ESP_dlya_FMA

температуре; - температурный коэффициент сопротивления материала проводника; - перегрев проводника по отношению к нормированной температуре tнорм0 , для которой задано R0 ; C - теплоемкость проводника; A –

коэффициент теплопередачи проводника в окружающую среду, учитывающий все виды теплопередачи: контактный, конвекция, излучение.

t0	t0	,	(1.4)
пров.факт	норм

где tпров0 .факт - фактическая температура проводника.

- перегрев изоляции проводника по отношению к температуре окружающей

среды tос0 .

t0	t0	,	(1.5)
изол	ос

где tизол0 - температура изоляции проводника.

1.3. Расчетная электрическая нагрузка Уравнение (1.3) может быть использовано для описания процессов

нагрева любых проводников: кабель, провод, проводники обмоток трансформаторов и электродвигателей. Главной целью при этом, является оценка максимального перегрева изоляции проводника. В связи с этим,

существует понятие расчетной электрической нагрузки.

Расчетной электрической нагрузкой называется неизменная во времени мощность (или ток) которая вызывает такой же максимальный перегрев изоляции проводника как и фактическая, изменяющаяся по заданному графику мощность нагрузки. Следовательно, расчетная нагрузка представляет собой мощность эквивалентную фактической мощности по наиболее тяжелому тепловому воздействию на изоляцию проводника. Для определения расчетной мощности нагрузки существуют несколько методов, в том числе метод упорядоченных диаграмм (метод коэффициента максимума нагрузки).

Этот метод является основным для цеховых электрических сетей напряжением

0,38 кВ и межцеховых сетей среднего напряжения 10 кВ. Расчет нагрузки

методом упорядоченных диаграмм производится в следующем порядке:Составляется список ЭП, входящих в состав расчетной группы.

								Таблица 1.1
№		n –	Pн.пасп	,		ПВ,	Cos н		kи ,
ЭП	Наименование ЭП	количество
			кВт			%			о.е.
п/п		ЭП, шт
1
2
	Количество одинаковых ЭП определяется по плану цеха. Номинальная
паспортная мощность каждого ЭП Pн.пасп ,				ПВ,		Cos н	и kи принимаются в
соответствии с исходными данными и справочной информацией.

Мощности ЭП с продолжительностью включения отличающейся от 100%

пересчитываются по формуле

P P		ПВ%		,	(1.6)
н н.пасп	100%

Вне зависимости от вида подключения однофазная нагрузка должна быть приведена к эквивалентной трехфазной. При этом существуют три варианта подключения однофазной нагрузки и соответствующие им варианты определения эквивалентной трехфазной номинальной мощности:

1) один однофазный ЭП, включен на линейное напряжение

Pн 3Pнл ,

(1.7)

где Pнл - номинальная мощность однофазного ЭП, включенного на линейное напряжение.

2) один однофазный ЭП, включен на фазное напряжение

Pн 3Pнф ,	(1.8)
где Pнф - номинальная мощность однофазного ЭП,	включенного на фазное

напряжение.

3) три однофазных ЭП с разной номинальной мощностью, включены на линейные напряжения. Мощность каждой из фаз определяется по формулам

P		PнАВ PнАС	; P		PнАВ PнВС	; P			PнАВ PнВС	,	(1.9)
нА	2		нВ	2			нС	2
где PнА , PнВ , PнС - эквивалентные номинальные мощности нагрузки фаз;
PнАВ , PнАС , PнВC - номинальные мощности однофазных ЭП включенных на
соответствующие линейные напряжения.
	Эквивалентная номинальная трехфазная мощность определяется
P 3Pмакс ,											(1.10)
н		нф

где Pнфмакс - номинальная мощность наиболее загруженной фазы. Ее значение принимается равным наибольшему из фазных 1.18.

4) три однофазных ЭП с разной номинальной мощностью включены на фазные напряжения. В этом случае определяется ЭП с наибольшей мощностью Pнфмакс , а Pн определяется с помощью 1.19.

5) большое количество однофазных ЭП с разными видами подключения и разной номинальной мощностью. В этом случае все ЭП равномерно распределяются по фазам и, после этого, расчет нагрузки выполняется с помощью специальной методики [1].

