Электрические нагрузки

Лекция 2 эл снаб 2.ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ НАГРУЗКИ 2.1. Графики электрических нагрузок и коэффициенты, характеризующие режимы работы электроприемников Правильное определение электрических нагрузок (ЭНГ) является решающим и важнейшим этапом при проектировании и эксплуатации систем электроснабжения. Электрические нагрузки характеризуют потребление электроэнергии отдельным электроприемником, группой ЭП, цехом или предприятием в целом. Электрическая нагрузка может наблюдаться визуально по измерительным приборам. Изменения нагрузки во времени записывают по показаниям счетчиков активной и реактивной мощности, снятым через одинаковые промежутки времени или фиксируются самопишущими приборами. Кривые изменений во времени активной и реактивной мощности и тока называются графиками, соответственно, активной, реактивной мощности или тока. Характерными графиками ЭНГ являются суточные (рис. 3.1, а) и годовые (рис 3.1, б) графики активной и реактивной нагрузок. Рис.2.1. Суточные (а) и годовые (б) графики активной Р и реактивной Q мощности Для построения суммарного графика ЭНГ по предприятию или по отдельной подстанции (рис 2.2) необходимо подсчитать нагрузки потребителей Рt, потери мощности в силовых трансформаторах и элементах электрической сети и мощность подстанции Рпс. Рис.2.2. Суммарный суточный график нагрузки предприятия: 1 – график подстанции; 2 – график потребления; 3 – график потерь При расчетах электрических нагрузок необходимо применение некоторых безразмерных коэффициентов, характеризующих режим работы приемников электроэнергии, например по степени их использования во времени и по мощности. Показатель любого типа может определяться для индивидуального или для группового графика как активной, так и реактивной мощности или тока. В связи с этим показатели индивидуальных и групповых графиков различаются применение строчной буквы (для одного ЭП) или соответственно прописной буквы (для группы ЭП.) Рассмотрим основные величины и коэффициенты, применяемые при подсчете электрических нагрузок. Пиковая нагрузка (мощность) обусловлена пиковым (пусковым) током и характеризуется коэффициентом I kпик = пик , (2.1) I ном где Iпик – пиковый (пусковой) ток ЭП, Iном – номинальный ток ЭП. Номинальная (установленная мощность) электродвигателей длительного режима работы – это мощность ЭП, обозначенная на заводской табличке или в его паспорте рном = рп. (2.2) Для электродвигателей с повторно-кратковременным режимом работы рном = рп ПВ п . Для сварочных машин и трансформаторов электропечей (2.3) рном = Sп cos φп ПВ п (2.4) , где Sп, cos φп – паспортные значения полной мощности трансформатора и коэффициента мощности; ПВп – паспортная продолжительность включения электроприемника. Коэффициент использования характеризует использование активной мощности: р - для одного ЭП kи = см , р ном Р - для группы ЭП Ки ср = см , (2.5) Р ном где рсм (Рсм) – средняя активная мощность одного (или группы) ЭП за наиболее загруженную смену. Если группа ЭП работает в одинаковом режиме значения kи и Ки ср совпадают, т.е. kи = Ки ср. Для группы ЭП с разными режимами работы групповой коэффициент использования равен n Ки ср = n  р смi i 1 n  р номi  р номi k иi = i 1 i 1 n  р номi . (2.6) i 1 Коэффициент формы характеризует неравномерность графика нагрузки во времени: р Р kф = скв , Кф = скв , (2.7) р см Р см где рскв (Рскв) – среднеквадратическое значение активной мощности одного (группы) ЭП, определяемое по формуле рскв = 1Т 2  р ( t )dt . Т0 При неизменной во времени нагрузке коэффициент формы равен 1. Коэффициент спроса представляет собой отношение расчетной активной мощности к номинальной мощности группы (или одного) ЭП Р Кс = р . (2.8) Р ном Из формулы (2.8) следует, что коэффициент спроса связывает непосредственно расчетную нагрузку (мощность) с номинальной мощностью, не учитывая при этом форму графика. Расчетная мощность, Рр – это мощность соответствующая такой неизменной токовой нагрузке Iр, которая эквивалентна