Kуi - коэффициент участия в максимуме электрических нагрузок общественных зданий и (или) жилых домов. Расчетные электрические нагрузки общественных зданий принимаются по проектам электрооборудования этих зданий или по укрупненным удельным расчетным нагрузкам по формулам (1.16), (1.18)
Определение электрических нагрузок от осветительных установок
Установленная мощность осветительной нагрузки общественных зданий и предприятий определяется на основании светотехнических расчетов и представляет собой сумму мощностей всех ламп данной установки. Установленная мощность всегда бывает больше расчетной максимальной, т.е. действительно затрачиваемой, так как в зависимости от характера производства и наличия помещений часть ламп по разным причинам обычно не включена. Поэтому для получения расчетной максимальной мощности вводят поправочный коэффициент спроса (Кс).
Для осветительных установок с лампами накаливания расчетная максимальная мощность (кВт)
Рр = Кс ∑ Рном
где Кс - коэффициент спроса; ∑Рном – суммарная установленная номинальная мощность всех подключенных ламп, кВт.
В установках с газоразрядными лампами расчетная максимальная мощность включает потери мощности в пускорегулирующей аппаратуре (ПРА). Расчетная мощность определяется из выражений:
для люминесцентных ламп
Рр = 1,2 Кс ∑ Рном;
для ртутных ламп ДРЛ, ДРИ, натриевых ламп ДНаТ
Рр = 1,1 Кс ∑ Рном;
Коэффициенты спроса для расчета нагрузок осветительных сетей приводятся в справочных таблицах.
Расчетная нагрузка от трансформаторов пониженного напряжения 12-42 В складывается из мощности светильников, установленных стационарно на станках, верстаках для общего и местного освещения, и нагрузки переносного освещения с коэффициентом спроса 0,5 -1,0 принимаемым в зависимости от степени использовании переносного освещения.
Для выбора сечений проводов и кабелей из условий допустимого нагрева необходимо определить расчетные максимальные токовые нагрузки линий, которые определяются по формулам:
для однофазной (двухпроводной 1ф + 0) сети
Iр = Рр / (Uф cosφ);
для двухфазной (трехпроводной 2ф + 0) сети
Iр = Рр /(2Uф cosφ);
для трехфазной (четырехпроводной 3ф + 0) сети
Iр = Рр / (√3Uном cosφ).
Для сетей, питающих люминесцентные лампы, коэффициент мощности cosφ следует принимать: 0,95 – для светильников с компенсированными ПРА; 0,5 – для светильников с некомпенсированными ПРА; 0,57 - для ламп ДРЛ; 1,0 - для ламп накаливания.
По расчетным токовым нагрузкам ( по таблицам допустимых токовых нагрузок на провода и кабели) в зависимости от способа прокладки определяют их сечения.
Определение электрических нагрузок от однофазных электроприемников
К однофазным электроприемникам относятся сварочные трансформаторы, некоторые типы нагревательных печей, электроплиты, утюги, переносной электроинструмент.
От трехфазной сети могут питаться либо только стационарные и передвижные трехфазные или однофазные электроприемники, либо одновременно трехфазные и однофазные электроприемники.
При определении расчетной мощности на питающей трехфазной линии от однофазных электроприемников необходимо учитывать следующее: а) если однофазные электроприемники включены на фазное или междуфазное напряжение и равномерно распределены по фазам или их суммарная мощность, оставшаяся не распределенной равномерно по фазам, не превышает 15% от общей мощности трехфазных и однофазных электроприемников, подключенных к данной линии, то однофазные электроприемники учитываются как трехфазные той же суммарной мощности; б) если неравномерность распределения нагрузок по фазам превышает 15% , то условная расчетная трехфазная мощность определяется в зависимости от количества и схемы включения однофазных электроприемников в трехфазную сеть.
При подключении к трехфазной четырехпроводной сети одного, двух или трех однофазных приемников различной мощности на фазное напряжение (1ф + 0), например сварочных трансформаторов, условная трехфазная мощность принимается равной тройной нагрузке наиболее загруженной фазы: Р3фу = 3Sпв √ПВ cosφ = 3Родноф ном, где Sпв – паспортная мощность, кВА;
Родноф ном – номинальная мощность наиболее загруженной фазы, кВт.
При включении на линейное напряжение условная трехфазная мощность: одного электроприемника
Р3фу = √3 Родноф ном,
двух, трех электроприемников
Р3фу = 3Родноф ном.
