потребителей» входит в базовую часть профессионального цикла. Необходимыми условиями для освоения дисциплины «Электропитание и электроснабжение нетяговых потребителей» является: знание дисциплин «Математика», «Физика», «Электроника», «Теоретические основы электротехники»; владение следующими компетенциями: ПК-1, ПК-2, ПК-10, ПК-12. Общая трудоемкость дисциплины составляет 7 зачетных единиц, 252 часа, из них лекций 54 часа, практических занятий 18 часов, лабораторных занятий 36 часов, самостоятельной работы 108 часов. Процесс освоения дисциплины «Электроснабжение и электропитание нетяговых потребителей» направлен на формирование и закрепление следующих компетенций: • ПК-9 – способность применять современные программные средства для разработки проектно-конструкторской и технологической документации; • ПК-14 – умение использовать в профессиональной деятельности современные информационные технологии, изучать и анализировать информацию, технические данные, показатели и результаты работы систем обеспечения движения поездов, обобщать и систематизировать их, проводить необходимые расчеты; • ПК-15 – умение использовать нормативные документы по качеству, стандартизации, сертификации и правилам технической эксплуатации, технического обслуживания, ремонта и производства систем обеспечения движения поездов; использовать технические средства для их диагностирования • ПК-16 – умение разрабатывать и использовать нормативнотехнические документы для контроля качества технического обслуживания и ремонта систем обеспечения движения поездов, их модернизации, оценки влияния качества продукции на безопасность движения поездов, осуществлять анализ состояния безопасности движения поездов • ПК-17 – владение нормативными документами по ремонту и техни- 8 ческому обслуживанию систем обеспечения движения поездов, способами эффективного использования материалов и оборудования при техническом обслуживании и ремонте систем обеспечения движения поездов; владение современными методами и способами обнаружения неисправностей в эксплуатации, определения качества проведения технического обслуживания систем обеспечения движения поездов; владение методами расчета показателей качества; • ПК-18 – умение разрабатывать и использовать методы расчета надежности техники в профессиональной деятельности; обосновывать принятие конкретного технического решения при разработке технологических процессов производства, эксплуатации, технического обслуживания и ремонта систем обеспечения движения поездов; осуществлять экспертизу технической документации; • ПК-21 – умение анализировать технологический процесс эксплуатации, технического обслуживания и ремонта систем обеспечения движения поездов как объекта управления; • ПК-22 – умение готовить исходные данные для выбора и обоснования научно-технических и организационно-управленческих решений на основе экономического анализа; • ПК-23 – способность контролировать соответствие технической документации разрабатываемых проектов техническим регламентам, санитарным нормам и правилам, техническим условиям и другим нормативным документам; • ПК-24 – готовность к организации проектирования систем обеспечения движения поездов; умением разрабатывать проекты систем, технологических процессов производства, эксплуатации, технического обслуживания и ремонта систем обеспечения движения поездов, средств технологического оснащения производства; готовностью разрабатывать конструкторскую документацию и нормативно-технические документы с использованием компьютерных технологий; • ПК-25 – умение использовать информационные технологии при разработке новых устройств систем обеспечения движения поездов, ремонтного оборудования, средств механизации и автоматизации производства; • ПК-26 – умение разрабатывать с учетом эстетических, прочностных и экономических параметров технические задания и проекты устройств электроснабжения, железнодорожной автоматики и телемеханики, стационарной и подвижной связи, средств защиты устройств при аварийных ситуациях; определять цель проекта; способностью составлять планы размещения оборудования, технического оснащения и организации рабочих мест, рассчитывать загрузку оборудования и показатели качества продукции, проводить сравнительный экономический анализ и экономическое обоснование инвестиционных проектов при внедрении и реконструкции 9 систем обеспечения движения поездов; • ПК-27 – способность анализировать поставленные исследовательские задачи в областях проектирования и ремонта систем обеспечения движения поездов; • ПК-28 – умение применять современные научные методы исследования технических систем и технологических процессов, анализировать, интерпретировать и моделировать на основе существующих научных концепций отдельные явления и процессы с формулировкой аргументированных умозаключений и выводов; • ПК-29 – умение проводить научные исследования и эксперименты; анализировать, интерпретировать и моделировать в областях проектирования и ремонта систем обеспечения движения поездов; • ПК-30 – умение составлять описания проводимых исследований и разрабатываемых проектов, собирать данные для составления отчетов, обзоров и другой технической документации; • ПК-31 – владение способами сбора, систематизации, обобщения и обработки научно-технической информации, подготовки обзоров, аннотаций, составления рефератов, отчетов и библиографий по объектам исследования; наличием опыта участия в научных дискуссиях и процедурах. В результате освоения дисциплины «Электропитание и электроснабжение нетяговых потребителей» студент должен достигнуть следующих результатов образования: • знать принципы построения систем электроснабжения (СЭС) нетяговых потребителей, методы расчета электрических нагрузок и определения конструктивных параметров СЭС; современные технологии повышения надежности и энергоэффективности СЭС; • уметь применять полученные знания в своей практической деятельности при расчетах, проектировании, эксплуатации систем обеспечения движения поездов; • владеть способами обеспечения надежного электроснабжения и электропитания нетяговых потребителей железнодорожного транспорта. 10 ВВЕДЕНИЕ Электрической нагрузкой называют мощность, потребляемую электроустановкой или отдельным электроприемником (ЭП) в установленный момент времени. При переменном токе полная мощность состоит из активной и реактивной составляющих. Поэтому вводятся понятия полной, активной и реактивной нагрузок. На практике применяется также токовая нагрузка, а при рассмотрении режимов работы трансформаторов тока электрическое (полное, активное и реактивное) сопротивление нагрузки. Электрические нагрузки (ЭН) могут быть неизменными или изменяющимися во времени. Для большинства промышленных ЭП величина электропотребления в предстоящий период точно не предсказуема. В этом случае электрические нагрузки содержат существенную стохастическую составляющую и их сложение возможно только по законам теории вероятностей. При таком сложении стохастические составляющие выравниваются. Если число электроприемников велико, то в графике изменения нагрузки проявляется периодичность, совпадающая с общим ритмом производственного процесса установки, цеха или предприятия. Пропускную способность элементов системы электроснабжения (СЭС) и мощность источников электроэнергии выбирают по максимальному или некоторому среднему за определенный промежуток времени значению нагрузки, которое называют расчетной нагрузкой. Определение расчетных нагрузок является одной из важнейших задач проектирования систем электроснабжения. Определение электрических нагрузок производится для выбора и проверки токоведущих частей и трансформаторов по нагреву и экономическим соображениям, расчета отклонений и колебаний напряжений, выбора компенсирующих установок, защитных устройств и т.д. Точность определения ЭН в решающей степени определяет затраты на сооружение системы электроснабжения строящегося или реконструируемого предприятия. Завышенный уровень электрических нагрузок увеличивает стоимость и сроки сооружения или реконструкции предприятия, "замораживает" в лишнем металле СЭС существенные капитальные вложения. Ошибки в определении ЭН в сторону их уменьшения могут приводить к полной неработоспособности системы электроснабжения. Одним из первых, наиболее простых методов расчета электрических нагрузок (РЭН) для группы электроприемников следует считать метод коэффициента спроса, предложенный в 1891 г. английским электротехником Р.Э.Б. Кромптоном, PP = K C PH , где PH – суммарная номинальная (установленная) мощность электроприемников, кВт; KC – коэффициент спроса. В начале 30-х годов появились первые попытки как в СССР, так и за 11 рубежом применить расчетные коэффициенты загрузки k Z и одновременности kO для определения расчетной нагрузки PP . Однако из-за сложности определения этих коэффициентов данный метод расчета не получил широкого распространения. Большое количество факторов, влияющих на образование максимума нагрузки, привело к необходимости использовать методы теории вероятности, чтобы получить теоретический фундамент для решения задачи РЭН. Впервые это было сделано для электроприемников с повторнократковременным режимом работы Н.В. Копытовым в 1933 г. В 1936…1938 гг. аналогичные методы были применены В.П. Тихоновым для определения электрических нагрузок электросварочных машин. Были также предложены методы расчета, базирующиеся на данных обследований действующих предприятий. В 1936 г. Ю.Л. Мукосеев развил метод Р.Э.Б. Кромптона, основанный на использовании K C . В 1937 г. Д.С. Лившицем была предложена двухчленная формула для определения расчетной мощности. В 1940 г. Ю.Л. Мукосеев предложил для цехов малого и среднего машиностроения применять метод удельной плотности нагрузки. Значения удельной плотности нагрузок (кВт/м2) определялись на основании обследования аналогичных цехов. Наиболее эффективным является вероятностный подход к определению расчетных нагрузок. Разработке вероятностных методов расчета ЭН способствовали обширные опытные исследования электрических нагрузок, проведенные в 50…60-х гг. институтами "Электропроект", «Тяжпромэлектропроект", «Гипротракторосельхозмаш», Новочеркасским политехническим институтом. В конце 50-х годов были предложены два вероятностных способа определения расчетных нагрузок. Г. М. Каялов предложил метод упорядоченных диаграмм, а Б.С. Мешель - статистический метод. В основу метода упорядоченных диаграмм положена связь расчетной нагрузки PP с показателями режима работы электроприемников, входящих в данную группу. Статистический метод базируется на законах распределения групповых нагрузок. Определив для группы электроприемников математическое ожидание и дисперсию и задавшись необходимой точностью определения расчетной нагрузки, по теореме Ляпунова можно найти величину расчетной нагрузки. В 1971 г. вышла монография "Электрические нагрузки промышленных предприятий" С.Д. Волобринского, Г.М. Каялова, П.Н. Клейна, Б.С. Мешеля, в которой были обобщены исследования в области теории электрических нагрузок и разработки методов их расчета. Метод упорядоченных диаграмм был положен в основу "Временных руководящих указаний по определению электрических нагрузок промышленных предприятий", вышедших в 1962 г. В 1968 г. институт "Тяжпромэлектропроект" выпустил "Указания по определению электрических нагру- 12 зок в промышленных установках", в которых были реализованы результаты научных исследований в области вероятностных методов определения электрических нагрузок и предложены инженерные способы их расчета. В последующие годы в стране проводились работы по совершенствованию РЭН. Были выявлены случаи необоснованного завышения электрических нагрузок. В результате комплекса научно-исследовательских работ, проведенных институтом Тяжпромэлектропроект, было установлено, что основной причиной завышения расчетных ЭН является завышение средней нагрузки. Были проведены обследования заводов черной металлургии, на основании которых был введен в действие технический циркуляр института Тяжпромэлектропроект №354-86 от 17 апреля 1986 г., позволивший сблизить расчетные и фактические электрические нагрузки на шинах цеховых и главных понизительных подстанций предприятий данной отрасли. Этой же цели была посвящена научно-исследовательская работа, выполненная в институте Тяжпромэлектропроект в 1988 г. Ее результаты были положены в основу "Указаний по расчету электрических нагрузок", введенных для опытного применения сроком на 3 года. За прошедшее время были получены замечания от проектных и эксплуатационных организаций. Анализ полученных замечаний вызвал необходимость внесения корректив в указания 1990 г. Откорректированная редакция указаний (РТМ36.18.32.4-92) введена в действие с 1 января 1993 г. В настоящем методическом пособии рассматриваются вопросы расчета электрических нагрузок на основе методики, изложенной в РТМ36.18.32.4-92. 13 1. ГРАФИКИ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК 1.1. Вводные замечания Рациональное решение сложных проблем проектирования и эксплуатации систем электроснабжения (СЭС) невозможно без правильного определения электрических нагрузок (ЭН). Расчет нагрузок является первым этапом проектирования любой СЭС. Значения ЭН определяют параметры всех элементов проектируемой СЭС и ее технико-экономические показатели. От величины нагрузок зависят капитальные затраты, расход цветного металла, потери электроэнергии (ЭЭ) и эксплуатационные расходы. Необоснованное уменьшение электрических нагрузок вызывает повышенные расходы на компенсацию потерь ЭЭ, ускоряет износ электрооборудования, ограничивает производительность отдельных агрегатов и всего предприятия. Завышение расчетных нагрузок влечет за собой увеличение капитальных затрат и неполное использование дефицитного электрооборудования и проводникового материала. В ряде случаев это может привести также к росту потерь электроэнергии. Электрическая нагрузка характеризует потребление электроэнергии отдельными приемниками, группой приемников в цехе, цехом и предприятием в целом. При проектировании и эксплуатации систем электроснабжения основными являются три вида нагрузок: активная мощность Р, реактивная мощность Q и ток I. Электрическая нагрузка может наблюдаться визуально по измерительным приборам. В условиях эксплуатации изменения нагрузки во времени записывают в виде ступенчатой кривой по показаниям счетчиков активной и реактивной энергии, снятым через одинаковые интервалы времени. Кривые изменений активной и реактивной мощностей и тока во времени называются графиками нагрузок. Графики нагрузок подразделяются на индивидуальные и групповые. Индивидуальные графики необходимы для определения нагрузок мощных электроприемников (электрических печей, преобразовательных агрегатов главных приводов прокатных станов и т. п.). При проектировании систем электроснабжения используются, как правило, групповые графики нагрузок (от графиков нагрузок нескольких приемников до графиков нагрузок предприятий в целом). Графики нагрузок всего предприятия дают возможность определить потребление активной и реактивной энергии, рационально выбрать питающие предприятие источники ЭЭ, а также создать наиболее рациональную схему электроснабжения. 14 Каждая отрасль промышленности имеет свои характерные графики нагрузок, определяемые технологическими процессами производства. В настоящем разделе рассматриваются вопросы моделирования и статистического анализа графиков электрических нагрузок предприятий железнодорожного транспорта. 1.2. Графики электрических нагрузок Группы устройств, в которых электрическая энергия преобразуется в другие виды (механическую, световую, тепловую, химическую) и используется в производственных или бытовых целях, называются потребителями или нагрузками. Совокупность потребителей, подключенных к отдельной узловой точке электрической сети, называется узлом нагрузки. Мощность, потребляемая узлом нагрузки, непрерывно меняется, так как происходит включение и отключение отдельных электроприемников и изменение режимов их работы. Переменная электрическая нагрузка (как отдельного электроприемника, так и узла в целом) наглядно представляется графиком нагрузки – зависимостью потребляемой мощности или тока от времени. Графики классифицируются по следующим признакам: • по охватываемому периоду времени – сменные, суточные, недельные, месячные и годовые; • по регистрируемой величине – активной P = P(t ) [кВт, МВт], реактивной Q = Q(t ) [квар, Мвар], полной мощности S = S (t ) [кВ·А, МВ·А] и тока I = I (t ) [А, кА]. Графики нагрузок широко используются для решения важных задач, возникающих при проектировании и эксплуатации электроустановок, например, таких, как: • определение рациональных параметров систем электроснабжения (сечений проводов ЛЭП, мощностей трансформаторов и т.д.); • расчет потерь электрической энергии; • регулирование напряжения в электрических сетях; • управление режимами работы электрических систем. На практике регистрируемые величины (P, Q, S, I) представляются усредненными за промежутки времени от 1 до 60 минут и определяются по показаниям приборов: счетчиков активной и реактивной энергии или переносных регистраторов (ЭРИС, AR5). На рис. 1.1, в качестве примера, приведен реальный график нагрузки, снятый на предприятии ВСЖД. Графики нагрузки имеют, как правило, ступенчатое строение. Нагрузки на рис. 1.1 представлены функциями текущего времени. Такие графики называются хронологическими. Для облегчения математического анализа используют упорядоченные графики, в которых ступени располо- 15 жены в порядке убывания. Наиболее часто упорядоченные графики применяют тогда, когда они охватывают значительный период времени, например, год. На рис. 1.2 представлен исходный хронологический график, а на рис. 1.3 –отвечающий ему упорядоченный, иначе называемый графиком «по продолжительности». Рис. 1.1. График нагрузки вагонного депо: Pmax , PCK , PC , Pmin – соответственно, максимальная, среднеквадратичная, средняя и минимальная мощности В обоих случаях графики удовлетворяют условию T T 0 0 ∫ P(t )dt = ∫ P(t )dt pr = Wa , где Wa – активная энергия, потребленная за период Т, охватываемый графиком нагрузки. Таким образом, площадь, ограниченная осями координат и кривой графика нагрузки, равна энергии, потребленной за период Т. Рис. 1.2. Исходный хронологический график 16 Рис. 1.3. Упорядоченный график нагрузки Графики электрических нагрузок (ГЭН) характеризуются следующими числовыми показателями: • максимальной мощностью Pmax ; • минимальной мощностью Pmin ; W ∆t n • средней мощностью PC = a = ∑ Pi , T n i =1 где ∆t – интервал усреднения нагрузки; n – число этих интервалов; Wa – активное электропотребление. • среднеквадратичной мощностью T PCK 1 = P 2 (t )dt = ∫ T0 ∆t n 2 ∑P i ; n i =1 Значениями мощности Pmin , PC , Pmax суточный график нагрузки делится на три характерные части (рис. 1.2): • базисную 0 ≤ P ≤ Pmin ; • полупиковую Pmin ≤ P ≤ PC ; • пиковую PC ≤ P ≤ Pmax . В случае годовых ГЭН применяют время использования максимума нагрузки W TM = a . Pmax 17 Числовые значения этой величины представлены в табл. 1.1. Площадь прямоугольника со сторонами, равными TM и Pmax , соответствует активной энергии, потребленной за период, охватываемый графиком нагрузки (рис. 1.4). Особое значение для решения важных практических задач имеют среднеквадратичные значения параметров, так как по ним могут определяться потери электроэнергии, характеризующие экономичность передачи и распределения ЭЭ. Таблица 1.1 № 1 2 3 4 Время использования максимума мощности ТМ Число смен ТМ, ч/год Одна 1500…2000 Две 2500…4000 Три 4500…6000 Непрерывная работа 6500…8000 Рис. 1.4. Физический смысл параметра TM 1.3. Представление нагрузки в виде случайного процесса Наиболее полно природа графика нагрузки описывается математической моделью в виде случайного процесса, под которым понимается процесс P(t ) , мгновенные значения которого являются случайными величинами. Примеры отдельных реализаций случайного процесса изменения ак- 18 тивной мощности нагрузки, характеризующегося математическим ожиданием (средним значением) PC = MP = 50 кВт и среднеквадратичным отклонением σ = 5 кВт, приведены на рис. 1.5. Рис. 1.5. Четыре реализации Pw (t ) случайного процесса P(t ) Если зафиксировать определенный момент времени t0 , то нагрузка P (t0 ) группы приемников электроэнергии в этот момент времени для различных суток будет принимать разные значения. Например, для процесса P(t ) , представленного на рис. 1.5, при t0 =240 мин, значения P (t0 ) для представленных реализаций равны: 43.60, 52.76, 51.24, 45.99 кВт. Таким образом, P (t0 ) есть случайная величина. Любая запись Pw (t ) графика нагрузки представляет некоторую частную реализацию процесса P(t ) изменения нагрузки во времени. Эта запись дает непрерывную временную цепь частных значений множества случайных величин Pt , где t – любой момент времени в интервале, на котором рассматривается график нагрузки. На рис. 1.6 показаны две реализации случайного графика: Pw1 (t ) и Pw2 (t ) ; кроме того, для двух моментов времени t0 и t0 + τ указаны некоторые из возможных значений нагрузки: Pw1 (t0 ) и Pw1 (t0 + τ ) относятся к реализации Pw1 (t ) ; Pwf (t0 ) и Pwh (t0 + τ ) – к реализациям Pwf (t ) и Pwh (t ) . Таким образом, случайный процесс можно охарактеризовать двумя дополняющими друг друга определениями: как совокупность всех возможных частных его реализаций Pw (t ) , и как совокупность случайных величин Pt , для любых моментов времени t. 19 Рис. 1.6. Две реализации Pw (t ) случайного процесса P(t ) Соответственно имеются два пути исследования случайного графика нагрузки как процесса: «вдоль» – по свойствам зафиксированных реализаций Pw (t ) в различные моменты времени t и «поперек» – по свойствам случайных величин Pt , для зафиксированных моментов времени t, но для различных реализаций w. При исследованиях в действующих СЭС на первый план выступает обычно первый путь, поскольку реализации графика получают как повторные записи регистрирующим прибором, например за различные сутки. В теории же и расчетах на первый план выступает второй путь. Ступенчатый график, полученный осреднением исходного графика Pw (t ) на последовательных интервалах времени Θ , представляет цепь частных значений дискретной последовательности случайных величин: Рвь PΘ1 , PΘ 2 ,..., PΘh ,... Совокупности значений PΘh , представляют собой случайные последовательности. Отличие случайной последовательности от случайного процесса связано с тем, что индекс h ступени PΘh принимает в отличие от индекса t дискретные значения. При поперечном изучении случайного процесса возникает вопрос: что же дает основание для 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 Pt +τ , отвечающей сдвигу между некоторыми моментами времени. Именно эти связи определяют форму реализаций Pw (t ) , а следовательно, эффекты нагрева проводника, характер пиков случайной нагрузки и другие ее свойства. Указанные связи в групповом графике нагрузки 20 обусловлены их наличием в индивидуальных графиках электроприемников, где они определяются технологическим процессом. Случайный процесс характеризуется найденным «поперек» (по сечениям) средним значением (математическим ожиданием) MPt , дисперсией DPt , а также корреляционной функцией Rt = M [(Pt − MPt )(Pt +τ − MPt +τ )]. Последнее уравнение представляет собой зависимость взаимного корреляционного момента двух случайных величин Pt , и Pt +τ от сдвига τ 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: MPt = const = MP ; DPt = const = DP ; Rt (τ ) = R (τ ) . Тогда 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 (τ ) при τ = 0, поскольку 2 R(0 ) = M (Pt − DPt ) . Реальные графики нагрузок не являются, в общем случае, стационарными. Примером может служить ступенчатый график (рис. 1.7) математических ожиданий MPΘt , нагрузок при получасовом осреднении ( Θ = 0,5 ч). Условие MPΘt = const здесь не соблюдено на всем периоде наблюдения. Однако на некоторых участках соблюдены условия стационарности, как правило, эти участки стационарности соответствуют максимальным нагрузкам. Если для случайного стационарного процесса корреляционная функция Rt (τ ) = 0 , то он обладает свойством эргодичности. Это означает, что поперечные характеристики совпадают с их продольными аналогами, т.