Koeffizienten zur Berechnung elektrischer Lasten

Die Aufgabe bei der Berechnung elektrischer Netze besteht darin, die Werte richtig einzuschätzen elektrische Lasten bzw. die Auswahl des kleinsten möglichen Querschnitts von Drähten, Kabeln und Sammelschienen, bei dem die genormten Bedingungen in Bezug auf Folgendes erfüllt wären:

1. Heizdrähte,

2. Wirtschaftsstromdichte,

3. elektrischer Schutz einzelner Netzabschnitte,

4. Spannungsverluste im Netz,

5. die mechanische Festigkeit des Netzwerks.

Die Bemessungslasten für die Auswahl der Leitungsquerschnitte betragen:

1. halbstündiges Maximum I30-zur Auswahl der Heizquerschnitte,

2. die mittlere Schaltlast Icm – zur Auswahl der Querschnitte für die wirtschaftliche Stromdichte,

3. Spitzenstrom – zur Auswahl von Sicherungen und Stromeinstellungen von Überstromschutzschaltern und zur Berechnung des Spannungsverlusts. Diese Berechnung läuft in der Regel darauf hinaus, den Spannungsverlust im Versorgungsnetz beim Starten einzelner Hochleistungs-Kurzschlussläufermotoren und in Oberleitungsbussen zu ermitteln.

Bei der Auswahl der Querschnitte des Verteilungsnetzes muss unabhängig von der tatsächlichen Belastung des elektrischen Empfängers immer die Möglichkeit einer Vollauslastung berücksichtigt werden und daher der Nennstrom des elektrischen Empfängers berücksichtigt werden der Nennstrom. Eine Ausnahme ist nur für Leitungen zu Elektromotoren zulässig, die nicht für die Heizung, sondern für das Überlastmoment ausgelegt sind.

Für das Vertriebsnetz erfolgt somit keine Abrechnung als solche.

Um den geschätzten Strom im Versorgungsnetz zu ermitteln, ist es notwendig, die kombinierte maximale oder durchschnittliche Belastung mehrerer Energieverbraucher und in der Regel verschiedener Betriebsarten zu ermitteln. Daher ist der Prozess der Berechnung des Stromnetzes relativ komplex und gliedert sich in drei Hauptabläufe:

1. Erstellung eines Berechnungsschemas,

2. Ermittlung der kombinierten Höchstlast bzw. ihrer Durchschnittswerte in einzelnen Netzabschnitten,

3. Auswahl der Abschnitte.

Der Planungsentwurf, der eine Weiterentwicklung des im Rahmen der elektrischen Energieverteilung skizzierten Stromversorgungskonzepts darstellt, muss alle notwendigen Angaben zu den angeschlossenen Verbrauchern, den Längen der einzelnen Netzabschnitte sowie der gewählten Art und Weise der Verlegung enthalten .

Der wichtigste Vorgang – die Bestimmung der elektrischen Belastung einzelner Netzabschnitte – basiert in den meisten Fällen auf der Verwendung empirischer Formeln. Die in diesen Formeln enthaltenen Koeffizienten hängen in hohem Maße von der Funktionsweise der Verbraucher elektrischer Energie ab, und deren korrekte Bewertung ist von großer Bedeutung, wenn auch nicht immer korrekt.

Gleichzeitig kann eine falsche Bestimmung der Koeffizienten und damit der Lasten entweder zu einer unzureichenden Bandbreite des Netzwerks oder zu einer ungerechtfertigten Verteuerung der gesamten Anlage führen.

Bevor wir uns der Methodik zur Bestimmung elektrischer Lasten für Stromnetze zuwenden, ist zu beachten, dass die in den Berechnungsformeln enthaltenen Koeffizienten nicht stabil sind. Aufgrund des kontinuierlichen technischen Fortschritts und der Entwicklung der Automatisierung müssen diese Faktoren einer regelmäßigen Überprüfung unterzogen werden.

Da die Formeln selbst und die darin enthaltenen Koeffizienten bis zu einem gewissen Grad Näherungswerte haben, ist zu bedenken, dass das Ergebnis der Berechnungen nur die Bestimmung der Reihenfolge der Zinsbeträge sein kann. Aus diesem Grund ist eine übermäßige Sorgfalt bei arithmetischen Operationen erforderlich sollte vermieden werden.

