Электронагрузки на промышленных предприятиях

1) Классификация и характеристика промышленных электроприемников

По роду тока: переменного, постоянного, импульсного

По числу фаз: одно, двух (дуговые печи), трехфазные

По частоте переменного тока: 50 Гц и отличной от нее,

-400 Гц для питания переносного ручного инструмента

до 20 кГц для в/ч нагрева

-40 кГц для питания газоразр. ламп с целью устранения пульсации

до 100кГц для поверхностной закалки

до 20 МГц для диэлектр. Нагрева

По номинальному напряжению: по усл. электробезоп. до1000 и свыше

По потреблению реактивной мощности:

cosj >0.85 - высокий коэф.

.65< cosj < 0.85 - средний

.4< cosj < 0.65 - низкий

cosj < 0.4 - очень низкий

По пусковым токам и их длительности:

Двигатели с нормальным пуском

Двигатели с тяжелым пуском (большие токи и большая длит. пусков)

По степени симетрии:

симметричные трехфазные приемники

несимметричные (одно- или двухфазные)

По линейности:

Линейность - постоянство сопротивления эл. цепи за один период перем тока

Абсолютно линейные - лампы накаливания

Крайне не линейные - п/пр приборы (тиристоры, транзисторы)

По режиму работы:

Длительного

Кратковременного

Повторно-кратковременного

По подвижности:

Стационарные

нестационарные

По надежности электроснабжения:

I Электроприемники, перерыв в эл. снабж. которых может повлеч за собой опасность жизни людей, повреждение дорогостоящего оборудования, массовый брак продукции и нарушение сплошного технологического процесса. Питание от двух независ. ист.

Из состава первой выделяю особую группу эп бесперебойная работа которых необходима для безаварийной остановки пр-ва с целью предотвращения угрозы жизни людей, взрывов, пожаров и повреждения оборудования (дв-ли задвижек и запорной арматуры пневмо- и гидросистем, приводы компрессоров, вентиляторов и насосов, подъемных машин на подземных рудниках, авар. освещ.)

Питание от трех независ. ист. Перерыв в работе на время действия АВР

II ЭП, перерыв в электроснабжении которых приводит к массовому недоотпуску продукции, простою механизмов, транспорта.

Требуется двухстороннее питание. Перерыв в эл. снабж. доп на время рез. питания ручным либо автомат. Способом, но не более часа.

III ЭП не входящие в первую и вторую группу (жилой сектор)

Перерыв в эл. снабж. не более 1 суток. Допускается одностороннее питание.

Характеристика общепром. ЭП.

Силовые общепром. уст-ки (компр., вентиляторы., подъемно - трансп. устр-ва):Руст от долей кВт до десятков тысяч кВт;

cosfi=0,7-0,9; I, II кат; длит. реж. работы;

Освет. уст-ки: Руст до 2кВт; cosfi=0.6-1; II кат.; длит. реж. работы;

Эл. двигатели общепром. мех. (приводы разл. станков):Руст от0,1 до 10000 кВт; cosfi=0.6-0.9; I, III кат.; любой режим работы.

) Виды электрических нагрузок промышленных предприятий. Графики электрических нагрузок, способы их построения

Под электрической нагрузкой подразумевается мощность. В расчетах СЭС используются следующие значения нагрузок:

1)      средняя нагрузка за наиболее нагруженную смену для определения расчетной нагрузки и расхода э/э;

2)      расчетный получасовой максимум активной и реактивной мощности для выбора элементов СЭС: по нагреву, отклонению напряжения и экономическим соображениям;

)        пиковый ток - для оценки колебаний напряжения, выбора устройств защиты и их уставок.

ЭП- индивидуальное устройство, потребляющее э/э.

Первой исходной величиной в расчете нагрузок является Рном.

Рном связывают с паспортной опред. соотношения.

Рпасп=Рном, если двигатель рассчитан на длит. режим работы.

Продолжительность включения (ПВ) - соотношение времени работы двигателя и паузы.

ПВ=40-60%

Для Д.:

Для сварочного Т.:

Для Т. эл. печей:

Для группы однофазных ЭП, симметрично распределенных по фазам сети суммарная ном. мощность также определяется как алгебраическая сумма.