е. с характеристиками, вычисленными путем осреднения во времени по зафиксированной реализации процесса [ 1 MP = T 1 DP = T ] t0 +T ∫ Pw (t )dt ; t0 t0 +T ∫ [Pw (t ) − MP] dt ; 2 t0 T 1 R(τ ) = ∫ [Pw (t ) − MP ][Pw (t + τ ) − MP ]dt . T0 Для изучения стационарного эргодичного процесса (или участка) можно ограничиться одной реализацией нагрузки. Это свойство позволяет существенно упростить экспериментальное определение характеристик 21 случайного графика нагрузки данного типа, а именно: изучать нагрузку, отвлекаясь от времени, т.е. как случайную величину. Рис. 1.7. Нестационарный график получасовых нагрузок 1.4. Представление нагрузок случайными величинами Групповая нагрузка есть сумма индивидуальных нагрузок n P(t ) = ∑ pk (t ) . k =1 Согласно теореме Ляпунова, при некоторых условиях, всегда удовлетворяемых для индивидуальных графиков независимых электроприемников (при числе ЭП в группе больше 10), случайная величина групповой нагрузки подчиняется нормальному закону распределения. Основными числовыми характеристиками нормального закона являются математическое ожидание МР и дисперсия DP. Корень квадратный из дисперсии называется среднеквадратическим отклонением, или стандартом, нагрузки σ P = DP Для характеристики случайной величины часто применяется понятие вариации γ= σP . MP Чем меньше вариация, тем более скученно располагаются значения нагрузки около математического ожидания (среднего значения), рис. 1.8. 22 Рис. 1.8. Графики нагрузки, отвечающие различным значениям γ При значении DP = 0 случайная величина нагрузки становится детерминированной и постоянной. Дисперсию случайной величины можно также определить по выражению 2 DP = M P 2 − M 2 (P ) = PCK − PC2 , ( ) ( ) где M P 2 – математическое ожидание квадрата нагрузки или эффективная нагрузка PCK . Для оценки отклонения значения нагрузки от математического ожидания удобно пользоваться понятием нормированного отклонения P − MP β= σP откуда P = MP ± βσ P . Для нормального закона распределения вероятность того, что нагрузка выйдет за пределы P = MP ± 3σ P , равна 0,003, поэтому значениями, выходящими за указанные пределы, пренебрегают. Электрические нагрузки элементов СЭС 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: MPΣ = ∑ MPk . Дисперсия суммы двух случайных величин равна сумме диспер¬сий плюс удвоенный корреляционный момент: D(P1 + P2 ) = DP1 + DP2 + 2 K1, 2 , 23 где K1, 2 – корреляционный момент. Для независимых случайных величин K1, 2 = 0 . 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 переходят от момента к безразмерной характеристике K1, 2 , r1, 2 = σ P1σ P 2 где σ P1 ,σ P 2 – средние квадратические отклонения величин P1 и P 2 . Величина r1, 2 называется коэффициентом корреляции. Для независимых случайных величин r1, 2 = 0 . Коэффициент корреляции характеризует линейную зависимость 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: − 1 ≤ r1, 2 ≤ 1. 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 D(∑ Pk ) = ∑ D(Pk ) + 2∑ K k , j , где K k , j – корреляционный момент величин Pk , и Pj , суммирование распространяется на все возможные парные сочетания случайных величин. 1.5. Показатели, характеризующие графики нагрузок При расчетах нагрузок применяются некоторые безразмерные показатели (коэффициенты) графиков нагрузок, характеризующие режим работы электроприемников. Эти коэффициенты определяются как для индивидуального, так и для группового графиков активной, реактивной и кажущейся мощностей или тока. В связи с этим ниже принята следующая система обозначений: • все коэффициенты индивидуальных и групповых графиков обозначаются соответственно строчной k и прописной K буквами; 24 • вид коэффициента обозначается индексом в виде русской начальной буквы его названия. Коэффициент использования. Коэффициент использования является основным показателем для расчета нагрузки. Коэффициентом использования активной мощности приемника ki или группы приемников K i называется отношение средней мощности отдельного приемника (или их группы) к ее номинальному значению: n p ki = C ; pH P Ki = C = PH ∑ kik pHk k =1 n ∑ pHk . k =1 Коэффициент включения. Коэффициентом включения k B для отдельного электроприемника называется отношение продолжительности его включения t B в цикле к общей продолжительности цикла tci . Время t B складывается из времени работы t P и времени холостого хода t X . Коэффициентом включения группы приемников, или групповым коэффициентом включения K B называется средневзвешенное (по номинальной активной мощности) значение коэффициентов включения всех приемников, входящих в группу, определяемое по формуле n KB = ∑ kBk pHk k =1 n ∑ pHk . k =1 Коэффициент загрузки. Коэффициентом загрузки k Z приемника называется отношение фактически потребляемой им средней активной мощности pCB (за время включения t B в течение времени цикла tci ) к его номинальной мощности p 1 kZ = CB = pH pH t B tci ∫ p(t )dt = pCH tciB = kBi . p t k 0 Групповой коэффициент загрузки определяется по формуле K KZ = i . KB Коэффициент загрузки, как и коэффициент включения, непосредственно связан с технологическим процессом и изменяется с изменением режима работы приемника. Коэффициент формы графика нагрузок. Коэффициентом формы индивидуального или группового графика нагрузок k F , K F называется отношение среднеквадратичной мощности приемника или группы приемни- 25 ков за определенный период времени к среднему значению мощности за тот же период времени: p P k F = CK ; K F = CK , pC PC T T где pCK 1 = p 2 (t )dt ; pC = ∫ T0 ∫ p(t )dt 0 T ; Т – рассматриваемый интервал вре- мени. Коэффициент формы характеризует неравномерность графика во времени. Свое наименьшее значение, равное единице, он принимает при нагрузке p (t ) = const . Для индивидуального графика нагрузок следует различать два значения коэффициента формы: • за полный цикл p k F = CK ; pC • за время включения p k FB = CKB , pCB которые связаны зависимостью k FB = k FB k B . Коэффициент формы графика нагрузок группы приемников одного режима работы (т. е. с одними и теми же значениями ki и k F ), включаемых независимо, определяется по формуле 2 k F2 − 1 1 k FB KF = 1 + = 1 + − 1 , (1.1) nE nE k B где nE – эффективное число приемников группы, определяемое по выражению 2 n ∑ pHk , nE = k =n1 ∑ pHk2 (1.2) k =1 где в числителе стоит квадрат суммы номинальных активных мощностей всех приемников данной группы, а в знаменателе – сумма квадратов этих мощностей. Физически n E представляет собой число равных по мощности электроприемников с заданным режимом работы, которые при той же величи- 26 n не суммарной мощности ∑ pHk будут иметь такой же групповой коэффи- k =1 циент формы, что и рассматриваемая группа, включающая n различных ЭП. Действительно, формула для нахождения nE может быть получена из условия эквивалентности теплового воздействия, создаваемого токами групп из одинаковых и разнородных ЭП. При этом величину nE можно найти из условий n ∑ pHk2 = nE pH2 ; k =1 n ∑ pHk = nE pH . k =1 Определив из последнего уравнения мощность n pH = ∑ pHk k =1 nE и подставив ее в первое уравнение, можно записать 2 n n p E Hk ∑ n ∑ pHk2 = k =n12 . k =1 E Из последнего выражения непосредственно следует формула (1.2) для определения nE . Если все приемники группы имеют одинаковую мощность pHk = pH , то (np ) = 2 nE H npH2 = n. Если ЭП группы имеют различные номинальные мощности, то nE < n . Из уравнения (1.1) видно, что групповой коэффициент формы, а следовательно, и неравномерность группового графика нагрузок приемников одного режима работы не зависят от коэффициента использования ki , а зависят от коэффициента включения k B , влияние которого убывает с увеличением nE . Неравномерность группового графика будут тем больше, чем больше различие мощностей отдельных приемников в группе. Последнее объясняется тем, что взаимная компенсация провалов и пиков на случайно налагающихся индивидуальных графиках нагрузок, формирующих групповой график, для приемников разной мощности будет меньше, чем для приемников одинаковой мощности. 27 При nE → ∞ , согласно выражению (1.1), K F → 1 (рис. 1.9). Это означает, что при неограниченном возрастании числа приемников групповой график нагрузок стремится к P(t ) = const . Следует отметить, что этот вывод и формула (1.1) справедливы только при установившемся режиме наиболее загруженной смены. Рис. 1.9. Зависимость группового коэффициента формы от эффективного числа электроприемников Необходимо отметить следующее: 1. При неизменном технологическом процессе и постоянном объеме выпускаемой продукции величина коэффициента формы K F практически постоянна и не меняется в зависимости от изменения графика нагрузок за рассматриваемый период времени (при условии стабильности потребления электроэнергии), что подтверждается многочисленными опытными данными. 2. Коэффициент формы K F для большинства предприятий с достаточно ритмичным процессом производства изменяется в пределах от 1.05 до 1.15. 3. Отклонения K F от указанных величин наблюдаются до 1.02 в сторону уменьшения и до 1.25 в сторону увеличения. Когда величина K F неизвестна, в расчетах ее можно приближенно принимать равной 1.1…1.15. Данные выводы справедливы для графиков нагрузок групп, объединяющих значительное число приемников, например, шины цеховых трансформаторных подстанций (ТП), главных распределительных пунктов (ГРП) и т. п., т. е. там, где nE велико. Коэффициент максимума. Коэффициентом максимума активной мощности kM , K M называется отношение максимальной (расчетной) активной мощности к средней нагрузке pC , PC за анализируемый период времени: 28 pP P ; KM = P . pC PC Анализируемый период принимается равным продолжительности наиболее загруженной смены. Обычно коэффициент максимума относится к групповым графикам нагрузок, т. е. определяется величина K M . Коэффициент максимума K M , связывая две найденные из графика величины – расчетную (максимальную) и среднюю нагрузки, представляет собой важную характеристику графика. Величина коэффициента максимума K M зависит от эффективного числа приемников nE и ряда коэффициентов, характеризующих режим потребления электроэнергии данной группой ЭП. Коэффициент спроса. Коэффициент спроса, как и коэффициент максимума, относится к групповым графикам. Коэффициентом спроса по активной мощности KC называется отношение расчетной (в условиях проектирования) или максимальной потребляемой PM (в условиях эксплуатации) активной мощности к номинальной (установленной) активной мощности группы приемников: P P KC = P или KC = M . PH PH Значения коэффициентов спроса для различных групп приемников, производств и предприятий в целом определяются из опыта эксплуатации и принимаются при проектировании по справочным материалам. Можно установить следующую зависимость P PP KC = P = P C = K i K M . PH PH PC В справочных материалах величины KC не зависят от числа приемников группы, т. е. в них дается лишь грубая оценка величины KC , которая может быть постоянной только при высоких K i и большом n. В общем же случае при принятии KC = const получаются значительные ошибки в расчетах. В действительности KC является величиной переменной, зависящей от nE . Для данной группы приемников только в случае, когда nE → ∞ , K M → 1 и, следовательно, KC = const . Коэффициент заполнения графика нагрузок. Коэффициентом заполнения графика нагрузок по активной мощности K ZG называется отношение средней активной мощности к максимальной за анализируемый период времени: P K ZG = C . PM kM = 29 Анализируемый период времени принимается равным продолжительности наиболее загруженной смены. Если учесть, что PM по существу то же, что PP , то коэффициент заполнения графика K ZG является величиной, обратной коэффициенту максимума, P 1 K ZG = C = . PM K M Числовые значения коэффициентов заполнения суточного графика нагрузок K ZG для различных предприятий при проектировании принимаются по справочным материалам. Коэффициент разновременности максимумов нагрузок. Коэффициентом разновременности максимумов нагрузок по активной мощности K PM называется отношение суммарного расчетного максимума активной мощности узла системы электроснабжения к сумме расчетных максимумов активной мощности отдельных групп ЭП, входящих в данный узел, P K PM = n P . ∑ p pk k =1 Этот коэффициент характеризует смещение максимумов нагрузок отдельных групп приемников во времени, что вызывает снижение суммарного максимума нагрузок узла по сравнению с суммой максимумов отдельных групп. И только в случае, когда максимумы нагрузок отдельных групп приемников совпадают во времени, что маловероятно, их суммарный максимум нагрузок равен сумме максимумов отдельных групп приемников. Коэффициент разновременности максимумов нагрузок K PM ≤ 1 . Он связан с коэффициентом формы графика нагрузок K F . Если K F → 1 , то K PM → 1 , и наоборот. Коэффициент K PM изменяется в течение года, так как изменяется суточный максимум нагрузок (по величине и моменту наступления) из-за изменений нагрузок освещения и отопления. Принято рассчитывать K PM по декабрьским суткам: – для цеха P K PM = n PS ; ∑ p pk k =1 – для предприятия P K PM = n PΠ , ∑ p psk k =1 30 n где ∑ p pk – сумма расчетных нагрузок отдельных групп ЭП в цехе; PPS – k =1 n суммарная расчетная нагрузка цеха; ∑ p psk – сумма расчетных нагрузок k =1 отдельных цехов предприятия; PPΠ – суммарная расчетная нагрузка предприятия. Применение K PM необходимо при расчете нагрузок узлов в системе электроснабжения в том случае, если расчетная нагрузка узла определяется суммированием расчетных нагрузок отдельных групп потребителей. Коэффициент сменности по энергоиспользованию. Величину расчетной нагрузки и все расчетные коэффициенты определяют за наиболее загруженную смену. В другие смены нагрузки будут меньше, что учитывают при определении действительного расхода энергии за год коэффициентом сменности по энергоиспользованию WG K EI = , PCM TG где WG – годовой расход электроэнергии; TG – годовой фонд рабочего времени. Показатели графиков нагрузки предприятий железнодорожного транспорта представлены в табл. 1.2. Упорядоченные диаграммы KC приведены на рис. 1.10 и 1.11. Таблица 1.2 Показатели графиков нагрузки предприятий железнодорожного транспорта Средние энергетические показатели № Предприятие PHΣ , МВт Ki cosϕ 1 Тепловозоремонтный завод 3.2... 30.2 2 Электровозоремонтный завод 16.4... 26.1 0.68... 0.76 0.7... 0.8 3 4 5 6 Электровагоноремонтный завод Локомотивовагоноремонтный завод Вагоноремонтный завод по ремонту пассажирских вагонов Вагоноремонтный завод по ремонту грузовых вагонов 8.0... 23.4 KC K PM KB K EI K HG 0.68... 0.79 0.70... 0.82 0.19...0.43 0.24... 0.46 0.20... 0.27 0.86... 0.94 0.36... 0.60 0.22... 0.31 0.28... 0.35 0.20... 0.36 0.84... 0.92 0.34...0.47 0.70...0.79 0.75... 0.82 0.18...0.27 0.22... 0.3 0.21 ... 0.25 0.85... 0.89 0.37...0.44 18.5... 73.0 0.72...0.79 0.68... 0.84 0.20... 0.26 0.24... 0.30 0.18... 0.22 0.8... 0.9 0.34... 0.40 1.6... 12.4 0.68... 0.74 0.70... 0.78 0.16... 0.29 0.20... 0.35 0.18... 0.32 0.82... 0.95 0.33... 0.44 3.2... 46.9 0.74... 0.78 0.69... 0.76 0.16... 0.32 0.20... 0.34 0.22... 0.27 0.73... 0.84 0.33... 0.50 31 Средние энергетические показатели № Предприятие PHΣ , МВт 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 Вагоноремонтный завод по ремонту цистерн Вагоноремонтный завод по ремонту пассажирских и рефрижераторных вагонов Стрелочный завод Механический завод Литейномеханический завод Путевой ремонтномеханический завод Щебеночный завод Шпалопропиточный завод Завод железобетонных изделий Электротехнический завод Рельсосварочный поезд 1.7... 5.1 KC K PM KB K EI K HG 0.62... 0 74 0.58... 0.66 0.27... 0 5 0.36... 0.50 0.19... 0.32 0.79... 0.81 0.24... 0.30 10.0... 13.7 0.72... 0.80 0.80... 0.84 0.2... 0.34 0.24... 0.38 0.19... 0.30 0.77... 0.95 0.32... 0.45 5. 4 ….32.0 0.73... 0.8 2.7…6.9 0.62... 0.76 0.55... 0.78 0.14... 0.30 0.20... 0.38 0.28... 0.40 0.88... 0.97 0.38...0.46 3.4... 55.2 0.76...0.78 0.78...0.88 0.23... 0.42 0.28... 0.46 0.45... 0.52 0.82...0.88 0.37...0.50 0.7... 5.5 0 64... 0.74 0.69... 0.75 0.17...0.42 0.24...0.48 0.30... 0.34 0.86... 0.93 0.31... 0.35 1.9... 5.4 0.62... 0.74 0.78... 0.81 0.50... 0.62 0.76... 0.79 0.55... 0.59 0.82... 0.94 0.36... 0.45 0.8... 1.4 0.74... 0.81 0.69... 0.72 0.38... 0.46 0.47... 0.54 0.23... 0.29 0.78... 0.90 0.20... 0.30 1.4... 2.2 0.72...0.80 0.67...0.69 0.31...0.44 0.40... 0.52 0.25...0.32 0.89...0.96 0.34...0.44 2.8... 7.8 0.71...0.73 0.72...0.75 0.38...0.41 0.42...0.43 0.44...0.50 0.88...0.95 0.32...0.42 0.8... 1.6 0.6...0.8 0.7... 0.8 0.32...0.52 0.5... 0.6 ... ... 0.14... 0.23 0.25... 0.35 0.3... 0.4 0.7... 1.0 0.5... 0.6 0.80... 0.85 0.27... 0.45 0.5...0.7 0.3... 0.6 0.68... 0.76 0.77... 0.82 0.48... 0.56 0.57... 0.69 0.60... 0.65 0.88... 0.90 0.33... 0.40 0.3... 0.4 0.6... 0.7 2.0... 3.4 0.57... 0.58 0.68... 0.70 0.18... 0.23 0.31... 0.35 0.25...0.38 0.70... 0.78 0.30...0.34 Путевая машин... ная станция Путевая машинная станция (звеносборочная база) Балластный карьер Путевая дорожная мастерская Локомотивное депо cosϕ Ki 0.7... 0.80 0.26...0.44 0.35...0.47 0.28...0.38 0.85... 0.95 0.39... 0.53 0.4 ... 0.6 0.6...0.8 0.45... 0.62 0.10... 0.17 ... ... ... ... 0.70... 0.80 0.38... 0.50 0.60... 0.70 0.65... 0.70 …. …. 23 Вагонное депо 0.8... 1.2 0.59... 0.70 0.62... 0.70 0.25... 0.36 0.35... 0.50 0.27... 0.40 0.76... 0.84 0.35...0.46 24 Промывочнопропарочная станция 0.5...0.6 0.60... 0.68 0.68... 0.78 0.27... 0.30 0.40... 0.44 0.20...0.25 0.8...0.9 25 Вокзал 0.3... 1.6 0.44... 0.58 0.84... 0.86 0.4... 0.5 26 Дистанция сигнализации и свя- 0.5...1.8 зи 0.48... 0.52 0.60...0.62 0.28... 0.38 0.5... 0.6 27 Дистанция пути 0.60...0.64 0.68...0.72 0.27... 0.30 0.38... 0.40 0.14... 0.16 0.5... 0.6 28 Дистанция погрузочно0.7... 1.1 разгрузочных работ 0.4... 0.8 0.3...0.4 0.5... 0.6 0.34... 0.40 0.60...0.75 0.32...0.38 0.89... 0.97 0.5... 0.6 0.6... 0.7 0.78... 0.84 0.25... 0.30 0.15... 0.16 0.29... 0.31 0.66... 0.72 0.38... 0.44 0.55... 0.68 0.25... 0.28 32 Примечание: K = HG WG – годовой коэффициент нагрузки предприятия. 8760 PM Рис. 1.10. Коэффициенты спроса для заводов железнодорожного транспорта Рис. 1.11. Коэффициенты спроса для предприятий железнодорожного транспорта 1.6. Контрольные вопросы 1. Как классифицируются графики электрических нагрузок? 2. Можно ли по графику нагрузки оценить такой показатель качества как несимметрия напряжений трехфазной системы? 3. Задано: PC = 80 кВт; PCK = 85 кВт. Определите дисперсию и стандарт нагрузки. 4. Задано: PC = 100 кВт; σ = 20 кВт. Определите коэффициент формы. 5. Дайте определение асимметрии и эксцесса графика электрической нагрузки. 33 2. МЕТОДИКА ВЫПОЛНЕНИЯ РАСЧЕТОВ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК 2.1. Расчетные нагрузки для выбора элементов СЭС Выбор трансформаторов производится по допустимому нагреву и номинальному напряжению. При известном графике нагрузки мощность и число трансформаторов и преобразователей подбираются таким образом, чтобы их работа была бы наиболее экономичной. Общими показателями для выбора трансформаторов являются: • номинальные напряжения обмоток; • допустимый нагрев; • экономическая нагрузка. Провода, кабели и токопроводы также выбираются по этим же показателям, но дополнительно проверяются на допустимую потерю напряжения. При выборе проводов должны учитываться также регламентированные ПУЭ минимально допустимые сечения проводов с точки зрения их механической прочности. Расчетной максимальной нагрузкой по допустимому нагреву называют условную постоянную нагрузку, выраженную в киловаттах (PP ) , амперах (I P ) или киловольт-амперах (S P ) , которая эквивалентна ожидаемой изменяющейся нагрузке по наиболее тяжелому тепловому действию: • максимальной температуре; • тепловому износу изоляции проводников, обмоток трансформаторов и электромашин. В дальнейшем величина PP называется расчетной активной нагрузкой или сокращенно расчетной нагрузкой. Соответственно – I P расчетным током, а S P – расчетной полной мощностью. При анализе нагрева проводников различают три формулировки допустимой температуры жилы проводника: • длительно допустимый нагрев жил по нормам, υ H °С (50…80°С в зависимости от изоляции и напряжения); • кратковременно допустимый нагрев при перегрузках, υΠ °С (90…125°С); • максимально допустимое превышение температуры жилы над температурой среды по нормам при токе короткого замыкания, υ M °С (125…350°С). Если υC – это температура среды, определяемая нормами (25°С при прокладке проводов и кабелей внутри помещений и 15 °С при прокладке в земле), то превышение температуры жил 34 τ H = υ H − υC . Например, для кабеля с бумажной изоляцией напряжением до 3 кВ, проложенного в земле, τ H = 80 – 15 = 65 °С. Для тока I, отличного от допустимого по нормам I D , превышение температуры жилы, °С, 2 I τ = τ H . ID Для среды с температурой, отличной от 15 и 25 °С (районы Крайнего Севера, вечной мерзлоты, тропики и т. п.), применяются поправочные коэффициенты для I D , приведенные в ПУЭ. При включении и отключении нагрузки превышение температуры жилы τ за время t повышается или понижается по экспоненте (рис. 2.1) t − T0 τ =τ∞ 1− e и − t T0 τ = τ ∞e , где τ ∞ – установившееся значение τ ,°С; T0 – постоянная времени нагрева, зависящая от сечения проводника, материалов жил и изоляции, а также от способов прокладки. Для сечений 4…240 мм 2 значения T0 изменя ются от 2.4 до 90 мин . Рис. 2.1. График нагрева и охлаждения проводника при T0 = 10 мин 35 Старение изоляции измеряют в относительных единицах. Износ при нормированной температуре жилы υ H принимают за единицу. Для определения износа при изменении температуры пользуются «восьмиградусным правилом», предложенным в 1930 г. В.