Токпеисова Г.Ш. Арынов А.К

 

239 

Очевидно,  что  для  внедрения  всех  экономически  обоснованных  мероприятий  требуется 

определенный  срок.  Поэтому  при  определении  норматива  потерь  на  предстоящий  год  следует 

учитывать эффект лишь от тех мероприятий, которые реально могут быть проведены за этот период. 

Такой норматив называют текущим нормативом. 

Норматив  потерь  определяют  при  конкретных  значениях  нагрузок  сети.  Перед  планируемым 

периодом  эти  нагрузки  определяют  из  прогнозных  расчетов.  Поэтому  для  рассматриваемого  года 

можно выделить два значения такого норматива: 

 

прогнозируемое (определенное по прогнозируемым нагрузкам); 

 

фактическое (определенное в конце периода по состоявшимся нагрузкам). 

Что  касается  норматива  потерь,  включаемых  в  тариф,  то  здесь  всегда  используется  его 

прогнозируемое  значение.  Фактическое  же  значение  норматива  целесообразно  использовать  при 

рассмотрении  вопросов  премирования  персонала.  При  существенном  изменении  схем  и  режимов 

работы  сетей  в  отчетном  периоде  потери  могут  как  существенно  снизиться  (в  чем  нет  никакой 

заслуги  персонала),  так  и  увеличиться.  Отказ  от  корректировки  норматива  несправедлив  в  обоих 

случаях. 

Для установления нормативов на практике используются три метода [2]: аналитико-расчетный, 

опытно-производственный и отчетно-статистический. 

Аналитико-расчетный  метод  наиболее  прогрессивен  и  научно  обоснован.  Он  базируется  на 

сочетании  строгих  технико-экономических  расчетов  с  анализом  производственных  условий  и 

резервов экономии материальных затрат. 

Опытно-производственный  метод  применяется,  когда  проведение  строгих  технико-

экономических  расчетов  по  каким-либо  причинам  невозможно  (отсутствие  или  сложность  методик 

таких расчетов, трудности получения объективных исходных данных и т.п.). Нормативы получают на 

основе испытаний. 

Отчетно-статистический  метод  наименее  обоснован.  Нормы  на  очередной  плановый  период 

устанавливают по отчетно-статистическим данным о расходе материалов за истекший период. 

Нормирование  расхода  электроэнергии  на  собственные  нужды  подстанций  осуществляется  с 

целью  его  контроля  и  планирования,  а  также  выявления  мест  нерационального  расхода.  Нормы 

расхода  выражены  в  тысячах  киловатт-часов  в  год  на  единицу  оборудования  или  на  одну 

подстанцию. Численные значения норм зависят от климатических условий. 

В силу существенных различий в структуре сетей и в их протяженности норматив потерь для 

каждой энергоснабжающей организации представляет собой индивидуальное значение, определяемое 

на основе схем и режимов работы электрических сетей и особенностей учета поступления и отпуска 

электроэнергии. 

В  связи  с  тем,  что  тарифы  устанавливают  дифференцированно  для  трех  категорий 

потребителей, получающих энергию от сетей напряжением 110 кВ и выше, 35-6 кВ и 0,38 кВ, общий 

норматив потерь должен быть разделен на три составляющие. Это деление должно производиться с 

учетом  степени  использования  каждой  категорией  потребителей  сетей  различных  классов 

напряжения. 

Временно допустимые коммерческие потери, включаемые в тариф, распределяют равномерно 

между  всеми  категориями  потребителей,  так  как  коммерческие  потери,  представляющие  собой  в 

значительной  степени  хищения  энергии,  не  могут  рассматриваться  как  проблема,  оплата  которой 

должна возлагаться только на потребителей, питающихся от сетей 0,38 кВ. 

