Для чего используют графики нагрузки
Графики электрических нагрузок
Содержание
Общее описание
Потребление энергии отдельным потребителем в каждый момент времени — величина случайная, однако в целом по предприятию, району, энергосистеме оно подчиняется определенным статистическим закономерностям и поэтому может быть предсказано с некоторой степенью достоверности. Знание этих закономерностей необходимо для планирования энергетического производства: определения резерва, проектирования энергообъектов и сетей, определения потребной мощности, экономичного и надежного электроснабжения
Основной такой закономерностью, определяющей в каждый момент времени [math]t[/math] величину потребления электроэнергии, является график нагрузки, то есть функция мощности от времени, который представляется в виде формулы, таблицы, чертежа.
По функциональному назначению различают:
Изменение нагрузок как энергосистем, так и отдельных потребителей происходит циклически, в соответствии с циклическим характером производства, жизни людей и космических процессов. Поэтому целесообразно выделять графики, соответствующие периодам этих процессов:
Анализ этих графиков позволяет изучить динамику развития и прогнозировать нагрузку. Такие же графики строятся и для потребителей: промышленных предприятий, транспорта, быта, сельскохозяйственных нагрузок. Это дает возможность получить типовые нормативные графики для разного рода потребителей. Типовые графики позволяют создать методики проектирования и расчёта по ним нагрузок.
Метеорологические факторы
На величину электропотребления существенное влияние оказывают метеорологические факторы — в первую очередь температура и освещённость. Они в значительной степени определяют сезонные колебания и суточную неравномерность графиков потребления. Устойчивые сезонные и суточные колебания метеорологических факторов можно представить в аналитической форме. При этом необходимо учитывать, что для энергообъединений с распределенной по большой территории нагрузкой влияние фактора освещённости заметно снижается. С другой стороны, становится более заметно влияние температуры. Оставшиеся неучтённые метеорологические факторы (скорость ветра, влажность) в основном усиливают влияние основных двух (температура и освещённость).
Степень влияния метеорологических факторов на величину электропотребления в первую очередь зависит от доли коммунально-бытовой и осветительной нагрузки. Вторым фактором, увеличивающим влияние метеорологических факторов, является наличие, в последнее время, аномальных отклонений температуры от среднемноголетних тенденций. Это, в свою очередь, вызывает сильные скачки электропотребления особенно в весенний и осенний периоды. В эти периоды резкие отклонения температуры заставляют население прибегать к помощи отопительных (при похолодании) или охлаждающих (при потеплении) приборов.
Характеристики графиков нагрузки
Коэффициент заполнения
Коэффициент заполнения графика показывает долю времени, от общего периода анализа, за которое генератор выработает (нагрузка потребит) всю энергию, если будет работать с максимальной мощностью.
где [math]P_<\text<ср>>[/math] — средняя мощность на интервале; [math]P_
Коэффициент неравномерности
Показывает отношение минимальной величины потребления к максимальной величине за анализируемый период времени.
где [math]P_
Коэффициент регулируемости
На суточном интервале времени показывает долю нагрузки, которую необходимо покрывать за счёт маневровых свойств генерирующего оборудования.
Коэффициент формы
Назначение графиков нагрузки
Графики нагрузки предназначены для [2] :
При этом чем более равномерная загрузка генераторов, тем лучше условия и экономичность их работы, вследствие этого возникает проблема выравнивания графиков нагрузки.
Регулирование графиков нагрузки
С целью выравнивания графиков нагрузки используют несколько подходов [2] :
Графики нагрузки энергосистем и электростанций и их характеристики.
