Влияние качества напряжения на работу электроприемников.

Классификация и характеристика промышленных электроприемников.

1 По роду тока:

1) постоянного тока

2) переменного тока

3) импульсного тока

2 По числу фаз:

1) однофазные (в быту)

2) двухфазные (дуговые печи)

3) трехфазные (наибольшее число)

3 По частоте переменного тока:

1) промышленной частоты (50 Гц)

2) отличной от промышленной частоты:

- 200-400 Гц – для питания переносного ручного инструмента

- до 20 кГц – для высокочастотных нагревов и плавки металлов

- 20-40 кГц – для питания газоразрядных ламп с целью устранения пульсаций и быстрой ионизации

- до 100 кГц – для поверхностной закалки

- до 20 МГц – для диэлектрического нагрева (применяется для обработки пищевых продуктов); в деревообрабатывающей и химической промышленности (для получения пластмасс)

4 По номинальному напряжению:

По условиям электробезопасности U_ном подразделяется:

1) до 1000 В

2) выше 1000 В

5 По потреблению реактивной мощности:

1) cosφ>0,85 – высокий коэффициент мощности

2) 0,65<cosφ<=0,85 - средний

3) 0,4<=cosφ<0,65 - низкий

4) cosφ<0,4 – очень низкий

6 По пусковым токам и их длительности

1) двигатели с нормальным пуском

2) двигатели с тяжелым пуском (большие значения токов и большая длительность)

7 Степень симметрии:

1) симметричные трехфазные приемники

2) несимметричные однофазные и двухфазные

8 По линейности (постоянство сопротивления цепи за один период переменного тока):

большинство приемников имеет незначительную нелинейность. Крайне редкую и очень яркую нелинейность имеют полупроводниковые пускатели и тиристоры

По режиму работы

1) Установки длительного режима

2)
Установки кратковременного режима

3) Установки кратковременного режима

Главное отличие КР от ПКР – соотношение t_вкл и t_паузы

10 По подвижности:

1) стационарные

2) нестационарные:

- передвижные

- электроинструмент

11 По надежности электроснабжения:

Различают 3 категории ЭП:

1) Электроприемники, перерыв в электроснабжении которых влечет за собой опасность для жизни людей, повреждение дорогостоящего оборудования, массовый брак продукции и нарушение сложного технологического процесса

1а) Особая группа ЭП, бесперебойная работа которых необходима для безаварийной остановки производства с целью предотвращения угрозы жизни людей, взрывов, пожаров, повреждения оборудования. К ним относятся: двигатели задвижек и запорной арматуры, пневмо- и гидросистем, приводы компрессоров, вентиляторов и насосов, подъемные машины на подземных рудниках, а также аварийное освещение. ЭП особой группы должны быть запитаны от 3 независимых источников питания. ЭП первой группы должны получать питание от 2-х независимых источников; перерыв в электроснабжении допускается на время срабатывания АВР. Независимым считается источник, на котором сохраняется напряжение в пределах, допускаемых для послеаварийных режимовпри исчезновении напряжения на других источниках.

2) ЭП, перерыв в электроснабжении которых приводит к массовому недоотпуску продукции простою механизмов, транспорта, нарушению нормальной деятельности городских и сельских коммуникаций. Для ЭП 2-й категории требуется двухстороннее питание. Перерыв в электроснабжении промышленности допускается на время включения резервного питания автоматическим или ручным способом, но не более 1 часа.

3) Все остальные запитываются от 1-го источника питания (ТП). Перерыв допускается на время не более 1 суток.

Для обеспечения требуемой надежности потребителей 1-й и 2-й категории в послеаварийных режимах допускается отключение части потребителей 3-й категории.

Характеристика промышленных электроприемников.

2. Виды электрических нагрузок промышленных предприятий. Графики электрических нагрузок, способы их построения.

Под термином электрическая нагрузка понимается прежде всего мощность активная (Р), реактивная (Q), полная (S) и пиковая мощность (ток I).

