Расчет потерь электроэнергии в трансформаторе пример: Потери в трансформаторе: определение, расчет и формула

Потери мощности и электроэнергии в электрических сетях

Расчет потерь электроэнергии в электрических сетях.

Определение потерь мощности и электроэнергии в линии и в трансформаторе

Потери электроэнергии в электрических сетях неминуемы, поэтому важно чтобы они не превышали экономически обоснованного уровня. Превышение норм технологического расхода говорит о возникших проблемах. Чтобы исправить ситуацию необходимо установить причины возникновения нецелевых затрат и выбрать способы их снижения. Собранная в статье информация описывает многие аспекты этой непростой задачи.

Виды и структура потерь

Под потерями подразумевается разница между отпущенной потребителям электроэнергией и фактически поступившей к ним. Для нормирования потерь и расчетов их фактической величины, была принята следующая классификация:

• Технологический фактор. Он напрямую зависит от характерных физических процессов, и может меняться под воздействием нагрузочной составляющей, условно-постоянных затрат, а также климатических условий.
• Расходы, затрачиваемые на эксплуатацию вспомогательного оборудования и обеспечение необходимых условий для работы техперсонала.
• Коммерческая составляющая. К данной категории относятся погрешности приборов учета, а также другие факторы, вызывающие недоучет электроэнергии.

Ниже представлен среднестатистический график потерь типовой электрокомпании.

Как видно из графика наибольшие расходы связаны с передачей по воздушным линиям (ЛЭП), это составляет около 64% от общего числа потерь. На втором месте эффект коронированния (ионизация воздуха рядом с проводами ВЛ и, как следствие, возникновение разрядных токов между ними) – 17%.

Исходя из представленного графика, можно констатировать, что наибольший процент нецелевых расходов приходится на технологический фактор.

Основные причины потерь электроэнергии

Разобравшись со структурой, перейдем к причинам, вызывающим нецелевой расход в каждой из перечисленных выше категорий. Начнем с составляющих технологического фактора:

1. Нагрузочные потери, они возникают в ЛЭП, оборудовании и различных элементах электросетей. Такие расходы напрямую зависят от суммарной нагрузки. В данную составляющую входят:

• Потери в ЛЭП, они напрямую связаны с силой тока. Именно поэтому при передаче электроэнергии на большие расстояния используется принцип повышения в несколько раз, что способствует пропорциональному уменьшению тока, соответственно, и затрат.
• Расход в трансформаторах, имеющий магнитную и электрическую природу (). В качестве примера ниже представлена таблица, в которой приводятся данные затрат на трансформаторах напряжения подстанций в сетях 10 кВ.

Нецелевой расход в других элементах не входит в данную категорию, ввиду сложностей таких расчетов и незначительного объема затрат. Для этого предусмотрена следующая составляющая.

1. Категория условно-постоянных расходов. В нее входят затраты, связанные со штатной эксплуатацией электрооборудования, к таковым относятся:

• Холостая работа силовых установок.
• Затраты в оборудовании, обеспечивающем компенсацию реактивной нагрузки.
• Другие виды затрат в различных устройствах, характеристики которых не зависят от нагрузки. В качестве примера можно привестисиловую изоляцию, приборы учета в сетях 0,38 кВ, змерительные трансформаторы тока, ограничители перенапряжения и т.д.

Учитывая последний фактор, следует учитывать затраты электроэнергии на расплавление льда.

Расходы на поддержку работы подстанций

К данной категории отнесены затраты электрической энергии на функционирование вспомогательных устройств. Такое оборудование необходимо для нормальной эксплуатации основных узлов, отвечающих за преобразование электроэнергии и ее распределение. Фиксация затрат осуществляется приборами учета. Приведем список основных потребителей, относящихся к данной категории:

• системы вентиляции и охлаждения трансформаторного оборудования;
• отопление и вентиляция технологического помещения, а также внутренние осветительные приборы;
• освещение прилегающих к подстанциям территорий;
• зарядное оборудование АКБ;
• оперативные цепи и системы контроля и управления;
• системы обогрева наружного оборудования, например, модули управления воздушными выключателями;
• различные виды компрессорного оборудования;
• вспомогательные механизмы;
• оборудование для ремонтных работ, аппаратура связи, а также другие приспособления.

Коммерческая составляющая

Под данными затратами подразумевается сальдо между абсолютными (фактическими) и техническими потерями. В идеале такая разница должна стремиться к нулю, но на практике это не реально. В первую очередь это связано с особенностями приборов учета отпущенной электроэнергии и электросчетчиков, установленных у конечных потребителей. Речь идет о погрешности. Существует ряд конкретных мероприятий для уменьшения потерь такого вида.

К данной составляющей также относятся ошибки в счетах, выставленных потребителю и хищения электроэнергии. В первом случае подобная ситуация может возникнуть по следующим причинам:

• в договоре на поставку электроэнергии указана неполная или некорректная информация о потребителе;
• неправильно указанный тариф;
• отсутствие контроля за данными приборов учета;
• ошибки, связанные с ранее откорректированными счетами и т.д.

Что касается хищений, то эта проблема имеет место во всех странах. Как правило, такими противозаконными действиями занимаются недобросовестные бытовые потребители. Заметим, что иногда возникают инциденты и с предприятиями, но такие случаи довольно редки, поэтому не являются определяющими. Характерно, что пик хищений приходится на холодное время года, причем в тех регионах, где имеются проблемы с теплоснабжением.

Различают три способа хищения (занижения показаний прибора учета):

1. Механический
   . Под ним подразумевается соответствующее вмешательство в работу прибора. Это может быть притормаживание вращения диска путем прямого механического воздействия, изменение положения электросчетчика, путем его наклона на 45° (для той же цели). Иногда применяется более варварский способ, а именно, срываются пломбы, и производится разбалансирование механизма. Опытный специалист моментально обнаружит механическое вмешательство.
2. Электрический
   . Это может быть как незаконное подключение к воздушной линии путем «наброса», метод инвестирования фазы тока нагрузки, а также использование специальных приборов для его полной или частичной компенсации. Помимо этого есть варианты с шунтированием токовой цепи прибора учета или переключение фазы и нуля.
3. Магнитный
   . При данном способе к корпусу индукционного прибора учета подносится неодимовый магнит.

Практически все современные приборы учета «обмануть» вышеописанными способами не удастся. Мало того, подобные попытки вмешательства могут быть зафиксированы устройством и занесены в память, что приведет к печальным последствиям.

Понятие норматива потерь

Под данным термином подразумевается установка экономически обоснованных критериев нецелевого расхода за определенный период. При нормировании учитываются все составляющие. Каждая из них тщательно анализируется отдельно. По итогу производятся вычисления с учетом фактического (абсолютного) уровня затрат за прошедший период и анализа различных возможностей, позволяющих реализовать выявленные резервы для снижения потерь. То есть, нормативы не статичны, а регулярно пересматриваются.

Под абсолютным уровнем затрат в данном случае подразумевается сальдо между переданной электроэнергией и техническими (относительными) потерями. Нормативы технологических потерь определяются путем соответствующих вычислений.

Кто платит за потери электричества?

Все зависит от определяющих критериев. Если речь идет о технологических факторах и расходах на поддержку работы сопутствующего оборудования, то оплата потерь закладывается в тарифы для потребителей.

Совсем по иному обстоит дело с коммерческой составляющей, при превышении заложенной нормы потерь, вся экономическая нагрузка считается расходами компании, осуществляющей отпуск электроэнергии потребителям.

Способы уменьшения потерь в электрических сетях

Снизить затраты можно путем оптимизации технической и коммерческой составляющей. В первом случае следует принять следующие меры:

• Оптимизация схемы и режима работы электросети.
• Исследование статической устойчивости и выделение мощных узлов нагрузки.
• Снижение суммарной мощности за счет реактивной составляющей. В результате доля активной мощности увеличится, что позитивно отразится на борьбе с потерями.
• Оптимизация нагрузки трансформаторов.
• Модернизация оборудования.
• Различные методы выравнивания нагрузки. Например, это можно сделать, введя многотарифную систему оплаты, в которой в часы максимальной нагрузки повышенная стоимость кВт/ч. Это позволит существенно потребление электроэнергии в определенные периоды суток, в результате фактическое напряжение не будет «проседать» ниже допустимых норм.

Уменьшить коммерческие затраты можно следующим образом:

• регулярный поиск несанкционированных подключений;
• создание или расширение подразделений, осуществляющих контроль;
• проверка показаний;
• автоматизация сбора и обработки данных.

Методика и пример расчета потерь электроэнергии

На практике применяют следующие методики для определения потерь:

• проведение оперативных вычислений;
• суточный критерий;
• вычисление средних нагрузок;
• анализ наибольших потерь передаваемой мощности в разрезе суток-часов;
• обращение к обобщенным данным.

Полную информацию по каждой из представленных выше методик, можно найти в нормативных документах.

В завершении приведем пример вычисления затрат в силовом трансформаторе TM 630-6-0,4. Формула для расчета и ее описание приведены ниже, она подходит для большинства видов подобных устройств.

Расчет потерь в силовом трансформаторе

Для понимания процесса следует ознакомиться с основными характеристиками TM 630-6-0,4.

Теперь переходим к расчету.

При передаче электрической энергии от генераторов электростанций до потребителя около 12-18% всей вырабатываемой электроэнергии теряется в проводниках воздушных и кабельных линий, а также в обмотках и стальных сердечниках силовых трансформаторов.

При проектировании нужно стремиться к уменьшению потерь электроэнергии на всех участках энергосистемы, поскольку потери электроэнергии ведут к увеличению мощности электростанций, что в свою очередь влияет на стоимость электроэнергии.

В сетях до 10кВ потери мощности в основном обусловлены нагревом проводов от действия тока.

Потери мощности в линии.

Потери активной мощности (кВт) и потери реактивной мощности (кВАр) можно найти по следующим формулам:

где I
расч
– расчетный ток данного участка линии, А;

R
л
– активное сопротивление линии, Ом.

Потери мощности в трансформаторах.

Потери мощности в силовых трансформаторах состоят из потерь, не зависящих и зависящих от нагрузки. Потери активной мощности (кВт) в трансформаторе можно определить по следующей формуле:

Потери активной мощности в трансформаторе

где ?Рст
– потери активной мощности в стали трансформатора при номинальном напряжении. Зависят только от мощности трансформатора и приложенного к первичной обмотке трансформатора напряжения. ?Рст
приравнивают ?Рх
;

?Рх
— потери холостого хода трансформатора;

?Роб
– потери в обмотках при номинальной нагрузке трансформатора, кВт; ?Роб
приравнивают ?Рк
.

?Рк
– потери короткого замыкания;

?=S/Sном
– коэффициент загрузки трансформатора равен отношению фактической нагрузки трансформатора к его номинальной мощности;

Потери реактивной мощности трансформатора (кВАр) можно определить по следующей формуле:

где ?
Qст
– потери реактивной мощности на намагничивание, кВАр. ?
Qст
приравнивают ?
Qх
.

?
Qх
– намагничивающая мощность холостого хода трансформатора;

?
Qрас
– потери реактивной мощности рассеяния в трансформаторе при номинальной нагрузке.

Значения ?
Рст(?
Рх)
и ?
Роб(?
Рк)
приведения в каталогах производителей силовых трансформаторов. Значения ?
Qст(?

Qх)
и ?Qрас
определяют по данным каталогов из следующих выражений:

где Iх
– ток холостого хода трансформатора, %;

Uк
– напряжение короткого замыкания, %;

Iном
– номинальный ток трансформатора, А;

Xтр
– реактивное сопротивление трансформатора;

Sном
– номинальная мощность трансформатора, кВА.

Потери электроэнергии.

На основании потерь мощности можно посчитать потери электроэнергии. Здесь следует быть внимательными. Нельзя посчитать потери электроэнергии умножив потери мощности при какой либо определенной нагрузке на число часов работы линии. Этого делать не стоит, т.к в течение суток или сезона потребляемая нагрузка изменяется и таким образом мы получим необоснованно завышенное значение.

Время максимальных потерь ?
– условное число часов, в течение которых максимальный ток, протекающий в линии, создает потери энергии, равные действительным потерям энергии в год.

Временем использования максимальной нагрузки или временем использования максимума Тмах
называют условное число часов, в течение которых линия, работая с максимальной нагрузкой, могла бы передать потребителю за год столько энергии, сколько при работе по действительному переменному графику. Пусть W
(кВт*ч) – энергия переданная по линии за некоторый промежуток времени, Рмах
(кВт) -максимальная нагрузка, тогда время использования максимальной нагрузки:

Тмах=W/Рмах

На основании статистических данных для отдельных групп электроприемников были получены следующие значения Тмах
:

• Для внутреннего освещения – 1500—2000 ч;
• Наружного освещения – 2000—3000 ч;
• Промышленного предприятия односменного – 2000—2500 ч;
• Двухсменного – 3000—4500 ч;
• Трехсменного – 3000—7000 ч;

Время потерь ?
можно найти по графику, зная Тмах
и коэффициент мощности.

Потери энергии в трансформаторе:

Потери энергии в трансформаторе

где ?
Wатр
–общая потеря активной энергии (кВт*ч) в трансформаторе;

?
Wртр
–общая потеря реактивной энергии (кВАр*ч) в трансформаторе.

Потерями в электросетях считают разность между переданной электроэнергией от производителя до учтенной потребленной электроэнергией потребителя. Потери происходят на ЛЭП, в силовых трансформаторах, за счет вихревых токов при потреблении приборов с реактивной нагрузкой, а также из-за плохой изоляции проводников и хищения неучтенного электричества. В этой статье мы постараемся подробно рассказать о том, какие бывают потери электроэнергии в электрических сетях, а также рассмотрим мероприятия по их снижению.

Расстояние от электростанции к поставляющим организациям

Учет и оплата всех видов потерь регулируется законодательным актом: «Постановление Правительства РФ от 27.12.2004 N 861 (ред. от 22.02.2016) «Об утверждении Правил недискриминационного доступа к услугам по передаче электрической энергии и оказания этих услуг…» п. VI. Порядок определения потерь в электрических сетях и оплаты этих потерь. Если вы хотите разобраться с тем, кто должен оплачивать часть утраченной энергии, рекомендуем изучить данный акт.

При передаче электроэнергии на большие расстояния от производителя до поставщика ее к потребителю теряется часть энергии по многим причинам, одна из которых — напряжение, потребляемое обычными потребителями (оно составляет 220 или 380 В). Если производить транспортировку такого напряжения от генераторов электростанций напрямую, то необходимо проложить электросети с диаметром провода, который обеспечит всех необходимым током при указанных параметрах. Провода будут очень толстыми. Их невозможно будет подвесить на линиях электропередач, из-за большого веса, прокладка в земле тоже обойдется недешево.

Более подробно узнать о том, вы можете в нашей статье!

Для исключения этого фактора в распределительных сетях применяют высоковольтные линии электропередач. Простая формула расчета такова: P=I*U. Мощность равна произведению тока на напряжение.

Повышая напряжение при передаче электроэнергии в электрических сетях можно существенно снизить ток, что позволит обойтись проводами с намного меньшим диаметром. Подводный камень данного преобразования заключается в том, что в трансформаторах есть потери, которые кто-то должен оплатить. Передавая электроэнергию с таким напряжением, она существенно теряется и от плохого контакта проводников, которые со временем увеличивают свое сопротивление. Возрастают потери при повышении влажности воздуха – увеличивается ток утечки на изоляторах и на корону. Также увеличиваются потери в кабельных линиях при снижении параметров изоляции проводов.

Передал поставщик энергию в поставляющую организацию. Та в свою очередь должна привести параметры в нужные показатели: преобразовать полученную продукцию в напряжение 6-10 кВ, развести кабельными линиями по пунктам, после чего снова преобразовать в напряжение 0,4 кВ. Снова возникают потери на трансформацию при работе трансформаторов 6-10 кВ и 0,4 кВ. Бытовому потребителю доставляется электроэнергия в нужном напряжении – 380 В или 220В. Любой трансформатор имеет свой КПД и рассчитан на определенную нагрузку. Если мощность потребления больше или меньше расчетной мощности, потери в электрических сетях возрастают независимо от желания поставщика.

Следующим подводным камнем всплывает несоответствие мощности трансформатора, преобразующего 6-10 кВ в 220В. Если потребители берут энергии больше паспортной мощности трансформатора, он или выходит из строя, или не сможет обеспечить необходимые параметры на выходе. В результате снижения напряжения сети электроприборы работают с нарушением паспортного режима и, как следствие, увеличивают потребление.

Мероприятия по снижению технических потерь электроэнергии в системах электроснабжения подробно рассмотрены на видео:

Домашние условия

Потребитель получил свои 220/380 В на счетчике. Теперь потерянная после счетчика электрическая энергия ложится на конечного потребителя.

Она складывается из:

1. Потерь на при превышении расчетных параметров потребления.
2. Плохой контакт в приборах коммутации (рубильники, пускатели, выключатели, патроны для ламп, вилки, розетки).
3. Емкостной характер нагрузки.
4. Индуктивный характер нагрузки.
5. Использование устаревших систем освещения, холодильников и другой старой техники.

Рассмотрим мероприятия по снижению потерь электроэнергии в домах и квартирах.

П.1 — борьба с таким видом потерь одна: применение проводников соответствующих нагрузке. В существующих сетях необходимо следить за соответствием параметров проводов и потребляемой мощностью. В случае невозможности откорректировать эти параметры и ввести в норму, следует мириться с тем, что энергия теряется на нагрев проводов, в результате чего изменяются параметры их изоляции и повышается вероятность возникновения пожара в помещении. О том, мы рассказывали в соответствующей статье.

П.2 — плохой контакт: в рубильниках — это использование современных конструкций с хорошими неокисляющимися контактами. Любой окисел увеличивает сопротивление. В пускателях — тот же способ. Выключатели — система включения-выключения должна использовать металл, хорошо выдерживающий действие влаги, повышенных температур. Контакт должен быть обеспечен хорошим прижатием одного полюса к другому.

П.3, П.4 — реактивная нагрузка. Все электроприборы, которые не относятся к лампам накаливания, электроплитам старого образца имеют реактивную составляющую потребления электроэнергии. Любая индуктивность при подаче на нее напряжения сопротивляется прохождению по ней тока за счет возникающей магнитной индукции. Через время электромагнитная индукция, которая препятствовала прохождению тока, помогает его прохождению и добавляет в сеть часть энергии, которая является вредной для общих сетей. Возникают так называемые вихревые токи, которые искажают истинные показания электросчетчиков и вносят отрицательные изменения в параметры поставляемой электроэнергии. То же происходит и при емкостной нагрузке. Возникающие вихревые токи портят параметры поставленной потребителю электроэнергии. Борьба — использование специальных компенсаторов реактивной энергии, в зависимости от параметров нагрузки.

П.5. Использование устаревших систем освещения (лампочки накаливания). Их КПД имеет максимальное значение — 3-5%, а может быть и меньше. Остальные 95% идут на нагревание нити накала и как следствие на нагревание окружающей среды и на излучение не воспринимаемое человеческим глазом. Поэтому совершенствовать данный вид освещения стало нецелесообразным. Появились другие виды освещения — люминесцентные лампы, которые стали широко применяться в последнее время. КПД люминесцентных ламп достигает 7%, а светодиодных до 20%. Использование последних даст экономию электроэнергии прямо сейчас и в процессе эксплуатации за счет большого срока службы — до 50 000 часов (лампа накаливания — 1 000 часов).

Отдельно хотелось бы отметить, что сократить потери электрической энергии в доме можно с помощью . Помимо этого, как мы уже сказали, электроэнергия теряется при ее хищении. Если вы заметили, что , нужно сразу же предпринимать соответствующие меры. Куда звонить за помощью, мы рассказали в соответствующей статье, на которую сослались!

Рассмотренные выше способы уменьшения мощности потребления дают снижение нагрузки на электропроводку в доме и, как следствие, сокращение потерь в электросети. Как вы уже поняли, методы борьбы наиболее широко раскрыты для бытовых потребителей потому что не каждый хозяин квартиры или дома знает о возможных потерях электроэнергии, а поставляющие организации в своем штате держат специально обученных по этой теме работников, которые в состоянии бороться с такими проблемами.

Величина постоянных потерь электроэнергии в элементах электрической сети составляет

W
«=(Р
к +Р
у +Р
хх)Т
вкл =Р
«Т
вкл, (8.1)

где Т
вкл – время включения или время работы элементов электрической сети в течение года. Для воздушных и кабельных линий и трансформаторов при выполнении проектных расчетов принимается Т
вкл = 8760 ч.

Суммарная величина потерь электроэнергии в сети составляет

W
=W
«+W
«. (8.2)

Рассмотрим способы определения переменных потерь в электрической сети. Пусть для элемента электрической сети, например воздушной линии, имеющей активное сопротивление R
, известен годовой график нагрузки. Этот график представляется в виде ступенчатого графика по продолжительности Dt
i каждой нагрузки Р
i . (рис. 8.1,а
).

Энергия, передаваемая в течение года через рассматриваемый элемент сети, выразится как

W
= . (8.3)

Эта энергия представляет собой площадь фигуры, ограниченной графиком нагрузки.

На этом же графике построим прямоугольник с высотой, равной наибольшей нагрузке Р
max , и площадью, равной площади действительного графика нагрузки. Основанием этого прямоугольника будет время Т
max . Это время называется продолжительностью использования наибольшей нагрузки
. За это время при работе элемента сети с наибольшей нагрузкой через него будет передана та же электроэнергия, что и при работе по действительному годовому графику нагрузки. Средние значения Т
max для различных отраслей промышленности приводятся в .

Потери мощности в рассматриваемом элементе сети для каждого i
-го интервала времени составят

Р
i =(S
i /U
ном) 2 R
=(P
i /U
ном cos) 2 R
, (8.4)

где cos – коэффициент мощности нагрузки.

На рис. 8.1,б
приведен ступенчатый график потерь мощности, построенный по выражению (8.4). Площадь этого графика равна годовым переменным потерям электроэнергии в рассматриваемом элементе сети

а) б)

Рис. 8.1. Графики нагрузки по продолжительности для определения времени

Т
max (а
) и времени max (б
)

W
«= . (8.5)

По аналогии с рис. 8.1,а
построим прямоугольник с высотой, равной наибольшим потерям Р
max , и площадью, равной площади действительного графика потерь электроэнергии. Основанием этого прямоугольника будет время max . Это время называется временем наибольших потерь мощности
. За это время при работе элемента сети с наибольшей нагрузкой потери электроэнергии в нем будут такими же, что и при работе по действительному годовому графику нагрузки.

Связь между Т
max и max приближенно устанавливается эмпирической зависимостью

max =(0,124+Т
max 10 -4) 2 8760. (8.6)

При перспективном проектировании электрических сетей график нагрузки потребителей, как правило, не известен. С определенной степенью достоверности известна лишь наибольшая расчетная нагрузки Р
max .

Для характерных потребителей в справочной литературе приводятся значения Т
max . В этом случае переменные годовые потери электроэнергии в элементе электрической сети определяются по выражению

W
«=P
max max , (8. 7)

где max рассчитывается по выражению (8.6).

Контрольные вопросы к разделу 8

1. Поясните термины “постоянные потери” и ”переменные потери” электроэнергии.

2. Назовите составляющие постоянных потерь.

3. Что такое число часов использования наибольшей нагрузки?

4. Что такое число часов наибольших потерь мощности?

5. Как рассчитываются переменные потери энергии при проектировании

электрических сетей?

VI. Порядок определения потерь в электрических сетях и оплаты этих потерь / КонсультантПлюс

VI. Порядок определения потерь в электрических

сетях и оплаты этих потерь

50. Размер фактических потерь электрической энергии в электрических сетях определяется как разница между объемом электрической энергии, переданной в электрическую сеть из других сетей или от производителей электрической энергии, и объемом электрической энергии, которая поставлена по договорам энергоснабжения (купли-продажи (поставки) электрической энергии (мощности) и потреблена энергопринимающими устройствами, присоединенными к данной электрической сети, а также объемом электрической энергии, которая передана в электрические сети других сетевых организаций.

В отношении потребителя, энергопринимающее оборудование которого присоединено к объектам электросетевого хозяйства, с использованием которых указанный потребитель оказывает услуги по передаче электрической энергии, размер фактических потерь электрической энергии, возникающих на таких объектах электросетевого хозяйства (V_(факт)), определяется по формуле:

V_(факт) = V_(отп) x (N / (100% — N)),

где:

V_(отп) — объем отпуска электрической энергии из электрических сетей потребителя электрической энергии, осуществляющего деятельность по оказанию услуг по передаче электрической энергии, в энергопринимающие устройства (объекты электросетевого хозяйства) смежных субъектов электроэнергетики;

N — величина технологического расхода (потерь) электрической энергии (уровень потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям), которая рассчитана в процентах от объема отпуска электрической энергии в электрическую сеть потребителя электрической энергии, осуществляющего деятельность по оказанию услуг по передаче электрической энергии, как сетевой организации и учтена органом исполнительной власти субъекта Российской Федерации в области государственного регулирования тарифов при установлении единых (котловых) тарифов.

51. Сетевые организации обязаны оплачивать стоимость электрической энергии в объеме фактических потерь электрической энергии, возникших в принадлежащих им объектах сетевого хозяйства.

Стоимость электрической энергии в объеме фактических потерь электрической энергии, возникших на объектах электросетевого хозяйства, входящих в единую национальную (общероссийскую) электрическую сеть и принадлежащих собственникам или иным законным владельцам, которые ограничены в соответствии с Федеральным законом «Об электроэнергетике» в осуществлении своих прав в части права заключения договоров об оказании услуг по передаче электрической энергии с использованием указанных объектов, оплачивается той организацией, которая в соответствии с договором о порядке использования таких объектов обязана приобретать электрическую энергию (мощность) для компенсации возникающих в них фактических потерь электрической энергии.

52. Потребители услуг, за исключением производителей электрической энергии, обязаны оплачивать в составе тарифа за услуги по передаче электрической энергии нормативные потери, возникающие при передаче электрической энергии по сети сетевой организацией, с которой соответствующими лицами заключен договор.

(в ред. Постановлений Правительства РФ от 15.06.2009 N 492, от 07.07.2017 N 810)

Потребители услуг, опосредованно присоединенные через энергетические установки производителей электрической энергии, оплачивают в составе тарифа за услуги по передаче электрической энергии нормативные потери только на объемы электрической энергии, не обеспеченные выработкой соответствующей электрической станцией.

Потребители услуг оплачивают потери электрической энергии сверх норматива в случае, если будет доказано, что потери возникли по вине этих потребителей услуг.

53. Нормативы потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям утверждаются федеральным органом исполнительной власти, осуществляющим функции по выработке и реализации государственной политики и нормативно-правовому регулированию в сфере топливно-энергетического комплекса, в соответствии с настоящими Правилами и методикой определения нормативов потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям, утверждаемой федеральным органом исполнительной власти, осуществляющим функции по выработке и реализации государственной политики и нормативно-правовому регулированию в сфере топливно-энергетического комплекса, по согласованию с федеральным органом исполнительной власти в области государственного регулирования тарифов и федеральным органом исполнительной власти, осуществляющим функции по выработке государственной политики и нормативно-правовому регулированию в сфере анализа и прогнозирования социально-экономического развития.

54. Нормативы потерь электрической энергии в электрических сетях устанавливаются в отношении совокупности линий электропередачи и иных объектов электросетевого хозяйства, принадлежащих соответствующей сетевой организации (собственнику или иному законному владельцу объектов электросетевого хозяйства, входящих в единую национальную (общероссийскую) электрическую сеть, который ограничен в соответствии с Федеральным законом «Об электроэнергетике» в осуществлении своих прав в части права заключения договоров об оказании услуг по передаче электрической энергии с использованием указанных объектов), с учетом дифференциации по уровням напряжения сетей при установлении тарифов на услуги по передаче электрической энергии.

54(1). Нормативы потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям территориальных сетевых организаций определяются на основе сравнительного анализа потерь с дифференциацией по уровням напряжения исходя из необходимости сокращения нормативов потерь электрической энергии к 2017 году не менее чем на 11 процентов уровня потерь электрической энергии, предусмотренного в сводном прогнозном балансе производства и поставок электрической энергии (мощности) в рамках Единой энергетической системы России по субъектам Российской Федерации на 2012 год, в соответствии с порядком, предусмотренным методикой определения нормативов потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям.

55. Методика определения нормативов потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям предусматривает снижение нормативов потерь электрической энергии к 2017 году не менее чем на 11 процентов уровня потерь электрической энергии, предусмотренного в сводном прогнозном балансе производства и поставок электрической энергии (мощности) в рамках Единой энергетической системы России по субъектам Российской Федерации на 2012 год, и определение нормативов указанных потерь на основе:

1) технологических потерь электрической энергии в объектах электросетевого хозяйства, обусловленных физическими процессами, происходящими при передаче электрической энергии, с учетом технических характеристик линий электропередачи, силовых трансформаторов и иных объектов электросетевого хозяйства, определяющих величину переменных потерь в соответствии с технологией передачи и преобразования электрической энергии, условно-постоянных потерь для линий электропередачи, силовых трансформаторов и иных объектов электросетевого хозяйства;

2) сравнительного анализа потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям территориальных сетевых организаций с дифференциацией по уровням напряжения.

55(1). Стоимость потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям единой национальной (общероссийской) электрической сети определяется как произведение объема фактического отпуска электрической энергии из единой национальной (общероссийской) электрической сети в течение расчетного периода в отношении потребителя услуг по передаче электрической энергии, норматива потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям единой национальной (общероссийской) электрической сети и ставки тарифа на услуги по передаче электрической энергии, используемой для целей определения расходов на оплату нормативных потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям единой национальной (общероссийской) электрической сети, определяемой в соответствии с Основами ценообразования в области регулируемых цен (тарифов) в электроэнергетике.

В случае если центр питания (распределительное устройство подстанции, входящей в единую национальную (общероссийскую) электрическую сеть, или распределительное устройство электрической станции, соединенное с линиями электропередачи, входящими в единую национальную (общероссийскую) электрическую сеть) (далее — центр питания) и энергопринимающие устройства (объекты электросетевого хозяйства) потребителя услуг по передаче электрической энергии, присоединенные к таким центрам питания, расположены в разных субъектах Российской Федерации, при определении стоимости потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям единой национальной (общероссийской) электрической сети используется норматив потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям единой национальной (общероссийской) электрической сети для соответствующего уровня напряжения в отношении субъекта Российской Федерации, в котором расположен центр питания.

Фактический отпуск электрической энергии из единой национальной (общероссийской) электрической сети потребителю услуг по передаче электрической энергии в течение расчетного периода для целей настоящего пункта определяется как разность между объемами перетоков электрической энергии от центров питания в сеть потребителя услуг по передаче электрической энергии и объемами перетоков из сети потребителя услуг по передаче электрической энергии в единую национальную (общероссийскую) электрическую сеть по каждому субъекту Российской Федерации и уровню напряжения.

В случае если фактический отпуск электрической энергии из единой национальной (общероссийской) электрической сети в сеть потребителя услуг по передаче электрической энергии осуществляется от нескольких центров питания, расположенных в разных субъектах Российской Федерации, при определении фактического отпуска электрической энергии из единой национальной (общероссийской) электрической сети в сеть потребителя услуг по передаче электрической энергии суммарный объем перетока электрической энергии из сети потребителя услуг по передаче электрической энергии в единую национальную (общероссийскую) электрическую сеть вычитается из объемов перетоков электрической энергии от центров питания в сеть потребителя услуг по передаче электрической энергии пропорционально объемам перетоков электрической энергии от центров питания в сеть потребителя услуг по передаче электрической энергии по каждому субъекту Российской Федерации и уровню напряжения.

В случае если объем фактического отпуска электрической энергии из единой национальной (общероссийской) электрической сети потребителю услуг по передаче электрической энергии на одном уровне напряжения имеет положительное значение, а на другом уровне напряжения — отрицательное значение, определяется общий суммарный объем фактического отпуска электрической энергии из единой национальной (общероссийской) электрической сети.

В случае положительного значения суммарного объема фактического отпуска электрической энергии из единой национальной (общероссийской) электрической сети применяется норматив потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям единой национальной (общероссийской) электрической сети по соответствующему уровню напряжения того субъекта Российской Федерации, с территории которого фактический отпуск электрической энергии из единой национальной (общероссийской) электрической сети потребителю услуг по передаче электрической энергии имеет положительное значение.

Стоимость потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям для территориальных сетевых организаций при применении двухставочного варианта тарифа определяется как произведение объема фактического отпуска электрической энергии потребителям в течение расчетного периода и ставки на оплату нормативных потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям для территориальных сетевых организаций на соответствующем уровне напряжения.

РАСЧЕТ И АНАЛИЗ ТЕХНИЧЕСКИХ ПОТЕРЬ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В ГОРОДСКИХ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЯХ 6-10/0,4 кВ г. ДУШАНБЕ

РАСЧЕТ И АНАЛИЗ ТЕХНИЧЕСКИХ ПОТЕРЬ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В

ГОРОДСКИХ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЯХ 6-10/0,4 кВ

г. ДУШАНБЕ

Шведов Галактион Владимирович, к.т.н., доцент, Национальный

исследовательский университет «МЭИ», Россия,111250, г.Москва, ул. Краснокозарменная

17. Тел: +7(905)-597-00-03, e-mail: [email protected]

Чоршанбиев Сироджиддин Ражаббокиевич, аспирант, НИУ «МЭИ»,

Россия,111250, г. Москва, ул. Краснокозарменная 17. Тел: +7(929)-987-40-77, e-mail:

[email protected]

Аннотация. В данной статье на примере двух фидеров описывается моделирование,

расчет и анализ технических потерь электроэнергии в городских распределительных

электрических сетях 6-10/0,4 кВ г. Душанбе. Особенность рассматриваемых фидеров

заключается в следующем: к некоторым трансформаторным подстанциям 6-10/0,4 кВ, от

которых получают питание объекты здравоохранения, подключена на параллельную работу

с электрической сетью распределенная солнечная генерация. Для получения необходимого

объема исходных данных были проведены натурные измерения мощностей в течение месяца

на головных участках фидеров и на двух трансформаторных подстанциях 6-10/0,4 кВ с

подключенной солнечной генерацией.

Моделирование, расчет и анализ потерь электроэнергии выполнялся в программе РАП-10-

ст методом средних нагрузок. По результатам моделирования и расчета дан анализ

технических потерь электроэнергии в городских распределительных электрических сетях 6-

10/0,4 кВ. Было определено влияние распределенной солнечной генерации на значение

потерь электроэнергии в распределительных электрических сетях. Активнее внедрение

солнечной генерации в одном из двух фидеров привело к существенной разгрузке сети и, как

следствие, увеличению в разы в структуре потерь электроэнергии потерь холостого хода в

трансформаторах 6-10/0,4 кВ. Кроме того, за счет снижения отпуска электроэнергии в сеть со

стороны энергосистемы, потери электроэнергии в абсолютных величинах снижаются, а в

относительных увеличиваются.

Ключевые слова: распределительные электрические сети, городские электрические

сети, потери электроэнергии, уровень потерь, снижение потерь, потребление электроэнергии,

график нагрузки, распределенная солнечная генерация, интегрирующие множители, метод

средних нагрузок.

CALCULATION AND ANALYSIS OF TECHNICAL LOSSES OF ELECTRICITY IN

6-10 / 0,4 kV URBAN DISTRIBUTION ELECTRIC NETWORKS OF DUSHANBE

Shvedov Galaktion Vladimirovich, Ph.D., Associate Professor, National Research

University «MPEI», Russia, 111250, Moscow, ul. Krasnokozarnennaya 17. Phone: +7 (905) -597-

00-03, e-mail: [email protected]

Shorshanbiev Sirodzhiddin Razhabokievich, Ph.D. student, R National Research

University «MPEI», Russia, 111250, Moscow, ul. Krasnokozarnennaya 17. Phone: +7 (929) -987-

40-77, e-mail: [email protected]

Abstract. In this article, the example of two feeders describes the simulation, calculation

and analysis of technical losses of electric power in 6-10 / 0.4 kV distribution electrical networks of

Dushanbe. The peculiarity of the feeders under consideration is the following: to some 6-10 / 0.4

kV transformer substations from which health facilities are supplied, distributed solar generation is

connected to a parallel operation with the electric grid. To obtain the required volume of initial data,

on-site measurements of capacity were made during the month at the head sections of feeders and at

two 6-10 / 0.4 kV transformer substations with connected solar generation.

Трансформаторные потери и КПД – Технические статьи

Трансформеры, как и все устройства, не идеальны. В то время как идеальные трансформаторы не имеют потерь, реальные трансформаторы имеют потери мощности. Выходная мощность трансформатора всегда немного меньше входной мощности трансформатора. Эти потери мощности превращаются в тепло, которое необходимо отводить от трансформатора. Четыре основных типа потерь: резистивные потери, вихревые токи, гистерезис и потери потока.

Резистивные потери

Резистивные потери, или потери I2R, или потери в меди — это потери мощности в трансформаторе, вызванные сопротивлением медного провода, используемого для изготовления обмоток.{2}}\times 0,1588=35,7W$$

Первичная проводка трансформатора потребляет 35,7 Вт энергии, которая теряется в виде тепла. Если трансформатор не охлаждается должным образом, это тепло увеличивает температуру трансформатора и проводов. Эта повышенная температура вызывает увеличение сопротивления провода и падение напряжения на проводнике. Эти потери зависят от тока и всегда присутствуют в первичной обмотке, когда она находится под напряжением. Вторичный имеет очень небольшие потери такого типа при разгрузке.

Примечание

Изменения, вносимые электроэнергетической компанией в систему подачи электроэнергии, могут повлиять на работу внутризаводских трансформаторов. Новая районная подстанция может повысить поставляемое напряжение. Новые фабрики или коммерческие здания могут увеличить локальную нагрузку и снизить доступное напряжение. Отводы на заводских трансформаторах могут нуждаться в регулировке.

Потери на вихревые токи

Потери на вихревые токи — это потери мощности в трансформаторе или двигателе из-за токов, индуцируемых в металлических частях системы из-за изменяющегося магнитного поля. В любом проводнике, который находится в движущемся магнитном поле, в нем индуцируются напряжение и ток. Железный сердечник обеспечивает низкое сопротивление магнитному потоку для взаимной индукции. Магнитный поток индуцирует ток под прямым углом к ​​потоку. Это означает, что в сердечнике индуцируется ток. Этот ток вызывает нагрев активной зоны. Тепло, выделяемое вихревыми токами, увеличивается пропорционально квадрату частоты. Например, третья гармоника (180 Гц) имеет в девять (32) раз больший эффект нагрева, чем основная частота (60 Гц).

Изготовление сердечника из тонких листов железа, склеенных вместе, может свести к минимуму эти потери. Тонкие слои листового железа сокращают путь тока и минимизируют вихревые токи (см. рис. 1). Каждый лист покрыт изолирующим лаком, который заставляет эти токи течь только внутри отдельных пластин. Это уменьшает общие вихревые токи во всем сердечнике. Эти тонкие листы изготавливаются из сплавов кремний-железо или никель-железо, которые намагничиваются легче, чем чистое железо. Использование сердечников из сплава также повышает устойчивость сердечника к старению. Листы часто изготавливаются из сплава 29-го калибра толщиной всего 0,014 дюйма.

Изображение предоставлено All About Circuits.

Потеря гистерезиса

Гистерезисные потери — это потери, вызванные магнетизмом, который остается (отстает) в материале после устранения намагничивающей силы. Магнитные домены представляют собой небольшие участки магнитного материала, которые взаимодействуют друг с другом под действием приложенного магнитного поля.Магнитные домены обладают магнитными свойствами и перемещаются в железе под действием магнитного поля. Когда железо подвергается воздействию магнитного поля одной полярности, магнитные домены будут вынуждены выровняться с полем. Когда полярность меняется дважды в каждом цикле, на эту перестройку расходуется мощность, что снижает эффективность трансформатора. Это движение молекул вызывает трение в железе, и, таким образом, возникает теплота. Гармоники могут привести к более частому изменению направления тока, что приведет к большим потерям на гистерезис.Гистерезис уменьшен за счет использования высокопроницаемого материала магнитного сердечника.

Потери потока

Потеря потока происходит в трансформаторе, когда некоторые из линий потока от первичной обмотки не проходят через сердечник к вторичной обмотке, что приводит к потере мощности. Есть две основные причины, по которым линии потока проходят по воздуху, а не по ядру. Во-первых, железный сердечник может стать насыщенным, так что сердечник больше не сможет принимать потоковые линии. Затем линии потока проходят по воздуху и не пересекаются вторичным потоком.Во-вторых, отношение сопротивления воздуха и ядра в ненасыщенной области обычно составляет около 10000:1. Это означает, что на каждые 10 000 линий потока через ядро ​​приходится 1 линия потока через воздух. Потери потока в хорошо спроектированном трансформаторе обычно малы.

Эффективность трансформатора

Отношение выходной мощности трансформатора к его входной мощности называется эффективностью трансформатора. Влияние потерь трансформатора измеряется эффективностью трансформатора, которая обычно выражается в процентах.Для измерения КПД трансформатора используется следующая формула:

$$\eta =\frac{{{P}_{OUT}}}{{{P}_{IN}}}$$

где

= КПД трансформатора (в %)

P _OUT = выходная мощность трансформатора (Вт)

P _IN = входная мощность трансформатора (Вт)

Пример: Каков КПД трансформатора с выходной мощностью 1500 Вт и входной мощностью 1525 Вт?

$$\eta =\frac{{{P}_{OUT}}}{{{P}_{IN}}}=\frac{1500W}{1525W}=98.36%$$

КПД силовых трансформаторов обычно варьируется от 97 до 99 процентов. Мощность, подаваемая на нагрузку, плюс потери на сопротивление, вихревые токи, гистерезис и потоковые потери должны равняться входной мощности. Входная мощность всегда больше, чем выходная мощность.

%PDF-1.4
%
1 0 объект
>поток
2016-12-07T10:46:11-05:00Microsoft® Word 20102022-01-25T03:20:33-08:002022-01-25T03:20:33-08:00iText 4. 2.0 от 1T3XTapplication/pdfuuid:03303c29- cf97-4012-83e8-498bf8600995uuid:a352d044-87e8-4ebd-9b36-b35a09ab1097uuid:03303c29-cf97-4012-83e8-498bf8600995

конечный поток
эндообъект
2 0 объект
>
эндообъект
3 0 объект
>поток
xXK6W!g

(PDF) Новый метод расчета потерь при распределении электроэнергии в условиях высоких неучтенных нагрузок

, рассчитанный на основе марок счетчиков, фактически существующих в системе

.

–технические потери. Как было сказано выше, нетехнические потери-

es соответствуют неучтенной нагрузке, то есть нагрузке, которая,

по тем или иным причинам, не тарифицируется. С точки зрения расчета потерь

, профиль спроса этого компонента потерь

должен иметь форму, подобную профилям спроса нагрузки, то есть

, он может быть получен через постоянное соотношение с спросом нагрузки

. Профиль потребности нагрузки получается путем вычитания

всех компонентов технических потерь из профиля потребности

, зарегистрированного в начале первичного фидера.

III. МЕТОДИКА ОЦЕНКИ

По каждой из процедур, описанных в предыдущем разделе

, получают профили спроса по каждому компоненту технических потерь, то есть значение спроса по компоненту

для каждого интервал изучаемого периода.

В каждом интервале кривой, зарегистрированной для питания в фидере

, требования резистивных потерь в фидерной линии и в

обмотке распределительного трансформатора, требования потерь в

сердечниках распределительных трансформаторов, и потери в счетчиках электроэнергии

вычитаются из значения потребности в

начале первичного фидера. Аналогично, требования потерь

для вторичных сетей и для сервисных перепадов вычитаются

с учетом того, что эти значения принимают за основу профиль потребления

, зарегистрированный на клеммах вторичной оси

напряжения распределительных трансформаторов. и типизирован для выборочной группы

первичных вторичных фидеров.

Поскольку все технические потери были вычтены из

регистра потребления в начале фидера, полученный результат

профиль потребления для реальной нагрузки.Тем не менее, эта загрузка

включает «зарегистрированную загрузку» и «незарегистрированную загрузку». Первый

соответствует определению, данному в предыдущем разделе

для «зарегистрированной энергии», тогда как последний эквивалентен не-

техническим потерям.

В матрицу, полученную из регистра в начале первичного фидера

и определенную в (2), вы добавляете векторы-столбцы

, соответствующие каждой составляющей потерь, и столбец

спроса реальной нагрузки (DJ как представлено в (8), которое можно

обработать в виде электронной таблицы для проведения всех вычислений,

неявных в уравнениях, необходимых для получения D~.

[dtDp DRL DCL D~LD~dL DmL ‘L] (8)

Для завершения оценки необходимо напомнить, что

разграничение нетехнических потерь и «учетной нагрузки» составляет сделано с учетом того, что оба компонента

имеют одинаковую природу и, следовательно, имеют одинаковый профиль спроса,

, то есть один и тот же коэффициент загрузки.

Энергия, соответствующая нетехническим потерям (Em),

точно определяется после расчета энергии, соответствующей

«техническим потерям» (Ew), которая получается, как можно напомнить,

из суммы требований каждый вектор-столбец умножается на время интервала потребности, то есть применяется (2) к каждому компоненту

.Em получается из (9).

‘Em =Es –ER –ErL (9)

Кроме того, коэффициент нагрузки для профиля потребности нагрузки

, представленный вектором-столбцом DL, получается из соответствующей энергии отклика и ее пикового потребления. Коэффициент нагрузки

на этой кривой одинаков для «регистрируемой нагрузки» и для «нерегистрируемой нагрузки

». То есть, если известны энергия нетехнических потерь

и ее коэффициент загрузки, то определяется пиковое потребление.

С описанием последнего шага расчет всех

компонентов потерь, как потребления, так и энергии,

завершен.

ЛВ. ПРИМЕНЕНИЕ МЕТОДОЛОГИИ

В Латинской Америке и Карибском бассейне потери в электрических

энергосистемах очень высоки. В 1991 г. Всемирный банк и

Латиноамериканская энергетическая организация (ОЛАДЕ) опубликовали

подробное исследование положения электроэнергетического сектора в

регионе[3] и определили, что в среднем по региону мощность

потерь в 1988 г. составили 17%, при этом в некоторых странах потери превышали 30%.Хотя сейчас в некоторых странах региона эта ситуация улучшилась, в других панорама, описанная в вышеупомянутом исследовании, осталась неизменной.

На основании вышеизложенного были взяты пробы некоторых первичных

кормушек из разных стран для проверки методики

, представленной в этом документе. Выбранные праймериз

не были типичными случаями; на самом деле они были выбраны для того, чтобы

применить метод к различным формам кривых нагрузки и от

различных секторов потребления, чтобы наблюдать различия, которые производит

разработанный метод, для сравнения

с уравнением, обычно используемым для оценки фактор потерь.

Уравнение (10) воспроизводит обычное выражение, представленное

[2] на стр. 38, для определения коэффициента потерь (FN) в функции

коэффициента нагрузки (F~J.

FM =A(FD )+(1 –A)(FD)2 (lo)

Где постоянная A принимает значения от 0,2 до 0,3 для

некоторых циклов нагрузки

С другой стороны, включенные образцы соответствуют

странам, где практически отсутствует сезонность в нагрузке

, так как они расположены на географической широте, где климат

одинаков в течение всего года, поэтому достаточно

анализа одной характерной недели для экстраполяции

выводов на годовые результаты .

Чтобы дать представление о профиле спроса в каждой выборке и в то же время представить профили спроса

компонентов потерь, были выбраны три различных способа отображения этих профилей.

0-7803-5515-6/99/$10.00 (c) 1999 IEEE

Трансформатор – потери и эффективность

Потери в трансформаторе

В любой электрической машине «потери» можно определить как разницу между входной и выходной мощностью. Электрический трансформатор представляет собой статическое устройство , поэтому механические потери (вроде потерь на ветер или на трение) в нем отсутствуют.Трансформатор состоит только из электрических потерь (потери в железе и потери в меди). Потери трансформатора аналогичны потерям в машине постоянного тока, за исключением того, что трансформаторы не имеют механических потерь.
Потери в трансформаторе поясняются ниже —

(i) Потери в сердечнике или потери в стали

Потери на вихревые токи и потери на гистерезис зависят от магнитных свойств материала, используемого для изготовления сердечника. Следовательно, эти потери также известны как потери в сердечнике или потери в стали .

• Гистерезисные потери в трансформаторе : Гистерезисные потери возникают из-за перемагничивания сердечника трансформатора. Эти потери зависят от объема и сорта железа, частоты перемагничивания и величины плотности потока. Его можно определить по формуле Штейнмеца:
  Вт _ч = ηB _max ^1,6 фВ (ватт)
  где η = постоянная гистерезиса Штейнмеца
• Потери на вихревые токи в трансформаторе : В трансформаторе переменный ток подается на первичную обмотку, которая создает переменный поток намагничивания.Когда этот поток соединяется со вторичной обмоткой, он создает в ней ЭДС индукции. Но некоторая часть этого потока также соединяется с другими проводящими частями, такими как стальной сердечник, железный корпус или трансформатор, что приводит к ЭДС индукции в этих частях, вызывая в них небольшой циркулирующий ток. Этот ток называется вихревым током. Из-за этих вихревых токов часть энергии будет рассеиваться в виде тепла.

(ii) Потери в меди в трансформаторе

Потери в меди связаны с омическим сопротивлением обмоток трансформатора.Потери в меди для первичной обмотки I ₁ ² R ₁ и для вторичной обмотки I ₂ ² R ₂ . Где I ₁ и I ₂ — ток первичной и вторичной обмотки соответственно, R ₁ и R ₂ — сопротивления первичной и вторичной обмотки соответственно. Понятно, что потери Cu пропорциональны квадрату тока, а ток зависит от нагрузки. Следовательно, потери в меди в трансформаторе зависят от нагрузки.

КПД трансформатора

Точно так же, как и любой другой электрической машины, КПД трансформатора можно определить как выходную мощность, деленную на входную мощность. То есть эффективность = выход / вход.

Трансформаторы являются наиболее высокоэффективными электрическими устройствами. Большинство трансформаторов имеют КПД при полной нагрузке от 95% до 98,5%. Поскольку трансформатор обладает высокой эффективностью, выход и вход имеют почти одинаковое значение, и, следовательно, нецелесообразно измерять эффективность трансформатора, используя выход / вход.Лучший метод определения КПД трансформатора заключается в использовании КПД = (вход — потери)/вход = 1 — (потери/вход).

Условие максимальной эффективности

Пусть,

Потери в меди = I12R1

Потери в железе = Wi

Следовательно, КПД трансформатора будет максимальным, когда потери в меди и потери в стали равны.
То есть потери в меди = потери в железе.

Весь день КПД трансформатора

Как мы видели выше, обычный или коммерческий КПД трансформатора можно определить как
.

Но в некоторых типах трансформаторов об их работе нельзя судить по этому КПД.Например, первичные обмотки распределительных трансформаторов постоянно находятся под напряжением. Но их вторичные сети питают небольшую нагрузку и большую часть времени без нагрузки в течение дня (поскольку бытовое потребление электроэнергии наблюдается в основном с вечера до полуночи).
То есть, когда вторичные обмотки трансформатора не питают никакой нагрузки (или питают только небольшую нагрузку), то значительны только потери в сердечнике трансформатора, а потери в меди отсутствуют (или очень малы). Потери в меди значительны только при нагрузке трансформаторов.Таким образом, для таких трансформаторов потери в меди относительно менее важны. Производительность таких трансформаторов сравнивается по потребляемой за сутки энергии.

Весь день КПД трансформатора всегда меньше его обычного КПД.

Что такое потери в сердечнике трансформатора? С расчетом и формулой —

Трансформатор является статическим устройством, то есть в нем нет механических повреждений (таких как потеря трения). Трансформатор состоит только из потерь энергии (отказ железа и меди).

Ни одна машина в мире не работает на 100 процентов, всегда есть потери!

Из-за изменений намагниченности сердечника трансформатора, а также потери меди из-за усилия обмотки трансформатора происходит потеря физического явления. Объяснение описывает различные способы отказа.

Из-за переменных колебаний в магнитной цепи сердечника трансформатора не только это, но и в основном из-за силы сопротивления обмотки.что ясно объяснило это физическое явление потери в статье, в основном касающейся потерь в сердечнике.

Любые потери в трансформаторе всегда рассчитываются на основе двух измерений разомкнутой цепи и замкнутой цепи. С помощью этих измерений оцениваются выходное напряжение, общие потери и эффективность трансформатора для расчета общей производительности любых трансформаторов.

Обычно в трансформаторах известны только электрические потери. Но эти потери составляют лишь небольшую часть общих потерь трансформатора.Где, как и большинство потерь, происходит с ядром в виде гистерезиса и потерь на вихревые токи.

Какие основные потери происходят в ядре трансформатора?

В трансформаторах считается одной из основных потерь по сравнению с другими существующими потерями. Это соответствует IR, где он представляет собой общую потерю тока в сердечнике из-за примесей материала и магнитного потока. R — общее сопротивление сердечника из-за воздушных зазоров и неправильной первичной и вторичной обмотки. Что рассеивается в виде тепла.

Понимание концепции потерь трансформатора

Фактические потери стоимости электроэнергии относительно увеличиваются, особенно в нерабочее время. С уменьшением нагрузки при этом, а также увеличением относительной грузоподъемности формы. В целом потери энергии в трансформаторах представляют собой фактическую разницу между входной и выходной мощностью.

С какого момента будет подаваться питание на первичную цепь. Входящая нагрузка рассчитывается для достижения конечной точки сердечника.Также учитываются потери, которые произошли при подаче электроэнергии.

Какие потери в трансформаторах?

Потери в любом трансформаторе в основном классифицируются на основе конструкции и работы. Которые

1. Переменные потери
2. Постоянные потери

, который далее делится на четыре основных направления на основе постоянных и переменных потерь.

1. Потери меди
2. Потери в сердечнике
3. Случайные потери
4. Диэлектрические потери

Поскольку большинство потерь в трансформаторе происходит из-за типов сердечников и их функциональных возможностей.Который снова классифицируется как

.

1. Гистерезисные потери
2. Потери на вихревые токи

Вот групповая диаграмма отказов трансформатора, чтобы вы могли ясно ее понять.

Классификация потерь трансформатора

Потери в меди — это фактические потери в обмотке трансформаторов, включая первичную и вторичную обмотки, вызванные примесями материалов в меди, которые препятствуют протеканию тока по проводам обмотки. Их также часто называют потерями в обмотке.

Известный по уравнению:

I ² R

Где ‘ I ‘ ток в обмотке медного провода

Где « R » — сопротивление, обеспечиваемое обмоткой медного провода из-за примесей материала

Как уменьшить потери в меди в трансформаторе?

Истощение меди вызвано омическим сопротивлением (R) обмотки трансформатора и электрическим током (I).

В конечном итоге это вызвано плохим качеством материалов обмоток трансформаторов, а обмотки без потерь являются основными причинами потерь в меди. которое может быть уменьшено двумя способами: плотная обмотка трансформатора , обеспечивающая снижение сопротивления, и применение вакуумной пропитки (VPI) .

Каковы потери в сердечнике трансформатора?

Потери в сердечнике, также известные как потери в железе, в конечном итоге вызваны переменным магнитным потоком в сердечнике. Кроме того, потери в железе делятся на гистерезисные и вихретоковые потери.

Это потери, происходящие в сердечнике трансформатора, когда он подвергается переменным изменениям магнитного потока, воздействующего на материал. Который отвечает за падение скорости преобразования энергии, ухудшающее производительность и эффективность .

Из-за нестабильных магнитных полей происходит сбой, который в конечном итоге разрушает сердечник без стабильного магнитного поля. В зависимости от основной причины они подразделяются на две разные потери.

Потеря гистерезиса

Когда сердечник трансформатора подвергается воздействию постоянных переменных магнитных сил, возникает петля гистерезиса, в результате чего мощность рассеивается в виде внешнего тепла, что называется потерей гистерезиса.

Гистерезисные потери

Вот формула для расчета

P _h =KƞB ^1,6 фВ в ваттах

Где ‘ Kƞ ’ является константой, зависит от материала магнитопровода.

‘ f ’ — частота в герцах.

‘ B ’ — самая высокая плотность потока.

‘ V ’ — объем материала.

Почему кремнистая сталь считается лучшим материалом сердечника для уменьшения гистерезисных потерь?

Кремниевая сталь

считается идеальным источником для уменьшения потерь на гистерезис, который является чрезвычайно хрупким и электромагнитным материалом, широко известным как кремниевая сталь с центрированным зерном холодной прокатки.Эти материалы состоят из небольших доменов размером с зерно, которые ведут себя как магнит. Поскольку эти домены очень малы в конфигурации вещества, где любой диполь в том же направлении параллелен.

Другими словами, эти домены действуют как очень маленькие магниты, случайно размещенные в структуре материала.

BH Кривая изменения домена меняется в направлении магнитного поля.

Потери на вихревые токи

В трансформаторах, когда переменный ток подается на первичную обмотку, он создает переменный магнитный поток в сердечнике. Поскольку этот поток индуцируется во вторичной обмотке, возникает напряжение. Это пропорционально увеличивает ток нагрузки. Из-за переменного магнитного потока в сердечнике трансформатора индуцируется электродвижущая сила.

Вот формула для расчета

P _e =K _e B ² f ² t ² В в ваттах

, где ‘ K _e ’ — постоянный коэффициент.

’ f ’ — частота в герцах.

«B » — самая высокая плотность потока в веберах на квадратный метр.

«T » — толщина ламинированного материала в метрах.

«V » — объем материала в кубических метрах.

Так как эти электродвижущие силы ответственны за локальные токи. Циркуляционные токи не добавляют никакой ценности к общей производительности, которая тратится впустую, поскольку тепло влияет на производительность . Этот вид потерь известен как потери на вихревые токи.

Изготовлены из электропроводящего материала, так как по нему циркулируют ЭДС. Они возникают, когда проводник подвергается воздействию изменяющегося магнитного поля. Хотя такие токи мало что делают для удовлетворения магнитного материала, известного как потери на вихревые токи, они создают потери (потери I ² R).

Потери на вихревые токи

Почему кремнистая сталь считается лучшим материалом сердечника для снижения потерь на вихревые токи?

Использование силиконового материала для сердцевины и очень тонкого ламинирования исключает эти потери.Затем он обеспечивает магнитную цепь с низким магнитным сопротивлением и высокой проницаемостью для потока.

Тонкие пластины уменьшают потери на вихревые токи.

Многослойная сталь используется для уменьшения вихревых токов

Отношение потерь на вихревые токи и потерь на гистерезис определяет общие потери в сердечнике.

(Pi)= (гистерезисные потери + потери на вихревые токи)= ((Ph)+(Pe) (гистерезисные потери + потери на вихревые токи)

Где я могу узнать больше о таких магнитных сердечниках?

Вы можете связаться с опытной технической командой из Nicore India , которая сможет помочь вам с выбором правильного сердечника. В зависимости от размера и требуемой производительности.

Узнать больше: Продукция с магнитным сердечником Nicore

Коэффициенты электрических потерь

Снижение мощности в обмотках можно определить при нагреве током. Эти затраты составляют 4-7% всей потребляемой в сетях энергии. Они зависят от ряда факторов.

• Электрическая нагрузка системы.
• Конфигурация внутренних сетей, их протяженность и размер участка.
• Режим работы.
• Средневзвешенный коэффициент мощности системы.
• Расположение компенсационных устройств.
• Потери в сердечнике трансформаторов являются переменной величиной. На него влияет ток в цепях.

Формула наилучшего расчета

Коэффициент нагрузки в представленном методе определяется формулой:

K = E _a / NM *OC _h * cos π, где E _a — количество активной мощности.

Какие потери возникают в период нагрузки в трансформаторе, можно рассчитать по установленной методике. Для этого используется рецептура:

P = XX *OC _h *K ² *LF

Если вам понравилась эта статья, сообщите нам в комментариях о любых улучшениях и отзывах об этом контенте, если он действительно того стоит. В случае, если вы ищете какие-либо продукты.

Nicore India предлагает материалы, изготовленные из сердечников из кремнистой стали CRGO и CRNO. Это не только помогает улучшить общую стабильность работы, но также устраняет гистерезис и потери на вихревые токи.

Тестирование сердечника EI на Hystersis Loss

Они изготавливаются с использованием стандартизированных процессов для достижения максимальной эффективности, превосходящей любые ферритовые сердечники.

Чтобы получить больше практических знаний по этой теме, вы можете посмотреть YouTube здесь.

Magnetics — Расчет потерь в сердечнике

В статье ниже представлен пошаговый метод расчета потерь, создаваемых порошковыми сердечниками при определенных условиях. Чтобы сравнить характеристики сердечника из всех пяти материалов порошкового сердечника Magnetics, загрузите наш инструмент Curve Fit Equation или просмотрите наш список расчетов порошковых сердечников.

Потери в сердечнике генерируются изменяющимся полем магнитного потока внутри материала, поскольку никакие магнитные материалы не обладают идеально эффективным магнитным откликом.Плотность потерь в сердечнике (PL) является функцией половины размаха потока переменного тока (½ B=Bpk) и частоты (f). Его можно приблизительно определить по диаграммам потерь в сердечнике или по уравнению потерь с подбором кривой:

, где a, b, c — константы, определяемые подбором кривой, а B _pk определяется как половина размаха потока переменного тока:

Обычно используются следующие единицы измерения: (мВт/см3) для PL, Тесла (Тл) для Bpk и (кГц) для f. Задача расчета потерь в сердечнике состоит в том, чтобы определить Bpk по известным параметрам конструкции.

Метод 1 – Определите B

_pk по кривой намагничивания постоянным током. B _pk = f(H)

Плотность потока (B) является нелинейной функцией намагничивающего поля (H), которое, в свою очередь, является функцией числа витков обмотки (N), тока (I) и длины магнитного пути (le). Значение Bpk обычно можно определить, сначала вычислив H для каждого экстремума переменного тока:

Обычно используются единицы (A•T/см) для H. 

Из H _{AC max} , H _{AC min} , а также кривая или уравнение BH (указанное как намагниченность постоянным током в каталоге магнитных порошковых сердечников, стр.47-50), B _{AC max} , B _{AC min} и, следовательно, B _pk можно определить.

Пример 1. Переменный ток составляет 10 % от постоянного тока: 

Приблизительные потери в сердечнике катушки индуктивности с 20 витками, намотанными на Kool Mμ p/n 77894A7 (60μ, le=6,35 см, Ae=0,654 см ² , AL=75 нГн/Тл ² ). Ток дросселя составляет 20 ампер постоянного тока с пульсациями 2 ампер пик-пик на частоте 100 кГц.

1.) Рассчитайте H и определите B из кривой BH или уравнения подбора кривой: 

2.) Определите плотность потерь в сердечнике по таблице или рассчитайте по уравнению потерь: 

3.) Рассчитать потери в сердечнике: 

Пример 2. Переменный ток составляет 40 % от постоянного тока: 

Приблизительные потери в сердечнике для той же катушки индуктивности с 20 витками, с таким же током катушки индуктивности 20 А постоянного тока, но с пиковой пульсацией 8 А на частоте 100 кГц.

1.) Рассчитайте H и определите B из уравнения аппроксимации кривой BH: 

2.) Определите плотность потерь в сердечнике по таблице или рассчитайте по уравнению потерь: 

3.) Рассчитать потери в сердечнике: 

Пример 3 — чистый переменный ток, без постоянного тока:

Приблизительные потери в сердечнике для той же катушки индуктивности с 20 витками, теперь при постоянном токе 0 А и пиковом токе 8 А на частоте 100 кГц.

1.) Рассчитайте H и определите B из уравнения аппроксимации кривой BH: 

2.) Определите плотность потерь в сердечнике по таблице или рассчитайте по уравнению потерь: 

3.) Рассчитать потери в сердечнике: 

Ниже приведены рабочие диапазоны для каждого из трех примеров.

Обратите внимание на значительное влияние смещения постоянного тока на потери в сердечнике, сравнивая Пример 3 с Примером 2. Более низкая проницаемость приводит к меньшему значению Bpk, даже если пульсации тока такие же. Этот эффект может быть достигнут при смещении постоянного тока или выборе материала с более низкой проницаемостью.

Метод 2. Для малого ▲H приблизите B

_pk из эффективной проницаемости при постоянном смещении. B _pk = f(μ _e , ▲H)

Мгновенный наклон кривой ЧД определяется как абсолютная проницаемость, которая является произведением проницаемости свободного пространства (μ ₀ =4π x10 ^-7 ) и проницаемости материала (μ), которая изменяется вдоль ЧД изгиб. Для небольшого переменного тока этот наклон можно смоделировать как постоянный на протяжении возбуждения переменного тока, где μ аппроксимирует эффективную проницаемость при смещении постоянного тока (μ _e ):

Эффективная проницаемость при смещении постоянного тока чаще записывается в виде % от начальной проницаемости и может быть получена из кривой смещения постоянного тока или уравнения аппроксимации кривой: 

▲H умножается на 100, поскольку l _e выражается в сантиметрах, а B _pk включает в себя m.

Пример доработки 1 (20 А пост. тока, 2 А пик-пик) 

Пример доработки 2 (20 А пост. тока, 8 А пик-пик)

Пример доработки 3 (0 А пост. тока, 8 А пик-пик)

Метод 3, для малого ▲H, определите B

_pk из смещенной индуктивности. B _pk =f(L,I)

В можно переписать в терминах индуктивности, учитывая уравнение Фарадея и его влияние на ток дросселя:

Где L зависит от I нелинейно. Для малого переменного тока L можно считать постоянным на протяжении возбуждения переменного тока и аппроксимировать смещенной индуктивностью (L _DC ).

Другой способ взглянуть на это — переписать отношение между B и L следующим образом: 

Замена (dH/dI) на (N/l _e ) и A на A _e : 

Где L зависит от H нелинейно. Для малого переменного тока наклон кривой BH считается постоянным из-за возбуждения переменным током, а L аппроксимируется смещенной индуктивностью (L _DC ).

Пример доработки 1 : 

Пример переделки 2:

Пример доработки 3:

График ниже иллюстрирует разницу между методом 1 и методом 2:

Загрузите и просмотрите расчет потерь в порошковом сердечнике в файле PDF

%PDF-1. 4
%
47 0 объект
>
эндообъект
внешняя ссылка
47 75
0000000016 00000 н
0000001848 00000 н
0000002404 00000 н
0000002619 00000 н
0000002683 00000 н
0000002814 00000 н
0000002948 00000 н
0000003100 00000 н
0000003216 00000 н
0000003366 00000 н
0000003518 00000 н
0000003667 00000 н
0000003726 00000 н
0000003785 00000 н
0000003844 00000 н
0000003995 00000 н
0000004130 00000 н
0000004239 00000 н
0000004338 00000 н
0000004436 00000 н
0000004548 00000 н
0000004661 00000 н
0000004770 00000 н
0000004927 00000 н
0000005207 00000 н
0000005439 00000 н
0000005630 00000 н
0000005978 00000 н
0000006201 00000 н
0000006348 00000 н
0000006479 00000 н
0000006841 00000 н
0000007203 00000 н
0000007565 00000 н
0000007927 00000 н
0000008095 00000 н
0000008420 00000 н
0000008476 00000 н
0000008686 00000 н
0000008899 00000 н
0000009067 00000 н
0000009254 00000 н
0000009607 00000 н
0000009697 00000 н
0000010010 00000 н
0000010076 00000 н
0000010186 00000 н
0000010759 00000 н
0000010955 00000 н
0000011131 00000 н
0000011454 00000 н
0000011648 00000 н
0000011993 00000 н
0000012015 00000 н
0000016574 00000 н
0000017040 00000 н
0000017220 00000 н
0000017243 00000 н
0000021155 00000 н
0000021178 00000 н
0000024116 00000 н
0000024139 00000 н
0000027231 00000 н
0000027254 00000 н
0000030361 00000 н
0000030384 00000 н
0000033386 00000 н
0000033573 00000 н
0000033993 00000 н
0000034016 00000 н
0000037103 00000 н
0000037126 00000 н
0000040404 00000 н
0000001963 00000 н
0000002382 00000 н
трейлер
]
>>
startxref
0
%%EOF

48 0 объект
>
эндообъект
120 0 объект
>
ручей
Hb«`f«_dπ

.