Неравномерность потребления электрической энергии оказывает существенное влияние на формирование режимов работы энергетического оборудования. Различают суточную, недельную и сезонную или годовую неравномерность нагрузки. Статистический анализ суточных графиков электрической нагрузки отдельных электростанций и энергосистем в целом за последние несколько десятков лет показывает, что происходит их систематическое разуплотнение. Это объясняется как ростом бытовых нагрузок, так и уменьшением числа предприятий, работающих в ночное время. Обычно различают четыре характерных типа суточных графиков нагрузки – для нормального рабочего дня, субботы, воскресения и понедельника. На рис. 1.1 представлены графики нагрузки одной из энергосистем за характерные дни недели (для летнего и зимнего периода). Эти графики показывают резкое снижение нагрузки и ее сглаживание в выходные дни, что обусловлено перераспределением бытовой нагрузки в течение суток выходного дня и снижением потребляемой мощности промышленными предприятиями, работающими, в основном, в односменном или двухсменном режиме. В начале понедельника нагрузка снова возрастает и растет ее неравномерность. Причем эти закономерности наблюдаются для всех сезонов года. Анализ представленных на рис 1.1 графиков показывает, значительный рост максимальных нагрузок и потребления электроэнергии в целом, в зимнее время. Это объясняется как изменением продолжительности светового дня, так и общим ростом уровня потребления электроэнергии, связанной с ростом загрузки промышленных предприятий, уменьшением числа находящихся в отпуске работников. Более выраженный пик потребления электроэнергии в вечерние часы, как в рабочие, так и выходные дни для зимнего периода, в первую очередь объясняется короткой продолжительностью светового дня. В результате чего нагрузка промышленных предприятий работающих по двухсменному графику или предприятий с продленным рабочим днем, накладывается на бытовые нагрузки и повышенное потребление электроэнергии на освещение.
Рис.1.1. Типичный график нагрузки энергосистемы в характерные дни недели.
А)Летний период; Б)Зимний период
Суточный электрический график нагрузки энергосистемы обычного рабочего дня (рис. 1.2) чаще всего имеет два пика нагрузки – утренний и вечерний и два провала – дневной и ночной. Нижнюю часть графика, с постоянной нагрузкой, принято называть базовой. Верхнюю часть графика обычно делят на полупиковую и пиковую зоны.
В качестве характеристики графика нагрузки, для оценки степени его неравномерности используют ряд показателей:
—коэффициент неравномерности суточной нагрузки (Кнер), равный отношению минимальной нагрузки (Nmin) к ее максимальному значению (Nmax)
—коэффициент плотности (заполнения) графика нагрузки (Кзап), равный отношению суточного потребления электроэнергии (Эсут) к максимально возможному
—коэффициент регулирования (Крег), равный отношению разности максимальной и минимальной суточной нагрузки к максимальной
Рис.1.2. График нагрузки рабочего дня с выделением рабочих зон.
Кроме того, существенной характеристикой графиков нагрузки является скорость изменения нагрузки (WN), представляющая изменение мощности в единицу времени или производную от потребляемой мощности во времени. В первую очередь эта величина важна для периода подъема нагрузки:
. (1.6)
Величина WN в определенные периоды работы энергосистемы может достигать существенных значений, что требует высоких маневренных характеристик энергетического оборудования и особенно важно при подъеме нагрузки. Поэтому ко всему вновь вводимому оборудованию предъявляются требования по маневренности. Так для вновь вводимого оборудования скорость изменения нагрузки должна быть не менее 1,5% в мин от номинальной мощности.
Особые трудности при эксплуатации электростанции возникают при прохождении максимальных и минимальных нагрузок. В период прохождения пиков нагрузок в работу включаются практически все имеющиеся в наличии агрегаты. Для покрытия остропиковой части графика нагрузки, как правило, привлекается специальное пиковое оборудование, имеющее высокие маневренные характеристики; к их числу относятся: газотурбинные установки (ГТУ), гидроаккумулирующие электростанции (ГАЭС), гидроэлектростанции с регулируемым стоком (ГЭС), а также перегрузочные возможности работающего оборудования.
При прохождении провалов нагрузки приходится разгружать значительную часть агрегатов, а часть из них даже останавливать. Особенно сложным является прохождение ночного минимума нагрузки, если оно требует ежесуточного останова части агрегатов.
В настоящее время тенденция разуплотнения графиков нагрузки продолжает сохраняться, и в последние годы величина коэффициента неравномерности графиков нагрузки достигла во многих энергосистемах уровня Кнер = 0,65-0,7.
В зависимости от маневренных свойств, а также показателей экономичности энергоустановки различного типа по разному привлекаются к покрытию графиков электрических нагрузок. Пример использования установок различного типа для покрытия графика нагрузки в течении года представлен на рис. 1.2.На графике условно выделено три зоны: базовая, полупиковая, пиковая (в отдельных случаях производят деление на четыре зоны, добавляя еще полубазовую зону). В каждой зоне графика нагрузки используются различные типы установок, исходя из их характеристик. Это позволяет обеспечить наиболее эффективное использование установок, как с точки зрения экономичности, так и их надежности.