Из  четырех  составляющих  потерь  наиболее  сложной  для  представления  в  форме,  ясной  для 

сотрудников  контролирующих  органов,  являются  технические  потери  (особенно  их  нагрузочная 

составляющая),  так  как  они  представляют  собой  сумму  потерь  в  сотнях  и  тысячах  элементов,  для 

расчета  которых  необходимо  владеть  электротехническими  знаниями.  Выходом  из  положения 

является  использование  нормативных  характеристик  технических  потерь,  представляющих  собой 

зависимости потерь от факторов, отражаемых в официальной отчетности [3]. 

Характеристика  потерь  электроэнергии  -  зависимость  потерь  электроэнергии  от  факторов, 

отражаемых в официальной отчетности. 

Нормативная характеристика потерь электроэнергии - зависимость приемлемого уровня потерь 

электроэнергии  (учитывающего  эффект  от  мероприятий по  снижению  потерь,  проведение  которых 

согласовано  с  организацией,  утверждающей  норматив  потерь)  от  факторов,  отражаемых  в 

официальной отчетности. 

Параметры  нормативной  характеристики  достаточно  стабильны  и  поэтому,  однажды 

рассчитанные,  согласованные  и  утвержденные,  они  могут  использоваться  в  течение  длительного 

 

240 

периода  -  до  тех  пор,  пока  не  произойдет  существенных  изменений  схем  сетей.  При  нынешнем, 

весьма  низком  уровне  сетевого  строительства  нормативные  характеристики,  рассчитанные  для 

существующих схем сетей, могут использоваться в течение 5-7 лет. При этом погрешность отражения 

ими  потерь  не  превышает  6-8%.  В  случае  же  ввода  в  работу  или  вывода  из  работы  в  этот  период 

существенных  элементов  электрических  сетей  такие  характеристики  дают  надежные  базовые 

значения потерь, относительно которых может оцениваться влияние проведенных изменений схемы 

на потери. 

Для радиальной сети нагрузочные потери электроэнергии выражаются формулой: 

 

экв

ф

н

R

U

Д

k

tg

W

W

















2

2

2

2

24

)

1

(



,                                                         (1) 

 

где W - отпуск электроэнергии в сеть за Д дней; 

tg φ - коэффициент реактивной мощности; 

R

экв

 - 

эквивалентное сопротивление сети; 

U - 

среднее рабочее напряжение. 

В  силу  того,  что  эквивалентное  сопротивление  сети,  напряжение,  а  также  коэффициенты 

реактивной мощности и формы графика изменяются в сравнительно узких пределах, они могут быть 

представлены одним коэффициентом А, расчет которого для конкретной сети необходимо выполнить 

один раз: 

экв

ф

R

U

k

tg

A











2

2

2

24

)

1

(



                                                                 (2) 

 

B этом случае (1) превращается в характеристику нагрузочных потерь электроэнергии: 

 

Д

W

A

W

н

2







                                                                        (3) 

 

При  наличии  характеристики  (3)  нагрузочные  потери  для  любого  периода  Д  определяют  на 

основе единственного исходного значения - отпуска электроэнергии в сеть. 

Характеристика потерь холостого хода имеет вид: 

 

Д

C

W

X







                                                                      (4) 

 

Значение  коэффициента  С  определяют  на  основе  потерь  электроэнергии  холостого  хода, 

рассчитанных с учетом фактических напряжений на оборудовании ΔW

х

 по формуле (4)  

 

Д

W

C

X

/





   

  

или на основе потерь мощности холостого хода ΔР

х

:  

 

.

24

X

P

C







 

Коэффициенты А и С характеристики суммарных потерь в п радиальных линиях 35, 6-10 или 

0,38 кВ определяют по формулам: 

2

1

)

(











W

W

A

A

i

n

i

i

;                                                               (5) 







n

i

i

C

C

1

,                                                                    (6) 

 

где А

i

 

и С

i

 - значения коэффициентов для входящих в сеть линий; 

W

i

 - 

отпуск электроэнергии в i-ю линию; 

W

Σ - 

то же, во все линии в целом. 