В расчетах СЭС используются следующие виды нагрузок:

1) Средняя нагрузка за наиболее загруженную смену (для определения расчетной нагрузки и расхода э/э)

2) Расчетный получасовой максимум активной и реактивной мощностей для выбора элементов СЭС по нагреву, отклонению напряжения и экономическим сображениям

3) Пиковый ток для оценки колебаний напряжения и выбора устройств защиты и их уставок

Электропотребитель – совокупность электроприемников по следующим признакам: по напряжению, по роду тока или частоте, по требуемой надежности питания, по технологическим связям и режимам работы, по территориальному размещению, по схеме электроснабжения.

Электроприемник – это индивидуальное устройство (лампа, печь, двигатель, агрегат с многодвигательным приводом), потребляющее электроэнергию.

Самой первой исходной величиной в расчете является номинальная мощность – Р_ном. Она связана со справочными данными (паспортная величина равна номинальной, если двигатель рассчитан на длительный режим работы).

Продолжительность включения (ПВ) – это соотношение между временем работы и временем паузы, ПВ=40 – 60 %.

Для электродвигателей Р_ном=Р_пасп*√ПВ.

Для трансформаторов S_ном=S_пасп*√ПВ; Р_ном= S_пасп*√ПВ*сosφ_пасп

Р_ном=∑Р_{ном i}. В группу могут входить однофазные ЭП.

Для группы однофазных приемников симметрично распределенных по фазам сети суммарная номинальная мощность определяется как алгебраическая сумма.

Средние и среднеквадратические нагрузки

 Суммарная средняя нагрузка потребителей дает возможность оценить нижний предел возможной расчетной нагрузки. Математическое ожидание примерно равно среднему значению, дисперсия Д=σ² – среднеквадратическое отклонение.

В условиях эксплуатации средние нагрузки рассматриваются за определенный характерный интервал времени. Продолжительность рабочей смены 8 часов.

                              Р_см=W_а/t_см 

                              Q_с=W_р/t_см

Максимальные и расчетные нагрузки

По продолжительности различают 2 вида максимальных нагрузок:

1) длительные 10, 15, 30 (расчетный получасовой максимум), 60, 120 минут, определяемые для выборов элементов СЭС нагрева и расчета наибольших потерь в них.

2) Кратковременные (пиковые) до 3 – 5 сек, необходимые для оценки колебаний напряжения в сети, определения потерь напряжения, выбора устройств релейной защиты.

Под расчетной нагрузкой понимают такую длительную неизменную нагрузку элементов СЭС (трансформатора, ЛЭП, реактора и т. д.), которая эквивалентна ожидаемой изменяющейся нагрузке по наиболее тяжелому тепловому воздействию: максимальной температуре нагрева проводника или тепловому износу его изоляции.

За 30 минут в достаточно большой группе потребителей температура достигает установившегося значения.

Графики электрических нагрузок

Зависимость активной, реактивной, полной мощности и тока от времени. Графики бывают индивидуальные и групповые.

Различают точный и приближенный методы построения графиков.

Точный метод.

В среднем берется точность 5 – 10%

1) имеется кривая Р(t)

2) разбиваем на интервалы

3) мгновенную величину в течение Δt (например 30 минут) можно заменить постоянной величиной по правилу площадей S_ниж=S_верх.

4)

Приближенный метод

Результат будет тот же, но используем счетчик. Каждые 30 минут снимают показания счетчика. За интервал берется средне между начальным и конечным показанием.

В основном используют приближенный метод.

3. Показатели и коэффициенты графиков электрических нагрузок.

Показатели графиков электрических нагрузок

При проектировании СЭС по построенным графикам электрических нагрузок подобных потребителей максимальная нагрузка приравнивается к расчетной.

  Коэффициенты графиков электрических нагрузок

1) Коэффициент использования к_и. Представляет собой отношение средней активной мощности к номинальной.