фактической (или ожидаемой) изменяющейся во времени нагрузке по наиболее тяжелому тепловому воздействию. Для одиночных электроприемников расчетная мощность принимается равной номинальной мощности электроприемника. Расчетным коэффициентом – называется отношение расчетной активной мощности к средней мощности группы ЭП с эффективным числом электроприемников nэф ≥ 2 Р Кр = р . (2.9) Р см Эффективное число электроприемников, nэф, в группе из n электроприемников – это такое число одинаковых по режиму работы ЭП одинаковой мощности, которое дает то же значение расчетной нагрузки, что и группа различных по мощности и режимам работы ЭП. Эффективное число электроприемников определяется 2  n    р номi   . nэф =  in1 2  р номi (2.10) i 1 Допускается определение эффективного числа приемников всего цеха по упрощенной формуле 2Р ном , nэф = р максi1 (2.11) где рмакс i 1 – номинальная активная мощность одного электроприемника, наибольшего по величине Во всех случаях, если nэф > n, принимаем nэф = n (n – действительное число электроприемников) . Годовое число часов использования максимума активной мощности (Ти, или Тм) представляет собой отношение годового расхода активной энергии, потребляемой группой ЭП (цехом, предприятием) к расчетной активной мощности W Тм = год , (2.12) Рр Wсм или Тм = . Рр (2.13) Расход электроэнергии за смену, Wсм , определяют по показаниям счетчиков за время наиболее загруженной смены Тсм. Используя формулы (2.12 и 2.13) можно определить расчетную нагрузку Рр. 2.2. Методы определения расчетных нагрузок Для расчета электрических нагрузок промышленных предприятий применяют в основном два метода: метод коэффициента спроса и метод расчетного коэффициента. К вспомогательным методам относятся метод удельных плотностей нагрузок и метод удельного потребления электроэнергии на единицу продукции. 1. Метод коэффициента спроса Для определения расчетных нагрузок по методу коэффициента спроса необходимо знать номинальную (или установленную) мощность Pном, кВт, группы приемников и коэффициенты мощности cos и спроса kс данной группы. Расчетную нагрузку группы однородных по режиму работы электроприемников определяют по формулам: (2.14) Pp  k c  Pном , Q p  Pp  tg , (3.15) Sp  Pp2  Q 2p (2.16) Значения kc и cos – принимают по справочнику для данной характерной группы ЭП или отрасли. При использовании, данного метода коэффициент спроса, kc, принимается постоянной величиной независимо от значений n, pi, qi, при этом погрешность расчета увеличивается. Поэтому метод коэффициента спроса рекомендуется при определении общезаводских нагрузок (НГ) в сетях 6 – 10 кВ. Расчетную нагрузку узла системы электроснабжения (например, на шинах ГПП), содержащего группы приемников электроэнергии с различными режимами работы, определяют с учетом разновременности максимумов нагрузок отдельных групп n n i 1 i 1 Sp  ( Pрi  K рм ( а ) ) 2  ( Q рi  K рм ( р ) ) 2 , (2.17) где n n i 1 i 1  Pрi ,  Q рi – соответственно сумма расчетных активных и реактивных нагрузок отдельных групп ЭП; Крм(а) = 0,95 – коэффициент разновременности максимумов нагрузок для активной мощности; Крм(р) = 0,9 – коэффициент разновременности максимумов нагрузок для реактивной мощности. 2. Метод расчетного коэффициента Метод расчётного коэффициента – основной метод при разработке технических и рабочих проектов (как правило, широко применяется в низковольтных сетях). В соответствие с методом Pp  k p Pсм  k p K u (2.18) ср  Р ном , где Pном   р ном i – за исключением резервных ЭП, Pсм – средняя мощность за максимально загруженную смену: а) для группы ЭП с одинаковым режимом работы Р см  k u Pном , Q см (2.19)  Р см tg ; (2.20) б) для группы ЭП с разными режимами работы n Р см   p см i   k u i  р ном i , i 1 (3.21) n Q см   q см i   p см i  tgi . i 1 (2.22) Значения ku i и cosi (tgi) принимают по справочнику, значения расчетного коэффициента kp – по таблице П.1 (для распределительных сетей 0,4 кВ) или по таблице П.2 (для выбора цеховых трансформаторов). Если в группе электроприёмников есть ЭП, работающие с опережающим током, то их реактивная мощность принимается со знаком «» (например, конденсаторная батарея, – QБК). Зная Рр и Qр определяют по (2.17) полную расчетную мощность. С учетом мощности конденсаторной установки, формула (2.17) имеет вид Sр = Р 2р  Q р  Q БК  . 