Относительный недоучет электроэнергии ΔW

у

 

зависит от объемов отпускаемой энергии - чем 

ниже  объем,  тем  ниже  токовая  загрузка  трансформатора  тока  и  тем  больше  отрицательная 

погрешность.  Определение  средних  значений  недоучета  проводят  за  каждый  месяц  года  и  в 

нормативной  характеристике  месячных  потерь  они  отражаются  индивидуальным  слагаемым  для 

каждого месяца, а в характеристике годовых потерь - суммарным значением. 

 

241 

Таким же  образом  отражаются в нормативной характеристике  климатические потери (потери 

на  корону  ΔW

кор

,  из-за  токов  утечки  по  изоляторам

 

ΔW

из

),  а  также  расход  электроэнергии  на 

собственные нужды подстанций W

ПC

, имеющий резкую зависимость от месяца года. 

Нормативная характеристика потерь в радиальной сети имеет вид: 

м

норм

W

Д

C

Д

W

A

W















2

,                                                    (7) 

 

где ΔW

м

 - сумма описанных выше четырех составляющих: 

ΔW

м 

= ΔW

у 

+ ΔW

кор

 +

 

ΔW

из 

+ ΔW

ПС,                                                                                        

(8) 

 

Нормативная  характеристика  потерь  электроэнергии  в  сетях  объекта,  на  балансе  которого 

находятся распределительные сети напряжением 6-10 и 0,38 кВ, имеет вид, млн. кВт-ч: 

м

норм

W

Д

C

Д

W

A

Д

W

A

W























2

38

,

0

38

,

0

2

10

6

10

6

,                                     (9) 

 

где  W

6-10  - 

отпуск  электроэнергии  в  сети  6-10  кВ,  млн.  кВт-ч,  за  вычетом  отпуска  потребителям 

непосредственно с  шин 6-10 кВ подстанций 35-220/6-10 кВ и электростанций; W

0,38

  - 

то же, в сети 

0,38 кВ; А

6-10 

и А

0,38

 - 

коэффициенты характеристики. Величина ΔW

м

 для этих предприятий включает в 

себя,  как  правило,  лишь  первое  и  четвертое  слагаемые  формулы  (8).  При  отсутствии  учета 

электроэнергии на стороне 0,38 кВ распределительных трансформаторов 6-10/0,38 кВ значение W

0,38

 

определяют, вычитая из значения W

6-10

 

отпуск электроэнергии потребителям непосредственно из сети 

6-10 кВ и потери в ней, определяемые по формуле (8) с исключенным вторым слагаемым. 

Коэффициенты нормативной характеристики технологических потерь (НХТП)  определяют на 

основе рассчитанных коэффициентов ХТП, уменьшая их в соответствии с эффектом от мероприятий 

по  снижению  потерь,  проведение  которых  предусмотрено  в  планируемом  периоде.  В  случае 

затруднений с определением степени уменьшения каждого коэффициента характеристики (особенно 

в питающей сети) норматив потерь определяют, вычитая из значения, рассчитанного по ХТП, эффект 

от мероприятий по снижению потерь.  

Нормативная  характеристика  отчетных  потерь  (НХПЭ)  отличается  от  НХТП  добавлением  еще 

одного слагаемого - временно допустимых коммерческих потерь. Их уровень целесообразно устанавливать 

в относительных единицах, поэтому это слагаемое нормативной характеристики имеет вид: 

,

100

W

H

W

к

к







 

 

где Н

к

 - норматив временно допустимых коммерческих потерь, %.  

Простота  расчета  характеристик  технических  потерь  для  радиальных  сетей  (непосредственно 

по результатам расчета потерь) обусловлена тем, что в этих сетях нагрузочные потери зависят лишь 

от одного фактора - отпуска электроэнергии в сеть W. 

