1.6.3. Приведенный трансформатор

Понятие приведенный трансформатор используют для составления схемы замещения. Схему замещения трансформатора применяют при расчете электрических цепей, в которых трансформатор связывает отдельные электрические цепи посредством магнитных связей. При составлении схемы замещения такие цепи не будут иметь электрического соединения, а связь между ними будет учитываться путем ввода взаимоиндукции. Чтобы упростить расчеты магнитная связь между первичными и вторичными цепями заменяется электрической. Поскольку первичная и вторичная обмотки трансформатора имеют различные напряжения, то при замене магнитных связей электрическими требуется привести первичную и вторичную цепи к одному уравнению напряжения. Наиболее удобным является приведение вторичной цепи трансформатора к первичной. Суть такого приведения заключается в том, что действительная цепь вторичной обмотки трансформатора с ЭДС Е₂ заменяется расчетной, энергетически эквивалентной схемой с приведенной ЭДС Е₂

’=Е₁. В этом случае количество витков вторичной обмотки будет равно количеству витков первичной обмотки w₂’=w₁.

Обозначим электрические величины приведенной вторичной цепи трансформатора Е₂’, U₂’, I₂’, r₂’, x₂’, z_H’ и установим соотношения между действительными величинами вторичной обмотки и приведенными.

ЭДС в одном витке вторичной обмотки равна

(1.13)

тогда приведенная ЭДС

Е₂’= =Е₁

Е₂’=kE₂ (1.14)

Поскольку мощность вторичной обмотки после приведения к первичной должна остаться прежней можно записать:

Е

2I₂ =Е₂’I₂’ (1.15)

откуда

I₂’=

I₂’= (1.16)

Для напряжения

U₂’I₂’= U₂I₂ U₂’= (1.17)

Для активного сопротивления

r₂’= r₂’ (1. 18)

для реактивного сопротивления

х₂’= х₂’ (1.19)

Используя полученные величины можно составить схему замещения трансформатора (рис. 1.14).

Рис. 1.14. Схема замещения приведенного трансформатора

В данной схеме элементы х₁ и х₂^ учитывают реактивную мощность, создающую потоки рассеяния; элемент х₀ – реактивную мощность, создающую основной магнитный поток; элементы r₁ и r₂^’ — потери мощности на нагрев обмоток; r₀ – потери мощности на перемагничивание сердечника.

Для приведенного трансформатора уравнения электрического состояния в комплексной форме приобретают вид

U₁ = —E₁ + I₁Z₁; (1.20)

U₂^’ = E₂^’ – I₂^’

Z₂^’; (1. 21)

I₁₂ = I₁ + (-I₂^’), (1.22)

где I₁₂ намагничивающий ток, создающий результирующую намагничивающую силу.

Уравнения 1.29 и 1.21 называются уравнениями электрического состояния. Согласно 1.19 приложенное к первичной обмотке напряжение U₁ уравновешивается наведенной ЭДС Е₁ и падением напряжения I₁Z₁, а согласно 1.20 ЭДС Е₂^’ уравновешивается напряжением на нагрузке U₂^’

и падением напряжения на внутреннем сопротивлении вторичной обмотки Z₂^’.

Рассмотрим процессы, происходящие в трансформаторе в различных режимах его работы.

Режим холостого хода трансформатора имеет место, когда к первичной обмотке подводится напряжение, а цепь вторичной обмотки разомкнута и ток в ней равен нулю.

Рассмотрим процессы, происходящие при холостом ходе в однофазном трансформаторе. Схема включения трансформатора в режиме холостого хода показана на рис.1.15. Процессы, происходящие в однофазном трансформаторе, аналогичны процессам, происходящим в любой из фаз трёхфазного трансформатора. На основании опыта холостого хода по показаниям измерительных приборов определяются потери в стали трансформатора, ток холостого хода и коэффициент трансформации. Это

Рис. 1.15. Схема включения трансформатора в опыте холостого хода

один из двух обязательных контрольных опытов при заводских испытаниях трансформатора.

В опыте холостого хода к зажимам первичной обмотки трансформатора подводится переменное номинальное напряжение. Ток I₁, протекающий по первичной обмотке в этом режиме называется током холостого хода I₀₁.Мощность, потребляемая трансформатором в режиме холостого хода, в нагрузку не передается, а затрачивается на компенсацию потерь в сердечнике и в проводниках первичной обмотки.

Т.к. в режиме холостого хода во вторичной обмотке тока нет, а следовательно нет и потерь энергии, полная схема замещения трансформатора аналогична схеме замещения катушки с ферромагнитным сердечником (рис. 1.16).