2 (2.23) 3. Метод удельных плотностей нагрузок Этот метод применяется на первых стадиях проектирования для выявления основных нагрузок по цехам, подстанциям, линиям. Исходными данными для расчета являются: площадь цеха F, м2; удельная плотность нагрузок руд, Вт/м2; среднее значение коэффициента мощности cos φ. Значение расчетной активной мощности равно РР = руд F. (2.23) Далее по формулам (2.15), (2.16) определяют значения Qр и Sр. 4. Метод удельного потребления электроэнергии на единицу продукции Потребляемую электрическую мощность в целом по предприятию и по отдельным цехам можно определить по данным удельного расхода электроэнергии ωуд, кВт·ч, на единицу продукции, которые устанавливаются для различных производств на основе анализа материалов обследования действующих предприятий (приводятся в справочной литературе). Годовое потребление электроэнергии предприятием или отдельным цехом определяется по формуле = Wгод ωуд Мгод, (2.24) где Мгод – годовой выпуск продукции в натуральном выражении (штук, тонн и т.д.). Расчетная активная мощность равна Wгод Рр = . Тм (2.25) При оценке активной расчетной нагрузки величины Тм можно принимать равными следующим значениям: - для металлургической промышленности до 6500ч; - для химической промышленности до 6000ч; - для горнорудной промышленности до 6000 ч; - для машиностроительной промышленности до 4000ч. Этот метод пригоден для расчета нагрузок по предприятиям или цехам с крупносерийным или массовым типом производства. 3.3. Определение расхода электроэнергии Суммарная нагрузка (активная, РΣ и реактивная, QΣ) на шинах напряжением выше 1000 В определяется соотношениями: РΣ = (ΣРнн + ΣРвв + ΔРт + ΔРл) Крм(а), QΣ = (ΣQнн + ΣQвв + ΔQт + ΔQл) Крм(р), (2.26) (2.27) где ΣРнн, ΣQнн – суммарная активная и реактивная нагрузка на шинах низкого напряжения; ΣРвв, ΣQвв – суммарная активная и реактивная нагрузка на шинах высокого напряжения; ΔРт, ΔQт – потери активной и реактивной мощности в трансформаторах; ΔРл, ΔQл – потери активной и реактивной мощности в линиях; Крм(а) = 0,95, Крм(р) = 0,9 – коэффициенты разновременности максимумов нагрузок отдельных групп электроприемников, соответственно для активной Крм(а), и реактивной Крм(р) мощности. До выбора мощности трансформатора и параметров высоковольтных линий предварительно принимают: ΔРт = 0,02 Sнн; ΔQт = 0,10 Sнн; ΔРл = 0,03 Sнн, (2.28) (2.29) (2.30) где Sнн – расчетная мощность на шинах низшего напряжения до 1000В за максимально загруженную смену. Коэффициент мощности в период максимальной нагрузки равен Р р Р р cos φmax = cosφр = = . 2 2 Q р Р р  Q р (2.31) Годовой расход активной энергии, Wгод, и реактивной энергии, Vгод, определяется Wгод = Wсил + Wосв + ΔWтр + ΔWл, (2.32) Vгод = + Vсил ΔVтр + ΔVл. (2.33) В формулах (2.32, 2.33) обозначено: Wсил, Vсил – годовой расход электроэнергии силовыми электроприемниками при средней активной, Рср, и средней реактивной, Qср, нагрузках Wсил (2.34) = Рср Тсил = Рср Тгод α; Vсил = Qср Тсил = Qср Тгод α, (2.35) где Тсил – годовое число часов работы силовых ЭП; Тгод – фактическое время работы потребителя в год; α – коэффициент сменности по энергоиспользованию, равный α Wсил ; Р срТ год = (2.36) Wосв – годовой расход электроэнергии осветительных потребителей при средней мощности нагрузки осветительных установок, Росв. ср, и среднем числе часов горения ламп электрического освещения, Тосв.ср Wосв = Росв. Тосв.