Тангенс фи в электротехнике это – Значения коэффициентов реактивной мощности, указываемые в договорах на оказание услуг по передаче электрической энергии

Содержание

3.2 Выбор числа и мощности трансформаторов цтп с учетом компенсации реактивной мощности

В целях уменьшения
потерь активной мощности и электроэнергии
в трансформаторах реактивная нагрузка
на напряжения до 1000 В, создаваемая
асинхронными двигателями, компенсируется
с помощью статических конденсаторов
на стороне низкого напряжения. Учитывая
компенсацию реактивной мощности на
напряжение до 1000 В, производится
окончательный выбор мощности
трансформаторов цеховых ТП. Ниже
приводится пример расчета для ТП.

Необходимая
мощность компенсирующих устройств со
стороны низшего напряжения определяется
по формуле

,(3.1)

где
— соответствует средневзвешенномуcos;

— соответствует
нормативному значению cos,
равному 0,95.

Тангенс фи естественный определяем по формуле

(3.2)

Подставляя данные
в формулы (3.2), (3.1) получаем

квар.

Выбираем в качестве
компенсирующего устройства батареи
статических конденсаторов типа
ККУ-0,38-432, две установки общей мощностью
2432
= 864 квар [5].
Тогда реактивная мощность, передаваемая
из сети по стороне низшего напряжения
трансформатора Qс,
квар, составит

.
(3.3)

Подставляя значения в формулу (3.3), получаем для тп10 значение реактивной мощности, равное

квар.

Так как потери
активной мощности в компенсирующих
устройствах незначительны, мы их не
учитываем.

Полная расчетная
мощность с учетом компенсации определяется

. (3.4)

Подставляя расчетные величины в формулу (3.4), получаем

кВА.

Выбираем
к установке в ТП1 два трансформатора по
1000 кВА
каждый. Загрузка трансформаторов в
нормальном и послеаварийном режимах
по формулам (3.1), (3.2) составляет

Кз=1237(21000)
= 0,62, Кз=12371000
= 1,24.

Расчет трансформаторов
остальных цеховых ТП с учетом компенсации
реактивной мощности на стороне низшего
напряжения трансформаторов проводится
аналогично, а результаты выбора и
расчета рекомендуется привести в
таблице 3.2.

Из таблицы 3.2 видно,
что при установке в цехе №1 пяти подстанций
с двумя трансформаторами мощностью по
1600кВ·А, коэффициенты загрузки получаются
в пределах, рекомендуемых инструкцией.
Проверим установку в данном цехе четырех
подстанций с двумя трансформаторами
мощностью по 1600кВ·А. В этом случае,
расчетные нагрузки цеха делим на четыре
подстанции и тогда нагрузки каждой
подстанции равны:

— активная Рр
= 7822/4 = 1955,5 кВт;

— реактивная Qр
= 6728/4 = 1682 квар.

Таблица 3.2 – Расчет
мощности компенсирующих устройств со
стороны низшего напряжения трансформаторов
и окончательный выбор числа и мощности
трансформаторов цеховых ТП

Номер

ТП

Расчетные
нагрузки

tgφ

Потребная
мощность компенс. устр.
Qку,
квар

Количество и мощность компенс. устр.

Qку.ном,
квар

Реактивная мощность,пере-даваемая
из сети

Qс,
квар

Рр,
кВт

Qр,
квар

ТП1

1175

1250

1,06

858

2×432
= 864

386

ТП2

1313

1437

1,09

998

2×450+2×75=1050

387

ТП3

1313

1437

1,09

998

2×450+2×75=1050

387

ТП4

1877

1543

0,82

920

2×450
= 900

643

ТП5

1564,4

1345,6

0,86

829

2×432
= 864

482

ТП6

1564,4

1345,6

0,86

829

2×432
= 864

482

ТП7

1564,4

1345,6

0,86

829

2×432
= 864

482

ТП8

1564,4

1345,6

0,86

829

2×432
= 864

482

ТП9

1564,4

1345,6

0,86

829

2×432
= 864

482

Продолжение таблицы
3.2

Номер ТП

Полная
расчетная нагрузка

Количество трансфор-

маторов в
ТП

Sт.ном,
кВ·А

Кз

Кз.ав

Рр,
кВт

Qр,
квар

Sр,
кВ·А

ТП1

1175

386

1237

2

1000

0,62

1,24

ТП2

1313

387

1369

2

1000

0,68

1,36

ТП3

1313

387

1369

2

1000

0,68

1,36

ТП4

1877

643

1984

2

1600

0,62

1,24

ТП5

1564,4

482

1637

2

1600

0,51

1,02

ТП6

1564,4

482

1637

2

1600

0,51

1,02

ТП7

1564,4

482

1637

2

1600

0,51

1,02

ТП8

1564,4

482

1637

2

1600

0,51

1,02

ТП9

1564,4

482

1637

2

1600

0,51

1,02

Расчет мощности
компенсирующих устройств со стороны
низшего напряжения трансформаторов и
выбор числа и мощности трансформаторов
для данного варианта приведен в таблице
3.3.

Таким образом, в
цехе №1 устанавливаем четыре подстанции
с двумя трансформаторами
мощностью по 1600 кВ·А каждая.

Анализируя величины
и размещение электрических нагрузок
цехов по территории завода и учитывая
категории потребителей по степени
бесперебойности питания, рекомендуется
выбрать схему для системы внутризаводского
электроснабжения. В соответствии с [3]
схемы могут быть радиальными, магистральными
и смешанными. В данном примере принимается
радиально-магистральная схема с
резервированием питания.

Таблица 3.3 – Выбор
числа и мощности трансформаторов цеховых
трансформаторных подстанций в цехе №1

Номер

ТП

Расчетные
нагрузки

tgφ

Потребная
мощность компенс. устр.
Qку,
квар

Количество и
мощность компенс. устр.

Qку.ном,
квар

Реактивная
мощность,пере-даваемая из сети

Qс,
квар

Рр,
кВт

Qр,
квар

ТП5

1955,5

1682

0,86

1036

2×450+2×75=1050

632

ТП6

1955,5

1682

0,86

1036

2×450+2×75=1050

632

ТП7

1955,5

1682

0,86

1036

2×450+2×75=1050

632

ТП8

1955,5

1682

0,86

1036

2×450+2×75=1050

632

Продолжение таблицы
3.3

Номер ТП

Полная
расчетная нагрузка

Кол. транс.
в ТП

Sт.ном,
кВ·А

Кз

Кз.ав

Рр,
кВт

Qр,
квар

Sр,
кВ·А

ТП5

1955,5

632

2055

2

1600

0,64

1,28

ТП6

1955,5

632

2055

2

1600

0,64

1,28

ТП7

1955,5

632

2055

2

1600

0,64

1,28

ТП8

1955,5

632

2055

2

1600

0,64

1,28

Распределительная
сеть напряжением выше 1 кВ по территории
комплекса выполняется кабельными
линиями, проложенными в траншеях (марки
ААБ), а также на конструкциях внутри
помещений (марки ААБГ).

Для системы
внутризаводского электроснабжения в
соответствии с НТП ЭПП-94 распределительную
сеть (от пункта приема электроэнергии
до распределительных и трансформаторных
подстанций) рекомендуется выполнять
на напряжении 10 кВ. Применение напряжения
6 кВ в качестве распределительного
следует ограничивать. Использование
напряжения 6 кВ рационально для
предприятий, где устанавливается
значительное количество двигателей 6
кВ небольшой мощности (до 500 кВт), суммарной
мощностью равной или более 50% общей
мощности предприятия, а также в случае
реконструкции или расширения действующего
производства, ранее запроектированного
на напряжение 6 кВ.

Учитывая это, в
рассматриваемом примере принимается
вариант, в котором электроэнергия
распределяется внутри завода на
напряжении 10 кВ с установкой дополнительной
трансформаторной подстанции с
трансформаторами, обеспечивающими
питание потребителей электроэнергии
напряжением 6 кВ цехов №1 и №5 (рисунок
3.1).

Выбираем мощность
трансформаторов дополнительной
подстанции ТП9, для которой расчетная
активная мощность определяемая
потребителями напряжением 6 кВ, равна

Рр
= Рр2
+ Рр5
=3728 + 2142 = 5870 кВт;

— расчетная
реактивная мощность равна

Qр
= Qр
2
+ Qр5
= 3281 – 1350 = 1931квар.

Естественный
коэффициент реактивной мощности на
шинах РУ-6 кВ данной ТП9 равен

tgφест
= Qр
/ Рр
= 1931 / 5870 = 0,33,

поэтому устанавливать
компенсирующие устройства не надо;

— полная расчетная
нагрузка подстанции равна

кВ·А

По расчетной
нагрузке подстанции выбираем два
трансформатора в соответствии со
справочной литературой [5] мощностью по
6300 кВ·А каждый с коэффициентами загрузки

Кз
= 6179(26300)
= 0,49,

Кз.ав
= 61796300
= 0,98.

studfiles.net

Коэффициент мощности — Википедия

Материал из Википедии — свободной энциклопедии

Перейти к навигации
Перейти к поиску
Синусоидальное напряжение (красная линия) и ток (зелёная линия) синфазны — между ними нет фазового сдвига (φ=0∘{\displaystyle \varphi =0^{\circ }}, cos⁡φ=1{\displaystyle \cos \varphi =1}) — нагрузка полностью активная, нет реактивной составляющей. Мгновенная мощность (синяя линия) и активная мощность (голубая линия) рассчитаны с коэффициентом мощности, равным 1. Как видно, синяя линия (график мгновенной мощности) находится полностью над осью абсцисс (в положительной полуплоскости), вся подводимая энергия преобразуется в работу: переходит в активную мощность, потребляемую нагрузкой.
Синусоидальное напряжение (красная линия) и ток (зелёная линия) имеют фазовый сдвиг φ=90∘{\displaystyle \varphi =90^{\circ }} (cos⁡φ=0{\displaystyle \cos \varphi =0}) — нагрузка полностью реактивная, нет активной составляющей. Мгновенная мощность (синяя линия) и активная мощность (голубая линия) рассчитаны с коэффициентом мощности, равным 0. Расположение синей линии (графика мгновенной мощности) на оси абсцисс показывает, что в течение первой четверти цикла вся подводимая мощность временно сохраняется в нагрузке, а во второй четверти цикла возвращается в сеть, и так далее, то есть никакой активной мощности не потребляется, полезной работы в нагрузке не совершается.
Синусоидальное напряжение (красная линия) и ток (зелёная линия) имеют фазовый сдвиг

ru.wikipedia.org

3.6 Определение технико-экономических показателей системы внутризаводского электроснабжения

3.6.1 Определение
капитальных затрат и расхода цветного
металла на кабельные линии, выключатели
и трансформаторы. Вес кабелей определяем
по формуле (2.22).