                                      К_и=Р_с/Р_ном

Для группы ЭП:

                            К_И=(∑К_{И i} Р_{ном i})/( ∑ Р_{ном i}) (это формула для средневзвешенной величины)

                                           К_ИР=Q_с/Q_ном

Численное значение К_Ихарактеризует режим работы ЭП в течение цикла. (К_И=(0;1)

К_И≤0,2 – кратковременный режим

К_И=(0,2;0,6) – повторно-кратковременный режим.

                   К_И=(∑Р_i t_i)/(Р_ном∑t_i + t_пауз)=W_A/W_{A возм}

W_A – энергия, фактически потребляемая ЭП за смену,

 W_{A возм} – энергия, которая могла бы быть потреблена приемником при его номинальной загрузке в течение всей смены. Аналогичные выражения справедливы и для реактивной мощности и тока.

2) Коэффициент включения К_В. Это отношение продолжительности включения приемника в рабочем цикле ко всей продолжительности цикла.

                                К_В=t_В/t_Ц=(t_Р+t_ХХ)/t_Ц

t_В – время включения

t_Ц – время цикла

t_Р – время работы

t_ХХ – время холостого хода

                                 К_В=∑К_ВР_ном/∑Р_ном

                                 К_И=∑t_i/∑(t_i + t_пауз)

3) Коэффициент загрузки К_З – отношение фактически потребляемой средней мощности за время включения в течение цикла к его номинальной мощности.

К_З=Р_СВ/Р_НОМ – за время включения

К_З=Р_С/Р_НОМ - за время цикла

Для одного и того-же графика нагрузок коэффициент К_з будет больше, чем К_И.

                                   К_З=К_И/К_В

4)Коэффициент формы К_Ф – это отношение среднеквадратичной мощности приемника к среднему значению за определенный период времени.

                                      К_Ф=Р_СК/Р_С

Аналогично для реактивной мощности и тока.

К_Ф=(1;∞), В реальных условиях К_Ф=(1;4).

К_ФА=√m((√∑^m_i=1(∆w_ai))/ w_a)

Коэффициент формы характеризует неравномернось графика. Чем больше значение коэффициента формы, тем больше неравномерность графика.

5)

                               К_М=Р_Р/Р_С

Коэффициент максимума определяется по кривым. Он бывает только групповым.

К_М необходим для определения расчетной нагрузки.

                   Р_Р=К_МР_С=К_МК_ИР_НОМ

6) Коэффициент спроса К_С – это отношение расчетной мощности к номинальной.

                                   К_С=Р_Р/Р_НОМ

7) Коэффициент заполнения графика нагрузки.

                                   К_ЗГН=Р_С/Р_НОМ

8) Коэффициент разновременности максимумов нагрузки К_РМ – это отношение суммарного расчетного максимума активной мощности узла СЭС к сумме расчетных максимумов мощности отдельных групп ЭП, входящих в данный узел.

4. Методы определения расчетных электрических нагрузок.

В современной теории электроснабжения существует 6 методов определения определения расчетной нагрузки: 4 основных и 2 вспомогательных.

1) по установленной мощности и коэффициенту спроса Р_ном и К_С

                               Р_Р=К_САР_НОМ

                               Q_Р=Р_Р*tgφ

Для коэффициента включения К_Ф=0,8

Для крупных узлов СЭС нагрузка определяется суммированием расчетной нагрузкиотдельных групп потребителей питаемых от данного узла с учетом коэффициента разновременности максимумов

                           S_Руз=√((∑Р_рi)²+(∑Q_рi)²)К_РМ

Вывод:Чем крупнее уровень системы электроснабжения, тем К_РМ будет меньше.

2) Статистический: по по средней мощности и отклонению средней нагрузки от средней Р_С и σ

                          Р_Р,Т=Р_Т+β*σ_Т

β – кратность меры рассеяния

nэ≥6 – 8 и для установившегося технологического процесса.

Если не учитывать тепловой износ изоляции для выбора токоведущих частей используется формула, в которой задается β:

                           Р_Р,Т=Р_Т=2,5*σ_Т

 Расчетная нагрузка n одинаковых по режиму работы ЭП одинаковой мощности определяется следующим выражением:

                Р_Р,Т=К_ИТР_НОМn+2,5*σ_0ТР_НОМ√n

σ_0Т – относительное среднеквадратическое отклонение одного ЭП

Расчетная нагрузка для групп разных ЭП по мощности

                               Р_Р=(К_ИТ+К_0Т)Р_НОМ

3) По средней мощности и коэффициенту формы Р_С и К_Ф

Применяется при известных коэффициентах формы для различных групп ЭП               Р_Р=К_ФМР_СМ                                  Q_P=К_ФРQ_СМ=Р_Рtgφ

Либо среднюю мощность можно определить по удельному расходу электроэнергии

Средняя нагрузка

- Р_СМ=К_ИР_НОМ

- Р_СМ=w_aСМ/Т_СМ

- Р_СМ=М_СМω_УД/Т_СМ

4) Метод упорядоченных диаграмм Р_С и К_М

5) По удельному расходу электроэнергии на единицу продукции ω_УД

6) По удельной мощности на единицу производственной площади р_о

5. Метод упорядоченных диаграмм.

Q_Р=1,1Q_СМ если n≥4, n_Э≤10

Q_Р=Q_СМ  если n_Э≥10

Если n_Э≤4 то для таких групп :

1 Р_Р=∑Р_{НОМ i}

Q_Р=∑Q_{НОМ i}

сosφ_НОМ=0,8 (сosφ_НОМ=0,7 в режиме ПКР)

2 n>3 ; n_Э<4

Р_Р=∑(Р_{НОМ i}; К_{З,А i})

Q_Р=∑(Q_{НОМ i}; К_{З,Р i})

К_З – коэффициент загрузки по активной и реактивной мощности приемников (Длительный режим К_З=0,9; ПКР К_З=0,75)

Упрощенные случаи дают завышенные результаты К_З=Р_СВ/Р_НОМ.

Для группы приемников длительного режима работы (К_И≥0,6 ; К_В≈1; К_ЗГН≥0,9): Р_Р=Р_С; Q_Р=Q_С

Расчет реактивной нагрузки от синхронных двигателей

Q_Р.СР= - Q_С

Р_РО – расчетная нагрузка освещения Р_РО=К_СОР_ОF

К_СО – коэффициент спроса на освещение К_СО=0,8 – 1

Определение расчетной нагрузки однофазных ЭП, равномерно распределенных по фазам производится аналогично трехфазным.

Для неравномерно загруженных фаз расчетная нагрузка считается через условную нелинейную расчетную мощность

Р_НОМ,У=3Р_НОМ,Д=3S_НОМ√ПВ cosφ

Если число однофазных приемников >3, то

n>3; Р_Р=К_ИК_МР_НОМ,Р

n_Э≤10; Q_Р=3,3К_ИРQ_НОМ,Р

n_Э>10; Q_Р=3Q_СМ,Р

Порядок расчета методом упорядоченных диаграмм

1) Все ЭП, распределенные по присоединениям к узлам разбиваются на однородные по режиму работы группы (гр.А К_И<0,6; гр. Б К_И≥0,6) 

2) Подсчитывается количество ЭП в каждой группе и в целом по узлу присоединения

3) В каждой группк находят пределы их номинальной мощности. При этом все ЭП должны быть приведены к длительному режиму работы.

4) ∑Р_НОМ – суммарная номинальная мощность каждой группы и узла присоединения

5) По справочникам определяют для каждого ЭП К_И, cosφ, tgφ

6) Для каждой группы ЭП определяют среднюю активную и реактивную мощности Р_С=Р_НОМК_И

7) Для узла присоединения определяют среднюю активную и реактивную мощности Р_С,УЗ=∑Р_С, Q_С,УЗ=∑Q_С

8) Средневзвешенное значение К_И узла К_И,УЗ=Р_С,УЗ/∑Р_НОМ

9) tgφ_УЗ=Q_С,УЗ/Р_С,УЗ

10) По однофазному из методов определяют эффективное число ЭП n_Э. Далее по таблице и n_Э находят К_М – коэфф максимума

11) Р_Р,УЗ=К_МР_С,УЗ

12) К_И<0,2, n_Э≤100 : Q_Р=1,1Q_C; К_И≥0,2, n<10 : Q_Р=Q_С

13) S_Р=√(Р_Р²+Q_Р²) (Если n_Э≥200 и К_И любой и К_И≥0,2 и n_Э любой, то Р_Р=Р_СМ, Q_Р=Q_СМ; если Р_НОМ=200кВт, то Р_Р=Р_СР=К_ИР_НОМ

14) Для определения расчетной нагрузки в крупных узлах вводят коэффициент разновременности максимумов КРМ S_Р=К_РМ√(Р_Р²+Q_Р²)

6. Картограмма электрических нагрузок. Выбор местоположения ГПП (ГРП) и цеховых ТП.

Картограммой называют план, на котором изображена картина средней интенсивности распределения нагрузок потребителей электроэнергии промышленных предприятий. Картограмму строят в основном на генплане завода.

Нагрузка каждого цеха выполняется с помощью кругов, центры которых совпадают с геометрическими центрами цехов. Строят круги, радиус которых пропорционален площади круга, тогда r=√(SР/πm) S_Р=S_КР (площадь), где m – масштаб, который выбирается из следующих условий:

1) Круги не менее 1см в диаметре

2) Круги не пересекаются

3) Если какой-то круг не подходит для цехов, резко отличающихся по нагрузке от большинства допускается применение другого масштаба с обязательным его указанием на плане. Если имеются другие напряжения, то круг достраивается другим кругом.

Величина осветительной нагрузки изображается в виде сектора круга, угол которого пропорционален доле осветительной нагрузки от общесиловой α=360Р_РО/S_Р. S_Р – силовая нагрузка без освещения.

 Определение ЦЭН.

ЦЭН – символический центр потребления электроэнергии промышленным предприятием.

Координаты центра: Х₀=(∑S_{Р i} Х_i)/(∑S_{Р i}); Y₀=(∑S_{Р i} Y_i)/(∑S_{Р i}).

В ЦЭН располагается главная понизительная подстанция ГПП завода. Если в ЦЭН разместить ГПП нельзя, ее смещают до ближайшего удобного места в сторону внешнего источника питания. Размер типовой ГПП 110/10 40:50 м. При размещении ГПП учитывают, что с каждой стороны по периметру должно быть свободное пространство шириной не мене 5 м.

ГРП (главный распределительный пункт) размещают всегда в одном конкретном месте на краю территории завода со стороны подходящей линии независимо от того, где располагается ЦЭН, потому что потери мощности (и энергии) за счет удлинения распределительной сети (в случае размещения ГРП на краю завода) будут всегда меньше, чем дополнительные потери мощности в питающей линии (при размещении ГРП в ЦЭН).

7. Электробаланс промышленных предприятий и определение потерь электроэнергии.

Электробаланс состоит из приходной и расходной части электроэнергии. В приходную часть баланса включается электроэнергия, полученная от энергосистемы, выработанная собственными источниками энергии на предприятии и реактивная энергия, выработанная СК и БСК. В расходную часть включается электроэнергия, потребленная нагрузкой, всеми ЭП и потребителями плюс потери при передаче и преобразовании электроэнергии.

                  W_ЭС+W_ТЭЦ+W_Р=W_Н+ΔW

Приходная часть составляется для предприятия в целом по отдельным цехам и агрегатам. Расходная часть разделена на статьи:

1) Прямые затраты электроэнергии на основной технологический процесс.

2) Косвенные затраты электроэнергии на основной технологический процесс вследствие его несовершенства или нарушения технологических норм.

3) Затраты электроэнергии на вспомогательные нужды производства: вентиляцию, освещение, цеховой и заводской электротранспорт.

4) Потери электроэнергии в элементах СЭС: линиях, реакторах, трансформаторах.

5) Отпуск электроэнергии посторонним потребителям(близлежащие жилые массивы, учреждения соцкультбыта).

Задачи составления электробаланса:

1) Выявление и нахождение расходов электроэнергии по статьям 2-5 с тем, чтобы точно выделить расход электроэнергии на основную продукцию.

2) Определение действительного удельного расхода электроэнергии на единицу выпускаемой продукции.

3) Выявление возможности сокращения непроизводительных расходов электроэнергии по статьям 2-5 и уменьшение расхода электроэнергии на выпуск основной продукции.

Определение потерь электроэнергии.

Основной расчет потерь электроэнергии в линиях основывается на токе нагрузки.

 К_ФА=√m√∑(ΔU)²/w_A

 I_a=К_ФАI_C

 Δ w_A=3К_ФI_С²R_ЭТ_Р

 R_Э= Δ w_{A СЕТИ}/(3I²T) – можно рассчитать только если известны потери (Δ w_{A СЕТИ}=w₁ - w₂ измеряется)

Если определить потери сложно то R_Э:

R_Э=∑ΔР_У’/3I²_1НОМ+(∑ΔР_У”/3I²_{Л НОМ})*(I²_C/I²_{Л НОМ})*К_Ф²

IС – среднее значение тока головного участка сети.

I_{Л НОМ} – наибольший ток, протекающий по участку цепи.

∑ΔР_У’ – вычисляется по формуле:

∑ΔР_У’=∑3I²_НОМR_У20 – сумма номинальных активных потерь мощности всех участков данной сети сопротивление которых взято при 20^ОС.

ΔР_У”=∑3I²_НОМR_У – сумма активных номинальных потерь всех участков сети с учетом увеличения сопротивления за счет прохождения по участку номинального тока.

Х_Э=∑ΔQ_У/3I²_{Л НОМ}

∑ΔQ_У=∑3I²_НОМΔХ.

Частный случай эквивалентного сопротивления линии с рассредоточенной нагрузкой

R_Э=r₀l*(1/6)*(1+1/n)*(2+1/n)

Х_Э=х₀l*(1/6)*(1+1/n)*(2+1/n), где n – количество ответвлений от данной линии.

Потери электроэнергии в трансформаторах:

ΔW_Q=ΔР_Х’Т₀+ΔР_К’К²Т_Л

В крупных двигателях потери складываются из потерь в металле обмоток, в стали и механические потери.

Потери в металле:

ΔWa=3I²R_ЭI_Р

Вместо R_Э подставляют :

- для ДПТ R_Э=r₀ – сопротивление якоря

- для СД R_Э=r₁ – сопротивление статора

- для АД R_Э=r₁+r₂’ (r₂’ – сопротивление якоря приведенное к сопротивлению статора).

Потери в стали:

АД с фазным ротором ΔWqc=(Р_Х-3I²_1Хr₁)Т_Р

Р_Х – мощность ХХ при разомкнутом роторе,

I_1Х – ток статора при разомкнутом роторе.

Механические потери:

ΔW_МЕХ+ΔWqc=(Р_Х - 3 I²_1Хr₀)Т_Р

8. Показатели качества электроэнергии и требования ГОСТа к ним.

Согласно ГОСТ 13109 – 67 «Нормы качества электрической энергии у её приемников, присоединенных к электрическим сетям общего назначения», систему ПКЭ по напряжению при питании от электрических сетей трехфазного тока образуют отклонения напряжения V, размах изменения напряжения dV, коэффициент искажения формы кривой напряжения kнс, коэффициент обратной e2 и нулевой e0 последовательностей напряжения. Значения ПКЭ должны находиться в допустимых пределах с интегральной вероятностью 0,95 за установленный стандартом период времени.

