Системы электроснабжения

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

1. Взаимосвязь и взаимообусловленность построения систем электроснабжения с энергетическими системами

2. Компенсация реактивной мощности в СЭС

3. Основные показатели электрических нагрузок

4. Задача

Список литературы

1. Взаимосвязь и взаимообусловленность построения систем электроснабжения с энергетическими системами

электроснабжение напряжение реактивный

Электроснабжение - это процесс поставки электроэнергии для электрифицированной жизнедеятельности человека. При этом ее необходимо как минимум выработать, передать и распределить среди электроприемников. Этот процесс реализуется совокупностью электротехнических устройств, называемых автономной системой электроснабжения, если в собственности ее имеется источник электроэнергии.

В настоящее время производство электроэнергии целесообразно осуществлять на высокотехнологических установках, работающих в общей электрической сети, которая соединяет их между собой. Такое административно-техническое образование называется электроэнергетической системой, которую при электроснабжении потребителей называют централизованным источником электроэнергии. В электроэнергетической системе, обслуживающей большие территории электрифицированной жизнедеятельности человека, невозможно обойтись без преобразования электрической энергии на более высокие напряжения для ее передачи на относительно большие расстояния. Это позволяет повысить предел передаваемой мощности и снизить потери электроэнергии в линиях электропередачи.

Зачастую в этих условиях доведение электроэнергии до электроприемников возлагается на систему электроснабжения, которая по определенным причинам находится в собственности потребителя.

Приведенная взаимосвязанная сфера жизнедеятельности человека, направленная на производство электроэнергии в больших количествах, ее преобразование, передачу и распределение среди электроприемников, называется электроэнергетикой.

Системами электроснабжения (СЭС) объектов хозяйства страны называются электроэнергетические комплексы, обеспечивающие непосредственное питание электроэнергией конкретных потребителей или их групп. В данные комплексы входят местные электрические станции, электрические сети всех необходимых номинальных напряжений и конструктивных исполнений, а также электроприемники всех технологических назначений. Из сказанного следует, что СЭС являются неотъемлемой частью электроэнергетических систем (ЭЭС). Изложенная принципиальная трактовка современных СЭС как части ЭЭС определяется: а) формированием графиков нагрузок ЭЭС технологическими графиками всех групп потребителей электроэнергии (ПЭ); б) высокими требованиями к надежности электроснабжения и качеству электроэнергии современных ПЭ и отдельных электроприемников (ЭП); в) существенным влиянием на качество электроэнергии в питающей ЭЭС, оказываемым некоторыми крупными промышленными и электротранспортными установками (электродуговые сталеплавильные печи, выпрямительные установки электролиза и транспорта и т.п.).

Источниками питания (ИП) электроэнергией СЭС в основном являются понижающие подстанции 35-220/6-10 кВ ЭЭС, а также местные электрические станции. Последними могут быть теплоэлектроцентрали (ТЭЦ) городов и крупнейших промышленных предприятий, осуществляющие как электро-, так и теплоснабжение потребителей, а также дизельные электростанции (ДЭС) в сельскохозяйственных и удаленных от ЭЭС районах.

Электрические сети, питающие СЭС, состоят из внешних воздушных линий 35-220 кВ и понижающих подстанций (ПС) 35-220/6-10 кВ. Распределение электроэнергии по территориям объектов электроснабжения и внутри зданий промышленного, гражданского и другого назначения выполняется линиями 6-10 кВ, подстанциями 6-10/0,38-0,66 кВ и линиями до 1 кВ.

Электроприемники различных технологических назначений преобразуют электроэнергию в механическую, тепловую, электрических и магнитных полей и т.п.