Все ЭП разделяются на две подгруппы в зависимости от их режимов работы:

- ЭП с изменяющимся режимом работы (группа ЭП с ИРР);

- ЭП с продолжительным режимом работы (группа ЭП с ПРР).

Для группы с ИРР рассчитываются:

- суммарная средняя активная мощность за наиболее загруженную смену

n1	n1
Pсм1 Pсмi Pнi kиi ,		(1.11)
1	1

где n1 - количество ЭП в составе группы с ИРР; Pсмi - средняя активная мощность нагрузки i-того ЭП за наиболее загруженную смену; Pнi -

номинальная активная мощность нагрузки i-того ЭП приведенная к ПВ=100%; kиi - индивидуальный коэффициент использования для i-того ЭП.

- суммарная средняя реактивная мощность за наиболее загруженную смену

n1	n1	n1
Qсм1 Qсмi (Pсмi tg нi ) (Pнi kиi tg нi ) ,			(1.12)
1	1	1

где tg нi - номинальный коэффициент мощности i-того ЭП.

- коэффициент использования для группы ЭП с ИРР

Kи Pсм1 ,

Pуст1

где Pуст1 - установленная мощность группы ЭП с ИРР. - эффективное количество ЭП

	n1
	( Pнi )2
nэ	1	,
	n1
	Pн2i
	1

(1.13)

(1.14)

Эффективным количеством ЭП ( nэ ) называют количество равных по мощности и режиму работы условных ЭП, которые создают такой же

получасовый максимум нагрузки, как и фактическая расчетная группа ЭП с

разными номинальными мощностями и режимами работы. Полученное в результате расчетов по формуле 1.22 значение nэ необходимо округлить до его

ближайшего большего значения. В	тех случаях, когда	расчетное
nэ оказывается большим, чем n1 следует принять nэ n1.
- коэффициент максимума нагрузки	Kм . Он определяется с	помощью
таблицы 1.2 или кривых в зависимости от nэ и Kи .
	Таблица 1.2
Значения коэффициента максимума ( Kм )

nэ					Kи
	0,1	0,15	0,2	0,3	0,4		0,5	0,6	0,7	0,8	0,9

4	3,43	3,11	2,64	2,14	1,87	1,65	1,46	1,29	1,14	1,05
5	3,23	2,87	2,42	2	1,76	1,57	1,41	1,26	1,12	1,04
6	3,04	2,64	2,24	1,88	1,65	1,51	1,37	1,23	1,11	1,04
7	2,88	2,48	2,1	1,8	1,58	1,45	1,33	1,21	1,09	1,04
8	2,72	2,31	1,99	1,72	1,52	1,4	1,3	1,2	1,08	1,04
9	2,56	2,2	1,9	1,65	1,47	1,37	1,28	1,18	1,08	1,03
10	2,42	2,1	1,84	1,6	1,43	1,34	1,26	1,16	1,07	1,03
12	2,24	1,96	1,75	1,52	1,36	1,28	1,23	1,15	1,07	1,03
14	2,1	1,85	1,67	1,45	1,32	1,25	1,2	1,13	1,07	1,03
16	1,99	1,77	1,61	1,41	1,28	1,23	1,18	1,12	1,07	1,03
18	1,91	1,7	1,55	1,37	1,26	1,21	1,16	1,11	1,06	1,03
20	1,84	1,65	1,5	1,34	1,24	1,2	1,15	1,11	1,06	1,03
25	1,71	1,55	1,4	1,28	1,21	1,17	1,14	1,1	1,06	1,03
30	1,62	1,45	1,34	1,24	1,19	1,16	1,13	1,1	1,05	1,03
35	1,56	1,41	1,3	1,21	1,17	1,15	1,12	1,09	1,05	1,02
40	1,5	1,37	1,27	1,19	1,15	1,13	1,12	1,09	1,05	1,02
45	1,45	1,33	1,25	1,17	1,14	1,12	1,11	1,08	1,04	1,02
50	1,4	1,3	1,23	1,16	1,14	1,11	1,1	1,08	1,04	1,02
60	1,32	1,25	1,19	1,14	1,12	1,11	1,09	1,07	1,03	1,02
70	1,27	1.22	1,17	1,12	1,1	1,1	1,09	1,06	1,03	1,02
80	1,25	1,2	1,15	1,11	1.1	1,1	1,08	1,06	1,03	1,02
90	1,23	1,18	1,13	1,1	1,09	1,09	1,08	1,05	1,02	1,02

- расчетная активная мощность нагрузки для группы с ИРР

Pр1 Kм Pсм1 ,							(1.15)
- расчетная реактивная мощность нагрузки для группы с ИРР
Qр1 1,1 Qсм1					при nэ 10 и Qр1 Qсм1		при nэ 10 .
- расчетная полная мощность нагрузки для группы с ИРР
S	р1		P2	+Q2		,	(1.16)
			р1	р1
	Для группы с ПРР рассчитываются:
- расчетная активная мощность нагрузки для группы с ПРР
				n2		n2
Pр2 Pсм2				Pсмi Pнi kиi ,			(1.17)
				1		1

где n2 - количество ЭП в составе группы с ПРР.

Общее количество ЭП в составе всей расчетной группы n n1 n2 . - расчетная реактивная мощность нагрузки для группы с ПРР

n2

Qр2 Qсм2

(Pсмi tg нi ) ,

(1.18)

1

- расчетная полная мощность нагрузки для группы с ПРР

S

р2

P2

+Q2

,

(1.19)

р2

р2

Для всей расчетной группы ЭП с ИРР и ПРР определяется расчетная полная

мощность нагрузки

Sр Sр1 Sр2 ,

(1.20)

Вычисляется расчетный ток нагрузки

Iр

Sр

Sр

,

(1.21)

Uф

3

Uл

3

где Uл,Uф - линейное и фазное напряжения.

Расчет нагрузки производится с помощью таблицы

Таблица 1.3

Таблица расчета электрических нагрузок

Название

n

Ру,

Qу,

Ки

tg

Рсм,

Qсм,

nэ

КМ

Рр,

Qр,

Sр,

ЭП

кВт

квар

кВт

квар

кВт

квар

кВА

шт

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

Группа с

ИРР

Группа с

ПРР

Всего по

цеху

При выполнении расчетов таблицу расчета нагрузок рекомендуется

разместить на альбомном листе и заполнять в следующем порядке по номерам

столбцов:

1.Названия ЭП (станки и пр.) и их групп (шкафы силовые, шинопроводы

ит. д.).

2.Количество указанных в п.1 ЭП.

3.Установленная активная мощность указанных в п.1 ЭП.

4.Установленная реактивная мощность указанных в п.1 ЭП.

5.Индивидуальные коэффициенты использования kи (для отдельных ЭП) и групповые коэффициенты использования Kи (для групп ЭП).

6.Коэффициент мощности.

7.Pсм1 (формула 1.11) и Pсм2 (формула 1.17).

8.Qсм1 (формула 1.12) и Qсм2 (формула 1.18).

9.nэ определяется с помощью 1.14 только для группы с ИРР в итоговой

строке.

10.Kм определяется с помощью Таблицы №1.2 только для группы с ИРР в итоговой строке.

11.Расчетная мощность Pр определяется отдельно для групп с ИРР Pр1

(1.15) и ПРР Pр2 (1.17), записывается только в итоговой строке.

12.Расчетная мощность Qр определяется отдельно для групп с ИРР Qр1

и ПРР Qр2 (1.18), записывается только в итоговой строке.

13.Расчетная мощность S р определяется отдельно для групп с ИРР S р1

(1.16) и ПРР S р2 (1.19), которые записываются в итоговых строках соответствующих групп. Расчетная мощность нагрузки цеха определяется с помощью (1.20) и записывается в итоговой строке.

2. СИЛОВОЕ ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЕ ПОДСТАНЦИЙ И ЦЕХОВЫХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ

2.1. Силовые трансформаторы и выбор их номинальной мощности Силовой трансформатор представляет собой индуктивный

преобразователь, с помощью которого переменный ток одного напряжения преобразуется в переменный ток другого напряжения. В зависимости от назначения трансформаторы изготавливаются с двумя и более обмотками.

Наиболее часто в системах электроснабжения применяются двухобмоточные понижающие трансформаторы. Для систем электроснабжения с относительно большой установленной мощностью потребителя применяются трансформаторы с расщепленной вторичной обмоткой. Основным преимуществом этих трансформаторов является ограничение токов короткого замыкания. Трансформаторы с двумя и более обмотками имеют специальное назначение.

Рис. 2.1. Условное графическое обозначение силового трансформатора.

К основным техническим характеристикам силовых трансформаторов относятся:

Номинальная полная мощность Sнт кВА.

Номинальное напряжение первичной и вторичной обмоток Uн1 и Uн2 кВ.

Потери мощности при холостом ходе Pхх кВт.

Потери мощности при коротком замыкании Pкз кВт.

Схема и группа соединения обмоток трансформатора. Первичная обмотка может быть соединена по схеме «звезда» или «треугольник» в зависимости от конкретных условий в системе электроснабжения. При наличии изолированной нейтрали в питающей сети, чаще всего, используется соединение в

«треугольник». Вторичная обмотка соединяется в «звезду» с выводом нейтрали

для подключения однофазных ЭП. Группа соединения представляет собой

кратное 30о угловое смещение вектора напряжения вторичной обмотки по отношению к вектору напряжения первичной.

Нагрузочная способность трансформатора. Различают два вида допустимой перегрузки: систематическая и послеаварийная. Систематическая перегрузка для трансформатора допускается в течение всего периода его эксплуатации.

При выборе мощности трансформатора с учетом допустимой его систематической перегрузки учитывается повышенный износ изоляции при

максимальных нагрузках и недоиспользование ее ресурса в периоды

минимальной нагрузки. Расчетный срок службы трансформатора остается неизменным. Допустимая послеаварийная перегрузка допускается одновременно с систематической, но величина и интервал времени этой перегрузки ограничены. Оба вида перегрузки регламентированы ГОСТ 1420985.

Выбор номинальной мощности трансформаторов производится по упрощенной методике или в соответствии с требованиями вышеуказанного стандарта. Использование стандарта целесообразно только в том случае, если исходный ГЭН имеет существенную неравномерность во времени ( Kф

значительно превышает 1,0). Упрощенный выбор предполагает возможность допустимой перегрузки равной 40% и номинальная мощность трансформатора определяется с помощью выражения

	Sнт	Sр	,	(2.1)
		n 1,4

где Sр - расчетная мощность нагрузки; n – количество предполагаемых к установке трансформаторов.

После расчета необходимо привести полученное значение Sнт к

ближайшему большему по стандартной шкале номинальных мощностей трансформаторов.

Выбор мощности трансформаторов с учетом требований ГОСТ 14209-85

предполагает выполнение нескольких последовательных действий:

Строится исходный суточный ГЭН полной мощности. Максимум мощности на этом ГЭН равен Sр .

Исходный суточный ГЭН преобразуется в двухступенчатый ГЭН,

который эквивалентен исходному по величине потерь электроэнергии в трансформаторе. Для этого, на исходном графике нагрузки (рис.) проводится линия, соответствующая мощности равной 0,7 Sр .

K		2
Kmax
K2
K2	1
K=1		А			Б
K1
S	S	S	S	Sр	S
1	1	1	2		n
t1	t2				tn
		h1	h2	hр
			h
			h
		т

S

Smax

S2

S2

Sном.т

S1

Рис. 2.2. Преобразование исходного графика нагрузки трансформатора в эквивалентный двухступенчатый прямоугольный.

1 – исходный график нагрузки,

2 – эквивалентный двухступенчатый график нагрузки

В точках А и Б пересечения номинальной линии с кривой исходного графика нагрузки на нем выделяется интервал времени перегрузки продолжительностью h`.

Для части исходного графика за пределами h` (справа и слева) с учетом значений мощностей Si и их продолжительностей ti определяется

коэффициент начальной нагрузки K1` эквивалентного графика