Рис. 1.16. Схема замещения трансформатора в опыте холостого хода

У трансформаторов мощностью 100 – 1600 кВА относительная величина тока холостого хода i₀% при номинальном напряжении мала и составляет

, (1.23)

а у трансформаторов с S>1600 кВА i

0%=(0,5-3)%. Поэтому потери в проводниках первичной обмотки малы, ими можно пренебречь и считать, что в режиме холостого хода вся активная мощность затрачивается на потери в стали. Эти потери возникают вследствие перемагничивания сердечника переменным магнитным потоком и состоят из потерь на гистерезис и потерь от вихревых токов. Несмотря на то , что магнитопровод трансформатора набирается из тонких листов электротехнической стали мощность потерь в нем составляет 0,1-0,2% номинальной мощности трансформатора. Например в трансформаторе мощностью 100 000 кВА эти потери составляют 200 кВт.

Магнитные потери Р_м в трансформаторе можно найти , как сумму потерь в отдельных элементах магнитопровода по формуле (1.

23)или определить из опыта холостого хода по показанию ваттметра

, (1.24)

где: р_1,0/50 [Вт/кг] – удельные потери в стали при частоте 50 Гц и индукции 1 Тл; m_ст – масса стали. (Знак суммы потому что складываются потери различных участков магнитопровода, которые могут иметь различное сечение, а, следовательно, и индукцию).

Активной мощности, потребляемой трансформатором при холостом ходе, будет соответствовать активная составляющая тока холостого хода:

. (1.25)

Реактивная мощность затрачивается на создание основного магнитного потока и потоков рассеяния, которыми часто пренебрегают. Основной магнитный поток создается реактивной составляющей тока холостого хода, которая совпадает с потоком по фазе и определяется уравнением:

. (1.26)

Для определения потерь в магнитопроводе трансформатора используют упрощенную схему замещения, в которой не учитывается действие потоков рассеяния и потери в первичной обмотке (рис. 1.17).

В трехфазном трансформаторе под Р_х понимают магнитные потери во всем магнитопроводе, т. е. в трех фазах. Активную составляющую тока холостого хода в этом случае определяют как

, (1.27)

где U₁ – линейное напряжение первичной обмотки.

Рис. 1.17. Упрощенная схема замещения трансформатора в опыте холостого хода

Из опыта холостого хода определяются следующие параметры.

1. Параметры контура намагничивания

(1.28)

где Р_х – мощность измеренная ваттметром; I₀₁ – ток холостого хода

(1.29)

где — полное сопротивление контура намагничивания.

2. Коэффициент трансформации

(1.30)

Поскольку потерями в первичной обмотке пренебрегаем, можно считать, что Е

1U₁; Е₂=U₂.

3. Потери в стали Р_х=Р_с.

4. Относительное значение тока холостого хода

(1.31)

Из перечисленных параметров в каталогах приводятся потери в стали Р_х и относительное значение тока холостого хода I₀%, которые являются важными характеристиками трансформатора. Снижение этих величин уменьшает потребление энергии и реактивного тока. В современных трансформаторах потери Р_с составляют (0,1-0,2)% от номинальной мощности трансформатора, а ток холостого хода – (0,5-10)% номинального тока первичной обмотки. Большие числа относятся к трансформаторам малой мощности.

Целесообразно определять относительные значения сопротивлений упрощенной схемы замещения трансформатора

_(1.32)

_{В уравнениях (1.28) и (1.29) сопротивления полученные из опыта холостого хода делятся на номинальное полное сопротивление, которое принимается за единицу.}

_{В современных силовых трансформаторах при U0=Uн обычно x0=25-200 Ом, r0=5-25 Ом. Вторые числа относятся к более мощным трансформаторам.}

На рис. 1.18 изображена векторная диа­грамма для упрощенной схемы замещения трансформатора в режиме холостого

Рис. 1.18. Векторная диаграмма трансформатора в режиме холостого хода

хода. Построение диаграммы начинаем с вектора первичного напряжения, который совмещаем с мнимой осью комплексной плоскости. Затем проводим вектор тока, который отстает от вектора напряжения на угол ₀. Величину угла ₀ определяем как

, (1.33)

где значения I_0a и I₀ определяются по формулам (1.25) и (1.26). Обычно I_0p I_0a, поэтому угол ₀  2, cos₀ имеет низкое значение и ток холостого хода является в основном реактивным. Магнитный поток отстает от напряжения по фазе на 90⁰, а векторы ЭДС Е₁ и Е₂ отстают по фазе на 90⁰ от магнитного потока. В виду малого падения напряжения на первичной обмотке от тока I₀ можно считать, что приложенное к первичной обмотке напряжение уравновешивается наведенной ЭДС Е₁.

4.3. Приведенный трансформатор

4.3.1. Приведение вторичной обмотки трансформатора

к первичной

Д

Рисунок 2.8 — Векторные диаграммы первичной (а) и вторичной (б) обмоток трансформатора

ля упрощения анализа и расчета режимов работы трансформатора пользуются способом, при котором одна из его обмоток приводится к другой. Смысл приведения состоит в том, чтобы сделать ЭДС первичной и вторичной обмоток одинаковыми, электромагнитную связь между обмотками заменить электрической связью и получить единую электрическую схему замещения трансформатора, построить другую, более простую и наглядную векторную диаграмму.

Чаще всего вторичную обмотку приводят к первичной. Для этого условно заменяют реальную вторичную обмотку некоторой фиктивной обмоткой с числом витков = w₁ = kw₂, т. е. увеличивают число ее витков в k раз. Таким образом, коэффициент приведения вторичной обмотки к первичной равен коэффициенту трансформации. Все параметры приведенной обмотки обозначают со штрихами (, , и т.д.). В приведенной обмотке в соответствии с новым числом витков увеличиваются все ЭДС, напряжения и падения напряжения, т.е.

(4.28)

Важным условием приведения является то, чтобы мощности и потери энергии во вторичной обмотке не изменялись. Для этого должны выполняться равенства и, из которых получаются соотношения для тока и активного сопротивления приведенной вторичной обмотки

; (4.29)

(4.30)

Аналогично соотношению (4.30) изменяются индуктивное сопротивление рассеяния приведенной вторичной обмотки и параметры нагрузки

1. ; = (4. 31)

Для полных сопротивлений справедливы соотношения

(4.32)

Если таким образом изменить (условно конечно) все электрические величины вторичной обмотки, то энергетические соотношения в реальном и приведенном трансформаторе сохраняются без изменений и поэтому приведение правомерно. При этом необходимо помнить, что приведение — это чисто аналитический прием, позволяющий упростить расчеты и анализ физических процессов в реальном трансформаторе.

4.3.2. Схема замещения и уравнения электрического

равновесия приведенного трансформатора

Поскольку в приведенной вторичной обмотке ЭДС равна ЭДС E₁, то оказывается возможным схемы замещения первичной обмотки (рисунок 4.7,а) и вторичной обмотки (рисунок 4.7,б) с измененными параметрами объединить в одну схему замещения, соединив электрически точки равного потенциала. Такая полная двухконтурная схема замещения показана на рисунке 4. 9. Ее часто называют Т-образной схемой замещения приведенного трансформатора.

Н

Рисунок 4.9 – Т—образная схема замещения

Приведенного трансформатора

а этой схеме ветвь c – d с сопротивлениями r_m и x_m и током I₀ называют ветвью намагничивания, ветвь А – с с током I₁ — первичной ветвью, ветвь с – а– х – d с током — вторичной ветвью или вторичным контуром.

П араметры схемы имеют строго определенные наименования: r_m — активное сопротивление ветви намагничивания, учитывающее потери в стали магнитопровода на перемагничивание и вихревые токи ; x_m — индуктивное сопротивление взаимоиндукции (ветви намаг­ничивания). Величина , поэтому принимают, что; r₁ иr₂’ — активные сопротивления первичной и приведенной вторичной обмоток; x₁ и x₂^‘ — индуктивные сопротивления рассеяния первичной и приведенной вторичной обмоток; — приведенное сопротивление нагрузки. Уравнения равновесия токов и ЭДС приведенного трансформатора записываются на основании 1 и 2 законов Кирхгофа

Полная векторная диаграмма приведенного трансформатора (рисунок 4.10) является графическим решением приведенных уравнений электрического равновесия 4.33.

Она объединяет векторные диаграммы первичной и вторичной обмоток, показанные на рисунке 4.8, при этом векторы ЭДС и между собой, а все построения для вторичной обмотки производятся для приведенных параметров.

Как отмечалось выше, в режимах номинальной нагрузки ток холостого хода I₀ очень мал по сравнению с током I_1н. Тем более он несоизмеримо мал по сравнению с током короткого замыкания, поэтому в этих режимах им можно пренебречь и в расчетах пользоваться упрощенной схемой замещения (рисунок 4.11).

Сопротивления r_k = r₁ +r₂^‘ и x_k= x₁ + x₂называют сопротивлениями короткого замыкаия.

