Точность расчета электрических нагрузок.

Для лучшего использования электроустановок желательно определить нагрузки с наибольшей степенью точности. В тоже время степень точности имеет практический предел вследствие того, что элементы электроснабжения выбираются с определенными интервалами между стандартными величинами.

Если расчетная нагрузка находится внутри интервала, воизбежании перегрева элемента, как правило, берется верхний предел тока и напряжения. Такими интервалами для трансформаторов является номинальная мощность, а для проводов - допустимый ток нагрузки.

Ступень нарастания шкалы допустимых токов для стандартных сечений кабеля и проводов для сечений от 50 до 185 составляет 14-25%. Для трансформаторов процент нарастания шкалы мощности составляет 56-60%. Поэтому для кабелей точность расчета достаточна ±10%, а для трансформаторов ±30%.

В целях унификации в настоящее время принята единая степень точности расчетов электрических нагрузок равная ±10%.

Анализ методов расчета электрических нагрузок. Аналитические методы

Существующие методы расчета электрических нагрузок можно разделить на:

1) аналитические;

2) эмпирические.

К аналитическим относят:

1) метод упорядоченных диаграмм;

2) статистический метод;

3) метод эффективной нагрузки.

В основу аналитических методов положена информация о характеристиках индивидуальных графиков нагрузки или о характеристиках режимов работы электроприемников.

П люсы: при наличии исходной информации методы дают большую точность расчетов.Отсутствие в ряде случаев информации об индивидуальных графиках нагрузки привело к необходимости разработки эмпирических методов.

К ним относятся:

1) метод коэффициента спроса;

2) метод удельных нагрузок;

3) метод удельной плотности.

В основу методов положена информация о групповых графиках нагрузки в виде ряда коэффициентов.

Плюсы: методы очень простые.

Минусы: малая точность.

Методика расчетных нагрузок зависит от уровня системы электроснабжения потребителей, для которых эти нагрузки предусмотрены.

Потребителями электроэнергии являются различные электроприемники, которые могут быть до 1000 В. Схема распределения на 0,4 кВ – магистральная. ТП – цеховая понизительная подстанция. Кроме потребителей электроэнергии до 1000 В есть высоковольтные потребители.

Система электроснабжения состоит из семи уровней:

I – потребители 0,4 кВ;

II – шинопровод от которого они питаются ШРА;

III – шинопровод ШМА;

IV – шины 0,4 кВ ТП

V – шины 6-10 кВ ПГВ – подстанция глубокого ввода;

VI – шины 110 кВ;

VII – точка раздела энергосистемы.

Число уровней варьируется от пяти до семи.

Р асчет нагрузок I_Р и P_Р связан с получасовым максимумом; Т₀=10 мин. (принято для всех сечений). Получасовой максимум дает большой запас при выборе кабелей и проводов, т.к. Т бывает много больше 10 мин, что видно из таблицы.

	F, мм2	Т0, мин
1)Кабели до 1 кВ а) в земле б) в воздухе	35-70 95-120 150-185 35-70 95-120 150-185	30 40 50 20 30 40
2)Кабели 6-10 кВ а) в земле б) в воздухе	50-70 95-120 150-185 50-70 95-120 150-185	40 50 60 30 40 50
3) трансформаторы	S (кВА)	T0 (мин)
	1 кВА-1000кВА >1000 кВА	150 (2,5часа) 210 (3,5 часа)

Таким образом принятая ранее величина Т₀=10 мин является не совсем верной, но все еще используется. Поэтому при расчетах необходимо учитывать реальное Т₀. Т₀=10 мин можно принимать на I-III уровнях.

При выборе трансформаторов Т₀=10 мин дает большое завышение, поэтому при выборе трансформаторов необходимо ориентироваться не на I_Р и S_Р , а на I_СМ. и S_СМ. (среднесменные).

По среднесменной нагрузке можно выбрать и кабели на IV-VII уровнях системы электроснабжения.

Исходя из этого все методы делятся на две группы:

1. аналитические;

2. эмпирические.

Аналитические методы достаточно точны и их применяют для I-III уровней, а эмпирические методы более упрощены и их применяют для IV и высших уровней.