В соответствии с этими зонами классифицируют и установки, работающие в них. Так в базовой зоне, работают агрегаты несущие постоянную, преимущественно номинальную нагрузку, как в суточном, так и в недельном разрезе. Чаще всего к таким агрегатам относятся АЭС, ТЭЦ и ГЭС без регулируемого стока.
В полупиковой части графика нагрузки используются агрегаты, которые могут работать с разгружением в периоды снижения нагрузки в системе, а часть может останавливаться при прохождении ночного провала, а также на выходные и праздничные дни. К полупиковым агрегатам относится большая часть конденсационных энергоблоков ТЭС, а также парогазовые установки. К пиковым агрегатам относятся установки, работающие только в часы покрытия максимума нагрузки. Сюда относятся специальные пиковые ГТУ, ГАЭС, ГЭС с регулируемым стоком.
Примерный график использования оборудования в течение года представлен на рис.1.3. Работа АЭС в базовой части графика нагрузки обусловлена технической невозможностью и экономической нецелесообразностью привлечения их к регулированию графика нагрузки. ТЭЦ также используются в базовой части графика нагрузки (в основном в отопительный период), что обусловлено необходимостью обеспечения графика отпуска теплоты. В летний (неотопительный) период года ТЭЦ могут привлекаться к регулированию графика электрической нагрузки в полупиковой зоне.
Рис.1.3. Использование электростанций различного типа в течении года.
Маневренные характеристики конденсационных электростанций зависят в основном от маневренных возможностей котельных агрегатов, что будет рассмотрено позднее.
Современные газотурбинные установки, даже большой мощности, обладают высокой маневренностью и могут пускаться и набирать нагрузку до номинальной мощности за 15-30 минут, что и позволяет использовать их в пиковой зоне.
Наряду с суточной и недельной неравномерностью графиков электрической нагрузки энергосистемы имеет место существенное изменение потребления электроэнергии и в течение года. На рис. 1.4 для иллюстрации этого представлен типичный график изменения суточных максимумов электрической нагрузки (по месяцам) в течение года для единой энергосистемы России. Анализ этого графика показывает, что в течение летнего периода наблюдается существенный спад потребления электроэнергии. Он обусловлен увеличением продолжительности светового дня и повышением температуры наружного воздуха. Для некоторых зарубежных стран, особенно расположенных в климатической зоне с высокими летними температурами и развитой системой кондиционирования, наоборот характерен летний максимум электрической нагрузки, например для Калифорнии в США.
Рис.1.4. График изменения суточных максимумов электрической нагрузки энергосистемы по месяцам года
Наличие провала электрической нагрузки энергосистемы в летний период создает благоприятные условия для ремонта оборудования. Летнюю зону провала нагрузки поэтому часто называют зоной ремонтов (или «ремонтной площадкой»). Анализ графика изменения среднемесячных максимумов электрической нагрузки показывает, что в течение летних месяцев происходит снижение нагрузки на 20 и даже более процентов. Наличие этой зоны позволяет уменьшить величину специального, так называемого, «ремонтного резерва» в энергосистеме.
Планирование графиков нагрузки.
Для обеспечения своевременного покрытия меняющихся графиков нагрузки применяется планирование режимов работы. Задачи управления режимами ЭЭС делятся на четыре временных уровня (для каждой ступени территориальной иерархии):
1. Долгосрочное планирование режимов (на месяц, год, более длительная перспектива).
Задачи этого уровня:
прогнозирование потребления энергии и характерных графиков нагрузки;
разработка балансов мощности и электроэнергии (годовых, квартальных, месячных);
оптимизация планов использования энергоресурсов и проведения плановых ремонтов;
разработка схем и режимов для характерных периодов года (осенне-зимний максимум, период паводка и др.), а также в связи с вводом новых объектов и расширением состава параллельно работающих ЭЭС;
решение всего комплекса вопросов повышения надежности электроснабжения и качества электроэнергии, внедрения и совершенствования средств диспетчерского управления и систем автоматического управления нормальными и аварийными режимами;
разработка диспетчерских инструкций.
2. Краткосрочное планирование режимов (на сутки, неделю).
