4.2. Расчет потерь напряжения в трансформаторах

ПОДСТАНЦИЙ ПС-1, ПС-2, ПС-3.

Расчет потерь напряжения проводим для двух режимов:

1 Нормальный режим при 100% нагрузке.

2 Нормальный режим при 25% нагрузке.

Подстанция ПС-1

Напряжение на шинах низкой стороны трансформатора подстанции ПС-1 при 100% нагрузке определяется по формуле:

.

Потери напряжения в трансформаторе подстанции ПС-1 при 100% нагрузке:

,

.

Определяем коэффициент трансформации:

.

где n– номер задействованной ступени регулирования РПН (РПН позволяет регулировать напряжение в пределах6).

Напряжение на шинах низкой стороны трансформатора подстанции ПС-1 при 100% нагрузке:

.

Напряжение на шинах низкой стороны трансформатора подстанции ПС-1 при 25% нагрузке определяется по формуле:

,

.

Напряжение на шинах низкой стороны подстанции ПС-1 при 25% нагрузке:

,

.

Подстанция ПС-2 (точка K).

Напряжение на шинах низкой стороны трансформатора подстанции ПС-2 при 100% нагрузке:

.

Потери напряжения в трансформаторе подстанции ПС-2 при 100% нагрузке:

,

.

Определяем коэффициент трансформации:

.

Напряжение на шинах низкой стороны трансформатора подстанции ПС-2 при 100% нагрузке:

.

Напряжение на шинах низкой стороны трансформатора подстанции ПС-2 при 25% нагрузке:

.

Потери напряжения в трансформаторе подстанции ПС-2 при 25% нагрузке:

.

Напряжение на шинах низкой стороны трансформатора подстанции ПС-2 при 25% нагрузке:

.

Подстанция ПС-2 (точка C).

Напряжение на шинах низкой стороны трансформатора подстанции ПС-2 при 100% нагрузке:

.

Потери напряжения в трансформаторе подстанции ПС-2 при 100% нагрузке:

,

.

Определяем коэффициент трансформации:

.

Напряжение на шинах низкой стороны трансформатора подстанции ПС-2 при 100% нагрузке:

.

Напряжение на шинах низкой стороны трансформатора подстанции ПС-2 при 25% нагрузке:

.

Потери напряжения в трансформаторе подстанции ПС-2 при 25% нагрузке:

.

Напряжение на шинах низкой стороны трансформатора подстанции ПС-2 при 25% нагрузке:

.

Подстанция ПС-3

Напряжение на шинах низкой стороны трансформатора подстанции ПС-3 при 100% нагрузке определяется по формуле:

.

Потери напряжения в трансформаторе подстанции ПС-3 при 100% нагрузке:

,

.

Определяем коэффициент трансформации:

,

Напряжение на шинах низкой стороны трансформатора подстанции ПС-3 при 100% нагрузке:

.

Напряжение на шинах низкой стороны трансформатора подстанции ПС-3 при 25% нагрузке определяется по формуле:

,

.

Напряжение на шинах низкой стороны подстанции ПС-3 при 25% нагрузке:

,

.

4.3. Расчет потерь напряжения в линиях 10кв

Рассмотрим линию 10кВ изображенную на рисунке.

G 10n

L₁₃ L₁₄

S₁₀ S_n

Рис. 14. Линия 10 кВ. Участок G-n

Находим мощности, протекающие по участкам:

,

.

Активное и индуктивное сопротивление участка G-10:

,

.

Активное и индуктивное сопротивление участка 10-n:

,

.

Определяем потери напряжения при 100% режиме нагрузки.

Напряжение в узле 10 определяется по формуле:

,

.

Потеря напряжения на участке G-10:

.

Напряжение в узле 10:

.

Напряжение в узле nопределяется по формуле:

.

Потеря напряжения на участке 10-n:

.

Напряжение в узле n:

.

Определяем потери напряжения при 25% режиме нагрузки.

Напряжение в узле 10 определяется по формуле:

.

Потеря напряжения на участке G-10:

Напряжение в узле 10:

.

Напряжение в узле nопределяется по формуле:

.

