что такое время максимальных потерь

Определение потерь мощности и электроэнергии в линии и в трансформаторе

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:

Формулы для расчета потери мощности в линии

где Iрасч – расчетный ток данного участка линии, А;

Rл – 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:

Потери реактивной мощности в трансформаторе

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:

Формулы для расчета потери реактивной мощности

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.

Чтобы правильно посчитать потери электроэнергии используют метод, основанный на понятиях времени использования потерь и времени использовании максимума нагрузки.

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

Тмах=W/Рмах

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

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

Зависимость времени максимальных потерь от продолжительности использования максимума нагрузки

Теперь зная ? можно посчитать потери электроэнергии в линии и в трансформаторе.

Потери энергии в линии:

Потери энергии в линии

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.

Источник

Порядок расчета. Порядок расчета потерь энергии по методу времени максимальных потерь

Порядок расчета потерь энергии по методу времени максимальных потерь.

Изменения нагрузок во времени в течение года обычно представляют в виде упорядоченной диаграммы по снижению максимумов.

Время максимальных потерь t –это время, за которое в элементе сети, работающем с максимальной нагрузкой, выделятся те же нагрузочные потери энергии, что и при работе по реальному графику нагрузки за год.

1. Рассчитываются величины t и ΔР_maxдля каждого элемента сети по формулам

, (22.1)

, (22.2)

где DP_max – потери мощности в режиме максимальных нагрузок;

S_maxи I_max – соответственно мощность и ток в элементе сети в режиме максимальных нагрузок;

Время использования максимума нагрузки определяется по справочным данным либо по годовому графику активной мощности; максимальная передаваемая мощность определяется расчетным путем или на основе измерений;

2. Вычисляются нагрузочные потери энергии в каждом элементе сети по выражению

(22.3)

3. Определяются условно-постоянные потери энергии в каждом элементе сети по формуле

(22.4)

где Т_в –время, в течение которого элемент сети находится под напряжением (время включения). Если отсутствуют данные, то при расчете годовых потерь энергии принимают Т_в = 8760 ч.

4. Вычисляются суммарные потери энергии.

Основное достоинство метода времени максимальных потерь состоит в том, что для расчета потерь не требуется проводить измерения. Поэтому данный метод можно использовать не только при эксплуатации, но и при проектировании электрических сетей. Недостаток – пониженная точность расчета.

Погрешности метода времени максимальных потерь обусловлены

2. Использованием приближенной формулы (22.2).

Основная область применения данного метода – питающие электрические сети.

23. Дать определение времени использования максимума нагрузки T_max.

Изменения нагрузок во времени в течение года обычно представляют в виде упорядоченной диаграммы по снижению максимумов (рисунок 23.1).

Одной из характеристик годового графика (упорядоченной диаграммы по снижению максимумов) активной мощности является время использования максимума нагрузки Т_max– это время, в течение которого потребитель или элемент сети, работающий с максимальной нагрузкой, израсходует или передаст столько же энергии, сколько он расходует или передает при реальной работе за год.

В соответствии с этим определением, величину Т_maxможно вычислить следующим образом:

, (23.1)

где W –энергия, передаваемая за год через данный элемент сети и равная площади под годовым графиком активной мощности.

Из данной формулы следует, что эта площадь должна быть равна площади прямоугольника, ограниченного прямыми Р = Р_maxи t = Т_max,а также осями координат (рисунок 23.1).

Нам важно ваше мнение! Был ли полезен опубликованный материал? Да | Нет

Источник

Данная зависимость не учитывает изменение коэффициента мощности нагрузки, что было уточнено А.А.Глазуновым при построении кривых, представленных на рис.5.6. При этом предполагается, что нагрузки остается неизменным в течение года.

Зависимость времени максимальных потерь от параметров, характеризующих конфигурацию годового графика передаваемой активной мощности и , устанавливает следующая формула

. (5.38)

Фактически по методу времени максимальных потерь можно рассчитать потери электроэнергии только за годовой период времени. Он используется при проектировании электрических сетей, а также в процессе эксплуатации при отсутствии точных графиков нагрузки и более предпочтителен в радиальных сетях.

Метод раздельного времени максимальных потерь. Для его обоснования перепишем формулу (5.35) в виде:

При различных по форме графиках активной и реактивной нагрузки (изменении во времени) вводится раздельное время максимальных потерь по активной и реактивной мощности:

Недостатком этого подхода является необходимость знания графиков реактивной нагрузки. Анализ большого числа таких графиков позволил получить эмпирические зависимости и от времени использования наибольшей активной мощности [45]:

где .

Для коммунально-бытовой и сельскохозяйственной нагрузки коэффициент в=0,75.

Рассмотрим применение описанных методов для расчета потерь электроэнергии в различных элементах сети – линии электропередачи, трансформаторах, компенсирующих устройствах.

Потери электроэнергии в активном сопротивлении воздушной или кабельной линии можно рассчитать любым методом, рассмотренным в данном параграфе, в зависимости от имеющейся исходной информации. Годовые потери электроэнергии на корону в воздушных линиях обычно оценивают по среднегодовым потерям мощности

. (5.39)

Общие годовые потери электроэнергии, например, с использованием метода времени максимальных потерь составят

. (5.40)

Как отмечалось, в кабельных линиях высокого напряжения следует учитывать потери активной мощности в изоляции . Вызванные ими годовые потери электроэнергии равны

. (5.41)

В трансформаторах потери электроэнергии состоят из потерь в обмотках и стали магнитопровода (потери холостого хода).

Потери в обмотках можно найти одним из методов, приведенном в данном параграфе.

Потери активной мощности холостого хода, которые для конкретного трансформатора зависят только от уровня напряжения, можно считать постоянными и обусловленные ими годовые потери электроэнергии определяют по формуле

(5.42)

Общие годовые потери электроэнергии в двухобмоточном трансформаторе на основании метода времени максимальных потерь можно записать

. (5.43)

Для трансформатора с расщепленной обмоткой при раздельной работе обмоток низшего напряжения (см. рис.5.2) общие годовые потери электроэнергии составят

, (5.44)

где индексами 1 и 2 обозначены величины, относящиеся соответственно к ветвям схемы замещения с сопротивлениями и .

В трехобмоточных трансформаторах и автотрансформаторах в общем случае по каждой обмотке передается разная мощность. При этом в понижающем режиме, когда мощность от обмотки высшего напряжения передается в обмотки среднего и низшего напряжений (см. рис.5.3), время максимальных потерь обмотки высшего напряжения можно найти на основании формулы (5.37) по времени использования наибольшей нагрузки этой обмотки , которое рассчитывается по выражению

, (5.45)

где индексами 2 и 3 обозначены величины, относящиеся соответственно к обмоткам среднего и низшего напряжения.

С учетом изложенного общие годовые потери электроэнергии в трехобмоточном трансформаторе или автотрансформаторе равны . (5.46)

Потери активной мощности в батареях конденсаторов зависят от их включенной мощности и определяются формулой (5.22). В общем случае потери электроэнергии в них можно оценить по выражению

, (5.47)

где — время работы батареи конденсаторов за расчетный период (год).

Аналогично находят потери электроэнергии в шунтирующих реакторах

, (5.48)

где — потери активной мощности в реакторе; — время работы реактора в течение года.

В синхронных компенсаторах потери активной мощности определяются формулой (5.23), где одна часть потерь не зависит от рабочей мощности компенсатора, а другая часть зависит от нее. В связи с этим потери электроэнергии в них

, (5.49)

где — время работы синхронного компенсатора;

— время максимальных потерь синхронного компенсатора;

— коэффициент загрузки синхронного компенсатора в максимальном режиме.