Отклонения напряжения определяются разностью между действительным U и номинальным Uном значениями напряжения, В:

                                   V=U-Uном

                                   V=(U-Uном)/Uном*100% 

В качестве действительного напряжения U в трехфазных электрических сетях принимается напряжение прямой последовательности основной частоты. Отклонения напряжения на зажимах электродвигателей и пускорегулирующей аппаратуры допускаются в пределах 5 - 10% номинального, светильников рабочего освещения и прожекторных установок – в пределах 2,5 – 5% номинального.

Колебания напряжения характеризуются размахом изменения напряжения dV, частотой изменения напряжения F и интервалом между следующими друг за другом изменениями напряжения Dtkj.

 Размах изменений напряжения определяется разностью между следующими друг за другом экстремумами огибающей действующей значений напряжения:

                                                dV=Umax – Umin,

                                                dV=(Umax – Umin)/Uном.

Частота (или средняя частота) изменения напряжения при числе их m за время Т (1/с, 1/ч):

                                                  F=m/T.

При расчете F учитываются только изменения напряжения со скоростью более 1%/с. Два изменения напряжения рассматриваются как одно, если интервал между ними составляет менее 40 мс.

Несимметрия напряжений трехфазной сети характеризуется коэффициентом обратной последовательности напряжений e2, %, определяемым отношением напряжения обратной последовательности к номинальному напряжению:

                                          e2=U2/Uном*100%.

Значение e2 в пределах до 2% длительно допустимо на зажимах любого трехфазного симметричного приемника электрической энергии.

 Коэффициент нулевой последовательности напряжений  определяется отношением напряжения нулевой последовательности основной частоты к номинальному фазному напряжению Uном,ф, % :

                          e0=U0/Uном,ф*100%.

Согласно ГОСТ 13109 – 67, в распределительных сетях с однофазными осветительными и бытовыми приемниками электрической энергии значение e0 не должно превышать значений при которых (с учетом отклонения напряжений прямой и обратной последовательностей и гармоник напряжения) действующее значение напряжений не выходят за допустимые пределы для отклонений напряжения.

Несинусоидальность напряжения характеризуется значением коэффициента искажения кривой напряжения kнс, %, который определяется отношением днйствующего значения высших гармоник напряжения Ug к напряжению основной частоты U1 или номинальному напряжению: 

где Ug - действующее значение напряжения гармоники, В (кВ); n – номер последней из учитываемых гармоник.

Допустимое значение kнс составляет 5%.

Аналогичным способом определяется коэффициент пульсации выпрямленного напряжения kп, %:

где Ug и Uном – действующее значение переменной составляющей пульсирующего напряжения и его номинальное значение.

Значение kп на зажимах электрических двигателей постоянного тока не должно превышать 8%.

При оценке kнс и kп в стандарте не установлен номер последней из учитываемых гармоник. Можно принять, что он определяется допустимой погрешностью оценки величины, составляющей 5%, что соответствует общепринятом в электротехнической практике уровню значимости.

Влияние качества напряжения на работу электроприемников.

Влияние отклонений напряжения.

Ф – световой поток

Н – светоотдача (Ф/Р)

Р – мощность, потребляемая лампой

Р*=Р_Ф/Р_НОМ = (U_Ф/U_НОМ)^1,53 при ∆U=±10%

Т*_ЛН – срок службы для ламп накаливания

Т*_ЛЛ – срок службы для люминисцентных ламп

Электротермические установки ведут себя как лампы накаливания.

Для электродвигателей

U₂ – критическое напряжение, при котором вращающий момент равен критическому (моменту сопротивления)

U₂=U_КР  М_ВРАЩ=М_СОПР (если М_ВР≤М_СОПР двигатель останавливается).

Cosφ=P/S tgφ=Q/S Q_ХХ>>Р_ХХ

При уменьшении напряжения реактивная мощность увеличивается и сosφ падает.

Влияние несинусоидальности напряжений.

Основное влияние высших гармоник проявляется во вращающих машинах и трансформатрах в виде перегрева от появления в магнитопроводах вихревых токов.