Потеря напряжения на участке 10-n:

Напряжение в узле n:

.

Рассмотрим линию 10кВ изображенную на рисунке.

D 8 9 m

L₁₀ L₁₁ L₁₂

S₈ S₉ S_m

Рис. 15. Линия 10 кВ. Участок D-m

Находим мощности, протекающие по участкам:

,

,

.

Сопротивления участков:

,

,

,

,

,

,

Определяем потери напряжения при 100% режиме нагрузки.

,

,

,

,

,

,

,

,

,

.

Определяем потери напряжения при 25% режиме нагрузки.

,

,

,

,

,

,

,

,

.

Рассмотрим линию 10кВ изображенную на рисунке.

С 6 7

L₇ L₈

S₆ S₇

Рис. 16. Линия 10 кВ. Участок C-7

Находим мощности, протекающие по участкам:

,

.

Сопротивления участков:

,

,

,

,

Определяем потери напряжения при 100% режиме нагрузки.

,

,

,

,

,

,

.

Определяем потери напряжения при 25% режиме нагрузки.

,

,

,

,

.

Рассмотрим линию 10кВ изображенную на рисунке.

K 1 1^’ 2 3

L₁ L₂ L₃ L₄

S₁ S₁^’S₂ S₃

Рис. 17. Линия 10 кВ. Участок K-3

Находим мощности, протекающие по участкам:

,

,

.

Сопротивления участков:

,

,

,

,

,

,

,

.

Определяем потери напряжения при 100% режиме нагрузки.

,

,

,

,

,

,

,

,

,

,

,

.

Определяем потери напряжения при 25% режиме нагрузки.

,

,

,

,

,

,

,

,

кВ,

,

,

.

Рассмотрим линию 10кВ изображенную на рисунке.

1^’ 4 5

L₅ L₆

S₄ S₅^’

Рис. 18. Линия 10 кВ. Участок 1’-5

Находим мощности, протекающие по участкам:

,

.

Сопротивления участков:

,

,

,

.

Определяем потери напряжения при 100% режиме нагрузки.

,

,

,

,

,

.

Определяем потери напряжения при 25% режиме нагрузки.

,

,

,

,

,

.

Определение потерь напряжения в сети 10 кВ и трансформаторе.

⇐ ПредыдущаяСтр 3 из 4Следующая ⇒

 

Потери напряжения на участках линии высокого напряжения в вольтах определяются по формуле,

,

 

где Р – активная мощность участка, кВт,

Q – реактивная мощность участка, квар,

r_о– удельное активное сопротивление провода, Ом/км,

х_о – удельное реактивное сопротивление провода, Ом/км,

L – длина участка, км.

 

 

В

 

 

Потеря напряжения на участке сети высокого напряжения в процентах от номинального, определяется по ворожению,

 

,

 

%

 

Результаты расчетов сводятся в таблицу 8.1.

Таблица 8.1

Участок сети	Марка провода	Р, кВт	rо, Ом/км	Q, квар	хо, Ом/км	L, км	∆U, В	∆U, %
	АС-35	313,2	1,146	42,23	0,41	0,3		48,91

 

Потери напряжения в трансформаторе определяются по формуле,

,

 

,

 

где S_max – расчётная мощность, кВА;

S_тр – мощность трансформатора, кВА;

U_а – активная составляющая напряжения короткого замыкания, %;

U_р – реактивная составляющая напряжения короткого замыкания, %.

активная составляющая напряжения короткого замыкания определяется по формуле,

,

 

,

 

где DР_к.з. –потери короткого замыкания в трансформаторе, кВт.

реактивная составляющая напряжения короткого замыкания определяется по формуле,

,

 

,

 

где U_к.з. – напряжение короткого замыкания, %.

Коэффициент мощности определяется по формуле,

,

,

 

 

где Р_р –расчётная активная мощность, кВт;

S_р – расчетная полная мощность, кВА.

 

Правильный выбор электрооборудования, определение рациональных режимов его работы, выбор самого экономичного способа повышения коэффициента мощности дают возможность снизить потери мощности и энергии в сети и тем самым определить наиболее экономичный режим в процессе эксплуатации.