Метод эквивалентного сопротивления. Рассмотренные ранее методы определения потерь электроэнергии мало пригодны для разветвленных распределительных сетей 6-20 кВ (рис.5.7, а). Это объясняется тем, что при поэлементном расчете потерь для каждого участка сети необходимо иметь режимную информацию, которую в реальных условиях проектирования и эксплуатации сети получить невозможно. Она обычно известна лишь на головных участках линий и на трансформаторах, питающих сеть.

В соответствии с методом эквивалентного сопротивления [44] реальная сеть заменяется некоторой эквивалентной сетью (рис.5.7, б) с таким сопротивлением , в котором выделяются те же потери мощности и энергии, что и в реальной сети.

Для такой сети потери мощности находятся по току головного участка

,

а потери энергии – по методу времени максимальных потерь

.

В общем случае эквивалентное сопротивление зависит от количества n и длин l участков линий, количества m и мощности распределительных трансформаторов :

Вероятностно-статистический метод. Он также используется для расчета потерь электроэнергии в разветвленных распределительных сетях 6-20 кВ. Согласно этому методу предварительно на основании вычислительных экспериментов для большого количества различных сетей устанавливается связь между потерями электроэнергии с одной стороны и параметрами сети с другой стороны:

где W – отпуск электроэнергии в сеть;

n – количество участков линий;

— суммарная мощность распределительных трансформаторов;

— коэффициенты.

Зная приведенные коэффициенты для любой сети с соответствующими параметрами, нетрудно найти годовые потери электроэнергии.

Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).

Источник

Метод времени наибольших потерь

Метод основан на том, что определяют т. н. время наибольших потерь τ, в течение которого при пропускании по сети наибольшей неизменной нагрузки получаются те же потери электроэнергии, что и при переменной нагрузке в соответствии с действительным графиком нагрузки за рассматриваемый период Т. Такая замена действительного режима нагрузки сети на искусственный с неизменной наибольшей нагрузкой позволяет записать следующие уравнения:

где I_нб – наибольший ток; S_нб – наибольшая мощность.

Отсюда время наибольших потерь

Из формул (13.29) и (13.30) следует, что время наибольших потерь связано с характером графиков нагрузки I(t) или S(t). Поэтому, очевидно, что можно установить связь между временем наибольших потерь и различными характерными параметрами графиков нагрузки, такими как время использования наибольшей нагрузки, коэффициент мощности, отношение наименьшей нагрузки к наибольшей и др. Для установления такой связи необходимо провести специальные исследования, задаваясь различными графиками нагрузки, описывающими наиболее характерные режимы работы потребителей. На основании таких исследований предложены различные эмпирические соотношения.

Так, связь между временем наибольших потерь и временем использования наибольшей нагрузки устанавливает формула

Недостатком данной формулы является то, что в нее входит время использования наибольшей полной мощности, нахождение которого связано с определенными трудностями и допущениями.

Учет коэффициентов мощности cosϕ произведен в зависимостях τ = f(T_нб), приведенных на рис. 13.2, которые, однако, предполагают cos= const в течение всего расчетного периода, т. е. идентичность суточных графиков активной и реактивной мощности. Эти зависимости, как и зависимость (13.31), дают меньшие погрешности при расчете потерь энергии в разомкнутых электрических сетях.

Для проектных расчетов как в распределительных сетях, так и в питающих сетях 110 кВ и выше рекомендуется формула

где Т_{нб а} – время использования наибольшей активной мощности; Р_нб, Р_нм – наибольшая и наименьшая активная мощность за рассматриваемый период.

Здесь параметры Т_{нб а}, Р_нб, Р_нм при проектировании сети могут быть определены достаточно легко. Однако и эта формула не учитывает изменения cosво времени, а также зависимость времени наибольших потерь от формы графика нагрузки.

Таким образом, по данному методу расчет потерь электроэнергии ведут по формулам

Несмотря на отмеченные недостатки, данный метод широко используется на практике из-за его простоты, особенно в проектных расчетах.

Источник