Рис. 1 Структурная электрическая схема электроэнергетической системы (ЭЭС) и системы электроснабжения (СЭС): ПС- подстанции 35-220/6-10 кВ; ТЭЦ- теплоэлектроцентраль городская или промышленного предприятия; ГПП, ПГВ - главная понижающая подстанция или подстанция глубокого ввода; РП- распределительный пункт; ТП - трансформаторная подстанция б-10/0,38 (0,66) кВ; РЭС- распределительная электрическая сеть; ЭТ- электротермические установки; ЭО - электрическое освещение; ЭПр - электропривод; ПЭТ- подстанция электрического транспорта; ЭП - электроприемники; ПЛ- питающая линия

2. Компенсация реактивной мощности в СЭС

Большинство электроприемники потребляют из электрической сети определенную мощность S, т.е. по сети протекает активная мощность Р [кВт] и реактивная Q [кВАр].

Загрузка системы электроснабжения определяется полной мощностью S [кВА], активная составляющая которой Р [кВт] представляется полезно потребленной и обратно к источнику питания не возвращается. Реактивная составляющая Q [кВАр] полной мощности S [кВА] расходуется на создание магнитных полей в отдельных элементах электрической сети, в частности: трансформаторах, электрических двигателях, линиях электропередачи, газоразрядных источниках света, дуговых ста-леплавильных печах и др. Практически она не потребляется, а перетекает от ИП (генератора) к ЭП и обратно с частотой f= 2 f50. В электрической цепи, состоящей из индуктивности, в течение 1/4 Т50 магнитный поток в ЭП возрастает, происходит накопление реактивной мощности (магнитной энергии), во второй четверти Т50 реактивная мощность (магнитная энергия) перетекает к ИП; в 3/4 Т50 в ЭП опять происходит накопление энергии магнитного поля и в последней четверти реактивная мощность Q перетекает (в обратном на-правлении) к ИП (генератору). Для такой пульсации Q - от генератора к ЭП и обратно - не требуется никаких затрат. Но так как это перетекание Q совер-шается через элементы сети, содержащие активное сопротивление R, то на его нагрев расходуется мощность ?Р = 3•12 R, т.е. от генератора требуется энергия, однако о расходе реактивной мощности речь не идет.

Потери ?Р можно разложить на составляющие, а именно:

Здесь первый член - потери активной мощности за счет передачи по электрической цепи активной мощности Р, второй - потери активной мощности за счет передачи по этой же цепи реактивной мощности Q. Потери за счет передачи реактивной мощности (а также и активной) тем больше, чем дальше расположен потребитель реактивной мощности от источников питания.

В балансе реактивных нагрузок потери реактивной мощности в элементах системы электроснабжения достигают 20%. Естественный коэффициент мощности электрических нагрузок различных промышленных предприятий изменяется в пределах cosцecm = 0,7-0,9. Это означает, что предприятия потребляют реактивную мощность Qp = Рр * tgцecm = (1,02 - 0,48). Оценим потери активной мощности в сетях от передачи Q.

Рассмотрим два случая:

1. Примем за единицу ?Р , от передачи электроприемнику чисто активной нагрузки при Uсети,05UH , равное

2. Передается то же значение Рт и реактивная мощность с tgц = 0,8, при этом будет происходить снижение напряжения до 0,95 Рн. Потери ?Р2 составят

Таким образом, при принятых допущениях половина всех потерь активной мощности вызвана передачей реактивной мощности.

Из этого рассмотрения можно заключить следующее:

- возникающие потери активной мощности и потери напряжения в сети за счет передачи Q увеличивают капитальные затраты в системе электроснабжения;

- реактивная мощность излишне загружает все элементы сети, по-

сколько они выбираются по полной мощности и полному току;

- загрузка элементов сети реактивной мощностью уменьшает пропускную способность линии и трансформаторов по активной мощности и току.

Полные затраты на производство и передачу всей необходимой предриятию реактивной мощности от шин электростанций в большинстве случаев значительно больше, чем затраты на производство реактивной мощности непосредственно в системе электроснабжения предприятия. Поэтому экономически целесообразно от генераторов электростанций передавать часть реактивной мощности, а большую - компенсировать на шинах (присоединениях) 5УР-2УР, а в некоторых случаях и на 1УР.

