Лабораторная рбота №7 «Расчет потерь мощности и электроэнергии в трансформаторе». Расчет потерь электроэнергии в трансформаторе примерПотери электроэнергии в электрических сетях: виды, причины, расчетПотери 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 потерьПод потерями подразумевается разница между отпущенной потребителям электроэнергией и фактически поступившей к ним. Для нормирования потерь и расчетов их фактической величины, была принята следующая классификация:
Ниже представлен среднестатистический график потерь типовой электрокомпании.  Примерная структура потерьКак 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%.  Коронный разряд на изоляторе ЛЭПИсходя из представленного графика, можно констатировать, что наибольший процент нецелевых расходов приходится на технологический фактор. Основные причины потерь электроэнергииРазобравшись со структурой, перейдем к причинам, вызывающим нецелевой расход в каждой из перечисленных выше категорий. Начнем с составляющих технологического фактора:
 Потери в силовых трансформаторах подстанцийНецелевой расход в других элементах не входит в данную категорию, ввиду сложностей таких расчетов и незначительного объема затрат. Для этого предусмотрена следующая составляющая.
Учитывая последний фактор, следует учитывать затраты электроэнергии на расплавление льда. Расходы на поддержку работы подстанцийК 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:
Коммерческая составляющаяПод 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:
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):
 Магнит может воздействовать только некоторые старые модели электросчетчиковПрактически 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 потерьПод 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 сетяхСнизить затраты можно путем оптимизации технической и коммерческой составляющей. В первом случае следует принять следующие меры:
Уменьшить коммерческие затраты можно следующим образом:
Методика и пример расчета потерь электроэнергииНа практике применяют следующие методики для определения потерь:
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 трансформатореДля понимания процесса следует ознакомиться с основными характеристиками TM 630-6-0,4.  Параметры TM 630/6/0,4Теперь переходим к расчету.  Итоги расчета www.asutpp.ru 5. Расчет потерь электроэнергииПотери электроэнергии в двухобмоточном трансформаторе определяются по формуле, кВтч,
где — потери мощности холостого хода, кВт; —потери мощности короткого замыкания, кВт; —расчетная (максимальная) нагрузка трансформатора, МВА; —номинальная мощность трансформатора, МВА; T—число часов работы трансформатора. Обычно принимают T = 8760 ч; — число часов максимальных потерь, ч, определяется по кривой на рисунке 4 в зависимости от числа часов использования максимальной нагрузки . Величина определяется по графикам нагрузки на шинах НН подстанции или по графику выдачи мощности в энергосистему через трансформатор связи. Если построение графиков не производится, то для трансформаторов, установленных на подстанциях, величина принимается равной потребителей на шинах НН.
Рисунок 4. Зависимость времени потерь от годового числа часов использования максимума активной нагрузки Для трансформаторов связи, установленных на ТЭЦ, ч:
где — электроэнергия, выработанная генераторами, присоединенными к шинам 6—10 кВ, кВтч; —электроэнергия, потребленная с шин 6—10 кВ, включая собственные нужды, кВтч, , где — максимальная нагрузка потребителей 6—10 кВ, кВт; —максимальная нагрузка собственных нужд, кВт; , — число часов использования максимальной нагрузки потребителей 6—10 кВ и собственных нужд соответственно, ч; —максимальная мощность, передаваемая через трансформатор связи, кВт. Потери энергии в трехобмоточном трансформаторе (автотрансформаторе) определяются по формуле, кВтч:
где индексами В, С, Н, обозначены величины, относящиеся соответственно к обмоткам высшего, среднего и низшего напряжения (ВН, СН, НН). Величины , , определяются по соответствующим значениям аналогично описанному выше. Иногда для упрощения принимают ==. В каталогах для трехобмоточных трансформаторов обычно приводится величина потерь короткого замыкания для пары обмоток ВН и НН, кВт,
Если мощности всех трех обмоток одинаковы, то принимают: . Если номинальная мощность одной из обмоток 0,67 , то и потери в этой обмотке уменьшаются умножением на 0,67. Например, если обмотка СН рассчитана на = 0,67, то . Потери энергии в трехфазных автотрансформаторах подсчитывают по (14), кВт, где нагрузочные потери по каталогам, кВт. Потери в нескольких параллельно работающих однотипных трансформаторах, кВтч, , где определяется по (12) или (14). ПримерыПример 1. Выбрать схему выдачи мощности ТЭЦ, если предполагается установить четыре турбогенератора типа ТВФ-60, , . Нагрузка на шинах 10 кВ в максимальном режиме 100 МВт, в минимальном 75 МВт, , ч. Нагрузка на шинах 35 кВ в максимальном режиме 23 МВт, в минимальном 14 МВт, , ч. Вся остальная мощность выдается в сеть 110 кВ. Предполагается ч. Нагрузку собственных нужд принять равной 10% установленной мощности, , ч. Решение. Намечаем два варианта схемы выдачи мощности (рисунок 5). В обоих вариантах предусматривается установка двух трехобмоточных трансформаторов связи для обеспечения надежности электроснабжения нагрузки 35 кВ и выдачи всей избыточной мощности в сеть 110 кВ. Рассматриваемые варианты по степени надежности можно считать одинаковыми, поэтому сравнение производится без учета ущерба от недоотпуска электроэнергии.
а) б) Рисунок 5. Схемы выдачи мощности ТЭЦ к примеру 1. а — первый вариант; б — второй вариант. Выбираем трансформаторы связи по условиям баланса мощности на шинах низшего напряжения (2) и (3). В первом варианте, МВА: ; ; . Примечание. Реактивная мощность подсчитывается по выражению Q = P tg, где tg определяется по известному значению cos. Отрицательные значения результирующих величин в скобках под корнем в выражении показывают, что при отключении одного генератора мощность передается с шин 110 кВ на шины 10 кВ. При отключении одного генератора соответственно снижен расход на собственные нужды. Мощность трансформатора выбирается по наибольшему перетоку . Согласно (5), МВА, . Выбираем трансформатор ТДТН-40000/110 мощностью 40 МВА; кВт; кВт; соотношение мощностей обмоток 100:100:100%. Во втором варианте, МВА: ; ; . . Выбираем трансформатор ТДЦТН-80000/11О мощностью 80 МВА; кВт; кВт; соотношение мощностей обмоток ВН, СН и НН 100:67:100 %. Во втором варианте при отключении одного трансформатора и передаче мощности второй будет перегружаться на 150%, что допустимо лишь в зимние сутки на 1 ч. В другое время ограничивается выдача мощности до , т. е. 112 МВА. Проверка трансформаторов с учетом реальных графиков по нагрузочной способности подробно (с примером) изложена в /7, с. 330/. Учитывая, что аварийные и плановые отключения редки, допускаем установку трансформаторов мощностью 80 МВА. Потребители стороны 35 кВ получают питание через трехобмоточныё трансформаторы связи: в максимальном режиме МВА; в минимальном режиме МВА. Выбранные трансформаторы обеспечивают передачу необходимой мощности потребителям, подключенным на стороне 35 кВ. В блоках генератор — трансформатор установлены трансформаторы типа ТД-80000/100, характеризующиеся следующими значениями потерь: кВт; кВт. Результаты подсчетов капиталовложений даны в таблице 1. Таблица 1. - Капитальные затраты
Определяем потери энергии в трансформаторах связи. Первый вариант. Максимальная загрузка обмоток трансформатора (рисунок 6), МВА:
. Мощность обмотки низшего напряжения, МВт,
Мощность обмотки среднего напряжения, МВт,
Число часов использования максимальной нагрузки по обмоткам трансформатора связи определяем по (13), ч,
. По рисунку 4 определим число часов максимальных потерь, ч,
Потери электроэнергии в трансформаторе связи 40 МВА по (14), кВтч;
Потери электроэнергии в блочном трансформаторе 80 МВА по (12), кВтч:
Суммарные потери электроэнергии в двух трансформаторах связи и двух блочных трансформаторах, кВтч:
Второй вариант. Загрузка обмоток показана на рисунке 6. Подсчет и производится аналогично первому варианту.
Рисунок 6. К определению загрузки обмоток трансформаторов. (Все мощности даны в МВА. В скобках указана загрузка для второго варианта). Потери электроэнергии в трансформаторе связи 80 МВА, кВтч:
Потери электроэнергии в блочном трансформаторе подсчитаны выше. Суммарные потери электроэнергии в двух трансформаторах связи и блочном трансформаторе, кВтч:
Годовые эксплуатационные издержки : а) издержки на обслуживание и ремонт, тыс. руб.: ; . б) потери электроэнергии , тыс. руб.: ; . Дисконтированные издержки ( ; i = 0,12) , тыс. руб.: ; . Исходя из критерия минимума дисконтированных издержек, можно сделать вывод, что экономическое преимущество имеет второй вариант. Пример 2. Выбрать схему выдачи мощности ГРЭС, на которой предполагается установить четыре генератора типа ТГВ-200, МВт, cos = =0,85. Нагрузка на шинах 110 кВ: в максимальном режиме 280 МВт, cos = =0,92; в минимальном режиме 180 МВт, cos = 0,92, = 6000 ч. Расход на собственные нужды принять 8% установленной мощности. Остальная мощность станции выдается в энергосистему по линиям 220 кВ. Блоки станции работают с = 6500 ч. Решение. Намечаем два варианта схемы выдачи мощности (рисунок 7). В обоих вариантах предусматривается блочное соединение генераторов с трансформаторами, так как нагрузка на генераторном напряжении отсутствует. Первый вариант. Максимальный переток через автотрансформатор в режиме минимальных нагрузок на 110 кВ составит, МВА: ,
Рисунок 7. Схемы выдачи мощности ГРЭС к примеру 2. а — первый вариант; б — второй вариант. Примечание. Подсчет перетока через автотрансформатор произведен по полным мощностям, так как cos генераторов и нагрузки отличается незначительно. Ошибка при этом не превышает 3%. В режиме максимальных нагрузок на шинах 110 кВ переток будет равен, МВА: ,
В аварийном режиме при отключении одного блока и максимальной нагрузке на 110 кВ с шин 220 кВ на шины 110 кВ будет передаваться мощность, МВА, ,
По максимальному перетоку выбираем автотрансформатор АТДЦТН-250000/220/110 мощностью 250 МВА; кВт; = 430 кВт; = 390 кВт;= 145 кВт. Обмотка НН напряжением 38,5 кВ рассчитана на и используется для присоединения резервного трансформатора с. н. типа ТРДН-25000/35. Второй вариант. Автотрансформатор включается в блоке с генератором; в этом случае его мощность по (6), МВА:
где
Выбираем два спаренных трехфазных автотрансформатора по 250 МВА такого же типа, как в первом варианте. Для резервирования собственных нужд предусматривается установка трансформатора ТРДН-25000/110, присоединенного к шинам 110 кВ. В обоих вариантах в блоках, работающих на сторону 110 кВ, устанавливаются трансформаторы ТДЦ-250000/110 мощностью 250 МВА; ;. В дальнейших расчетах учтены только те элементы схем, которые меняются в вариантах. Подсчет капиталовложений сведен в таблице 2. Таблица 2. - Капитальные затраты
Максимальная мощность, протекающая в блочном трансформаторе, МВА, . Число часов максимальных потерь (по рисунку 4), ч, . Потери электроэнергии в блочном трансформаторе, кВтч,
Максимальный переток через автотрансформатор в первом варианте, МВА, Sм = 236,4. Число часов использования максимальной нагрузки, (по формуле 13), ч, . Число часов максимальных потерь, (по рисунку 4), ч, . Потери электроэнергии в автотрансформаторе в первом варианте определяем по (15) и (16), кВтч,
Обмотка НН нормально не нагружена, поэтому нагрузочные потери в ней равны нулю. Потери определяем по (14), кВтч,
Потери электроэнергии в двух автотрансформаторах во втором варианте определяем, исходя из максимальной нагрузки обмоток, МВА, , ,
Подсчет произведен по (13), в результате находим число часов максимальных потерь, ч,
Потери к. з. в обмотке НН по (17), кВт,
Потери электроэнергии, кВтч,
В первом варианте суммарные потери электроэнергии в двух блочных трансформаторах и одном автотрансформаторе составят, кВтч,
Во втором варианте суммарные потери электроэнергии в одном блочном трансформаторе и двух автотрансформаторах составят, кВтч,
Годовые эксплуатационные издержки : а) издержки на обслуживание и ремонт, тыс. руб., ; . б) потери электроэнергии , тыс. руб., ; . Дисконтированные издержки ( ; i = 0,12) , тыс. руб., ; . Исходя из критерия минимума дисконтированных издержек, можно сделать вывод, что экономическое преимущество имеет первый вариант. Литература
studfiles.net Определение потерь электроэнергии в трансформаторах.Годовые потери энергии в двухобмоточном трансформаторе, работающем по многоступенчатому графику, определяют следующим образом: (5.22) где: Рх, Рк - потери холостого хода и короткого замыкания трансформатора, кВт; Nз,Nл- число рабочих суток в зимнем и летнем сезонах; Si,Sj- нагрузкаi-й,j-й ступеней соответственно зимнего и летнего графиков нагрузки; ti,tj- длительность ступеней, ч;n,m-количество ступеней в зимнем и летнем графиках. Для трехобмоточных трансформаторов определяют суточные графики нагрузок для каждой обмотки и по ним рассчитывают потери отдельно для каждой обмотки:
, (5.23) где: Sв,Sс,Sн- нагрузки обмоток высшего, среднего и низшего напряжений, кВт; Ркв, Ркс, Ркн - потери КЗ в обмотка высшего, среднего, низшего напряжений, кВт: Ркв=0.5(Ркв-с+ Ркв-н– Ркс-н), Ркс=0.5(Ркс-н+ Ркв-с– Ркв-н), (5.24) Ркн=0.5(Ркв-н+ Ркс-н– Ркв-с), где: Ркв-н, Ркс-н, Ркв-с- потери в обмотках трехобмоточного трансформатора полученные из опытов короткого замыкания, с попарным участием обмоток высшего, среднего, и низшего напряжения. Если у 3-х обмоточного автотрансформатора коэффициенты мощности на всех 3-х сторонах напряжения равны, то для расчета потерь энергии можно воспользоваться формулами трехобмоточного трансформатора (5.23) и (5.24). 6. Выбор отходящих линий6.1 Выбор отходящих линий на стороне высшего напряжения Выбор отходящих линий на стороне высшего напряжения рассмотрим на следующем примере Максимальная мощность на стороне ВН: , число отходящих одноцепных линий – 2, длина линии: 80/130 км. Выбор сечения провода производится методом экономической плотности. Продолжительность использования максимума нагрузки: , (6.1) где и– полные мощности соответствующих ступеней по сети ВН
Для алюминиевых проводов определяем экономическую плотность jэк=1А/мм2. Предположим, что нагрузка распределена по линиям равномерно, тогда нормальный расчетный ток: , (6.2) А Экономическое сечение: , (6.3) мм2 Принимаем приближенное стандартное сечение 240 мм2и предварительно выбираем провод АС-240/32, допустимая токовая нагрузкаIдоп=605А. Проверку осуществляем по допустимому току в режиме обрыва одной цепи линии. При этом ток, протекающий по оставшейся цепи линии: , (6.4) А Т.к. Imax<Iдоп, то окончательно принимаем провод АС240/32, с сопротивлением постоянному токуr0=0,12Ом/км, и индуктивным сопротивлениемx0=0,405Ом/км. Провода, располагаемые на открытом воздухе, по термической стойкости не проверяются. 6.2 Выбор отходящих линий на стороне среднего напряженияВыбор отходящих линий на стороне высокого напряжения рассмотрим на следующем примере Максимальная полная мощность на стороне СН: МВА, три линии длиной 30/15/25км. Выбор сечения провода производится методом экономической плотности. Продолжительность использования максимума нагрузки по (6.1):
Для алюминиевых проводов определяем экономическую плотность jэк= 1А/мм2. Нормальный расчетный ток по (6.2): А Экономическое сечение: мм2 Принимаем приближенное стандартное сечение 600 мм2и предварительно выбираем по табл. 1-10 [2] провод АС600/72, допустимая токовая нагрузкаIдоп=1050А. Проверку осуществляем по допустимому току в режиме обрыва одной цепи линии, при этом ток, протекающий по оставшимся цепи по (6.4): А Т.к. Imax<Iдоп, то окончательно принимаем провод АС600/72, с сопротивлением постоянному токуr0=0,05Ом/км, и индуктивным сопротивлениемx0=0,403Ом/км. studfiles.net Особенности расчета потерь энергии в линиях электропередачиПотери энергии в линиях электропередачи состоят из двух составляющих: —потерь энергии в шунтах, обусловленных потерями на корону, постоянными в течение всего времени работы линии: ; (5.26) —потерь энергии в сопротивлении R, определяемых потерями активной мощности, зависящими от нагрузки: . (5.27) Тогда суммарные потери энергии . Здесь Т равно 24 часам или 8760 часам соответственно для суток и года. Число часов максимальных потерь для суток определяется по суточному графику, для года — по графику нагрузки, построенному по продолжительности, кривым (см. рис. 5.4) или соотношению (5.24).
Для п параллельно включенных двухобмоточных трансформаторов потери энергии включают потери в шунтеи потери энергии в активных сопротивлениях двухобмоточных трансформаторов: ; (5.28) ; (5.29) . (5.30) В трехобмоточных трансформаторах могут быть различны у разных обмоток, тогда . (5.31)
Задача № 1. На подстанции установлено два трансформатора ТРДЦН63000/220, которые питаются по двум воздушным линиям сечением АС400 и длиной 100 км. Нагрузка подстанции в максимальном режиме 100 МВт, . График нагрузки в относительных единицах приведен в таблице 3. Определить потери электроэнергии за сутки и к.п.д. передачи по энергии. Таблица 3 График нагрузки
Решение Схема замещения сети показана на рис. 5.5. Параметры схемы замещения сети определены с использованием [1]. 1. Линия (участок 12), для сечения АС400: Ом/км; Ом/км;См/км; кВт/км; кВт/км; Ом;
кВт/км; МВт; См. 2. Трансформатор (участок 23) Параметры трансформатора ТРДЦН63000/220: Ом; Ом;МВт;МВАр; МВА; Ом. 3. Нагрузка (узел 3) МВАр. Потери электроэнергии за сутки складываются из двух составляющих. Первая - это потери в поперечных элементах сети (шунтах), практически не зависящие от параметров режима сети и считающиеся постоянными. Вторая составляющая - это потери в продольных элементах сети, сильно зависящие от передаваемой по ним мощности и, следовательно, являющиеся переменными. Таким образом: . Постоянные потери можно представить следующим образом: , где - потери активной мощности в шунтах линии, МВт;- потери активной мощности в шунтах трансформатора, МВт. Переменные потери электроэнергии можно представить в виде: , где ,- максимальная мощность за сутки, отн. ед. или МВт;- мощность потребителя на интервале времениграфика нагрузки, отн. ед. или МВт;N - количество интервалов постоянства мощности на графике нагрузки потребителя; - потери активной мощности в продольных элементах сети в максимальном режиме (режиме максимальных нагрузок), МВт. Таким образом, для того, чтобы определить суточные потери электроэнергии в сети необходимо рассчитать потери мощности в элементах электрической сети в режиме максимальной нагрузки. Для расчета этого режима необходимо задать начальные приближения напряжений в узлах сети: кВ;кВ. Поскольку ветвь 33 является идеальным трансформатором, то МВА. МВА; МВА; ; МВА; МВА; МВА. Итак, получены следующие суммарные потери: в продольных элементах МВт; в поперечных элементах МВт. Отсюда потери электроэнергии в сети: МВтч; ч; МВтч; МВтч. Определение к.п.д. передачи по энергии. В общем виде к.п.д. передачи по энергии можно определить по следующей формуле: , где - потребляемая нагрузкой за сутки полезная электроэнергия, МВтч, ;- число часов использования максимальной нагрузки. Для определения суточного потребления электроэнергии нагрузкой необходимо определить , которое вычисляется по следующей формуле: ч; МВтч, тогда к.п.д. передачи по энергии . Задача № 2. Для электрической сети, рассмотренной в задаче № 1, определить потери энергии за год и к.п.д. по энергии, если задан годовой график нагрузки по продолжительности. График нагрузки приведен в табл. 4. Таблица 4 Годовой график по продолжительности
Решение При решении задачи № 1 определены потери мощности в данной сети в максимальном режиме: МВт;МВт. Аналогично расчету суточных потерь электроэнергии годовые потери можно представить следующим образом: , где МВт;,может быть найдено на основе годового графика по продолжительности,ч, тогдаМВтч. Следовательно, МВтч. К.п.д. передачи по энергии: ; ;
МВтч; . Задача № 3. Для электрической сети, рассмотренной в задаче № 1, определить годовые потери электроэнергии за год и к.п.д. по энергии, если задано годовое число использования максимальной нагрузки, равное ч. Решение При решении задачи № 1 были получены потери мощности в сети в максимальном режиме: МВт;МВт. По аналогии с задачей № 2, можно записать: ; МВтч. Однако переменные потери в данном случае найти, также как в задачах № 1 и 2, нельзя, поскольку не задан график нагрузки электрической сети. В данном случае используется определениепо эмпирической формуле: ч; МВтч; МВтч; ; МВтч; . studfiles.net 5. Расчет потерь электроэнергииПотери электроэнергии в двухобмоточном трансформаторе определяются по формуле, кВтч,
где — потери мощности холостого хода, кВт; —потери мощности короткого замыкания, кВт; —расчетная (максимальная) нагрузка трансформатора, МВА; —номинальная мощность трансформатора, МВА; T—число часов работы трансформатора. Обычно у блочных трансформаторов принимают ч; T=8760 – Пр, где Пр — продолжительность ремонта трансформатора (см. приложение А), ч; — число часов максимальных потерь, ч, определяется по кривой на рисунке 4 в зависимости от числа часов использования максимальной нагрузки . Величина определяется по графикам нагрузки на шинах НН подстанции или по графику выдачи мощности в энергосистему через трансформатор связи. Если построение графиков не производится, то для трансформаторов, установленных на подстанциях, величина принимается равной потребителей на шинах НН.
Рисунок 4. Зависимость времени потерь от годового числа часов использования максимума активной нагрузки Для трансформаторов связи, установленных на ТЭЦ, ч:
где — электроэнергия, выработанная генераторами, присоединенными к шинам 6—10 кВ, кВтч; —электроэнергия, потребленная с шин 6—10 кВ, включая собственные нужды, кВтч, , где — максимальная нагрузка потребителей 6—10 кВ, кВт; —максимальная нагрузка собственных нужд, кВт; , — число часов использования максимальной нагрузки потребителей 6—10 кВ и собственных нужд соответственно, ч; —максимальная мощность, передаваемая через трансформатор связи, кВт. Потери энергии в трехобмоточном трансформаторе (автотрансформаторе) определяются по формуле, кВтч:
где индексами В, С, Н, обозначены величины, относящиеся соответственно к обмоткам высшего, среднего и низшего напряжения (ВН, СН, НН). Величины , , определяются по соответствующим значениям аналогично описанному выше. Иногда для упрощения принимают ==. В каталогах для трехобмоточных трансформаторов обычно приводится величина потерь короткого замыкания для пары обмоток ВН и НН, кВт, Если мощности всех трех обмоток одинаковы, то принимают: . Если номинальная мощность одной из обмоток 0,67 , то и потери в этой обмотке уменьшаются умножением на 0,67. Например, если обмотка СН рассчитана на = 0,67, то . Потери энергии в трехфазных автотрансформаторах подсчитывают по (14), кВт, где нагрузочные потери по каталогам, кВт. Потери в нескольких параллельно работающих однотипных трансформаторах, кВтч, , где определяется по (12) или (14). ПримерыПример 1. Выбрать схему выдачи мощности ТЭЦ, если предполагается установить четыре турбогенератора типа ТВФ-63, , . Нагрузка на шинах 10 кВ в максимальном режиме 80 МВт, в минимальном 65 МВт, , ч. Нагрузка на шинах 110 кВ в максимальном режиме 100 МВт, в минимальном 75 МВт, , ч. Вся остальная мощность выдается в сеть 220 кВ. Блоки станции работают с = 6500 ч. Нагрузку собственных нужд принять равной 10% установленной мощности, . Решение. Намечаются два варианта схемы выдачи мощности (рисунок 5). В обоих вариантах предусматривается установка двух трехобмоточных автотрансформаторов связи для обеспечения надежности электроснабжения нагрузки 110 кВ и выдачи всей избыточной мощности в сеть 220 кВ. Рассматриваемые варианты по степени надежности можно считать одинаковыми, поэтому сравнение производится без учета ущерба от недоотпуска электроэнергии. а) б) Рисунок 5. Схемы выдачи мощности ТЭЦ к примеру 1. а — первый вариант; б — второй вариант. Для первого варианта выбираются трансформаторы связи по условиям баланса мощности на шинах низшего напряжения (2) и (3). В первом варианте, МВА: ; ; . Примечание. Реактивная мощность подсчитывается по выражению Q = P tg, где tg=tg(arcos(cosφ)). Отрицательные значения результирующих величин в скобках под корнем в выражении показывают, что при отключении одного генератора мощность передается с шин 220 кВ на шины 10 кВ. При отключении одного генератора соответственно снижен расход на собственные нужды. Мощность трансформатора выбирается по наибольшему перетоку . Согласно (5), МВА, . Выбираем трансформатор ТРДН-63000/220 мощностью 63 МВА; кВт; кВт. Решение о использовании трансформатора с расщепленной обмоткой низшего напряжения (НН) является вынужденным. Обмотки НН следует соединить.
Рисунок 6 – Соединение расщепленных обмоток НН трансформатора. В обоих вариантах в блоках генератор — трансформатор, работающих на сторону 110 кВ, устанавливаются трансформаторы типа ТДЦ-80000/100, характеризующиеся следующими значениями потерь: кВт; кВт. Во втором варианте в блоках, работающих на стороне 220 кВ, приняты к установке трансформаторы - ТРДЦН-100000/220 характеризующиеся следующими значениями потерь: кВт; кВт. Максимальный переток через автотрансформатор в режиме минимальных нагрузок на 110 кВ составит, МВА: , Примечание. Подсчет перетока через автотрансформатор произведен по полным мощностям, так как cos генераторов и нагрузки отличается незначительно. Ошибка при этом не превышает 3%. В режиме максимальных нагрузок на шинах 110 кВ переток будет равен, МВА: , В аварийном режиме при отключении одного блока и максимальной нагрузке на 110 кВ с шин 220 кВ на шины 110 кВ будет передаваться мощность, МВА, , Так как максимальный переток через автотрансформатор в режиме минимальной нагрузки на шинах 110 кВ, номинальная мощность рассчитывается по следующей формуле, МВА: . Выбирается автотрансформатор АТДЦТН-63000/220/110 мощностью 63 МВА; кВт; = 37 кВт. Результаты подсчетов капиталовложений даны в таблице 1. Таблица 1. - Капитальные затраты
Стоимость ячеек РУ ВН и СН не учитываются т.к. их количество в обоих вариантах одинаково. Кроме того, при расчете перетоков мощности через трансформаторы, считается, что собственные нужды питаются от рабочих источников (резервные находятся в резерве). Определяем потери энергии в трансформаторах связи. Первый вариант. Число часов использования максимальной нагрузки по обмоткам трансформатора связи определяем по (13), ч, . По рисунку 4 определим число часов максимальных потерь, ч, . Потери электроэнергии в трансформаторе связи 63 МВА по (12), кВтч;
Потери электроэнергии в блочном трансформаторе 80 МВА по (12), кВтч: Максимальный переток через автотрансформатор, МВА, Sм = 54. Число часов использования максимальной нагрузки, (по формуле 13), ч, . Число часов максимальных потерь, (по рисунку 4), ч, . Так как по обмоткам высшего и среднего напряжения протекает одинаковая мощность, то потери в них будут равные, кВтч, . Обмотка НН нормально не нагружена, поэтому нагрузочные потери в ней равны нулю. Потери определяем по (14), кВтч,
Суммарные потери электроэнергии в двух трансформаторах связи, двух автотрансформаторах и двух блочных трансформаторах, кВтч: Второй вариант. Потери электроэнергии в блочном трансформаторе 100 МВА, кВтч, Потери электроэнергии в блочном трансформаторе 80 МВА и автотрансформаторе подсчитаны выше. Суммарные потери электроэнергии, кВтч, Годовые эксплуатационные издержки : а) издержки на обслуживание и ремонт, тыс. руб.: ; . б) потери электроэнергии , тыс. руб.: ; . Дисконтированные издержки ( ; i = 0,12) , тыс. руб.: ; . Т.к. разница в ДИ сравниваемых вариантов составляет 1,3%, то можно сделать вывод, что варианты равноценные. Пример 2. Выбрать схему выдачи мощности ГРЭС, на которой предполагается установить четыре генератора типа ТВВ-200, МВт, cos = =0,85. Нагрузка на шинах 110 кВ: в максимальном режиме 460 МВт, cos = =0,88; в минимальном режиме 350 МВт, = 7500 ч, нагрузка на шинах 220 кВ: в максимальном режиме 230 МВт, cos =0,91; в минимальном режиме 150 МВт, = 6000 ч. Расход на собственные нужды принять 8% установленной мощности. Остальная мощность станции выдается в энергосистему по линиям 220 кВ. Блоки станции работают с = 6500 ч. Решение. Намечаются два варианта схемы выдачи мощности (рисунок 7). В обоих вариантах предусматривается блочное соединение генераторов с трансформаторами, так как нагрузка на генераторном напряжении отсутствует. Первый вариант. Максимальный переток через автотрансформатор в режиме минимальных нагрузок на 110 кВ составит, МВА: , Примечание. Подсчет перетока через автотрансформатор произведен по полным мощностям, так как cos генераторов и нагрузки отличается незначительно. Ошибка при этом не превышает 3%. Рисунок 7. Схемы выдачи мощности ГРЭС к примеру 2. а — первый вариант; б — второй вариант. В режиме максимальных нагрузок на шинах 110 кВ переток будет равен, МВА: , Знак минус свидетельствует о том, что мощность передается с шин 220 кВ. В аварийном режиме при отключении одного блока и максимальной нагрузке на 110 кВ с шин 220 кВ на шины 110 кВ будет передаваться мощность, МВА, , Так как максимальный переток через автотрансформатор в аварийном режиме, номинальная мощность рассчитывается по следующей формуле, МВА: Принимаются два автотрансформатора АТДЦТН-200000/220/110 мощностью 200 МВА; = 105 кВт; кВт; кВт; кВт. Второй вариант. Максимальный переток через автотрансформатор в режиме минимальных нагрузок на 110 кВ составит, МВА: , Примечание. Подсчет перетока через автотрансформатор произведен по полным мощностям, так как cos генераторов и нагрузки отличается незначительно. Ошибка при этом не превышает 3%. В режиме максимальных нагрузок на шинах 110 кВ переток будет равен, МВА: , В аварийном режиме при отключении одного блока и максимальной нагрузке на 110 кВ с шин 220 кВ на шины 110 кВ будет передаваться мощность, МВА, , Так как максимальный переток через автотрансформатор в режиме минимальных нагрузок на 110 кВ, номинальная мощность рассчитывается по следующей формуле, МВА: . Принимются два автотрансформатора АТДЦТН-200000/220/110 мощностью 200 МВА; = 105 кВт; кВт; кВт; кВт. В обоих вариантах в блоках, работающих на сторону 110 кВ, устанавливаются трансформаторы ТДЦ-250000/110 мощностью 250 МВА; ;; в блоках, работающих на сторону 220 кВ, устанавливаются трансформаторы ТДЦ-250000/220 мощностью 250 МВА; ;. Подсчет капиталовложений сведен в таблице 2. Таблица 2. - Капитальные затраты