 

ЛИТЕРАТУРА 

1. Железко Ю.С., Артемьев А.В., Савченко О.В. Расчет, анализ и нормирование потерь электроэнергии в 

электрических сетях. - М.: НЦ ЭНАС, 2004. - 280с. 

2.Железко  Ю.С.  Выбор  мероприятий  по  снижению  потерь  электроэнергии  в  электри-ческих  сетях: 

Руководство для практических расчетов. - М.: Энергоатомиздат, 1989. – 176 с. 

3.  Воротницкий  В.Э.,  Железко  Ю.С.,  Казанцев  В.Н.  Потери  электроэнергии  в  электрических  сетях 

энергосистем. - М.: Энергоатомиздат, 1983. - 368с. 

 

Арынов А.К., Токпеисова Г.Ш. 

Электр тораптардағы электр энергия техникалық шығындардың нормативтік сипаттамалары 

Түйіндеме.Мақалада    электр  тораптардағы  электр  энергия  шығындардың  нормативтерін  анықтау 

тәсілдері  қарастырылған.  Радиалдық  тораптағы  электр  энергия  техникалық  шығындардың  нормативтік 

сипаттамасын есептеу тәсілі толығырақ келтірілген.  

Түйін сөздер: энергияның шығындары, тарату тораптары, норматив, тәсіл, тариф. 

 

Arynov A., Tokpeisova G. 

Standard characteristics of technical losses of the electric power in electric networks 

Resume. In article methods of establishment of standards of losses of the electric power in electric networks are 

considered. The method of calculation of the standard characteristic of technical losses of the electric power in a radial 

network is in detail presented. 

Key words: energy losses, distributive networks, standard, method, tariff. 

 

242 

УДК 621.31   

  

Уалиев Д.

2

, Сарсенбаев Н.С.,

1 

Чабаев А.

1

магистрант 

 

1

Казахский национальный технический университет имени К.И. Сатпаева, г.Алматы 

2

Карагандинский государственный технический университет, г.Караганда.,  

Республика Казахстан 

nurlan_ss@mail.ru 

 

ЭНЕРГОСБЕРЕГАЮЩАЯ СИСТЕМА АВТОМАТИЗИРОВАННОГО УПРАВЛЕНИЯ 

ТЯГОДУТЬЕВЫМИ МЕХНИЗМАМИ КОТЕЛЬНЫХ УСТАНОВОК 

 

Аннотация.  В    настоящей    работе  рассмотрен    энергосберегающий    электропривод  с  улучшенными 

энергетическими  характеристиками  для  регулирования    производительности  тягодутьевых  механизмов 

котельной установки по  схеме асинхронного  вентильного каскада и машины  двойного питания.   

Согласно  структурной  схеме  энергосберегающей  системы  автоматизированного  управления 

производительностью  тягодутьевых    механизмов    показаны        методы    расчета      основных  энергетических 

показателей  электропривода. 

 Ключевые слова: энергосбережение, электроприводы, тягодутьевые механизмы, котельные установки, 

машина  двойного питания. 

 

Энергосбережение  стало  одним из приоритетных направлений технической политики во всех 

развитых странах мира. Это связано, во-первых, с ограниченностью и невозобновлямостью основных 

энергоресурсов, во-вторых, с непрерывно возрастающими сложностями их добычи и стоимостью.  

Большая часть электроэнергии, потребляемая электроприводом, - до 70% в развитых странах, и 

осуществление  электроприводом  практически  всех  технологических  процессов,  связанных  с 

движением,  делают  особенно  актуальной  проблему  энергосбережения  в  электроприводе  и 

средствами электропривода

.  

Большое  распространение  электроприводы  получили  на  предприятиях  жилищно-

коммунального  хозяйства.  При  этом  внедрение  энергосберегающих  технологий  в  этой  области 

позволяет получить не только экономический, но и социальный эффект[1]. 