ср. ср (2.37) По известному расходу активной и реактивной энергии определяют средневзвешенный годовой коэффициент мощности cos φср. взв = Wгод 2 2 Wгод  Vгод . (2.38) Если нагрузка мало изменяется при различных сменах, то расход электроэнергии, потребляемый предприятием в течение года, приближенно можно оценить по формуле W = Рсм Тгод = Рр Тсм. (2.39) 2.4. Определение потерь мощности и электроэнергии в элементах электрической сети В сетях промышленных предприятий теряется около 10% передаваемой электроэнергии. Величина потерь зависит от многих факторов, но в первую очередь определяется режимом работы электроприемников и отдельных звеньев сети – силовых трансформаторов и линий. Недостаточная загрузка трансформаторов и электродвигателей, низкий коэффициент мощности сети увеличивают потери. Рост потерь ЭЭ снижает экономический показатель сети, так как повышается стоимость энергии. 1. Определение потерь в линиях Потери мощности и ЭЭ в линиях изменяются с изменением НГ. В зависимости от исходных данных потери в линиях можно рассчитать по среднеквадратичному току Iск, принимая время действительной работы линии Тдейст, или по максимальному току Iмакс при времени потерь τ. Среднеквадратичный ток представляет собой эквивалентный ток, который, проходя по линии за время Тдейст, вызывает те же потери мощности и ЭЭ, что и действительный изменяющийся ток за то же время. Время потерь τ – это расчётное время, в течение которого линия, работая с неизменной максимальной НГ Iмакс, имела бы те же потери мощности и ЭЭ, что и при работе по действительному переменному графику НГ. а) Расчет потерь по Iск, Тдейст Среднеквадратичный ток определяется по формуле I ск  k ф I c , (2.40) где Iс – средний ток линии, равный W . Tдейст  3  U ном  cos  срвз (2.41) Ic  kф – коэффициент формы графика НГ: kф = 1,05 ÷ 1,1 – (при любом числе ЭП с длительным режимом работы и с n ≥ 20 для ЭП с повторно – кратковременным режимом работы); 1  ПВ – (при числе ЭП < 20 при повторно кратковременном kф  1 n эф  ПВ режиме работы). В формуле (2.41) обозначено: W – расход активной ЭЭ, [кВт · ч] за действительное время работы линии Тдейст [год, сутки]; сos срвз – средневзвешенный коэффициент мощности. Потери активной мощности ∆Р, кВт, и активной электроэнергии ∆W, кВт∙ч, в линии равны P  3I 2 ск R л , (2.42) W  P  Tдейст . (2.43) Соответственно, потери реактивной мощности ∆Q, кВар, и реактивной ЭЭ ∆V, кВар∙ч, составляют Q  3I 2 ск X л , (2.44) V  Q  Tдейст , (2.45) где Rл – активное сопротивление линии, [Ом]; Xл – реактивное сопротивление линии, [Ом]. б) Расчет потерь по Iмакс и τ Если известен расход ЭЭ за определённое время (сутки, год), и максимальная расчетная НГ Рр, кВт, то можно определить время максимальных потерь Тмакс по формуле W , Т макс  Pp (2.46) или Тмакс можно ориентировочно принять (в зависимости от характера и сменности работы потребителей) по следующим соотношениям: – для осветительных НГ 1500 ÷ 2500 ч; – для односменных предприятий 1800 ÷ 2500 ч; – для двухсменных предприятий 3500 ÷ 4500 ч; – для трёхсменных предприятий 5000 ÷ 7000 ч. По значениям W и Тмакс можно рассчитать максимальный (расчетный) ток линии Iмакс W . I макс  Т макс 3U ном соs срвз (2.47) Годовое время максимальных потерь , час, определяется по графикам, представленным на рис. 3.3 или по формуле   (0,124  (2.48) Т max 2 )  8760 . 10000 Рис. 2.3. Кривые для определения времени потерь τ Потери мощности и электроэнергии в линии равны P  3I м2 R л ; (2.49) Q  3I м2 X л ; (2.50) W  P  ; (2.51) V  Q  . (2.52) 2. Определение потерь в трансформаторах а) потери активной мощности в трансформаторе ∆Рт состоят из потерь на нагревание обмоток трансформатора (потери в меди трансформатора) ∆Рм, зависящих от тока НГ и потерь на нагревание стали ∆Рст, которые не зависят от нагрузки, т.е. ∆Рт = ∆Рм + ∆Рст ; (2.53) 2 P Q S2  S  Pм  3I R Т  3R T    RT 2  RT T 2 T , U U  3U  2 2 Тогда полные активные потери трансформатора составят P Q PT  R T T 2 T  Pст ; U 2 (2.54) где ∆Рст и ∆Рм – справочные данные; 2 2 RT  Pм U н 2 – активное сопротивление обмоток трансформатора, 2 Sн определяемое по величине потерь в меди ∆Рм, мощности трансформатора Sн и номинальному напряжению Uн. Потери реактивной мощности также слагаются из двух составляющих: потерь ΔQ, вызванных рассеянием магнитного потока в трансформаторе и зависящих от квадрата тока нагрузки, и потерь на намагничивание трансформатора ΔQμ, которые не зависят от тока нагрузки и определяются током холостого хода трансформатора R 2т  Q 2т = Xт + ΔQμ, QT  Q  Q U2 (2.55) ( Q  = ∆Qxx – справочные данные). б) По каталожным (паспортным) данным потери активной мощности можно определить иначе. Как правило, в паспорте даны потери к.