Задачи этого уровня:
корректировка решений 1-го уровня по мере изменения и уточнения условий работы ЕЭС (уровень потребления, обеспеченность гидроресурсами, топливная конъюнктура и т. п.); ряд решений 1-го уровня выступает здесь в виде ограничений (недельные или суточные расходы гидроресурсов, мощности агрегатов, выведенных в ремонт, и т. п.).
3. Оперативное управление текущими режимами.
Задачи этого уровня:
оперативное ведение текущего режима по суточным планам-графикам;
корректировка (дооптимизация) режима при отклонении параметров режима от плановых значений.
4. Автоматическое управление нормальными и аварийными режимами.
Задачи этого уровня:
автоматическое управление, проводимое централизованными и местными системами и устройствами автоматического регулирования режима, устройствами релейной защиты и противоаварийной автоматики.
Для повышения надежности электроснабжения потребителей используется резервирование активной мощности. Резерв мощности в энергосистеме в общем случае может быть обеспечен как за счет содержания резервных генерирующих мощностей, так и за счет регулирования режима электропотребления, однако поддерживание баланса между производством и потреблением мощности в энергосистеме за счет потребителей можно рассматривать лишь как вынужденную временную меру. Такой способ используют в основном только при аварийных режимах, в условиях, когда исчерпаны все резервы генерирующей мощности. Если в энергосистемах имеются промышленные предприятия, где технологические особенности производства позволяют снизить нагрузки на некоторое время (например, электронагрев, электролиз, цементное производство, производство алюминия), то такое снижение может быть использовано для выравнивания графиков нагрузки, и снижения ее пиков. Однако возможности такого выравнивания графиков нагрузки очень ограничены. Вопрос об использовании потребителей – регуляторов является одновременно и экономической задачей.
С учетом всего сказанного, для обеспечения надежности работы системы, в ней всегда должен присутствовать резерв мощности. Его можно разделить на резерв генерирующей мощности и резерв потребляющей части системы.
Резервом генерирующей мощности называется разность между располагаемой мощностью и ее нагрузкой в каждый данный момент времени. По своему функциональному назначению резерв генерирующей мощности разделяется на две составляющие: ремонтный резерв и оперативный резерв
Nрез = Nрасп – Nфакт. (1.7)
Ремонтный резерв предназначен для компенсации снижения располагаемой мощности системы, вызываемого выводом генерирующего оборудования в предупредительный или плановый (текущий, средний и капитальный) ремонт или на реконструкцию. Этот резерв устанавливается в первую очередь в тех случаях, если «ремонтная площадка» в летние месяцы не обеспечивает проведение полного объема ремонтных работ.
Оперативный резерв предназначается для компенсации небаланса между генерированием и потреблением мощности, вызванного отказами элементов оборудования, непредвиденным увеличением нагрузки, а также ее случайными колебаниями. Поэтому при возникновении небалансов мощности оперативный резерв в свою очередь делят на аварийный и нагрузочный.
Аварийный резерв служит для компенсации снижения располагаемой мощности системы, вызванного частичными или полными отказами оборудования. Обычно величина аварийного резерва выбирается такой, чтобы быть не меньше мощности самого мощного агрегата.
Нагрузочный резерв служит для компенсации покрытия непредвиденного увеличения нагрузки, включая ее случайные колебания.
Оперативный резерв обычно меньше суммы его арифметических составляющих, поскольку причины, вызывающие необходимость их использования, являются случайными и одновременное их появление маловероятно.
Оперативный резерв мощности (в реальный условиях эксплуатации – эксплуатационный) обеспечивает: первичное регулирование частоты; вторичное регулирование частоты и перетоков мощности, а также ограничение перетоков мощности; быструю коррекцию режима и компенсацию небаланса мощностей в рассматриваемый момент времени.
В практике эксплуатации энергосистем применяются также понятия «горячего» и «холодного» резерва.
Nрез = Nхол.рез + Nгор.рез. (1.8)
Под «горячим» резервом понимается сумма вращающегося резерва (разница между фактической нагрузкой и располагаемой мощностью находящихся в работе агрегатов) и мобильной неработающей мощности гидроагрегатов и газовых турбин, быстро переводимых в активный режим работы Nгор.рез. К нему же могут быть отнесены агрегаты, работающие в режиме синхронных компенсаторов. Время их в переводе в режим активной нагрузки здесь измеряется минутами и даже секундами.
