Электротехнический завод / 6.6 расчет потерь двухобмоточных трансформаторов. Онлайн расчет потерь в трансформаторе

Потери в трансформаторе: определение, расчет и формула

Трансформатор является прибором, который призван преобразовывать электроэнергию сети. Эта установка имеет две или больше обмоток. В процессе своей работы трансформаторы могут преобразовать частоту и напряжение тока, а также количество фаз сети.

В ходе выполнения заданных функций наблюдаются потери мощности в трансформаторе. Они влияют на исходную величину электричества, которую выдает на выходе прибор. Что собой представляют потери и КПД трансформатора, будет рассмотрено далее.

Устройство

Трансформатор представляет собой статический прибор. Он работает от электричества. В конструкции при этом отсутствуют подвижные детали. Поэтому рост затрат электроэнергии вследствие механических причин исключены.

При функционировании силовой аппаратуры затраты электроэнергии увеличиваются в нерабочее время. Это связано с ростом активных потерь холостого хода в стали. При этом наблюдается снижение нагрузки номинальной при увеличении энергии реактивного типа. Потери энергии, которые определяются в трансформаторе, относятся к активной мощности. Они появляются в магнитоприводе, на обмотках и прочих составляющих агрегата.

Понятие потерь

При работе установки часть мощности поступает на первичный контур. Она рассеивается в системе. Поэтому поступающая мощность в нагрузку определяется на меньшем уровне. Разница составляет суммарное снижение мощности в трансформаторе.

Существует два вида причин, из-за которых происходит рост потребление энергии оборудованием. На них влияют различные факторы. Их делят на такие виды:

1. Магнитные.
2. Электрические.

Их следует понимать, дабы иметь возможность снизить электрические потери в силовом трансформаторе.

Магнитные потери

В первом случае потери в стали магнитопривода состоят из вихревых токов и гистериза. Они прямо пропорциональны массе сердечника и его магнитной индукции. Само железо, из которого выполнен магнитопривод, влияет на эту характеристику. Поэтому сердечник изготавливают из электротехнической стали. Пластины делают тонкими. Между ними пролегает слой изоляции.

Также на снижение мощности трансформаторного устройства влияет частота тока. С ее повышением растут и магнитные потери. На этот показатель не влияет изменение нагрузки устройства.

Электрические потери

Снижение мощности может определяться в обмотках при их нагреве током. В сетях на такие затраты приходится 4-7% от общего количества потребляемой энергии. Они зависят от нескольких факторов. К ним относятся:

• Электрическая нагрузка системы.
• Конфигурация внутренних сетей, их длина и размер сечения.
• Режим работы.
• Средневзвешенный коэффициент мощности системы.
• Расположение компенсационных устройств.

Потери мощности в трансформаторах являются величиной переменной. На нее влияет показатель квадрата тока в контурах.

Методика расчета

Потери в трансформаторах можно рассчитать по определенной методике. Для этого потребуется получить ряд исходных характеристик работы трансформатора. Представленная далее методика применяется для двухобмоточных разновидностей. Для измерений потребуется получить следующие данные:

• Номинальный показатель мощности системы (НМ).
• Потери, определяемые при холостом ходе (ХХ) и номинальной нагрузке.
• Потери короткого замыкания (ПКЗ).
• Количество потребленной энергии за определенное количество времени (ПЭ).
• Полное количество отработанных часов за месяц (квартал) (ОЧ).
• Число отработанных часов при номинальном уровне нагрузки (НЧ).

Получив эти данные, измеряют коэффициент мощности (угол cos φ). Если же в системе отсутствует счетчик реактивной мощности, в расчет берется ее компенсация tg φ. Для этого происходит измерение тангенса угла диэлектрических потерь. Это значение переводят в коэффициент мощности.

Формула расчета

Коэффициент нагрузки в представленной методике будет определяться по следующей формуле:

К = Эа/НМ*ОЧ*cos φ, где Эа – количество активной электроэнергии.

Какие потери происходят в трансформаторе в период загрузки, можно просчитать по установленной методике. Для этого применяется формула:

П = ХХ * ОЧ * ПКЗ * К² * НЧ.

Расчет для трехобмоточных трансформаторов

Представленная выше методика применяется для оценки работы двухобмоточных трансформаторов. Для аппаратуры с тремя контурами необходимо учесть еще ряд данных. Они указываются производителем в паспорте.

В расчет включают номинальную мощность каждого контура, а также их потери короткого замыкания. При этом расчет будет производиться по следующей формуле:

Э = ЭСН + ЭНН, где Э – фактическое количество электричества, которое прошло через все контуры; ЭСН – электроэнергия контура среднего напряжения; ЭНН – электроэнергия низкого напряжения.

Пример расчета

Чтобы было проще понять представленную методику, следует рассмотреть расчет на конкретном примере. Например, необходимо определить увеличение потребления энергии в силовом трансформаторе 630 кВА. Исходные данные проще представить в виде таблицы.

ОбозначениеРасшифровкаЗначение

НН	Номинальное напряжение, кВ	6
Эа	Активная электроэнергия, потребляемая за месяц, кВи*ч	37106
НМ	Номинальная мощность, кВА	630
ПКЗ	Потери короткого замыкания трансформатора, кВт	7,6
ХХ	Потери холостого хода, кВт	1,31
ОЧ	Число отработанных часов под нагрузкой, ч	720
cos φ	Коэффициент мощности	0,9

На основе полученных данных можно произвести расчет. Результат измерения будет следующий:

К² = 4,3338

П = 0,38 кВТ*ч

% потерь составляет 0,001. Их общее число равняется 0,492%.

Измерение полезного действия

При расчете потерь определяется также показатель полезного действия. Он показывает соотношение мощности активного типа на входе и выходе. Этот показатель рассчитывают для замкнутой системы по следующей формуле:

КПД = М1/М2, где М1 и М2 – активная мощность трансформатора, определяемая измерением на входном и исходящем контуре.

Выходной показатель рассчитывается путем умножения номинальной мощности установки на коэффициент мощности (косинус угла j в квадрате). Его учитывают в приведенной выше формуле.

В трансформаторах 630 кВА, 1000 кВА и прочих мощных устройствах показатель КПД может составлять 0,98 или даже 0,99. Он показывает, насколько эффективно работает агрегат. Чем выше КПД, тем экономичнее расходуется электроэнергия. В этом случае затраты электроэнергии при работе оборудования будут минимальными.

Рассмотрев методику расчета потерь мощности трансформатора, короткого замыкания и холостого хода, можно определить экономичность работы аппаратуры, а также ее КПД. Методика расчета предполагает применять особый калькулятор или производить расчет в специальной компьютерной программе.

protransformatory.ru

Расчет потерь электроэнергии в силовом трансформаторе

Полный текст статьи

Аннотация. Статья посвящена анализу расчета потерь в двухобмоточном силовом трансформаторе. Авторы предлагают также практическую реализацию методики расчета потерь трансформатора в MSExcel.Ключевые слова: силовой двухобмоточный трансформатор, расчет потерь электроэнергии, метод средних нагрузок.

Передача электрической энергии от источника к конечному потребителю неизбежным образом связана с потерей части мощности и энергии в системе электроснабжения. С ростом  тарифов на электроэнергию повышается экономическая значимость проблемы потерь электроэнергии, обусловленная включением в тариф нормативных значений потерь, а также снижением прибыли сетевых компаний из-за сверхнормативных потерь. Также затрудняет подключение к электрическим сетям дополнительных мощностей, а снижение потерь электроэнергии в электрических сетях является эффективным средством повышения их пропускной способности, что позволяет сетевым компаниям расширять объем услуг по доступу потребителей к сетям. Нормативной базой для расчета потерь электроэнергии является Инструкция по организации в Министерстве энергетики Российской Федерации работы по расчету и обоснованию нормативов технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям, утвержденная приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 30.12.2008 г. № 326 (регистрация Минюста России рег. № 13314 от 12.02.2009 г.).

Потери электроэнергии в трансформаторах – один из видов технических потерь электроэнергии, обусловленных особенностями физических процессов, происходящих при передаче энергии. Рассмотрим методику расчета потерь электроэнергии в двухобмоточном силовом трансформаторе за расчетный период (месяц, квартал, год) [1,2].

В России и за рубежом разработано несколько десятков комплексов программ для решения различных задач, связанных с расчетом потерь электроэнергии. Эти комплексы различаются как набором функциональных и сервисных возможностей, стоимостью, надежностью и другими параметрами. Но использование MS Excel продолжает широко применятся российскими энергосетевыми компаниями для расчета потерь электроэнергии, так как не требует специального обучения персонала и имеет понятный и интуитивный интерфейс.

Ссылки на источники

1. Железко Ю.С., Артемьев А.В. Расчет, анализ и нормирование потерь электроэнергии в электрических сетях: руководство для практических расчетов. -М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2003.
2. Методические  указания  по  определению  потерь  электроэнерической энергии в городских  электрических  сетях  напряжением 10(6)-0,4кВ. (Разработаны Российским акционерным обществом «Роскоммунэнерго» и ЗАО «АСУ Мособлэлектро». Утверждены Госэнергодадзор Минэнерго России (09.11.00 № 32-01-07/45)).
3. Воротницкий В.Э., Калинкина М.А.. Расчет нормирование и снижение потерь электрической энергии в электрических сетях. Учебно-методическое пособие. 2-е изд.-М.: ИПКгосслужбы,2001.

e-koncept.ru

6.6 расчет потерь двухобмоточных трансформаторов

*. Расчет потерь мощности и электроэнергии в силовом трансформаторе

Общую величину потерь активной мощности в трансформаторе определяют по формуле

, (*.1)

где – паспортные потери холостого хода трансформатора, кВт;

–паспортные потери короткого замыкания трансформатора, кВт;

–коэффициент загрузки силового трансформатора.

По формуле (*.1)

кВт.

Общую величину потерь реактивной мощности в трансформаторе определяют по формуле

, (*.2)

где – паспортный ток холостого хода трансформатора, %;

–паспортное напряжение короткого замыкания трансформатора, %;

–номинальная мощность трансформатора, кВ∙А.

По формуле (*.2)

= кВт.

Полные потери мощности в трансформаторе определяются по формуле:

(*.3)

кВ∙А.

Потери активной энергии в трансформаторе определяются по формуле:

, (*.4)

где – число часов работы трансформатора в году, час;

–время максимальных потерь, условное число часов, в течение которых максимальный ток, протекающий непрерывно, создает потери энергии, равные действительным потерям энергии за год:

(*.5)

где ТМ – время использования максимума нагрузки, условное число часов, в течение которых работа с максимальной нагрузкой передает за год столько энергии, сколько при работе по действительному графику, час.

С учетом известного ТМ:

час.

По формуле (*.4):

кВт·час.

Потери реактивной энергии в трансформаторе определяются по формуле:

. (*.6)

квар·час.

Полные потери элеткроэнергии в трансформаторе определяются по формуле:

(*.7)

кВ∙А.

Стоимость потерь С активной электроэнергии в трансформаторе определяется по формуле:

, (*.8)

где C0 – средняя стоимость 1 кВт∙часа электроэнергии, руб/кВт∙час.

руб/год.

Результаты расчета сведены в табл. *.1.

Таблица *.1

Результаты расчета потерь мощности и электроэнергии в силовом трансформаторе

Параметр	Размерность	Значение
Номинальная мощность трансформатора (Sном)	кВА	250
Активные потери холостого хода трансформатора (Pхх)	кВт	0,55
Активные потери короткого замыкания трансформатора (Pкз)	кВт	3,7
Ток холостого хода трансформатора (Iхх)	%	0
Напряжение короткого замыкания (Uкз)	%	0
Коэффициент загрузки трансформатора (Kз)	-	0,65
Временя максимума нагрузки (Тм)	час	4500
Число часов работы трансформатора в году (Tг)	час	8760
Средний тариф на активную электроэнергию (Co)	руб/кВт·час	3,5
Значение потерь активной мощности в трансформаторе (Pт)	кВт	2,11
Значение потерь реактивной мощности в трансформаторе (Qт)	кВар	0,00
Значение полных потерь мощности в трансформаторе (Sт)	кВА	2,11
Значение времени максимальных потерь () - условное число часов, в течение которых максимальный ток, протекающий непрерывно, создает потери энергии, равные действительным потерям энергии за год.	час	2886,21
Годовое значение потерь активной энергии в трансформаторе (Waт)	кВт·час	9329,87
Годовое значение потерь реактивной энергии в трансформаторе (Wрт)	кВар·час	0,00
Годовое значение полных потерь энергии в трансформаторе (Wт)	кВ∙А·час	9329,87
Годовая стоимость потерь активной энергии в трансформаторе (С)	руб/год	32654,54

Расчет потерь мощности и электроэнергии в силовом трансформаторе

Общую величину потерь активной мощности в трансформаторе определяют по формуле

, (*.1)

где – паспортные потери холостого хода трансформатора, кВт;

–паспортные потери короткого замыкания трансформатора, кВт;

–коэффициент загрузки силового трансформатора.

По формуле (*.1)

кВт.

Общую величину потерь реактивной мощности в трансформаторе определяют по формуле

, (*.2)

где – паспортный ток холостого хода трансформатора, %;

–паспортное напряжение короткого замыкания трансформатора, %;

–номинальная мощность трансформатора, кВ∙А.

По формуле (*.2)

= кВт.

Полные потери мощности в трансформаторе определяются по формуле:

(*.3)

кВ∙А.

Потери активной энергии в трансформаторе определяются по формуле:

, (*.4)

где – число часов работы трансформатора в году, час;

–время максимальных потерь, условное число часов, в течение которых максимальный ток, протекающий непрерывно, создает потери энергии, равные действительным потерям энергии за год:

(*.5)

где ТМ – время использования максимума нагрузки, условное число часов, в течение которых работа с максимальной нагрузкой передает за год столько энергии, сколько при работе по действительному графику, час.

С учетом известного ТМ:

час.

По формуле (*.4):

кВт·час.

Потери реактивной энергии в трансформаторе определяются по формуле:

. (*.6)

квар·час.

Полные потери элеткроэнергии в трансформаторе определяются по формуле:

(*.7)

кВ∙А.

Стоимость потерь С активной электроэнергии в трансформаторе определяется по формуле:

, (*.8)

где C0 – средняя стоимость 1 кВт∙часа электроэнергии, руб/кВт∙час.

руб/год.

Результаты расчета сведены в табл. *.1.

Таблица *.1

Результаты расчета потерь мощности и электроэнергии в силовом трансформаторе

Параметр	Размерность	Значение
Номинальная мощность трансформатора (Sном)	кВА	40
Активные потери холостого хода трансформатора (Pхх)	кВт	0,15
Активные потери короткого замыкания трансформатора (Pкз)	кВт	0,88
Ток холостого хода трансформатора (Iхх)	%	0
Напряжение короткого замыкания (Uкз)	%	0
Коэффициент загрузки трансформатора (Kз)	-	0,66
Временя максимума нагрузки (Тм)	час	4500
Число часов работы трансформатора в году (Tг)	час	8760
Средний тариф на активную электроэнергию (Co)	руб/кВт·час	3,5
Значение потерь активной мощности в трансформаторе (Pт)	кВт	0,53
Значение потерь реактивной мощности в трансформаторе (Qт)	кВар	0,00
Значение полных потерь мощности в трансформаторе (Sт)	кВА	0,53
Значение времени максимальных потерь () - условное число часов, в течение которых максимальный ток, протекающий непрерывно, создает потери энергии, равные действительным потерям энергии за год.	час	2886,21
Годовое значение потерь активной энергии в трансформаторе (Waт)	кВт·час	2420,37
Годовое значение потерь реактивной энергии в трансформаторе (Wрт)	кВар·час	0,00
Годовое значение полных потерь энергии в трансформаторе (Wт)	кВ∙А·час	2420,37
Годовая стоимость потерь активной энергии в трансформаторе (С)	руб/год	8471,28

Отчет сформирован автоматически на сайте www.online-electric.ru

studfiles.net

Расчет потерь мощности в трансформаторах

Поиск Лекций

 

Потери активной мощности в трансформаторах определяются по формуле [1], кВт:

 

; (13)

 

реактивной, квар, –

 

, (14)

 

где – количество установленных трансформаторов;

и – потери холостого хода и короткого замыкания, кВт;

– ток холостого хода, %;

– напряжение короткого замыкания, %;

– мощность нагрузки трансформаторной подстанции, кВ·А;

– номинальная мощность трансформатора, кВ·А.

Результаты расчета необходимо представить в виде табл. 6.

Таблица 6

Результаты расчета потерь активной и реактивной мощности

в трансформаторах

Наименование присоединения	Тип трансформатора	Потери мощности
активной, кВт	реактивной, квар
ТП1
ТП2
ТП3

 

 

4. ЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ СЕТИ НАПРЯЖЕНИЕМ 10 кВ

 

Электрический расчет схемы одностороннего питания сети

Напряжением 10 кВ

 

Одиночная магистраль, питаемая с одной стороны, проста по конструктивному исполнению, но не обеспечивает высокой надежности электроснабжения, поскольку любое повреждение отражается на питании всех приемников, присоединенных к ней.

Разомкнутые сети применяют по следующим причинам. Во-первых, в разомкнутых схемах почти в два раза ниже токи короткого замыкания, чем в замкнутых. Это позволяет применять дешевую коммутационную аппаратуру, устанавливаемую в цепях напряжением 6 и 10 кВ. Во-вторых, для обеспечения селективности релейной защиты потребуется дорогая и сложная аппаратура, вследствие малых индуктивных сопротивлений кабельных линий, широко применяемых в этих сетях. Экономические и технические преимущества, достигаемые при использовании простой и дешевой коммутационной аппаратуры и релейной защиты, превосходят ущерб, определяемый особенностями разомкнутых распределительных сетей.

В соответствии с ПУЭ [4] питание подстанций, предназначенных для электроснабжения электроприемников первой категории, должно осуществляться при одностороннем питании по двухцепной ЛЭП.

Электрический расчет схемы одностороннего питания сети напряжением 10 кВ начинают с составления расчетной схемы в соответствии с рис. 5. Расчетную схему необходимо привести в пояснительной записке на листе формата А4 в масштабе.

 

 

Рис. 5. Расчетная схема одностороннего питания сети 10 кВ

 

На расчетной схеме кроме длины участков указывают суммарные мощности SΣ1 – SΣ3 от нагрузок подстанций SТП1 – SТП3 с учетом потерь мощности ∆SТП1 – ∆SТП3, передаваемые по участкам l1 – l3.

Суммарная активная мощность, передаваемая по i-му участку сети, определяется по формуле:

SΣi = PΣi + j QΣi, (15)

 

где PΣi и QΣi – суммарные активная и реактивная мощности, протекающие по i-му участку.

Например, для участка длиной l1 суммарную передаваемую активную и реактивную мощности можно определить по формулам:

 

PΣ1= PТП1+ PТП2 + PТП3 + ΔPтр1 + ΔPтр2 + ΔPтр3; (16)

 

QΣ1= QТП1+ QТП2 + QТП3 + ΔQтр1 + ΔQтр2 + ΔQтр3. (17)

 

Аналогично определяются суммарные активные PΣ2, PΣ3 и реактивные QΣ2, QΣ3 мощности.

Величины ΔPтр1 – ΔPтр3 и ΔQтр1 – ΔQтр3 рассчитаны в подразд. 3.2, PТП1 и PТП2 заданы в исходных данных (см. табл. 1), PТП3 рассчитана в разд. 3.

По аналогии с формулой (15) определяются нагрузки подстанций SТП1 – SТП3 и потери мощности ΔSТП1 – ΔSТП3 в трансформаторах подстанции:

 

SТПi = PТПi + j QТПi; (18)

 

ΔSТПi = DPтрi + j DQтрi. (19)

 

Зная суммарную мощность и номинальное напряжение сети, принимаемое равным 10 кВ, определяются токи I1 – I3, протекающие по участкам, по формуле, А:

. (20)

 

При проектировании воздушных линий напряжением до 500 кВ включительно выбор сечения провода производится по нормированным обобщенным показателям. В качестве таких показателей используются нормированные значения экономической плотности тока.

Введем понятие «экономическое сечение провода» Fэк – это сечение, при котором приведенные затраты на линию будут наименьшими. Плотность тока, соответствующая экономическому сечению, называется экономической плотностью тока jэк. Данная плотность тока не зависит от нагрузки, а определяется только типом проводов (изолированные, неизолированные), материалом, районом проложения линии и временем использования максимума активной мощности Тmax. Время использования максимума нагрузки – это условное время, в течение которого линия, работая с максимальной нагрузкой Imax, передала бы такое же количество энергии, что и при работе по действительному графику I(t) за год.

Значения плотности тока для воздушных линий, нормированные в соответствии с правилами [4], приведены в табл. 7.

Таблица 7

Нормированные значения плотности тока для воздушных линий

Проводник	Плотность тока, А/мм2, при числе часов использования максимума нагрузки Тmax, ч/год
более 1000 до 3000	более 3000 до 5000	более 5000
Неизолированные провода и шины: медные алюминиевые	2,0 1,0	1,7 0,9	1,4 0,8

 

Экономическая площадь сечения провода определяется по формуле, мм2:

 

, (21)

 

где Iэкв – эквивалентный расчетный ток, А.

Эквивалентный расчетный ток – это неизменный по длине линии ток, который вызывает в ней те же потери, что и все действительные токи на отдельных участках. Как видно из определения – это условное понятие, которое используется в случае, если в сети, различные участки которой можно выполнить проводами разного сечения, используют провода одного сечения.

Эквивалентный расчетный ток находят по формуле, А:

 

. (22)

 

Рассчитывается экономическая площадь сечения провода для схемы одностороннего питания и округляется до ближайшего стандартного значения. При выполнении курсовой работы на основании расчета рекомендуется выбрать алюминиевые или сталеалюминиевые провода из справочных материалов [2, 3], каталогов или прил. 1 и привести их параметры в расчетно-пояснительной записке.

Далее необходимо проверить выбранные провода по допустимой потере и отклонению напряжения. По нагреву выполнять проверку не обязательно, так как нормированная экономическая плотность тока значительно ниже плотности тока, допустимой по нагреванию (для алюминия jнагр = 4 А/мм2, для меди jнагр = 7 А/мм2 ).

Сечение провода проектируемой воздушной линии должно обеспечивать выполнение следующего условия (см. рис. 5): потери напряжения от пункта питания (в данном случае ГПП) до наиболее удаленных приемников (ТП3) в различных режимах не должны быть больше допустимого значения. Для сетей напряжением 10 кВ допустимые потери напряжения в нормальном режиме рекомендуется принимать 8 % от номинального (800 В), а в аварийном – 12 % (1200 В). Расчет необходимо произвести для двух режимов: нормального, когда в работе находятся обе цепи ЛЭП, и аварийного, когда в работе находится одна ЛЭП. При выполнении данного расчета следует обратить внимание на то, что сопротивление линии в нормальном режиме в два раза меньше, чем в аварийном.

Потери напряжения до наиболее удаленной точки сети определяются как сумма потерь напряжения на всех участках, В:

, (23)

где – потери напряжения на i-м участке, В,

. (24)

Потери напряжения до наиболее удаленной точки сети, полученные по формуле (23), сравнивают с допустимыми:

 

ΔU ≤ ΔUдоп. (25)

 

Если условие (25) не выполняется для какого-либо из режимов, то необходимо увеличить сечение провода и проверку повторить.

В связи с тем, что режим работы сетей, а также их нагрузок, постоянно меняется, – меняется и напряжение у приемников электроэнергии. Плавные длительные изменения называют установившимся отклонением напряжения. Эту величину определяют как разность между напряжением на зажимах электроприемников и их номинальным напряжением [5], %:

 

. (26)

 

В соответствии с ГОСТ 13109-97 [5] принимаются следующие допустимые отклонения напряжения на шинах наиболее удаленного потребителя: для нормального режима – , для остальных режимов – .

Отклонение напряжения на шинах наиболее удаленной подстанции (ТП3) рассчитывают для двух режимов: для максимальной и минимальной нагрузки. Для этого необходимо по заданному отклонению напряжения найти напряжение на шинах ГПП для обоих режимов по формулам, кВ:

 

(27)

(28)

 

где kmax и kmin – максимальное и минимальное заданные в исходных данных отклонения напряжения на шинах ГПП в относительных единицах (см. табл. 1).

Напряжение на шинах наиболее удаленной подстанции в обоих режимах определяется по формуле, кВ:

 

. (29)

 

Отклонение напряжения на шинах наиболее удаленного потребителя, полученное по формуле (26), сравнивают с допустимым:

 

δUmax(min) ≤ δUдоп. (30)

Если условие (30) не выполняется для какого-либо из режимов, то необходимо увеличить сечение провода и проверку повторить.

 

poisk-ru.ru

2.4 Расчет потерь мощности в выбранных трансформаторах

Расчет потерь мощности в выбранных трансформаторах необходим для определения затрат на возмещение потерь электроэнергии.

Потери активной (кВт) и реактивной(квар) мощностей в трансформаторах определяют по формулам:

,(2.8)

,(2.9)

где и- потери холостого хода и короткого замыкания, кВт;

- ток холостого хода трансформатора, %;

uкз - напряжение короткого замыкания трансформатора, %;

N - количество трансформаторов;

- фактический коэффициент загрузки трансформаторов.

Уточняем нагрузку в сети 0,4 кВ с учетом реальных потерь в выбранных трансформаторах:

. (2.10)

Из справочных данных находим для трансформатора ТМ160/10 мощностью 160 кВА с первичным напряжением 10 кВ его параметры:

ΔРхх = 0,56 кВт; ΔРкз = 2,65 кВт; ixx = 2,4%; uкз = 4,5%.

Рассчитаем потери активной мощности в трансформаторах:

ΔРТ1+Т2 = 2(0,56 + 2,65·0,55) = 4,04 кВт.

Потери реактивной мощности:

ΔQT1+Т2 = 2·160(0,024+0,045·0,55) = 14,02 квар.

Результаты расчёта потерь вносим в таблицу 2.6.

Уточним нагрузку фермы с учетом реальных потерь в выбранных трансформаторах. В нормальном режиме работы сети 0,4 кВ с исходными данными:

Расчётные мощности потребителей от трансформатора Т1

Рр1 = 112 кВт; Qр1 = 85 квар (см. табл. 2.1)

ΔРТ1 = 2,02 кВт; ΔQT1 = 7,01 квар.

Максимальная нагрузка на трансформатор Т1

кВА.

Таблица 2.6 - Расчет потерь мощности в трансформаторах

№ nn	Параметр	Трансформаторы Т1,Т2
		ТМ 160/10
1.	Количество, n, шт Мощность, ST, кВА	2 160
2.	Потери холостого хода, ΔPхх, кВт	0,56
3.	Потери короткого замыкания, ΔPкз, кВт	2,65
4.	Ток холостого хода, iхх, %	2,4
5.	Напряжение КЗ, uкз, %	4,5
6.	Коэффициент загрузки, Вф	0,55
7.	Активные потери, ΔРТi, кВт	2х2,02
8.	Реактивные потери, ΔQTi, квар	2х7,01
Потери в нормальном режиме, ΔРТ1/ΔQT1			2,02 кВт/7,01 квар
Потери в поставарийном режиме, ΔРТ1/ΔQT2			2,02 кВт/7,01 квар

Расчётные мощности потребителей от трансформатора Т2

Рр2 = 72 кВт; Qр2 = 10 квар (см. табл. 2.1)

ΔРТ2 = 2,02 кВт; ΔQT2 = 7,01 квар.

Максимальная нагрузка на трансформатор Т2

кВА.

В послеаварийном режиме работы сети 0,4 кВ только для потребителей II категории надёжности (работает только Т1):

Рр1 = 112 кВт; Qр1 = 85 квар (см. табл. 2.1)

ΔРТ1 = 2,02 кВт; ΔQT1 = 7,01 квар.

Максимальная нагрузка на трансформатор Т1

кВА.

Полученные данные расчетов сводим в таблицу 2.7.

Таблица 2.7 – Расчётные нагрузки с учетом реальных потерь в трансформаторах

№ nn	Параметр	Режим работы сети
		Нормальный			Послеаварийный
		Т1	Т2	Т1		Т2
1.	Активная мощность, Рр, кВт	112	72	112		-
2.	Активные потери, ΔРТi, кВт	2,02	2,02	2,02		-
3.	Реактивная мощность, Qp, квар	85	10	85		-
4.	Реактивные потери, ΔQTi, квар	7,01	7,01	7,01		-
5.	Мощность БК, Qбк, квар	75	75	75		-
6.	Полная мощность, Sp, кВА	146,5	76	146,5		-

studfiles.net

Как посчитать потери мощности и электроэнергии?

Еще не изобрели и вряд ли изобретут способы передачи электроэнергии без потерь. В каждой линии, в каждом элементе системы электроснабжения происходят потери энергии. Потери мощности и энергии составляют около 12-15% от вырабатываемой электроэнергии.

Потери электроэнергии покрываются за счет увеличения мощности источников питания, а это значит за счет увеличения энергоресурсов. В наше время цены на энергоресурсы постоянно растут, поэтому вопрос энергосбережения очень актуален.

При проектировании нужно понимать, где происходят основные потери электроэнергии и принимать все необходимые меры к снижению данного показателя.

Рассмотрим случай электроснабжения объекта от трансформаторной подстанции. Большинство объектов подключено именно таким способом, т.е. от ТП 10/0,4кВ или от ТП 6/0,4кВ. Основными элементами, где происходят потери, является трансформатор и ЛЭП (КЛ или ВЛ).

Методика расчета потерь мощности и энергии:

1 Определение потерь мощности в трансформаторе.

Потери активной мощности в трансформаторах (в кВт) определяются по следующей формуле:

∆Pт=∆Pст+∆Pм·β2

где ∆Pст=∆Pх – потери холостого хода трансформатора при номинальном напряжении, кВт;

∆Pм=∆Pк – потери короткого замыкания трансформатора при номинальной нагрузке, кВт;

β=S/Sном,т – коэффициент загрузки трансформатора.

Потери реактивной мощности в трансформаторе (в квар) определяются выражением:

∆Qт=∆Qх+∆Qк·β2

 где ∆Qх – потери на намагничивание;

∆Qк – потери, обусловленные потоками рассеяния.

Потери реактивной мощности в трансформаторе

где uк – напряжение короткого замыкания трансформатора, %;

Iх – ток холостого хода трансформатора, %;

хт – индуктивное сопротивление трансформатора, Ом.

2 Определение потерь мощности в ЛЭП.

Потери активной мощности в трехфазной линии (в кВт) с равномерной загрузкой фаз определяются по следующей формуле:

∆Рл=3·I2max·rл·10-3

Потери реактивной мощности (в квар):

∆Qл=3·I2max·хл·10-3

Потери мощности в линии можно выразить в процентах от расчетной мощности:

∆Р’л=∆Рл·100/Рmax

Если реактивная составляющая потери напряжения мала и ей можно пренебречь, то потери мощности в линии можно найти через потери напряжения:

∆Р’л=∆U/cos2ϕ

При расчете потерь энергии используют такое понятие как время наибольших потерь τ.

Время наибольших потерь – это условное время, в течение которого при передаче электроэнергии с максимальной нагрузкой, потери энергии были бы такими, какие возникают в действительности при переменном графике нагрузки.

Время наибольших потерь определяют из кривых зависимости этого времени от годовой продолжительности использования максимума нагрузки.

Время наибольших потерь

3 Определение годовых потерь энергии в трансформаторе.

Годовые потери активной энергии в трансформаторе, кВт·ч:

∆Wат=∆Pст·t+∆Pм·β2·τ

где t – время работы трансформатора.

Годовые потери реактивной энергии в трансформаторе, квар·ч:

∆Wрт=Ix·Sномт·t/100+uк·Sномт·β2·τ/100

4 Определение годовых потерь энергии в ЛЭП.

Годовые потери активной энергии в линии, кВт·ч:

∆Wал=3·I2max·rл·τ·10-3

Годовые потери реактивной энергии в линии, квар·ч:

∆Wрл=3·I2max·хл·τ·10-3

Про годовую продолжительность использования максимума нагрузки будет написана отдельная статья.Программа для расчета потери мощности и электроэнергии.

Советую почитать:

220blog.ru

Расчет потерь электроэнергии в силовом трансформаторе. Расчет потерь в трансформаторе

Расчет потерь электроэнергии в силовом трансформаторе

Полный текст статьи

Аннотация. Статья посвящена анализу расчета потерь в двухобмоточном силовом трансформаторе. Авторы предлагают также практическую реализацию методики расчета потерь трансформатора в MSExcel.Ключевые слова: силовой двухобмоточный трансформатор, расчет потерь электроэнергии, метод средних нагрузок.

Передача электрической энергии от источника к конечному потребителю неизбежным образом связана с потерей части мощности и энергии в системе электроснабжения. С ростом  тарифов на электроэнергию повышается экономическая значимость проблемы потерь электроэнергии, обусловленная включением в тариф нормативных значений потерь, а также снижением прибыли сетевых компаний из-за сверхнормативных потерь. Также затрудняет подключение к электрическим сетям дополнительных мощностей, а снижение потерь электроэнергии в электрических сетях является эффективным средством повышения их пропускной способности, что позволяет сетевым компаниям расширять объем услуг по доступу потребителей к сетям. Нормативной базой для расчета потерь электроэнергии является Инструкция по организации в Министерстве энергетики Российской Федерации работы по расчету и обоснованию нормативов технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям, утвержденная приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 30.12.2008 г. № 326 (регистрация Минюста России рег. № 13314 от 12.02.2009 г.).

Потери электроэнергии в трансформаторах – один из видов технических потерь электроэнергии, обусловленных особенностями физических процессов, происходящих при передаче энергии. Рассмотрим методику расчета потерь электроэнергии в двухобмоточном силовом трансформаторе за расчетный период (месяц, квартал, год) [1,2].

В России и за рубежом разработано несколько десятков комплексов программ для решения различных задач, связанных с расчетом потерь электроэнергии. Эти комплексы различаются как набором функциональных и сервисных возможностей, стоимостью, надежностью и другими параметрами. Но использование MS Excel продолжает широко применятся российскими энергосетевыми компаниями для расчета потерь электроэнергии, так как не требует специального обучения персонала и имеет понятный и интуитивный интерфейс.

Ссылки на источники

1. Железко Ю.С., Артемьев А.В. Расчет, анализ и нормирование потерь электроэнергии в электрических сетях: руководство для практических расчетов. -М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2003.
2. Методические  указания  по  определению  потерь  электроэнерической энергии в городских  электрических  сетях  напряжением 10(6)-0,4кВ. (Разработаны Российским акционерным обществом «Роскоммунэнерго» и ЗАО «АСУ Мособлэлектро». Утверждены Госэнергодадзор Минэнерго России (09.11.00 № 32-01-07/45)).
3. Воротницкий В.Э., Калинкина М.А.. Расчет нормирование и снижение потерь электрической энергии в электрических сетях. Учебно-методическое пособие. 2-е изд.-М.: ИПКгосслужбы,2001.

e-koncept.ru

6.6 расчет потерь двухобмоточных трансформаторов

*. Расчет потерь мощности и электроэнергии в силовом трансформаторе

Общую величину потерь активной мощности в трансформаторе определяют по формуле

, (*.1)

где – паспортные потери холостого хода трансформатора, кВт;

–паспортные потери короткого замыкания трансформатора, кВт;

–коэффициент загрузки силового трансформатора.

По формуле (*.1)

кВт.

Общую величину потерь реактивной мощности в трансформаторе определяют по формуле

, (*.2)

где – паспортный ток холостого хода трансформатора, %;

–паспортное напряжение короткого замыкания трансформатора, %;

–номинальная мощность трансформатора, кВ∙А.

По формуле (*.2)

= кВт.

Полные потери мощности в трансформаторе определяются по формуле:

(*.3)

кВ∙А.

Потери активной энергии в трансформаторе определяются по формуле:

, (*.4)

где – число часов работы трансформатора в году, час;

–время максимальных потерь, условное число часов, в течение которых максимальный ток, протекающий непрерывно, создает потери энергии, равные действительным потерям энергии за год:

(*.5)

где ТМ – время использования максимума нагрузки, условное число часов, в течение которых работа с максимальной нагрузкой передает за год столько энергии, сколько при работе по действительному графику, час.

С учетом известного ТМ:

час.

По формуле (*.4):

кВт·час.

Потери реактивной энергии в трансформаторе определяются по формуле:

. (*.6)

квар·час.

Полные потери элеткроэнергии в трансформаторе определяются по формуле:

(*.7)

кВ∙А.

Стоимость потерь С активной электроэнергии в трансформаторе определяется по формуле:

, (*.8)

где C0 – средняя стоимость 1 кВт∙часа электроэнергии, руб/кВт∙час.

руб/год.

Результаты расчета сведены в табл. *.1.

Таблица *.1

Результаты расчета потерь мощности и электроэнергии в силовом трансформаторе

Параметр	Размерность	Значение
Номинальная мощность трансформатора (Sном)	кВА	250
Активные потери холостого хода трансформатора (Pхх)	кВт	0,55
Активные потери короткого з

szemp.ru

---

• 
  Вентиль для воды с электроприводом
• 
  Почему я выбрал профессию электрика
• 
  Пуэ системы заземления
• 
  Как распечатать квитанцию в личном кабинете мосэнергосбыт
• 
  2 магнетрона в резонансе
• 
  Как перекрыть воду в стояке
• 
  Последовательное и параллельное включение
• 
  Зарядка импульсная
• 
  Фундаментальное свойство магнитного поля
• 
  Чему равна скорость света в км час
• 
  Скорость света в час