з. ∆Рм.ном. – соответствующие потерям в меди при номинальной НГ трансформатора Sном, и известна фактическая НГ трансформатора S. В этом случае активные потери мощности равны Р Т  Р м  Р ст ; где Р м  Р м.ном (S / Sном ) – потери меди трансформатора при фактической загрузке трансформатора S. Тогда суммарные активные потери трансформатора будут равны Р Т  Р м.ном  k з  Р ст . 2 (2.56) Здесь kз = S/Sном – коэффициент загрузки трансформатора. Аналогично по паспортным данным определяют реактивные потери в трансформаторе: Q Т  Q  Q , (2.57) ΔQ (2.58) uk U2 ; XT  100 S н (2.59)  3I 2 X T ; Q   i xx Sном 100 . (2.59) В формулах (2.58 и 2.59) обозначено uk – напряжениие короткого замыкания трансформатора, ixx – ток холостого хода трансформатора – паспортные данные. После преобразования формулы (2.57) с учетом формул (2.58 и 2.59), получим S Q Т  ном (u k k 2 з  i хх ) 100 (2.60) Потери активной ∆WT и реактивной ∆VT энергии в трансформаторе соответственно равны W  Pм.ном  k 2 з    Р ст  Т вкл ; (2.61) V  Sном u k  k 2з    i xx  Т вкл . 100 (2.62) Здесь Твкл = Тдейст – время работы трансформатора (если трансформатор работает в течение года, то Твкл = 365 × 24 = 8760 ч). 3.Определение потерь в реакторах Потери активной и реактивной мощности в реакторах определяют по формулам 2 Р р  k з 3Р ном.ф , (2.63) Q p  k з 3Q ном.ф , 2 (2.64) где kз  I – коэффициент загрузки реактора, I ном ∆Рном.ф, ∆Qном.ф – потери, соответственно, активной и реактивной мощностей в одной фазе реактора при номинальной нагрузке (справочные данные). Потери активной и реактивной энергии в реакторе, соответственно равны Wp  Pp  Tвкл ; (2.65) Vp  Q p  Tвкл . (2.66) 2.5. Способы снижения потерь ЭЭ в системах электроснабжения Электроприемники промышленных предприятий требуют для своей работы как активную (Р), так и реактивную (Q) мощности. Реактивная мощность вырабатывается, как и активная, синхронными генераторами станций и передаётся по системе электроснабжения потребителям. Следует помнить, что только активная мощность и энергия могут совершать работу и преобразовываться в механическую, тепловую и другие виды энергии. Активная мощность обусловлена преобразованием энергии первичного двигателя, полученной от природного источника, в электрическую энергию. Реактивная мощность не преобразуется в другие виды мощности, не совершает работу и поэтому называется мощностью условно. Реактивная мощность идет на создание магнитных и электрических полей. Для анализа режимов в цепях синусоидального тока реактивная мощность является очень удобной характеристикой, широко используемой на практике. 1. Способы снижения потерь активных нагрузок потребителей Снижение потребления ЭЭ является одним из важнейших факторов производственной деятельности предприятия. Основной способ снижения потребления ЭЭ – её экономия за счет уменьшения потерь ЭЭ в СЭС предприятия (трансформаторах, линиях, реакторах). Потери ЭЭ в трансформаторах составляют значительную величину. Эти потери снижают правильным выбором мощности и числа трансформаторов, рационального режима их работы, исключением режимов холостого хода при малых загрузках. Потери в линиях зависят от сопротивления линии, величины тока линии. Для снижения сопротивления линии, при наличии парных линий, их включают параллельно. Значительно сокращаются потери ЭЭ при использовании повышенных напряжений 20 кВ и 0,66 кВ в питающих и распределительных сетях. Регулирование графиков нагрузки, целью которого является получение равномерного графика, позволяет повысить использование оборудования и снизить потери ЭЭ. С целью максимальной экономии ЭЭ для энергоёмкого оборудования (электротермических установок, теплообменников, сушильных и холодильных камер и др.) целесообразно установить, какой режим является более экономным – полное отключение с дополнительными расходами для его пуска или их оставление в работе с дополнительными потерями на холостой ход оборудования. Потери ЭЭ в общепромышленных установках (ОПУ). Расход ЭЭ в ОПУ составляет 50-60 % от общего расхода ЭЭ. Сокращение его может значительно снизить нагрузку потребителей, а соответственно и потерь ЭЭ. Для наглядности приведем данные о расходах ЭЭ некоторыми потребителями ОПУ в процентах к общезаводскому расходу ЭЭ: - комперессорные установки – 20- 25 %; - вентиляционные установки – 10- 20 %: - водонасосные установки – 5- 6 %; - транспортные устройства – 7- 8 %; - электроосвещение – 8 -10 %. Основные способы снижения нагрузок указанных потребителей: а) Наиболее эффективными способами экономии ЭЭ в компрессорных установках являются: - поддержание необходимого давления и допустимое снижение давления на компрессоре при прекращении работы потребителей воздуха; - обеспечение требуемого режима охлаждения; - понижение температуры всасываемого воздуха и применение промежуточных охладителей в многоступенчатых компрессорах; - рациональное распределение нагрузки между компрессорами в соответствии с их параметрами и наиболее экономичными по расходу ЭЭ; - введение системы контроля за утечками сжатого воздуха. б) Снижение электрических нагрузок в вентиляционных установках в основном определяется автоматизацией их работы в зависимости от режима работы основного оборудования, участка, цеха. Например, использование автоматики в работе воздуходувок участка нагревательных печей с периодическим отключением одной из них может дать экономию до 100 кВт·ч за смену. в) снижение расхода ЭЭ в насосных установках достигается регулированием производительности и давления насосных агрегатов, а также сокращением расхода воды на производственные нужды. Регулирование производительности и давления при одиночной работе насосов достигается установкой регулируемых электроприводов или установкой приемных и опорных задвижек. Этот способ является более экономичным. Сокращения расхода воды на производственные нужды обеспечивается устройствами для утилизации охлаждающей воды за счет применения циркуляционных систем охлаждения. г) Транспортные устройства. Наибольшее потребление ЭЭ приходится на мостовые краны, у которых мощность двигателей часто может превышать мощность, необходимую для текущих перевозок грузов. Снижение расхода ЭЭ в этом случае можно получить за счет применения крана с двумя подъемами или установки второго крана с меньшей грузоподъемностью для постоянной работы. При монтаже (перемещении) многотонного оборудования использовать второй подъем (кран). д) Электрическое освещение. Основными мерами для снижения расхода ЭЭ являются: содержание в чистоте световых проемов и полное использование естественного света; систематическая чистка осветительных ламп, правильное размещение светильников, применение наиболее экономичных светильников и источников света, схем автоматического включения и отключения внутреннего и наружного освещения. 2. Способы снижения реактивных нагрузок Снижение реактивных нагрузок потребителей может осуществляться: 1) выполнением мероприятий, не требующих установки компенсирующих устройств для снижения реактивной мощности; 2) установкой компенсирующих устройств для частичной или полной компенсации реактивной мощности. В первом случае, предметом анализа должны быть следующие вопросы: а) замена мало загруженных асинхронных двигателей (АД) двигателями меньшей мощности. Для АД с номинальным коэффициентом мощности cosφном = 0,91 – 0,93 реактивная мощность холостого хода составляет около 50% реактивной мощности при номинальной загрузке двигателя. Для двигателей с cosφном = 0,77 – 0,79 она достигает 70%. Например, если для какого-то конкретного двигателя при 100% -й загрузке cosφ = 0,8, то при 50% -й загрузке он равен 0,65, а при 30% -й – 0,51%. Следовательно, замена систематически мало загруженных АД двигателями меньшей