При расчете перетоков мощности через трансформаторы, считается, что собственные нужды питаются от рабочих источников (резервные находятся в резерве). Максимальная мощность, протекающая в блочном трансформаторе, МВА, . Число часов максимальных потерь (по рисунку 4), ч, . Потери электроэнергии в блочном трансформаторе с ВН 110кВ, кВтч, , Потери электроэнергии в блочном трансформаторе с ВН 220кВ, кВтч, Максимальный переток через два автотрансформатора в нормальном режиме в первом варианте, МВА, Sм = 90. Число часов использования максимальной нагрузки, (по формуле 13), ч, . Число часов максимальных потерь, (по рисунку 4), ч, . Потери электроэнергии в автотрансформаторе в первом варианте определяются по (15) и (16), кВтч, Обмотка НН нормально не нагружена, поэтому нагрузочные потери в ней равны нулю. Потери определяются по (14), кВтч, Максимальный переток через два автотрансформатора в нормальном режиме в первом варианте, МВА, Sм = 252. Подсчет произведен по (13), в результате находим число часов максимальных потерь, ч, Потери электроэнергии в автотрансформаторе во втором варианте, кВтч,
В первом варианте суммарные потери электроэнергии в двух блочных трансформаторах с ВН 220 кВ, двух блочных трансформаторах с ВН 110 кВ и двух автотрансформаторах составят, кВтч, Во втором варианте суммарные потери электроэнергии в одном блочном трансформаторе с ВН 220 кВ, трех блочных трансформаторах с ВН 110 кВ и двух автотрансформаторах составят, кВтч, Годовые эксплуатационные издержки : а) издержки на обслуживание и ремонт, тыс. руб., ; . б) потери электроэнергии , тыс. руб., ; . Дисконтированные издержки ( ; i = 0,12) , тыс. руб., ; . Исходя из критерия минимума дисконтированных издержек, можно сделать вывод, что экономическое преимущество имеет первый вариант, т.к. его ДИ меньше на 6,6% по сравнению со вторым вариантом. studfiles.net Лабораторная рбота №7 «Расчет потерь мощности и электроэнергии в трансформаторе»Владимир 2014 Цель работы: подробно рассмотреть и научиться выполнять расчет потерь мощности и электроэнергии в силовом трансформаторе. Краткая теоретическая справка: Передача электрической энергии от источников питания к потребителям связана с потерей части мощности и энергии в системе электроснабжения (трансформаторах, линиях, реакторах). Эти потери определяются током, протекающим по линии, и величиной передаваемого напряжения. Применение повышенного напряжения в электрических сетях, например 10 кВ (вместо 6 кВ), а также глубокого ввода напряжения 35 кВ и выше значительно снижает потери мощности и электроэнергии. Этому также способствует повышение коэффициента мощности. Следует подчеркнуть, что потери в трансформаторах определяются также числом часов их работы, поэтому одним из условий, обеспечивающих экономию электроэнергии в трансформаторах, является отключение их при малых загрузках. Это возможно осуществить, если в ночное (не рабочее) время питать электроустановки, предназначенные для ремонтных работ, дежурного освещения и пр., от одного трансформатора. Питание указанных потребителей при этом обеспечивается наличием перемычек на низшем напряжении между цеховыми подстанциями. Другим условием экономии электроэнергии в трансформаторах является установление рационального режима работы включенных трансформаторов, что обеспечивается установлением оптимального коэффициента загрузки, зависящего от соотношения между активными и реактивными составляющими потерь. Следовательно, умение правильно рассчитать потери во всех звеньях системы электроснабжения, выявить определяющие их составляющие и установить основные направления по снижению потерь и экономии электроэнергии - основное условие правильного проектирования и эксплуатации электрической сети. Задание:
Типы трансформаторов по вариантам:
Пример выполнения расчета потерь мощности и электроэнергии в силовом трансформаторе, выполненный аналитическим методом: *. Расчет потерь мощности и электроэнергии в силовом трансформаторе Общую величину потерь активной мощности в трансформаторе определяют по формуле , (*.1) где – паспортные потери холостого хода трансформатора, кВт; –паспортные потери короткого замыкания трансформатора, кВт; –коэффициент загрузки силового трансформатора. По формуле (*.1) кВт. Общую величину потерь реактивной мощности в трансформаторе определяют по формуле , (*.2) где – паспортный ток холостого хода трансформатора, %; –паспортное напряжение короткого замыкания трансформатора, %; –номинальная мощность трансформатора, кВ∙А. По формуле (*.2) = кВт. Полные потери мощности в трансформаторе определяются по формуле: (*.3) кВ∙А. Потери активной энергии в трансформаторе определяются по формуле: , (*.4) где – число часов работы трансформатора в году, час; –время максимальных потерь, условное число часов, в течение которых максимальный ток, протекающий непрерывно, создает потери энергии, равные действительным потерям энергии за год: (*.5) где ТМ – время использования максимума нагрузки, условное число часов, в течение которых работа с максимальной нагрузкой передает за год столько энергии, сколько при работе по действительному графику, час. С учетом известного ТМ: час. По формуле (*.4): кВт·час. Потери реактивной энергии в трансформаторе определяются по формуле: . (*.6) квар·час. Полные потери элеткроэнергии в трансформаторе определяются по формуле: (*.7) кВ∙А. Стоимость потерь С активной электроэнергии в трансформаторе определяется по формуле: , (*.8) где C0 – средняя стоимость 1 кВт∙часа электроэнергии, руб/кВт∙час. руб/кВт∙час. Результаты расчета сведены в табл. *.1. Таблица *.1 Результаты расчета потерь мощности и электроэнергии в силовом трансформаторе:
Контрольные вопросы:
Литература:
Приложение