Потери мощности в линии определяются по формуле,

,

 

,

 

где I – расчётный ток участка, А;

r_о – удельное активное сопротивление участка, Ом/км;

L – длина участка, км.

Энергии, теряемая на участке линии, определяется по формуле,

,

 

,

 

где t — время потерь, час.

Время потерь определяется по формуле,

,

 

,

 

где Т_м– число часов использования максимума нагрузки, час.

Результаты расчётов заносятся в таблицу 8.2.

Таблица 8.2

Участок сети	I, А	DР, кВт	Тм, час	t, час	DW, кВтч
	3,7	0,006

 

 

Потеря мощности и энергии, теряемые в высоковольтных линиях, в процентах от потребляемой определяется по формуле,

,

 

,

 

 

,

 

,

 

 

Потери мощности и энергии в высоковольтной сети не должны превышать 10%.

Потери мощности в трансформаторе определяются по формуле,

,

 

,

 

.

 

где DР_х.х – потери холостого хода трансформатора, кВт;

DР_к.з – потери в меди трансформатора, кВт

b — коэффициент загрузки трансформатора.

Потери энергии в трансформаторе определяются по формуле,

,

 

,

 

 

 

Расчет электрической сети 0,4 кВ

 

Ранее были рассмотрены критерии выбора сечения проводников ЛЭП в сетях до 1 кВ из рассмотренных критериев используются следующие: 1)Допустимая токовая нагрузка; 2)Допустимая потеря напряжения; 3)Механическая прочность. Приведем пример расчета сечения проводников для линии Л₁.Ф₁. Условием выбора сечения по допустимой токовой нагрузке I_доп>I_р

 

I_p = А

I_p = = 145 А

 

 

По таблице 25 [2], выбираем провод АС-35. Рассчитаем для данного сечения с учетом нагрузки и ее длины потери напряжения. Для данного сечения удельные сопротивления r₀=0,4 Ом/км, x₀=0,625 Ом/км. Потеря напряжения для шин с равномерно-распределенной нагрузкой по длине определяется по эквивалентной схеме в которой длина половина исходной и нагрузка сосредоточена в конце, тогда потеря напряжения в процентах от номинального определиться по выражению:

 

𝛥V = ; %,

𝛥V = = 3.4 %,

 

эта величина не превышает допустимое значение равное 5%, это сечение удовлетворяет требованию по потере напряжения следовательно берем провод АС-35

 

АС-35, r₀=0,6 Ом/км; x₀=0,625 Ом/км, I_доп=175 А.

 

Для остальных линий расчет аналогичен и сведен в таблицу 9.1.

Таблица 9.1. Расчёт сечения ЛЭП

Линии	Iр, А	S, мм2	Iдоп, А	∆V%
Л1				3,4
Л1.1	75,7			4,2
Л1.2	44,5			4,1
Л1.3	12,7			3,3
Л2.	174,2			1,1
Л2.1	36,6			1,6
Л2.2	36,6			1,6
Л2.3	39,5			3,2
Л2.4	34,1			2,2
Л2.5.	98,1			3,9
Л3	149,6			2,6
Л3.1	64,94			3,7
Л3.2	25,44			3,1
Л3.3.	50,88			3,6

 

 

Рекомендуемые страницы:

20. Определение потерь мощности и энергии в силовых трансформаторах

Потери мощности в трансформаторах складываются из потерь активной и реактивной мощности. Активные потери состоят из потерь, идущих на нагрев обмоток трансформатора и потерь зависящих от тока нагрузки, потерь на нагрев стали не зависящих от нагрузки.

Потери на нагрев обмоток

где R_T– активное сопротивление трансформатора

Р_М– активные потери в меди обмотки, кВт

S_Н– номинальная мощность трансформатора, кВА.

Полные активные потери определяются суммой выше названных потерь

где Р_СТ– потери в стали, кВт.

При известной нагрузке по паспортным данным можно рассчитать потери

или

где — коэффициент загрузки трансформатора,

Р_М.Н– номинальные активные потери в меди.

Реактивные потери — потери, вызванные рассеянием магнитного потока в трансформаторе, зависящие от тока нагрузки и потерь на намагничивание.

Потери вызванные рассеянием магнитного потока

x_Т– реактивное сопротивление обмоток трансформатора, равное

U_К– напряжение короткого замыкания трансформатора, %

Полные реактивные потери трансформатора, также определяются суммой потерь

где

— ток холостого тока, %

Полные реактивные потери с учетом каталожных данных трансформатора

или

При передаче реактивной мощности появляются потери активной мощности, определяемые экономическим эквивалентом реактивной мощности k_ЭК. Приведенные потери активной мощности на холостом ходу с учетом передачи реактивной мощности определяются

Приведенные потери активной мощности при коротком замыкании с учетом передачи реактивной мощности определяются

При наличии на ПС nодинаковыхпараллельно работающих трансформаторов, приведенные активные потери мощности составят

Для практических расчетов потери мощности в трансформаторах рассчитываются по выражениям:

активные потери

,

где n– число трансформаторов подстанции,

— паспортные данные трансформатора,

— коэффициент загрузки трансформатора,

реактивные потери

,

где — потери в режиме ХХ и режиме КЗ.

Значения потерь учитываются при определении мощности нагрузки на высоком напряжении трансформатора в форме Ф202-90 таблицы электрических нагрузок.

Потери электроэнергии в в трансформаторах

Потери активной электроэнергии в меди можно определить по потерям мощности в меди Р_М, максимальной нагрузке S_Pи времени потерь . Время потерь определяетсяпо кривым рисунок 7.1, гдеприниматся неизменным за определенное время (сутки, год).

Потери активной электроэнерги в стали определяются потерями мощности на холостом ходу и продолжительностью включения трансформатора

где Р_СТ=Р_ХХ

Суммарные активные потери электроэнергии

(7.18)

Суммарные реактивные потери электроэнергии определяются по реактивным потерям мощности с учетом времени потерь и времени включения трансформатора

или

21. Мероприятия по снижению потерь мощности и напряжения.

Составляющие потерь мощности и напряжения, зависимость от показателей качества напряжения. Пути снижения потерь.

Пути снижения потерь электроэнергии

1) Рациональный выбор числа и мощности трансформаторов

2) Исключение режима ХХ при малых загрузках

3) Количество одновременно работающих трансформаторов выбирается из условия минимума потерь

4) Снижение потерь в линиях снижением сопротивления (параллельное включение)

5) Повышение уровня напряжения

6) При выборе схемы электроснабжения принимать вариант без реактора или с минимальными потерями в реакторе

7) Формирование более равномерного графика нагрузки. Это позволит снизить суммарный максимум нагрузки при неизменяемой установленной мощности и обеспечить питание большего числа потребителей

8) Снижение активного сопротивления шинопроводов, что достигается соответствующим расположением шин и конфигурацией шинного пакета (2-4 полосы на фазу)

9) Экономное и рациональное использование расходование электроэнергии, чему способствует чистота световых проемов, чистка светильников, побелка помещений, правильное размещение осветительных приборов, своевременное включение и отключение светильников, применение энергосберегающих ламп.

ПАДЕНИЕ НАПРЯЖЕНИЯ В ТРАНСФОРМАТОРЕ

⇐ ПредыдущаяСтр 8 из 8

Падением напряжения в трансформаторе называют арифметическую разность между вторичными напряжениями трансформатора при холостом ходе и при номинальном токе нагрузки, когда первичное напряжение постоянно и равно номинальному, а частота также постоянна и равна номинальной. Определяеться по формуле:

-коэффициент нагрузки

U_ка — активная составляющая напряжения КЗ

U_кр – реактивная составляющая напряжения КЗ

ПОТЕРИ МОЩНОСТИ ТРАНСФОРМАТОРА. КПД.

— потери в стали ( постоянные потери)

— потери при номинальных токах ( переменные потери)

КПД:

Как и для других электрических машин, максимум КПД трансформатора наступает при равенстве переменных потерь к постоянным. Максимуму КПД не соответствует минимум потерь мощности в нем. С увеличением нагрузки суммарные потери мощности только увеличиваются в то время, как КПД до равенства потерь постоянных переменных возрастает, а дальше постепенно уменьшается.

ПАРАЛЛЕЛЬНАЯ РАБОТА ТРАНСФОРМАТОРОВ.

График потребления электрической энергии неравномерный как в течении суток, так и в течении года. Суточный график потребления и имеет 2 максимума : утренний и вечерний. Для лучшего использования трансформаторной мощности и для обеспечения надежности электроснабжения вместо одного трансформатора большой мощности устанавливаются 2 трансформатора меньших мощностей.

Параллельная работа – это когда иметься электрическое соединение первичных и вторичных обмоток трансформаторов. Длялучшего протекания параллельной работы трансформатора необходимо выполнить опрделенные условия: К_тр1=К_тр2 ; U_k1=U_k2; группы соединений должны совпадать.

Допускается включение на параллельную работу трансформаторов при неравенстве К_тр, отличающихся на 0,5% от их среднего значения.

Допускается включение на параллельную работу при неравенстве U_к не более чем на 10% от их среднего арифметического значения.

При неравенстве К_тр и групп соединений трансформатора протекают уравнительные токи в несколько раз превышающие номинальные токи. В связи с этим, включение на параллельную работу с различными группами соединений запрещено.

При неравенстве U_к нагрузка на работающих трансформаторах распределяется неравномерно.

 

 

АВТОТРАНСФОРМАТОР

Такой трансформатор у которого есть эл. Связь между обмотками высшего и низшего напряжений.

В автотрансформаторе мощность с одной обмотки на другую передается частично по эл путям. Частично эл-магн путем как в обычном трансфораторе. Чем больше мощность передаваемая эл путем тем более выгодный автотрансф по сравнению с обычным.

 

Выгодность применения автотр по сравн с обычным

2 4 5 … 10

0,5 0,75 0,8 … 0,9

Чем меньше тем более выгоден автотрансф по сравн с обычным 3-х ф трансф

-меньше габариты

-меньше потери в меди

-меньше Uk

Изоляция обмоток высшего и низшего напр должна быть одного класса

Применение:

-для пуска в ход асинхр двигателя

-в энергосист для связи 110/220,220/380

 

ЗВЕЗДА ФАЗОВЫХ ЭДС И МНОГОУГОЛЬНИК ЭДС.

a_геом=360^о/Zэ, a_эл=(360^о/Zэ)р, a_эл=(360^о/16)2=45^о

 

ЭДС секций

 

ЭДС ОБМОТКИ ЯКОРЯ

Е=В_δ*l*υ ; где υ — скорость движения проводника. ; n-частота вращения

N — полное число проводников обмотки якоря; N/2а — число проводников в1 витке

2а — число ветвей обмотки

;

—магнитный поток в воздушном зазоре

—конструктивная постоянная по ЭДС

Для получения максимального по величине ЭДС на зажимах генератора щетки должны располагаться по линиям геометрических нейтралей. В ином случае ЭДС на зажимах генератора всегда будет меньше.

 

МДС В ВОЗДУШНОМ ЗАЗОРЕ

 

 

В_р—ширина полюса, t—полюсное деление

Фактически воздушный зазор под полюсом неодинаковый: под центром полюса меньше, по краям больше. В связи с этим магнитный поток по обмотке якоря на расстоянии полюсного деления располагается по трапециидальному закону. Для упрощения расчетов трапеция заменяется равновеликим прямоугольником с основанием В_рi и высотой В_δ

a’= В_рi/t a’—расчетный коэффициент полюсной дуги. При расчете a’ задается в справочнике.

 

МДС в воздушном зазоре для гладкого якоря.

В_δ=Ф/(a’*t) В=mН В=m_о*Н_δ Н_δ=Ф/(a’*t*l’*m_о) F_δ=2Ф*δ/(a’*t*l’*m_о)

Фактически якорь зубчатый обладает большим сопротивлением чем гладкий якорь. В электрических машинах это учитывается коэффициентом зазора Кδ (коэффициент Картера) К_δ= (t₁+10δ)/ (b_Z1+10δ)

t₁—зубцовый шаг по окружности якоря; b_Z1—ширина зубца по окружности якоря.

Приведенный воздушный зазор δ’= К_δ*δ

F_δ=2Ф*δ’/(a’*t*l’*m_о)

 

 



2) Потери мощности и энергии в трансформаторах тп 10/0,4 кВ.

Потери мощности в трансформаторах определяются, исходя из потерь холостого хода и короткого замыкания в трансформаторах, определяемых по справочным данным [2, приложение 19], а также номинальнойи максимальной расчётноймощностей трансформатора:

Годовые потери энергии в трансформаторе:

где число часов использования максимума нагрузки определяется по справочным данным [3, приложение 17], а время максимальных потерь– по формуле, приведённой выше.

Рассчитаем потери мощности и энергии в трансформаторах, результаты расчётов сведём в таблицу 9.

Таблица 9. Годовые потери мощности и энергии в трансформаторах 10/0,4 кВ.

№ ТП	, кВА	, кВА	, кВт	, кВт	, кВт		, ч/год		, ч/год		, кВт×ч
1	160	132,35	0,51	2,65	2,32		2000		700		2289,3
2	160	204,6	0,51	2,65	4,84		200		700		3135,3
3	100	114,7	0,33	1,97	2,92		2400		940		3228,2
4	100	62,6	0,33	1,97	1,1		2000		700		1200,4
	100	94,5	0,33	1,97	2,09		2400		940		2445,7
5	400	200	0,95	5,5	2,33		2200		820		3217,5
	400	200	0,95	5,5	2,33		2200		820		3217,5
Итого						17,93		—		—		18733,9

Таким образом, суммарные годовые потери энергии в сети 0,38 кВ равны

что составляет примерно 1,6 % от общего энергопотребления.

4.4. Определение глубины провала напряжения при пуске асинхронного двигателя.

Провалом напряжения называют внезапное значительное понижение напряжения с последующим восстановлением до первоначального или близкого к нему уровня за промежуток времени продолжительностью до нескольких десятков секунд. В сельских сетях основной причиной возникновения провалов напряжения является пуск короткозамкнутых асинхронных двигателей, мощность которых соизмерима с мощностью трансформатора. При этом, при значительном снижении напряжения, двигатель может не запуститься или вызвать остановку («опрокидывание») других работающих двигателей.

Разность между номинальным значением напряжения и его минимальным действующим значением в течение провала, измеряемое в % от номинального значения напряжения, называется глубиной провала напряжения. В практике сельской электрификации принято, что глубина провала напряжения на зажимах двигателя при его пуске может составлять до 30%. При этом напряжение на зажимах других работающих двигателей не должно снижаться более чем на 20% от номинального.

Проверку линий на глубину провала напряжения при пуске электродвигателей производят по наиболее мощному двигателю электрифицируемого производственного объекта. Глубину провала напряжения определяют на зажимах пускаемого двигателя по формуле:

где ,– полное сопротивление трансформатора и питающей линии соответственно,– полное сопротивление двигателя при пуске.

В нашем случае расчёт выполнен для двигателя сельскохозяйственного исполнения АОП2-71-4СХУ1 мощностью = 22 кВт (КПД двигателя = 89,5%, коэффициент мощности двигателя = 0,85, коэффициент кратности пускового тока = 7), установленного в жерновой мельнице (потребитель №12). Потребитель питается от ТП №4 по ВЛ 0,38 кВ длиной 249 м, выполненной проводом с сечением жил 4×АС95.

Сопротивление трансформатора:

где – напряжение короткого замыкания трансформатора [2, приложение 19],и– номинальная мощность и напряжение трансформатора соответственно.

Сопротивление ВЛ 0,38 кВ:

где и– погонные сопротивления проводаАС95.

Сопротивление двигателя при пуске:

где – мощность двигателя при пуске,

Глубина провала напряжения:

Таким образом, глубина провала напряжения для пускаемого двигателя допустима.

Дополнительные потери мощности в силовых трансформаторах, обусловленные несинусоидальностью напряжений

Библиографическое описание:

Васильева Т. Н., Аронов Л. В. Дополнительные потери мощности в силовых трансформаторах, обусловленные несинусоидальностью напряжений [Текст] // Технические науки в России и за рубежом: материалы II Междунар. науч. конф. (г. Москва, ноябрь 2012 г.). — М.: Буки-Веди, 2012. — С. 79-81. — URL https://moluch.ru/conf/tech/archive/55/2998/ (дата обращения: 29.01.2020).

