Метод коэффициента максимума (упорядоченных диаграмм)
Это один из основных методов расчета электрических нагрузок, который сводится к определению максимальных (Рмах, Qмах,Sмах) расчетных нагрузок группы электроприемников.
Рмах =Км Рсм; Qмах= Км Qсм; Sмах=√ [(Рмах)2+ (Qмах)2],
где Рмах‒ максимальная активная нагрузка, кВт;
Qмах ‒ максимальная реактивная нагрузка, квар;
Sмах ‒ максимальная полная нагрузка, кВА;
Км ‒ коэффициент максимума активной нагрузки;
К'м‒ коэффициент максимума реактивной нагрузки;
Рсм ‒ средняя активная мощность за наиболее загруженную смену, кВт;
Рсм=Ки Рном; Qсм= Рсм tgφ,Рс
Ки‒ коэффициент использования электроприемников, определяется на основании опыта эксплуатации по табл. П.3.3
Рном‒ номинальная активная мощность, приведенная к длительному ≤режиму, без учета резервных электроприемников, кВт;
tgφ‒ коэффициент реактивной мощности;
Км= F (Ки,n,nэ) определяется по таблицам (графикам) (см. табл.П.3.4), а при отсутствии их может быть найден по формуле
Км=1+ 1,5/√ nэ [√(1-Ки.ср)/Ки.ср],
где nэ‒ эффективное число электроприемников
nэ=(∑Рномj)2/∑Р2 номj
Ки.ср ‒ средний коэффициент использования группы электроприемников
Ки.ср=Рсм∑/Рном∑,
где Рсм∑,Рном∑,‒ суммы активных мощностей за смену и номинальных в группе электроприемников, кВт.
nэ= F (Ки,.ср, n, Рном, m) может быть определено по упрощенным вариантам,
где n‒ фактическое число электроприемников в группе;
m‒ показатель силовой сборки в группе
m= Рном.наиб/Рном.наим,
где Рном.наиб,Рном.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 nэ≤ 10;
К'м= 1 при nэ> 10.
Эффективное (приведенное) число электроприемников 
следует определять:
− при числе приемников в группе до 5 по формуле
n
− 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
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.
и приведенное число приемников nэ, шт., по таблице П. 3.4 определяем коэффициент максимума 
. {например: при =0.5 и nэ =30, = 1,16}.
Определение полной расчетной мощности. Полная расчетная мощность Sрасч, кВ∙А, определяется по формуле:
.
Для удобства расчета составляется табл.5.2
| Наименование приемников | n, шт. | PHi, кВт | SPHi. кВт | n | 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 Wа S Wр
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 Wаi (кВт∙ч), Wрi (квар∙ ч)− активная и реактивная энергия.
Wаi = РрасчТ; Wрi= Qрасч 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, Sрасч. Т, будет равна
Sрасч. Т1 = Sрасч. Т2= Sрасч/ 2
где Sрасч. Т1, Sрасч. Т2 − расчетная мощность, приходящаяся на один трансформатор Т1(Т2) двухтрансформаторной подстанции, кВА;
Sрасч − расчетная мощность цеха, кВА.
Подбираем номинальную мощность трансформатора подстанции Sном. Т по условию
Sном. Т ≥ Sрасч. Т
где Sном.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 = Sрасч. Т/ Sном.Т,
гдеSрасч. Т − действительная нагрузка одного трансформатора, кВА;
Sном.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.
β = (Sрасч. Т/ Sном.Т)< βД = 0,93
В аварийных условиях в часы максимальной загрузки можно отключать потребители III категории и частично потребители II категории. Таким образом, нагрузка подстанции Sав будет включать в себя потребителей I и II категории т.е.
Sав.доп= Sкат 1,11
Sкат 1,11 − суммарная мощность потребителей 1 и 11 категории всей подстанции. кВА.
Аварийная допустимая нагрузка на трансформатор в аварийном режиме составляет
Sав.доп
Любой из выбранных вариантов трансформаторов должен соответствовать условию
Sав.доп ≥ Sкат 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
где З− суммарные приведенные затраты рассматриваемого варианта трансформаторов З1−1 вариант,З11− 11 вариант;
Е− суммарный коэффициент отчислений, Ен= 0,2;
К− единовременные капитальные вложения по рассматриваемому варианту по укрупненным показателям, руб;
Сэ− стоимость потерь электроэнергии, руб/год.
Стоимости потерь электроэнергии Сэ:
Сэ = b∙∆Wа.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.) ∆Wа.Т, кВт·ч, для трансформаторов по формуле
∆Wа.Т= 8760 n Рхх+ n Ркз
где n‒ число трансформаторов на подстанции;
Рхх‒ потери активной энергии холостого хода, кВт (П.3.7‒П.3.8);
Рк ‒ 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
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.