Одно  из  направлений  повышения  эффективности,  экономия  электроэнергии  при  работе 

котельной  установки применяемые  в производстве  тепло –и электроэнергии. 

Производство  электрической  энергии  в  Казахстане  осуществляют  более  60  электрических 

станций различных форм собственности. 

Надежное  и  эффективное  функционирование  отрасли,  стабильное  снабжение  потребителей 

электрической и тепловой энергией является  основой развития экономики страны и неотъемлемым 

фактором обеспечения цивилизованных условий жизни населения.  

Необходимо  отметить,  что  40%  генерирующих  мощностей  тепловых  электростанций 

отработало  более  30  лет,  по  количеству  –  это  из  53  тепловых  электростанций  Казахстана  40 

электростанций построены более 30 лет назад.  

Развитие электростанций намечается осуществить по следующим основным направлениям: 

- техническое перевооружение и реконструкция оборудования действующих электростанций; 

- ввод новых мощностей на действующих электростанциях; 

- строительство новых электростанций (ТЭЦ, КЭС, ГЭС, ГТЭС); 

- вовлечение в баланс нетрадиционных возобновляемых источников энергии (ВЭС, СЭС). 

В  современных  условиях  Казахстана  модернизация  существующих  систем  генерирующих 

мощностей требуют внедрить в производства энергосберегающих технологии.  

В  связи  с  тем,  что  основными    потребителями  электроэнергии  при  работе  котельных   

установок  являются  тягодутьевые  механизмы    (дымососы  и  вентиляторы)  можно  выделить 

актуальную задачу – разработка и внедрение энергосберегающего электропривода для регулирования 

производительности таких механизмов.  

На  сегодняшний  день  большая  часть  электроприводов  указанных  механизмов  является 

нерегулируемыми, поэтому наиболее существенная экономия электроэнергии может быть достигнута 

при использовании регулируемых электроприводов для управления такими механизмами. 

Основной  путь  энергосбережения  средствами  электропривода  –  подача  конечному 

потребителю  –  технологической  машине  –  необходимой  в  каждый  момент  мощности.  Это  может 

быть  достигнуто  посредством  управления  координатами  электропривода,  т.е.  за  счет  перехода  от 

 

243 

нерегулируемого электропривода к регулируемому. Этот процесс стал в последние годы основным в 

развитии  электропривода  в  связи  с  появлением  доступных  технических  средств  для  его 

осуществления – преобразователей частоты и т.п. 

Одной  из  основных  проблем  на  котельных,  как  в  экономическом,  так  и  в  экологическом 

вопросе,  является  то  обстоятельство,  что  не  регулируются  мощности  дымососов  и  дутьевых 

вентиляторов. Двигатели все время работают на максимальной мощности, а оператор котельной для 

регулирования подачи воздуха и отсоса уходящих газов вручную открывает или закрывает шибера. 

Вследствие  такой  системы  управления  быстрее  изнашиваются  двигатели,  вредные  выбросы  в 

атмосферу из-за нехватки воздуха или потеря КПД из-за переизбытка воздуха. 

Выбор  рациональных  в  конкретных  условиях  типов  электропривода  и  способов  управления, 

обеспечивающих  минимизацию  потерь  в  силовом  канале,  -  важный  элемент  в  общей  проблеме 

энергосбережения. 

Как    известно,  для  управления  процессами  горения  топлива  в  котельных  установках, 

необходимо    в  зависимости  от  количества  поступающего  топлива  подать  необходимое  количество 

воздуха,  а  также  с  заданной  интенсивностью  удалять  из  нее  продукты  сгорания.  В  котельной 

установке  необходимо  постоянно  поддерживать      соотношения  топливо-воздух,  так  как  при  

недостатке    воздуха  в  топочной  камере    происходит  неполное  сгорание  топлива.  Не  сгоревший 

продукт топлива будет выбрасываться в атмосферу, что экономически и экологически не допустимо. 