В статье проанализированы дополнительные потери в силовых трансформаторах, обусловленные несинусоидальностью напряжений. Даны формулы для расчета дополнительных потерь мощности. Представлены зависимости потерь от мощности трансформатора при различных значениях несинусоидальности.

Ключевые слова: несинусоидальность, несимметрия, потери, математическая модель.

В последние годы у населения появилось значительное количество различных однофазных бытовых электроприемников с большим числом и мощностью электродвигателей, электронной техники, компьютеров с преобразовательными устройствами, энергосберегающих люминесцентных ламп и т.д. Они приводят к появлению высших гармонических составляющих токов и напряжений. На современных предприятиях, нагрузки, вольтамперные характеристики которых нелинейны, также получили значительное распространение. К таким нагрузкам относятся, например: тиристорные установки, электросварочные аппараты, электродуговые печи, термические установки сушки продукции, газоразрядные лампы, трансформаторы и т.д. Одновременно с этим, широко используются однофазные потребители: кондиционеры, нагревательные устройства, вентиляторы, ионизаторы воздуха и т.п. Такие электроприемники предъявляют высокие требования к надежности электроснабжения и качеству электроэнергии. В тоже время они сами оказывают существенное влияние на изменение его показателей и значительно ухудшают их, что приводит к дополнительным потерям мощности.

Трансформаторы также как и конденсаторы, являются статическими устройствами, т.е. сопротивление прямой и обратной последовательности равны между собой. Дополнительные потери мощности оценим по формуле, [1]:

(1)

где K_2U – коэффициент несимметрии,

K_Un – коэффициент n-й гармоники.

ΔP_2ТР – потери короткого замыкания, кВт;

ΔP_ТР40 – потери короткого замыкания, кВт;

ΔP_КЗ – потери короткого замыкания, кВт;

u_КЗ – напряжение короткого замыкания, %.

Рассмотрим влияние гармоник на силовые трансформаторы. Из формулы (1), путем исключения из расчета коэффициента несимметрии получаем, что дополнительные потери мощности, обусловленные несинусоидальностью, определяются по формуле:

(2)

а собственные потери мощности, обусловленные конструкцией трансформатора, [2]:

(3)

где ΔP_ХХ – потери короткого замык холостого хода, кВт.

S_Tном – номинальная мощность трансформатора, кВ·А.

Для удобства и наглядности представления рассчитаем увеличение потерь трансформатора относительно номинальной мощности S_Tном:

На рис. 1. показаны графики потерь рассчитанные для трансформаторов 10/0.4 кВ номинальной мощностью S_Tном= 25, 40, 63, 100, 160, 250, 400, 630 кВА. Потери показаны в процентах от номинальной мощности.

Рис. 1. Дополнительные потери трансформаторов 10/0.4 кВ номинальной мощностью S_Tном= 25, 40, 63, 100, 160, 250, 400, 630 кВА

Согласно ГОСТ 13109-97, нормально допустимое значение искажения кривой напряжения для сетей 6-20 кВ составляет 5% и предельное 8%. При этих искажениях получены значения:

Таблица 1

Дополнительные потери трансформаторов 10/0.4 кВ номинальной мощностью S_Tном= 25, 40, 63, 100, 160, 250, 400, 630 кВА при различном уровне коэффициента гармоник

Трансформатор	Дополнительные потери, % от номинальной мощности
	Ku=5%	Ku=8%
ТМ 25-10/0,4	10,43	27,13
ТМ 40-10/0,4	9,44	24,57
ТМ 63-10/0,4	8,81	22,93
ТМ 100-10/0,4	8,57	22,3
ТМ 160-10/0,4	6,82	17,76
ТМ 250-10/0,4	6,34	16,51
ТМ 400-10/0,4	5,67	14,74
ТМ 630-10/0,4	3,32	8,86