Капитальные затраты
на кабельные линии, выключатели и
трансформаторы цеховых ТП вычисляются
аналогично приведенной методике в
разделе 2. Расчеты по определению
капитальных затрат на систему
внутризаводского электроснабжения
приведены в таблице 3.7.

Капитальные затраты
на строительную часть кабельных линий,
т.е. на траншеи, определяются в зависимости
от длины линии и стоимости одного
километра траншеи с учетом количества
кабелей в ней по формуле

Ктранш.=
Странш.· ∑ℓ,

где Странш.– стоимость 1 км траншеи, тыс. тенге;

∑ℓ − суммарная
длина траншей с одинаковым количеством
кабелей в ней, км.

Например, для
рассматриваемого примера имеем

Ктранш.=
0,54·(0,088+0,1+0,074+0,094) + 0,79·(0,05+0,172+0,05) =

= 0,40712·200 =
81,424 тыс.тенге.

3.6.2 Определение
эксплуатационных расходов и потерь
электроэнергии в линиях распределительной
сети. Определение указанных параметров
выполнено в соответствии с методикой,
изложенной в разделе 2. Расчеты приведены
в таблице 3.8. Определение эксплуатационных
расходов и потерь электроэнергии в
трансформаторах ЦТП выполнено в таблице
3.9.

Далее следует
определить технико-экономические
показатели по варианту системы
внутризаводского электроснабжения
предприятия.

Капитальные затраты
на линию рассчитываются с учетом
строительных работ по
прокладке кабелей в траншеях.

Суммарные капитальные
затраты составляют

Квнут.Л+ КВ+ КТ= 1470,249 +
8800 + 84916 = 95186,249 тыс.тенге.

Суммарные
эксплуатационные затраты составляют

Свнут.= Спл
+ Спт+ Сал + Сав
+ Сат = 169,2 + 2474,54 + 44,107 + 387,2 +
3736,304 =

= 6811,351
тыс.тенге/год.

Суммарные годовые
расчетные затраты составляют

Звнутр.= 0,125Квнутр.+ Свнутр.=

=
0,125 95186,249 + 6811,351 =
18709,632 тыс.тенге/год.

Потери электроэнергии
в сети и в трансформаторах внутризаводского
электроснабжения составляют

∆Эвнутр.=
∆ЭЛ+ ∆ЭТ= 84,6 + 1237,27 = 1321,87
тыс.кВт·ч.

Расход алюминия
равен Gвнутр.= 1,717
т.

3.6.3 Технико-экономические
показатели системы электроснабжения
предприятия. На основании технико-экономических
расчетов, проведенных в разделах 2 и 3
курсовой работы, определяются
технико-экономические показатели
системы электроснабжения предприятия
путем суммирования соответствующих
показателей системы внешнего и
внутризаводского электроснабжения.

Суммарные капитальные
затраты составляют

Ксэс= Квнеш.+ Квнутр.= 45952 +
95186,249 = 141138,249 тыс.тенге.

Суммарные
эксплуатационные затраты составляют

Ссэс= Свнеш.
+ Свнут.=4909,9 + 6811,351 =
11721,251тыс.тенге/год.

Суммарные годовые
расчетные затраты составляют

Зсэс=
0,125Ксэс+
Ссэс=

= 0,125 141138,249 + 11721,251 = 29363,531 тыс.тенге/год.

Потери электроэнергии
в сетях и в трансформаторах внешнего и
внутризаводского электроснабжения
составляют

∆Эсэс=
∆Эвнеш.+ ∆Эвнут. = 1762 +
1321,87 = 3083,87 тыс.кВт·ч.

Расход алюминия
равен

Gсэс
=Gвнеш.+Gвнутр.= 46,26 + 1,717 = 47,977 т.

Таблица 3.7
–Определение капитальных затрат на
линии, выключатели и трансформаторы

Ном.

ли-

нии

Спо-

соб

про-

клад-

ки

Линии

Выключатели

Трансформаторы

Марка и сечение

кабеля,

мм2

Дли-на

,

км

Вес

ка-беля,

g,

т/км

Расход цвет.

мет.,

G,
т

Стои-мость

1 км

линии

Сл,

Кап.затр.

Кл,

тыс.тенге

Тип

Кол.,

шт

Стоим.

одной

ячейки

Св,

тыс.

тенге

Кв,

тыс.

тенге

Кол. и мощность

n×SТ.ном,

кВ·А

Кт,

тыс.

тенге

Ввод

ВВ/TЕL

10/1600 и

ВВ/TЕL

10/630

3

550

Л1

транш.

2ААБ(3×95)

0,088

0,76

0,134

598

105,248

2

2×1600

13120

Л2

транш.

2ААБ(3×240)

0,172

1,92

0,66

1040

357,76

5

2×6300

2066

Л3

транш.

2ААБ(3×95)

0,05

0,76

0,076

598

59,8

2

2×1600

13120

Л4

констр.

2ААБГ(3×35)

0,08

0,28

0,045

414

66,24

2×1600

Л5

транш.