М. Монтзингером. Им была получена зависимость срока службы изоляции силовых трансформаторов от температуры − υ L = L0 2 ∆ , (2.1) где L0 – срок службы при температуре 0°С; υ – температура проводника; ∆ – характерное для данной изоляции изменение температуры, при котором срок ее службы изменяется в два раза, °К. Значение ∆ в зависимости от материала изоляции находится в пределах 5…15 °К. В трансформаторах, исследованных Монтзингером, ∆ =8°К. Поэтому формула (2.1) получила название «восьмиградусное правило ». Последнее состоит в том, что повышение на каждые 8 °С приводит к ускорению износа изоляции вдвое, и наоборот. Относительный износ изоляции при температуре υt составляет υt −υ H τ t −τ H IZ = 2 8 = 2 8 . Основным показателем, определяющим сечения токоведущих частей в промышленных электросетях является допустимый нагрев , так как потери напряжения и электроэнергии не являются решающими факторами при правильно спроектированной схеме электроснабжения. При глубоком вводе высокого напряжения и подстанциях малой мощности большая часть сечений проводников напряжением до 1000 В определяется по расчетной нагрузке. При заданных значениях расчетных нагрузок расчеты выполняются по общеизвестным формулам или готовым таблицам. Существуют поправочные коэффициенты к допустимым нагрузкам проводов и кабелей для различных условий прокладки , тем пературы окружающей среды и т. п., которые позволяют определять допустимые нагрузки с точностью до 1…2 %, в то время как сама расчетная нагрузка может быть определена с гораздо меньшей степенью точности (10…15 %). Для эффективного использования электроустановок необходимо определять нагрузки с наибольшей точностью. В то же время степень точности имеет практический предел вследствие того, что сами элементы электроснабжения могут быть выбраны с определенными интервалами между стандартными величинами. Если расчетная нагрузка находится внутри этих интервалов, то во избежание перегрева , как правило , бе рется верхний предел. Такими интервалами для проводов и кабелей являются шкалы допустимых токов нагрузки для стандартных сечений, а для трансформа- 36 торов – их номинальные мощности. Ступень нарастания шкалы допустимых токов для распространенных стандартных сечений (50…185 мм2) кабелей и проводов с алюминиевыми проводниками равна 14…25 %, или в среднем 20 %. Для трансформаторов процент нарастания шкалы мощностей составляет 56…60 %. Следовательно, величина интервала при выборе между двумя стандартными сечениями проводов и кабелей по допустимому току составляет в среднем 20 %, а между двумя трансформаторами 60 %. Степень точности расчета нагрузок, равная половине интервала, является вполне достаточной. Кроме того, информация о технологических режимах электроприемников и расчетных коэффициентах часто бывает недостаточно точной и надежной. В целях унификации в настоящее время принята степень точности расчета ЭН, равная ±10 %. Проблема определения электрических нагрузок возникает лишь при числе электроприемников более трех. При трех электроприемника расчетный ток определяется как арифметическая сумма их номинальных токов I P = I1 + I 2 + I 3 . При числе разнородных по мощности и режиму работы ЭП более трех, суммарная их нагрузка является переменной величиной, которая может быть представлена в виде графика мощности или тока, построенного по показаниям приборов. Максимум графика нагрузок определяет нагрев проектируемого элемента электроснабжения – проводника или трансформатора. Понятие о «греющем» максимуме связано с продолжительностью этого максимума, который берется в виде средней нагрузки за определенный промежуток времени (например, 10, 15, 30 или 60 мин) по показаниям счетчика, дающего интегральное значение потребляемой электроэнергии за принятый период усреднения (рис. 2.2…2.5). На рис. 2.6 показана зависимость максимальной (расчетной) нагрузки от длительности интервала осреднения. Ввиду сложности определения продолжительности «греющего» максимума с учетом постоянной времени нагрева эта продолжительность условно принята стандартной 30 мин. Эта же величина принята и международным институтом инженеров-электриков (The Institute of Electrical and Electronics Engineers (IEEE)). На образование 30-минутного усредненного максимума нагрузки группы электроприемников влияет большое число случайных факторов: • количество приемников; • соотношение их мощностей; • режим работы; • степень загрузки; • одновременность работы и т. д. 37 3 0 77 P, кВт 2 5 2 0 1 5 1 0 Т , мин 22 5 0 1 0 2 0 1 3 0 l 4 0 5 0 6 06 0 Рис. 2.2. Десятиминутный интервал осреднения TOCP 30 P, кВт 25 D 4l D 2l 20 15 10 Т , мин 5 0 10 20 30 40 50 60 Рис. 2.3. Тридцатиминутный интервал осреднения TOCP 38 28.772 30 P, кВт 25 20 D5l D2l 15 10 Т , мин 7.229 5 0 10 20 30 1 40 50 60 l 60 Рис. 2.4. Часовой интервал осреднения TOCP 27.30 9 3 0 P, кВт TOCP = 10 2 5 TOCP = 60 D 3l D 4l D 5l 2 0 TOCP = 30 1 5 1 0 8.64 7 Т , мин 5 0 1 0 2 0 3 0 l 1 4 0 5 0 6 06 0 Рис. 2.5. Сравнение максимумов средней нагрузки при различных интервалах осреднения Поскольку эти факторы носят случайный характер, то максимум является случайной величиной. Для его определения используется мате- 39 матический аппарат теории вероятностей и математической статистики. Основными исходными данными для расчетов служит перечень электроприемников с указанием номинальной мощности, назначения механизма или технологической установки, режима работы, напряжения, числа фаз и т. д. Рис. 2.6. Зависимость максимальной (расчетной) нагрузки от длительности интервала осреднения Для любого графика нагрузки справедливо следующее соотношение Pmax ≥ PP ≥ PCK ≥ PC , где Pmax – максимальная (пиковая) мощность. 2.2. Расчет электрических нагрузок по методике, изложенной в РТМ-38.18.32.4-92 В основу действующего нормативного документа РТМ-38.18.32.4-92 по расчету электрических нагрузок положен статистический метод. Ниже описаны теоретические основы этого метода. Интегральная функция для нормального закона распределения вероятностей имеет вид ∞ ( x− µ )2 − 1 2σ 2 dx . F (x ) = e ∫ σ 2π −∞ Применяя замену переменных x−µ β= , (2.2) σ можно получить центрированную и нормированную (или стандартизо- 40 ванную) случайную величину. Ее математическое ожидание и дисперсия равны: µt = 0 и σ t = 1 . Величина β как линейная функция нормально распределенной случайной величины х также имеет нормальное распределение. Следовательно, плотность вероятности β запишется в виде β2 1 −2 f (β ) = e . (2.3) 2π Закон распределения случайной величины с плотностью вероятности, определенной по (2.3), называется стандартным нормальным законом. Вероятность попадания случайной величины β в интервал (β1 , β 2 ) p (a < x < b ) = Φ (β 2 ) − Φ (β1 ) , t где β2 − 1 2 dβ – функция Лапласа, Φ (β ) = e ∫ 2π 0 или интеграл вероятно- стей. С помощью функции Лапласа можно найти вероятность попадания случайной величины х в интервал ( x1 , x2 ) : p ( x1 < x < x2 ) = p(β1 < β < β 2 ) = Φ (β 2 ) − Φ (β1 ) , где β связана с х соотношением (2.2). Величина β из (2.3) позволяет заменить произвольное нормальное распределение стандартным. Эта величина характеризует положение точки х относительно центра рассеивания µ и численно равна расстоянию х от µ , выраженному в σ . Например, значение β1 = –1,5 определяет точку, лежащую левее µ на расстоянии 1,5 σ , а β 2 = +1,5 соответствует точке, расположенной на таком же расстоянии справа от µ . Вероятность попадания случайной величины в интервал µ = ±3σ , т.е. в интервал, ограниченный значениями β1 = −3 и β 2 = 3 определяется так p (µ − 3σ < x < µ + 3σ ) = Φ(3) − Φ(− 3) = 0.997 . Так как полученная вероятность близка к единице, то попадание случайной величины в этот интервал можно считать практически достоверным. Выполненный расчет служит обоснованием правила «трех сигм», согласно которому нормально распределенная случайная величина практически не отклоняется от своего математического ожидания более чем на ±3σ . Если необходимо определить вероятность того, что случайная величина х не превзойдет некоторого заданного значения xM (рис. 2.7), иными словами, что случайная величина попадет в интервал (− ∞, xM ) или (− ∞ , xM ) , где xM и β M связаны соотношением (2.2), то указанная вероят- 41 ность может быть определена из выражения 1 p ( x < xM ) = p (− ∞ < x < xM ) = Φ(β M ) − Φ (− ∞ ) = Φ (β M ) + . 2 Рис. 2.7. Кривая плотности вероятности случайной величины βM = xM − µ σ Вероятность превышения величиной х значения xM определится по выражению 1 ( p ( x > xM ) = 1 − p ( x < xM ) = − Φ ( β M ) . 2 1 Зависимость Bep(β ) = − Φ(β ) представлена на рис. 2.8. 2 Рис. 2.8. Зависимость Bep(β ) = ϕ (β ) 42 При нормальном законе распределения, который можно использовать при расчете нагрузок, расчетную нагрузку и вероятность ее превышения ( Bep ) определяют из уравнения PP = PC + βσ P = PC (1 + βγ ) = K P PC , где K P (K i , nE ) – расчетный коэффициент. Вероятность того, что нагрузка группы ЭП не превысит PP будет равна Bep(β ) . Для выбора кратности меры рассеяния β можно использовать данные табл. 2.3. Таблица 2.3 β К выбору величины β Вероятность преЧисло часов в году, когда нагрузка вышения превышает PP PP час 0 +0.5 +1 +1.5 +1.65 +2 +2.5 +3 0.5 0.31 0.16 0.065 0.05 0.025 0.005 0.001 4380 2715.6 1401.6 569.4 438 219 43.8 8.76 % 50 31 16 6.5 5 2.5 0.5 0.1 Для практических расчетов нагрузок можно ограничиться величиной β , лежащей в пределах 1.65…2.5. В действующем нормативном документе РТМ-38.18.32.4-92 используется статистическая база, сформированная при разработке более ранних указаний по РЭН. Основная погрешность при использовании этих указаний заключается в том, что в аналитических выражениях для получения значений расчетной нагрузки в качестве исходных данных предполагалось использование числовых характеристик функций случайных величин коэффициентов использования ki (математического ожидания Mki и среднеквадратичного отклонения σ ki ). Однако в связи с отсутствием статистических данных при формировании расчетной таблицы и номограммы использовались заведомо завышенное значение σ ki = 0.316, единое для всех групп электроприемников. В качестве исходных данных рекомендовались справочные материалы, в которых приведены не математические ожидания Mki , а наибольшие значения ki , которые для данной группы могут быть превышены с вероятностью не более 0.05. Указанные допущения, привели к значительному завышению средней компоненты PC расчетной 43 активной мощности. Средняя компонента мощности p C = p H ki возможна лишь у 5 % одиночных электроприемников рассматриваемой характерной категории. В группе из трех электроприемников вероятность того, что фактическое значение средней мощности PC составляет 3 ∑ pHk kik равна 0,053 =0.00012, т.е. фактическое значение PC группы ниже k =1 расчетного. В соответствии с откорректированными указаниями по расчету электрических нагрузок (РТМ36.18.32.4-92) значение расчетной мощности определяется по формуле PP = K P K i PH где K P – коэффициент расчетной активной нагрузки, равный отношению коэффициента спроса группы электроприемников к средневзвешенному справочному значению K i , определенному как детерминированная величина, характеризующая верхнюю границу возможных значений коэффициентов использования: K KP = C . Ki Для малых групп электроприемников коэффициент K P > 1 является аналогом коэффициента максимума. При достаточно больших nE коэффициент K P < 1 можно рассматривать как некоторый корректирующий коэффициент. Возможность появления значений K P < 1 обусловлена тем, что значение K C группы электроприемников при достаточно больших nE становится меньше расчетного значения K C , не зависящего от nE . При малых выборках ( nE < 5 ) из генеральной совокупности оценка расчетной нагрузки может производиться с использованием t коэффициентов распределения Стьюдента при ограничении области значений K C ( K C ≤ 0.8 ): 0.3 − 0.25K i 0.23 0.6 K i + t + n −1 T 0F E ( n − 1 ) E T0 KP = Ki 44 при K < 0.5 i (2.4) 0.3 − 0.25K i 0.115 0.8 K i + t + n −1 T 0F E n − 1 ( ) E T0 KP = Ki при K ≥ 0.5 i (2.5) где T0 = 10 мин – постоянная времени нагрева проводников малого и среднего сечений; T0 F – фактическая постоянная времени нагрева элементов системы электроснабжения. Использование формул (2.4), (2.5) позволяет получить значения K P по известным K i , nE , T0 F , начиная с nE = 2 , что обеспечивает единообразие определения расчетной нагрузки во всем диапазоне возможных значений nE . По выражениям (2.4) и (2.5) получена табл. 2.5, позволяющая определять значения K P по известным nE и K i . 2.2. Определение электрических нагрузок на различных стадиях проектирования В соответствии с нормами технологического проектирования СЭС определение электрических нагрузок должно производиться при разработке систем электроснабжения промышленных предприятий на всех стадиях проектирования: технико-экономическое обоснование (ТЭО), техникоэкономический расчет (ТЭР), проект, рабочий проект, рабочая документация). При предпроектной проработке (схема развития, ТЭО) должна определяться суммарная электрическая нагрузка предприятия, позволявшая решить вопросы его присоединения к сетям энергоснабжающей организации (ЭСО). На этом этапе ожидаемая электрическая нагрузка может определяться следующим образом: • по фактическому электропотреблению предприятия-аналога; • по достоверному значению коэффициента спроса при наличии данных о суммарной установленной мощности электроприемников; • через удельные показатели электропотребления. На стадии «проект» расчет электрических нагрузок производится в целях разработки схемы электроснабжения предприятия на напряжении 610 кВ и выше, выбора и заказа оборудования подстанций и других элементов электрической сети предприятия. Расчет электрических нагрузок производится в следующей последовательности: • выполняется расчет электрических нагрузок на напряжении 1 кВ в 45 целом по корпусу (предприятие) в целях определения числа и мощности цеховых ТП; • выполняется расчет электрических нагрузок на напряжении 6-10 кВ и выше на сборных шинах РП, ГПП., ПГВ; • определяется расчетная электрическая нагрузка предприятия в точке балансового разграничения с ЭСО. На стадиях «рабочий проект» и «рабочая документация» дополнительно выполняется расчет электрических нагрузок питающих сетей напряжением до 1000 В и на шинах каждой цеховой ТП. Расчет ведется одновременно с построением питающей сети напряжением до 1 кВ. По результатам расчетов определяются сечения проводников питающих сетей 0,4 кВ, производится выбор защитных аппаратов, уточняются мощности трансформаторов цеховых ТП. Определение электрических нагрузок на стадиях «проект», «рабочий проект», «рабочая документация» производится, согласно указаниям по расчету электрических нагрузок. Не допускается использование ранее действующих указаний, приводящих к необоснованному завышению как средних, так и максимальных электрических нагрузок. Действующая методика определения электрических нагрузок базируется на следующих положениях. Исходными для расчета данными являются таблицы-задания от технологов, сантехников и других смежных подразделений, в которых указываются данные электроприемников. В расчетах используются содержащиеся в существующих справочных материалах среднестатистические значения коэффициентов использования K i и коэффициентов реактивной мощности tgϕ для различных электроприемников. Приняты следующие постоянные времени нагрева: • для сетей до 1 кВ ……………………………………………… 10 мин; • для сетей выше 1 кВ ……………………………………………30 мин; • для трансформаторов и магистральных шинопроводов …....150 мин. Значения коэффициентов расчетных нагрузок K P определяются в зависимости от коэффициента использования, эффективного числа электроприемников и постоянной времени нагрева. Значения коэффициентов одновременности KO для расчета нагрузок на шинах 6-10 кВ РП, ГПП определяются в зависимости от средневзвешенных коэффициентов использования и числа присоединений 6-10 кВ на сборных шинах РП, ГПП. Фактические значения расчетных нагрузок могут превышать расчетные с вероятностью не более 0,05. При расчетах электрических нагрузок должны быть определены от- 46 дельно нагрузки электроприемников особой группы I категории и нагрузки электроприемников III категории. 2.3. Порядок выполнения расчетов для различных уровней системы электроснабжения На рис. 2.9 представлена схема электроснабжения предприятия, на которой выделено шесть основных уровней, различающихся характером электропотребления и способом расчета электрических нагрузок (РЭН). 1УР - линия, питающая отдельный электроприемник (ЭП) от любого вышестоящего уровня, независимо от номинального напряжения электрических сетей. 2УР - линия распределительной сети напряжением до 1000 В, обеспечивающая связи распределительных щитов, силовых пунктов или распределительных шинопроводов между собой и с магистральными шинопроводами или с шинами цеховой трансформаторной подстанции. 3УР - магистральные шинопроводы или шины цеховой ТП. 4УР - шины распределительных пунктов высокого напряжения (при отсутствии РП 4УР и 5УР совпадают). 5УР - шины низшего напряжения ГПП. 6УР - граница раздела сетей предприятия и ЭСО. Расчетные активная PP и реактивная QP нагрузки любой линии 1УР принимаются равными номинальным мощностям: PPk = pHk ; QPk = qHk , (2.6) где pHk – номинальные активные мощности отдельных ЭП; qHk – номинальные реактивные мощности отдельных ЭП. Номинальные активные мощности отдельных ЭП определяются следующим образом: • для электродвигателей длительного режима работы pHk = pΠk , (2.7) где pΠk – паспортная мощность двигателя. • для двигателей повторно-кратковременного режима pHk = pΠk ΠBk , (2.8) где ΠBk – паспортная продолжительность включения, в о.е. • для сварочных трансформаторов s Hk = sΠk ΠB k , (2.9) где sΠk – паспортная полная мощность сварочного трансформатора sΠk – паспортная полная мощность сварочного трансформатора и тогда pHk = sΠk ΠBk cos ϕΠ , где cos ϕΠ – паспортный коэффициент мощности сварочного трансформа- 47 тора. P5( BH ) = PP 5 + ∆PT Q5( BH ) = QP 5 + ∆QT G PP 5 = KO ∑ Kik PHk k =1 G QP 5 = K O ∑ K ik PHk tgϕk k =1 N PP 4 = K O ∑ K ik PHk k =1 M QP 4 = K O ∑ K ik PHk tgϕk k =1 ) QP( BH =Q P 3 + ∆QT 3 ) PP( BH = P P 3 + ∆PT 3 M PP 3 = K P ∑ kik pHk + PPOCB k =1 M QP 3 = LP ∑ kik pHk tgϕk + QPOCB k =1 n PP 2 = K P ∑ kik pHk k =1 n QP 2 = LP ∑ kik pHk tgϕk k =1 Рис. 2.9. Уровни СЭС: P POCB , QPOCB – расчетные нагрузки электрического освещения; ∆PT , ∆QT – потери в трансформаторах 48 • для многодвигательного привода номинальная мощность принимается равной сумме номинальных мощностей одновременно работающих двигателей. • для крановой установки – сумме номинальных мощностей двух наиболее мощных двигателей. При расчете групповых нагрузок на более высоких уровнях (2УР и выше) Π Bk в формулах (2.8, 2.9) принимается равным 1, т.е. пересчет на длительный режим не производится, так как фактор кратковременности учитывается коэффициентом ki = k B kZ . Номинальная реактивная мощность асинхронного двигателя определяется упрощенно, через значение среднесменного коэффициента мощности cos ϕCk и соответствующего ему коэффициента реактивной мощности tgϕCk без учета коэффициента полезного действия (КПД): qHk = pHk tgϕCk . (2.10) Номинальная реактивная мощность синхронного двигателя (СД) определяется как p qHk = Hk tgϕ Hk , (2.11) η Hk где η Hk , tgϕ Hk – соответственно номинальные КПД и коэффициент реак- тивной мощности СД при номинальных напряжении и токе возбуждения. При расчете нагрузок на 2УР и более высоких уровнях номинальная реактивная мощность СД принимается равной расчетной реактивной нагрузке этих двигателей и вычитается из реактивных нагрузок ЭП с отстающим током. Расчет нагрузок на 2УР выполняется на основе модифицированного статистического метода. Результаты сводятся в табл. 2.4. Расчетная нагрузка в любом узле сети зависит от числа ЭП, подключенных к этому узлу, и режима их работы, задаваемого коэффициентом использования ki по каждому ЭП. Главным расчетным параметром метода является коэффициент расчетной мощности K P , определяемый в зависимости от эффективного числа приемников nE , и группового коэффициента использования K i для данного узла n Ki = ∑ kik pHk k =1 n (2.12) ∑ pHk k =1 где n – число ЭП в узле; kik – коэффициент использования, определяемый как отношение средней активной мощности ЭП за наиболее загруженную смену к номинальной мощности. При наличии в справочных материалах 49 (прил. А) интервальных значений kik следует принимать для расчета наибольшие значения. При отсутствии данных по составу электроприемников, nE может определяться по упрощенному выражению: n nE = 2∑ pHk k =1 (2.13) pHmax где pHmax – мощность наибольшего ЭП данного узла. Значение nE округляется до ближайшего меньшего целого числа. Если расчет по формуле (2.13) приводит к результату nE > n , то следует принять nE = n . Расчетная активная нагрузка любой линии на 2УР находится по формуле n PP 2 = K P ∑ kik pHk . k =1 Величина K P принимается в зависимости от nE и K i по табл. 2.2. В случае, когда PP 2 окажется меньше номинальной мощности наиболее мощного ЭП, следует принимать PP 2 = pHmax . Расчетная реактивная мощность для ЭП с индуктивным характером нагрузки определяется как n QP 2 = LP ∑ kik pHk tgϕ k , k =1 где LP принимается в зависимости от nE : nE ≤ 10 LP = 1.1; nE > 10 LP = 1.0 . Для группы СД, работающих в режиме перевозбуждения, суммарная номинальная реактивная мощность принимается равной расчетной реактивной нагрузке и при определении общей реактивной нагрузки вычитается из реактивной нагрузки ЭП с отстающим током m QPCD = ∑ qHk , k =1 где q Hi определяется по формуле (2.11). Расчетная реактивная нагрузка конденсаторной батареи (КБ) принимается равной ее номинальной мощности и также вычитается из общих реактивных нагрузок: 50 m QPBK = ∑ qHBk , k =1 где qHBk – номинальная мощность отдельного конденсатора. Таблица 2.4 Расчет электрических нагрузок в питающей сети 0.4 кВ Исходные данные По данным технологов № Наименование троприемника элек- По справочным данным Номинальная мощность n pH – 1 шт 3 – 2 ki tgϕ – 6 – 7 PH кВт 4 5 продолж. табл. 2.4 Расчетные величины PC QC npH2 nE KP LP кВт 8 квар 9 – 10 – 11 – 12 – 13 Примечания: IP = PH = npH ; PC = PH ki ; Расчетные мощности PP QP SP кВт 14 квар 15 кВ⋅А 16 QC = PC tgϕ ; IP А 17 S P = PP2 + QP2 ; SP ; U H – номинальное напряжение. 3U H Определение расчетных нагрузок на 3УР выполняется аналогично изложенному, но величина K P , в данном случае, определяется по табл. 2.6. Здесь учитывается, что постоянная времени нагрева T0 >> 10 мин и введена поправка на избыточность технологического оборудования по сравнению с необходимым для планового выпуска продукции: M PP 3 = K P ∑ kik p Hk . k =1 При определении расчетной реактивной нагрузки на 3УР величина LP принимается равной K P т.