Для выяснения причин проведения этих мероприятий необходимо ответить на вопрос: от чего зависят величины напряжения, устанавливающиеся в узлах нагрузки энергосистемы и у электроприемников?

Известно, что активная и реактивная мощности в сети, питающей ЭП, зависят от частоты и напряжения на зажимах этих ЭП.Хотя в действительности между значениями частоты в энергосистеме и значениями напряжения в ее узлах существует некоторая связь, при изложении будем для упрощения считать, что значение частоты является постоянным и зависимость между частотой и напряжением отсутствует. На рис.2.1 изображены зависимости Р =f(U) и Q =f(U) для какой-то узловой точки сети. Эти зависимости называют статическими характеристиками нагрузки по напряжению. Приведенные на рис.6.1 зависимости соответствуют смешанной нагрузке, состоящей из силовой (АД) и осветительной.

Из этого рисунка видно, что в области нормальных значений U, лежащих вправо от UKp , каждому значению напряжения соответствует только одна определенная величина нагрузки.

Рис. 2.1 Статические характеристики нагрузки по напряжению

Если на рис.2.1 горизонтальная прямая Рн характеризует поступление мощности в рассматриваемый узел (подстанцию) от электростанции системы, то пересечение ее с характеристикой нагрузки Р =f(U) определяет уровень напряжения UH , который может установиться у ЭП при наличии источников, способных выдать в тот же узел QH .

При отсутствии таких источников напряжение Un в рассматриваемом узле сети не может быть установлено. Следовательно, на вопрос, поставленный в этом разделе, может быть дан следующий ответ: величина напряжения в узле нагрузки зависит от наличия в сети необходимых источников реактивной мощности.В случае, если мощность этих источников недостаточна для покрытия нагрузки при заданном напряжении, произойдет снижение напряжения. При этом в соответствии с рис.2.1 понизятся и величины нагрузки до тех значений, которые может обеспечить источник питания.

Соответствие между Q , потребной для поддержания той или иной величины напряжения, и мощностью имеющихся источников питания может быть выявлено путем составления баланса реактивной мощности, а именно:

где QzУ - суммарная мощность ИП; Qn - суммарная реактивная нагрузка потребителей; ?Q л , Qt - соответственно потери мощности в линиях и трансформаторах сети.

Каждому конкретному значению величин этого уравнения соответствует свое значение напряжения. Поясним это на примере (рис.2.2).

Рис. 2.2 Схема сети

Пусть в какой-то момент времени в установившемся режиме имеет место баланс по Q , которому соответствует напряжение в узле нагрузки Un. Этому Un по рис.2.1 соответствовала нагрузка . Напряжение источника при этом было Uu , причем между Un и Uuсуществовала связь

где ?U - потеря напряжения в сети при нагрузках PH и QH и напряжении Un ; r и x - активное и реактивное сопротивления сети.

Понизим напряжение ИП до U'и, а напряжение в узле нагрузки до Un, при этом мощность потребителя уменьшится до напряжение на источнике и в месте присоединения нагрузки будут связаны уравнением

где ?U'- потеря напряжения в сети при нагрузках P'н и QH и напряжении U'п.

Изменение напряжения на нагрузке произойдет под влиянием двух факторов: снижения напряжения на источнике и изменения потери напряжения в сети.

Изменение напряжения в узле нагрузки будет несколько меньше, чем у источника, т.е.

так как зависимости Р =f(U) и Q =f(U) нелинейны. Иначе говоря, в связи с изменением нагрузки происходит саморегулирование напряжения Un в соответствии, со статическими характеристиками потребителей.

Это явление называется регулирующим эффектом нагрузки по напряжению. В результате этого эффекта новым значением напряжений U'и и U'n будут соответствовать новые численные значения в уравнении баланса реактивной мощности.

Из рис.2.1 видно, что наибольшим регулирующим эффектом по напряжению обладает реактивная мощность, так как зависимость Q = f(U) значительно круче зависимости Р =f(U).

