Ответы. Вопросы к кв. Экз по пмо122 (ПМ06) Вопросы к пм06
 Скачать 2.26 Mb.
|
Изоляция трансформаторов токаТрансформаторы тока служат для преобразования измеряемого тока до величины, допускающей подключение измерительных приборов и аппаратов защиты. В зависимости от номинальных параметров, конструктивного исполнения и места установки можно выделить следующие типы трансформаторов тока: катушечные, втулочные, проходные, шинные, баковые (звеньевые). Перечисленные трансформаторы, кроме звеньевых, изготавливаются в сухом исполнении до 20 кВ. Главная изоляция таких трансформаторов тока представляет собой чередующиеся слои фарфора и воздуха. Для усиления изоляции производится установка специальных изоляционных барьеров. Большое распространение получили сухие трансформаторы тока с литой и прессованной изоляцией. Применение такой изоляции позволяет изготавливать трансформаторы тока на напряжение 110 кВ и выше. Для улучшения распределения напряжения в конструкции трансформатора тока используются конденсаторные обкладки. Трансформаторы тока с литой и прессованной изоляцией имеют меньшие габариты, хороший товарный вид. Для наружной установки на напряжение 35—500 кВ применяются  Рис. 3.23. Трансформатор тока звеньевого типа: 7 — первичная обмотка; 2 — вторичная обмотка; 3 — корпус; 4 — трансформаторное масло трансформаторы тока типа ТФН звеньевого типа с бумажно-масляной изоляцией в фарфоровом корпусе (рис. 3.23). Главная изоляция таких трансформаторов называется двухступенчатой (на каждую обмотку накладывается половина расчетной толщины изоляции), что позволяет улучшить условия теплоотвода и повысить устойчивость изоляции к тепловому пробою. На напряжение выше 220 кВ трансформаторы тока звеньевого типа изготавливаются в виде каскада (рис. 3.24) из нескольких  Рис. 3.24. Каскадное соединение трансформаторов тока (обычно не более двух) трансформаторов, каждый из которых рассчитан на меньшее номинальное напряжение. Эффективным способом уменьшения габаритов, расхода материалов и веса трансформатора тока на высокие напряжения (110— 500 кВ) является применение одноступенчатой бумажно-масляной конденсаторной изоляции. Определение толщины бумажной изоляции ведется аналогично расчету вводов с конденсаторной бумажно-масляной изоляцией. В качестве первичной обмотки таких трансформаторов используется кабель с бумажной изоляцией и конденсаторными обкладками. Причины нарушения изоляции и способы предупреждения повреждений. Основной причиной повреждения изоляции является резкое снижение электрической прочности под влиянием увлажнения обмотки, загрязнения поверхности обмотки, попадания в электродвигатель металлической стружки, металлической и другой проводящей пыли, наличия в охлаждающем воздухе паров различных жидкостей, продолжительной работы электродвигателя при повышенной температуре обмотки, естественного старения изоляции. Профилактика изоляции направлена на обеспечение еенадежной работы. Прежде всего необходимо исключить механические повреждения, увлажнение, химическое воздействие, запыление, перегревы. Но даже в нормальных условиях изоляция постепенно теряет свои первоначальные свойства,«стареет». С течением времени развиваются местные дефекты. Сопротивление изоляции начинает резко уменьшаться, а ток утечки —непропорционально расти. В месте дефекта появляются частичные разряды тока, изоляция выгорает. Происходит так называемый пробой изоляции, в результате чего возникает короткое замыкание, которое, в свою очередь, может привести к пожару или поражению людей током. Чтобы поддерживать диэлектрические свойства изоляции, необходимо систематически выполнять профилактические испытания, осмотры, удалять непригодную изоляцию и заменять ее. Периодически в помещениях без повышенной опасности и в опасных помещениях соответственно не реже одного раза в два года и в полгода проверяют соответствие сопротивления изоляции норме. При обнаружении дефектов изоляции, а также после монтажа сети или ее ремонта на отдельных участках отключенной сети между каждым проводом и землей или между проводами разных фаз проводят измерения. При этом в силовых цепях отключают электроприемники, аппараты, приборы, в осветительных —вывинчивают лампы, а штепсельные розетки, выключатели и групповые щитки оставляют присоединенными. Перед началом измерений необходимо убедиться в том, что на исследуемом участке сети (между двумя предохранителями или за последним предохранителем) или оборудовании никто не работает и оно отключено со всех сторон. Кабели, шины, электрические машины, воздушные линии, конденсаторы «разряжают на землю», то есть касаются заземленным проводом отключенных токопроводящих частей каждой фазы, снимая остаточный емкостный заряд. Значение измеренного сопротивления изоляции должно быть не менее нормы, указанной в ПУЭ (не менее 0,5МОм/фазу участка сети напряжением до 1000В). Для измерения используют прибор мегаомметр на напряжения 500, 1000, 2500В с пределами измерении0—100, 0—1000, 0—10000МОм, Чтобы получить представление о сопротивлении изоляции всей сети, измерение надо производить под рабочим напряжением с подключенными потребителями. Такой контроль возможен только в сетях с изолированной нейтралью (в сети с заземленной нейтралью постоянный ток прибора контроля изоляции замыкается через заземление нейтрали и мегаомметр покажет нуль). Применяется также постоянный (непрерывный) контроль изоляции —измерение сопротивления изоляции под рабочим напряжением в течение всего времени .работы электроустановки без автоматического отключения. Отсчет сопротивления изоляции производится по шкале прибора. При снижении сопротивления изоляции до предельно допустимого или ниже прибор подает звуковой или световой сигнал или оба сигнала вместе. Из отечественных приборов контроля изоляции наибольшее распространение получили ПКИ, РУВ, УАКИ, М-143, МКН-380, Ф 419.Наиболее простым является контроль изоляции вольтметрами. В установках напряжением до1000В вольтметры подключают непосредственно к фазам, а в установках выше 1000В —через измерительный трансформатор. Напредприятиях широко применяется испытание изоляции повышенным напряжением. Этот метод наиболее эффективен для выявления местных дефектов изоляции и определения еепрочности, то есть способности длительно выдерживать рабочее напряжение. Электрические машины и аппараты испытывают током промышленной частоты, как правило, в течение 1мин. Дальнейшее воздействие тока может повлиять на качество изоляции. Значение испытательного напряжения нормируется в зависимости от номинального напряжения электроустановки и вида изоляции. Конструктивные особенности изоляции трансформаторов разных номинальных напряжений. В конструкции трансформатора должна быть предусмотрена панель, к которой припаиваются выводы обмоток. Корпус трансформатора (накладки, обоймы, скобы) электрически соединяется с магнитопроводом и заземляется. Эта мера необходима из соображений техники безопасности на случай пробоя одной из обмоток. Регламент технического обслуживания трансформаторов для предупреждения нарушения изоляционных свойств изоляции. проверки значимых технических характеристик; дистанционного контроля температурных параметров; проведения инструментальных измерений необходимых параметров; анализа состояния материалов, в том числе – состава трансформаторного масла; проверка целостности и надежности сварки, болтовых, заклепочных соединений, изолирующих элементов, заземлительного контура; изменения значения сопротивления изоляционного покрытия; контроля работоспособности автоматических выключающих устройств; измерений в петле «фаза-ноль», токов короткого замыкания; проверки срабатывания переключения на резервный источник энергии; контроля автоматических систем, состояния здания, где расположено оборудование, наличия средств защиты.   В регламентные сроки нужно проводить испытание агрегатов, предусматривающее подачу нагрузки, превышающей номинальную, в порядке, установленном государственными нормативами. ЭС: 1. Расскажите об основном оборудовании электрических станций: Устройство синхронного генератора, назначение блочного трансформатора. Статор имеет общий принцип действия с асинхронником и мало отличается от него. Его железо собирается из пластин электротехнической стали, разделённых изолирующими слоями. В пазах размещается обмотка переменного тока. Наиболее распространён трёхфазный синхронный генератор. Провода обмоток надёжно крепятся и изолируются, поскольку через них подключается нагрузка. Ротор выполняется с явно выраженными полюсами или без выступающих полюсов.  Виды полюсов синхронного генератора: а) – выступающие; б – неявно выраженные Первые делаются для тихоходных машин, например, с гидравлическими турбинами. Для вращающихся с большой скоростью генераторов переменного тока принцип действия заключается в применении более прочных неявно выраженных полюсов. СГ может работать в режимах двигателя или генератора переменного тока. Важно, какой здесь применяется способ охлаждения. Обычно на валу устанавливаются крыльчатки, охлаждающие ротор с обеих сторон. Воздух перед вентиляцией проходит через фильтр. В замкнутой системе циркулирует один и тот же воздух, проходя через теплообменники. Более эффективным охлаждающим агентом является водород, в 14,5 раз более лёгкий, чем воздух. Принцип охлаждения у него аналогичный. Обмотки генератора переменного тока выводятся концами на его распределительную коробку. Для трёхфазных – соединение производится в звезду или в треугольник. Синхронный генератор преимущественно обеспечивает поддерживание синусоидального переменного напряжения. Это достигается изменением формы полюсных наконечников, а неявнополюсный ротор имеет определённое расположение витков в его пазах. Система возбуждение синхронного генератора. Система возбуждения синхронного генератора, СВГ, предназначена для питания обмотки возбуждения турбогенератора, автоматически регулируемым постоянным током, в нормальных и аварийных режимах работы генератора. Система возбуждения обеспечивает: пуск, по одной команде с заданным алгоритмом и темпом нарастания напряжения генератора. Способы пуска синхронного генератора. Пуск синхронных электродвигателей можно осуществить тремя способами – с помощью дополнительного двигателя, асинхронный и частотный запуск. При выборе способа учитывается конструкция ротора. Он выполняется с постоянными магнитами, с электромагнитным возбуждением или комбинированным. Наряду с обмоткой возбуждения на роторе смонтирована короткозамкнутая обмотка – беличья клетка. Её также называют демпфирующей обмоткой. 2. Расскажите о технологическом процессе на ТЭС: Назначение, конструкционное исполнение синхронного генератора, блочного трансформатора, трансформаторов собственных нужд. схемы выдачи электроэнергии КЭС и АЭС характерны блочным соединением генераторов с трансформаторами. Рассмотрим более подробно схемы блоков генератор-трансформатор (рис. 5-18).  В блоке с двухобмоточным трансформатором выключатели на генераторном напряжении, как правило, отсутствуют (рис. 5-18, а). Включение и отключение блока в нормальном и аварийном режимах производится выключателем B1 со стороны повышенного напряжения. Такой блок называют моноблоком. Соединение генератора с блочным трансформатором и отпайка к трансформатору с. н. выполняются на современных электростанциях закрытыми комплектными токопроводами с разделенными фазами, которые обеспечивают высокую надежность работы, практически исключая междуфазные к. з. в этих соединениях. В этом случае никакой коммутационной аппаратуры между генератором и повышающим трансформатором, а также на ответвлении к трансформатору с. н. не предусматривается. Отсутствие выключателя на ответвлении к с. н. приводит к необходимости отключения всего блока при повреждении в трансформаторе с. н. (отключаются B1, выключатели со стороны 6 кВ трансформатора с. н. и АГП генератора). При высокой надежности работы трансформаторов и наличии необходимого резерва мощности в энергосистеме данная схема принята как типовая для блоков мощностью 160 МВт и более [5-1]. На рис. 5-18, б показана схема блока генератора с автотрансформатором. Такая схема применяется при наличии двух повышенных напряжений на КЭС или АЭС. При повреждении в генераторе отключается выключатель ВЗ, связь между двумя РУ повышенного напряжения сохраняется. При повреждении на шинах напряжением 110-220 кВ или 500 -750 кВ отключится В2 или В1 соответственно, а блок останется работать на шины напряжением 500-750 или 110-220 кВ. Разъединители между выключателями В1, В2, ВЗ и автотрансформатором необходимы для возможности вывода в ремонт выключателей при сохранении в работе блока или автотрансформатора. В некоторых случаях с целью упрощения и удешевления конструкции РУ напряжением 330—750 кВ применяется объединение двух блоков с отдельными трансформаторами под общий выключатель В1(рис. 5-18, в). Выключатели В2, ВЗ необходимы для включения генераторов на параллельную работу и обеспечивают большую надежность, так как при повреждении в одном из генераторов второй генератор сохраняется в работе. В ряде случаев применяются блоки с генераторным выключателем (рис. 5-18, д). Отключение и включение генератора осуществляется выключателем В(или выключателем нагрузки ВН), при атом не затрагивается схема па стороне ВН, чти особенно важно для кольцевых схем или схем с 3/2 и 4/3 выключателя на цепь. Такие схемы применяются для блоков, которые участвуют в регулировании графика нагрузки энергосистемы, а также в схемах генератор-трансформатор-линия (ГТЛ) без выключателей между трансформатором и линией ВН.  На рис. 5-19 показана схема ГТЛ для четырех блоков и четырех линий с уравнительной системой шип, секционированной на две части. Ответвления от блоков к уравнительной системе шин выполнены непосредственно за повышающими трансформаторами и снабжены выключателями В2, В4 и т. д. В нормальном режиме все выключатели включены, шунтирующие разъединители ШР отключены.
Основные рабочие характеристики синхронного генератора (характеристика холостого хода, внешние, регулировочные); Рабочие свойства синхронного генератора оценивают его характеристиками, важнейшими из которых являются: характеристики холостого хода, трехфазного короткого замыкания, внешние, регулировочные, индукционная нагрузочная. 3.6.1. Характеристика холостого хода  при   Рабочая точка A на характеристике холостого хода (рис.3.14) располагается на участке перегиба характеристики. Характеристика (1) совпадает с ненасыщенным участком характеристики холостого хода и соответствует ненасыщенному состоянию магнитной цепи машины.
Под коэффициентом насыщения магнитной цепи  понимают отношение суммарной МДС (отрезок ВА) к МДС воздушного зазора (отрезок BC). Для синхронных машин общего назначения Выбор рабочей точки в области насыщения  приводит к резкому увеличению тока возбуждения. Обмотка возбуждения становится громоздкой. Выбор рабочей точки на линейной части  приводит к недоиспользованию магнитных материалов машины, увеличивает их расход.3.6.2. Характеристика трехфазного короткого замыкания  при  Если пренебречь активным сопротивлением обмотки якоря  , то уравнение напряжения в режиме короткого замыкания имеет вид
 где  Вследствие малости величины падения напряжения на индуктивном сопротивлении рассеяния фазы обмотки якоря  следует, что ЭДС  от результирующего магнитного потока индуктируется магнитным потоком такой малой величины, что магнитная цепь не насыщена и характеристика имеет линейный характер (рис. 3.15).Отношение короткого замыкания
Отношением короткого замыка ния ОКЗ называется отношение установившегося тока трехфазного короткого замыкания  при токе возбуждения  , который при холостом ходе создает  , к номинальному току якоря  (рис. 3.16) Величина ОКЗ у явнополюсных генераторов составляет  у неявнополюсных -  и определяет предельное значение нагрузки, которую способен нести генератор при установившемся режиме работы.Внешние характеристики  при   Они показывают, как изменяется напряжение генератора  при изменении тока нагрузки 
Вид внешних характеристик при разных характерах нагрузки (рис. 3.17) объясняется различным действием реакции якоря. При отстающем токе (1) существует продольная размагничивающая реакция якоря. При активной нагрузке (2) также имеется продольная размагничивающая реакция якоря. В этом случае угол  но  и его малая величина вызывает слабое размагничивающее действие. При опережающем токе (3) существует продольная намагничивающая реакция якоря. - изменение напряжения на клеммах обмотки якоря генератора при отключении номинальной нагрузки. При  (rL) Асинхронный режим работы синхронного генератора. При потере возбуждения из-за неисправности возбудителя, расцепления полумуфт между ротором и возбудителем, обрыва в цепи ротора, случайного отключения АГП и по любой другой причине генератор переходит в асинхронный режим. При этом по мере снижения магнитного потока, создававшегося до этого током в обмотке ротора, генератор начинает потреблять реактивную мощность из сети. Равновесие между уменьшающимся до нуля синхронным электромагнитным моментом и вращающим моментом турбины нарушается, и частота вращения генератора начинает возрастать сверх синхронной. Под воздействием магнитного поля от тока статора, в зубцах и клиньях ротора и в его обмотке, если она остается замкнутой на возбудитель или замкнется на резистор самосинхронизации, появятся токи с частотой скольжения. Магнитный поток от этих токов, взаимодействуя с магнитным полем статора, создает тормозящий асинхронный момент, что обеспечивает выдачу генератором активной мощности в сеть при асинхронном режиме. Асинхронный тормозящий момент с увеличением скольжения ротора возрастает. Когда он станет равным вращающему моменту турбины, дальнейшее повышение скольжения прекратится. Наступит установившийся асинхронный режим. Реагируя на увеличение частоты вращения, регулятор частоты вращения турбины сокращает поступление пара (воды) и тем самым уменьшает активную мощность. Поэтому; как правило, в результате потери возбуждения активная мощность на генераторе снижается. Если при увеличении асинхронного тормозящего момента скольжение изменяется мало (жесткая кривая асинхронного момента), а максимальный асинхронный момент, развиваемый генератором, достаточно велик, то установившийся асинхронный режим наступает при небольшом скольжении и уменьшение активной мощности невелико. Турбогенераторы ТВФ, ТВВ и ТГВ в области малых скольжений имеют достаточно жесткую кривую асинхронного момента. При работе без возбуждения с активной нагрузкой 0,5—0,6 номинальной, даже при разомкнутой обмотке ротора, скольжение у них не превышает 0,3—0,8%. Потери в роторе при этом составляют 0,3—0,9 номинальных потерь на возбуждение, а ток статора около 1,0—1,15 номинального. Но максимальный асинхронный момент у турбогенераторов с непосредственным охлаждением значительно ниже, чем у машин с косвенным охлаждением. Поэтому потеря возбуждения у них при нагрузках, близких к номинальным, сопровождается повышенными скольжением и током статора. Из-за повышения частоты вращения до недопустимых пределов может произойти отключение турбины действием автомата безопасности. Для исключения этого на турбинах 300 МВт начали применять быстродействующие 'электрогидравлические приставки к регуляторам, удерживающие частоту вращения в допустимых пределах и автоматически разгружающие турбогенераторы до допустимых пределов. Токи, появляющиеся в зубцах, клиньях и бочке ротора, при асинхронном режиме турбогенератора вызывают нагрев ротора. При повышенном скольжении ток статора может значительно превышать номинальное значение, что может привести к перегреву обмотки статора. Из-за возрастания результирующей магнитной индукции в торцевых областях турбогенератора при потере возбуждения увеличивается нагрев крайних пакетов стали и конструктивных элементов торцевых зон статора. В асинхронном режиме в обмотке ротора наводится напряжение. Если обмотка разомкнута или включена не на электромашинный возбудитель, а на систему выпрямителей возбуждения, исключающую прохождение тока обратной полярности, то при больших скольжениях наведенное напряжение может достигнуть опасного для обмотки ротора и выпрямителей значения. Кроме того, при разомкнутой обмотке среднее значение асинхронного момента меньше, а скольжение больше, чем при замкнутой. Поэтому при переводе генератора в асинхронный режим обмотку ротора необходимо автоматически или ручным отключением АГП замыкать на активное сопротивление (самосинхронизации или гасительное). Использование асинхронного режима для оставления в работе генератора при потере возбуждения хотя бы на время, необходимое для перевода на резервное возбуждение, позволяет в большинстве случаев избежать аварийных остановок генераторов. Но при этом необходимо соблюдать следующие условия. Для турбогенераторов с косвенным охлаждением активная нагрузка должна быть не выше 60 % номинальной, а продолжительность режима не более 30 мин. Турбогенераторы с непосредственным охлаждением мощностью до 300 МВт включительно по условию нагрева элементов торцевых зон статора, особенно крайних пакетов активной стали, непосредственно соприкасающихся с обмоткой, могут работать без возбуждения 15 мин (генераторы ТВФ —30 мин) с нагрузкой не более 40 % номинальной. Разгрузка до допустимого предела должна производиться вручную или автоматически в течение 2 мин. При этом время разгрузки до 60 % номинальной для турбогенераторов менее 150 МВт не должно превышать 60 с, а для турбогенераторов большей мощности—30 с. В гидрогенераторах из-за большого скольжения (3— 5%), обусловленного меньшим, чем в турбогенераторах, асинхронным моментом, при асинхронном режиме быстро перегревается успокоительная обмотка. Поэтому работа гидрогенераторов в асинхронном режиме не допускается, и при потере возбуждения они отключаются специальной защитой от токовой перегрузки статора. При потере возбуждения необходимо снизить активную нагрузку до допустимых значений (если нет автоматики) и попытаться доступными со щита управления средствами (изменением положения штурвала шунтового реостата, воздействием на корректор и компаундирование и т.д.) восстановить возбуждение. Если сделать это не удается, следует перейти на резервное возбуждение с отключением на время перехода АГП. Генератор может выпасть из синхронизма при недостаточном возбуждении или в результате аварии в системе. Для восстановления синхронизма увеличивают ток возбуждения и снижают активную нагрузку. Если генератор не войдет в синхронизм, он должен быть отключен от сети. 3. Изобразите векторную диаграмму токов (мощностей) и на ней покажите угол φ. Поясните, что называется коэффициентом мощности, что он определяет. Какое значение cos φ считается нормированным для энергосистемы. Коэффициентом мощности (cosφ) электрической сети называется отношение активной мощности Р к полной мощности S:  .Рассмотрим роль коэффициента мощности на примере. Допустим, имеется источник питания, линия электропередач и потребитель (рис. 3.41).
Источник генерирует полную мощность  , которая транспортируется вдоль линии электропередач (ЛЭП) к приемнику. В ЛЭП часть мощности теряется в виде потерь в линии  . На вход приемника поступает полная мощность  . Вдоль линии имеет место падение напряжения  и потеря напряжения  .В общем случае у потребителей преобладает активно-индуктивный характер нагрузки (электродвигатели переменного тока, трансформаторы и т.д.). Для нормальной работы предприятия требуется мощность, равная  , где  ,  . На входе предприятий или отдельных потребителей, необходимо устанавливать батарею конденсаторов. В этом случае коэффициент мощности на входе приемника увеличивается и можно добиться  . Тогда  приемника существенно уменьшиться и полная мощность будет соответственно равна  . При неизменном напряжении в конце линии  ток в линии  уменьшится, что позволяет выбирать проводник линии меньшего сечения. В идеальном случае, при  , вдоль линии электропередач будет передаваться только активная мощность, а следовательно, вдоль ЛЭП можно пропустить большую активную мощность.Рассмотрим влияние коэффициента мощности  на конкретном примере.Пример 3.6. Два электродвигателя установки переменного тока Д1 и Д2 подключены параллельно к сети с напряжением U2. Вся установка работает с низким коэффициентом мощности cosφ. Измерительные приборы в цепи каждого электродвигателя показывают токи I1, I2 и мощности Р1, Р2. ЛЭП, снабжающая установку электроэнергией, имеет активное сопротивление R0 и индуктивное X0. Коэффициент мощности установки может быть повышен включению параллельно двигателю батареи конденсаторов. Необходимо: а) Рассчитать заданную электрическую цепь и определить (до подключ. конденс.): 1) ток в линии 2) напряжение в начале линии 3) потерю или падение напряжения в линии 4) активную и реактивную мощности и потери мощности в проводах 5) коэффициент мощности установки 6) К.П.Д. линии
б) Рассчитать величину емкости компенсирующей батареи конденсаторов для получения коэффициента мощности cosφ = 0,95 и мощности этой батареи. Выполнить расчет цепи при условии работы батареи конденсаторов и найти величины, указанные в пункте а). Построить векторную диаграмму напряжений и токов в конце линии. Укажите способы повышения коэффициента мощности. Большинство потребителей электрической энергии синусоидального тока представляют активно-индуктивные нагрузки, токи которых отстают по фазе от напряжения сети. Для потребителей электрической энергии при заданном напряжении питающей сети U и потребляемой активной мощности Р, ток потребителя зависит от величины cos j :  ,то есть с уменьшением cos j ток возрастает. Электрические генераторы, трансформаторы и электрические сети рассчитываются на определенные значения напряжения  и тока  . Поэтому при cos j = 0.5 и полной загрузке током генераторов, трансформаторов и сетей, потребителю может быть передана активная мощность, составляющая 50% от номинальной активной мощности трансформаторов и генераторов при cos j = 1. Таким образом, генераторы, трансформаторы и сеть будут полностью загружены по току и недогружены по активной мощности. Поэтому величину cos j, характеризующую использование номинальной мощности источника электрической энергии, называют коэффициентом мощности. Работа потребителей с малым коэффициентом мощности, кроме ухудшения условий использования источника питания, приводит к увеличению мощности потерь в линиях передач, вследствие увеличения передаваемого тока.Существует несколько способов для увеличения коэффициента мощности, основанных на подключении к нагрузке приемника с емкостным током: 1. Применение синхронных двигателей, которые позволяют регулировать cos j при изменении тока возбуждения (синхронные компенсаторы). 2. Параллельно приемникам электрической энергии подключают конденсаторы. Емкость конденсаторов, необходимая для уменьшения угла сдвига фаз между током и напряжением от j1 до требуемого значения j 2 определяется из выражения:  .Обычно при помощи конденсаторов компенсацию угла j осуществляют, повышая cos j до 0.9 - 0.95, так как дальнейшая компенсация требует больших затрат на установку конденсаторов, которые экономически неоправданны. Докажите, используя векторную диаграмму, что применение комплектных конденсаторных установок приведёт к повышению коэффициента мощности. Для электрической цепи (рис. 2.28) справедливы следующие выражения в комплексном виде (срй = 0):  Рис. 2.31. Векторная диаграмма при резонансе токов  На рис. 2.31 представлена векторная диаграмма для случая резонанса токов в цепи при параллельном включении катушки индуктивности и конденсатора. Резонанс токов широко применяется в электронных устройствах, а в силовых электроустановках используется для увеличения их коэффициента мощности ( coscp). |
Рис. 3.14 
Рис. 3.15 
Рис. 3.16 
Рис. 3.17 