2ААБ(3×95)

0,124

0,76

0,188

598

148,304

2

2×1600

Л6

констр.

2ААБГ(3×35)

0,09

0,28

0,050

414

74,52

2×1600

Л7

транш.

2ААБ(3×35)

0,30

0,20

0,120

382

229,2

2×1000

5750

Л8

транш.

2ААБ(3×95)

0,266

0,76

0,404

598

318,136

2

2×1000

Л9

констр.

2ААБГ(3×35)

0,072

0,28

0,040

414

59,616

2×1000

Строительная
часть

(траншеи)

81,424

Всего

1,717

1470,249

16

8800

84916

Таблица 3.8 –
Определение эксплуатационных расходов
и потерь электроэнергии в линиях сети

Ном.

ли-нии

Марка и сечение

кабеля,

мм2

Исходные
данные на линии

Расчетные
данные на линии

Выключатели

kз

k2з

,

км

τ, ч

С0,

φЛ,

%

Рном,

кВт

РЛ,

кВт

ЭЛ,

кВт·ч в
год

СпЛ,

тыс.

тенге

СаЛ,

тыс.

тенге

КЛ,

тыс.

тенге

КВ,

тыс.

тенге

φВ,

%

СаВ

Л1

2ААБ(3×95)

0,5853

0,3426

0,088

2199

2

3

50

3,015

4,4

Л2

2ААБ(3×240)

0,6408

0,4106

0,127

58

8,192

Л3

2ААБ(3×95)

0,6363

0,4049

0,05

50

2,024

Л4

2ААБ(3×35)

0,6125

0,3751

0,08

42

2,52

Л5

2ААБ(3×95)

0,6363

0,4049

0,124

50

5,02

Л6

2ААБ(3×35)

0,6125

0,3751

0,09

42

2,836

Л7

2ААБ(3×35)

0,4568

0,2087

0,30

40

5,009

Л8

2ААБ(3×95)

0,5292

0,28

0,266

50

7,448

Л9

2ААБ(3×35)

0,5125

0,2626

0,072

42

2,406

Всего

38,47

84,6

169,2

44,107

1470,249

8800

387,2

Таблица 3.9 –
Определение эксплуатационных расходов
и потерь электроэнергии в трансформаторах
цеховых подстанций

Ном.

ТП

n×Sт.н,

кВ·А

Исходные
данные на один трансформатор

Расчетные
данные на два трансформатора

Iхх,

%

Uкз,

%

Рхх,

кВт

Ркз,

кВт

kип,

С0,

τ, ч

kз

k2з

Р´хх,

кВт

Р´кз,

кВт

Эт,

тыс.

кВт·ч

Сп.т,

тыс.

тенге

Кт,

тыс.

тенге

τт,

%

Са.т,

тыс.

тенге

ТП1

2×1000

1,5

8,0

2,3

12,2

0,07

2

2199

0,62

0,384

3,35

17,8

88,78

4,4

ТП2

2×1000

0,68

0,462

94,89

ТП3

2×1000

0,68

0,462

94,89

ТП4

2×1600

1,3

5,5

3,3

18,0

0,62

0,384

4,76

24,16

124,24

ТП5

2×1600

0,64

0,409

126,92

ТП6

2×1600

0,64

0,409

126,92

ТП7

2×1600

0,64

0,409

126,92

ТП8

2×1600

0,64

0,409

126,92

ТП9*

2×6300

0,8

6,5

8,33

46,5

0,6

0,36

11,86

75,165

326,79

Всего

1237,27

2474,54

84916

3736,304

studfiles.net

Значения коэффициентов реактивной мощности, указываемые в договорах на оказание услуг по передаче электрической энергии

Технически необходимая степень КРМ в каждой точке сети определяется параметрами линий, соединяющих эту точку с источниками питания. Эти параметры индивидуальны для каждой точки и, следовательно, для каждого потребителя. Однако тарифы на электроэнергию не устанавливаются индивидуально для каждого потребителя, а дифференцируются только по четырем уровням напряжения питания: 110 кВ и выше, 35 кВ, 6-20 кВ и 0,4 кВ.

Дифференциация условий потребления (генерации) реактивной мощности для потребителей, присоединенных к сетям 110 кВ и ниже, в новом документе также осуществлена по четырем группам напряжений сетей, что представляется правильным. Так как затраты на производство и передачу реактивной энергии гораздо меньше аналогичных затрат, обусловленных активной энергией, способы выражения тарифов на реактивную энергию не могут быть «изощреннее» тарифов на активную энергию.

Значение коэффициента реактивной мощности в часы больших суточных нагрузок электрической сети (tg φ) установлены в зависимости от номинального напряжения сети, к которой подключен потребитель:

Напряжение сети, кВ……….   110(154)       35(60)        6-20         0,4

tg φ………………………………….        0,5             0,4               0,4          0,35

Данные значения указывают в договорах с потребителями электрической энергии, присоединенная мощность энергопринимающих устройств которых более 150 кВт (за исключением граждан-потребителей, использующих электрическую энергию для бытового потребления, и приравненных к ним в соответствии с нормативными правовыми актами в области государственного регулирования тарифов групп (категорий) потребителей (покупателей), в том числе многоквартирных домов, садоводческих, огороднических, дачных и прочих некоммерческих объединений граждан).