Из рис.2.1 также видно, что регулирующий эффект нагрузки будет проявляться только до некоторого значения напряжения, называемого крити-ческим UKp. Для промышленных систем UKp = 75-85%.

При Un < UKp снижение напряжения вызовет рост реактивной нагрузки потребителя и, как следствие этого, увеличение потерь напряжения в сети ?U. Рост ?U, в свою очередь, приведет к дальнейшему снижению Un. В этом случае возникает неустанно-вившийся переходный процесс снижения напряжения, длящийся несколько секунд и называемый лавиной напряжения, при котором баланс по Q нарушается. В результате происходит нарушение устойчивости нагрузки.

Как следствие этого процесса, происходит остановка и отключение электродвигателей (саморазгрузка потребителя).

При остановке ЭД их реактивный ток возрастает, что приводит к их отключению защитными устройствами. После этого напряжение в сети восстанавливается. Лавина напряжения может возникнуть как во всей энергосистеме, так и в отдельных ее узлах при авариях, вызывающих резкий общий или местный дефицит по Q . Для предотвращения лавины напряжения принимаются специальные меры: создание резерва Q в генераторах электростанций, форсировка возбуждения генераторов, разгрузка их по напряжению и т.п. Следовательно, с точки зрения поддержания необходимого режима напряжения у ЭП дефицит Q является недопустимым.

В энергосистемах - это генераторы электростанций. Реактивная мощность генератора при номинальных условиях его работы:

где Ргн - номинальная активная мощность генератора.

С увеличением Qz сверх номинальной увеличивается размагничивающая реакция якоря.Для компенсации этого увеличения необходимо увеличить ток возбуждения. Но увеличить его сверх номинального значения нельзя, так как это может привести к перегрузке и перегреву ротора и возбудителя. При номинальном же токе ротора и возросшей реакции якоря полная мощность генератора Sг меньше номинальной, равной SГH =PГH / cosцГH.

В связи с этим активная нагрузка генератора уменьшается не пропорционально уменьшению его cosц, а несколько быстрее и при снижении активной нагрузки генератора от него нельзя получить номинальную полную мощность Sгн . Это иллюстрируется зависимостями S, cosц и Q генератора от его активной нагрузки, приведенными на рис.2.3.

Другими источниками реактивной мощности в энергосистемах являются ЛЭП. Линия обладает межпроводной емкостью и каждый провод - емкостью на землю. Под действием приложенного напряжения через эти емкости протекает ток, называемый зарядным током линии 1в, и он опережающий. 1в и напряжение линии U определяют величину зарядной мощности линии Q в, которая может рассматриваться как Q в, генерируемая линией. Q в зависит от напряжения линии, ее длины и конструкции.

ЛЭП является в то же время и потребителем Q , что связано с ее индуктивным сопротивлением. Это сопротивление и напряжение линии определяют величину реактивной мощности ?Qл , называемой потерями Q в линии.

Очевидно, что знаки Q в и ?Qл будут противоположны. Может быть, что они полностью компенсируют друг друга. Если предположить, что Qe=?Qл, то в соответствии с уравнением баланса по Q (6.2) генераторы электростанций будут обеспечивать полное покрытие всех реактивных нагрузок потребителей электроэнергии и реактивных потерь в трансформаторах ?QT.

?QT численно равны примерно 10% нагрузки этой подстанции Sнazp, а в сетях с несколькими ступенями трансформации потери увеличиваются в w-раз (и - число ступеней трансформации):

Если генераторы электростанций выбраны из условия баланса активной мощности и работают в номинальном режиме, в системе будет существовать дефицит реактивной мощности SQ. Этот дефицит тем больше, чем больше число ступеней трансформации, чем выше cosцнazp и чем больше реактивная нагрузка ЭП.

Возможны два пути снижения или полного устранения дефицита реактивной мощности в системе:

- установка в системе дополнительных генераторов активной мощности;

- снижение реактивной нагрузки генераторов электростанции или компенсация реактивной мощности.