Если электроприемников больше трех и они имеют одинаковые Ки и cosφ, тогда
Р3ф max = 3Родноф ном Ки Кр.
Для определения Кр необходимо определить эффективное число электроприемников: nэ =, где ∑Родноф ном – сумма номинальных мощностей однофазных электроприемников данного расчетного участка сети; родноф max - наибольшая максимальная мощность однофазного электроприемника.
Расчетная максимальная нагрузка
Рр =Кр Рсм = Кр Ки Рном.
Общая средняя мощность для данного участка сети, к которому подключены однофазные и трехфазные электроприемники,
Рсм = Рсм трехф + 3Рсм одноф, где Рсм трехф – суммарная средняя мощность трехфазных электроприемников за наиболее загруженную смену.
Аналогично определяют Qсм.
Единичная мощность однофазных электроприемников, применяемых в общественных зданиях и коммунальных предприятиях, небольшая по сравнению с общей потребляемой мощностью. Поэтому суммарная номинальная мощность этих приемников, не распределенная равномерно по фазам, при совместном питании с трехфазными не превышает 15%.
Потери мощности и электроэнергии в линиях и трансформаторах
При передаче электроэнергии от генераторов электростанций к потребителям неизбежным являются потери мощности и энергии в проводниках воздушных и кабельных линий, а также в обмотках и стальных сердечниках трансформаторов, установленных на подстанциях (примерно 12-18% от всей энергии, вырабатываемой электростанциями).
Для покрытия потерь мощности и энергии в электрических сетях на стан циях увеличивают нагрузку генераторов, что ведет к увеличению капиталовложений и дополнительному расходу топлива, а следовательно, к возрастанию себестоимости электроэнергии.
Потери мощности в линии. Потери активной мощности (кВт) в линиях трехфазной электрической сети по закону Джоуля-Ленца определяют по формуле: ΔРл = 3I2расч Rл∙10-3,
Где Iрасч – расчетный ток данного участка линии, А; Rл – активное сопротивление линии, Ом.
Соответственно потери (квар)
ΔQл = 3I2расч Xл ∙10-3,
Потери мощности в трансформаторах. Потери активной мощности в трансформаторах состоит из потерь, не зависящих и зависящих от нагрузки. Потери в стали ΔРст от нагрузки не зависят, а зависят только от мощности трансформатора и значения приложенного к первичной обмотке напряжения. Потери в обмотках ΔРоб зависят от нагрузки трансформатора.
ΔРтр = ΔРст + ΔРоб β2,
где ΔРст – потери активной мощности в стали трансформатора при номинальном напряжении, кВт ( ΔРст приравнивают к потерям холостого хода трансформатора ΔРх ); ΔРоб – потери в обмотках при номинальной нагрузке трансформатора, кВт ( ΔРоб приравнивают к потерям мощности короткого замыкания ΔРк ); β = S / Sном – коэффициент загрузки трансформатора, представляющий собой отношение фактической нагрузки трансформатора к его номинальной мощности.
Потери реактивной мощности также разделяют на не зависящие и зависящие от нагрузки. К первым относятся потери, связанные с намагничиванием. Ко вторым относятся потери, обусловленные потоками рассеяния в трансформаторе, которые определяют в зависимости от нагрузки.
ΔQтр = ΔQст + ΔQрас β2,
Где ΔQст – потери реактивной мощности на намагничивание, квар (ΔQст принимают равным намагничивающей мощности холостого хода трансформатора ΔQх); ΔQрас – потери реактивной мощности рассеяния в трансформаторе при номинальной нагрузке.
Потери электроэнергии
Токовая нагрузка в электрической сети меняется в течение суток года в зависимости от изменения режима работы потребителей. Вместе с изменением нагрузки меняются и потери электроэнергии. Поэтому потери энергии нельзя рассчитать умножением потерь мощности при какой-нибудь определенной нагрузке на число часов работы линии.
Для определения потерь электроэнергии применяют метод, основанный на понятиях времени использования потерь и времени использования максимума нагрузки.
Время максимальных потерь τ есть условное число часов, в течение которых максимальный ток, протекающий в линии непрерывно, создает потери энергии, равные действительным потерям энергии за год.
Временем использования максимальной нагрузки или временем использования максимума Tmax называют условное число часов, в течение которых линия, работая с максимальной нагрузкой, могла бы передать потребителю за год столько энергии, сколько при работе по действительному переменному графику.