Собственные потери трансформаторов из табл. 1., при номинальной нагрузке и cosφ=0,95 составляют около 5% от номинальной мощности. Из этого следует, что потери, обусловленные несинусоидальностью, существенны и могут значительно превышать собственные потери трансформатора. Например для трансформатора марки ТМ 25-10/0,4 дополнительные потери превышаю собственные в 2 раза при K_u=5% и почти в 6 раз при K_u=8%. Для трансформаторов большей мощности эти потери уменьшаются. Из рисунков 2, 3 видно что по мере увеличения номинальной мощности трансформаторов, увеличивается мощность дополнительных потерь, однако в процентном отношении к номинальной мощности дополнительные потери уменьшаются.

Рис. 2. Зависимость дополнительных потерь от мощности трансформатора,
в процентах от номинальной

Рис. 3. Зависимость дополнительных потерь от мощности трансформатора,
в абсолютном исчислении, кВт

При увеличении коэффициента искажения синусоидальности с 5 до 8%, дополнительные потери мощности в трансформаторе 10/0,4 кВ, потери возрастают в 2,6 раза, эта величина не зависит от мощности трансформатора.

Литература:

1. Шидловский А.К., Кузнецов В.Г. Повышение качества энергии в электрических сетях [ Текст ] / А. К. Шидловский, В. Г. Кузнецов. –, Киев, Наукова думка, 1985. – 268 с.
2. Ежков В.В. Электрические системы и сети в примерах и иллюстрациях: Учеб. Пособие для электроэнерг. спец. [ Текст ] / В.В. Ежков, Г.К. Зарудский, Э.Н. Зуев и д.р.; под ред. В.А. Строева. М.: – Высш. шк., 199 – 352 с.
3. Кузнецов В. Г. Электромагнитная совместимость. Несимметрия и несинусоидальность напряжения [ Текст ] / В. Г. Кузнецов, Э. Г. Куренный, А. П. Лютый. – Донецк, Донбасс, 2005 – 248 с.

4. ГОСТ 13109-97 Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения. [ Текст ] – М. : Стандартинформ – 2006 – 31 с.

5. Папаика Ю.А. Определение уровня дополнительных потерь в электрооборудовании промышленных предприятий при несимметрии и несинусоидальности напряжения [ Текст ] / Ю.А. Папаика // Гірнича електромеханіка та автоматика Збірник наукових праць. – 2005. – №75

Расчет потери мощности в трансформаторе

Определить потери активной и реактивной мощности в трансформаторе типа ТДН 40000/110 мощностью Sн = 40 МВА, напряжением 110/10 кВ при его расчетной нагрузке в Sр = 32 МВА.

Решение.

1. Исходные данные по трансформатору принимаем по таблице 6 ГОСТ 12965-85, либо принимаются по паспорту на трансформатор:

• ∆Рк = 170 кВт – потери короткого замыкания;
• ∆Рх.х = 34 кВт – потери холостого хода;
• I₀ = 0,55% – ток холостого хода;
• Uк = 10,5% – напряжение короткого замыкания для обмоток ВН-НН;

2. Определяем коэффициент загрузки трансформатора:

β = Sp/Sн = 32/40 = 0,8

3. Определяем суммарные потери активной мощности в трансформаторе по формуле 5.26 [Л1. с. 106]:

4. Определяем суммарные потери реактивной мощности в трансформаторе по формуле 5.27 [Л1. с. 106]:

Литература:

1. Электроснабжение промышленных и гражданских зданий. Ю.Д.Сибикин. 2006 г.

потери активной мощности в трансформаторе, потери реактивной мощности в трансформаторе

Поделиться в социальных сетях

Благодарность:

Если вы нашли ответ на свой вопрос и у вас есть желание отблагодарить автора статьи за его труд, можете воспользоваться платформой для перевода средств «WebMoney Funding».

Данный проект поддерживается и развивается исключительно на средства от добровольных пожертвований.

Проявив лояльность к сайту, Вы можете перечислить любую сумму денег, тем самым вы поможете улучшить данный сайт, повысить регулярность появления новых интересных статей и оплатить регулярные расходы, такие как: оплата хостинга, доменного имени, SSL-сертификата, зарплата нашим авторам.