е. M QP 3 = LP ∑ kik p Hk tgϕ k . k =1 51 nE 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 30 35 40 45 50 60 70 80 90 100 Таблица 2.5 Значения коэффициентов расчетной нагрузки K P для питающих сетей напряжением до 1000 В Коэффициент использования K i 0.1 0.15 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 8.00 6.22 4.05 3.24 2.84 2.64 2.49 2.37 2.27 2.18 2.11 2.04 1.99 1.94 1.89 1.85 1.81 1.78 1.75 1.72 1.69 1.67 1.64 1.62 1.60 1.51 1.44 1.40 1.35 1.30 1.25 1.20 1.16 1.13 1.10 5.33 4.33 2.89 2.35 2.09 1.96 1.86 1.78 1.71 1.65 1.61 1.56 1.52 1.49 1.46 1.43 1.41 1.39 1.36 1.35 1.33 1.31 1.30 1.28 1.27 1.21 1.16 1.13 1.10 1.07 1.03 1.00 1.00 1.00 1.00 4.00 3.39 2.31 1.91 1.72 1.62 1.54 1.48 1.43 1.39 1.35 1.32 1.29 1.27 1.25 1.23 1.21 1.19 1.17 1.16 1.15 1.13 1.12 1.11 1.10 1.05 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 2.67 2.45 1.74 1.47 1.25 1.28 1.23 1.19 1.16 1.13 1.10 1.08 1.06 1.05 1.03 1.02 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 2.00 1.98 1.45 1.25 1.16 1.11 1.12 1.10 1.09 1.07 1.06 1.05 1.04 1.02 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.60 1.60 1.34 1.21 1.16 1.13 1.10 1.08 1.07 1.05 1.04 1.03 1.01 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.33 1.33 1.22 1.12 1.08 1.06 1.04 1.02 1.01 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.14 1.14 1.14 1.06 1.03 1.01 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 52 Таблица 2.6 Значения коэффициентов расчетной нагрузки Kp на шинах низкого напряжения цеховых ТП и для магистральных шинопроводов цеховых сетей (для постоянной времени нагрева Т0 >> 10 мин) Ki nE 1 2 3 4 5 6-8 9-10 10-25 25-50 Более 50 0.10 0.15 0.20 0.30 0.40 0.50 0.60 8.00 5.01 2.94 2.28 1.31 1.20 1.10 0.80 0.75 0.65 5.33 3.44 2.17 1.73 1.12 1.00 0.97 0.80 0.75 0.65 4.00 2.69 1.80 1.46 1.02 0.96 0.91 0.80 0.75 0.65 2.67 1.90 1.42 1.19 1.00 0.95 0.90 0.85 0.75 0.70 2.00 1.52 1.23 1.06 0.98 0.94 0.90 0.85 0.75 0.70 1.60 1.24 1.14 1.04 0.96 0.93 0.90 0.85 0.80 0.75 1.33 1.11 1.08 1.00 0.94 0.92 0.90 0.90 0.85 0.80 0.70 и более 1.14 1.00 1.00 0.97 0.93 0.91 0.90 0.90 0.85 0.80 Подсчет нагрузок в целом по цеху выполняется учетом нагрузки освещения и установки КБ. Расчетная активная нагрузка освещения PPOCB находится из светотехнического расчета или по формуле PPOCB = poud KCO F , (2.14) где poud – удельная нагрузка на 1 м2 площади цеха; F – площадь цеха; KCO – коэффициент спроса осветительной нагрузки. Значения poud , K CO приведены в прил. А. Если в качестве источников света применяются газоразрядные лампы, то расчетная реактивная нагрузка находится как QPOCB = PPOCBtgϕo , (2.15) где tgϕo соответствует коэффициенту мощности cosϕo . Для ламп накаливания cosϕo = 1 . Для газоразрядных ламп с индивидуальными конденсаторами cosϕo =0,9…0,95, а без них 0,6. Если от данной ТП питаются ЭП наружного освещения, то их нагрузки добавляются к результатам, полученным по (2.14) и (2.15). Расчетная активная и реактивная нагрузки на шинах высокого напряжения ТП определяется по выражениям: ) PP( BH = PP 3 + ∆PT ; 3 ) QP( BH = QP 3 + ∆QT , 3 где ∆PT , ∆QT – потери в трансформаторах. Они определяются по формулам: S ∆PT = ∆PX + ∆PK P 3 S HT 2 S ; ∆QT = ∆QX + ∆QK P 3 S HT 53 2 , где ∆PX , ∆QX – активные и реактивные потери холостого хода; ∆PK , ∆QK – активные и реактивные потери короткого замыкания; S HT – номинальная I S U S мощность трансформатора; S P 3 = PP23 + QP2 3 ; ∆QX = X HT ; ∆QK = K HT ; 100 100 I X – ток холостого хода, %; U K – напряжение короткого замыкания, %. Если трансформаторы не выбраны, то величина потерь определяется приближенно: ∆PT = 0.02 S P 3 ; ∆QT = 0.1S P 3 . Расчет электрических нагрузок на 4УР и 5УР производятся в целом аналогично выше изложенному с учетом следующих особенностей: • исходные данные по высоковольтным ЭП одного режима работы и мощности заносятся в одну строку (см. табл. 2.4); эффективное число ЭП nE и коэффициенты расчетной нагрузки K P , LP не определяются; • расчетные параметры для цеховых ТП заносятся в отдельные строки, при этом в графе 3 записывается число трансформаторов, в графе 8: M M k =1 k =1 ∑ kik pHk + PPOCB + ∆PT и в графе 9: ∑ kik pHk tgϕk + QPOCB + ∆QT ; • в итоговой строке определяется общее число присоединений N – N графа 3, суммарная установленная мощность ∑ PHk – графа 5, суммарная k =1 активная нагрузка по графе 8 и реактивная по графе 9; • определяется групповой коэффициент использования N Ki = ∑ Kik PHk k =1 N ∑ PHk . k =1 • по табл. 2.7 находится значение коэффициента одновременности KO и заносится в графу 11; • расчетные мощности (графы 14, 15) определяются по выражениям: N PP 4 = K O ∑ K ik PHk ; k =1 N QP 4 = K O ∑ K ik PHk tgϕ k . k =1 Расчетные нагрузки на 6УР могут совпадать с расчетными нагрузками 5УР или отличаются от них на величину потерь в трансформаторах ГПП. Определение потерь производится аналогично тому, как это было изложено выше для цеховых ТП или по точным формулам. 54 Таблица 2.7 для определения расчетной Значения коэффициентов одновременности K O нагрузки на шинах 6 (10) кВ РП, ГРП, ГПП Число присоединений 6 (10) кВ на сборных шиСредневзвешенный коэффициент нах РП, ГПП использования 2…4 5 …8 9… 25 Более 25 Ki < 0.3 0.90 0.80 0.75 0.70 0.3 ≤ K i < 0.5 0.5 ≤ K i ≤ 0.8 Ki > 0.8 0.95 0.90 0.85 0.80 1.00 0.95 0.90 0.85 1.00 1.0 0.95 0.90 2.3. Расчет электрических нагрузок для питающих сетей напряжением до 1 кВ с учетом постоянной времени нагрева проводников Расчет электрических нагрузок производится, как правило, в целях определения расчетного тока, согласно которому выбирается сечение кабеля или провода по нагреву. В действующих указаниях по расчету электрических нагрузок для выбора кабелей и проводов питающих сетей напряжением до 1 кВ принята постоянная времени нагрева T0 =10 мин, а это означает, что питающие сети с проводниками сечением 25 мм и более выбираются с некоторым запасом. Но, учитывая известную неопределенность низковольтной электрической нагрузки из-за частых изменений в технологии и оборудовании, это допущение следует считать приемлемым. Однако могут иметь место случаи, когда требуется определить допустимую токовую нагрузку для уже проложенных кабелей. Это, как правило, требуется при реконструкции или техническом перевооружении промышленных предприятий. С учетом фактической постоянной времени нагрева (табл. 2.5) ранее проложенного кабеля (выбранного из условия T0 =10) можно определить дополнительную электрическую нагрузку, которую можно запитать с помощью этого кабеля. Коэффициенты расчетной нагрузки для различных постоянных времени нагрева приведены в табл. 2.8…2.12. 55 Таблица 2.8 Постоянные времени нагрева проводов и кабелей T0 , мин Сечение, мм2 Провода и кабели одножильные с резиновой и поливинилхлоридной изоляцией с медными жилами при прокладке с алюминиевыми жилами при прокладке открыто на опорах (изоляторах) 2.1 3.4 5.7 7.9 11.0 13.3 2.5 4.0 6.3 9.3 13.3 16.5 3.4 5.3 8.0 11.6 16.5 20.4 4 6 10 16 25 35 2.4 3.0 4.2 5.6 7.2 9.0 2.5 4.0 6.75 9.3 13.0 15.7 3.0 4.75 7.5 11.0 15.7 19.5 4.0 6.25 9.5 13.7 19.5 24.0 открыто на опорах (изоляторах) 2.0 2.5 3.5 4.7 6.1 7.6 50 12.0 19.0 23.5 28.3 10.2 16.1 19.9 24.0 70 95 120 150 15.0 18.4 21.4 24.4 22.0 26.3 29.5 35.8 27.5 32.0 35.8 41.0 33.0 37.5 42.0 47.0 12.7 15.6 25.1 28.7 18.7 22.3 25.0 28.4 23.3 27.2 30.4 34.8 28.0 31.8 35.7 39.9 в одной трубе при количестве 2 3 4 в одной трубе при количестве 2 3 4 Продолж. табл. 2.8 Сечение, мм2 4 6 10 16 25 35 50 70 95 120 150 70 95 Трехжильные кабели с бумажной изоляцией напряжением 1…3 кВ при прокладке напряжением 6…10 кВ при прокладке в воздухе в земле в воздухе в земле с с алюмис медными с алюмис медныс алюми- медными с алюмимедниевыми жилами ниевыми ми жила- ниевыми жилами ниевыми ными жилами жилами ми жилами жилами жилами 18.0 16.2 6.0 5.4 … … … … 19.1 17.2 7.2 6.48 … … … … 20.6 18.5 8.4 7.5 … … … … 21.6 19.4 10.8 9.72 … … … … 26.4 23.7 12.0 10.8 25.2 22.6 11.4 10.2 28.8 25.9 14.4 12.9 27.6 24.8 1З.8 12.4 32.4 29.16 18.0 16.2 30.6 28 17 15.3 37.2 33.4 21.6 19.44 35.4 31.8 20.5 18.4 43.0 38.7 26.4 23.76 40.8 36.7 25 22.5 48.0 43.2 30.0 27 45.6 41.0 28.5 25.6 53.0 47.7 34.7 31.2 49.8 44.8 32.6 29.3 60.0 54 40.0 36 54.6 49.1 36.4 32.7 90 81 45.0 40.5 61.8 55.6 38.9 37.8 Значения K P для постоянной времени нагрева 10 мин ≤ T0 < 20 мин nE Таблица 2.9 Ki 0.1 0.15 0.2 0.3 0.4 О. 5 0.6 0.7 0.8 2 8.0 5.33 4.0 2.66 2.0 1.6 1.33 1.14 1.0 3 4.52 3.2 2.55 1.9 1.56 1.41 1.28 1.14 1.0 56 nE Ki 0.1 0.15 0.2 0.3 0.4 О. 5 0.6 0.7 0.8 4 3.42 2.47 2.0 1.53 1.3 1.24 1.14 1.08 1.0 5 2.84 2.1 1.78 1.34 1.16 1.15 1.08 1.03 1.0 6 2.64 1.96 1.62 1.28 1.14 1.12 1.06 1.01 1.0 7 2.5 1.96 1.54 1.25 1.12 1.10 1.04 1.0 1.0 8 2.37 1.78 1.4В 1.19 1.10 1.08 1.02 1.0 1.0 9 2.26 1.7 1.43 1.16 1.08 1.07 1.01 1.0 1.0 10 2.18 1.65 1.39 1.13 1.06 1.05 1.0 1.0 1.0 11 2.1 1.6 1.35 1.1 1.05 1.04 1.0 1.0 1.0 12 2.04 1.56 1.32 1.08 1.04 1.03 1.0 1.0 1.0 13 1.98 1.52 1.29 1.06 1.03 1.02 1.0 1.0 1.0 14 1.93 1.49 1.27 1.045 1.02 1.01 1.0 1.0 1.0 15 1.9 1.46 1.25 1.03 1.01 1.0 1.0 1.0 1.0 16 1.85 1.43 1.23 1.02 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 17 1.81 1.4 1.2 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 18 1.78 1.33 1.19 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 19 1.75 1.36 1.17 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 20 1.72 1.34 1.16 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 21 1.7 1.33 1.15 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 22 1.66 1.31 1.13 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 23 1.65 1.29 1.12 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 24 1.62 1.28 1.11 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 25 1.6 1.27 1.1 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 30 1.51 1.21 1.05 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 35 1.44 1.16 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 40 1.4 1.13 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 45 1.35 1.1 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 50 1.3 1.07 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 60 1.25 1.03 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 70 1.2 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 80 1. 16 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 90 1.13 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 100 1.1 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 57 Таблица 2.10 Значения K P для постоянной времени нагрева 20 мин ≤ T0 < 30 мин nE Ki 0. 1 0.15 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 2 7.276 5.105 4.00 2.667 2.00 1.60 1.333 1.143 1.00 3 3.46 2.53 2.065 1.60 1.367 1.277 1.184 1.117 1.00 4 2.656 1.988 1.653 1.319 1.152 1.143 1.076 1.028 1.0 5 2.234 1.706 1.443 1.09 1.079 1.026 1.026 1.000 1.0 6 2.091 1.610 1.370 1.129 1.06 1.055 1.007 1.0 1.0 7 1.981 1.535 1.312 1.09 1.04 1.036 1.0 1.0 1.0 8 1.891 1.475 1.266 1.058 1.03 1.021 1.0 1.0 1.0 9 1.818 1.425 1.228 1.032 1.02 1.008 1.0 1.0 1.0 10 1.755 1.382 1.196 1.01 1.01 1.0 1.0 1.0 1.0 11 1.701 1.346 1.168 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 12 1.654 1.314 1.144. 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 13 1.613 1.286 1.123 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 14 1.576 1.261 1.104 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 15 1.543 1.239 1.087 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 16 1.513 1.219 1.071 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 17 1.486 1.200 1.057 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 18 1.461 1.183 1.044 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 19 1.438 1.168 1.032 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 20 1.417 1.153 1.021 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 21 1.397 1.140 1.00 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 22 1.379 1.127 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 23 1.362 1.116 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 24 1.346 1.105 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 25 1.331 1.095 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 30 1.267 1.052 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 35 1.217 1.000 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 40 1.178 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 45 1.145 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 50 1.117 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 58 Значения K P для постоянной времени нагрева 30 мин ≤ T0 < 40 мин nE Таблица 2.11 Ki 0. 1 0. 15 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 2 6.18 4.408 3.522 2.635 2.00 1.6 1.333 1.143 1.00 3 2.991 2.231 1.852 1.472 1.282 1.217 1.141 1.087 1.00 4 2.319 1.773 1.500 1.227 1.15 1.100 1.045 1.00 1.00 5 1.967 1.536 1.321 1.106 1.1 1.044 1.00 1.0 1.0 6 1.848 1.455 1.258 1.062 1.05 1.023 1.0 1.0 1.0 7 1.755 1.391 1.209 1.028 1.02 1.007 1.0 1.0 1.0 8 1.68 1.34 1.17 1.00 1.00 1.0 1.0 1.0 1.0 9 1.619 1.298 1.137 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 10 1.566 1.262 1.110 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 11 1.521 1.231 1.086 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 12 1.482 1.204 1.065 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 13 1.448 1. 181 1.047 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 14 1.417 1.160 1.031 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 15 1.389 1.141 1.016 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 16 1.364 1.123 1.003 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 17 1.341 1.108 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 18 1.32 1.093 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 19 1.301 1.08 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 20 1.283 1.068 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 21 1.267 1.057 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 22 1.252 1.046 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 23 1.237 1.037 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 24 1.224 1.027 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 25 1.211 1.019 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 30 1.158 1.019 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 35 1.117 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 40 1.083 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 45 1.056 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 50 1.032 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 59 Значения K P для постоянной времени нагрева T0 ≥ 40 мин nE Таблица 2.12 Ki 0.1 0.15 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 2 5.527 3.992 3.225 2.457 2.000 1.600 1.333 1.143 1.00 3 2.711 2.053 1.725 1.396 1.231 1.181 1.116 1.069 1.00 4 2.118 1.645 1.409 1.172 1.09 1.074 1.027 1.0 1.0 5 1.807 1.435 1.248 1.062 1.04 1.024 1.0 1.0 1.0 6 1.702 1.362 1.192 1.022 1.01 1.004 1.0 1.0 1.0 7 1.621 1.306 1.148 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 8 1.555 1.260 1.113 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 9 1.500 1.222 1.083 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 10 1.454 1.190 1.059 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 11 1.414 1.163 1.037 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 12 1.379 1.139 1.019 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 13 1.349 1.118 1.001 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 14 1.322 1.099 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 15 1.297 1.082 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 16 1.275 1.067 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 17 1.255 1.053 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 18 1.236 1.040 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 19 1.219 1.028 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 20 1.204 1.017 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 21 1.189 1.007 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 22 1.176 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 23 1.163 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 24 1.151 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 25 1.140 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 30 1.093 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 35 1.056 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 40 1.027 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 45 1.002 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 50 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 60 2.4. Определение расчетных электрических нагрузок от однофазных электроприемников При питании от трехфазной сети однофазные электроприемники могут включаться на линейное и на фазное напряжения (рис. 2.10). В этом случае трехфазная сеть должна быть рассчитана по току наиболее загруженной фазы, для чего определяется эквивалентная трехфазная нагрузка, создающая ток, равный току наиболее загруженной фазы. Если имеется одна однофазная нагрузка S1 , включенная на линейное напряжение между фазами А и В, то эквивалентная трехфазная нагрузка S E = 3S1 . (2.16) ZAB ZBC ZAC ZA ZB ZC Рис. 2.10. Схемы включения однофазных электроприемников: 1…3 – однофазные электроприемники, включенные на линейное напряжение сети; 4…6 – однофазные электроприемники, включенные на фазное напряжение сети При включении нагрузки S1 на фазное напряжение эквивалентная трехфазная нагрузка S E = 3S1 . (2.17) При токах нагрузки, включенных на фазы АВ и ВС, и угле между ними 120° (рис. 2.11) ток в фазе В 2 I BC 3I BC I B = I AB + + 2 2 2 2 2 = I AB + I BC + I AB I BC . 61 3 I BC 2 IB I BC 120O I BC 2 I AB Рис. 2.11. Векторная диаграмма Если имеются три разные нагрузки, включенные на разные плечи фаз, причем S1 > S 2 > S3 , то наиболее загруженная фаза будет между нагрузками S1 и S2 , а эквивалентная нагрузка определится по формуле ( ) S E = 3 S12 + S 22 + S1 S 2 . При большом количестве однофазных электроприемников возникает вопрос, следует ли определять эквивалентную для них трехфазную мощность или считать их суммарную установленную мощность трехфазной и вести расчет как обычно. Однофазные электроприемники, включенные на фазные и междуфазные напряжения и распределенные по фазам с неравномерностью не выше 15% по отношению к общей мощности трехфазных и однофазных электроприемников в группе, учитываются в расчетах как трехфазные электроприемники той же суммарной мощности. При превышении указанных пределов неравномерности расчетная нагрузка принимается равной тройной нагрузке наиболее загруженной фазы, согласно формулам (2.16) и (2.17). При числе однофазных электроприемников, имеющих одинаковые K i и cosϕ больше трех, максимальная нагрузка определяется по формуле PP = K P K i PHΣ , где PHΣ – суммарная номинальная мощность однофазных ЭП при неравномерности менее 15 % или эквивалентная номинальная мощность, определенная по формулам (2.16) и (2.17) при неравномерности более 15 %. 62 При определении K P эффективное число однофазных приемников находится по выражению n nE = 2∑ pHk k =1 3 pHmax , n где ∑ pHk – сумма номинальных мощностей однофазных электроприем- k =1 ников данного расчетного узла; pHmax – номинальная мощность наиболее нагруженного электроприемника однофазного тока. При числе однофазных электроприемников с различными K i и cosϕ более трех и включении их на фазные и линейные напряжения они распределяются по фазам по возможности равномерно, после чего определяются средние нагрузки за наиболее загруженную смену по каждой фазе. Общая средняя нагрузка каждой фазы складывается из суммарной однофазной нагрузки, включенной на фазное напряжение, и из двух суммарных нагрузок, включенных на линейное напряжение между данной фазой и двумя другими. Для определения расчетной нагрузки применяются коэффициенты приведения линейных нагрузок к фазным, зависящие от cosϕ . Например, для фазы А можно записать: PCP ( A ) = K i ( AB )PAB p AB ( A ) + K i ( AC )PAC p AC ( A ) + K i ( A0 )PA0 ; QCP ( A ) = Ki ( AB )PAB q AB ( A ) + Ki ( AC )PAC q AC ( A ) + K i ( A0 )PA0tgϕ A0 , где Ki ( AB ) , K i ( AC ) , K i ( A0 ) – коэффициенты использования для электроприемников, включенных на линейное и фазное напряжение; PAB , PAC , PA0 – номинальные мощности, включенные соответственно на линейные напряжения U AB ,U AC и между фазой и нулевым проводом; tgϕ A0 – коэффициент реактивной мощности ЭП, включенных на фазное напряжение; p AB ( A ) , p AC ( A ) – коэффициенты приведения к фазе А активных нагрузок, включенных на напряжения U AB ,U AC ; q AB ( A ) , q AC ( A ) – то же для реактивных нагрузок. Индекс «ср» относится к среднесменной нагрузке. Из полученных значений находится наиболее загруженная фаза по активной нагрузке, например фаза B, а затем эквивалентная нагрузка трехфазной сети от однофазных электроприемников: PCP = 3PCP ( B ) ; QCP = 3QCP ( B ) . Коэффициент использования K i определяется для наиболее загруженной фазы PCP ( B ) Ki = . PAB + PBC + PB 0 2 63 Для определения коэффициентов приведения можно использовать известный прием: разложение векторов тока по двум взаимно перпендикулярным осям, одна из которых направлена по вектору соответствующего фазного напряжения (рис. 2.12). Проекции векторов тока на оси, совпадающие с фазными напряжениями, являются активными составляющими, а проекции векторов токов на перпендикулярные оси – реактивными составляющими токов. Тогда можно записать следующие выражения для токов и мощностей. Активный ток фазы А I Aa = I ABcos 30o − ϕ AB + I AC cos 30o + ϕ AC = ( ) ( ) 3 1 3 1 I AB cosϕ AB + tgϕ AB + I AC cosϕ AC − tgϕ AC = 2 2 2 2 a 3 1 1 a 3 = I AB + tg ϕ + I − tg ϕ AB AC AC 2 2 2 2 Реактивный ток фазы А I Ap = − I AB sin 30o − ϕ AB + I AC sin 30o + ϕ AC = ( ) ( ) 1 a 3 1 . a 3 = I AB tg ϕ − + I tg ϕ + AB AC 2 AC 2 2 2 Активная и реактивная нагрузки электроприемников, отнесенные к фазе А и фазному напряжению U A PA = I AaU A = PAB p( AB ) A + PAC p( AC ) A ; QA = I ApU A = QAB q( AB ) A + QAC q( AC ) A . Аналогично для фаз В и С PB = I BaU B = PAB p( AB )B + PBC p( BC )B ; QB = I BpU B = QAB q( AB )B + QBC q( BC )B ; PC = I CaU C = PAC p( AC )C + PBC p( BC )C ; QC = I CpU C = QAC q( AC )C + QBC q( BC )C . Учитывая, что U A = U B = UC = U 3 и полагая tgϕ AB = tgϕ AC = tgϕ BC = tgϕ , можно получить выражения для коэффициентов приведения, представленные в табл. 2.13. Численные значения этих коэффициентов, рассчитанные для различных значений cosϕ , приведены в табл. 2.14. 64 Ось активных токов 30o 30o I AB ϕ AB ϕCA − I CA Ось реактивных токов ϕ BC I BC I CA UA U AB U CA UC UB U BC Рис. 2.12. Векторная диаграмма токов и напряжений Таблица 2.13 Коэффициенты приведения p( AB ) A , p( BC )B , p( AB )B , p( BC )C , q( AB ) A , q( BC )B , q( AB )B , q( BC )C , p( AC )C p( AC ) A q( AC )C q( AC ) A 1 tgϕ + 2 2 3 1 tgϕ − 2 2 3 tgϕ 1 − 2 2 3 65 tgϕ 1 + 2 2 3 Таблица 2.14 № 1 2 3 4 5 6 7 8 cosϕ 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1 Численные значения коэффициентов приведения tgϕ p( AB )B , p( AB ) A , p( AB ) A + q( AB ) A , p( BC )C , p( BC )B , + p( AB )B , q( BC )B , p( AC ) A p( AC )C q p( BC )B + ( AC )C 3.18 2.29 1.73 1.33 1.02 0.75 0.48 0 1.418 1.161 1 0.885 0.795 0.717 0.64 0.5 -0.418 -0.161 0 0.115 0.205 0.283 0.36 0.5 q( AB )B , q( AB ) A + q( BC )C , + q( AB )B , q( AC ) A q( BC )B + + p( BC )C , p( AC )C + q( BC )C , + p( AC ) A q( AC ) A 1 1 1 1 1 1 1 1 q( AC )C + 1.301 0.857 0.577 0.378 0.221 0.086 -0.047 -0.289 1.879 1.434 1.155 0.955 0.799 0.664 0.531 0.289 3.18 2.29 1.73 1.33 1.02 0.75 0.48 0 На рис. 2.13 показаны зависимости коэффициентов приведения от cosϕ . Рис. 2.13. Зависимость коэффициентов приведения от cosϕ 66 3.5. Определение пиковых нагрузок Для определения кратковременных понижений напряжения и для правильного выбора уставок защитных устройств необходимо приблизительно (с погрешностью до ±10, а иногда до ± 15 %) знать кратковременные (пиковые) нагрузки, эпизодически возникающие в нормальных режимах работы промышленных установок. К ним прежде всего относятся нагрузки, вызванные пусковыми процессами электродвигателей, а также эксплуатационные короткие замыкания электросварочных установок, электродуговых печей и т.п. Точный расчет нагрузок от пусковых процессов электродвигателей затруднен, так как при проектировании систем электроснабжения известны только номинальные мощность и напряжение двигателей. Кроме того, в каталогах, где приведен пусковой ток (или кратность пускового тока) двигателя, нет данных для расчета пусковых активной и реактивной мощностей. Поэтому электрические нагрузки, возникающие при пуске двигателей, приходится вычислять по усредненным формулам, составленным с учетом приведенных выше допустимых погрешностей. Анализ справочных данных асинхронных короткозамкнутых двигателей основного исполнения единой серии 4А, мощностью от 0,06 до 315 кВт, со степенью защиты IP 44 показывает, что пусковая полная мощность sΠ с погрешностью не более ±15% может считаться функцией одной только номинальной мощности и определяться по формуле sΠ = 8.4 pHOM . i Если относительный пусковой ток i*Π = Π известен, то используют iHOM более точную формулу: sΠ = 3U HOM i*Π iHOM . Пусковую активную мощность двигателя при pHOM < 5 кВт можно считать равной pΠ = 5.7 pHOM , (2.18) а при pHOM ≥ 5 кВт, когда с увеличением номинальной мощности существенно уменьшается кратность пускового тока, равной 0.72 pΠ = 9 pHOM . (2.19) Зависимость pΠ = f ( pHOM ) приведена на рис. 2.14. 67 Рис. 2.14. Зависимость pΠ = f ( pHOM ) Пусковая реактивная мощность определяется по выражению qΠ = sΠ2 − pΠ2 . Кроме приведенных имеются и другие эмпирические формулы для определения пусковых мощностей асинхронных двигателей, например, −0.22 pΠ = sΠ sin 50 pHOM ; (2.20) −0.22 qΠ = s Π cos 50 pHOM . Зависимости pΠ = f ( pHOM ) , qΠ = f ( pHOM ) , построенные по формулам (2.20), приведены на рис. 2.15. ( ( ) ) Рис. 2.15. Зависимости pΠ = f ( pHOM ) , qΠ = ϕ ( pHOM ) 68 Пиковый ток группы электроприемников, работающих при tgϕ > 0 , с достаточной для практических расчетов точностью, может определяться по формуле I Π = iΠM + (I P − kiiHOM ) , где iΠM – наибольший из пиковых токов ЭП по паспортным данным; I P – ток максимальной нагрузки всех электроприемников; iHOM – номинальный (приведенный к ПВ = 100%) ток электроприемника с наибольшим пиковым током; ki – коэффициент использования ЭП, имеющего наибольший пиковый ток. Когда в группе ЭП имеются относительно мощные синхронные электродвигатели, работающие с опережающим или отстающим током, или когда число электроприемников мало и их номинальные мощности значительно отличаются, определение пикового тока следует проводить по формуле I Π = iΠM + K P' (PC − pc )2 + (QC − qc )2 , 3U H где PC , QC – суммарные средние активные и реактивные нагрузки всех ЭП в наиболее загруженную смену; pC , qC – средние активная и реактивная нагрузки пускаемого электродвигателя. Знак qC считается положительным при работе с отстающим током и отрицательным при опережающем токе; K P' – коэффициент расчетной нагрузки для группы ЭП без пускаемого двигателя. В большинстве случаев может быть принят равным K P , найденному для всей рассматриваемой группы ЭП. В качестве наибольшего пикового тока может быть выбран: • пусковой ток iΠ асинхронного электродвигателя с короткозамкнутым ротором или синхронного двигателя. В случае отсутствия заводских данных iΠ может быть принят равным пятикратному номинальному току; • пусковой ток двигателя постоянного тока или асинхронного с фазным ротором, который при отсутствии более точных данных должен приниматься не ниже 2,5-кратного номинального тока; • пиковый ток печных и сварочных трансформаторов, который должен быть принят по заводским данным, а в случае их отсутствия – не менее трехкратного номинального (без приведения к ПВ = 100 %). Пиковая мощность машин контактной сварки определяется по паспортным данным по формуле sΠ = U 2 MAX i2 MAX , где U 2 MAX – максимальное вторичное напряжение, В; i2 MAX – максимальный сварочный вторичный ток, А. При отсутствии заводских данных пиковая мощность может быть приближенно принята равной трехкратной 69 номинальной (при паспортном ПВ). Большие пиковые нагрузки возникают при одновременном самозапуске большого числа двигателей в случае восстановления напряжения после кратковременного перерыва. Полную и активную мощности при самозапуске SCZ и PCZ можно определять по формулам: SCZ = 8.4∑ pHOMk ; k =1 n PCZ = ∑ pΠk , k =1 где pHOMk – номинальные мощности самозапускающихся двигателей; n n ∑ pΠk – пусковые активные мощности этих же двигателей, рассчитанные k =1 по выражениям (2.18) и (2.19). 2.6. Определение расходов электроэнергии Годовой расход активной и реактивной энергии определяется на основании расчетных электрических нагрузок и годового числа часов использования максимума активной и реактивной мощностей. Годовой расход активной энергии, потребляемой предприятием, определяется по выражению WP = PPTM , где PP – математическое ожидание расчетной активной мощности на границе балансового разграничения с ЭСО; TM – годовое число часов использования максимума активной мощности, определяемое в зависимости от сменности предприятия. Для 1, 2 и 3-сменных предприятий TM соответственно следует принимать 1900, 3600 и 5100 ч, для непрерывного производства – 7650 ч. Допускается определять PP = 0.9 PP , где PP – расчетная нагрузка. Годовой расход реактивной энергии, не превышающий экономическое значение, рассчитывается по выражению WQE = QETMQE , где QE – реактивная мощность в пределах экономических значений, с учетом устанавливаемых на предприятии средств компенсации реактивной мощности; TMQE – годовое число часов использования максимальной реактивной мощности, не превышающей экономическое значение. 70 Значение TMQE зависит от режима работы предприятия и напряжения сети энергосистемы, от которой оно получает питание (табл. 2.15). Годовой расход реактивной энергии, превышающей экономическое значение, находится по выражению WQ = QTMQ , где Q – реактивная мощность, потребляемая из энергосистемы и превышающая экономическое значение; TMQ – годовое число часов использования потребляемой максимальной реактивной мощности, превышающей экономическое значение. Значения Q и TMQ определяются в соответствии с указаниями по выбору средств компенсации реактивной мощности в электрических сетях общего назначения. Таблица 2.15 Значения TMQE № Напряжение питающей сети, 1 смена кВ 1 35 1660 2 110 1750 3 220…330 1800 Режим работы предприятия 2 смены 3 смены 2400 3000 3200 3000 3750 4200 Непрерывное производство 5660 6400 6800 4 500 1850 3460 4800 7300 5 Генераторное напряжение 1850 3460 4800 7300 71 3. ПРИМЕРЫ РАСЧЕТА ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК 3.1. Расчет нагрузок питающих сетей 0.4 кВ Расчет электрических нагрузок выполняется применительно к схеме, приведенной на рис. 3.1. Исходные данные и результаты расчетов сведены в табл. 3.1 и иллюстрируются диаграммой, представленной на рис. 3.2. При выполнении расчетов удобно использовать табличный процессор MS Excel (рис. 3.4), а также программный пакет MathCAD. Рис. 3.1. Схема распределительного шита Рис. 3.2. Номинальная, средняя и расчетная нагрузки 72 Таблица 3.1 Расчет электрических нагрузок в питающей сети 0.4 кВ Исходные данные По данным технологов № Наименование электроприемника n По справочным данным Номинальная мощность pH tgϕ ki PH кВт 1 2 Заточной станок Резьбошлифовальный станок Токарный станок Круглошлифовальный станок Сверлильный станок Кран-балка (ПВ=40%) Вентилятор ИТОГО 1 2 3 4 5 6 7 8 3 4 2 1 1 1 1 1 1 8 5 7.00 4.80 6.50 10.00 2.80 15.00 4.00 6 14 4.8 6.5 10 2.8 15 4 57.1 7 1.17 1.17 1.33 1.17 1.33 1.98 0.75 1.16 0.25 0.30 0.14 0.35 0.14 0.06 0.65 0.23 продолж. табл. 3.1 Расчетные величины PC QC кВт 8 3.50 1.44 0.91 3.50 0.39 0.90 2.60 13.24 квар 9 4.10 1.68 1.21 4.10 0.52 1.78 1.95 15.34 2 npHk 10 98.00 23.04 42.25 100.00 7.84 225.00 16.00 512.13 nE 11 6 KP LP 12 13 1.60 1.10 Расчетные мощности PP кВт 14 21.19 QP квар 15 16.87 SP кВ⋅А 16 27.08 IP А 17 39.14 Рис. 3.4. Расчет электрических нагрузок с помощью табличного процессора EXCEL 73 3.2. Расчет электрических нагрузок в магистральной сети 0.4 кВ с учетом постоянной времени нагревания Расчет электрических нагрузок с учетом постоянной времени нагревания выполняется применительно к схеме, приведенной на рис. 3.5. Исходные данные и результаты расчетов сведены в табл. 3.2, 3.3. Рис. 3.5. Схема распределительного шита Расчетный при постоянной времени нагревания Т=10 мин составляет 193 А. Выбирается трехжильный кабель с алюминиевыми жилами сечением 120 мм2 с допустимым током 220 А. По табл. 3.5 постоянная времени такого кабеля равна 48 мин. При этом коэффициент K P по табл. 3.9 равен 1.25 и расчетный ток – 162 А, т.е. кабель выбран с большим запасом. В табл.4.3 проведен расчет электрических нагрузок при замене оборудования, в результате которой расчетная нагрузка возрастает. При расчете с постоянной времени нагревания 10 мин проложенный кабель с сечением жил 120 мм2 подлежит замене на кабель сечением 185 мм2. Расчетный ток равен 228 А, допустимый ток – 290 А. При учете фактической постоянной времени нагревания, равной 48 мин, расчетный ток равен 191 А. При этом замены кабеля не требуется. 74 Таблица 3.2 Расчет электрических нагрузок в магистральной сети 0.4 кВ с учетом постоянной времени нагревания Исходные данные По данным технологов № Наименование электроприемника n По справочным данным Номинальная мощность pH tgϕ ki PH кВт 1 2 Фрезерный станок Пресс кривошипный Агрегатный станок Токарный станок 1 2 3 4 ИТОГО при T0 3 = 10 2 2 2 2 8 = 48 8 4 5 15 60 50 10.00 30 120 100 20 270 0.25 0.25 0.22 0.14 0.23 6 7 1.17 1.17 1.17 1.33 1.18 270 0.23 1.18 мин ИТОГО при T0 мин продолж. табл. 3.2 Расчетные величины PC QC кВт 8 7.50 30.00 22.00 2.80 62.30 62.30 квар 9 8.78 35.10 25.74 3.72 73.34 73.34 nE 2 npHk 10 450 7200 5000 200 12850 12850 11 5 5 KP Расчетные мощности LP PP 12 13 кВт 14 1.72 1.25 1.10 1.10 107.16 77.88 QP SP IP квар 15 кВ⋅А 16 А 17 80.67 80.67 134.13 112.13 193.83 162.04 Таблица 3.3 Расчет ЭН в магистральной сети 0.4 кВ с учетом постоянной времени нагревания. Замена оборудования Исходные данные По данным технологов № Наименование электроприемника n По справочным данным Номинальная мощность pH ki tgϕ PH кВт 1 1 2 3 4 2 Фрезерный станок Пресс кривошипный Агрегатный станок Токарный станок 3 ИТОГО при T0 = 10 мин 2 2 2 2 8 ИТОГО при T0 = 48 мин 8 4 15 60 75 10 75 30 120 150 20 320 5 0.25 0.25 0.22 0.14 0.23 6 7 1.17 1.17 1.17 1.33 1.18 320 0.23 1.18 продолж. табл. 3.3 Расчетные величины PC QC кВт 8 7.50 30.00 33.00 2.80 73.30 73.30 квар 9 8.78 35.10 38.61 3.72 86.21 86.21 nE 2 npHk 10 450 7200 11250 200 19700 19700 KP Расчетные мощности PP 12 13 кВт 14 1.72 1.25 1.10 1.10 126.08 91.68 11 5 5 LP QP IP SP квар 15 кВ⋅А 16 А 17 94.83 94.83 157.76 131.90 227.98 190.60 3.3. Расчет электрических нагрузок цеха Ведомость электрических нагрузок инструментального цеха приведена в табл. 3.4. Результаты расчетов электрических нагрузок сведены в табл. 3.5. Структура расчетных электрических нагрузок иллюстрируется диаграммой, представленной на рис. 3.5 и 3.6. Таблица 3.4 Ведомость электрических нагрузок инструментального цеха № Наименование электроприемника cosϕ tgϕ 1 Токарный станок Катего- Количерия ство по надежности II 10 2 Строгальный станок II 12 30 360 0.17 0.65 1.17 3 Долбежный станок II 6 35 210 0.16 0.5 1.73 4 Агрегатный станок II 8 26 208 0.2 0.5 1.73 5 Итого 6 Сверлильный станок III 15 14 210 0.12 0.4 2.29 7 Вентилятор III 8 34 272 0.65 0.8 0.75 8 Итого 482 9 Всего по цеху 1380 pH , PH , ki кВт кВт 12 120 0.16 0.5 1.73 898 76 Таблица 3.5 Расчет электрических нагрузок инструментального цеха № Наименование приемника Исходные данные По данным технологов электроn Номинальная мощность pH По справочным данным ki tgϕ 6 7 PH кВт 1 2 3 4 5 Электроприемники II категории 1 Токарный станок 10 12 120 0.16 1.73 2 Строгальный станок 12 30 360 0.17 1.17 3 Долбежный станок 6 35 210 0.16 1.73 4 Агрегатный станок 8 26 208 0.2 1.73 5 Итого 36 898 0.17 1.51 210 272 0.12 0.65 2.29 0.75 482 0.42 0.94 1380 0.26 1.19 Электроприемники III категории 6 7 Сверлильный станок Вентилятор 8 Итого 23 Всего по силовой нагруз59 ке 9 15 8 14 34 Освещение 10 Освещение 11 Всего по цеху 92.16 0.29 0.98 продолж. табл. 3.3 Расчетные величины PC кВт 8 QC квар 9 2 npHk 10 nE 11 KP LP Расчетные мощности PP кВт 12 13 14 Электроприемники II категории QP квар 15 SP кВ⋅А 16 IP А 17 19.20 33.22 1440 61.20 71.60 10800 33.60 58.13 7350 41.60 71.97 5408 155.60 234.92 24998 25.20 57.71 2940 176.80 132.60 9248 202.00 190.31 12188 19 0.85 0.85 171.70 161.76 235.9 340.9 357.60 425.22 37186 51 0.7 0.7 250.32 297.66 388.9 562.02 78.34 328.66 22.72 320.37 81.56 458.97 117.87 663.25 32 116.70 0.75 0.75 Электроприемники III категории 176.19 211.33 305.39 Освещение 0.85 77 Рис. 3.5. Структура активной нагрузки цеха Рис. 3.6. Структура электрической нагрузки цеха 3.4. Расчет электрических нагрузок трансформаторной подстанции Расчет электрических нагрузок выполняется применительно к схеме, приведенной на рис. 3.7. Исходные данные и результаты расчетов сведены в табл. 3.6. 78 Рис. 3.7 . Схема трансформаторной подстанции 79 Таблица 3.6 Расчет электрических нагрузок по цеховой трансформаторной подстанции Исходные данные По данным технологов № Наименование электроприемника Количество, n По справочным данным Номинальная мощность pH tgϕ ki PH кВт 1 2 3 Бегуны Галтовочный барабан Шаровая мельница Индукционная печь Методическая печь ИТОГО силовая нагрузка Освещение Итого силовая и осветительная нагрузка Комплектная конденсаторная установка Итого на стороне НН Потери в трансформаторах Итого на стороне ВН 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 4 6 3 1 9 12 31 5 20 30 75 40 25 6 120 90 75 360 300 945.00 69.12 7 1.17 1.17 1.17 2.67 0.33 1.57 0.48 0.3 0.35 0.28 0.75 0.7 0.60 1014.12 1.44 1014.12 0.35 4.83 0.43 1014.12 продолж. табл. 3.6 Расчетные величины PC QC npH2 nE KP Расчетные мощности LP PP кВт 8 36 31.5 21 270 210 568.50 69.12 637.62 637.62 13.27 650.89 квар 9 42.12 36.855 24.57 720.9 69.3 893.75 33.48 927.23 -600 327.23 61.22 388.45 10 2400 2700 5625 14400 7500 32625.0 11 27 12 13 0.85 0.95 0.85 0.95 QP SP кВт 14 квар 15 кВ⋅А 16 483.23 65.66 548.89 759.68 31.81 791.49 -600 191.49 45.89 237.38 900.35 72.96 963.19 548.89 9.51 558.40 kZT 581.33 46.87 606.76 17 0.92 Примечание: k ZT – коэффициент загрузки трансформатора. 3.5. Расчет электрических нагрузок на шинах 6 кВ РП Расчет электрических нагрузок выполняется применительно к схеме, приведенной на рис. 4.8. Исходные данные и результаты расчетов сведены в табл. 4.7. 80 Рис. 4.8. Схема распределительного пункта Таблица 5.7 Расчет электрических нагрузок по РП 6 кВ Исходные данные По данным технологов № Наименование электроприемника Количество, n По справочным данным Номинальная мощность pH ki tgϕ 6 7 PH кВт 1 2 ТП-1 Печи сопротивления Нагревательный аппарат Конвейерная печь Вентилятор ИТОГО силовая нагрузка ТП -1 Освещение ИТОГО Комплектная конденсаторная установка ИТОГО на стороне НН Потери ВСЕГО на стороне ВН ТП-1 Двигатели компрессоров 6 кВ ВСЕГО 1 2 3 4. 3 4 10 4 2 6 5 50 55 40 50 500 220 80 300 0.55 0.50 0.70 0.65 0.33 0.33 0.33 0.75 1100 0.58 0.46 1.73 0.53 0.53 0.53 2 200.00 4 400.00 0.65 0.75 1500.0 0.63 0.49 продолж. табл. 5.7 Расчетные величины PC QC npH2 8 9 10 кВт квар nE 11 KO LO 12 13 81 Расчетные мощности PP QP SP 14 15 16 кВт квар кВ⋅А IP 17 Расчетные величины PC 8 275.00 110.00 56.00 195.00 636.00 36.86 672.86 672.86 18.10 690.96 260.00 950.96 QC npH2 9 10 nE KO 11 90.75 36.30 18.48 146.25 291.78 63.77 355.55 -150 205.55 64.10 269.65 195.00 464.65 Расчетные мощности LO 12 PP 13 1.00 1.00 QP IP SP 14 15 16 950.96 464.65 1058.4 17 102 3.6. Расчет электрических нагрузок однофазных электроприемников Расчет электрических нагрузок выполняется применительно к схеме, приведенной на рис. 4.9. Исходные данные и результаты расчетов сведены в табл. 4.8. Сводка результатов расчета представлена в в табл. 4.9. 380 В А S& A А В S& B С S&C В С N Электропечь Сварочный аппарат Сварочный аппарат Сварочный аппарат S&H = 50 + j 0 S&H = 52.5 + j 53.6 S&H = 30 + j 40 кВ ⋅ А кВ ⋅ А Индукционная печь Индукционная печь S&H = 36 + j 48 S& = 22 + j33.4 S& = 20 + j34.6 H H кВ ⋅ А кВ ⋅ А кВ ⋅ А кВ ⋅ А Рис. 4.9. Схема подключения однофазных ЭП 82 Таблица 3.8 Расчет электрических нагрузок однофазных электроприемников № Наименование ЭП sH , cosϕ tgϕ кВ·А 1 pH , кВт qH , p H2 , Средние мощности, кВт kÈ квар кВт2 PC QC 2 3 4 5 6 7 8 9 10 50 1.00 0.00 50.00 2500.00 0.00 0.55 27.50 0 75 0.70 1.02 52.50 2756.25 53.56 0.30 15.75 16.07 50 0.60 1.33 30.00 900.00 40.00 0.35 10.50 14.00 60 0.60 1.33 36.00 1296.00 48.00 0.35 12.60 16.80 8 Индукционная печь 40 0.55 1.52 22.00 484.00 33.41 0.75 16.50 25.05 9 Индукционная печь 40 0.50 1.73 20.00 400.00 34.64 0.75 15.00 25.98 210.50 8336.25 209.61 0.58 97.85 97.90 1 2 3 4 5 6 7 Электропечь Сварочный рат аппа- Сварочный рат аппа- Сварочный рат аппа- ИТОГО Продолж. табл. 3.8 Нагрузки, подключенные на линейное напряжение Нагрузки, подключенные на фазное напряжение PC QC PC QC PC QC PC QC PC QC PC QC AB 11 27.50 0.00 BC 12 AC 13 A 14 B 15 C 16 15.00 25.98 15.00 25.98 97.85 97.90 10.50 14.00 12.60 16.80 16.50 25.05 15.75 16.07 10.50 14.00 12.60 16.80 16.50 25.05 фаза 17 A B B C A C A A B B C C 15.75 16.07 27.50 0.00 Коэффициенты приведения 83 Активная мощность Реактивная мощность 18 0.5 0.5 0.795 0.205 0.115 0.885 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 19 -0.289 0.289 0.221 0.799 0.955 0.378 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 Приведенные нагрузки PR , QR , кВт квар 20 13.75 13.75 12.52 3.23 1.21 9.29 12.60 21 -7.95 7.95 3.48 12.58 10.03 3.97 16.80 16.50 25.05 15.00 25.98 97.85 97.90 Оконч. табл. 3.8 Суммарные средние нагрузки фаз Активные Реактивные (C ) (C ) (C ) (C ) (C ) nE LP (C ) PA PB PC QA QB QC кВт 22 13.75 кВт 23 кВт 24 квар 25 -7.95 квар 26 квар 27 13.75 12.52 KP Расчетные нагрузки PP , QP , SP , кВт квар кВ⋅А 28 29 30 31 32 33 5 1.08 1.1 138.5 8 120.39 183.57 7.95 3.48 3.23 1.21 12.58 10.03 9.29 3.97 12.60 16.80 16.50 25.05 15.00 25.98 27.56 42.77 27.52 18.88 36.48 42.53 Таблица 4.9 Параметр Активная мощность, кВт Реактивная мощность, квар Полная мощность, кВ·А Сводка результатов расчета Фаза A B 27.56 42.77 18.88 36.48 33.4 56.22 84 C 27.52 42.53 50.66 4. СТАТИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ НАГРУЗКИ 4.1. Традиционные модели нагрузки Электроэнергетическая система (рис. 4.1) представляет собой совокупность электростанций, электрических сетей и потребителей электроэнергии, соединенных между собой и связанных общностью режима в непрерывном процессе производства, преобразования и распределения электрической энергии при общем управлении этим режимом. ТЭС Электрическая сеть ГЭС АЭС Рис. 4.1. Структурная схема ЭЭС Электрическая энергия, выработанная в генерирующих устройствах, передается по линиям электропередачи и распределяется электрическими сетями между потребителями. Потребители электрической энергии состоят из групп электроприемников, представляющих собой аппараты, агрегаты, механизмы, предназначенные для преобразования ЭЭ в другие виды энергии. Потребители электроэнергии различаются по составу электроприемников и режимам их работы. К основным потребителям ЭЭ относятся (рис. 4.1) промышленные предприятия, объекты коммунально-бытовой и социально-культурной сферы, электрифицированный транспорт, сельскохозяйственные потребители и другие. При анализе режимов ЭЭС рассматриваются узлы нагрузки, то есть группы нагрузок, присоединенных к мощной подстанции, кольцу ЛЭП или отдельной линии электропередачи высокого напряжения и т.д. (рис. 4.2). В состав узлов нагрузки могут включаться также синхронные компенсаторы или синхронные генераторы небольшой мощности, входящие в системы распределенной генерации. Состав потребителей, присоединенных к узлу нагрузки, может меняться в довольно широких пределах. Средние цифры, характеризующие подстанцию, питающую город, приведены в табл. 4.1 и проиллюстрированы на рис. 1.3. 85 Таблица 4.1 Структура узла нагрузки Группа нагрузок Мелкие асинхронные двигатели………………………………..…. Крупные асинхронные двигатели ………………………………… Освещение ………………………………………………….…. Выпрямители и инверторы, печи и нагревательные приборы …. Синхронные двигатели ……………………………………………. Потери в сетях ……………………………………………………... Мощность, % 34 14 25 9 8 10 Одним из самых распространенных электроприемников является асинхронные двигатели. Они различаются по номинальной мощности, всегда потребляют реактивные токи и могут работать при разных значениях cos ϕ в зависимости от загрузки. Синхронные двигатели могут не только потреблять, но и генерировать реактивную мощность. Современная коммунально-бытовая нагрузка, кроме освещения (лампы накаливания, люминесцентные и светодиодные светильники) может включать в свой состав широкий спектр различных электроприемников, приведенных в табл. 4.2. Целевое распределение бытовых электроприемников проиллюстрировано на рис. 4.4. Следует отметить, что значительная часть современных электробытовых приборов имеет нелинейные вольтамперные характеристики. 220кВ 220кВ 35кВ 10кВ а) б) 220кВ 35кВ 10кВ 10кВ АЭД СД СН БК 220 / 380В АЭД АЭД ЭО в) Рис. 4.2. Различные способы представления нагрузки: а) эквивалентная нагрузка, подключенная к сети высокого напряжения; б) нагрузка на шинах 35 и 6 кВ; в) развернутая схема узла нагрузки; АЭД – асинхронные двигатели; СД – синхронные двигатели; СН – электротехнологическая установка; ЭО – электрическое освещение; БК – батарея конденсаторов 86 Рис. 4.3. Структура узла нагрузки Таблица 4.2 Электробытовые приборы и машины № . 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Наименование Установленная мощность, кВт Осветительные приборы Телевизоры Радио и пр. аппаратура Холодильники Морозильники Стиральные машины без подогрева воды с подогревом воды Джакузи Электропылесосы Электроутюги Электрочайники Посудомоечная машина с подогревом воды Электрокофеварки Электромясорубки Соковыжималки Тостеры Миксеры Электрофены СВЧ Надплитные фильтры Вентиляторы Печи-гриль Стационарные электрические плиты Электрические сауны Персональные компьютеры 87 1.8….3.7 0.12…0.14 0.07…0.1 0.165…0.3 0.14 0.6 2…2.5 2…2.5 0.65…1.4 0.9…1.7 1.85…2 2.2…2.5 0.65…1 1.1 0.2…0.3 0.65…1.05 0.25…0.4 0.4…1.6 0.9…1.3 0.25 1…2 0.65…1.35 8.5…10.5 12 0.2…1 Рис. 4.4. Целевое распределение бытовых электроприемников Потребление электроэнергии на бытовые нужды имеет тенденцию к росту вследствие увеличения числа двигателей (пылесосы, полотеры, стиральные машины, электробритвы), а также телевизоров, персональных компьютеров кондиционеров, холодильников. Все это приводит к росту реактивной мощности коммунально-бытовой нагрузки, табл. 4.3. Таблица 1.3 Активная и реактивная мощности, потребляемые бытовой техникой Наименование прибора P, Вт Q, вар Микроволновая печь 1500 930 Кондиционер 1300 806 Компьютер 300 99 Привода насосов, центрифуг, соковыжималок, кухонных 180 219 машин, мясорубок, компрессоров Электродвигатель компрессора холодильника 100 133 Телевизор 65 40 DVD плеер 20 7 Энергосберегающая лампа 15 20 Растет удельный вес специальных видов промышленной нагрузки: выпрямителей и инверторов, электрохимии и электрометаллургии, например электролизной нагрузки и дуговых сталеплавильных печей, электрифицированного железнодорожного и городского транспорта. Существенную часть в потреблении электроэнергии составляют потери в сетях. В широко применяемых методах расчета режимов ЭЭС используется 88 однолинейное представление трехфазных цепей и используются следующие модели узлов нагрузки: • неизменные отборы мощности S&H = PH + jQH , рис. 4.5а; • источники тока I&H = I 'H + jI 'H' , рис. 4.5б; • комплексные сопротивления Z H = RH + jX H , рис. 4.5в; • нагрузки, заданные статическими характеристиками по напряжению S H (U ) = PH (U ) + jQH (U ) , рис. 4.5г. Модели в виде неизменных отборов мощности обычно использоваться в узлах, имеющих средства регулирования напряжения, например, регулируемые источники реактивной мощности (ИРМ). Модели, реализованные как сопротивления, можно применять для моделирования коммунальнобытовой нагрузки. Источниками тока часто задаются тяговые нагрузки. При наличии достоверной информации о составе и режимах работы узла нагрузки (УН) наиболее корректной является модель в виде статических характеристик. Модели нагрузки в виде отборов мощности, сопротивлений и источников тока связаны очевидными соотношениями: ~ ~ 2 &I H = I HA + jI HR = S~H = S H~ ; Z H = U ~ , 3U F SH 3U где U F – фазное, а U – линейное напряжение; знаком «~» обозначена операция комплексного сопряжения. U& U& I&H = I 'H + jI 'H' S&H = PH + jQH а) б) U& U& Z H = RH + jX H S H (U ) = PH (U ) + jQH (U ) в) г) Рис. 4.5. Однолинейные модели узлов нагрузки 89 Мощности нагрузки изменяются при вариациях напряжения и потому модели по схемам, представленным на рис. 4.5а, 4.5б, 4.5в являются приближенными. Анализ показывает, что Z н и I&н существенно изменяются при вариации U (рис. 4.6 и 4.7). При этом наибольшие их отклонения имеют место при снижениях напряжения. Поэтому замена нагрузки токами или сопротивлениями (проводимостями) может приводить к заметной погрешности при расчете серии режимов, в особенности послеаварийных, характеризующихся значительными снижениями U. Степень соответствия модели в виде источника тока реальной нагрузке возрастает для сетей с малыми изменениями напряжений и небольшими фазовыми углами δ − jϕ &I H = Se = I [cos( δ − ϕ ) + j sin( δ − ϕ )] . 