Порядок расчета нагрузок методом коэффициента максимума

Метод коэффициента максимума (упорядоченных диаграмм)

Это один из основных методов расчета электрических нагрузок, который сводится к определению максимальных (Р_мах, Q_мах,S_мах) расчетных нагрузок группы электроприемников.

Р_мах =К_м Р_см; Q_мах= К_м Q_см; S_мах=√ [(Р_мах)₂+ (Q_мах)²],

где Р_мах‒ максимальная активная нагрузка, кВт;

Q_мах ‒ максимальная реактивная нагрузка, квар;

S_мах ‒ максимальная полная нагрузка, кВА;

К_м ‒ коэффициент максимума активной нагрузки;

К^'_м‒ коэффициент максимума реактивной нагрузки;

Р_см ‒ средняя активная мощность за наиболее загруженную смену, кВт;

Р_см=К_и Р_ном; Q_см= Р_см tgφ,Р_с

К_и‒ коэффициент использования электроприемников, определяется на основании опыта эксплуатации по табл. П.3.3

Р_ном‒ номинальная активная мощность, приведенная к длительному ≤режиму, без учета резервных электроприемников, кВт;

tgφ‒ коэффициент реактивной мощности;

К_м= F (К_и,n,n_э) определяется по таблицам (графикам) (см. табл.П.3.4), а при отсутствии их может быть найден по формуле

К_м=1+ 1,5/√ n_э [√(1-К_и.ср)/К_и.ср],

где n_э‒ эффективное число электроприемников

n_э=(∑Р_номj)²/∑Р² _номj

К_и.ср ‒ средний коэффициент использования группы электроприемников

К_и.ср=Р_см∑/Р_ном∑,

где Р_см∑,Р_ном∑,‒ суммы активных мощностей за смену и номинальных в группе электроприемников, кВт.

n_э= F (К_и,.ср, n, Р_ном, m) может быть определено по упрощенным вариантам,

где n‒ фактическое число электроприемников в группе;

m‒ показатель силовой сборки в группе

m= Р_{ном.наиб}/Р_{ном.наим},

где Р_{ном.наиб},Р_{ном.наим}‒ номинальные приведенные к длительному режиму мощности электроприемников наибольшего и наименьшего в группе, кВт.

В соответствии с практикой проектирования принимается К^'_м= 1,1 при n_э≤ 10;

К^'_м= 1 при n_э> 10.

 

Эффективное (приведенное) число электроприемников следует определять:

− при числе приемников в группе до 5 по формуле

n

_э=(∑ Р_ном)²/ ∑Р² _ном,

− при большом числе приемников рекомендуется пользоваться упрощенными способами вычисления

а) при m ≤ 3 и n ≥ 4, = n, {например: m =2.5 < 3 и n =30 > 4, = n =30, }

где n – фактическое число электроприемников.

б) при m > 3 и ≥ 0,2, по формуле

n

_э=2 Р_ном / Р _{ном.макс},

Если найденное по этой формуле окажется большим, чем фактическое, то следует принимать = n.

в) при m > 3 и < 0,2, по кривым, приведенным в справочниках.

Зная коэффициент использования и приведенное число приемников n_э, шт., по таблице П. 3.4 определяем коэффициент максимума . {например: при =0.5 и n_э =30, = 1,16}.

Определение полной расчетной мощности. Полная расчетная мощность S_расч, кВ∙А, определяется по формуле:

.

Для удобства расчета составляется табл.5.2

Наименование приемников

n, шт.

PHi, кВт

SPHi. кВт

n э

Расчетные коэффициенты

Расчетные мощности

Т, час

Wа, кВт∙ч

Wр квар∙ч

Ки

Км

К'м

соsj/ tgj

Рмах кВт

Qмах, квар

S Рр S Qр S W_а S W_р

 

Пример расчета. Расчет производится методом коэффициента спроса и установленной мощности. Результаты расчета приведены в табл. 5.3

Таблица 5.3

Расчет электрической нагрузки методом коэффициента спроса и установленной мощности

Потребители электроэнергии	ni, шт	Pн, кВт	Pуст, кВт	Расчетные коэффициенты	Расчетная нагрузка	Т, ч/г	Годовой расход
кс.тр	cosφ	tgφ	Рр, кВт	Qp, квар	Wa·106, кВт·ч	Wp·106, квар·ч
Электропотребители напряжением 6 кВ
двигатели				0,65	0,9	0,48				1,39	0,67
трансформаторы				0,64	0,7	1,02	256,0	371,2		1,15	1,17
двигатели				0,64	0,9*on	-0,48		-384		3,6	-1,73
Итого.		143,3		6,14	1,62
Электропотребители низкого напряжения
Насос				0,65	0,7	1,02	83,2	84,9		0,5	0,51
МТП-40/6/0,4		1,5		0,53	0,95	0,33	15,9	5,24		0,03	0,02
Итого по низковольтным	99,1	90,1		0,53	0,53
Всего па участку:		233,3		6,67	2,15

* Опережающий коэффициент мощности при использовании синхронных двигателей

 

5.3. Выбор мощности и числа трансформаторов

Расчетную полную нагрузку участка (цеха) определяют по выражению:

, кВА.

Если в цехе (участке) преобладает нагрузка от асинхронных двигателей, то полная расчетная мощность во многом зависит от мероприятий по компенсации реактивной мощности. Реактивная мощность и средневзвешенный коэффициент мощности носят индуктивный характер:

.

где W_аi (кВт∙ч), W_рi (квар∙ ч)₋ активная и реактивная энергия.

W_аi = Р_расчТ; W_рi= Q_расч Т,

где Т− годовое число часов работы(табл.П.3.5)

Если , необходимо предусмотреть компенсацию реактивной мощности. Расчетная мощность компенсирующего устройства определяется по формуле:

, ,

где – коэффициент реактивной мощности, соответствующий до проведения мероприятий по компенсации; – коэффициент реактивной мощности, соответствующий желаемому .

Полная расчетная мощность нагрузок после компенсации реактивной мощности:

, .

При использовании конденсаторных установок предусматривается возможность соединения конденсаторов по схеме звезда и треугольник – это позволяет изменять генерируемую реактивную мощность в три раза:

.

Количество однофазных или трехфазных конденсаторов:

, шт,

где – мощность одного конденсатора при номинальном напряжении, квар (табл. П.3.5-П.3.6);

– номинальное напряжение конденсатора.

Пример. Выбрать мощность трансформаторной подстанции по данным табл.5.3.

Определяем средневзвешенный коэффициент мощности

= 6,67∙10⁶/ √ [(6,67∙10⁶)²+ (2,15∙10⁶)²] = 0,85

Так как средневзвешенный коэффициент мощности меньше нормированного (0,92‒ 0,95) необходимо предусмотреть компенсацию реактивной мощности.

Расчетная мощность компенсирующего устройства

= 1480 (0,6 – 0,34) = 384 квар.

Полная расчетная мощность нагрузок после компенсации реактивной мощности:

=√[(1480)²+ (233,3 -384)²] =1484,4

Выбираем компенсирующую установку типа УКЛ(П)57-6,3(10,5)-450К мощностью 450 квар.

Выбираем трансформаторную подстанцию с КТП – 2500/ 35/6 кВ.

 

Выбор количества. Правильное определение числа и мощности цеховых трансформаторов возможно только путем технико-экономических расчетов. Выбор производится с учетом факторов: категории надежности электроснабжения потребителей; компенсации реактивных нагрузок на напряжение до 1кВ; перегрузочной способности трансформаторов в нормальном и аварийных режимах; шага стандартных мощностей. Цеховые трансформаторы имеют следующие номинальные мощности: 100, 160, 250, 400, 630, 1000, 1600, 2500 кВА.

Для потребителей I категории и II категории необходимо выбирать не менее двух трансформаторов. [ПУЭ-7]

Чтобы выбрать наиболее рациональный вариант электроснабжения, необходимо рассмотреть не менее двух вариантов числа и мощности трансформатора, сравнивая их по технико-экономическим показателям.

Выбор расчетной мощности трансформаторов производят по расчетной мощности для нормального и аварийного режимов исходя из рациональной их загрузки в нормальном режиме и с учетом минимально необходимого резервирования в послеаварийном режиме.

При выборе двух трансформаторов считают, что они будут загружены равномерно, т.е. расчётная мощность, приходящаяся на один трансформатор, S_{расч. Т}, будет равна

S_{расч. Т1} = S_{расч. Т2}= S_расч/ 2

,

где S_{расч. Т1}, S_{расч. Т2} − расчетная мощность, приходящаяся на один трансформатор Т1(Т2) двухтрансформаторной подстанции, кВА;

S_расч − расчетная мощность цеха, кВА.

Подбираем номинальную мощность трансформатора подстанции S_{ном. Т} по условию

S_{ном. Т} ≥ S_{расч. Т}

,

где S_ном.Т– номинальная мощность одного трансформатора двухтрансформаторной подстанции, .

На основании шкалы стандартных мощностей трансформаторов подбирают не менее двух вариантов номинальных мощностей трансформаторов. Технические данные трансформаторов приведены в табл.П.3.7‒П.3.8.

Номинальные мощности трансформаторов должны быть близкими к расчётной. Необходимо помнить, что наиболее экономично трансформатор работает при загрузке на 70-80%.

Коэффициент загрузки β или определяется по формуле

β = S_{расч. Т}/ S_ном.Т,

гдеS_{расч. Т} − действительная нагрузка одного трансформатора, кВА;

S_ном.Т – номинальная мощность одного трансформатора, кВА.

Техническое сравнение вариантов трансформаторов. Двухтрансформаторные подстанции применятся в том случае, если на данном производстве преобладают потребители первой и второй категории. При выборе для ТП двух трансформаторов, проверяют обеспеченность резервирования при аварийном отключении одного из работающих трансформаторов.

В аварийных условиях при аварии с одним из работающих трансформаторов, для оставшегося трансформатора допускается перегрузка 1,4 номинальной мощности в часы максимальной нагрузки, но не более шести часов в сутки на протяжении пяти суток. Причем допустимый коэффициент загрузки β_Д трансформатора до аварии должен быть не более 0,93т.е.

β = (S_{расч. Т}/ S_ном.Т)< β_Д = 0,93

В аварийных условиях в часы максимальной загрузки можно отключать потребители III категории и частично потребители II категории. Таким образом, нагрузка подстанции S_ав будет включать в себя потребителей I и II категории т.е.

S_ав.доп= S_{кат 1,11}

где S_ав.доп− аварийная нагрузка всей подстанции приходящаяся на оставшийся в работе трансформатор, кВА;

S_{кат 1,11} − суммарная мощность потребителей 1 и 11 категории всей подстанции. кВА.

Аварийная допустимая нагрузка на трансформатор в аварийном режиме составляет

S_ав.доп

=1,4 S_ном.Т,

Любой из выбранных вариантов трансформаторов должен соответствовать условию

S_ав.доп ≥ S_{кат 1,11}

_.

Экономическое сравнение вариантов трансформаторов. В качестве критерия сравнительной эффективности вариантов электроснабжения принят минимум годовых приведенных затрат. Суммарные приведенные затраты по каждому варианту трансформаторов можно определить как

, З=Е·К +С_э

где З− суммарные приведенные затраты рассматриваемого варианта трансформаторов З₁−1 вариант,З₁₁− 11 вариант;

Е− суммарный коэффициент отчислений, Е_н= 0,2;

К− единовременные капитальные вложения по рассматриваемому варианту по укрупненным показателям, руб;

С_э− стоимость потерь электроэнергии, руб/год.

Стоимости потерь электроэнергии С_э:

С_э = b∙∆W_а.Т,

где ‒ стоимость потерь активной электроэнергии, руб/кВт∙ч (табл.П.12.1):

Для определения стоимости потерь активной электроэнергии находят потери активной электроэнергии за год (8760 ч.) ∆W_а.Т, кВт·ч, для трансформаторов по формуле

∆W_а.Т= 8760 n Р_хх+ n Р_кз

β²τ,

 

где n‒ число трансформаторов на подстанции;

Р_хх‒ потери активной энергии холостого хода, кВт (П.3.7‒П.3.8);

Р_к ‒ потери активной мощности КЗ, кВт (П.3.7−П.3.8);

τ‒ время наибольших потерь, ч.

 

Время потерь ,ч, определяетсяпо формуле

,

где – время использования максимальной нагрузки, ч.

Окончательный выбор трансформаторов. Рассматривая техническое сравнение и приведенные затраты вариантов трансформаторов окончательно выбираем количество и мощность трансформаторов более дешевого варианта.

Если разница между приведенными затратами вариантов составляет до 10 %, то можно принять более дорогой и более надежный вариант.

Запись делают следующего содержания:

Окончательно принимаем I вариант подстанции типа КТП с двумя трансформаторами ТМЗ по условию

З₁ < З_II,

как вариант, имеющий меньшие приведенные затраты.

Окончательно принимаем II вариант подстанции типа КТП с двумя трансформаторами ТМЗ более дорогой но и более надежный т.к. разница между приведенными затратами вариантов составляет менее 10 %,

5.4 Выбор ГПП и цеховой трансформаторной подстанции

Выбор цеховой комплектной трансформаторной подстанции производится на основании расчета и выбора трансформатора произведенного в задании №3 и дополнительной нагрузки остальных электропотребителей предприятия.

Техническая характеристика комплектных трансформаторных подстанций приведена в П.3.7.

Для выбора трансформатора для ГПП используется метод расчета по установленной мощности и коэффициенту спроса (см. Практическое занятие 2).

После определения расчетной мощности и проверки условия компенсации реактивной мощности выбирается трансформатор. Технические данные трансформаторов для ГПП приведены в табл. П.3.8;

Аналогично выбирается и цеховая трансформаторная подстанция. Технические данные трансформаторных подстанций 10(6) кВ и входящие в них комплектующие приведены в табл. П.3.9‒П.3.10.