мощности способствует повышению мощности промышленных электроустановок. б) ограничение холостого хода двигателей и сварочных трансформаторов; в) применение синхронных двигателей вместо асинхронных двигателей в случае, когда это возможно по условиям технологического процесса; г) применение наиболее целесообразной силовой схемы вентильного преобразователя (предпочтительнее использовать схемы с меньшим потреблением реактивной мощности). Как правило, значительное снижение потребления реактивной мощности естественными методами невозможно, поэтому в дополнение к естественным мероприятиям применяют искусственные методы компенсации реактивной мощности, т.е. рассматривается второй случай. Во втором случае, для компенсации реактивной мощности, потребляемой электроустановками, используются синхронные машины, конденсаторы и специальные статические источники реактивной мощности. Наглядное представление о сущности компенсации реактивной мощности дает векторная диаграмма, представленная на рис. 3.4. Пусть до компенсации потребитель потребляет активную мощность Р1 – вектор ОВ и реактивную мощность Q1 (от индуктивной нагрузки) – вектор ВА. Вектор ОА представляет полную потребляемую мощность S1. Рис. 2.4. Векторная диаграмма компенсации реактивной мощности Если включить параллельно нагрузке компенсирующую установку (емкостную нагрузку) Qку – вектор АА′, то при той же потребляемой активной мощности Р1 реактивная мощность потребителя уменьшается на величину Q1- Qку, а полная мощность S2 станет меньше S1. При этом ток в сети также снизится, поскольку I2 = S2 / ( 3 U) < I1 = S1 / ( 3 U). В результате использования компенсирующей установки (КУ) при том же сечении проводов можно повысить пропускную способность сети по активной мощности. Мощность компенсирующего устройства Qку определяется как разность между реактивной мощностью нагрузки предприятия Q и предельной реактивной мощностью Qэ, которую может предоставить предприятию энергосистема по условиям режима ее работы Qку = Q – Qэ = Р(tgφр – tgφэ), (2.67) где Q = Р tgφр – расчетная мощность реактивной нагрузки предприятия в точке присоединения к питающей энергосистеме; Qэ – мощность, соответствующая установленным предприятию условиям получения электроэнергии от энергосистемы; Р – расчетная мощность активной нагрузки предприятия; tgφр = Q/Р – тангенс угла, соответствующий коэффициенту мощности нагрузки предприятия; tgφэ – тангенс угла, отвечающий установленным предприятию условиям получения мощности Qэ. Для компенсации реактивной мощности в сетях общего назначения чаще используют конденсаторные батареи (БК) и синхронные двигатели (СД). К достоинствам конденсаторных батарей относятся простота, невысокая стоимость, малые удельные потери активной мощности. Размещение конденсаторных батарей в сетях напряжением до 1000 В и выше должно удовлетворять условию наибольшего снижения потерь активной мощности от реактивных нагрузок. Основное назначение синхронных двигателей – выполнение механической работы, следовательно, он является потребителем активной мощности. При перевозбуждении СД его электродвижущая сила (ЭДС) больше напряжения сети, в результате вектор тока двигателя опережает вектор напряжения, т.е. имеет емкостный характер. В результате СД выдает реактивную мощность. При недовозбуждении СД является потребителем реактивной мощности. Изменение тока возбуждения позволяет регулировать генерируемую СД реактивную мощность. Затраты на генерацию реактивной мощности определяются в основном стоимостью связанных с этим потерь активной мощности в самом двигателе. Как правило, чем меньше номинальная мощность СД и его частота вращения, тем больше эти потери. Контрольные вопросы: 1. 2. 3. 4. 5. Графики электрических нагрузок (привести примеры графиков) Коэффициенты характеризующие графики нагрузок. Методы расчета электрических нагрузок. Общие сведения. Определение потерь мощности и электроэнергии в элементах электрической сети. Способы снижения потерь ЭЭ в системах электроснабжения. Какие из них более перспективны.