Значение коэффициента реактивной мощности, генерируемой в часы малых суточных нагрузок электрической сети, устанавливается равным нулю для всех случаев.

Сумма часов, составляющих периоды больших и малых суточных нагрузок, должна быть равна 24 часам и относиться ко всем суткам месяца, за исключением периодов привлечения потребителя к регулированию реактивной мощности. При определении в договоре временных интервалов больших и малых нагрузок необходимо руководствоваться фактическими параметрами режима электрической сети в конкретном энергоузле. Если иное не определено договором, часами больших нагрузок считается период с 7 ч 00 мин до 23 ч 00 мин, а часами малых нагрузок — с 23 ч 00 мин до 7 ч 00 мин местного времени. Временные интервалы, в течение которых потребитель привлекается к регулированию реактивной мощности в часы больших и малых нагрузок, могут быть меньше соответствующих периодов больших и малых суточных нагрузок и относиться только к установленным в договоре суткам месяца.

В случае участия потребителя по соглашению с сетевой организацией в регулировании реактивной мощности в часы больших и/или малых нагрузок электрической сети, в договоре энергоснабжения определяются также диапазоны значений коэффициентов реактивной мощности, устанавливаемые отдельно для часов больших (tg φб) и/или малых (tg φм) нагрузок электрической сети и применяемые в периоды участия потребителя в регулировании реактивной мощности.

При решении задачи установки КУ в сети потребителя суммарная мощность КУ является известной (равной разности между фактическим и заданным потреблением). Необходимо определить наилучший вариант размещения КУ в узлах внутренней сети предприятия с учетом специфики технологического процесса, возможностей установки КУ и желаемых режимов напряжения в узлах. При решении аналогичной задачи для сетевой организации кроме указанных факторов необходимо осуществить экспертную оценку возможных действий потребителя. Если предполагается, что потребитель (или группа потребителей, питающихся от узла) в течение длительного времени не произведет установку КУ в своих сетях, то установка КУ в узле сетевой организации экономически выгодна. В противном случае установленные КУ могут оказаться неиспользуемыми. В обеих задачах необходимо учитывать прогноз изменения реактивных нагрузок.

Для потребителей, присоединенных к сетям напряжением 220 кВ и выше, а также к сетям 110 кВ (154 кВ) в случаях, когда они оказывают существенное влияние на электроэнергетические режимы работы энергосистем, предельное значение коэффициента реактивной мощности определяют на основе расчетов режима работы электрической сети, выполняемых как для нормальной, так и для ремонтной схем сети.

Индивидуальный характер влияния на режим сети крупных потребителей и малая вероятность компенсации изменений их нагрузки другими потребителями приводят к необходимости установления предельно допустимых значений в виде почасового суточного графика, а не в виде средних значений для часов больших и малых нагрузок как для потребителей, присоединенных к сетям 0,4-110 кВ. Это могут быть не обязательно 24 разных значения; в конкретном случае могут быть выделены несколько интервалов в течение суток.

Предельное значение реактивной нагрузки конкретного потребителя может быть определено при последовательном ее увеличении до значения, при котором параметры режима в каком-либо узле сети или в какой-либо линии электропередачи выходят на предельно допустимый уровень. Очевидно, что получение этого значения связано с теми или иными допущениями в отношении нагрузок других потребителей.

Можно рассматривать два предельных порядка утяжеления режимов:

увеличение реактивной мощности только в рассматриваемом узле сети;

одновременное увеличение реактивной мощности, потребляемой во всех узлах сети.

Первый порядок предполагает определение максимальной реактивной мощности, потребляемой в рассматриваемом узле сети, при условии, что потребители во всех остальных узлах не увеличивают своего потребления. Такой расчет приведет к достаточно высоким значениям допускаемого коэффициента реактивной мощности, так как не предполагает одновременного нарушения условий несколькими потребителями. Второй порядок предполагает ситуацию, при которой потребители во всех узлах могут одновременно увеличить потребление. Очевидно, что при первом подходе требования к потребителям окажутся наиболее мягкими, а при втором -наиболее жесткими. Вместе с тем обе описанные ситуации можно считать маловероятными. Необходимо рассчитывать на ситуацию, при которой в ряде узлов нагрузки могут увеличиться одновременно, однако число таких узлов при расчете максимально допустимого потребления реактивной мощности конкретным потребителем должно быть ограничено разумным пределом.

Каждый из узлов сети имеет разную степень влияния на уровень напряжения в других узлах и разный размер «зоны влияния». Поэтому представляется логичным выделение сравнительно небольшой группы «критериальных» узлов, нагрузки которых следует рассматривать как увеличивающиеся с большой вероятностью одновременно с нагрузкой рассматриваемого узла. В остальных узлах реактивные нагрузки следует принимать на уровне их фактических значений, но не более соответствующих tg φ = 0,5.

Каждая сеть имеет свои специфические особенности режимов, поэтому получить строгие математические выражения для установления необходимого числа «критериальных» узлов и тем более их конкретного перечня невозможно. Можно использовать обычно принимаемый в инженерных расчетах критерий практической достоверности, который предполагает возможный выход за обычные условия пяти процентов случайных ситуаций. В этом случае число «критериальных» узлов необходимо ограничить пятью процентами общего числа узлов в сети. Например, для схемы в 300 узлов это составит 15 узлов. Выбор конкретных узлов является прерогативой энергоснабжающей организации.

Превышение установленных в договоре предельных значений коэффициента реактивной мощности оплачивается потребителем в соответствии с повышающим коэффициентом к тарифу. Выход технических параметров режима сети за предельно допустимые значения по определению является недопустимой ситуацией и не может компенсироваться оплатой. Поэтому допустимые значения коэффициента реактивной мощности, включаемые в договор с потребителем, должны рассчитываться из условия сохранения определенного запаса по напряжению и нагрузкам линий электропередачи. При превышении этих значений потребитель выводит режим сети в зону риска, хотя расчетные значения параметров режима еще не достигают предельно допустимых значений. В этой зоне допустимо стимулировать потребителя к нормализации нагрузки экономическими способами.

Предельное значение коэффициента реактивной мощности, потребляемой конкретным потребителем в рассматриваемый час суток, определяют из условия недопущения снижения напряжения ни в одном из узлов электрической сети ниже номинального значения и повышения нагрузки ни одной из линий электропередачи сверх значения, допустимого по условиям устойчивости работы электрической сети.

Предельное значение коэффициента реактивной мощности, генерируемой конкретным потребителем в рассматриваемый час суток, определяют из условия недопущения повышения напряжения ни в одном из узлов электрической сети выше значения, предельно допустимого для электрооборудования, и повышения нагрузки ни одной из линий электропередачи сверх значения, допустимого по условиям устойчивости работы электрической сети.

Для обеспечения указанных условий расчетные значения напряжений в узлах и нагрузок линий электропередачи должны приниматься с учетом коэффициентов запаса. Исходя из экспертных оценок они могут быть установлены на уровнях:

0,3 — для повышения напряжения в узлах от номинального напряжения сети до допустимого для электрооборудования;

0,1 — для нагрузок линий электропередачи по отношению к предельно допустимому значению по условиям устойчивости работы электрической сети.

Предельно допустимые (максимальные) напряжения электрооборудования установлены ГОСТ 721 «Системы электроснабжения, сети, источники, преобразователи и приемники электрической энергии. Номинальные напряжения свыше 1000 В» (прил. 8). Значения допустимых напряжений с учетом коэффициента запаса приведены в табл. 7.2.

Таблица 7.2

Предельно допустимое минимальное напряжение в узле сети может быть получено из условия обеспечения допустимых отклонений напряжения в сетях, присоединенных к шинам низкого напряжения трансформаторов. Расчеты показывают, что допустимые отклонения напряжения на этих шинах с учетом стандартных диапазонов РН устройствами РПН обеспечиваются при любом значении напряжения на шинах высокого напряжения в диапазоне от 0 до +10 % от номинального напряжения сети (см. п. 8.4.2). Поэтому предельно допустимое минимальное напряжение в узле сети может быть принято равным номинальному напряжению.

Как следует из изложенного, к потребителям, присоединенным к сетям напряжением 110 кВ (154 кВ), могут предъявляться разные требования в зависимости от того, оказывают они существенное влияние на режимы работы энергосистем или нет. Несмотря на то что однозначно определить понятие существенности влияния трудно, очевидно, что в нормативном документе должен быть указан его количественный критерий. На основе экспертной оценки принято, что потребителя относят к существенно влияющим на режимы сети, если при изменении его реактивной мощности от нуля до значения, соответствующего tg φ = 0,5, изменение напряжения в точке его присоединения превышает   5 %.

 

kvar.su

Косинус фи, тангенс фи — Основы

Передача электрической энергии неизбежно сопровождается потерями. Часть мощности рассеивается при прохождении тока по линии электропередач, проводам и кабелям: любой провод имеет ненулевое активное сопротивление. Часть электрической мощности, пришедшая к потребителю, используется для совершения полезной работы и тепловое рассеяние на нагрузке у потребителя. Но не вся дошедшая до потребителя мощность к нему попадает.  В чем причина, и куда девается остальная электроэнергия?

Причина нерационального использования электроэнергии – характер сопротивления нагрузки. Электрические цепи характеризуются сопротивлением переменному току, и это сопротивление имеет активную и реактивную составляющую. На активном сопротивлении электрическая мощность рассеивается, реактивное сопротивление не рассеивает мощность, но создает фазовый сдвиг между переменным напряжением и током.

В идеале фазовый такой сдвиг должен быть нулевым, тогда использование энергии потребителем максимальное. Но на практике ток несколько отстает от напряжения или опережает его, в зависимости от того, носит ли сопротивление нагрузки емкостной или индуктивный характер.

Почему фазовый сдвиг приводит к потерям электроэнергии?

Если активное сопротивление проводника просто рассеивает электроэнергию, переводя ее в тепловую, то фазовый сдвиг между током и напряжением приводит к повышенному расходу энергии на электростанции.

Процесс, происходящий при подаче переменного тока на нагрузку с реактивной составляющей, можно представить, как частичное отражение электрической волны от нагрузки, возвращение ее в электросеть. Такая отраженная мощность в итоге рассеивается на активном сопротивлении проводов.

Эффективность энергопотребления зависит от соотношения между активной и реактивной составляющими полного сопротивления нагрузки.

Треугольник сопротивлений и электрические потери

Соотношения между активным, реактивным и полным сопротивлениями нагрузки можно наглядно представить в виде треугольника сопротивлений.


 

Мерой реактивного сопротивления является косинус φ, то есть косинус угловой меры фазового сдвига между напряжением и током. Чем больше реактивная составляющая, тем активнее нагрузка «сопротивляется» подаче переменного тока.

Коэффициент мощности и cos(φ)

Отношение активной мощности, потребляемой в нагрузке, и полной мощности, подаваемой на нагрузку по линии электропередач, численно равно cos(φ), где φ – угол фазового сдвига между током и напряжением. Это отношение называется коэффициентом мощности, используется также термин косинус фи.

Коэффициент мощности, теоретически, может меняться от нуля до 1. Это соответствует использованию в нагрузке от 0% поступающей электроэнергии до 100%. При этом стопроцентное потребление мощности соответствует чисто активной нагрузке, φ=0,  cos(φ)=1. С другой стороны, 0% — крайне нежелательный вариант, когда φ=π/2, cos(φ)=0, при этом вся подаваемая мощность переменного тока отражается от реактивной нагрузки и рассеивается в подводящих проводах. На практике коэффициент мощности имеет промежуточное значение; например, φ= π/2, cos(φ)=0,701.

Какой косинус лучше?

Качество электрической нагрузки можно повысить, если скомпенсировать реактивность. Значения косинуса φ оцениваются следующим образом:

  • 0.9…1 – отлично
  • 0.7…0.9 – хорошо
  • 0.5…0,7 – допустимо
  • Менее 0,5 – плохо

Тангенс фи – характеристика потерь

Рассмотрев треугольник сопротивлений, можно понять смысл термина «тангенс фи». Это отношение между реактивной и активной составляющими нагрузки. При возрастании доли реактивной составляющей тангенс возрастает, в пределе стремясь к бесконечности. Тангенс угла потерь также используется в электроэнергетике, но более привычным является показатель cos(φ).

solo-project.com

Б) Параллельный колебательный контур с потерями

Цепь
рис. 6-33 состоит из параллельно соединенных
катушки и конденсатора, находящихся
под общим напряжением

Ток
в катушке

Этот
ток отстает по фазе от напряжения на
угол
тангенс
которого

Ток
катушки можно разложить на две слагающие,
активную
совпадающую
по фазе с напряжением, и реактивнуюотстающую
по фазе от напряжения на угол(рис.
6-34).

Ток
конденсатора

Он
опережает по фазе напряжение на угол
.

Общий
ток найдем из прямоугольного треугольника
токов (рис. 6-34), одним катетом которого
является активная слагающая тока
а
другим реактивная слагающая общего
тока, равная разности реактивной
слагающей тока катушки и тока конденсатора

Таким
образом, общий ток

Угол
сдвига общего тока от напряжения
определяется через его тангенс (рис.
6-34):

Ток
в неразветвленной части цепи может
отставать от напряжения на угол
приили
опережать его приили,
наконец, совпадать по фазе с напряжением
(рис. 6-35) при.

Рис.
6-34. Векторная диаграмма для разветвленной
цепи.

Рис.
6-35. Векторная диаграмма при резонансе
токов.

В
последнем случае в цепи наступает
резонанс токов, при котором
а
мощностьтак
как

Таким
образом, общий ток равен активной
составляющей тока катушки. При этом
общий ток всегда меньше тока в катушке,
так как активная составляющая тока
катушки всегда меньше тока катушки

Отношение
тока в контуре или в катушке
дак
общему току при резонансе

представляющее
собой добротность контура, показывает,
во сколько раз ток в параллельном контуре
при резонансе больше общего тока в
подводящих проводах.

Рис.
6-36. Графики токов, напряжения и мощности
для разветвленной цепи для случая

В
этом случае максимальная мощность,
затрачиваемая на получение магиитного
поля (),
равна максимальной мощности, затрачиваемой
на получение электрического поля (),
а следовательно, равны и максимальные
значения энергии в магнитном и
электрическом полях цепиКак
и в рассмотренном выше колебательном
контуре, в течение одной четверти периода
энергия, запасаемая в электрическом
поле, целиком получается от магнитного
поля, а в течение второй четверти периода
энергия, запасаемая в магнитном поле,
целиком получается от электрического
поля. От генератора в цепь поступает
только энергия, расходуемая в активном
сопротивлении. Так как реактивные
слагающие тока компенсируют друг друга,
то в цепи генератора проходит только
активный ток, обусловленный потерями
энергии в активном сопротивлении. На
рис. 6-36 представлены кривые токов
напряжений и мощности цепи (рис. 6-33) для
случая резонанса токов.

9.Мощности цепи синусоидального тока. Коэффициент мощности

Мгновенной
мощностью называют произведение
мгновенного напряжения на входе цепи
на мгновенный ток.
     Пусть
мгновенные напряжение и ток определяются
по формулам:

     Тогда

(6.23)

     Среднее
значение мгновенной мощности за период

     Из
треугольника сопротивлений
,
     а.

     Получим
еще одну формулу:

.

     Среднее
арифметическое значение мощности за
период называют активной мощностью и
обозначают буквой P.
   Эта мощность
измеряется в ваттах и характеризует
необратимое преобразование электрической
энергии в другой вид энергии, например,
в тепловую, световую и механическую
энергию.
     Возьмем реактивный
элемент (индуктивность или емкость).
Активная мощность в этом элементе
,
так как напряжение и ток в индуктивности
или емкости различаются по фазе на 90o.
В реактивных элементах отсутствуют
необратимые потери электрической
энергии, не происходит нагрева элементов.