Второй путь - снижение реактивной нагрузки генераторов или компенсация реактивной мощности - предусматривает проведение двух взаимно дополняющих групп мероприятий снижение потребления Q электроприемниками и установка на предприятии специальных источников Q - компенсирующих устройств. Мероприятия по снижению потребления Q электроприемниками, проводимые на предприятиях (см. раздел 6.4), снижают суммарную реактивную нагрузку обычно не более чем на 10%. Поэтому основным при проведении мероприятий по компенсации Q является установка специальных компенсирующих устройств - источников реактивной мощности (ИРМ). Применение второго пути является предпочтительным с экономической точки зрения, так как специальные компенсирующие устройства, как правило, требуют при том же техническом эффекте меньших капитальных вложений и затрат на эксплуатацию, чем генераторы электростанций.

3. Основные показатели электрических нагрузок

Для выбора рациональной схемы электроснабжения и ее элементов, обеспечивающих надежное, качественное и экономичное электроснабжение потребителей, необходимо правильно определить расчетные нагрузочные токи и мощности приемников электрической энергии.

Завышение расчетных токов и мощностей приводит к работе элементов систем электроснабжения в недогруженном, а значит, неэкономичном режиме. Заниженные значения расчетных параметров приводят к выбору элементов системы электроснабжения, не обеспечивающих надежное и качественное электроснабжение потребителей.

Номинальная мощность приемника электроэнергии это мощность, обозначенная в его паспорте.

Паспортная мощность приемников повторно-кратковременного режима приводится к номинальной длительной мощности (к продолжительности включения ПВ = 100%) по следующим формулам:

а) для электродвигателей

б) для обычных силовых трансформаторов

в) для трансформаторов сварочных машин

г) для трансформаторов электрических печей

.

В этих выражениях и паспортные относительная продолжительность включения и коэффициент мощности ЭП.

Групповая номинальная активная мощность это сумма номинальных активных мощностей n отдельных рабочих ЭП: .

Под номинальной реактивной мощностью приемника понимается реактивная мощность, потребляемая им из сети или отдаваемая в сеть, при номинальной активной мощности и номинальном напряжении. Паспортная реактивная мощность приемника повторно-кратковременного режима приводится к длительному режиму по выражению .

Групповая номинальная реактивная мощность это алгебраическая сумма номинальных реактивных мощностей n отдельных рабочих ЭП:

.

Средняя нагрузка. Суммарная средняя нагрузка группы ЭП дает возможность приближенно оценить нижний предел возможных значений расчетной нагрузки. Средние активная и реактивная нагрузки группы приемников за любой интервал времени определяются по выражениям:

.

В условиях эксплуатации средние нагрузки рассматриваются за определенный характерный интервал времени, например за время цикла tц, и определяются по показаниям счетчиков активной (Эа) и реактивной (Эр) электроэнергии с помощью следующих выражений:

.

Важное значение в расчетах нагрузок, а также расхода потерь электроэнергии имеют средняя нагрузка за наиболее загруженную смену Pc (или Qc) и среднегодовая нагрузка Pсг (или (Qсг). Наиболее загруженной сменой считается смена с наибольшим потреблением активной энергии данной группой ЭП. Для средней нагрузки за время tсм наиболее загруженной смены можно записать:

; .

Среднегодовая нагрузка определяется как отношение годового расхода активной или реактивной энергии к годовому фонду рабочего времени Тг, т.е.

, .

Время Тг не следует смешивать с годовым числом часов использования максимума активной нагрузки Тмакс. определяемым по формуле

(Pм максимальная активная нагрузка).

Максимальная нагрузка. Максимальные значения активной нагрузки отдельного ЭП pсм и группы ЭП Pсм, реактивной нагрузки qсм, Qсм и тока iсм, Iсм представляют собой наибольшие из соответствующих средних величин за некоторый промежуток времени.