Средние и среднеквадратичные нагрузки.

Суммарная средняя нагрузка потребителя дает возможность оценить нижний предел возможных расчетных нагрузок.

В условиях эксплуатации ср. нагрузки рассматриваются за опр-й характерный интервал времени.

Рc=р c_,I

Среднеквадратичная нагрузка:

Qск - аналогично

Максимальные и расчетные нагрузки

По продолжительности различают два вида нагрузок:

) кратковременные (пиковые) (до 3-5 с), необходимые для оценки колебаний напряжения в сети, опр-я потерь напряжения, выбора устройств РЗ.

Под расчетной нагрузкой понимают такую длительную неизменную нагрузку элемента СЭС (Т., ЛЭП, реактора и т.п.), которая эквивалентна ожидаемой изменяющейся нагрузке по наиболее тяжелому тепловому воздействию: максимальной температуре нагрева проводника или тепловому износу его изоляции.

Методы построения графиков нагрузок

1)      точный

2)      приближенный

) мгновенную величину в течение какого-либо интервала времени (30 мин) можно заменить постоянной по интервалу площадей

) Показатели и коэффициенты графиков электрических нагрузок

Показатели: Рном, Рр, Рс, Рск

Допущение: при проектировании СЭС по характерным уже построенным графикам нагрузки максимальная нагрузка приравнивается к расчетной.

Среднеквадратичная мощность Рск характеризует неравномерность графика нагрузки. Чем больше пиков и провалов в графике нагрузки, тем больше разница между средней Рс и среднеквадратичной Рск мощностями.

Коэффициенты графиков электрических нагрузок

Коэффициенты необходмиы для расчета нагрузок не имея графиков

1)      Коэффициент использования Ки - представляет собой отношение средней активной мощности отдельного ЭП или группы к номинальной мощности

по активной мощности

по реактивной мощности

Ки характеризует режим работы ЭП в течение цикла

КиÎ(0; 1)

Ки³0,6 - длительный

Ки<0,2 - кратковременный

,2<Ки<0.6 - повторно-кратковременный

2)      Коэффициент включения Кв - это отношение продолжительности включения ЭП в рабочем цикле ко всей продолжительности цикла (смены)

tв - время включения

tц - время цикла

tв=tр+txx

tp - время работы под нагрузкой

txx - время ХХ

3)      Коэффициент загрузки - отношение фактически потребленной мощности Рс, в (за время включения в течение цикла) к его номинальной мощности Рном

Для одного и того же графика нагрузки коэффициент использования Ки всегда меньше коэффициента загрузки Кз Ки<Кз

4)      Коэффициент формы Кф - это отношение среднеквадратичной мощности ЭП к среднему значению за определенный период времени.

5)      Коэффициент максимума Км - это отношение расчетной мощности к средней нагрузке за определенный период времени (в частности за смену)

 Рр - расчетная мощность

Коэффициент максимума бывает только групповым

Коэф-т максимума определяется по специальным кривым

Nэ - эффективное число ЭП

Коэф-т максимума необходим для определения расчетной нагрузки

Рр=Км·Рс=Км·Рном·Ки

6)      Коэффициент спроса Кс - это отношение расчетной мощности к номинальной.

Коэф-т спроса относится только к групповым ЭП.

Значение Кс указываются в справочниках по электроснабжению для характерных потребителей и отдельных ЭП.

7)      Коэффициент заполнения графика нагрузки

8)      Коэффициент разновременности максимумов нагрузки - это отношение суммарного расчетного максимума мощности узла СЭС к сумме расчетных максимумов мощностей отдельных групп ЭП, входящих в данный узел.

РmS - суммарный max мощности узла СЭС

Рmi - max мощности отдельных потребителей, входящих в данный узел

КрмÎ(0; 1)

Крм=1 тогда, когда max всех потребителей данного узла СЭС происходят в одно время.