3 Ue − jδ Рис. 4.6. Изменение токов нагрузки при вариации напряжения Рис. 4.7. Изменение сопротивлений нагрузки при вариации напряжения 90 В сетях напряжением до 35 кВ значения напряжений находятся в достаточно узких пределах по модулю и практически совпадают по фазе. Фазовые сдвиги векторов напряжений δ не превышают 1…2 градусов. Поэтому форма представления нагрузок в виде источников тока с неизменными модулями и фазами дает удовлетворительные результаты. Представление нагрузки сопротивлениями при квадратичной зависимости от напряжения не обеспечивает высокой точности результатов расчета режима, но для определенного состава нагрузок погрешность моделирования может лежать в допустимых пределах. 4.2. Статические характеристики нагрузки Под характеристикой нагрузки понимают зависимость активной и реактивной мощностей, вращающего момента или тока от напряжения или частоты. Различают два вида характеристик нагрузки – статические и динамические. Статической характеристикой называется зависимость мощности, момента или тока от напряжения U (или частоты f ), определенная при настолько медленных изменениях режима, что каждую её точку можно считать соответствующей установившемуся режиму. Статическая характеристика представляется в виде кривой или группы кривых на плоскости, например, PH = PH (U ) , PH = PH ( f ) . Динамической характеристикой называется аналогичная зависимость, но определенная при таких изменениях режима, скорость протекания которых должна быть учтена. Динамическая характеристика представляется в виде зависимости какого-либо показателя, характеризующего нагрузку, от одного или нескольких параметров режима ЭЭС и их производных. Например, dU d 2U PH = PH U , , 2 . dt dt В общем случае динамическая характеристика представляется гиперповерхностью в фазовом пространстве. Простейшим случаем динамической характеристики будет поверхность в пространстве трех измерений, например, dU PH = PH U , . dt При заданном характере изменения напряжения динамическая характеристика может быть представлена на плоскости. 4.2.1. Характеристики осветительной нагрузки Активная мощность, потребляемая осветительной установкой, состоящей из ламп накаливания, может быть определена по формуле 91 U F2 P= . R(U F ) Если предположить, что сопротивление ЛН не зависит от напряжения, т.е. R = const , то зависимость P = P (U F ) будет носить квадратичный характер. Фактически сопротивление R изменяется при вариациях UF, статическая характеристика P = P (U F ) отклоняется от параболы (рис. 4.8) и аппроксимируется выражением 1.6 UF , P = PHOM U FHOM где PHOM , U FHOM – соответственно номинальные мощность и напряжение ЛН. Рис. 4.8. Зависимость активной мощности от напряжения для осветительной нагрузки, состоящей из ламп накаливания При изменении напряжения значительно изменяются эксплуатационные параметры ЛН: световой поток F, световая отдача η , срок службы L и температура тела накала T (рис. 4.9, 4.10). 92 Рис. 4.9. Зависимость эксплуатационных параметров ЛН от напряжения Рис. 4.10. Изменение срока службы ЛН в зависимости от напряжения Зависимости эксплуатационных параметров ЛН от напряжения можно представить в следующем виде: F UF = FH U FHOM 3.6 η UF ; = η H U FHOM 2 L UF ; = L H U FHOM 1 3 −14 ; T UF , = TH U FHOM где индексом «ном» обозначены номинальные значения параметров. Статические характеристики по напряжению для люминесцентных ламп можно представить в виде (рис. 4.11): 93 1.9 1.5 UF UF ; Q = QHOM , P = PHOM U FHOM U FHOM где QHOM = PHOM tgϕ , где tgϕ = 0.33...0.48 для ЛЛ с индивидуальными конденсаторами и tgϕ =1.33 для ЛЛ при отсутствии компенсации реактивной мощности (КРМ). Рис. 4.11. Статические характеристики по напряжению для осветительной нагрузки, состоящей из люминесцентных ламп Динамические характеристики осветительных установок можно принимать совпадающими со статическими. Современные энергосберегающие компактные люминесцентные лампы по сравнению с обычными ЛЛ являются более сложными электронными устройствами, что приводит к изменению их статических характеристик (рис. 4.12). Основными достоинствами КЛЛ по сравнению с ЛН являются значительно меньшее потребление электроэнергии (примерно в пять раз) и больший срок службы (в 6..10 раз). Кроме того, КЛЛ выделяет в несколько раз меньше тепла, чем ЛН, что позволяет использовать КЛЛ с большим световым потоком, чем ЛН в бра, люстрах и других светильниках. 94 Рис. 4.12. Статические характеристики по напряжению для КЛЛ 4.2.2. Характеристики асинхронной нагрузки Статические и динамические характеристики электродвигателей существенно различаются. Различие обусловлено появлением свободных то dω ков при быстром изменении скорости вращения ≠ 0 . На рис. 4.13 и dt 4.14 показаны в качестве примера динамическая и статическая характеристики момента, развиваемого асинхронным двигателем. dω Если величина невелика, то динамические характеристики можно dt приближенно строить на основе серий статических характеристик. Рис. 4.13. Динамическая характеристика момента асинхронного электродвигателя При анализе электромеханических процессов используется относи- 95 тельное значение скорости, называемое скольжением, которое определяется по формуле ω −ω s= 0 , где ω 0 = ω0 2π f p – синхронная скорость вращения; f – частота; р – число пар полюсов. Количественные соотношения для статических характеристик АД могут быть получены на основе схемы замещения. Для упрощения задачи не учитываются потери в статоре двигателя (R1 ≈ 0 ) и потери активной мощности, связанные с намагничиванием стали. Тогда двигатель может быть представлен упрощенной Г-образной схемой замещения (рис. 4.15д), полученной на основании ряда преобразований исходной схемы, показанных на рис. 4.15а…4.15г. Рис. 4.14. Статическая характеристика момента асинхронного электродвигателя Порядок преобразования схем замещения базируется на представлении асинхронного двигателя как вращающегося трансформатора. Значения сопротивлений X 1 и X 2 соответствует номинальной частоте. КоэффициE ент трансформации, который при s = 1 , т.е. при ω = 0 , равен 1 (рис. E2 4.15а), определяется витковыми данными машины. В обмотке статора протекает ток I1 частоты f 0 =50 Гц, в роторе – ток I 2 частоты sf 0 , результирующее поле машины вращается с синхронной частотой f 0 . Электродви- 96 жущая сила в обмотке ротора пропорциональна частоте тока ротора и при номинальной частоте сети равна E2 s . При s = 0 (синхронный режим) поле статора не пересекает витки ротора и E2 = I 2 = 0 . Индуктивное сопротивление рассеяния равно sX 2 . sX 2 X1 R1 I2 I1 E1 E2 s R2 а) R1 X2 X1 I2 I1 E1 R2 s E2 б) X2' X1 R1 I1 E2 ' = E1 E1 I2 ' R2 ' s в) X1 R1 X2' Xµ R2 ' s г) I1 Qµ X2 ≈ X1 + X2' Qs R2 ' s U д) Рис. 4.15. Преобразование схемы замещения асинхронного электродвигателя Для упрощения схемы замещения ЭДС обмотки ротора E2 и ее сопротивление R2 + jsX 2 делят на s, при этом токи I1 и I 2 не изменяются. Тогда схема замещения, показанная на рис. 4.15а преобразуется в схему обычного трансформатора (рис. 4.15б). Из-за различия числа витков статора и ротора ЭДС E1 и E2 не равны, поэтому последнюю схему удобно заменить такой, в которой число витков статора и ротора равны. Режим статора при 97 этом не изменяется, но сопротивления обмотки ротора становятся другиR ' R ми: 2 + jX 2 ' вместо 2 + jX 2 (рис. 4.15в). При равенстве ЭДС обмоток s s этой схеме эквивалентна схема замещения, показанная на рис. 4.2г, в которой X µ – сопротивление ветви намагничивания. В упрощенных расчетах сопротивление X µ , которое много больше, чем Z 1 = R1 + jX 1 , выносят на зажимы машины и получают Г-образную схему замещения. Активным сопротивлением ротора в расчетах режимов обычно пренебрегают. При этом вносится некоторая погрешность, проанализированная ниже. Активная мощность, потребляемая двигателем, и его вращающий момент будут определяться моментом машин, приводимых во вращение, и их характеристиками M MEX = f (ω ) . У рабочих машин могут быть три основных типа моментных характеристик M MEX = f (ω ) : а) постоянный, или мало зависящий от скорости, момент M MEX = const , PMEX ≡ ω ; б) момент, примерно пропорциональный скорости, M MEX ≡ ω , PMEX ≡ ω 2 ; в) момент, примерно пропорциональный квадрату скорости, M MEX ≡ ω 2 , PMEX ≡ ω 3 . Зависимость M MEX = f (ω ) аппроксимируется выражением α ω , M MEX = k Z M CT + ( M H − M CT ) ω H M где kZ = – коэффициент загрузки; M CT = M MEX (0 ) – статический моMH мент сопротивления; M H – номинальный момент; ω – скорость вращения; ω H – номинальная скорость вращения; α – показатель степени, зависящий от типа механизма. Скорости вращения ω и ω H можно выразить через скольжение: ω = ω 1(1 − s ) ; ω H = ω 1(1 − sH ) , где sH – номинальное значение скольжения. Тогда выражение для характеристики механического момента может быть представлено в следующем виде: α 1− s . M MEX = k Z M CT + (M H − M CT ) 1 − s H Для шаровых мельниц, дробилок и поршневых компрессоров α = 0 и 98 потому M MEX = k Z M H = const . Для воздуходувок M CT =0, α =2 и зависимость M MEX = M MEX (s ) приобретает следующий вид: 2 1− s . M MEX = k Z M H 1 − s H Для насосов M CT = (0.3...0 ,7 )M H и 2 1− s . M MEX = k Z M H M CT + (M H − M CT ) 1 − sH Зависимости M MEX = M MEX (s ) для перечисленных выше механизмов показаны на рис. 4.16. В дальнейшем для упрощения принимается, что M MEX не зависит от скольжения. Тогда приближенно можно считать (рис. 1.15д), что 3I 2 R2' (1 − s ) 3I 2 R2' Pp M MEX = M = = = = const . ω0 (1 − s ) sω0 (1 − s ) sω 0 Из рис. 4.15д, видно, что реактивная мощность Q, потребляемая двигателем, имеет две составляющие: намагничивающую мощность Qµ , свя- занную с намагничивающим током, и мощность рассеяния QS , обеспечивающую создание полей рассеяния в статоре и роторе: Q = Qµ + QS . Рис. 4.16. Механические характеристики рабочих машин при k Z = 1 : 1 – шаровые мельницы, дробилки, поршневые компрессоры; 2 – насосы; 3 – воздуходувки При сделанных выше допущениях 99 3U F2 , QS = 3I X S ; Qµ = Xµ 2 где X S – сопротивление рассеяния, X µ – сопротивление цепи намагничивания. При учете уменьшения X µ с насыщением зависимость Qµ n = Qµ n (U ) заметно отклоняется от квадратичной параболы (рис. 4.17). Зависимости X µ n = X µ n (U F ) , I µ n = I µ n (U F ) и Qµ n = Qµ n (U F ) , учитывающие насыщение, имеют вид (рис. 1.18, 1.19): X µ0 3U F2 UF ( ) X µ n (U F ) = ; Iµ n U F = ; Qµ n = , 4 X µn Xµ n UF 1 − α + α U FHOM где α =0.3; X µ 0 – значение X µ n при U F = U FHOM . Рис. 4.17. Зависимости Qµ = Qµ (U F ) и Qµn = Qµn (U F ) Рис. 4.18. Зависимость X µ n = X µ n (U F ) 100 Зависимость механической мощности, развиваемой ротором, находится так: 3U F2 R2' s (1 − s ) PM = = Mω . 2 2 R2' + ( X S s ) Графическое изображение этой зависимости показано на рис. 4.20. ( ) Рис. 4.19. Зависимость I µ n = I µ n (U F ) Рис. 4.20. Характеристики PM = PM (s ) асинхронного двигателя при различных значениях подведенного напряжения; M 0 = M HOM = 580 Н·м 101 Зависимость момента, развиваемого электродвигателем, от напряжения имеет следующий вид (рис. 4.21): 3U F2 R2' sp M= . (4.1) ( R2' )2 + ( X S s )2 ω 0 [ ] где ω0 = 2π f 0 – синхронная круговая частота; f 0 – частота сети; р – число пар полюсов. Рис. 4.21. Характеристики M = M (s ) асинхронного двигателя при различных значениях подведенного напряжения Допущение о том, что R1 ≈ 0 , вносит погрешность в определение зависимости M = M (s ) . Уточненная формула для расчета этой зависимости имеет вид 3U F2 R2' p M= . (4.2) 2 2 ' R ω 0 s 2 + R1 + ( X S )2 s На рис. 4.22 представлены характеристики M = M (s ) , рассчитанные по выражениям (4.1) и (4.2). График погрешности для двигателя мощно- 102 стью 90 кВт приведен на рис. 4.23. Погрешность в определении максимального момента M MAX достигает 10 %. Однако неточность расчета критического скольжения, отвечающего этому моменту, равняется 0.45 %, т.е. вполне приемлема для практических расчетов. Кроме того, для двигателей напряжением 6…10 кВ, определяющих режимы мощных узлов нагрузки, как правило, выполняется условие R1 << X S . Поэтому погрешность в определении M MAX для этих двигателей становится допустимой для целей построения статических характеристик. Рис. 4.22. Зависимости M = M (s ) , полученные по формулам (1.1) и (1.2) Кроме того, что при использовании формул (4.1) и (4.2) возникает погрешность, связанная с тем, что сопротивления ротора R2' и X 2' полагаются неизменными. В действительности эти сопротивления зависят от режима двигателя. При увеличении частоты тока в роторе sf 0 усиливается эффект вытеснения тока в проводниках его обмотки. Этот эффект проявляется в том, что большая часть тока протекает по наружным участкам проводников. Активное сопротивление R2' при увеличении sf 0 возрастает, а индуктивное сопротивление X 2' убывает за счет того, что большая часть магнитного потока рассеяния ротора вытесняется в воздушный зазор, где магнитное сопротивление выше, чем у стали. Однако, на рабочей (устойчивой) части характеристики M = M (s ) скольжение не превышает 0.1, час- 103 тота тока ротора невелика, и сопротивления R2' и X 2' можно считать неизменными. Рис. 4.23. Погрешность (%) расчета характеристики M = M (s ) Из приведенных характеристик видно, что при заданной механической нагрузке M 0 у каждого двигателя есть критический режим. Напряжение U FKP и скольжение skp , при которых этот режим наступает, называют критическими. Максимальный момент M MAX , который может развивать двигатель при U F = U FKP , равен механическому моменту рабочей машины. При дальнейшем понижении напряжения работа невозможна, поскольку электрический момент оказывается меньше механического. При условии M MEX = const на основе выражения (4.1) нетрудно определить значения максимального момента или мощности и критического скольжения. Продифференцировав это выражение и приравняв производную к нулю, можно записать ( ) ( ) dM R2' − ( X S s ) 2 ' = 3U F R2 p ⋅ = 0. ds [ R' 2 + ( X s )2 ]ω 2 2 2 S (4.3) 0 R2' . При этом значение максиXS мальных момента и мощности определятся так: 3U F2 p M MAX = . (4.4) 2 X Sω 0 Из уравнения (4.3) получается skp = 104 Пользуясь выражением (4.4), можно записать равенство для U FKP : M0 = 2 3U FKP p ; 2 X Sω 0 U FKP = 2 X Sω 0 M 0 . 3p Реактивная мощность двигателя состоит из мощности QS , поглощае- мой в элементе X S , и мощности намагничивания Qµ . Первая слагающая может быть определена так: 3U F2 s 2 X S QS = . (4.5) 2 2 R2' + X ' s Для построения зависимости QS = QS (U F ) надо определить зависимость s = s (U F ) . При условии M MEX = M 0 = const эта зависимость (рис. 4.24) может быть получена из решения уравнения 3U F2 sp M0 = . [ R2' 2 + X ' s 2 ]ω 0 Подставив найденные значения s = s (U F ) в формулу (4.5), можно записать следующее: 2 3U F2 s (U F ) X S QS = . 2 ' 2 R2 + [ X S s(U F )] ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) Рис. 4.24. Зависимость скольжения двигателя от подведенного напряжения График QS = QS (U F ) показан на рис. 4.25. Зависимость Qµ = Qµ (U F ) имеет вид, представленный на рис. 4.17. 105 Рис. 4.25. Зависимость реактивной мощности рассеяния от подведенного напряжения Зависимость Q(U F ) = QS (U F ) + Qµ (U F ) показана на рис. 4.26. Режим в dU dQ = −∞ или точке Q = QKP и U F = U FKP = 0 соответствует условию dQ dU dM = 0 (режиму, отвечающему skp ). При этом меньшие значения скольds dM жения отвечают положительным значениям . ds Рис. 4.26. Зависимость реактивных мощностей АЭД от подведенного напряжения 106 Работа двигателя при положительном значении dM устойчива; при ds отрицательном – неустойчива. Зависимость активной мощности, потребляемой двигателем из сети, без учета потерь в статоре определяется следующим выражением: 3U F2 R2' s P = . 2 ' 2 R2 + ( X S s ) При соблюдении условий M 0 = const и R1 = 0 активная мощность от ( ) напряжения не зависит. При использовании более точной модели, учитывающей активное сопротивление R1 , статические характеристики АЭД имеют вид, представленный на рис. 4.27; при этом активная мощность, потребляемая из сети, снижается с ростом напряжения за счет уменьшения потерь. Рис. 4.27. Статические характеристики АЭД 1.2.3. Характеристики синхронных электродвигателей Синхронный двигатель может быть представлен однолинейной схемой замещения, приведенной на рис. 4.28, в которой не учитываются потери активной мощности в статоре. E& q jX d U& C S& I& Рис. 4.28. Схема замещения и упрощенные векторные диаграммы синхронного двигателя 107 Упрощенные векторные диаграммы напряжений для неявнополюсного двигателя приведены на рис. 4.29, 4.30. +j +j I& ϕ U& C δ 3 jX d I& U& C +1 δ ϕ ϕ ϕ +1 3 jX d I& E& q I& E& q Рис. 4.29. Векторная диаграмма синхрон- Рис. 4.30. Упрощенная векторная дианого двигателя, работающего грамма синхронного двигателя, рабов режиме перевозбуждения тающего в режиме недовозбуждения Следует отметить, что на этих диаграммах принято направление вектора E& q , обратное вектору ЭДС от потока возбуждения. Напряжение сети U& C уравновешивается обратной ЭДС E& q и индуктивным падением напряжения 3 X d I& U& C = E& q + j 3 X d I& , (4.6) где X d – синхронное индуктивное сопротивление по продольной оси. Рис. 4.29 соответствует режиму перевозбуждения, когда за счет значительного тока возбуждения E& q > U& C . В этом режиме вектор I& опережает по фазе вектор напряжения U& C , то есть ток I& , потребляемый из сети, имеет емкостную составляющую. Синхронный двигатель при перевозбуждении потребляет емкостный ток и генерирует реактивную мощность. Из выражения (4.6) можно получить следующее: & & &I = U C − Eq . j 3X d Используя последнее выражение, можно найти активную и реактивную мощности синхронного двигателя: ~ ~ U C − Eq ~ S& = P + jQ = 3U& C I = ⋅ U& C , (4.7) − jX d ~ ~ ~ где через I , U C , Eq обозначены комплексно-сопряженные величины. На основании векторных диаграмм (рис. 4.29, 4.30) можно записать ~ ~ U& C = U C = U C ; Eq = Eq (cos δ − j sin δ ) . 108 ~ ~ Подставив найденные значения U C , Eq в формулу (4.7), можно получить следующее: U C2 − U C Eq (cos δ − j sin δ ) & S = P + jQ = j . Xd Из последнего вытекают следующие выражения для активной и реактивной мощностей синхронного двигателя: U E P = C q sin δ ; Xd (4.8) U C2 U C Eq Q= − cos δ . Xd Xd Графики, построенные на основании уравнений (4.8), представлены на рис. 4.31. Рис. 4.31. Угловые характеристики мощности неявнополюсного синхронного электродвигателя Зависимость момента (рис. 4.32), развиваемого СД, от угла δ между напряжением U C на зажимах статора и ЭДС синхронного двигателя, обусловленной током возбуждения, определяется выражением M = M MAX sin δ , где M MAX – максимальный момент СД при номинальных значениях напряжении и тока возбуждения. 109 Рис. 4.32. Угловые характеристики момента неявнополюсного синхронного электродвигателя Максимальный момент может быть найден по формуле U C Eq p M MAX = . X dω 0 Критическое значение угла δ KP =90 град, соответствующее максимальному значению момента (мощности), можно найти из следующих условий: dP dM = 0 или = 0. dδ dδ При перевозбуждении синхронный двигатель потребляет активную и генерирует реактивную мощность. Последнее заключение следует из того, что Eq cos δ > U C (рис. 4.29) и в формуле (1.8) Q < 0 . Синхронный двигатель в режиме перевозбуждения имеет тот же знак Q , что и емкостная нагрузка, т.е. генерирует реактивную мощность. Диаграмма рис. 4.30 соответствует режиму недовозбуждения, когда при малом токе возбуждения Eq < U C ; при этом вектор тока I& отстает по фазе от вектора U& C . Таким образом, ток, потребляемый из сети, имеет индуктивную составляющую. Недовозбужденный синхронный двигатель потребляет индуктивную реактивную мощность. Это следует из того, что Eq cos δ < U C (рис. 4.30) и в формуле (4.8) Q > 0 . Статические характеристики по напряжению синхронного двигателя с независимым возбуждением показаны на рис. 4.33. Кривые 1, 2 – это зависимости Q = Q(U ) , соответственно построенные при значениях X d , рав- 110 ных 85.22 и 110.8 Ом. Момент на валу и активная мощность двигателя постоянны. Рис. 4.33. Статические характеристики реактивной мощности синхронного двигателя с независимым возбуждением по напряжению Кривые (рис. 4.33) получены из уравнения 2 2 QX d PX d Eq = + U + = const . U U После преобразований можно записать − B + B 2 − 4 A(U )C (U ) Q(U ) = , 2 A(U ) X d2 PX d2 где A(U ) = 2 ; B = 2 X d ; C (U ) = 2 + U 2 − Eq2 . U U Из анализа кривых, приведенных на рис. 4.33, можно сделать вывод о том, что при снижении напряжения реактивная мощность Q может увеличиваться при малых значениях X d и снижаться при больших. Активная мощность явнополюсного синхронного двигателя определяется по следующему выражению: EqU U 1 1 P= sin δ + − sin 2δ , (4.9) Xd 2 X q X d где X q – синхронное индуктивное сопротивление по поперечной оси. На основании формулы (4.9) построены графики, приведенные на рис. 4.34. 111 Рис. 4.34. Угловые характеристики активной мощности явнополюсного синхронного электродвигателя Анализ кривой, приведенной на рис. 4.34, показывает, что электромагнитная мощность явнополюсного двигателя имеет две составляющие: основную EqU P1 = sin δ Xd и дополнительную U 1 1 P2 = − sin 2δ , 2 X q X d которая не зависит от магнитного потока обмотки возбуждения. Возникновение этой составляющей связано с наличием явно выраженных полюсов ротора. 