Под «холодным» резервом понимается рабочая мощность не включенных (остановленных) агрегатов Nхол.рез, для подключения которых к работе требуется несколько часов.
Электрические нагрузки: характеристики, графики, зависимости
Целью расчета электрических нагрузок является определение токов, протекающих по токоведущим элементам, с точки зрения их допустимости по условиям нагрева элементов. Расчет электрических нагрузок является определяющим величину затрат в системах электроснабжения.
Ток, протекая по элементу вследствие его омического сопротивления, вызывает его нагрев. Температура нагрева проводников ограничивается по условиям износа изоляции и условиям работы самого элемента. Если бы токи в проводниках были неизменны, то расчет их сечений можно было бы производить, пользуясь допустимыми температурами перегрева. Для кабелей и проводов, например, она составляет 50…80°С. Но мы имеем изменяющийся во времени ток, который вызывает изменение температуры проводников. Нас интересует максимальная температура, которая может существовать некоторое время.
Требование, чтобы установившаяся температура была меньше допустимой (Туст Содержание
Расчет электрических нагрузок
Расчетная величина электрических нагрузок Рр определяет технические решения, диктуя затраты на изготовление электротехнических изделий, создание и развитие субъектов электроэнергетики, построение и функционирование объектов электрики. Ожидаемые Рр определяют электроснабжение всех уровней. Опыт показал, что Рр систематически завышаются и что проблемы расчета Рр не могут быть решены в рамках существующих теорий. Рынок снизил на четверть среднюю общезаводскую загрузку трансформаторов и сетей системы электроснабжения и коэффициент спроса предприятий.
Отсутствие анализа исходных данных (известных к моменту принятия решения по схеме электроснабжения при проектировании, во время эксплуатации и др.); отрыв расчета от технологических, временных и человеческих факторов; нечеткость представления, для каких целей, стадий проектирования и уровней системы электроснабжения выполняется расчет, порождают путаницу в терминологии, проявляющуюся в применении понятий, имеющих разный физический смысл, но одинаковое математическое представление. Понятие Рр многозначно и применяется, вопервых, как связанное с физическим процессом протекания электрического тока; вовторых, при инвестиционном проектировании, решении перспективных вопросов развития предприятия, модернизации отдельных производств, согласование вопросов присоединения (подключения) предприятия или отдельных его объектов с энергоснабжающей организацией; втретьих, для нормирования, оплаты и других целей, связанных с управлением электропотреблением и энергосбережением.
Исторически, со времен Вольта и Ома, греющее действие электрического тока поставило вопрос о выборе сечения проводников. И сейчас выбор элементов электрической сети из условий нагрева является одним из основных этапов проектирования. Максимальная температура перегрева проводника с постоянной времени нагрева Тн в общем случае определяется уравнением теплового баланса, решаемым до конечного результата только для неизменного во времени / графика нагрузки I(t) = const, т.е. для электроприемников, имеющих постоянную во времени нагрузку (не как на рис 2.3).
Закон изменения нагрузки (например, на протяжении года) достаточно сложен, особенно учитывая сезонную составляющую (рис. 2.5) и неравномерность потребления по дням недели (рис. 2.6). Подключение, соединение электроприемников в группу на распределительном щите или подстанции порождает случайный характер нагрузки, где уравнение теплового баланса неразрешимо изза математических трудностей.
Поэтому выбор сечения проводника по нагреву производят не по максимальной температуре перегрева, а по расчетной токовой на грузке /р, которая определяется на основании принципа максимума средней нагрузки.
Для оценки нагрева проводников правильнее использовать закон Джоуля—Ленца и вести расчет по максимуму среднеквадратичного (эффективного) тока для каждого изменения за определенное время. Расчетный ток /р, равный максимуму среднего тока, есть приближение, обеспечивающее инженерную точность при построении схемы электроснабжения.
При переменной нагрузке, когда график чаще всего случайный, использование выражения (2.7) приводит к эквивалентному по эффектам нагрева расчетному току /р, который вызывает в проводнике или такой же максимальный нагрев над окружающей температурой, или тот же тепловой износ изоляции, что и заданная переменная нагрузка /(/). ток /р обычно определяют по расчетной активной нагрузке.