При избытке воздуха в топочной камере  будет происходить охлаждение топки, хотя топливо будет  

сгорать  полностью,  но  в  этом  случае  остатки  воздуха  будут  образовывать  двуокись  азота,  что 

экологически недопустимо, так как это соединение вредно для человека и окружающей среды. 

Система  автоматического  регулирования  разряжения  в  топке  котла  необходимо  для 

поддержания  топки  под  наддувом,  то  есть    чтобы  поддерживать  постоянство  разряжения.  При 

отсутствии  разряжения  пламя  факела  будет  прижиматься,  что  приведет  к  обгоранию    горелок  и 

нижней  части  топки.  Дымовые  газы  при  этом  пойдут  в  помещение  цеха,  что  делает  невозможным 

работу обслуживающего персонала. 

Так как управление тягодутьевых механизмов (вентилятором и дымососом) осуществляется  с 

помощью  электроприводов,  проблема  оптимального  горения  топлива  сводится  к  формированию 

условий функционирования двухдвигательного  электропривода.  

В [2] описана способ управления производительностью тягодутьевых  механизмов  с помощью 

энергосберегающего электропривода при каскадном соединений двух асинхронных двигателей. 

Структурная  схема  энергосберегающей  системы  автоматизированного  управления 

производительностью тягодутьевых  механизмов  показана на рисунке 1. 

 

 

В  системе  управления  подача  воздуха  в  топку  происходит  с  помощью  вентилятора 

управляемого  первым  асинхронным  двигателем,  к  роторным  обмоткам  которого  подключен 

управляемый  выпрямитель  1.  Второй  асинхронный  двигатель  приводит  в  движение  дымосос, 

отсасывающий дымовые газы из топки.  

Электрическая  схема  силовой  части  двухдвигательного  электропривода      тягодутьевых  

механизмов показана на рисунке 2. 

Рисунок 1. Структурная схема 

энергосберегающей системы 

автоматизированного управления 

 

 

244 

Таким  образом,  применяя  для  регулирования  тягодутьевыми  механизмами  котельной 

установки, двухдвигательного электропривода, возможно, обеспечить оптимальный режим процессов 

горения  топлива  в  котельной  установке  при  этом  отличительной  особенностью  данной  системы 

являются  высокие  энергетические  показатели  за  счет  использования  энергии  скольжения  первого 

асинхронного двигателя  в качестве источника питания для тиристорного преобразователя частоты в 

цепи ротора второго  двигателя, а также малая мощность  управления, пропорциональная диапазону 

регулирования частоты вращения. 

Особенностью    данной  системы  является  применение  нового  алгоритма  регулирования 

производительности  тягодутьевых  механизмов    котельной    установки  с  энергосберегающим 

электроприводом.  При  этом  производственные  и  технологические  процессы  приобретают  

энергоэффективность и энергосбережение, а  установка повышенное значение КПД.  

Еще  одним  важным  показателем  качества  использования  электроэнергии  является 

коэффициент  мощности.  Снижение  коэффициента  мощности  электродвигателей  в  свою  очередь 

вызывает  увеличение  установленной  мощности  элементов  электропривода,  увеличение  потерь 

напряжения и, следовательно, ухудшение условий работы приводов в целом. 

 

 

 

Рисунок 2. Электрическая схема силовой части двухдвигательного  

электропривода тягодутьевых  механизмов. 

 

Особенностью  электропривода    показанного  на  рисунке  2    является  то,  что  в  цепи  ротора  у 

каждого  асинхронного  двигателя  (АД)  имеется  полупроводниковые    преобразователи  энергии,   

управляемый    выпрямитель  (УВ)    и  тиристорный    преобразователь  частоты  (ТПЧ).  Это  позволяет 

осуществить работу двухдвигательного электорпривода с регулируемым коэффициентом мощности 

 

4

.    