В течение сменного графика нагрузки может быть несколько периодов ее повышения, поэтому определяют среднеквадратичные нагрузки за каждый период времени и выбирают наибольшую из них (рис. 3.1, ). Наибольшая величина среднеквадратичной нагрузки и является расчетной нагрузкой, по которой следует выбирать элементы системы электроснабжения по нагреву. Однако нахождение среднеквадратичной нагрузки представляет сложную задачу. Поэтому обычно определяют не среднеквадратичную, а среднюю нагрузку за период осреднения. Такой расчет является приближенным, но он значительно проще и не вносит существенных ошибок.

В зависимости от продолжительности промежутка времени различают два вида максимальных нагрузок (рис. 3.2):

а) максимальные кратковременные нагрузки длительностью 1 2 с (пиковые Pпик.); определение пиковых нагрузок необходимо для проверки колебаний напряжения, проверки сетей по условиям самозапуска электродвигателей, выбора плавких вставок предохранителей, расчета релейной защиты и автоматики;

б) максимальные длительные нагрузки Рсм за различные интервалы времени (5, 10, 30 мин); они определяются для выбора элементов системы электроснабжения по нагреву и расчета максимальных потерь мощности в них.

Расчетная нагрузка. Под расчетной нагрузкой по допустимому нагреву понимается такая длительная неизменная во времени нагрузка элемента системы электроснабжения (трансформатора, линии и т.п.), которая эквивалентна ожидаемой изменяющейся нагрузке по наиболее тяжелому тепловому воздействию: максимальной температуре нагрева проводника или тепловому износу его изоляции. Соответственно этим двум эффектам нагрева проводника различают:

а) расчетную нагрузку по максимальной температуре нагрева, т.е. такую неизменную во времени нагрузку РрI, которая вызывает в проводнике тот же самый максимальный перегрев над окружающей температурой, что и заданная переменная нагрузка Р(t):

б) расчетную нагрузку по тепловому износу изоляции, т.е. такую неизменную во времени нагрузку РрII, которая вызывает в проводнике тот же тепловой износ изоляции, что и заданная переменная нагрузка Р(t).

Нагрев проводника является результатом воздействия на него нагрузки за некоторый период времени, поэтому средняя нагрузка за интервал времени Т более точно характеризует нагрев проводника, чем наибольшая (пиковая) нагрузка в том же интервале. При оценке максимального нагрева проводника или другого элемента системы электроснабжения правильнее было бы определять среднеквадратичную нагрузку за период времени, который меньше длительности одной смены, так как в этом интервале проводник успевает нагреться и остыть несколько раз. Однако этот период времени не может быть и слишком малым, поскольку нагрев проводника не достигнет установившегося значения.

Существует оптимальная длительность интервала осреднения Тоср., при которой среднеквадратичная нагрузка при прочих равных условиях будет удовлетворительно характеризовать изменение нагрева проводника. На рис. 3.3 приведено изменение нагрузки за различные интервалы осреднения. Интервал , слишком мал, и проводник за это время не успевает нагреться до установившегося значения, а интервал , слишком большой, проводник успевает нагреться и к концу интервала даже остыть. Оптимальный интервал осреднения должен быть равен трем постоянным времени нагрева проводника, т.е. .

Для практических расчетов за основу берется постоянная времени нагрева наиболее часто применяемых проводников малых и средних сечений Т0 = 10 мин. Таким образом, в качестве интервала осреднения Тоср. принимают 30-ти минутный (получасовой) максимум нагрузки. За это время нагрев проводника достигает 95% установившегося значения. Наибольшая из средних нагрузок за интервал времени принимается в качестве расчетной величины . В системах электроснабжения, именно по этой величине (по условию нагрева) выбирается вся аппаратура, кабели, трансформаторы и т.д.

При расчетах нагрузок применяются показатели (коэффициенты) графиков нагрузок, характеризующие режим работы приемников электроэнергии.

Коэффициенты графиков нагрузок определяются для индивидуального и группового графиков активной и реактивной нагрузок или тока. В связи с этим принята следующая система обозначений:

1. Коэффициенты индивидуальных и групповых графиков обозначаются соответственно строчной k или прописной К.