В качестве расчетной нагрузки применяют среднюю нагрузку поактивной мощности за интервал реализации продолжительностью Г, который связывают с постоянной времени нагрева Г0. Использование максимальной из средних нагрузок (в этом и заключается принцип максимума средней нагрузки) позволяет судить о расчетном (проектном) максимуме, заявленном или фактическом суточном, недельном, месячном, квартальном и годовом 30минутном (Р = Pmax) максимуме.
В зависимости от конструкции, условий прокладки для каждого проводника любого назначения указывается неизменный во времени нормируемый (номинальный) ток /ном, длительно предельно допустимый по его нагреву. Например, по ПУЭ допустимый длительный ток для трехжильных кабелей напряжением 10 кВ сечением токолроводящей жилы 185 мм2 с алюминиевыми жилами с бумажной пропитанной маслоканифольной и нестекающей массами изоляцией в свинцовой или алюминиевой оболочке, прокладываемых в земле, составляет 310 А. ток принят из расчета прокладки в траншее (земле) на глубине 0,7… 1,0 м не более одного кабеля при температуре земли 15 °С, с удельным сопротивленцем земли 120 см * К/Вт и допустимой температурой жилы кабеля 60 °С.
При прокладке нескольких кабелей рядом в зависимости от расстояния между ними и от их количества вводится понижающий коэффициент до 0,75 (теоретически все изложенное есть мировоззрение первой научной картины мира: все можно и нужно рассчитывать). По току р выбирают ближайшее сечение, номинальный ток которого с учетом всех расчетных коэффициентов больше (Iном > Iр).
Таким образом, при проверке на нагрев проводников любого назначения принимается получасовой максимум тока /тах, наибольший из средних получасовых токов данного элемента. Выбор сечений проводников в отношении предельно допустимого нагрева производится с учетом не только нормальных, но и послеаварийных режимов, а также режимов в период ремонта и возможных неравномерностей распределения токов между линиями, секциями шин и т.п.
Кроме определения сечений элементов системы электроснабжения по нагреву максимальная нагрузка Ртах необходима для определения потерь и отклонений напряжения, максимальных потерь мощности и энергии в сетях; выбора элементов электрических сетей по экономической плотности тока; определения тока трогания релейной защиты; выбора плавких предохранителей и уставок выключателей; проверки самозапуска электродвигателей, колебаний напряжения в сетях и в других случаях, когда необходимо рассчитать элементы электрической сети или их режимы, опираясь на законы Максвелла. Для простоты далее будем рассматривать идеальный случай, когда расчетная (проектная или иная) максимальная нагрузка совпадает с фактической максимальной, замеренной какимлибо способом, и равна максимальной заявленной (договорной) на уровне предприятия: Рр = Ртах = Рф = Рз(mах).
Заявленный максимум не передается по конкретному проводу, не трансформируется одним трансформатором, не отключается одним выключателем: физически нет тока, соответствующего расчетной мощности Рр и определяемого по формуле (2.8). Положение усложняется (рис. 2.7), если учитывать: максимальную электрическую нагрузку в часы утреннего и вечернего максимумов нагрузки; ночной максимум; максимальную нагрузку, превышающую заявленную и лимит, которая может быть разрешена, если есть резерв у субъектов электроэнергетики; максимальную нагрузку, соответствущую проектной технологической производительности; максимальную нагрузку, согласованную с энергоснабжающей организацией для подключения; перспективную максимальную проектную нагрузку; максимальную нагрузку при осуществлении регулирования режима электропотребления (управление потребителямирегуляторами) и др.
Таким образом, при решении вопросов электроснабжения определяющей величиной является расчетная электрическая нагрузка, которая принимается равной получасовому максимуму Ртах. Этот максимум может находиться по данным конкретных электроприемников и применяться для расчетов электрических сетей и их элементов (опираясь на теоретические основы электротехники). Но он может также рассчитываться с учетом системных свойств предприятия, устойчивости развития и ценологической устойчивости структуры. Такой Ртах нужен при выборе на перспективу схем электроснабжения предприятий, производств и цехов, определении их объемов электропотребления, решении вопросов технологического и технического присоединения к подстанциям и сетям энергоснабжающей организации, определении основных групп электрооборудования, инновационных вложений, штатов.
Рост числа элементов по уровням сверху вниз приводит к тому, что расчеты, которые жестко определяют каждый элемент системы электроснабжения, возможны лишь при многих допущениях для 6УР и 5УР. Для более низких уровней системы электроснабжения возможны лишь локальные расчеты (для данной секции РП, цеховой ТП, распределительного шкафа).