1.2.4. Характеристики источников реактивной мощности В узлах нагрузки устанавливаются средства компенсации реактивной мощности, к которым относятся батареи статических конденсаторов и регулируемые источники РМ: статические тиристорные компенсаторы и устройства, выполненные по технологиям FACTS. FACTS (flexible alternative current transmission systems) представляет собой комплекс технических и информационных средств автоматического управления режимами ЭЭС. Реактивная мощность, генерируемая трехфазной батареей статических 112 конденсаторов определяется по формуле Q = −3ω CU F2 , где С – емкость БСК, мкФ; U F – фазное напряжение, кВ. Статическая характеристика БСК представлена на рис. 4.35. Регулируемые источники реактивной мощности, называемые статическими тиристорными компенсаторами, в последние годы находят широкое применение в ЭЭС и на промышленных предприятиях. Благодаря высокому быстродействию в сочетании с широким диапазоном регулирования СТК могут оказывать заметное влияние на установившиеся и переходные режимы ЭЭС. Рис. 4.35. Статическая характеристика БСК Основными элементами СТК являются реактор, управляемый тиристорами, и нерегулируемая батарея статических конденсаторов (рис. 1.36). Рис. 4.36. Схема СТК: ТР – тиристорный регулятор; Р – реактор Регулирование осуществляется изменением индуктивного сопротивления реактора. В рабочем диапазоне, определяемом номинальной мощностью элементов СТК, статическая характеристика практически линейна и имеет статизм по напряжению 3…5 %. При выходе за рабочий диапазон статическая характеристика становится квадратичной, соответствующей неизменной индуктивности или емкости: 113 3U F2 3U F2 ; QL = , QC = − XC XL где QC – мощность, генерируемая БСК; QL – мощность, поглощаемая реактором; X C – емкостное сопротивление БСК; X L – индуктивное сопротивление реактора; Реактивная мощность СТК во всем диапазоне возможных изменений напряжения может быть представлена в следующем виде − 3U F2 / X C ← U F < U F 1; Q(U F ) = k0 ( U F 0 − U F ) ← U F 1 ≤ U F ≤ U F 2 ; (4.10) 3U F2 / X L ← U F > U F 2 , где U F 1 – нижняя граница диапазона регулирования; U F 2 – верхняя граница диапазона регулирования; k0 – коэффициент, определяющий статизм регулирования напряжения; U F 0 – уставка регулятора напряжения. Статическая характеристика, построенная на основе выражения (4.10), показана на рис. 4.37. Рис. 4.37. Статическая характеристика СТК 4.2.5. Характеристики комплексной нагрузки При расчетах режимов ЭЭС используется понятие комплексной нагрузки, представляющей собой группу разнородных электроприемников, подключенных к определенному узлу электрической сети. Статические характеристики комплексной нагрузки задаются в виде зависимостей PH = PH (U ) , QH = QH (U ) , аппроксимированных полиномами или степен- 114 ными функциями. В отечественной практике используются полиномиальные модели статических характеристик: 2 U U ; + a2 PH = PH 0 a0 + a1 U U HOM HOM (4.11) 2 U U + b2 QH = QH 0 b0 + b1 U U HOM HOM где U – модуль напряжения в узле нагрузке; U HOM – номинальное напряжение узла; PH 0 ,QH 0 – активная и реактивная мощности, потребляемые нагрузкой при U = U HOM ; ak ,bk – коэффициенты полиномов, аппроксимирующих статические характеристики нагрузки по напряжению, k = 0, 1, 2. В зарубежных разработках статические характеристики аппроксимируются степенными функциями: γ ρ U U ; QH = QH 0 , PH = PH 0 U U HOM HOM где γ , ρ – показатели степени, определяемые на основании процедур аппроксимации. Коэффициенты статических характеристик (4.11) связаны следующими соотношениями: a0 + a1 + a 2 = 1 ; b0 + b1 + b2 = 1 , которые автоматически обеспечивают выполнение условий PH 0 = PH (U HOM ) ; QH 0 = QH (U HOM ) . Коэффициенты статических характеристик отражают характерный состав нагрузки (осветительная, электропечная, асинхронные и синхронные двигатели и т.д.) и разделяются по классам напряжения питающих подстанций. Статические характеристики типовой нагрузки узлов 6 и 110 кВ показаны на рис. 4.38. Рис. 4.38. Статические характеристики комплексной нагрузки 115 На рис. 4.39…4.41 приведены статические характеристики, отличающие углом наклона касательных к кривым PH = PH (U ) , QH = QH (U ) . Статические характеристики реактивной нагрузки представлены в двух видах: квадратичном, аналогичным (4.11) и линеаризованном: U . QЛИН (U ) = QH 0 b0 Л + b1Л U H Коэффициенты полиномов, аппроксимирующих СХН, приведены в табл. 4.4. Диапазон совпадения нелинейных и линеаризованных СХН показан на рис. 1.41. Таблица 4.4 Коэффициенты статических характеристик групповых нагрузок Коэффициенты СХН Активная мощРеактивная мощность Вид СХН Реактивная мощность (линеаризованные) ность a0 a1 b0 b1 b2 b0Л b1Л Пологие 0.6 0.4 9.0 -18.0 10.0 -2.0 3.0 Средние 0.1 0.9 6.7 -15.3 9.6 -3.9 4.9 Крутые -0.5 1.5 5.4 -14.4 10.0 -5.6 6.6 Рис. 4.39. Статические характеристики активной нагрузки Рис. 4.40. Статические характеристики реактивной нагрузки 116 Рис. 4.41. Диапазон совпадения линеаризованных и квадратичных СХН реактивных нагрузок При наличии на подстанции, питающей комплексную нагрузку, трансформаторов, снабженных устройствами регулирования напряжения под нагрузкой (РПН), используют статические характеристики, представленные на рис. 4.42. Рис. 4.42. Статические характеристики комплексной нагрузки при наличии РПН 117 При этом в диапазоне действия РПН (U − ,U + ) обеспечивается постоянство мощностей PH = const , QH = const , а при выходе за его пределы воспроизводится изменение нагрузки по статическим характеристикам. 118 ЗАКЛЮЧЕНИЕ Определение электрических нагрузок – наиболее ответственный расчет, выполняемый при проектировании или реконструкции системы электроснабжения каждого предприятия любой отрасли. Результаты расчета в значительной степени определяют размеры капитальных вложений в энергетическое строительство. 119 ПРИЛОЖЕНИЕ А СПРАВОЧНЫЕ МАТЕРИАЛЫ ДЛЯ РАСЧЕТА ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК Таблица А1 Средние значения K i , cosϕ № 1.1 1.2 1.3 Электроприемники Ki 1.Металлорежущие станки: • мелкосерийного производства с нормальным режимом 0,12 работы: мелкие токарные, строгальные, долбежные, фрезерные, сверлильные, карусельные, точильные и т. п. 0,16 • крупносерийного производства • при тяжелом режиме работы: штамповочные прессы, автоматы, револьверные, обдирочные, зубофрезерные, а также крупные токарные, строгальные, фрезерные, карусельные и расточные станки • с особо тяжелым режимом работы: приводы молотов, ковочных машин, волочильных станков, очистных барабанов, бегунов и др. • многоподшипниковые автоматы для изготовления деталей из прутков • шлифовальные станки шарикоподшипниковых заводов • автоматические поточные линии обработки металлов • переносный электроинструмент 2.Подъемно-транспортные механизмы : • элеваторы, транспортеры, шнеки, конвейеры неблокированные • то же сблокированные • краны, тельферы при ПВ 25 % • то же при ПВ 40 % 3.Сварочное оборудование: • трансформаторы для ручной сварки • трансформаторы для автоматической и полуавтоматической сварки cosϕ 0,4 0,5 0,17 0,65 0,2 0,65 0,2 0,5 0,2…0,35 0,65 0,5…0,6 0,06 0,7 0,5 0,4 0,75 0,55 0,05 0,1 0,75 0,5 0,5 0,3 0,35 0,35 0,5 3.3 • машины шовные 0,25 3.4 • машины стыковые и точечные 0,35 3.5 • дуговые сталеплавильные емкостью 0,5…1,5 т для фа- 0,5 сонного литья (в цехах с автоматическим регулированием электродов) 0,7 0,6 0,8 0,7 Насосы, компрессоры, двигатели-генераторы Вентиляторы, эксгаустеры, вентиляционное оборудо- 0,65 вание Литейные машины, очистные и кантовочные бараба- 0,3 ны, бегуны, шаровые мельницы и т. п. 0,8 0,8 1.4 1.5 1.6 1.7 1.8 2.1 2.2 2.3 2.4 3.1 3.2 4 5 6 120 … 0,3 0,6 Однопостовые двигатели-генераторы 0,5 0,7 То же многопостовые 9.Электрические печи: 9.1 • сопротивления с непрерывной (автоматической) за- 0,7 0,95 грузкой 9.2 • сушильные шкафы с периодической загрузкой 0,5 0,85 9.3 • индукционные низкой частоты 0,7 0,35 9.4.Дуговые сталеплавильные печи емкостью 3…10 т с автоматическим регулированием электроприводов: 7 8 9.4.1 • для качественных сталей с механизированной загруз- 0,75 кой 9.4.2 • для качественных сталей без механизированной за- 0,6 грузки 9.4.3 • для фасонного литья с механизированной загрузкой 0,75 10.Механизмы непрерывного транспорта: 10.1 • питатели пластинчатые, барабанные, дисковые и т.п. 0,3…0,4 10.2 • конвейеры легкие мощностью до 10 кВт 0,4…0,5 10.3 • то же мощностью свыше 10 кВт 0,55…0,75 10.4 • транспортеры ленточные 0,5…0,6 10.5 • транспортеры винтовые 0,65 10.6 • элеваторы ковшовые, вертикальные и наклонные, шне- 0,4 ки, конвейеры и т. п. несблокированные 10.7 • то же сблокированные 0,55 11. Механизмы дробления и измельчения: 11.1 • дробилки шнековые и конусные для крупного дробле- 0,4 ния 11.2 • то же для среднего дробления 0,6…0,7 11.3 • дробилки конусные для мелкого дробления, валковые 0,75…0,8 и молотковые мощностью до 100 кВт 11.4 11.5 11.6 12.1 12.2 12.3 12.4 12.5 12.6 12.7 12.8 12.9 • то же мощностью свыше 100 кВт • грохоты • мельницы шаровые 12. Краны, тельферы, подъемники: грейферные магнитные штабелеры скиповой подъемник электротележки Дымососы Газодувки Воздуходувки Компрессоры 121 0,9 0,87 0,9 … … … … … … … … … … 0,75…0,85 … 0,5…0,6 … 0,75…0,9 … 0,35 0,5 … … 0,16 0,05 0,1 0,9 0,8 0,5…0,7 0,65 … … … … … … … Таблица А2 Средние значения продолжительности использования максимума нагрузки TM , час/год № Потребители TM 1 2 3 Односменные Двухсменные Трехсменные 2000…3000 3000…4500 4500…8000 Таблица А3 № Ориентировочные удельные плотности осветительной нагрузки на 1 м2 полезной площади производственных зданий Наименование производственных помещений Плотность кВт/м2 0.012…0.015 2 Литейные, плавильные и механосборочные цехи Механические и сборочные цехи 3 Электросварочные и термические цехи 0.013…0.015 4 Цехи металлоконструкций 0.011…0.013 5 Инструментальные цехи 0.015…0.016 6 Деревообрабатывающие и модельные цехи 0,015…0.018 7 Блоки вспомогательных цехов 0.017…0.018 8 Инженерные корпуса 0.016…0,020 9 Заводские лаборатории 0.020…0,027 1 нагрузки 0.011…0.016 Таблица А4 № 1 2 3 4 5 6 Коэффициенты спроса осветительных нагрузок Наименование объекта освещения Коэффициент спроса Небольшие производственные здания и торговые помещения 1,0 Производственные здания, состоящие из отдельных крупных пролетов Библиотеки, административные здания, предприятия общественного питания 0,95 Производственные здания, состоящие из нескольких отдельных помещений Инженерно-лабораторные, конторско-бытовые здания, лечебные, детские и учебные учреждения Предприятия бытового обслуживания населения, гостиницы, общежития, учреждения управления 0,85 122 0,9 0,8 0,7 № Наименование объекта освещения 7 Складские здания, распределительные устройства и подстанции 8 Наружное и аварийное освещение Коэффициент спроса 0,6 1,0 Таблица А5 Значения коэффициентов реактивной мощности для различных источников света cosϕ tgϕ № Наименование источника света 1 Лампы накаливания 2 3 Люминесцентные лампы 0,9 Газоразрядные лампы высокого давления типа ДРЛ, 0.5…0,6 ДРИ, ДНТ без компенсации реактивной мощности 0,48 1,73…1,33 4 Газоразрядные лампы высокого давления с ком- 0,9…0,95 пенсацией реактивной мощности 0,48…0,33 1 0 Таблица А6 Показатели, характеризующие электрические нагрузки потребителей локомотивного хозяйства cosϕ Доля Потребитель PH , Ki KO KC расхода кВт ЭЭ, % Электровозное депо Цехи: текущего ремонта в 595 0,57 0,55 0,36 0,21 8,4 объеме ТР-3 текущего ремонта в 279 0,56 0,52 0,32 0,18 1,1 объеме ТР-2 текущего ремонта в 120 0,59 0,63 0,42 0,22 6,1 объеме ТР-1 колесно-токарный 165 0,80 0,54 0,60 0,58 4,9 кузнечный 70 0,84 0,66 0,69 0,57 4,2 сварочный 92 0,69 0,73 0,54 0,33 2,7 механический 150 0,50 0,65 0,60 0,26 4,5 Отделения: электромашинное 167 0,58 0,41 0,52 0,32 5,0 сушильно-пропиточное 170 0,83 0,99 0,50 0,40 5,6 испытательная станция 583 0,24 0,37 0,47 0,12 6,7 термическое гальваническое трансформаторное пантографное ремонта выпрямителей 87 40 120 29 46 0,96 0,76 0,56 0,90 0,66 0,92 0,86 0,86 0,93 0,50 123 0,60 0,60 0,50 0,40 0,25 0,65 0,41 0,30 0,40 0,15 5,7 1,0 5,4 1,9 0,4 cosϕ электроаппаратное 82 автотормозное 25 медницкое и заливоч- 35 ное 0,81 0,66 0,94 0,73 0,75 0,96 0,23 0,43 0,46 0,14 0,28 0,50 Доля расхода ЭЭ, % 2,2 1,2 2,2 автостопов и радиосвя- 40 зи измерительных при2 боров 0,47 0,77 0,30 0,12 0,9 Потребитель PH , Ki KO KC кВт аккумуляторное компрессорное котельное деревообрабатывающее экипировочное лаборатория Цехи: текущего ремонта в объеме ТР-3 текущего ремонта в объеме ТР-2 текущего ремонта в объеме ТР-1 технического обслуживания в объеме ТО-3 электромашинный дизельно-агрегатный механический колесно-токарный кузнечный сварочный Отделения: термическое гальваническое ремонта холодильников топливной аппаратуры и фильтров электроаппаратное автостопов медницкое 0,22 0,94 0,30 0,22 0,2 47 150 70 60 0,68 0,88 0,48 0,60 0,69 0,85 0,84 0,46 0,50 0,60 0,51 0,27 0,33 0,55 0^26 0,14 7,4 6,4 1,2 1,5 117 0,31 0,83 0,41 0,15 1,9 0,21 0,20 1,3 25 0,36 0,98 Тепловозное депо 430 0,62 0,39 0,35 0,24 4,3 88 0,59 0,42 0,39 0,26 0,3 284 0,77 0,73 0,31 0,22 3,1 150 170 36 105 50 67 144 0,45 0,77 0,69 0,76 0,68 0,79 0,63 0,44 0,79 0,48 0,74 0,66 0,57 0,30 0,40 0,40 0,35 0,40 0,60 0,70 0,55 0,17 0,26 0,22 0,30 0,32 0,54 0,33 7,0 13,0 0,3 8,6 2,9 3,6 4,9 83 33 0,98 0,73 0,92 0,77 0,62 O,G5 0,68 0,33 11,3 1,7 22 0,63 0,74 0,35 0,22 2,1 40 0,80 0,52 0,42 0,30 4,7 30 0,20 0,35 0,40 0,10 0,6 20 63 0,95 0,80 0,75 0,80 0,35 0,48 0,29 0,40 2,4 1,3 124 Потребитель cosϕ 5 0,80 0,44 0,30 Доля расхода ЭЭ, % 0,22 0,2 54 155 20 0,72 0,96 0,34 0,64 0,68 0,49 0,50 0,50 0,40 0,40 0,5! 0,14 13,4 13,5 0,8 388 0,56 0,63 0,30 0,17 4,3 194 0,53 0,61 0,35 0,19 2,5 156 0,51 0,61 0,40 0,20 4,5 200 171 90 93 69 0,57 0,43 0,44 0,42 0,70 0,90 0,37 0,52 0,67 0,56 0,42 0,38 0,43 0,55 0,56 0,26 0,16 0,18 0,22 0,37 9,7 4,7 1,7 1,9 3,7 123 178 0,73 0,71 0,63 0,99 0,35 0,66 0,28 0,48 2,8 39,8 229 0,48 0,48 0,75 0,34 5,1 7 0,57 0,66 0,45 0,28 0,2 33 155 0,66 0,89 0,63 0,97 0,60 0,69 0,38 0,67 3,8 14,2 39 0,56 0,59 0,25 0,14 1,1 PH , Ki KO кВт измерительных приборов аккумуляторное компрессорное экипировочное Моторвагонное депо Цехи: текущего ремонта в объеме ТР-3 текущего ремонта в объеме ТР-2 текущего ремонта в объеме ТР-1 малярный колесно-токарный механический кузнечный сварочный Отделения: электромашинное сушильнопропиточное испытательная станция электроаппаратное аккумуляторное компрессорное деревообрабатывающее KC Таблица А7 Показатели, характеризующие электрические нагрузки потребителей вагонного хозяйства cosϕ Доля Потребитель PH , Ki KO KC KB расхода кВт ЭЭ, % Депо по ремонту пассажирских вагонов Цехи: деповского ремонта 184 0,47 0,35 0,45 0,21 0,15 22,4 текущего отцепочного 60 ремонта колесно-токарный 290 0,32 0,36 0,70 0,21 0,18 6,6 0,48 0,67 0,50 0,23 0,30 16,6 125 cosϕ 40 46 55 0,70 0,76 0,89 0,74 0,76 0,72 0,75 0,50 0,65 0,65 0,40 0,59 0,40 0,35 0,35 Доля расхода ЭЭ, % 7,8 4,1 5,9 38 87 0,82 0,38 0,79 0,55 0,50 0,35 0,40 0,12 0,46 0,20 6,3 5,2 150 48 0,96 0,45 0,84 0,54 0,50 0,40 0,51 0,18 0,38 0,62 7,5 1,7 57 0,45 0,52 0,75 0,35 100 0,37 0,72 0,55 0,23 28 0,65 0,64 0,45 0,28 Депо по ремонту грузовых вагонов 0,70 0,38 0,42 9,1 3,9 2,9 198 131 0,59 0,74 0,52 0,64 0,40 0,41 0,24 0,24 0,12 0,06 15,2 10,7 115 47 95 48 0,47 0,26 0,67 0,84 0,57 0,65 0,88 0,65 0,63 0,42 0,61 0,49 0,30 0,8 0 36 0,38 0,44 0,30 0,66 0,30 4,8 0,9 13,1 2,6 51 47 250 9 91 24 0,47 0,62 0,96 0,75 0,66 0,54 0,39 0,32 0,50 0,69 0,71 0,50 0,14 0;20 0,53 0,45 0,47 0,26 0,21 0,34 0,32 0,38 0,36 0,53 Потребитель PH , Ki KO KC KB кВт механический кузнечный сварочный Отделения: автосцепок деревообрабатывающее компрессорное электромашинное аккумуляторное малярное рессорное Цехи: деповского ремонта текущего и профилактических ремонтов колесно-токарный механический кузнечный сварочный Отделения: автосцепок деревообрабатывающее компрессорное аккумуляторное баббито-заливочное пропиточное 0,35 0,78 0,85 0,76 0,92 0,55 1,0 1,4 39,2 0,9 8,6 1,6 Депо по ремонту рефрижераторных вагонов Цехи: деповского ремонта текущего отцепочного ремонта колесно- токарный механический сварочный кузнечный малярный Отделения: автосцепок 238 42 0,43 0,67 0,62 0,61 0,35 0,30 0,16 0,21 0,14 0,10 9,6 2,4 109 30 33 24 83 0,56 0,40 0,73 0,88 0,65 0,72 0,65 0,76 0,73 0,52 0,64 0,55 0,50 0,48 0,55 0,36 0,20 0,37 0,41 0,35 0,25 0,38 0,38 0,60 0,31 9,9 2,8 6,6 6,9 3,3 58 0,38 0,48 0,48 0,16 0,31 5,1 126 Потребитель cosϕ KO KC 0,25 0,15 0,19 Доля расхода ЭЭ, % 1,5 1,00 0,82 0,34 0,38 0,46 0,50 0,60 0,74 0,58 0,33 0,49 0,36 0,64 0,60 0,38 0,46 0,57 0,50 Депо по ремонту цистерн 0,30 0,19 0,26 0,12 0,24 0,23 0,25 0,25 0,55 0,09 0,17 0,10 25,1 0,7 19,4 3,1 2,8 0,8 PH , Ki KB кВт деревообрабатывающее компрессорное электромашинное аккумуляторное дизельное роликовое экипировочное Цехи: деповского ремонта текущего ремонта колесно-токарный механический кузнечный сварочный Отделения: автосцепок деревообрабатывающее баббито-заливочное компрессорное пропиточное рессорное Цехи: сборочный механический кузнечный Отделения: деревообрабатывающее заготовительное прессовое компрессорное дверное гараж-зарядное Отделения: насосное дегазационное котельное 18 261 6 144 42 31 26 0,6/ 0,67 200 120 178 39 52 35 0,65 0,69 0,53 0,59 0,71 0,86 0,62 0,44 0,76 0,55 0,73 •0,70 0,52 0,55 0,61 0,50 0,60 0,50 0,32 0,32 0,30 0,30 0,45 0,43 0,09 0,12 0,22 0,26 0,50 0,28 11,4 7,2 16,5 4,6 7,6 5,4 41 50 0,63 0,56 0,60 0,62 0,50 0,38 0,31 0,22 0,30 0,21 4,1 4,7 99 0,87 0,99 0,48 190 0,92 0,82 0,62 16 0,94 0,78 0,70 16 0,44 0,41 0,65 Депо по ремонту контейнеров 0,45 0,51 0,55 0,32 0,60 0,08 0,30 0,45 22,6 12,5 0,2 1,4 324 39 24 0,80 0,63 0,83 0,55 0,53 0,62 0,41 0,40 0,80 0,37 0,25 0,62 0,34 0,16 0,27 45,9 1,7 2,4 166 0,69 0,65 0,50 0,33 0,34 18,3 48 0,88 0,54 0,40 24 0,83 0,57 0,80 150 0,96 0,86 0,50 20 0,91 0,79 0,23 14 0,40 0,67 1,00 Промывочно-пропарочная станция 0,31 0,77 0,58 0,21 0,43 0,29 0,52 0,50 0,12 1,00 5,2 4,5 18,3 0,9 28,0 152 240 69 0,30 0,20 0,29 0,19 0,25 0,09 26,4 53,8 6,2 0,72 0,69 0,46 0,80 0,72 0,73 127 0,44 0,45 0,68 Потребитель PH , Ki cosϕ KO KC KB кВт пропиточное 35 0,57 0,73 0,50 0,28 0,19 деревообрабатываю50 0,56 0,62 0,35 0,18 0,25 щее Пункт технического обслуживания вагонов Отделения: механическое 35 0,51 0,65 0,20 0,11 0,08 пропиточное 47 0,53 0,56 0,25 0,14 0,06 деревообрабатываю4 0,60 0,71 0,18 0,10 0,07 щее Контрольный пункт автотормозов Отделения: механическое 16 0,57 0,66 0,18 0,11 0,08 компрессорное 225 0,93 0,85 0,67 0,69 0,66 Контрольный пункт автотормозов без компрессорного отделения Механическое отделе- 4 0,54 0,45 0,45 0,20 0,55 ние Вагономоечный цех 112 0,69 0,82 0,60 0,75 0,55 пункта обмывки вагонов Силовое оборудование 65 0,62 0,77 0,38 0,28 0,25 передвижной машины «Донбасс» для ремонта кузовов полувагонов Доля расхода ЭЭ, % 4,6 9,0 45 45 10 1 99 100 100 ... Таблица А8 Показатели, характеризующие электрические нагрузки потребителей промывочно-пропарочной станции cosϕ Потребитель PH , Ki KB кВт Насосное отделение Центробежный насос Сварочный агрегат Станки: сверлильный токарный точильный Вентиляторная ВВД-11 55,0 14,0 0,86 0,48 7,0 0,64 3,6 0,72 3,7 0,56 Дегазационное отделение установка 55,0 0,73 0,88 0,66 0,25 0,001 0,67 0,54 0,55 0,01 0,03 0,02 0,73 0,30 0,80 0,25 Котельное отделение Насосы: 4МС-10 (для перекачки горя- 40,0 чей воды) 0,44 128 2К-6 (для перекачки содорас- 2,8 0,54 твора) 4К-18 (фильтров) 7,0 0,64 Пресс 3,7 0,40 Устройство для очистки труб 3,6 0,35 Таль 3,6 0,33 Пропиточное отделение Стиральная машина 2,2 0,52 Центрифуга 1,7 0,55 Вентилятор: вытяжной 7,0 0,95 нагнетания 4,5 0,92 Деревообрабатывающий цех Циркульная пила: продольная 8,0 0,95 поперечная 3,0 0,54 Станок: строгальный 4,5 0,78 фрезерный 4,4 0,48 долбежный 1,7 0,64 Вытяжной вентилятор 28,0 0,30 Прачечная Стиральная машина 22,2 0,52 Центрифуга 2,2 0,56 Вентилятор: вытяжной 1 ,7 0,71 нагнетания 2,2 0,50 0,66 0,20 0,68 0,45 0,38 0,42 0,25 0,05 0,05 0,01 0,55 0,64 0,37 0,18 0,82 0,73 0,40 0,20 0,80 0,56 0,15 0,15 0,80 0,64 0,65 0,56 0,15 0,25 0,08 0,80 0,59 0,56 0,50 0,25 0,66 0,53 0,30 0,30 Таблица А9 Показатели, характеризующие электрические нагрузки вокзалов cosϕ Потребитель PH , Ki KO KC KB Залы ожидания Билетные кассы Калориферное отделение Камеры хранения Багажное отделение Машины и механизмы для уборки помещений Комнаты: • длительного отдыха • матери и ребенка Кипятильники Мастерские Котельная кВт 22 0,90 0,90 0,70 0,80 0,42 14 74 9 56 64 0,91 0,80 0,87 0,82 0,74 0,90 0,82 0,87 0,74 0,77 0,58 0,88 0,90 0,45 0,25 0,65 0,89 0,90 0,34 0,20 0,38 0,42 0,34 0,61 0,01 8 14 12 38 21 0,83 0,91 1,00 0,76 0,90 0,85 0,92 1,00 0,76 0,86 0,85 0,88 0,90 0,50 0,68 0,72 0,77 0,93 0,38 0,60 0,35 0,45 0,43 0,02 0,50 129 Осветительные установки: • всех помещений • платформ • привокзальной площади Холодильная станция Приточно-вытяжная система Эскалаторы Лифты 144 37 12 700 500 1,00 0,84 0,84 0,90 0,72 0,99 0,95 0,95 0,85 0,74 0,65 0,75 0,86 0,44 0,38 0,67 0,69 0,70 0,42 0,30 0,42 0,40 0,40 0,52 0,52 84 28 0,60 0,62 0,75 0,76 0,42 0,40 0,28 0,28 0,50 0,06 Таблица А10 Показатели, характеризующие электрические нагрузки вокзалов cosϕ Потребитель PH , Ki KB кВт Залы ожидания: электросушилка вентилятор лампы Г, БК, ЛБ, ЛД, ЛБЖ автоматические справочные установки АСУ-50Калориферное отделение: калориферная установка лампы Б, Г, БК, ЛБ, ЛБЦ Камеры хранения: транспортер чекопечатающий автомат автоматическая камера хранения лампы Б, Г, ЛБ, ЛБЖ Багажное отделение: 0,8 0,6 0,4…0,2 0,08 0,85 0,90 0,98 0,05 0,80 ' 0,85 0,98 0,86 0,15 0,80 0,50 0,32 14 0,04…0,15 0,90 0,98 0,82 0,98 0,44 0,02 1,7 0,08 0,05 0,70 0,65 0,77 0,80 0,78 0,65 0,15 0,10 0,18 0,04…0,2 0,98 0,98 0,50 … 0,40 … 0,25 … 0,60 0,71 0,98 0,90 0,50 0,88 0,72 0,77 0,01 0,01 0,01 преобразователь типа 3П- 14,5 0,90 12/60 преобразователь типа 3П- 12 0,64 48/72 преобразователь типа ВАЗ-70- 10,5 0,95 150 вентилятор 7 0,62 лампы Б, Г, ЛБ, ЛД 0,06…0,15 0,98 Машины и механизмы для уборки помещений вокзала: поломоечная машина 1,7 0,90 пылесос 21 0,65 телескопическая вышка 33 0,75 130 Потребитель PH , Ki cosϕ KB кВт Комната отдыха: холодильник 0,93 0,64 0,78 1,00 электроутюг электросушилка электроплитка лампы Б, БК, Л Б, ЛД 0,6 0,8 0,48 0,06…0,1 0,90 0,85 1,00 0,98 0,99 0,80 1,00 0,98 0,10 0,15 0,05 0,50 Установка вентиляции: вытяжная 4,50…7,5 0,85 0,77 …. приточная вентиляционная то же то же 7 27 75 0,85 0,56 0,81 0,72 0,40 0,64 …. …. …. компрессор 125 0,86 0,75 …. компрессор насос насос 20 7 40 0,77 0,40 0,74 0,82 0,38 0,64 …. …. …. 