Для большинства пром. предприятий Крм=0,8¸0,9

) Методы определения расчетных электрических нагрузок

Современной теорией электроснабжения практикуется 6 методов определения расчетных нагрузок (4 основных и два вспомогательных)

Вспомогательные:

1.      Расчетная нагрузка приравнивается к средней

где wа, у - уд. расход активной энергии на ед. продукции

Мсм - объем выпуска продукции за смену

Тм, а, ц - продолжительность использования max акт. нагр. Цеха (определяется по справочным данным)

Рр, о, ц и Рр, о, з - расчетные общецеховые и общезаводские нагрузки, определенные по их графикам нагрузки.

n - количество технологических участков в цехе

m-количество цехов

2.      Расчетная нагрузка определяется по удельной мощности на единицу площади

Рр=р₀*F

Р₀ - уд. мощность на ед. производственной площади

F - площадь, где распространены ЭП

Основные:

1. По установленной мощности и коэфф. Спроса

Рр=Кс, а*Рном

Qр=Рр*tgj

Кс, а определяется по справочникам     

Для крупных узлов СЭС расч. нагр. опред. суммированием расч. нагр. отдельных групп потреб. питаемых от данного узла с учетом коэфф. разновременности максимума.

чем ближе к энергосистеме находится узел (чем выше уровень электроснабжения), тем Крм будет меньше.

3.      Определение Рр по Рсм и Кф

Когда известны Кф для разл. ЭП

Рр=Кф, а*Рсм

Qр=Кф, р*Qсм=Рр* tgj

Рсм можно определить:

А) Рсм=Ки*Рном;

Б)

В)

. Статистический способ

По этому методу расчетную нагрузку группы ЭП определяют двумя интегральными показателями: средней нагрузкой Рср, т и среднеквадратическим отклонением sт

Рр, т=Рт±b*sт

b - кратность меры рассеяния

Рт - сред. Мощность за период Т

Ф-ла справедлива для установившегося процесса и nэ³6-8

Если не учитывать тепловой износ изоляции, то для выбора токоведущих частей:

Рр, т=Рт+2,5*sт

Рр n-однотипных по режиму работы ЭП одинаковой мощностиопр-ся:

Рр, т=Ки, т*Рном*n+2,5*sо, т*Рном*

sо, т - относительное среднеквадрат. отклонение одного ЭП

Рр для группы разных по мощности ЭП:

Рр=(Ки, т+Ко, т)*Рном

4.      Метод упорядоченных диаграмм

По этому методу расчетную активную нагрузку ЭП на всех ступенях питающих и распределительных сетей (включая трансформаторы и преобразователи) определяют по средней мощности и коэффициенту максимума из выражения

Значение коэф. максимума зависит от коэффициента использования Ки, а данной группы приемников и эффективного числа ЭП nэф. Под эф. числом ЭП группы различных по номинальной мощности и режиму работы приемников одинаковой мощности, которое обуславливает ту же расчетную нагрузку, что и данная рассматриваемая группа

Коэф. Максимума можно определить по кривым, или таблице.

Расчетную реактивную нагрузку по этому методу принимают равной:

При nэф£10 Qр=1.1Qср, м;

При nэф>10 Qр=Qср, м;

) Метод упорядоченных диаграмм

По этому методу расчетную активную нагрузку ЭП на всех ступенях питающих и распределительных сетей (включая трансформаторы и преобразователи) определяют по средней мощности и коэффициенту максимума из выражения

Значение коэф. максимума зависит от коэффициента использования Ки, а данной группы приемников и эффективного числа ЭП nэф. Под эф. числом ЭП группы различных по номинальной мощности и режиму работы приемников одинаковой мощности, которое обуславливает ту же расчетную нагрузку, что и данная рассматриваемая группа

Коэф. Максимума можно определить по кривым, или таблице.

Расчетную реактивную нагрузку по этому методу принимают равной:

При nэф£10 Qр=1.1Qср, м;

При nэф>10 Qр=Qср, м;

При нахождении электрических нагрузок в сетях напряжением до 1 кВ (силовые шкафы, магистрали, шино-проводы,) рекомендовался следующий порядок расчета:

по расчетному узлу суммируются число силовых электроприемников и их номинальные мощности (отдельно работающих электроприемников и резервных);

суммируются средние активные и реактивные нагрузки рабочих электроприемников;

находится групповой коэффициент использования данного расчетного узла и его средневзвешенный коэффициент мощности;

рассчитывается эффективное число электроприемников узла;

по справочным кривым или табличным значениям определяются коэффициенты максимума и максимальная силовая нагрузка расчетного узла;

при наличии в данном расчетном узле электроприемников с практически постоянным графиком нагрузки устанавливается суммарная номинальная мощность и средняя нагрузка этих электроприемников;

расчетная силовая нагрузка по узлу в целом находится суммированием максимальных нагрузок электроприемников с переменным графиком и средних нагрузок электроприемников с практически постоянным графиком;

определяется расчетный ток линии.

Средние и максимальные нагрузки на стороне напряжением до 1 кВ трансформатора в целом рассчитываются аналогично с добавлением осветительных нагрузок и мощности статических конденсаторов.

Электрические нагрузки отдельных узлов системы электроснабжения в сетях выше 1 кВ рекомендуется определять аналогично:

суммируются номинальные мощности всех установленных силовых электроприемников до и выше 1 кВ, питаемых данными РП, ГПП, их средние нагрузки и Км;

выбирается номинальная мощность наибольшего электроприемника;

определяется эффективное число электроприемников п_Э, Км, cos ф, Рм, Q_М;

записываются ниже данных по другим приемникам данные о электроприемниках выше 1 кВ с практически постоянным графиком нагрузки;

суммируются отдельно осветительные нагрузки и реактивные потери в силовых трансформаторах;

подводятся общие итоги средних и максимальных силовых нагрузок, осветительных нагрузок и потерь в трансформаторах.

) Картограмма электрических нагрузок. Выбор местоположения ГПП (ГРП) и цеховых трансформаторных п/ст.

Картограмма нагрузок - план, на котором изображена картина средней интенсивности распределения нагрузок потребителей э/э промышленного предприятия. Картограмму нагрузок строят в основном на ген. плане завода.

Нагрузка каждого цеха выполняется с помощью кругов, центры которых совпадают с геометрическими центрами этих цехов.

SрºSкруга Sр - расч. нагр. Цеха

m - масштаб(экспериментально) подбирается из условий: круги не должны быть мелкими и пересекаться

Если в цехе установлена низковольтная и высоковольтная нагрузка, то круги двойные.

Величина осветительной нагрузки каждого цеха обозначается в виде сектора, угол которого пропорционален доле осветительной нагрузки от общесиловой.

Sр - общесиловая нагрузка

ЦЭН (x₀, y₀) - символический центр потребления э/э пром. gредпр.

В ЦЭН располагается ГПП, если невозможно разместить в этой точке, то п/ст смещается до ближайшего удобного места в сторону внешнего источника питания. При размещении ГПП следует учитывать, что с каждой стороны по периметру должны быть пространство шириной не менее 5 м (возможность подъезда).

ГРП размещается со стороны ИП с ЦЭН возле самого мощного цеха

ТП должны располагаться ближе к центрам нагрузок каждого цеха.

Но в реальности её размещают ближе к краю цеха.

Цеховые ТП располагают: пристроенные к цеху, встроенные, отдельностоящие.

) Электробаланс пром. предприятий и определение потерь э/э

Электробаланс состоит из приходной и расходной части перетоков э/э. В приходную часть баланса включается э/э, полученная от энергосистемы, энергия выработанная собственными источниками э/э на предприятиях + реакт. энергия, выработанная СК, БСК, СД.

Wэс+Wтэц+Wр

Расходная часть: э/э, потребляемая нагрузкой + потери при передаче и при преобразовании э/э.

Wн+ΔW

Уравнение электробаланса:

Wэс+Wтэц+Wр= Wн+ΔW

Приходную часть составляют для предприятия в целом, по отдельным цехам и крупным агрегатам.

Расходная часть разделена на статьи:

А) прямые затраты э/э на основной технологический процесс;

Б) косвенные затраты э/э на основной технологический процесс вследствие его несовершенства или нарушения технолог-х норм;

В) затраты э/э на вспомогательные нужды пр-ва (вентиляция, освещение, цеховой и заводской эл. транспорт);

Г) потери э/э в элементах СЭС;

Д) отпуск э/э посторонним потребителям (близлежащие жилые массивы, учреждения соц.-куль. быта)

В электробалансе могут отсутствовать пункты Б, Д.

Задачи составления электробаланса:

) выявление и нахождение расходов э/э по статьям с Б по Д с тем, чтобы выделить расход э/э на основную продукцию;

) определение действительного удельного расхода э/э на единицу выпускаемой продукции;

) выявление возможности сокращения непроизводительных расходов статей с Б по Д и уменьшение расхода э/э на выпуск основной продукции.

Определение потерь э/э

1) По разности показаний ΔW=W1-W2

) Iск=Кф*Ic

Δwa=3*К²_ф*I²_c*R_э*Т_р

I²c - ср. значение тока головного участка сети

I²л, ном - ном. ток головного участка сети (пропускная способность)

Сумма ном. акт. пот. всех уч-ков данной сети сорп-е которых при 20˚С:

Сумма ном. акт. пот. всех уч-ков данной сети с учетом повышения Rу за счет прохождения по данному участку ном. тока:

Эквивалентное сопротивление линии с рассредоточенной нагрузкой:

n - кол-во ответвлений от данной линии

Потери мощности и энергии в Т:

ΔWа=ΔP`х*То+ ΔP`к*К²з*Тм

Потери э/э в двигателях.

ΔWа=3*I²ск*Rэ*Тр

Складывается из потерь в металле обмоток + потери в стали + мех. Потери

для ДПТ вместо Rэ ставят сопротивление якоря (r₀)

для СД: сопр-е статора (r₁)

для АД: сопре-е (r₁+r₂)

Для АД с фазным ротором

ΔWa, стали=(Рх-3I₁²х*r₁)*Тр

Рх - мощность ХХ при разомкнутом роторе

I₁х - ток статора при разомкнутом роторе

Для ДПТ

ΔWмех+ ΔWa, стали=(Рх-3I₁²х*r₁)*Тр

) Показатели качества э/э и требования ГОСТа к ним

электроприемник промышленный нагрузка картограмма

ГОСТ 13109-67

ГОСТ 13109-97

В ГОСТ предусмотрены показатели качества к трем группам напряжения: ~ трехфазной системы, ~ однофазного тока, постоянный ток.

Показатели:

Δf ΔU Кнсм

Отклонение напряжения

Размах колебаний напряжения

Несинусоидальные режимы напряжения

U(ωt)=U₀+Σ(a_v*cos(vωt)+ b_v*sin(vωt))

a_v, b_v - амплитудные значения гармоник

v - номер гармоники v=[1;∞] v=1 => f=50 Гц

Uv - ампл. значение напряжения в этой гармонике

По ГОСТу Кнс≤5%

Несимметрия напряжений.

Гл. причина несимметрии в распред. сетях - неравномерное распределение нагрузки по фазам

Z1=Z2=Z3 - сим. режим, если равенство нарушено то получ. Несимметрия

Продольная несимметрия вызывается неодинаковыми линейными параметрами элементов СЭС (проводов, жил, обмоток Т).

По ГОСТу не более 2%

К₀ - коэфф. неуравновешенности (коэфф. «0»)

) Влияние качества напряжения на работу ЭП

Влияние отклонения напряжения

Ф - световой поток

Р - мощность лампы

Н-светоотдача

Т - срок службы

∆U=±10%

«Опрокидывание двигателя» - самопроизвольная остановка Д, работавшего до этого в каком либо режиме

Мвр>Мсо - устойчивая работа Д.

Увеличение потребления реакт. мощности при уменьшении напр-я на зажимах Д. (падает cosj)

Qхх >> Рхх, следовательно активная мощность убывает быстрее, чем реактивная.

Влияние несинусоидальности на работу ЭП.

Основное влияние высших гармоник проявляется во вращающихся машинахи Т. в виде перегрева от появления в магнитопроводах вихревых токов.

) Схемы цеховых электросетей до 1000 В. Требования, предъявляемые к цеховым сетям

Схемы эл. снабж. должны отвечать требованиям:

) обеспечение заданного уровня надежности электроснабжения в зависимости от категории потребителей;

) схема должна иметь оптимальные технико-экономические показатели (потери напряжения и мощности, по расходу цв. металла, кап. затраты т т. п.)

) цеховая сеть должна быть удобной в эксплуатации и обслуживании

) схема должна допускать возможность скоростного монтажа оборудования и автоматизацию

Виды схем:

А) радиальная

Б) магистральная

В) комбинированная

А) подразумевает подсоединение каждого ЭП отдельным кабелем или проводом к отдельному ИП.

Эти схемы применяются в тех цехах, где ЭП размещены в один или несколько рядов, относятся к одной категории надежности, не слишком различаются по ном. мощностям.

«+»: 1) меньшие, чем для радиальной затр. на сооружение и эксплуатацию;

) небольшие потери напряжения и мощности;

) позволяет применять модульные системы шинопроводов, что обеспечивает скоростной монтаж и удобство в эксплуатации.

«-»: 1) пониженная надежность (при аварии на магистральной линии отключается весь цех), магистр. схемы прим. только для потребителей 2 и 3 категории.

2) большие токи КЗ

В) Комбинированные схемы применяются в реальности.

Для цехов с преобладанием потребителей I и II категории предусматриваются резервные перемычки между соседними п/ст или ТП.

Пропускная способность линии должна быть рассчитана на 30-40% от ном. мощности силового трансформатора резервируемой п/ст.

В нормальном режиме перемычка не работает.

) Конструктивное исполнение цеховых сетей. Марки проводов и кабелей. Шинопроводы

Цеховые сети могут быть выполнены двумя видами проводников:

1)      изолированные провода и кабели

2)      шинопроводы и троллейные линии (неизол.)

Цеховые сети выполняются в основном с глухо-заземленной нейтралью

Шинопроводы получили широкое применение

Сечение нулевой шины составляет 1/4; 1/2; 3/4, либо такое же сечение как основная шина

/2; 1/4 исп. для ШМА

Шинопроводы закрепляются на стенах, конструкциях производственных цехов и сооружения на васоте 2,5, но не более 3,5-4 м.

Питание нестационарных (передвижных) ЭП осуществляется с помощью либо троллейных линий, либо с помощью гибких кабелей.

Провода и кабели

Провода в сетях до 1000 В могут быть с резиновой изоляцией (в настоящее время почти не выпускаются для стационарных проводок) и пластмассовой

ААБ - алюм. жила, алюм. оболочка, бронированный (стальная лента поверх обол.) «Г» - отсутствие защитного покрова

АСБ - свинцовая оболочка

АШВ - шланговое исполнение оболочки

АВРГ В-поливинилхлоридная изоляция

Четырехжильные кабели выполняются до 240 мм²

Обозначение кабеля

ААБ - (3*185+1*150)

-10 кВ не более 6 кабелей в траншее

*ААБ - (3*185+1*150) - двухцепная линия

Сечение нулевой жилы в силовых кабелях должно быть не менее половины сечения фазной.

) Выбор напряжения и рода тока в цеховых сетях. Особенности применения напряжения 660 В в сетях промышленных предприятий

На пром. предприятиях на выбор рода тока влияет только тип электропривода.

Причины преобладающего применения перем. тока при распределении э/э:

1)      источники. Практически все типы эл. ст. вырабатывают ~ ток.

2)      Большинство технологических операций, использующих электропривода не требуют широкого регулирования скорости вращения.

)        Производств, которые работают на пост. токе относительно немного.

Напряжение силовых установок

380/220 В

В (применяется в горной прмышленности и тех областях, где сосредоточены мощные ЭП)

Напряжение ЭП пост. тока.

220,440 В.

Напряжение компенсирующих устройств

380 В

Низковольтные батареи трехфазного исполнения

*Qку٨=QкуΔ

Напряжение осветительных установок

220 В

В

Для стац. осветительных приборов:

В

В

Напряжение 660В применяется в горной промышленности, для питания мощных ЭП

Преимущества 660В по сравнению с 380 В:

1.      Большая пропускная способность (по току) при тех же мощностях;

2.      Двигатели, расч. на 660В при тех же габаритах имеют большую мощность;

. Цеховые п/ст при U=660 В могут запитать большее количество ЭП

Недостатки 660В:

1.      Повышенная опасность поражения эл. током;

2.      Необходимость раздельного питания силовых и осветительных сетей.