Как физическая величина электрическая нагрузка есть электрическая мощность Р = U*I. Если электрическая энергия А — совершая работу, расходуется равномерно в течение времени то Р = A/t. Изменение электрических нагрузок во времени представляют таблицами (временными рядами), указанием нагрузок для характерных режимов, например периодов расплавления, окисления и рафинирования дуговой сталеплавильной печи, или определенного временного интервала (получаса, часа, смены, суток, недели, месяца, года).
Графики электрических нагрузок
Для графиков важен интервал осреднения Д, сумма которых определяет 30-минутный интервал, принимаемый за расчетное время. Для индивидуальных графиков At должно соответствовать физике изучаемого процесса. Например, для рельефных сварочных машин должно быть малым из-за резкопеременного режима работы, отображаемого графиком нагрузки, когда время импульса сварки t = 0,04…0,12 с; время паузы между импульсами t2 = 0,02…0,20 с; число последовательных импульсов — 2… 10.
Регистрация ординат графиков нагрузки группы электроприемников, подключенных к какомулибо коммутационному аппарату 2УР, и графиков потребителей 6УР—4УР существующими регистрирующими приборами может осуществляться с любым интервалом осреднения. При измерении на одном электрическом присоединении с интервалом At = 3 мин общее число регистрируемых точек за сутки составит 24 • 60:3 = 480; всего за год — 175 200. Такое количество измерений затрудняет использование графика на большом временном интервале и для большого числа присоединений. Кроме технических трудностей съема информации, суммирования результатов, регистрации и обработки существуют и экономические ограничения.
Если индивидуальные графики нагрузки электроприемников известны и возникает необходимость аналитического формирования групповых графиков нагрузки, то применимы автокорреляционная функция индивидуального графика нагрузки рассматриваемого, как реализация стационарного случайного процесса.
Чтобы получить достаточно снять показания счетчика электроэнергии, пересчитать их в киловаттчасы и разделить на 0,5 ч. Отклонение от Рмах учитывается счетчиком, определяющим среднюю нагрузку Рср за интервал. Суммирование, проводимое счетчиком за 30 мин, упрощает допущения о значении и вероятности изменения нагрузки за Д.
Из рис. 2.4 очевидно, что величина Р зависит от начала отсчета. Технически возможно рассчитывать Рмах за 30 минутный интервал, начинающийся с любого момента. Возникает вопрос о цели таких измерений и их экономической целесообразности, которая оправдывается при регулировании электропотребления предприятий и создании систем управления электрическими нагрузками. Пока, как правило, измерение производится в фиксированное время, совпадающее с началом часа. Усредненные по формуле максимумы фиксируются, образуя суточный график (рис. 2.7), состоящий из 48 точек.
На суточном графике выделяют утренний и вечерний (обычно больший) максимумы и ночной провал, когда нагрузка понижается до минимума. Часы прохождения утреннего и вечернего максимумов задаются энергоснабжающей организацией.
Наибольший из максимумов принимается за суточный максимум (при регулировании максимум может не совпадать с этими значениями) и наносится на годовой (месячный, квартальный) график нагрузки. Наибольший из суточных максимумов в течение квартала должен приниматься за заявленный максимум и оплачиваться. В этом случае фактический расчетный и заявленный максимумы будут совпадать. Аналогично определяется среднесуточная мощность.
Максимальная электрическая нагрузка
Графики наглядно характеризуют электрическую нагрузку (и многие другие стороны работы предприятия, например ритмичность, использование оборудования по сменам). Но в инженерной практике оперировать с графиками неудобно (а сейчас на начальных стадиях проектирования они отсутствуют вообще, в отличие от проектных заданий 1930— 1940х гг.), когда, не предполагая ценологических ограничений, стремились сделать заводы одинаковыми, будто это два электродвигателя. Поэтому при расчетах электрических нагрузок, согласовании технических условий на электроснабжение предприятий, лимитировании и управлении электропотреблением оперируют показателями, применение которых является достаточным практически для всех расчетов.
Поэтому, говоря в электроснабжении предприятия (об объекте потребителя) о мощности Рр, Рмах, Рф, всегда явно или неявно предполагается, что присутствует время и как интервал, и как точка на текущем времени Ньютона.