В  данном  случае  общий  коэффициент  мощности  двухдвигательного  электропривода  и 

коэффициент мощности соответственно первой и второй АД равны:  

                                  

1

1

S

P

cos 



;    

11

11

1

S

P

cos 



;  

12

12

2

S

P

cos





,                                     (1) 

                                              

12

11

1

P

P

P





; 

12

11

1

S

S

S





,                                                     (2) 

где 

2

1

P

,

P

 – активная мощность первой и второй машины. 

                   

11

1

11

I

U

S





; 

12

1

12

I

U

S





; 

1

1

12

11

1

1

I

U

)

I

I

(

U

S











,                        (3) 

где 

12

11

S

,

S

 – полная  мощность первой и второй машины; 

12

11

cos

,

cos





 – коэффициент 

мощности первой и второй машины; 

1

U

– напряжение питания; 

12

11

I

,

I

 – токи статорных обмоток 

первой и второй машины.  

С учетом (2) и  (3) уравнения общего коэффициента мощности преобразуется в следующий вид 

 

245 

                               

                       

)

I

I

(

U

cos

I

U

cos

I

U

cos

12

11

1

2

12

1

1

11

1























.                                                  (4) 

 

Если токи  первой и второй машины равны, т.е. 

12

11

I

I 

, то из уравнения (4) получим 

                                      

2

cos

cos

cos

2

1











.                                                              (5) 

Из уравнение (5) видно, что если коэффициенты мощности первой и второй машины равны, т.е. 

2

1

cos

cos







, то общий коэффициент мощности равен:  

2

1

cos

cos

cos











. 

Это  означает,  что  при  равенстве  коэффициентов  мощности  двух  машин  результирующий 

коэффициент мощности двухдвигательного электропривода равен коэффициенту мощности одной из 

машин.   

В  реальных  условиях  параметры  двух  электрических  машин  даже  одинаковой  мощности  

несколько отличается друг от друга. Рассмотрим наиболее общий случай, когда токи первой и второй 

машины  несколько  отличается  друг  от  друга.  Обозначим  отношение  токов,  через  коэффициент 

12

11

i

I

I

K 

, тогда уравнение (4) примет следующий вид:     

                                             

i

2

1

i

K

1

cos

cos

K

cos















,                                                         (6) 

Если максимальное значение общего коэффициента мощности определяется из условия    

                          

0

)

K

1

(

)

cos

cos

K

(

)

K

1

(

cos

dK

cos

d

2

i

2

1

i

i

1

i

1

























,                                (7) 

то решением уравнение (7) является следующее равенство:  

0

cos

cos

2

1









, 

т.е.  общий  коэффициент  мощности  будет  иметь  максимальное  значение  при 

2

1

cos

cos







, 

независимо от диапазона изменения K

i

. 

На рисунке 2 приведены графики зависимости общего коэффициента мощности от диапазона 

изменения токов при различных соотношениях коэффициентов мощности первой и второй машины. 

 

 

Рисунк 2. Графики зависимости общего коэффициента мощности при различных соотношениях  

коэффициентов мощности первой и второй машины. 

 

Как видно из рисунка, при 

2

1

cos

cos







 с возрастанием тока первой машины по сравнений 

со  второй  общий  коэффициент  мощности  возрастает  в  то  время  когда,  при 

2

1

cos

cos







  общий 

коэффициент  мощности  уменьшается.  В  идеальном  случае,  когда  коэффициенты  мощности 

двигателей  равны,  т.е. 

2

1

cos

cos







,  общий  коэффициент  мощности  остается  постоянным  и  не 

зависит от потребляемого тока каждой машины. 

 

246 

Поэтому  при  регулировании  частоты  согласованного  вращения  двух  двигателей  желательно, 

чтобы коэффициенты мощности каждой машины изменялись одинаково.    

жүктеу/скачать 37,51 Mb.

Достарыңызбен бөлісу: