Визначення розрахункових навантажень міської електричної мережі. III

Розрахунок навантажень міської мережі включає визначення навантажень окремих споживачів (житлових додому, громадських будівель, комунально-побутових підприємств і т. д.) та елементів системи електропостачання (розподільчих ліній, трансформаторних підстанцій, розподільчих пунктів, центрів харчування тощо).

На рис. 1 наведено спрощену схему ділянки міської мережі, а на рис. 2 дано алгоритм визначення розрахункових навантажень, її елементів (без урахування втрат потужності в лініях та трансформаторах) та пояснення до виконання окремих пунктів алгоритму.

Якщо, крім навантажень міської мережі, джерело живить промислові підприємства чи сільськогосподарські райони, то підсумовуються всі навантаження на шинах цього джерела з урахуванням коефіцієнта суміщення максимумів.

Мал. 1. Можлива схема ділянки міської мережі: ЦП – центр харчування, РП – розподільчий пункт, ТП – трансформаторна підстанція.

Мал. 2. Алгоритм визначення навантажень ділянки міської мережі

Пояснення щодо виконання алгоритму, наведеного на рис. 2.

(квартир та силових електроприймачів) визначається як

де P уд.кв. - Питоме навантаження квартир, що залежать від типу кухонних плит та числа квартир (n) у будинку; Pc-навантаження силових електроприймачів будинку.

В свою чергу

де k с1 та kс2 - відповідно коефіцієнти попиту установок ліфтів та інших електродвигунів (вентиляторів, насосів водопостачання та ін), kс2 приймається рівним 0,7;

P лф.ном і Pдв.ном -номінальні потужності електродвигуна ліфта та інших електродвигунів (за паспортними даними);

Повне навантаження житлового будинку і лінії живлення

де cos φ - коефіцієнт потужності лінії, що живить житловий будинок.

1б та 1в. Активні навантаження громадсько-комунальних підприємств та адміністративних будівельпри орієнтовних розрахунках зручно визначати за укрупненими питомими навантаженнями залежно від їх виробничих показників:

де P пр.уд - питоме розрахункове навантаження одиниці виробничого показника (робочого місця, посадкового місця, квадратного метра площі торгового заду, ліжко-місця тощо);

М - виробничий показник, що характеризує пропускну спроможність підприємства, обсяги виробництва і т.д.

Повні навантаження підприємств і будівель знаходяться з урахуванням cosφ . При необхідності, більш точні розрахунки можна виконати на підставі індивідуальних проектів внутрішнього електрообладнання об'єктів, що розглядаються, і за діючою методикою визначення їх навантажень.

Комунально-господарських підприємств (котелень, водопроводу, каналізації), а також внутрішньоміського електрифікованого транспорту визначаються за спеціальними методиками.

2а. Активне навантаження лінії напругою 0,4 кВ, що живить групу однотипних житлових будинків (однорідних споживачів)

де P уд.кв -питоме навантаження квартир, що залежить від типу кухонних плит і числа квартирN, що живляться однією лінією.

, що живить однорідних споживачів, визначається з урахуванням їх cosφ.

де Pmax - найбільша з навантажень, що живляться лінією (навантаження, що формує максимум); ki-коефіцієнти суміщення, що враховують розбіжність максимумів навантажень окремих споживачів щодо Pmax; Pi-інші навантаження лінії.

Повне навантаження лінії, що живить неоднорідних споживачівз різними cosφ спрощено може бути визначена як

Тут cosφ заг- загальний коефіцієнт потужності, що відповідає загальному коефіцієнту реактивного навантаження:

де Q л. i - сумарне реактивне навантаження лінії, що визначається з урахуванням окремих споживачів.

3. Активне та повне навантаження трансформаторної підстанціївизначаються аналогічно п. 2а та 2б, але при цьому враховуються всі споживачі даного ТП. Отримане навантаження вважається наведеним до шин напругою 0,4 кВ.

4. Активне навантаження лінії напругою 10 кВ, що живить ряд ТП:

де k тп1 -коефіцієнт суміщення максимумів навантажень ТП; P тп Σ -Сумарне навантаження окремих ТП, приєднаних до лінії.

лінії напругою 10 кВ визначається з урахуванням коефіцієнта потужності в період максимуму навантаження, прийнятого рівним 0,92 (йому відповідає tg = 0,43).

5. Активне та повне навантаження на шинах розподільчого пункту (РП)визначаються аналогічно п. 4, але при цьому обліковуються всі ТП, приєднані до цього РП.

6. Розрахункове навантаження на шинах центру живлення (ЦП) напругою 10 кВвизначається з урахуванням розбіжності максимумів навантажень споживачів міських мереж, промислових підприємств та інших шляхом множення суми їх навантажень на коефіцієнт суміщення максимумів kмах1 чи kmaх2.

7. Навантаження на шинах напругою 110-330 кВза наявності на підстанції двообмотувальних трансформаторів 110-330/10 кВ перебуває за навантаженням на шинах ЦП напругою 10 кВ. При триобмотувальних трансформаторах має враховуватися додаткове навантаження третьої обмотки.

Сторінка 9 з 22

ЕЛЕКТРИЧНІ НАВАНТАЖЕННЯ МЕРЕЖ 10(6) кВ та ЦП

2.4.2. Для реконструйованих електричних мереж у районах житлової забудови, що зберігається, за відсутності істотних змін у ступені її електрифікації (наприклад, не передбачається централізований перехід на електрохарчове приготування) розрахункові електричні навантаження допускається приймати за фактичними даними.

2.4.3. Розрахункові навантаження на шинах 10(6) кВ ЦП визначаються з урахуванням розбіжності максимумів навантажень споживачів міських розподільчих мереж і мереж промислових підприємств (харчуються від ЦП по самостійних лініях) шляхом збільшення суми їх розрахункових навантажень на коефіцієнт суміщення максимумів, за табл. 2.4.2.

2.4.4. Для орієнтовних розрахунків електричних навантажень міста (району) на розрахунковий термін концепції розвитку міста рекомендується застосовувати питомі укрупнені показники за табл. 2.4.3.

Таблиця 2.4.1.

трансформаторів (k y)

Характеристика навантаження	Кількість трансформаторів

Житлова забудова (70% і більше навантаження житлових будинків та до 30% навантаження громадських будівель)
Загальна забудова (70% і більше навантаження громадських будівель та до 30% навантаження житлових будинків)
Комунально-промислові зони (65% і більше навантаження промислових та громадських будівель та до 35% навантаження житлових будинків)

П р і м е ч а н я:

2. Коефіцієнти поєднання максимумів навантажень трансформаторів для проміжних значень складу споживачів визначається інтерполяцією.

Таблиця 2.4.2.

Коефіцієнти суміщення максимумів навантажень

міських мереж та промислових підприємств

Максимум	Відношення розрахункового навантаження підприємств до навантаження міської мережі
навантажень
Ранковий
Вечірній

П р і м е ч а н я:

1. У чисельнику наведені коефіцієнти для житлових будинків з електроплитами, у знаменнику – з плитами на газовому чи твердому паливі.

2. Найменші значення коефіцієнтів у період вечірнього максимуму навантажень слід приймати за наявності промислових підприємств з однозмінним режимом роботи, великі - коли всі підприємства мають дво-, тризмінний режим роботи. Якщо режим роботи підприємств змішаний, то коефіцієнт поєднання визначається інтерполяцією пропорційно їх співвідношенню.

3. При відношенні розрахункового навантаження промпідприємств до сумарного навантаження міської мережі менше 0,2 коефіцієнт суміщення для ранкового та вечірнього максимумів слід приймати рівним 1. Якщо це відношення більше 4, коефіцієнт суміщення для ранкового максимуму слід приймати рівним 1; для вечірнього максі-муму, якщо всі підприємства однозмінні – 0,25, якщо дво-, тризмінні – 0,65.

Таблиця 2.4.3.

Укрупнені показники питомої розрахункової

комунально-побутового навантаження

	Місто (район)
(група) міста	з плитами на природному газі, кВт/чол.		із стаціонарними електричними плитами, кВт/чол.
		в тому числі		в тому числі
	по місту району		по місту району		мікрорайони (квартали) забудови
Найбільший

Примітки:

1. Значення питомих електричних навантажень наведено до шин 10(6) кВ ЦП.

2. За наявності у житловому фонді міста (району) газових та електричних плит питомі навантаження визначаються інтерполяцією пропорційно до їх співвідношення.

3. Для районів міста, житловий фонд яких обладнаний плитами на твердому паливі або зрідженому газі, запроваджуються такі коефіцієнти:

для малого міста – 1,3;

для середнього – 1,05.

4. Наведені в таблиці показники враховують навантаження: житлових будинків, громадських будівель (адміністративних, навчальних, наукових, лікувальних, торгових, видовищних, спортивних), комунальних підприємств, зовнішнього освітлення, електротранспорту (без метрополітену), систем водопостачання та каналізації , систем теплопостачання

5. Для обліку навантаження різних дрібнопромислових та інших споживачів (крім перерахованих у п. 4 примітки), що живляться, як правило, по міських розподільних мережах, до значень показників таблиці рекомендується вводити наступні коефіцієнти:

для районів міста із газовими плитами 1,2-1,6;

для районів міста із електроплитами 1,1-1,5.

Великі значення коефіцієнтів відносяться до центральних районів, менші до мікрорайонів (кварталів) переважно житлової забудови.

б. До центральних районів міста відносяться сформовані райони зі значним зосередженням різних адміністративних установ, навчальних, наукових, проектних організацій, підприємств торгівлі, громадського харчування, видовищних підприємств та ін.

7. Навантаження великих промислових споживачів і промислових зон, що живляться, як правило, за своїми лініями, визначаються додатково (індивідуально) для кожного підприємства (промзони) за проектами їх розвитку та реконструкції або за анкетними даними.

2.4.5. Значення питомої витрати електроенергії комунально-побутових споживачів на розрахунковий термін концепції розвитку приймаються за табл. 2.4.4.

Таблиця 2.4.4.

Збільшені показники витрати електроенергії

комунально-побутових споживачів


(група) міста	без стаціонарних електроплит, кВт×ч/чол. на рік	зі стаціонарними електроплитами, кВт×ч/чол. на рік
Найбільший

П р і м е ч а н я:

1. Наведені укрупнені показники передбачають електроспоживання житловими та громадськими будинками, підприємствами комунально-побутового обслуговування, зовнішнім освітленням, міським електротранспортом (без метрополітену), системами водопостачання, каналізації та теплопостачання.

2. При використанні в житловому фонді побутових кондиціонерів повітря до показників таблиці вводяться такі коефіцієнти:

для великого міста – 1,18;

для середнього – 1,14.

Зміст

зд i, - Розрахункові навантаження інших будівель, що живляться по лінії, кВт; k yi - коефіцієнт участі в максимумі електричних навантажень громадських будівель (приміщень) або житлових будинків (квартир та силових електроприймачів) за табл. 2.3.1.
Розрахункове навантаження може визначатися також із використанням питомих показників, наведених у п. 2.2.2.
2.3.2. Укрупнене розрахункове електричне навантаження мікрорайону (кварталу), Рр.мр, кВт, наведена до шин 0,4 кВ ТП, визначається за формулою

Рр.мр = ( Рр.ж.д.уд + Рзаг.зд.уд) S 10-3 ,

де Рзаг.зд.уд - питоме навантаження громадських будівель мікрорайонного значення, що приймається для будинків з електричними плитами - 2,6 Вт/м2, з плитами на твердому або газоподібному паливі - 2,3 Вт/м2; S- загальна площа житлових будинків мікрорайону (кварталу), м2.
В укрупнених навантаженнях громадських будівель мікрорайонного значення враховано підприємства торгівлі та громадського харчування, дитячі ясла-садки, школи, аптеки, роздавальні пункти молочних кухонь, приймальні та ремонтні пункти, житлово-експлуатаційні контори та інші установи згідно з СНіП з планування та забудови міських .
Електричні навантаження громадських будівель районного та міського значення, включаючи лікувальні заклади та видовищні підприємства, визначаються додатково згідно з п.п. 2.2.2 та 2.3.1.
2.3.3. Електричні навантаження ліній, що взаєморезервуються (трансформаторів) при орієнтовних розрахунках допускається визначати множенням суми розрахункових навантажень ліній (трансформаторів) на коефіцієнт 0,9.

* Допускається використовувати для підрахунку навантажень на шинах 0,4 кВ ТП.

Таблиця 2.3.1.

Коефіцієнти участі у максимумі навантаження

Найменування будівель (приміщень) з найбільшою

Житлові будинки

Підприємства громадського харчування

Середні навчальні заклади

Загальноутворювач-

Організації та установи

Підприємства торгівлі

Готелі

Перукарні

Дитячі ясла-

Поліклініки

Ательє та комбінати

Підприємства

Кінотеатри

розрахунковим навантаженням

з електричними плитами

з плитами на твердому або газоподібному паливі

їдальні

ресторани, кафе

ня, бібліотеки

ні школи, професійно-технічні училища

ня управління, проектні та конструкторські організації, установи фінансування та кредитування

однозмінні

півторазмінні, двозмінні

комунального обслуговування

Житлові будинки:

з електричними плитами

з плитами на твердому або газообразному паливі

Підприємства
громадського харчування (їдальні, кафе та ресторани)

Загальноосвітні школи, середні навчальні заклади, професійно-технічні училища, бібліотеки

Підприємства
торгівлі (односмінні та напівторадвозмінні

Організації та установи
управління, проектні та конструкторські організації, установи фінансування та кредитування

Готелі

Поліклініки

Ательє та комбінати побутового обслуговування, підприємства комунального обслуговування

Кінотеатри

ЕЛЕКТРИЧНІ НАВАНТАЖЕННЯ МЕРЕЖ 10(6) кВ та ЦП

2.4.1. Розрахункові електричні навантаження міських мереж 10(6) кВ визначаються множенням суми розрахункових навантажень трансформаторів окремих ТП, приєднаних до даного елементу мережі (ЦП, РП, лінії та ін.), коефіцієнт, що враховує суміщення максимумів їх навантажень (коефіцієнт участі в максимумі навантажень) , що приймається за табл. 2.1.1. Коефіцієнт потужності ліній 10(6) кВ у період максимуму навантаження приймається рівним 0,92 (коефіцієнт реактивної потужності 0,43).
2.4.2. Для реконструйованих електричних мереж у районах житлової забудови, що зберігається, за відсутності істотних змін у ступені її електрифікації (наприклад, не передбачається централізований перехід на електрохарчове приготування) розрахункові електричні навантаження допускається приймати за фактичними даними.
2.4.3. Розрахункові навантаження на шинах 10(6) кВ ЦП визначаються з урахуванням розбіжності максимумів навантажень споживачів міських розподільних мереж і мереж промислових підприємств (харчуються від ЦП за самостійними лініями) шляхом множення суми їх розрахункових навантажень на коефіцієнт суміщення максимумів, що приймається за табл. 2.4.2.
2.4.4. Для орієнтовних розрахунків електричних навантажень міста (району) на розрахунковий термін концепції розвитку міста рекомендується застосовувати питомі укрупнені показники за табл. 2.4.3.

Таблиця 2.4.1.

трансформаторів (k y)

Характеристика навантаження	Кількість трансформаторів
		більше 20
Житлова забудова (70% і більше навантаження житлових будинків та до 30% навантаження громадських будівель)
Загальна забудова (70% і більше навантаження громадських будівель та до 30% навантаження житлових будинків)
Комунально-промислові зони (65% і більше навантаження промислових та громадських будівель та до 35% навантаження житлових будинків)

П р і м е ч а н я:

1. Якщо навантаження промислових підприємств становить менше 30% навантаження громадських будівель, коефіцієнт суміщення максимумів навантажень трансформаторів слід приймати як для громадських будівель.
2. Коефіцієнти поєднання максимумів навантажень трансформаторів для проміжних значень складу споживачів визначається інтерполяцією.

Таблиця 2.4.2.

Коефіцієнти суміщення максимумів навантажень
міських мереж та промислових підприємств

Максимум	Відношення розрахункового навантаження підприємств до навантаження міської мережі
навантажень
Ранковий	0,75 0,6	0,8 0,7	0,85 0,75	0,88 0,8	0,9 0,85	0,92 0,87	0,95 0,9
Вечірній

П р і м е ч а н я:

1. У чисельнику наведені коефіцієнти для житлових будинків з електроплитами, у знаменнику – з плитами на газовому чи твердому паливі.
2. Найменші значення коефіцієнтів у період вечірнього максимуму навантажень слід приймати за наявності промислових підприємств з однозмінним режимом роботи, великі - коли всі підприємства мають дво-, тризмінний режим роботи. Якщо режим роботи підприємств змішаний, то коефіцієнт суміщення визначається інтерполяцією пропорційно їхньому співвідношенню.
3. При відношенні розрахункового навантаження промпідприємств до сумарного навантаження міської мережі менше 0,2 коефіцієнт суміщення для ранкового та вечірнього максимумів слід приймати рівним 1. Якщо це відношення більше 4, коефіцієнт суміщення для ранкового максимуму слід приймати рівним 1; для вечірнього максимуму, якщо всі підприємства однозмінні – 0,25, якщо дво-, тризмінні – 0,65.

Таблиця 2.4.3.

Укрупнені показники питомої розрахункової
комунально-побутового навантаження

	Місто (район)
(група) міста	з плитами на природному газі, кВт/чол.		із стаціонарними електричними плитами, кВт/чол.
	в цілому	в тому числі	в цілому	в тому числі
	по місту району		по місту району		мікрорайони (квартали) забудови
Найбільший
Великий
Великий
Середній

Примітки:

1. Значення питомих електричних навантажень наведено до шин 10(6) кВ ЦП.
2. За наявності у житловому фонді міста (району) газових та електричних плит питомі навантаження визначаються інтерполяцією пропорційно до їх співвідношення.

ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ

3.1 Розрахунок електричних навантажень у мережі ВН

Розрахункові електричні навантаження мереж 10(6) кВ визначається множенням суми розрахункових навантажень трансформаторів окремих ТП, приєднаних до даного елементу мережі коефіцієнт, що враховує суміщення максимумів їх навантаження. Коефіцієнт потужності ліній 10(6) кВ у період максимуму навантаження приймається рівним 0,92 (коефіцієнт реактивної потужності 0,43).

Втрати потужності у трансформаторах визначаються за формулами:

, (20)

де , , - відповідно активна, реактивна та повна потужності навантаження;

Опір трансформатора;

Втрати активної потужності на холостому ході;

Струм холостого ходу трансформатора;

Напруга короткого замикання трансформатора;

Відповідно потужність навантаження та номінальна потужність трансформатора;

Зробимо розрахунок втрат з прикладу ТП1.

кВАр.

Всі інші розрахунки зведемо до таблиці.

Таблиця 6 - Розрахунок електричних навантажень

	Потужність тр-ра, кВА

3.2 Вибір місця розташування РП

Вибір місця розташування РП повинен проводитися з урахуванням розташування трансформаторних підстанцій, втрат потужності в мережі 6-10 кВ, умов забудови та природних умов.

Слід прагнути до розташування РП поблизу кордону ділянки електричної мережі, що їм живиться, заглиблюючись на територію району не більше, ніж на 10-15 % його протяжності з метою зниження витрат провідникового матеріалу та зменшення зворотних перетікань потужності.

3.3 Перевірка потреби КРМ на шинах РП

При проектуванні міської електричної мережі доцільною є оцінка необхідності компенсації реактивної потужності на шинах РП, оскільки відповідно до керівних вказівок компенсація реактивної потужності для споживача не проводиться.

Визначається сумарна активна потужність на шинах РП з урахуванням коефіцієнта суміщення максимумів навантажень:

Так як в результаті розрахунку економічно доцільна реактивна потужність виявилася більш необхідною, проведення КРМ не потрібно

3.4 Вибір схеми та перерізів живильних та розподільчих ліній

Відповідь: Розрахунок навантажень міської мережі включає визначення навантажень окремих споживачів (житлових додому, громадських будівель, комунально-побутових підприємств і т. д.) та елементів системи електропостачання (розподільчих ліній, трансформаторних підстанцій, розподільчих пунктів, центрів харчування тощо) . На рис. 1 наведено спрощену схему ділянки міської мережі, а на рис. 2 дано алгоритм визначення розрахункових навантажень, її елементів (без урахування втрат потужності в лініях та трансформаторах) та пояснення до виконання окремих пунктів алгоритму. Якщо, крім навантажень міської мережі, джерело живить промислові підприємства чи сільськогосподарські райони, то підсумовуються всі навантаження на шинах цього джерела з урахуванням коефіцієнта суміщення максимумів.

Мал. 2. Алгоритм визначення навантажень ділянки міської мережі Пояснення щодо виконання алгоритму, наведеного на рис. 2. 1а.Активне навантаження житлового будинку (квартир та силових електроприймачів) визначається як де Pуд.кв.- питоме навантаження квартир, що залежать від типу кухонних плит та числа квартир (n) у будинку; Pc-навантаження силових електроприймачів будинку. В свою чергу

де kс1 та kс2 - відповідно коефіцієнти попиту установок ліфтів та інших електродвигунів (вентиляторів, насосів водопостачання та ін), kс2 приймається рівним 0,7;

Pлф.ном і Pдв.ном -номінальні потужності електродвигуна ліфта та інших електродвигунів (за паспортними даними); Повне навантаження житлового будинку і лінії живлення

Де cosφ - коефіцієнт потужності лінії, що живить житловий будинок. 1б та 1в. Активні навантаження громадсько-комунальних підприємств та адміністративних будівель при орієнтовних розрахунках зручно визначати за укрупненими питомими навантаженнями залежно від їх виробничих показників: де Pпр.уд - питоме розрахункове навантаження одиниці виробничого показника (робочого місця, посадкового місця, квадратного метра площі торгового заду, ліжко-місця і т. д.); М - виробничий показник, що характеризує пропускну спроможність підприємства, обсяг виробництва і т.д. Повні навантаження підприємств і будівель, що розглядаються, знаходяться з урахуванням cosφ. При необхідності, більш точні розрахунки можна виконати на підставі індивідуальних проектів внутрішнього електрообладнання об'єктів, що розглядаються, і за діючою методикою визначення їх навантажень. Електричні навантаження комунально-господарських підприємств (котелень, водопроводу, каналізації), а також внутрішньоміського електрифікованого транспорту визначаються за спеціальними методиками. 2а. Активне навантаження лінії напругою 0,4 кВ, що живить групу однотипних житлових будинків (однорідних споживачів)

Де Pуд.кв -питоме навантаження квартир, що залежить від типу кухонних плит і числа квартирN, що живляться однією лінією. Повне навантаження лінії, що живить однорідних споживачів, визначається з урахуванням їх cosφ.

2б. Активне навантаження лінії напругою 0,4 кВ, що живить неоднорідних споживачів (житлові будинки з різними типами кухонних плит, громадсько-комунальні підприємства, адміністративні будівлі та ін.): де Pmax - найбільша з навантажень, що живляться лінією (навантаження, що формує максимум); ki-коефіцієнти суміщення, що враховують розбіжність максимумів навантажень окремих споживачів щодо Pmax; Pi-інші навантаження лінії. Повне навантаження лінії, що живить неоднорідних споживачів з різними cosφ, спрощено може бути визначено як Тут cosφзагальний загальний коефіцієнт потужності, що відповідає загальному коефіцієнту реактивного навантаження:

де Qл.i - сумарне реактивне навантаження лінії, що визначається з урахуванням окремих споживачів. 3. Активне та повне навантаження трансформаторної підстанції визначаються аналогічно п. 2а та 2б, але при цьому враховуються всі споживачі даного ТП. Отримане навантаження вважається наведеним до шин напругою 0,4 кВ трансформаторної підстанції. 4. Активне навантаження лінії напругою 10 кВ, що живить ряд ТП:

де kтп1 -коефіцієнт суміщення максимумів навантажень ТП; PтпΣ-сумарне навантаження окремих ТП, приєднаних до лінії. Повне навантаження лінії напругою 10 кВ визначається з урахуванням коефіцієнта потужності в період максимуму навантаження, прийнятого рівним 0,92 (йому відповідає tg = 0,43). 5. Активне та повне навантаження на шинах розподільчого пункту (РП) визначаються аналогічно п. 4, але при цьому враховуються всі ТП, приєднані до цього РП. 6. Розрахункове навантаження на шинах центру живлення (ЦП) напругою 10 кВ визначається з урахуванням розбіжності максимумів навантажень споживачів міських мереж, промислових підприємств та інших шляхом множення суми їх навантажень на коефіцієнт суміщення максимумів kмах1 чи kmaх2. 7. Навантаження на шинах напругою 110-330 кВ за наявності на підстанції двообмотувальних трансформаторів 110-330/10 кВ знаходиться за навантаженням на шинах ЦП напругою 10 кВ. При триобмотувальних трансформаторах має враховуватися додаткове навантаження третьої обмотки.

32)Визначення розрахункових навантажень сільських електричних мереж.

Відповідь: Для визначення навантажень у різних точках системи електропостачання сільського господарства розраховуються навантаження на введення окремих споживачів. Навантаження на вводах споживачів, які мають лише освітлення і не більше трьох силових електроприймачів, приблизно можна прийняти рівними арифметичній сумі встановлених потужностей електроприймачів та освітлення. Навантаження груп приміщень сумірної потужності визначаються з урахуванням коефіцієнтів одночасності ko. Навантаження вводів житлових приміщень у сільській місцевості перебувають за номограмою (рис. 1).

Мал. 1. Залежність питомого розрахункового навантаження (кВт/будинок) на введенні до сільського будинку та річного споживання електроенергії (кВт.ч/будинок) за розрахунковий період (років) від річного споживання (кВт.ч/будинок) При проектуванні зовнішніх мереж 0,38 кВ розрахункові навантаження на введенні сільських житлових будинків з електроплитами приймаються рівними 6 кВт, а з електроплитами та водонагрівачами – 7,5 кВт. Навантаження побутових кондиціонерів враховуються шляхом збільшення розрахункових навантажень на житлових вводах додому на 1 кВт. Для населених пунктів, що знову електрифікуються, а також за відсутності відомостей про електроспоживання в електрифікованих будинках розрахункове навантаження на введеннях в будинки приймається: а) у населених пунктах з переважно старою забудовою (понад 60% будинків, збудованих понад 20 років тому) з газифікацією - 1, 5кВт, без газифікації-1,8 кВт, б) з переважно новою забудовою з газифікацією-1,8 кВт, без газифікації-2,2 кВт. в) для новоупорядкованих квартир у містах, селищах міського типу, селищах при великих тваринницьких та інших комплексах з газифікацією - 4 кВт, без газифікації - 5 кВт. Відповідно до методичних вказівок щодо розрахунку електричних навантажень у мережах напругою 0,38-110 кВ сільськогосподарського призначення розрахункові активні (реактивні) навантаження рекомендується визначати статистичним методом, тобто за середньою потужністю та відхилення розрахункового навантаження від середнього:

де Pср.i, Qср.i - середнє значення денного чи вечірнього навантаження на введенні i-го споживача, на i-му ділянцілінії, на шинах i-ї підстанції. Для визначення розрахункових навантажень мереж 0,38 кВ або підстанцій 35-10/0,38 кВ використовуються статистичні дані про навантаження (,) всіх споживачів, що розглядаються як для денного, так і для вечірнього максимумів. Підсумовування проводиться окремо за вечірніми та денними навантаженнями та вибирається найбільше повне розрахункове навантаження . Під час визначення навантажень мереж 10-110 кВ підсумовування навантажень трансформаторних підстанцій (ТП) виконується щогодини за типовими добовими графіками активної та реактивної потужностей з урахуванням сезонності (денні та вечірні максимуми окремо не враховуються). За відсутності надійних статистичних даних про навантаження рекомендується використовувати методику розрахунку, що базується на застосуванні коефіцієнта одночасності (відносини суміщеного максимального навантаження до суми максимумів) навантажень окремих споживачів або їх груп у вигляді де Рр.д, Рр.в - відповідно розрахункова денна та вечірня навантаження на ділянці лінії або шинах трансформаторної підстанції; ko - коефіцієнт одночасності; Рд.i, Рв.i - денне, вечірнє навантаження на введенні i-го споживача чи i-го елемента мережі. Допускається визначення розрахункових навантажень по одному режиму: денному під час підсумовування виробничих споживачів або вечірнього при підсумовуванні побутових споживачів. Останні вирази рекомендується лише для однорідних споживачів. При змішаному навантаженні окремо визначаються навантаження на ділянках мережі із житловими будинками, виробничими, громадськими та комунальними підприємствами з використанням відповідних коефіцієнтів одночасності. Значення коефіцієнта потужності на дільницях мереж 10-110 кВ визначаються залежно від відношення розрахункових навантажень виробничих споживачів до сумарного розрахункового навантаження PΣ. Значення PΣ обчислюється як сума навантажень виробничих та комунально-побутових споживачів, що визначаються за розрахунковими навантаженнями на шинах трансформаторних підстанцій.

33) Шляхи уточнення розрахункового навантаження. Загальні уточнення МУД.

Відповідь: 1. Електроприймачі повторно-короткочасного режиму не призводять до тривалого режиму роботи.2. При визначенні розрахункового навантаження за встановлену потужність багаторухового верстата приймається сума номінальних потужностей електродвигунів, що одночасно працюють. Коефіцієнт максимуму Км у виразі визначення Рр (Рр=Км∙Ки∙Руст) замінений коефіцієнт розрахункової навантаження Кр, значення якого уточнено. 4. Для визначення Кр використовуються дві номограми, одержані для різних рівнів цехового електропостачання. В одній номограмі значення Кр приймаються для мереж напругою до 1 кВ, виконаних розподільними шинопроводами, шафами, комутаційними ящиками з постійного часу нагрівання 10 хв. В іншій номограмі значення Кр наведені для визначення розрахункового навантаження на шинах ПН ЦТП, на магістральних шинопроводах і ввідно-розподільчих пристроях для мереж напругою до 1 кВ (То = 2,5 год). 5. Під час визначення розрахункового навантаження цехів заводських електричних мереж напругою 6 – 10 кВ Кр = 1. Для таких мереж То = 30 хв. 6. Коефіцієнт суміщення максимумів навантаження ділянок споживача (К∑) замінено на коефіцієнт одночасності (К), значення якого уточнюються залежно від групового коефіцієнта використання та кількості приєднань за табличними даними.

34)Шляхи уточнення розрахункового навантаження під час використання статистичного методу.

Відповідь: У реальних умовах роботи споживачів закон розподілу ймовірності навантажувального методу відрізнявся від нормального. Ці відмінності важливо враховувати для нестабільно працюючих споживачів, що у ринкових умов їх функціонування. Коли навантаження підпорядковане нормальному закону розподілу, розрахунок потужності визначається Рр = Рс + βσ. Sр при цьому слід визначати з необхідною ймовірністю. Імовірність результатів розрахунку визначається при цьому вел-й β:при β=2,5, то р=0,005, при β=1,65, то р=0,05. =Рс+√3*σ. При цьому всі можливі значення навантаження є рівноймовірними. 2) Облік навантажувальної здатності елементів СЕС щодо розрахункової навантаження статистичним способом. Навантажувальна здатність електричної мережі визначається постійним часом нагрівання і тривало допустимим струмом її струмопровідних елементів. Насправді щодо розрахункової навантаження як усереднення приймається інтервал часу, який, зазвичай, становить 30 хв. Реальне потроєне значення постійного часу нагрівання струмопровідних частин електричної мережі часто відрізняється від 30 хв. Зокрема аналіз параметрів провідників показує, що для проводів і кабелів, прокладених у трубах, = 30 хв має місце лише при перерізі 35 мм 2 . В інших випадках доцільно визначати розрахункове навантаження з урахуванням реального періоду усереднення графіка навантаження: Рр=Рс+(βσ30)/√(Т/3*10). де σ30-середньоквадратичне відхилення навантаження, що визначається за графіком з періодом усереднення 30 хв; Т – справжній період усереднення графіка навантаження.

35) Облік постійної часу нагрівання провідника щодо розрахункової навантаження МУД.

Відповідь: Розрахункова навантаження по МУД визначається за виразом: Рр = Кр * Кі * Руст, Кр - коефіцієнт розрахункового навантаження. Кр = f (nе, Кі, Т0). То = 2,5 год і 10 хв-номограми, 30 хв = 1. Реальна ж стала часу нагрівання часто відрізняється від прийнятих у методі значень, тому для обліку То може використовуватися спосіб, заснований на наступному алгоритмі: 1. Нехай визначені значення розрахункового струму Ip і коефіцієнт розрахункового навантаження Кр групи ЕП МУД. Керуючись умовами нагрівання за довідковими даними, вибираємо переріз провідника F для живлення цієї групи ЕП. 2. Для обраного провідника за довідником визначаємо його постійну часу нагріву То, перераховуємо Кр з урахуванням реального значення То щодо її початкового значення: . 3. Уточнюємо вихідний розрахунковий струм: Ip`=Ip*Kpt/Kp 4. Використовуючи значення Iр`, вибираємо переріз провідника F`. 5. Перевіряємо умову F`=F. Якщо воно не виконується, то розрахунок повторюється за пунктами 2 - 4 доти, поки перетин провідника, отриманий на останній ітерації, не буде рівним перерізу провідника, отриманого на передостанній ітерації. Алгоритм передбачає, що після кількох ітерацій розрахункове навантаження групи електроприймачів буде відповідати довгостроково допустимому струму провідника з його реальної постійної часу нагрівання То. Облік реальної постійної часу нагрівання дозволяє економити метал області великих перерізів, підвищує надійність СЕС області малих перерізів.

36) Поняття пікові навантаження. Визначення пікових навантажень одиночних електроприймачів.

Відповідь: Пікове навантаження одиночного або декількох ЕП називається максимально можливим короткочасним електричним навантаженням. При цьому її можна розуміти як таке постійне в часі навантаження, при роботі з якою комутаційно-захисна апаратура елементів СЕС спрацьовує так само як і при реальному навантаження, що змінюється в часі. Практично тривалість такого навантаження становить 1-2 сек. Значення пікових навантажень необхідне розрахунків пар-в спрацьовування та вибору комплектів апаратів захисту та автоматики в СЕС споживачів. Пікова навантаження виникає під час пуску ЕД, роботі дугових електропечей, під час роботи електрозварювання. Визначення пікового електричного навантаження одиночних ЕП: Для одиночних електроприймачів піковий струм прирівнюється до їх пускового струму: iпік = Kп * iн, де Кп-кратність пускового струму по відношенню до номінального; iн - номінальний струм ЕП, при цьому навантаження не приводиться до тривалого режиму роботи (для ЕП, що працюють у ПКР). – для електродвигунів. - для електричних печей та зварювальних агрегатів. Значення кратності пуску Кп зазвичай зазначаються у паспорті електроприймача. У разі, коли відсутні паспортні дані за значеннями пускового струму електроприймача як величина пікового струму, приймаємо: 1) п'ятикратне значення номінального струму ін АТ з короткозамкненим ротором; 2) не нижче 2,5-го кратного значення iн двигуна постійного струму або АТ з контактними кільцями; 3) не нижче 3-х кратного значення номінального струму для пічних або зварювальних трансформаторів.

37)Визначення пікового струму групи електроприймачів.

Відповідь: Для групи електроприймачів піковий струм визначається виходячи з наступного припущення: піковий струм виникає під час роботи всіх електроприймачів у групі в момент пуску електроприймача з найбільшим пусковим струмом. В інженерних розрахунках допускається визначати піковий струм за виразом:

Де iп.мах- найбільший із пускових струмів електроприймачів у групі; Ip-розрахунковий (максимальний) струм групи електроприймачів; iн.мах - номінальний струм електроприймача з максимальним пусковим струмом; Kі - Коефіцієнт використання цього електроприймача. Більш точно піковий струм групи електроприймачів визначається за виразом: , де Рc, Qc – середні активне та реактивне навантаження групи електроприймачів за найбільш завантажену зміну; рс,qc – середні активне та реактивне навантаження електродвигуна з найбільшим пусковим струмом за найбільш навантажену зміну; Kp` – коефіцієнт розрахункового навантаження групи електроприймачів без урахування електродвигуна з найбільшим пусковим струмом. Піковий струм використовується для визначення параметрів спрацьовування та вибору комутаційно-захисної апаратури елементів системи електропостачання.

38) Методи визначення витрати електроенергії споживача.

Відповідь: Визначення витрати електроенергії необхідне здійснення грошових розрахунків за електроспоживання з енергопостачальною організацією, з метою оцінки питомої витрати електроенергії на одиницю своєї продукції, з метою контролю енергоефективності. Витрата електроенергії, зазвичай, визначається за показаннями лічильників. У випадках, коли лічильники відсутні або коли необхідно порівняти їх показання з теоретично обґрунтованою витратою електроенергії, застосовують аналітичні методи розрахунку. 1. Метод питомої витрати електроенергії: W=Cуд ⋅П,

де Cуд - Питома витрата електроенергії на одиницю продукції, що випускається, значення якого нормується по кожному виду продукції (послуг), при цьому норми питомої витрати енергії використовуються споживачами з метою контролю за ефективністю електроспоживання; П - обсяг випущеної продукції за час Т; W- Витрати електроенергії за час Т. На практиці значення Cуд часто є нестабільними (рис. 5.1), особливо це характерно у ринкових умовах функціонування.