«Владимирский государственный университет имени Александра Григорьевича и Николая Григорьевича Столетовых» Кафедра электротехники и электроэнергетики studfiles.net Расчет нагрузочных потерь электроэнергии в силовых трансформаторах. Расчет потерь электроэнергии в силовом трансформатореОсновными характеристиками трансформатора являются прежде всего напряжение обмоток и передаваемая трансформатором мощность. Передача мощности от одной обмотки к другой происходит электромагнитным путем, при этом часть мощности, поступающей к трансформатору из питающей электрической сети, теряется в трансформаторе. Потерянную часть мощности называют потерями. При передаче мощности через трансформатор напряжение на вторичных обмотках изменяется при изменении нагрузки за счет падения напряжения в трансформаторе, которое определяется сопротивлением короткого замыкания. Потери мощности в трансформаторе и напряжение короткого замыкания также являются важными характеристиками. Они определяют экономичность работы трасформатора и режим работы электрической сети. Потери мощности в трансформаторе являются одной из основных характеристик экономичности конструкции трансформатора. Полные нормированные потери состоят из потерь холостого хода (XX) и потерь короткого замыкания (КЗ). При холостом ходе (нагрузка не присоединена), когда ток протекает только по обмотке, присоединенной к источнику питания, а в других обмотках тока нет, мощность, потребляемая от сети, расходуется на создание магнитного потока холостого хода, т.е. на намагничивание магнитопровода, состоящего из листов трансформаторной стали. Поскольку , то направление магнитного потока также меняется. Это значит, что сталь намагничивается и размагничивается попеременно. При изменении тока от максимума до нуля сталь размагничивается, магнитная индукция уменьшается, но с некоторым запаздыванием, т.е. размагничивание задерживается (при достижении нулевого значения тока индукция не равна нулю точка N ). Задерживание в перемагничивании является следствием сопротивления стали переориентировке элементарных магнитов. Кривая намагничивания при перемене направления тока образует так называемую , которая различна для каждого сорта стали и зависит от максимальной магнитной индукции Втах. Площадь, охватываемая петлей, соответствует мощности, затрачиваемой на намагничивание. Так как при перемагничивании сталь нагревается, электрическая энергия, подводимая к трансформатору, преобразуется в тепловую и рассеивается в окружающее пространство, т.е. безвозвратно теряется. В этом физически и заключаются потери мощности на перемагничивание. Кроме потерь на гистерезис при протекании магнитного потока по магнитопроводу возникают . Как известно, магнитный поток индуктирует электродвижущую силу (ЭДС), создающую ток не только в обмотке, находящейся на стержне магнитопровода, но и в самом его металле. Вихревые токи протекают по замкнутому контуру (вихревое движение) в месте стали в направлении, перпендикулярном направлению магнитного потока. Для уменьшения вихревых токов магнитопровод собирают из отдельных изолированных листов стали. При этом чем тоньше лист, тем меньше элементарная ЭДС, меньше созданный ею вихревой ток, т.е. меньше потери мощности от вихревых токов. Эти потери тоже нагревают магнитопровод. Для уменьшения вихревых токов, потерь и нагревов увеличивают стали путем введения в металл присадок. В любом трансформаторе расход материалов должен быть оптимальным. При заданной индукции в магнитопроводе его габарит определяет мощность трансформатора. Поэтому стараются, чтобы в сечении стержня магнитопровода было как можно больше стали, т.е. при выбранном наружном размере коэффициент заполнения кз должен быть наибольшим. Это достигается применением наиболее тонкого слоя изоляции между листами стали. В настоящее время применяется сталь с тонким жаростойким покрытием, наносимым в процессе изготовления стали и дающим возможность получить кз = 0,950,96. При изготовлении трансформатора вследствие различных технологических операций со сталью ее качество в готовой конструкции несколько ухудшается и потери в конструкции получаются примерно на 2550 % больше, чем в исходной стали до ее обработки (при применении рулонной стали и прессовки магнитопровода без шпилек). 7. Расчёт потерь мощности в трансформаторе Потери мощности в трансформаторах состоят из потерь активной и реактивной мощности. Потери активной мощности состоят из двух составляющих: потерь, идущих на нагрев обмоток трансформатора, зависящих от тока нагрузки и потерь, идущих на нагревание стали, зависящих от тока нагрузки. Потери реактивной мощности состоят из двух составляющих: потерь, вызванных рассеянием магнитного потока в трансформаторе, зависящих от квадрата тока нагрузки и потерь, идущих на намагничивание трансформатора, независящих от тока нагрузки, которые определяются током холостого хода. Расчёт потерь мощности в трансформаторе необходим для более точного выбора сетей высокого напряжения, а также для определения стоимости электроэнергии. Определяем потери активной мощности в трансформаторе ΔP, кВт, по формуле ΔP = P кз · K зн 2 +Р хх, где P кз – потери активной мощности в трансформаторе при проведении опыта короткого замыкания Р хх – потери активной мощности в трансформаторе при проведении опыта холостого хода, кВт. ΔP = 7,3 · 0,6 2 +2 = 4,6 кВт. Рассчитываем потери реактивной мощности в трансформаторе ΔQ, кВар ΔQ = 0,01 · (U кз · K зн 2 + I хх) · S н, где Uк.з. – напряжение при опыте короткого замыкания в процентах от номинального Iх.х. – ток при опыте холостого хода в процентах от номинального ΔQ = 0,01 · (5,5 · 0,6 2 +3) · 630 = 31,4 кВар. Опре stroycos.ru | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
|||||||||||||||||
|
|
|||||||||||||||||
|