3 1 ,00 1,00 0,50 холодильник 0,93 электроплитка 0,48 электроутюг 0,6 электросушилка 0,9 лампы ДБ, Б, БК, ЛБ 0,06…0,1 кипятильник КНД-180 10,5 кипятильник КНД-16 2,4 Столярные и слесарные мастерские: 0,64 1,00 1,00 0,86 0,98 1,00 1,00 0,78 Г, 00 1,00 0,80 0,98 1,00 1,00 1,00 0,08 0,60 0,15 0,50 0,40 0,60 сверлильный станок электропила точильный станок сварочный трансформатор электроплитка лампы Б, Г, БК, ЛБ 0,86 0,65 0,80 0,78 1,00 0,98 0,90 0,77 0,75 0,57 1,00 0,98 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 050 Холодильная станция: Комната матери и ребенка: электросушилка 1,7 4,5 1,7 20 0,48 0,04…0,2 Таблица А11 Показатели, характеризующие электрические нагрузки освещения станций cosϕ Потребитель PH , Ki кВт Мачты с осветительными установками и лампами: ДКсТ- 20000 20 0,95 131 0,89 ДКсТ- 10000 10 с прожекторами и лампами: ДРЛ-400 - ДРЛ-700 3,2…5,6 с прожекторами ПЗС-45 и 16 лампами накаливания Служебно-технические помещения: светильники 0,06…0,2 электросушилки 0,9 Стрелочные и другие посты: лампы 0,06…0,15 электропечи 1 Стрелочные указатели: трансформатор 0,05…0,015 лампы 0,008…0,01 0,96 0,88 0,93 0,73 0,93 0,95 0,97 0,87 0,97 0,88 0,98 1,0 0,98 1,0 0,75 0,98 0,65 0,98 Таблица А12 Показатели, характеризующие электрические нагрузки освещения cosϕ Потребитель Класс PH , Ki KC станции кВт Устройства для Внекласс1210 0,8 0,94 0,78 наружного осве- ная щения станции Первого 261 0,84 0,95 0,79 Второго 83 0,91 0,96 0,81 СлужебноВнекласс82 0,95 0,95 0,92 технические по- ная мещения Первого 36 0,96 0,96 0,94 Второго 24 0,97 0,96 0,94 Стрелочные и Внекласс68 0,97 0,97 0,84 другие посты ная Первого 30 0,98 0,98 0,85 Второго 18 0,98 0,98 0,86 Стрелочные ука- Внекласс2,4 0,89 0,9 0,99 затели ная Первого 1,2 0,89 0,96 0,99 Второго 0,7 0,92 0,97 0,99 Все объекты стан- Внекласс1352,4 0,81 0,92 0,79 ции ная Первого 328,2 0,85 0,93 0,81 Второго 125,7 0,92 0,94 0,84 Таблица А13 Показатели, характеризующие электрические нагрузки потребителей дистанции сигнализации и связи cosϕ Объекты и их оборудование PH , Ki кВт Механизированная сортировочная горка 132 Компрессоры: 205В-30/8 160В-20/8 2ВП-20/8 ВП-20/8 200ВВ-10/8 202ВП-10/8, 1ВВ-10/8 Центробежные насосы 200 160 132 125 80 75 1,7 2,8 4,5 5,7 Вентиляторы 1,7 2,8 4,5 Воздуходувный агрегат РГН- 14 1200 0,85 0,89 0,73 0,67 0,86 0,85 0,89 0,86 0,86 0,75 0,85 0,85 0,81 0,67 0,77 0,75 0,64 0,59 0,73 0,72 0,77 0,75 0,73 0,63 0,74 0,73 0,69 0,60 Пост цепи ЭЦ Рельсовые цепи с реле: НРВ1-1000 ДСР-12 НМВШ НРВ-250 Светофоры с лампами Маршрутные указатели Выпрямительная панель: ВП-24 ВП-220 Контрольное реле стрелок Пульт-табло Вытяжной вентилятор Наждачный станок Сверлильный станок Дистиллятор Насос центробежный 0,3 0,3 0,3 0,3 0,15 0,25 0,25 0,4 0,33 0,28 0,33 0,36 1,00 1,00 0,83 0,83 0,76 0,7 0,83 0,8 1,0 1,0 1,0 1,0 0,57 1,0 0,12 0,86 0,18 1,7 0,8 3,0 2,7 0,30 0,56 П,60 0,56 0,30 0,20 0,15 0,55 0,25 0,50 0,40 0,60 0,50 0,75 0,80 0,78 0,80 0,82 0,63 0,60 0,45 0,47 0,56 0,60 0,67 0,75 0,66 0,75 0,62 0,78 Узел связи Выпрямители: ВУ-60/20 ВУ-66/70 ВУ-320/27 ВУ-120/6М ВСС-36/250 ВСС-330/27 2,3 6,1 12,3 3,6 9 9 133 ВСС-3б/120 ВСА-5 ВСА-5М ВСА-6 ВУ К- 136/30 ВУК-93/25 ВУК-10/12 ВУК-36/30 ВУК-320/7 ВУК-67/70 ВУК-146/35 ВУК-320/14 БП-60/2,5 БП-24/25 Вентилятор Кондиционер Вентилятор ПЧ-70 Электроточило ЭТ-112 Дистиллятор Вентиляторы: • ЭВР-3 • ЭВР-5 Токарный станок Сверлильный станок 4,3 0,7 0,7 0,7 4,68 3,0 2,9 1,68 2,9 4,7 4,9 4,5 0,2 2,8 8,2 0,6 0,27 3,6 0,49 0,73 0,78 0,79 0,45 0,49 0,42 0,55 0,25 0,61 0,47 0,5 0,68 0,82 0,54 0,69 0,12 0,23 0,53 0,75 0,80 0,75 0,58 0,67 0,65 0,64 0,69 0,44 0,57 0,63 0,79 0,80 0,75 0,85 0,87 0,78 4,5 1,8 2,0 0,6 0,72 0,73 0,51 0,38 0,68 0,64 0,72 0,48 Мастерская Станки: токарный 4,5 0,73 7,0 0,74 фрезерный 4,5 0,67 строгальный 2,8 0,80 4,5 0,73 сверлильный 2,8 0,71 4,5 0,71 наждачный 1,7 0,68 2,8 0,65 Сварочный агрегат 14 0,37 28 0,35 Контрольно-испытательный пункт Станок рядовой намотки 0,18 0,83 Токарно-винторезный станок 0,6 0,62 Сверлильный станок 0,6 0,59 Стенд для проверки реле 0,3 0,77 Стенд универсальный 0,5 0,72 Испытательная камера 1,2 0,55 Насос центробежный 1,7 0,81 Цех автостопа и радио 134 0,64 0,63 0,58 0,70 0,64 0,62 0,62 0,58 0,55 0,39 0,40 0,70 0,79 0,67 0,75 0,73 0,60 0,78 Стенды: для проверки усилителей и 0,4 0,73 радиостанций для ремонта радиостанций 0,6 0,55 для проверки дешифратора 0,3 0,82 Хозяйственный двор Станки: токарный 4,5 0,7 сверлильный 1,7 0,6 наждачный 1,7 0,7 Циркульная пила 2,8 0,8 Насос центробежный 1,6 0,8 0,85 0,75 0,82 0,64 0,62 0,60 0,70 0,75 Таблица А14 Показатели, характеризующие электрические нагрузки потребителей путевого хозяйства cosϕ КПД Объекты и их оборудоваPH , Ki ние кВт Контейнерная площадка Двигатели крана КД-05: • передвижения • передвижения тельфера • подъема Двигатели крана КК-6: • передвижения • передвижения тележки • подъема Двигатели крана КДКК-10: • передвижения • передвижения тележки 7,5х2 1,4 7 0,36 0,20 0,66 0,34 0,22 0,48 0,72 0,50 0,75 7,5x4 2,2 22 0,28 0,46 0,52 0,24 0,31 0,30 0,69 0,58 0,80 7,5x4 2,2 0,49 0,54 0,43 0,27 0,75 0,62 22 0,44 0,39 • подъема Двигатели мостового крана 5 т: 7,5 0,45 0,41 • передвижения 2,2 0,54 0,27 • передвижения тележки 11 0,61 0,45 • подъема Двигатели мостового крапа 10 т: 7,5 0,26 0,22 • передвижения 2,2 0,54 0,27 • передвижения тележки 10 0,44 0;32 • подъема Площадка тяжеловесных грузов Двигатели крана ККУ-7,5: 7,5x2 0,55 0,51 • передвижения 2,2 0,48 0,32 • передвижения тележки 16 0,46 0,38 • подъема 0,79 135 0,74 0,62 0,77 0,67 0,62 0,77 0,76 0,59 0,77 Объекты и их оборудование • • • • • • • • • • • • PH , cosϕ Ki кВт Двигатели крана ККС-10: 7,5x2 0,54 передвижения 2,2 0,48 передвижения тележки 22 0,56 подъема Площадка навалочных грузов Двигатели крана КДКК-10: 7,5X4 0,50 передвижения 2,2 0,70 передвижения тележки 22 0,68 подъема грейфера 22 0,54 замыкания грейфера Ремонтные мастерские Станки: 1,7 0,46 точильный 4,5 0,55 токарный 7,0 0,17 фрезерный 4,5 0,49 строгальный 0,8 0,35 сверлильный Вентилятор 2 0,60 Сварочный трансформатор 2 0,70 Компрессор 1,7 0,97 Молот 7 0,57 Пресс 5 0,27 КПД 0,51 0,32 0,41 0,76 0,59 0,81 0,44 0,65 0,62 0,40 0,75 0,67 0,81 0,80 0,30 0,37 0,26 0,40 0,31 0,48 0,78 0,80 0,56 0,63 0,73 0,78 0,76 0,77 0,62 0,74 0,76 0,75 0,86 0,73 Таблица А15 Показатели, характеризующие электрические нагрузки потребителей путевого хозяйства cosϕ КПД Тип поТип зарядного агki грузчика регата 4004, ПН-145 0,56 0,61 0,57 4004А, ЗП- 12/60, ПН-100 0,71 0,74 0,66 4С04АМ, ЗП-7,5/60 0,51 0,58 0,62 4004М ВАЗ-50-125 0,61 0,5 0,71 ВАЗ-70-150 0,89 0,6 0,78 02; 04 ЭП-103, ЭП-106 ПН-145 0,77 0,81 0,58 ЗП- 12/60, ПН-100 ЗП-7,5/60 ВАЗ-50-125 ВАЗ-70-150 ПН-145 0,68 0,8 0,94 0,59 0,73 0,72 0,78 0,57 0,52 0,75 0,60 0,68 0,72 0,7 0,62 ЗП- 12/60, ПН-100 ЗП-7,5/60 ВАЗ-50-125 0,93 0,60 0,8 0,85 0,72 0,70 0,66 0,66 0,75 136 ВАЗ-70-150 0,5 0,5 0,69 Примечание. Средний коэффициент использования оборудования составляет 0,42. Таблица А16 Показатели, характеризующие электрические нагрузки потребителей путевого хозяйства cosϕ Объекты и их оборудование PH , ki кВт Механическое отделение Станки: токарный | 0,46 2,8 0,27 12 0,18 8,7 0,44 7 0,46 2,8 0,61 4 0,44 4 0,20 0,8 0,88 2,5 0,32 1,7 0,56 Кузнечное отделение 16 1,05 7 0,92 4,5 0,46 1,7 0,77 Сварочное отделение 33 0,37 20 0,60 1,7 0,60 Электроцех 4 1,00 0,50 0,44 0,52 0,60 0,51 0,32 0,77 0,44 0,72 0,44 0,41 1,7 0,60 0,8 0,40 0,8 0,44 Деревообрабатывающее отделение 14 0,69 30 0,24 0,56 0,38 0,4 фрезерный сверлильный болторезный заточный Электроножницы Вентилятор Молот Вентилятор Сварочный трансформатор Вентилятор Сушильная печь Станки: • сверлильный • заточный Вентилятор Циркульная пила Пилорама Станки: • рейсмусный • сверлильный • заточный • строгальный • долбежный 10 3 2,5 4 2,3 0,22 0,20 0,24 0,80 0,80 137 0,74 0,81 0,41 0,75 0,72 0,77 0,56 1,00 0,75 0,32 0,3 0,3 0,3 0,47 0,53 Компрессор Калорифер Зарядный агрегат Стенд обкатки двигателей Заточный станок Гараж автотранспорта 1,7 0 98 3 1,00 0,53 0,18 10,0 0,96 1,7 0,40 0,59 0,82 0,92 0,74 0,42 Таблица А17 Показатели, характеризующие электрические нагрузки потребителей путевого хозяйства cosϕ Объекты и их оборудоваPH , ki ние кВт Мастерские участка Станки: 4,2 0,21 0,28 • токарный 4,0 0,23 0,31 • 2,8 0,12 0,24 • сверлильный 0,4 0,8 0,62 2,2 0,54 0,52 • болторезный 2 0,28 0,31 • заточный 0,27 0,7 0,6 3,6 0,32 0,28 • строгальный 0,8 0,41 0,34 Вентилятор 2 0,3 0,28 0,6 0,61 0,54 Циркульная пила 5 0,6 0,54 Сварочный трансформатор 22 0,41 0,64 Компрессорная станция Компрессоры: КСЭ-5 200ВП-10/8 202ВП-10/8 ВП-20/8 2ВП-20/8 205ВП-30/8 УМ- 10-50/8 45 80 75 125 132 200 250 0,96 0,97 0,96 0,97 0,98 0,98 0,98 0,85 0,86 0,85 0,86 0,86 0,87 0,87 Таблица А18 Показатели, характеризующие электрические нагрузки потребителей хозяйства электроснабжения cosϕ Объекты и PH , ki kO kC kB их оборудо- кВт вание Район электросети 138 Объекты и их оборудование Мастерские Бытовой пункт Трансформаторная подстанция Монтерский пункт PH , ki cosϕ kO kC kB кВт 22...40 20...26 0,64…0,7 0,08...0,12 0,6...0,7 0,94...0,96 0,2...0,22 0,8...0,83 0,15...0,17 ... 0,08-0,1 1 0,75...0,85 10... 22 0,7-0,8 0,67...0,69 0,3...0,34 0,26...0,3 0,11... 0,13 3...4 0,75...0,85 0,75...0,85 0,17...0,19 0,1...0,12 0,04...0,05 Электростанция Мощность ди- 200...1050 0,44...0,64 ... ... ... зельгенераторной установки База масляного хозяйства Машинный цех 108...124 0,86...0,9 0,75...0,85 0,56...0,6 0,51...0,55 Механический 12...18 0,68...0,74 0,7...0,8 0,32...0,36 0,25...0,3 цех Крановое отде- ,48...46 0,66...0,72 0,66...0,7 0,72...0,8 0,55...0,62 ление Бытовой пункт 24...32 0,46...0,49 0,96...0,99 0,7...0,8 0,8--0,9 Мастерские участка электроснабжения Деревообраба- 44...60 0,66-0,72 0,6...0,66 0,7...0,8 0,55...0,65 тывающий цех Кузнечно14...22 0,7...0,74 0,7...0,74 0,7...0,74 0,6...0,65 сварочный цех Гараж 23... 36 0,88...0,92 0,8...0,9 0,5...0,6 0,5...0,55 Отделение кон- 2...4 0,55...0,66 0,8...0,6 0,6...0,7 0,5...0,6 трольноизмерительных приборов Ремонтно24...66 0,7...0,8 0,7...0,75 6,4...0,5 0,38...0,42 ревизионный цех 0,82…0,87 0,42...0,46 0,1...0,14 ! 0,26... 0,3 " 0,2-0,25 j 0,08...0,1 0,1...0,15 0,2...0,3 0,5...0,62 0,18...0,22 Таблица А19 Показатели, характеризующие электрические нагрузки потребителей хозяйства водоснабжения cosϕ Объекты и их оборудование PH , ki kB кВт Насосные станции Станция водоснабжения с постоянным обслуживающим персоналом Насос: 200,0 0,87 0,84 0,50 • ЗВ-200Х2 75,0 0,90 0,88 0,79 • 6НДС 139 Объекты и их оборудование PH , ki cosϕ kB кВт 0,85 0,84 0,04 • Вакуум-насос КВН-8 Вентилятор: 4,5 0,77 0,76 0,04 • шахты 2,8 0,77 0,69 0,04 • хлораторной Электроталь 7,0 0,8 0,80 0,01 Заточный станок 0,5 0,71 0,68 0,02 Дистиллятор 3,6 1,00 1,00 0,50 Насос МС 34х46 для откачки 7,0 0,90 0,81 0,04 Станция водоснабжения без постоянного обслуживающего персонала Насос 8ЛПВ 15,0 0,89 0,63 0,60 Электропечь 1,0 1,00 1,00 0,25 Станция перекачки сточных вод большой мощности Насосы 4НФ 55,0 0,75 0,68 0,50 22,0 0,90 0,77 0,50 Тельфер 0,5 т 0,6 0,92 0,65 0,01 Электропечь 1,0 1 ,00 1,00 0,20 Вентилятор 0,4 0,71 0,76 0,01 Станция перекачки сточных вод малой мощности Насосы 2,5 НФ 4,5 0,65 0,08 0,44 2,8 0,76 0,72 0,22 Станция умягчения воды Насосы 28,0 0,75 0,79 0,03 10,0 0,82 0,81 0,01 2,8 0,54 0,69 0,08 Подъемник соды 2,5 0,68 0,63 0,01 Мастерские Станки: 4,0...10 0,48 0,56 0,21 • токарный 7,0 0,63 0,71 0,09 • строгальный 1,0 0,92 0,64 0,14 • заточный 2,3...3,5 0,82 0,72 0,05 • сверлильный Сварочный трансформатор 18,0 0,46 0,37 0,02 Вытяжной вентилятор 1,2 0,58 0,58 0 29 Вентилятор горна 1,7 0,60 0,72 0 21 Циркулярная пила 7,0 0,62 0,68 0,14 2,2 Фильтровальные станции Насосная первого подъема Насос: • первого подъема • то же • откачки 75,0 125,0 4...20 0,89 0,84 0,87 140 0,84 0,86 0,85 0,50 0,50 0,40 Объекты и их оборудование PH , ki кВт 1,0 0,84 • Электропривод задвижки 2,8 0,74 • Вакуум-насос 2,0 1,0 • Электропечь Насосная второго подъема cosϕ kB 0,05 0,73 1,00 0,02 0,02 1,00 Насос: • второго подъема • откачки Вакуум-насос Электропривод задвижки Вентилятор 250,0 0,89 3,0 0,85 7,5 0,79 28 0,83 2,8 0,87 Насосная промывки 0,82 0,72 0,84 0,02 0,77 0,48 0,20 0,03 0,04 1,00 Насос промывки Вакуум-насос Электропривод задвижки Калориферная установка 100,0 0,50 0,6 0,90 2,8 0,83 5,0 0,69 Коагулянтная 0,73 0,69 0,62 0,70 0,06 0,04 0,02 0,08 Компрессор Насос кислотный Тельфер Электропривод задвижки 14,0 0,89 2,8...4,5 0,84 1,6 0,53 1,0...0,6 0,84 Цех фильтров 0,88 0,65 0,58 0,63 0,04 0 10 0,01 0,03 Электропривод задвижки 3,0…1,0 0,68 0,08 0,87 Вентиляционная Электропривод вентилятора 1,0 0,80 0,69 0,04 Электробойлер 2,0 Лаборатория 1,00 1,00 1,00 Электропечь Электроплитка Сушильный шкаф Дистиллятор Вентилятор 2,6...1,0 1,00 0,6 1,00 6,0...0,5 1,00 3,6 1,00 1,0 0,84 Мастерские 19,4 0,88 1,00 1,00 1,00 1,00 0,73 0,57 0,02 0,90 1,00 0,57 0,64 0,08 3,0 4,5 0,6 0,70 0,69 0,68 0,04 0,10 0,05 Сварочный трансформатор Станки: • токарный • точильный • сверлильный 0,68 0,72 0,78 141 Объекты и их оборудование PH , cosϕ ki kB кВт Электропечь Электрокалорифер 2,0 5,0 1,00 0,69 1,00 0,70 0,08 0,02 Очистные сооружения водоснабжения Насос: • первого подъема • второго подъема Компрессор Гидроциклон Дистиллятор Муфельная печь Сушильный шкаф Вентилятор шахты Вентилятор Сварочная машина Тельфер Станки: 75,0 160,0 40,0...28,0 40,0 3,6 2,6 1,6 4,5 1,7 14,0 4,5 0,89 0,89 0,88 0,85 1,00 1,00 1,00 0,87 0,87 0,72 0,67 0,90 0,90 0,69 0,77 1,00 1,00 1,00 0,75 0,70 0,68 0,62 0,50 0,50 0,25 1,00 0,90 0,20 0,20 0,10 1,00 0,30 0,01 • токарный • сверлильный • точильный 6,8 0,3 0,8 0,48 0,65 0,48 0,62 0,64 0,66 0,11 0,08 0,04 Таблица А20 Показатели, характеризующие электрические нагрузки потребителей хозяйства водоснабжения cosϕ K Объекты PH , Ki KC KO B кВт Насосная станция 388,0 0,87 0,85 0,53 0,52 0,57 64,4 31,0 Насосная станция пе- 157,0 рекачки сточных вод 61,0 7,3 Мастерские 56 2 22,5 Станция умягчения 40,8 воды Фильтровальная стан- 1899,0 ция В том числе: Насосная первого 447,0 подъема Насосная второго 1059,0 0,78 0,90 0,81 0,91 0,68 0,63 0,78 0,75 0,75 0,65 0,71 0,89 0,69 0,65 0,61 0,79 0,24 0,43 0,49 0,40 0,36 0,18 0,09 0,04 0,40 0,42 0,37 0,61 0,37 0,20 0,30 0,64 0,42 0,50 0,47 0,63 0,63 0,35 0,38 0,75 0,90 0,81 0,42 0,49 0,54 0,89 0,84 0,48 0,47 0,53 0,99 0,81 0,51 0,54 0,56 142 подъема Коагулянтная Насосная промывка Вентиляционная Цех фильтров Лаборатория Мастерские 61,0 220 0 6,0 40,0 31,0 35,0 0,96 0,54 0,90 0,97 0,98 0,85 0,81 0,72 0,69 0,66 0,96 0,86 0,06 0,08 0,08 0,08 0 50 0,04 0,64 0,32 0,38 0,85 0,48 0,14 0,71 0,52 0,50 0,06 0,53 0,14 Таблица А21 Показатели, характеризующие электрические нагрузки потребителей дистанции гражданских сооружений cosϕ Объекты и их оборудование PH , ki kB кВт Деревообрабатывающий цех Лесопильная рама 28,0 0,65 0,77 0,06 Циркулярная пила 7,0 0,86 0,90 0,50 1,7 0,55 0,77 0,22 Станки: фрезерный 7,0 0,31 0,40 0,68 рейсмусный 7,0 0,75 0,72 0,44 фуговальный 4,5 0,90 0,82 0,72 шлифовальный 2,8 0,38 0,48 0,21 точильный 4,5 0,73 0,78 0,02 долбежный 2,8 0,71 0,74 0,28 Вентилятор 20,0 0,90 0,82 0,85 Лебедка 10,0 0,62 0,55 0,08 Тельфер 4,5 0,90 0,55 0,06 Ремонтно-механический цех Станки: токарный фрезерный сверлильный точильный Вентилятор Кузнечно-сварочный цех 4,5 1,7 1,7 2,8 0,6 0,57 0,65 0,53 0,87 0,83 0,86 0,68 0,61 0,72 0,60 0,27 0,06 0,07 0,06 0,57 Пневмомолот Сварочный трансформатор Точильный станок Вентилятор 7,0 20,0 2,8 2,8 0,70 , 0,78 0,70 0,44 0,73 0,57 0,72 0,54 0,18 0,10 0,06 0,60 1 ,7 1 ,7 2,8 0,37 0,90 0,48 0,29 0,66 0,62 0,34 0,08 0,60 Краскоприготовительное деление Краскотерка Мелотерка Вентилятор от- 143 Клееварка Растворный узел 2,0 1,00 1 ,00 0,10 Растворомешалка Бетономешалка Известегасилка Кран 2,8 2,8 0,85 0,87 0,67 0,69 4,5 2,8 0,51 0,57 0,56 0,56 0,22 0,10 0,14 0,00 2,8 Гараж 0,67 0,62 0,02 Компрессор Котельная с промышленными котлами средней производительности Циркуляционный насос 55,0 0,96 0,87 0,50 Насос подпитки Дымосос 28,0 4,5 30,0 17,0 10,0 2,8 0,98 1,0 0,58 0,48 0,38 0,85 0,86 0,87 0,74 0,43 0,45 0,73 0,50 0,50 0,20 0,50 0,50 0,01 Точильный станок Котельная с промышленными котлами малой производительности Дымосос 20,0 0,07 0,59 0,50 Дутьевой вентилятор Насос для: • питательной воды • перекачки мазута Сварочный трансформатор Тельфер 10,6 0,55 0,60 0,50 20,0 2,8 14,0 2,8 0,77 0,85 0,49 0,70 0,70 0,80 0,44 0,72 0,50 0,08 0,01 0,01 Таблица А22 Показатели, характеризующие электрические нагрузки потребителей дистанции гражданских сооружений cosϕ Цех, отделение PH , Ki KO KC KB кВт Деревообрабатываю- 151 0,66 0,7 0,56 0,42 0,36 щий Ремонтно- механиче- 14 0,65 0,72 0,38 0,33 0,13 ский Кузнечно-сварочный 32 0,68 0,62 0,46 0,31 0,15 Краскоприготови10 0,48 0,58 0,2 0,14 0,28 тельное Растворный узел 12 0,67 0,61 0,56 0,42 0,13 Котельная средней 214 0,80 0,79 0,58 0,57 0,43 производительности 144 БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК 1. Алексеев, С.Р., Дамбиев Ц.Ц., Крюков А.В., Нимаев В.Б. Энергосбережение в Бурятии: проблемы и перспективы. Улан-Удэ, 2006. 51 с. 2. Арсентьев М.О., Арсентьев О.В., Крюков А.В. Системы электроснабжения железнодорожного транспорта с установками распределенной генерации. Иркутск: Изд-во ИрГТУ, 2013. 152 с. 3. Арсентьев М.О., Арсентьев О.В., Крюков А.В., Чан Зюй Хынг Распределенная генерация в системах электроснабжения железных дорог. Иркутск: ИрГУПС, 2013.164 с. 4. Бохмат И.С, Воротницкий В.Э., Татаринов Е.П. Снижение коммерческих потерь в электроэнергетических системах // Электрические станции. 1998. № 9. С.3238. 5. Вентцель У.С., Овчаров Л.А. Теория вероятностей и ее инженерные приложения. М.: Высшая школа, 2000. 480 с. 6. Волобринский С.Д., Каялов Г.М., Клейн П.Н. и др. Электрические нагрузки промышленных предприятий. Л.: Энергия, 1971. 264 с. 7. Воротницкий В.Э., Калинкина М.А., Апряткин В.Н. Мероприятия по снижению потерь электроэнергии в электрических сетях энергоснабжающих организаций // Энергосбережение. 2000. №3. С.53-55. 8. ГОСТ Р 51387-99.Энергосбережение. Нормативно-методическое обеспечение. М.: ИПК издательство стандартов, 2000. 21 c. 9. Дирацу В.С., Коновалов П.И., Петренко Л.И. и др. Электроснабжение промышленных предприятий. Киев: Вища школа, 1974. 280 с. 10. Железко Ю.С. Выбор мероприятий по снижению потерь электроэнергии в электрических сетях: Руководство для практических расчетов. М.: Энергоатомиздат, 1989. 176 с. 11. Железко Ю.С. Методы расчета технических потерь электроэнергии в сетях 380/220 В // Электрические станции. 2002. №1. С. 14-20. 12. Железко Ю.С., Артемьев А.В., Савченко О.В. Расчет, анализ и нормирование потерь электроэнергии в электрических сетях: руководство для практических расчетов. М.: НЦ ЭНАС, 2004. 280 с. 13. Жилин Б.В. Расчет электрических нагрузок и параметров электропотребления на ранних стадиях проектирования//Электрика. 2001. №10. С.19-28. 14. Жохов В.Б. Анализ причин завышения расчетных нагрузок и возможной их коррекции //Промышленная энергетика.1989. №7. С.17-21. 15. Закарюкин В.П., Крюков А.В., Крюков Е.А.. Моделирование предельных режимов электроэнергетических систем с учетом продольной и поперечной несимметрии. Иркутск: ИСЭМ СО РАН – ИрГУПС, 2006. 140 с. 16. Закарюкин В.П., Крюков А.В, Ушаков В.А., Алексеенко В.А. Оперативное управление в системах электроснабжения железных дорог. Иркутск: ИрГУПС, 2012. 129 с. 17. Закарюкин В.П., Крюков А.В, Шульгин М.С. Параметрическая идентификация линий электропередачи и трансформаторов. Иркутск: ИрГУПС, 2012. 96 с. 18. Закарюкин В.П., Крюков А.В. Сложнонесимметричные режимы электрических систем. Иркутск: Изд-во Иркут. ун-та. 2005. 273 с. 19. Закарюкин В.П., Крюков А.В., Вторушин Д.П. Моделирование систем внешнего электроснабжения железных дорог переменного тока. Иркутск : ИрГУПС, 145 2013. 161 с. 20. Закарюкин В.П., Крюков А.В., Ле Конг Зань. Математические модели узлов нагрузки электроэнергетических систем, построенные на основе фазных координат. Иркутск: ИрГУПС, 2013. 176 с. 21. Караев Р.И., Волобринский С.Д. Электрические сети и системы. М.: Транспорт, 1978. 312 с. 22. Конюхова Е.А. Электроснабжение объектов. М.: Академия, 2012. 320 с. 23. Крюков А.В. Методы расчета электрических нагрузок предприятий железнодорожного транспорта. Иркутск: ИрГУПС, 2004. 131 с. Гриф СибРУМЦ. 24. Крюков А.В. Моделирование электрических нагрузок. Иркутск: ИрГУПС, 2002. – 50 с. 25. Крюков А.В. Определение потерь электроэнергии в системах электроснабжения: Методическое пособие. Иркутск: ИрГУПС, 2002. 36 с. 26. Крюков А.В. Определение потерь электроэнергии в системах электроснабжения. Иркутск: ИрГУПС, 2002. 36 с. 27. Крюков А.В. Переходные процессы в системах электроснабжения. Иркутск: ИрГУПС, 2002. 69 с. 28. Крюков А.В. Предельные режимы электроэнергетических систем. Иркутск: ИрГУПС, 2012. 236 с. 29. Крюков А.В. Системы электроснабжения. Справочные материалы к курсовому проектированию. Иркутск: ИрИИТ, 2002. 46 с. 30. Крюков А.В. Статистический анализ графиков электрических нагрузок предприятий железнодорожного транспорта. Иркутск: ИрГУПС, 2004. 64 с. 31. Крюков А.В. Электрические сети районов электроснабжения нетяговых потребителей железнодорожного транспорта. Иркутск: ИрГУПС, 2008. 55 с. 32. Крюков А.В. Электробалансы предприятий железнодорожного транспорта. Иркутск: ИрГУПС, 2002. 41 с. 33. Крюков А.В., Закарюкин В.П. Методы совместного моделирования систем тягового и внешнего электроснабжения железных дорог переменного тока. Иркутск: ИрГУПС, 2011. 170 с. 34. Крюков А.В., Закарюкин В.П. Моделирование электромагнитных влияний на смежные ЛЭП на основе расчета режимов энергосистемы в фазных координатах. Иркутск: ИрГУПС. 2009. 120 с. 35. Крюков А.В., Закарюкин В.П., Асташин С.М. Управление режимами систем тягового электроснабжения. Иркутск: ИрГУПС. 2009. 104 с. 36. Крюков А.В., Закарюкин В.П., Абрамов Н.А. Ситуационное управление режимами систем тягового электроснабжения. Иркутск: ИрГУПС. 2010. 123 с. 37. Крюков А.В., Закарюкин В.П., Абрамов Н.А. Управление системами тягового электроснабжения. Ситуационный подход. Saarbrücken: LAP LAMBERT Academic Publishing. 2011. 128 с. 38. Крюков А.В., Закарюкин В.П., Буякова Н.В. Электромагнитная обстановка на объектах железнодорожного транспорта. Иркутск: ИрГУПС, 2011. 130 с. 39. Крюков А.В., Закарюкин В.П., Кобычев Д.А. Математические модели для определения взаимных электромагнитных влияний в системах тягового электроснабжения. Иркутск: ИрГУПС, 2011. 110 с. 40. Крюков А.В., Закарюкин В.П., Соколов В.Ю. Моделирование систем электроснабжения с мощными токопроводами. Иркутск: ИрГУПС. 2010. 80 с. 41. Крюков А.В., Закарюкин В.П., Соколов В.Ю. Моделирование систем элек- 146 троснабжения с токопроводами. Saarbrücken: LAP LAMBERT Academic Publishing. 2011. 91 с. 42. Крюков А.В., Закарюкин В.П., Шульгин М.С. Параметрическая идентификация элементов электроэнергетических систем. Saarbrucken: LAP Lambert Academic Publishing, 2013. 125 с. 43. Крюков А.В., Крюков Е.А. Электробалансы предприятий железнодорожного транспорта. Иркутск, 2002. 41 с. 44. Кудрин Б.И. Системы электроснабжения. М.: Академия, 2011. 352 с. 45. Кудрин Б.И. Электроснабжение промышленных предприятий. М.: Интермет Инжиниринг. 2006. 672 с. 46. Львовский Е.Н. Статистические методы построения эмпирических формул. М.: Высшая школа, 1988. 239 с. 47. Мелехин В.Т., Багиев Г.Л., Полянский В.А. Организация и планирование энергохозяйства промышленных предприятий. Л.: Энергоатомиздат, 1983. 224 с. 48. Мирер Г.В., Тульчин И.К., Гринберг Г.С., Смирнов В.Н. Электрические сети жилых зданий. М.: Энергия, 1974. 264 с. 49. Мукосеев Ю.Л. Электроснабжение промышленных предприятий. М.: Энергия, 1973. 584 с. 50. Поплавский А.Н. Электроэнергетика предприятий железнодорожного транспорта. М.: Транспорт, 1981. 264 с. 51. Поплавский А.Н., Краснов Б.Д., Недачин В.В. Стационарная электроэнергетика железнодорожного узла. М.: Транспорт, 1986. 279 с. 52. Пособие к указаниям по расчету электрических нагрузок. М.: Тяжпромэлектропроект, 1992. 51 с. 53. Рихстейн Э.М. Электроснабжение промышленных установок. М.: Энергоатомиздат, 1991. 424 с. 54. Система контроля достоверности учета и потерь электрической энергии в сетях районов электроснабжения: Инструктивно-методические указания. Омск: ОмГУПС, 2000. 72 с. 55. Стратегия регионального развития: Республика Бурятия -2015 / А.Г. Гранберг, П.А. Минакер, Л.В. Потапов, … Ц.Ц. Дамбиев, А.В. Крюков, …и др. / Под общ. ред. А.Г. Гранберга, П.А. Минакера, Л.В. Потапова. М.: Экономика, 2005. 624 с. 56. Указания по расчету электрических нагрузок (РТМ36.18.32.4-92) // Инструктивные и информационные материалы по проектированию электроустановок. 1992. № 7-8. С.4-27. 57. Федоров А.А. Основы электроснабжения промышленных предприятий. М.: Энергия, 1972. 416 с. 58. Фурсанов М.И. Об оптимальной загрузке трансформаторов // Электрика. № 4. 2002. С. 22-25. 59. Чекулаев В.Е., Долдин В.М., Зимакова А.Н. и др. Электроснабжение нетяговых потребителей железнодорожного транспорта: устройство, обслуживание, ремонт. М.: УМЦ по образованию на железнодорожном транспорте, 2010. 304 с. 60. Шевченко В.В., Грачева Е.И. Определение потерь электроэнергии в цеховых сетях напряжением до 1000 В //Промышленная энергетика. 2001. №10. С. 33-35. 61. Электроснабжение промышленных предприятий. Нормы технологического проектирования. М.: Тяжпромэлектропроект, 1994. 67 с. 147 Учебное издание ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ НАГРУЗКИ НЕТЯГОВЫХ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ УЧЕБНОЕ ПОСОБИЕ по дисциплине «Электроснабжение и электропитание нетяговых потребителей» Публикуется в авторской редакции 148