Тому цей метод визначення витрати електроенергії є наближеним.

2. Визначення витрати електроенергії за графіком навантаження: Витрата електроенергії чисельно дорівнює площі фігури, обмеженої графіком електричного навантаження (рис. 5.2): W = ∑Pi · Δti.

Метод є точним, але практично часто відсутні графіки електричної навантаження, тому використовуються укрупнені методи визначення витрати електроенергії.

3. Метод коефіцієнта використання: Річна витрата електроенергії визначається за виразом де Tг - річний фонд робочого дня; а - коефіцієнт змінності

з енерговикористання, показує зв'язок між середнім навантаженням за найбільш навантажену зміну та середньорічним навантаженням: Значення цього коефіцієнта наводяться в довідкових таблицях різних споживачів електроенергії. Цей метод практично використовується дуже рідко. 4. Визначення витрати електроенергії через максимальне навантаження: Річна витрата електроенергії визначається за виразом Wг = Pм ⋅ Tм, де Рм - максимальне навантаження споживача; Tм – час використання максимуму навантаження, тобто. час, протягом якого споживач витратить стільки ж електроенергії при роботі з максимальним навантаженням, скільки і при роботі з реальним навантаженням за річний фонд робочого часу (рис. 5.3):

39)Визначення втрат потужності та енергії в елементах системи електропостачання споживачів.

Відповідь: (10-15)% електричної енергії втрачається при її транспортуванні та трансформації. Тому актуальною є завдання на фактори, що визначають втрати електроенергії, з метою їх зниження. Основні втрати електричної енергії мають місце у ЛЕП та трансформаторах. Існують кілька способів визначення втрат потужності та енергії. 1. визначення втрат потужності та енергії по: де, - Середній струм і потужність споживача; - Коефіцієнт форми ГЕН; - Опір елемента системи Ел.постачання; - Середньоквадратичне навантаження споживача. У разі втрати електричної енергії визначаються по выражению:

де - Річний фонд робочого часу. 2. визначення втрат потужності та енергії за: де – максимальна потужність навантаження. · Втрати енергії: де - час максимальних втрат - час, протягом якого втрачається стільки ж енергії під час роботи з максимальним навантаженням, скільки за час роботи споживача по реальному ГЕН. =

Час максимальних втрат може також визначатися за емпіричним виразом:

Даний вираз може бути використаний для визначення річного часу максимальних втрат споживачів, у яких Tм>3000 год, і при . Тм - час використання максимального навантаження - час, протягом якого споживач витратиє стільки ж енергії при роботі з максимальним навантаженням, скільки і при роботі з реальним навантаженням за річний фонд робочого часу: Тм = Кзг∙Тг залежність 3. Наближений розрахунок втрат потужності у ЛЕП та трансформаторах. На передпроектних стадіях, коли відсутні відомості про схему електропостачання та невідомі параметри її елементів, при визначенні розрахункового навантаження допоміжними методами втрати потужності та енергії в лініях та трансформаторах допускається враховувати приблизно використовуючи наступні вирази: · Втрати в трансформаторах: де - Сумарна розрахункова потужність;

· Втрати в лініях. ЛЕП виконуються зазвичай кабелями: На підприємствах каналізація електроенергії здійснюється, зазвичай, кабельними лініями. При цьому активний опір кабелю в 10 і більше разів перевищує реактивний опір, тому втрата реактивної потужності нехтують. В умовах низького завантаження елементів системи електропостачання споживачів відносні втрати потужності та енергії різко зростають. Втрати активної потужності в конденсаторних установках (КУ), призначених для компенсації реактивної потужності споживачів, визначаються за формулою ΔР к =ру · Q к, де р у - питомі втрати активної потужності в батареях конденсаторів (для батарей до 1 кВ приймаються рівними 0,004 кВт /квар, вище 1 кВ - 0,002 кВт/квар); Q K- Фактична потужність КУ, квар. Втрати активної електроенергії в КУ можуть бути визначені із співвідношення ΔW = ΔР К · Т Р.К, де Т Р.К - число годин роботи (включення) КУ за розглянуто. період.

40)Шляхи зниження втрат потужності та енергії в системах електропостачання споживачів.

Відповідь: Електроприймачі промислових підприємств вимагають своєї роботи як активну (Р), і реактивну (Q) потужності. Реактивна потужність виробляється, як і активна, синхронними генераторами станцій і передається системою електропостачання споживачам. Слід пам'ятати, що тільки активна потужність та енергія можуть виконувати роботу та перетворюватися на механічну, теплову та інші види енергії. Активна потужність обумовлена перетворенням енергії первинного двигуна, отриманої від природного джерела, електричну енергію. Реактивна потужність не перетворюється на інші види потужності, не робить роботу і тому називається потужністю умовно. Реактивна потужність йде створення магнітних і електричних полів. Для аналізу режимів у ланцюгах синусоїдального струму реактивна потужність є дуже зручною характеристикою, що широко використовується на практиці. 1. Способи зниження втрат активних навантажень споживачів:

Зниження споживання ЕЕ одна із найважливіших чинників виробничої діяльності підприємства. Основний спосіб зниження споживання ЕЕ – її економія з допомогою зменшення втрат ЕЕ в СЕС підприємства (трансформаторах, лініях, реакторах). Втрати ЕЕ у трансформаторах становлять значну величину. Ці втрати знижують правильним вибором потужності та числа трансформаторів, раціонального режиму їхньої роботи, виключенням режимів холостого ходу при малих завантаженнях. Втрати в лініях залежить від опору лінії, величини струму лінії. Для зниження опору лінії за наявності парних ліній їх включають паралельно. Значно скорочуються втрати ЕЕ при використанні підвищених напруг 20 кВ і 0,66 кВ в мережах живлення та розподільчих. Регулювання графіків навантаження, метою якого є отримання рівномірного графіка, дозволяє підвищити використання обладнання та знизити втрати ЕЕ. З метою максимальної економії ЕЕ для енергоємного обладнання (електротермічних установок, теплообмінників, сушильних та холодильних камер та ін.) доцільно встановити, який режим є більш економним – повне відключення додатковими витратамидля його пуску або їх залишення у роботі з додатковими втратами на холостий перебіг обладнання. Втрати ЕЕ у загальнопромислових установках (ОПУ) . Витрата ЕЕ в ОПУ становить 50-60% від загальної витрати ЕЕ. Скорочення може значно знизити навантаження споживачів, відповідно і втрат ЕЭ. Для наочності наведемо дані про витрати ЕЕ деякими споживачами ОПУ у відсотках загальнозаводських витрат ЕЕ: - компересорні установки – 20-25 %; - вентиляційні установки - 10-20%: - Водонасосні установки - 5-6%; - транспортні пристрої – 7-8%; - електроосвітлення - 8-10%. Основні способи зниження навантажень зазначених споживачів: а) Найбільш ефективними способамиекономії ЕЕ в компресорних установках є: - Підтримка необхідного тиску та допустиме зниження тиску на компресорі при припиненні роботи споживачів повітря; - Забезпечення необхідного режиму охолодження; - зниження температури повітря, що всмоктується, і застосування проміжних охолоджувачів у багатоступінчастих компресорах; - раціональний розподіл навантаження між компресорами відповідно до їх параметрів та найбільш економічних за витратою ЕЕ; - Введення системи контролю за витоками стисненого повітря. б)Зниження електричних навантажень у вентиляційних установках переважно визначається автоматизацією їх роботи залежно від режиму роботи основного устаткування, ділянки, цеху. Наприклад, використання автоматики в роботі повітродувок ділянки нагрівальних печей з періодичним відключенням однієї з них може дати економію до 100 кВт·год за зміну. в)зниження витрати ЕЕ у насосних установках досягається регулюванням продуктивності та тиску насосних агрегатів, а також скороченням витрати води на виробничі потреби. Регулювання продуктивності та тиску при одиночній роботі насосів досягається установкою регульованих електроприводів або встановленням приймальних та опорних засувок. Цей метод є більш економічним. Скорочення витрати води на виробничі потреби забезпечується пристроями для утилізації води, що охолоджує, за рахунок застосування циркуляційних систем охолодження. г) Транспортні пристрої. Найбільше споживання ЕЕ посідає мостові крани, у яких потужність двигунів часто може перевищувати потужність, необхідну для поточних перевезень вантажів. Зниження витрати ЕЕ в цьому випадку можна отримати за рахунок застосування крана з двома підйомами або встановлення другого крана з меншою вантажопідйомністю для постійної роботи. Під час монтажу (переміщення) багатотонного обладнання використовувати другий підйом (кран). д) Електричне освітлення. Основними заходами для зниження витрати ЕЕ є: вміст у чистоті світлових отворів та повне використанняприродного світла; систематичне чищення освітлювальних ламп, правильне розміщення світильників, застосування найбільш економічних світильників та джерел світла, схем автоматичного включення та відключення внутрішнього та зовнішнього освітлення. 2. Способи зниження реактивних навантажень: Зниження реактивних навантажень споживачів може здійснюватися: 1) виконанням заходів, що не вимагають встановлення компенсуючих пристроїв для зниження реактивної потужності; 2) встановленням компенсуючих пристроїв для часткової або повної компенсації реактивної потужності. У першому випадку, предметом аналізу мають бути такі вопросы: а) заміна мало завантажених асинхронних двигунів (АТ) двигунами меншої потужності. Для АТ з номінальним коефіцієнтом потужності cosφ ном = 0,91 - 0,93 реактивна потужність холостого ходу становить близько 50% реактивної потужності при номінальному завантаженні двигуна. Для двигунів із cosφ ном = 0,77 – 0,79 вона досягає 70%. Наприклад, якщо для якогось конкретного двигуна при 100% завантаженні cosφ = 0,8, то при 50% завантаженні він дорівнює 0,65, а при 30% - 0,51%. Отже, заміна систематично мало завантажених АТ двигунами меншої потужності сприяє підвищенню потужності промислових електроустановок. б)обмеження холостого ходу двигунів та зварювальних трансформаторів; в) застосування синхронних двигунів замість асинхронних двигунів у разі, коли це можливо за умовами технологічного процесу; г)застосування найбільш доцільної силової схеми вентильного перетворювача (переважно використовувати схеми з меншим споживанням реактивної потужності). Зазвичай, значне зниження споживання реактивної потужності природними методами неможливе, у доповнення до природним заходам застосовують штучні методи компенсації реактивної потужності, тобто. розглядається другий випадок. У другому випадку для компенсації реактивної потужності, що споживається електроустановками, використовуються синхронні машини, конденсатори і спеціальні статичні джерела реактивної потужності. Наочне уявлення про сутність компенсації реактивної потужності дає векторна діаграма на рис. 3.4. Нехай до компенсації споживач споживає активну потужність Р 1 – вектор ОВ та реактивну потужність Q 1 (від індуктивного навантаження) – вектор ВА. Вектор ОА представляє повну споживану потужність S1. Якщо включити паралельно навантаженню компенсуючу установку (ємне навантаження) Q ку – вектор АА′, то за тієї ж споживаної активної потужності Р 1 реактивна потужність споживача зменшується на величину Q 1 - Q ку, а повна потужність S 2 стане менше S 1 . При цьому струм у мережі також знизиться, оскільки I 2 = S 2 /(U)< I 1 = S 1 / ( U). В результате использования компенсирующей установки (КУ) при том же сечении проводов можно повысить пропускную способность сети по активной мощности. Мощность компенсирующего устройства Q ку определяется как разность между реактивной мощностью нагрузки предприятия Q и предельной реактивной мощностью Q э, которую может предоставить предприятию энергосистема по условиям режима ее работы Q ку = Q – Q э = Р(tgφ р – tgφ э), (3.67) где Q = Р tgφ р – расчетная мощность реактивной нагрузки предприятия в точке присоединения к питающей энергосистеме; Q э – мощность, соответствующая установленным предприятию условиям получения электроэнергии от энергосистемы; Р – расчетная мощность активной нагрузки предприятия; tgφ р = Q/Р – тангенс угла, соответствующий коэффициенту мощности нагрузки предприятия; tgφ э – тангенс угла, отвечающий установленным предприятию условиям получения мощности Q э. 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.