   Происходит обратимый  процесс
в  виде обмена электрической энергией
между источником и приемником. Для
качественной оценки интенсивности
обмена энергией вводится понятие
реактивной мощности Q.
   
 Преобразуем выражение (6.23):

     где

мгновенная мощность в активном
сопротивлении;

     

мгновенная мощность в реактивном
элементе (в индуктивности или в емкости).

   Максимальное или амплитудное
значение мощности p2
называется реактивной мощностью

,

     где
x — реактивное сопротивление (индуктивное
или емкостное).
     Реактивная
мощность, измеряемая в вольтамперах
реактивных, расходуется на создание
магнитного поля в индуктивности или
электрического поля в емкости. Энергия,
накопленная в емкости или в индуктивности,
периодически возвращается источнику
питания.
     Амплитудное
значение суммарной мощности p = p1
+ p2
называется полной мощностью.
 
 Полная  мощность,  измеряемая
в вольтамперах, равна произведению
действующих значений напряжения и тока:

,

     где
z — полное сопротивление цепи.
 
 Полная мощность характеризует
предельные возможности источника
энергии. В электрической цепи можно
использовать часть полной мощности

,

       где
  — коэффициент мощности или «косинус
«фи».

  Коэффициент
 мощности  является одной из
важнейших характеристик электротехнических
устройств. Принимают специальные меры
к увеличению коэффициента мощности.
 
    Возьмем треугольник сопротивлений
и умножим его стороны на квадрат тока
в цепи. Получим подобный треугольник
мощностей (рис. 6.18).

     Из
треугольника мощностей получим ряд
формул:


   
,

    
        Рис.6.18

                   
                   
                 
      ,.

     При анализе электрических
цепей символическим методом используют
выражение комплексной мощности, равное
произведению комплексного напряжения
на сопряженный комплекс тока.
   
 Для цепи, имеющей индуктивный характер
(R-L цепи)

,

       где
  
     — комплекс напряжения;- комплекс тока;- сопряженный комплекс тока;- сдвиг по фазе между напряжением и
током.,
ток как в R-L цепи, напряжение опережает
по фазе ток.

     Вещественной
частью полной комплексной мощности
является активная мощность.
   
 Мнимой частью комплексной мощности
— реактивная мощность.
     Для
цепи, имеющей емкостной характер (R-С
цепи),
.
Ток опережает по фазе напряжение.

.

     Активная
мощность всегда положительна. Реактивная
мощность в цепи, имеющей индуктивный
характер, — положительна, а в цепи с
емкостным характером — отрицательна.

studfiles.net

Определение мощности

Определение коэффициента мощности



Магнитное поле в цепях переменного тока изменяется по синусоиде, при этом энергия, с ним связанная, в течение половины периода течет от генератора к токоприемнику, а в следующий полупериод возвращается обратно в генератор.
Такая энергия называется реактивной. Протекание ее проявляется в виде добавочного тока, отстающего от напряжения, как показано на диаграмме, кривая «в». Этот ток, протекая от генератора к приемнику и обратно, не производит полезной работы, а только вызывает дополнительное нагревание проводов, то есть дополнительные потери активной энергии.


Активный и реактивный токи, протекающие в проводе, складываются в один общий ток, который измеряется амперметром. Произведение этого полного тока на напряжение называется полной мощностью.


Отношение активной мощности к полной называется коэффициентом мощности. Для удобства технических расчетов коэффициент мощности выражают через косинус условного угла «фи» (cosφ).


Усредненный коэффициент мощности при изменяющейся нагрузке определяют за некоторый период времени. Для определения коэффициента мощности пользуются показаниями активного и реактивного счетчиков, что позволяет узнать средневзвешенное значение tgφ за весь период, в течение которого расходовалась энергия.


Если разделить расход реактивной энергии на расход активной энергии, то получим величину, называемую тангенсом «фи»:


tgφ = Wреактинвая/Wактвная

Определив tgφср, находят величину cosφ.


Величину коэффициента мощности можно определить также по показаниям вольтметра, амперметра и ваттметра по следующим формулам:


для однофазного тока cosφ = P/UI


для трехфазного тока cosφ = P/(1,73UлинIлин)

Сдвиг по фазе между током и напряжением


Сдвиг по фазе между током и напряжением: «а» — кривая изменения напряжения, «б» — кривая активного тока, «в» — кривая емкостного тока, «г» — кривая изменения индуктивного тока


Определить коэффициент мощности отдельных потребителей электроэнергии или участков сети при незначительно меняющейся нагрузке можно с помощью фазометра или ваттметра. Однако эти способы затруднительны, так как требуют разрыва токовых цепей.


Для измерения cosφ без разрыва цепи тока используется способ с использованием электроизмерительных клещей.


В трехфазных цепях при симметричной нагрузке измеряют мощность в одной фазе. Для этого магнитопроводом клещей охватывают один из проводов линии, генераторную клемму параллельной цепи ваттметра присоединяют к той же фазе, а вторую к нулевому проводу. Затем клещами измеряют ток в фазе и фазное напряжение.

Коэффициент мощности вычисляют по формуле:


cosφ = P/UI

hard-wired.ru