Так что определение Рр есть конвенционное соглашение 1930— 1950х гг. (хотя так и не называемое) об интервале Д/, привязки этого интервала к протяженности суток … года. Это утверждение нашло отражение в замерах в характерный летний и зимний дни, когда предприятия по требованию энергоснабжающей организации предоставляют фактические замеры своего Ртах в течение суток с 30минутным интервалом.
Таким образом, для действующих предприятий на высших уровнях системы электроснабжения 6УР, 5УР, 4УР всегда имеется достоверная величина — расход электроэнергии за отчетный период: смену, сутки, неделю, месяц, квартал, год. Годовая отчетность для 6УР есть государственная статистическая отчетность; отчетность для 5УР (частично и для 4УР) — ведомственная, которая может быть положена в основу отраслевых информационных банков по удельным и общим расходам электроэнергии.
Используем наиболее известную и достоверную величину Л. Если площадь А = const и А = Р^Т, где Т — число часов в сутках, в году (Тт = 8 760 ч), то при работе предприятий с нагрузкой, равной Рмак это же количество электроэнергии А было бы израсходовано за число часов Tmаx, называемое числом часов использования максимума или продолжительностью использования максимальной нагрузки.
Из всех интервалов, усредненных на At = 30 мин, нагрузка с 21 ч до 21 ч 30 мин является максимальной.
Именно эта нагрузка, являясь средней за некоторый интервал времени, иллюстрирует положение, согласно которому максимальная нагрузка Ртах, принимаемая при расчете, есть максимальная из средних нагрузок. Это положение распространяется на любой интервал, в том числе на квартал, год. Развитие вычислительной техники и потребности в регулировании электропотребления требуют уменьшения временного интервала (в идеале — ежесуточная заявка Ртах реализован переход на заявку Ртах по месяцам и неделям).
Назовем установленной мощностью электроприемника Ру его номинальную мощность, указанную изготовителем электротехнического устройства (паспортная мощность, указанная в документации). Установленным назовем любой электроприемник, подключенный к электрической сети, работающий или неработающий, но могущий быть включенным или отключенным в любое время по технологическим требованиям, условиям безопасности, ремонтным соображениям.
Установленная мощность для любого присоединения и на любом уровне системы электроснабжения равна сумме установленных (номинальных) мощностей без какихлибо поправочных коэффициентов. В случае, например, установки трех насосов водоотлива с электроприводом (таких, что в нормальном режиме один обеспечивает удаление воды, второй включается взамен или аварийно, третий должен быть в состоянии готовности к периоду интенсивного поступления воды; все три насоса могут быть в любом из трех состояний).
При этом исключается неопределенность, которая вносилась исключением из формулы (2.18) всех заведомо резервных потребителей, простаивавших в дни производства записи (замера нагрузки) по причинам, не свойственным условиям нормальной эксплуатации.
В расчетах часто используется номинальная (паспортная) мощность электродвигателя Рном — мощность, развиваемая на валу при номинальном напряжении. Это значит, что на зажимах электродвигателя и далее на 2УР и выше потребуется большая мощность, определяемая КПД электродвигателя и потерями в сети, которые изменяются при изменении загрузки электродвигателя и напряжения. Однако несмотря на вносимую погрешность в расчетах используют паспортные данные электроприемников (РноЫ9 /ном, coscp).
Определим коэффициент использования по активной мощности как отношение средней мощности к установленной.
В различных теоретических расчетах используют годовой коэффициент энергоиспользования АГПЭИ, принимая среднегодовую нагрузку Рсг = Аг/Тп где Тп — годовое число работы предприятия, заимствованное электриками в 1950—1960е гг. у экономистов. Со временем Тп трансформировалось в число часов использования максимума, которое для силовых нагрузок цехов и предприятий составляет: одна смена — 1 500…2000 ч/год; две смены — 2 500… 4000 ч/год; три смены — 4 500…6000 ч/год; непрерывная работа — 6500…8000 ч/год. Естественно, что ценологические пределы существенно отличаются. Понятнее для технологического менеджмента использовать коэффициент электроиспользования Ктъп и, физический смысл которого заключается в следующем: сколько часов в сутки, неделю, месяц, квартал, год работало предприятие (объект 2УР— 5УР), если работало бы с нагрузкой неизменной и равной Лпах.