2. Вид коэффициента определяется индексом, состоящим из начальных букв его названия.

3. Коэффициенты графиков активной мощности имеют индекс «а», реактивной мощности «р», тока «I».

Например, Кзга означает коэффициент заполнения группового графика нагрузки по активной мощности.

Коэффициентом использования активной мощности приемника kиа или группы приемников Kиа называется отношение средней активной мощности отдельного приемника (или группы их) к номинальной активной мощности этого приемника (или группы их):

Этот коэффициент, как и средние нагрузки рс, Рс, относится к смене с наибольшей загрузкой ЭП, но может быть отнесен и к другому периоду времени.

Коэффициентом включения приемника kв называется отношение продолжительности включения tв приемника за время цикла ко всей продолжительности цикла tц (время включения приемника за цикл состоит из времени работы tр и времени холостого хода tх): .

Коэффициентом включения группы приемников или групповым коэффициентом включения Кв называется средневзвешенное значение коэффициентов включения, определяемое по формуле

Коэффициентом загрузки приемника но активной мощности kза называется отношение фактически потребляемой или средней активной мощности Pс за время включения tв в течение времени цикла tц к его номинальной мощности;

Групповым коэффициентом загрузки по активной мощности называется отношение группового коэффициента использования к групповому коэффициенту включения:

Коэффициент загрузки, как и коэффициент включения, связан с технологическим процессом и изменяется с изменением режима работы приемника.

Коэффициентом формы индивидуального или группового графиков нагрузок kфа, Kфа называется отношение среднеквадратичной активной мощности приемника или группы приемников за определенный период времени к ее среднему значению за тот же период:

Коэффициент формы характеризует неравномерность графика во времени. Свое наименьшее значение, равное единице, он принимает при нагрузке, неизменной во времени. Для большинства электроприемников с достаточно ритмичным процессом производства коэффициент формы изменяется в пределах от 1,05 до 1,15.

В условиях эксплуатации коэффициент формы определяют по показаниям счетчиков активной энергии (рис. 3.4), используя формулу

в которой т число интервалов разбиения графика; Эаi. расход активной электроэнергии за время Т=Т/т; Эа расход активной электроэнергии за некоторый период времени Т, например сутки.

Используя связь между индивидуальными и групповым коэффициентами формы графиков нагрузок ЭП одного режима работы, введем понятие приведенного (эффективного) числа электроприемников nэ

(3.1)

.

Приведенное число элекроприемников nэ есть такое число однородных по режиму работы ЭП одинаковой мощности, которые обусловливают ту же расчетную нагрузку, что и группа различных по номинальной мощности и режиму работы приемников электроэнергии. Понятие приведенного числа элекроприемников позволяет заменить группу разнородных ЭП эквивалентной группой одинаковых, что существенно упрощает расчеты. Величина приведенного числа приемников электроэнергии nэ всегда меньше реального числа ЭП п или равна ему. Если все ЭП группы имеют одинаковую номинальную мощность, то

. (3.2)

Согласно выражению (3.1) при пэ имеем Кфа 1. Это означает, что при неограниченном возрастании числа электроприемников групповой график нагрузок стремится к постоянной величине P(t) = const.

Коэффициентом максимума активной мощности называется отношение расчетной активной нагрузки к средней нагрузке за исследуемый период времени Исследуемый период времени принимается равным продолжительности наиболее загруженной смены. Обычно коэффициент максимума характеризует групповые графики нагрузок.

Коэффициент максимума Кма, связывая две найденные из группового графика величины расчетную и максимальную среднюю нагрузки, представляет собой важную характеристику графика. Величина коэффициента максимума Кма зависит от приведенного числа электроприемников nэ и ряда коэффициентов, характеризующих режим потребления электроэнергии данной группой ЭП.

