Что такое тангенс фи в энергетике

Что такое тангенс фи в энергетике

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

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

Количество и мощность компенс. устр.

Реактивная мощность,пере-даваемая из сети

Продолжение таблицы 3.2

Полная расчетная нагрузка

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

Количество и мощность компенс. устр.

Реактивная мощность,пере-даваемая из сети

Продолжение таблицы 3.3

Полная расчетная нагрузка

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

— расчетная реактивная мощность равна

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

поэтому устанавливать компенсирующие устройства не надо;

Читайте также:  Как можно сделать романтический ужин

— 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

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

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.

Читайте также:  Как открутить шланги от кухонного смесителя

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:

Читайте также:  Стиль пэчворк в интерьере спальни

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.

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 %.

Многие из вас наверняка видели на электроинструментах, двигателях, а также люминесцентных лампах, лампах ДРЛ, ДНАТ и других, такие надписи как косинус фи — cos ϕ.

Однако люди далекие от электротехники и позабывшие школьные уроки физики, не совсем понимают, что же означает данный параметр и зачем он вообще нужен.

Предположим перед вами есть 2 проводника. Один из этих проводников имеет потенциал. Не суть важно какой именно — отрицательный (минус) или положительный (плюс).

У другого провода вообще нет никакого потенциала. Соответственно между этими двумя проводниками будет разность потенциалов, т.к. у одного он есть, а у другого его нет.

Если вы соедините кончики двух проводов не непосредственно между собой, а через лампочку накаливания, то через ее вольфрамовую нить начнет протекать ток. От одного провода к другому.

В какой-то момент он его достигает и держится на этом уровне постоянно. То же самое будет, если подключить не одну, а две, три лампочки и т.д.

А что случится, если вместе с лампой последовательно включить катушку, намотанную из множества витков проволоки?

Изменится ли как-то процесс нарастания тока? Конечно, да.

Данная катушка индуктивности, заметно затормозит время увеличения тока от нуля до максимума. Фактически получится, что максимальное напряжение (разность потенциалов) на лампе уже есть, а вот ток поспевать за ним не будет.

Его нарастание слишком медленное. Из-за чего это происходит и кто виноват? Виноваты витки катушки, которые оказывают влияние друг на друга и тормозят ток.

Если у вас напряжение постоянное, например как в аккумуляторах или в батарейках, ток относительно медленно, но все-таки успеет дорасти до своего номинального значения.

А далее, ток будет вместе с напряжением идти, что называется «нога в ногу».

А вот если взять напряжение из розетки, с переменной синусоидой, то здесь оно не постоянно и будет меняться. Сначала U какое-то время положительная величина, а потом — отрицательная, причем одинаковое по амплитуде. На рисунке это изображается в виде волны.

Эти постоянные колебания не дают нашему току, проходящему сквозь катушку, достигнуть своего установившегося значения и догнать таки напряжение. Только он будет подбираться к этой величине, а напряжение уже начинает падать.

Причем, чем больше в катушке намотано витков, тем большим будет это самое запаздывание.

Как же это все связано с косинусом фи — cos ϕ?

Ссылка на основную публикацию
Что такое меандр в электронике
Электрический импульс — Эту статью следует викифицировать. Пожалуйста, оформите её согласно правилам оформления статей. Электрический импульс кратковременный всплеск электрического напряжения...
Чертеж углового дивана видео
Раздел Хранилище чертежей в большей части рассчитан на мастеров с опытом. Здесь вы можете скачать чертежи и проекты диванов и...
Чертеж шпинделя фрезерного станка
Чертёж общего вида с обозначением составных частей консольно-фрезерного станка 6Р81Г Общий вид с обозначением составных частей консольно-фрезерного станка модели 6Р81Г,...
Что такое механический электроподжиг в газовой плите
Сегодня газовые плиты отличаются от устаревших аналогов приятным для пользователей дополнением: на всех моделях установлена опция электроподжига, облегчающая ее включение...
Adblock detector