In den Berechnungsformeln zur Ermittlung elektrischer Lasten enthaltene Werte und Koeffizienten

Installierte Leistung Ru bedeutet:

1. für Elektromotoren mit Dauerbetrieb – Nennleistung im Katalog (Reisepass) in Kilowatt, entwickelt vom Wellenmotor:

2. für Elektromotoren mit intermittierendem Betrieb – Nennleistung auf Dauerbetrieb reduziert, d. h. zu PV = 100 %:

wobei PVN0M die Nenneinschaltdauer in Prozent gemäß Katalogdaten ist, Pnom die Nennleistung bei PVN0M ist,

3. für Elektroofentransformatoren:

wobei СХ0М die Nennleistung des Transformators gemäß Katalogdaten ist, kVA, cosφnom der Leistungsfaktor ist, der für den Betrieb eines Elektroofens bei Nennleistung charakteristisch ist,

4. für Transformatoren von Schweißmaschinen und -geräten – bedingte Leistung reduziert auf Dauerbetrieb, d. h. zu PV = 100 %:

wobei Snom die Einschaltdauer des Transformators in Kilovoltampere ist,

Unter angeschlossener Stromversorgung Ppr von Elektromotoren versteht man die vom Motor aus dem Netz aufgenommene Leistung bei Nennlast und Spannung:

Dabei ist ηnom die Nennleistung des Motors in relativen Einheiten.

Die durchschnittliche aktive Last für die Schicht mit der höchsten Auslastung Rav.cm und die gleiche durchschnittliche Blindlast Qcp, cm sind Koeffizienten dividiert durch die während der Schicht mit der höchsten Auslastung verbrauchte Elektrizitätsmenge (WCM bzw. VCM) durch die Dauer der Schicht in Stunden Tcm,

Die durchschnittliche jährliche Wirklast Rav.g und die gleiche Blindlast Qcp.g sind Koeffizienten aus der Division des jährlichen Stromverbrauchs (Wg bzw. Vg) durch die jährliche Arbeitszeit in Stunden (Tg):

Unter maximaler Belastung Rmax versteht man die größte durchschnittliche Belastung für ein bestimmtes Zeitintervall.

Im Einklang mit PUEFür die Berechnung von Heizungsnetzen und Transformatoren wird dieses Zeitintervall auf 0,5 Stunden festgelegt, d. h. die maximale Belastung wird für eine halbe Stunde angenommen.

Unterscheiden Sie die maximale Last für eine halbe Stunde: aktiv P30, kW, reaktiv Q30, kvar, voll S30, kVA und aktuell I30, a.

Der Spitzenstrom Ipeak ist der momentan maximal mögliche Strom für einen bestimmten Verbraucher elektrischer Energie oder für eine Gruppe elektrischer Verbraucher.

Unter Ausnutzungsfaktor für KI-Änderung versteht man das Verhältnis der durchschnittlichen aktiven Last bei maximaler Lastverschiebung zur installierten Leistung:

Demnach ist der Jahresnutzungsgrad das Verhältnis der durchschnittlichen jährlichen Wirklast zur installierten Leistung:

Unter dem Maximalfaktor Km versteht man das Verhältnis der aktiven halbstündlichen Maximalbelastung zur durchschnittlichen Belastung für die maximal belastete Schicht,

Der Kehrwert des maximalen Koeffizienten ist der Füllkoeffizient des Kzap-Diagramms

Der Nachfragefaktor Ks ist das Verhältnis der aktiven halbstündigen Maximallast zur installierten Leistung:

Unter dem Inklusionsfaktor Kv versteht man das Verhältnis der Arbeitszeit des Empfängers der wiederholten Kurz- und Langzeitbetriebsart einer Schicht zur Dauer der Schicht:

Bei elektrischen Empfängern, die für den Dauerbetrieb während des Schaltens ausgelegt sind, beträgt der Schaltfaktor praktisch eins.

Der Belastungsfaktor für die Wirkleistung K3 ist das Verhältnis der Belastung des elektrischen Empfängers zu einem bestimmten Zeitpunkt Pt ​​zur installierten Leistung:

Bei Elektromotoren, bei denen unter der installierten Leistung die Wellenleistung verstanden wird, wäre es richtiger, Ki, Kv, K3 nicht der installierten, sondern der an das Netz angeschlossenen Stromversorgung zuzuordnen.

Zur Vereinfachung der Berechnungen und aufgrund der schwierigen Berücksichtigung des Wirkungsgrades bei der Belastung von Elektromotoren wird jedoch empfohlen, diese Faktoren auch auf die installierte Leistung zu beziehen. Somit entspricht der Bedarfsfaktor gleich eins (Kc = 1) der tatsächlichen Belastung des Elektromotors in Höhe von η % der Gesamtlast.

Der Kombinationskoeffizient der Maximallast KΣ ist das Verhältnis der kombinierten halbstündlichen Maximallast mehrerer Gruppen elektrischer Verbraucher zur Summe der maximalen halbstündlichen Lasten einzelner Gruppen:

Bei einer praktisch zulässigen Näherung kann davon ausgegangen werden

und folglich