При расчете электрических нагрузок методом упорядоченных диаграмм (см. рис. 3.4) используется приближенная аналитическая зависимость Кма от основных показателей режима работы отдельных независимых ЭП и их приведенного числа

.

В этом выражении А = 4,8 и В = 3,1 при 1 Kфа 1,1; А = 2,8 и В= 1,67 при 1,1 < Kфа 1,5; Kфкиа и Kфкв коэффициенты формы упорядоченных диаграмм индивидуальных коэффициентов использования по активной мощности и включения; Kфва коэффициент формы индивидуального графика за время включения; Kвс среднее значение коэффициента включения.

Для упрощения расчетов экспериментально построены семейства кривых Кма = f(nэ) при различных значениях коэффициента использования Kиа (рис. 2.5). Кривые рассчитаны для приведенного числа ЭП nэ, от 4 до 300. Кроме указанных кривых в справочниках приводятся соответствующие табличные зависимости.

Кривые Кма = f(nэ) построены для постоянной нагрева проводника Т0 = 10 мин, т.е. для длительности интервала осреднения Тоср. = ЗТ0 (так называемого получасового максимума). При выборе проводов и кабелей, имеющих иные постоянные времени Т0, коэффициент максимума должен быть пересчитан по формуле:

(3.3)

в которой Kма коэффициент максимума при Тоср = 30 мин, найденный по кривым Кма = f(nэ).

Коэффициентом спроса по активной мощности называется отношение расчетной активной нагрузки к номинальной активной мощности группы приемников

.

Коэффициент спроса относится к групповым графикам. Значения Кса для различных групп приемников в различных отраслях промышленности для различных производств и предприятий определяются из опыта эксплуатации и принимаются при проектировании по справочным материалам.

Коэффициентом заполнения графика нагрузок по активной мощности называется отношение средней активной нагрузки к расчетной за исследуемый период времени

.

Средняя нагрузка Рс берется за наиболее нагруженную смену, а расчетная нагрузка Рр = Р30 за получасовой максимум нагрузки. Коэффициент заполнения графика нагрузок характеризует групповые графики и используется для оценки суточных и годовых графиков нагрузок. При проектировании Кзга принимается по справочным материалам.

Список литературы

1. Васильев А.А.и др. Электрическая часть станций и подстанций. М.: Энергоиздат, 2000, 576 с.

2. Герасименко А.А. Передача и распределение электрической энергии: Учебное пособие. - Ростов-на Дону .: Феникс, 2006.

3. Гужов Н.П., Ольховский В.Я., Павлюченко Д.А. Системы электроснабжения: учебник /Новосибирск : Изд-во НГТУ, 2008.

4. Киреева Э.А., Юнее Т., Айюби М. Автоматизация и экономия электроэнергии в системах промышленного электроснабжения: Справочные материалы и примеры расчетов. - М.: Энергоатомиздат, 1998. - 320 с., ил.

5. Липкин Б.Ю. Электроснабжение промышленных предприятий и установок: учебное пособие/ Москва: Изд-во «Высшая школа», 1990.

6. Павлович С.Н., Фираго Б. И. Ремонт и обслуживание электрообрудования, Ростов н/Д: «Феникс», 2002. предприятий. М.: Энергоатомиздат, 1987.

7. Ристхейн Э.М. Электроснабжение промышленных установок. М.: Энергоатомиздат, 1999.

8. Федоров А.А., Каменева В.В. Основы электроснабжения промышленных предприятий: Учебник для вузов/ Москва: Изд-во «Энергия», 1979.

9. Федоров А.А., Старкова Л.Е. Учебное пособие для курсового и дипломного проектирования по электроснабжению промышленных

10. Чернобровов Н.В., Семенов В.А. Релейная защита энергетичесих систем: Учеб. Пособие для техникумов. - М.: Энергоатомиздат, 2001.

11. Чукреев Ю.Я.Основы Электроснабжения: Учебное пособие но дисциплине «Электроснабжение» / Ухта: УГТУ, 2001.

Размещено на Allbest.ru

...