Уравнения электрического равновесия для упрощенной схемы имеют вид

. (4.34)

Как уменьшить потери в распределительном трансформаторе?

Автор Jens Pan

Привет, это Дженс. Я инженер с десятилетним опытом проектирования трансформаторов. Я работал в Daelim, производителе с более чем 16-летним опытом производства и проектирования распределительных трансформаторов , в течение 7 лет. В этой статье я познакомлю вас с семью способами снижения потерь в распределительных трансформаторах.

Если вы считаете, что эта статья полезна для вас, поделитесь ею с другими людьми.

Если вам необходимо приобрести распределительный трансформатор, обратитесь в Daelim.

Daelim имеет ряд патентов на конструкции трансформаторов, и их продукция успешно применяется в Канаде, США, России, Германии и других странах.

Содержание

Метод 1: Разумный выбор мощности распределительного трансформатора

Основные принципы правильного и обоснованного выбора мощности распределительного трансформатора:

Мощность Потери самого распределительного трансформатора минимальны;

Распределительный трансформатор имеет более высокий коэффициент использования;

Мощность распределительного трансформатора соответствует диапазону низковольтного питания.

В основном учитывайте следующие моменты:

• Номинальная мощность распределительного трансформатора должна соответствовать требованиям всех электрических нагрузок, и трансформатор не должен работать в условиях длительной перегрузки.

• Мощность трансформатора не должна быть слишком большой или слишком маленькой. Для электрораспределительных с двумя и более трансформаторами следует учитывать, что при отказе одного из трансформаторов мощность остальных трансформаторов может удовлетворить требования всех нагрузок I и II категории.

• Ежедневная нагрузка трансформатора должна превышать 60% номинальной мощности трансформатора.

Метод 2: Максимально используйте энергосберегающие распределительные трансформаторы

В настоящее время все больше распределительных трансформаторов используют продукты серии S9 и выше.

Потери холостого хода серии S9 на 8% ниже, чем у серии S7, а потери под нагрузкой снижены в среднем на 24%.

Потери холостого хода серии S11 примерно на 20% ниже, чем у серии S9.

Кроме того, трансформаторы с сердечником из аморфного сплава снижают потери и экономят энергию.

Потери холостого хода трансформаторов с сердечником из аморфного сплава железа снижены в среднем на 70-80% по сравнению с S9продукты серии.

Потери нагрузки такие же, как и у трансформаторов серии S9.

Разработка распределительных трансформаторов. направление.

Метод 3: Установите оборудование для компенсации реактивной мощности соответствующим образом

В распределительной сети дневная и ночная нагрузка сильно меняется, и ночной распределительный трансформатор в основном находится в состоянии малой нагрузки или без нагрузки.

Чтобы эффективно компенсировать реактивную мощность самого трансформатора и избежать перекомпенсации при малой нагрузке или без нагрузки, приводящей к обратной передаче реактивной мощности.

Последующая компенсация обычно выполняется для распределительных трансформаторов мощностью менее 100 кВА примерно на 5% от мощности.

Для распределительных трансформаторов мощностью более 100 кВА используется от 7% до 10% мощности и применяется автоматическое переключение.

Метод 3: Установите оборудование для компенсации реактивной мощности соответствующим образом

В распределительной сети дневная и ночная нагрузка сильно меняется, и ночной распределительный трансформатор в основном находится в состоянии малой нагрузки или без нагрузки.

Чтобы эффективно компенсировать реактивную мощность самого трансформатора и избежать перекомпенсации при малой нагрузке или без нагрузки, приводящей к обратной передаче реактивной мощности.

Последующая компенсация обычно выполняется для распределительных трансформаторов мощностью менее 100 кВА примерно на 5% от мощности.

Для распределительных трансформаторов мощностью более 100 кВА используется от 7% до 10% мощности и применяется автоматическое переключение.

Метод 4: Выберите подходящее место для установки распределительного трансформатора

• При условии, что радиус электроснабжения не превышает 500 м, старайтесь находиться как можно ближе к центру нагрузки.

  

• Распределительный трансформатор полностью загружен. Другими словами, лучше, чтобы один распределительный трансформатор нес несколько типов нагрузок разной природы и использовал разницу во времени потребления мощности различных нагрузок для увеличения коэффициента нагрузки распределительного трансформатора.

Однако специальные трансформаторы для осушения и откачки колодцев не допускается подключать к другим нагрузкам.

Чтобы их можно было останавливать в периоды простоя, чтобы уменьшить потери холостого хода распределительных трансформаторов.

Установка распределительного трансформатора

Метод 5: Своевременная регулировка отвода распределительного трансформатора

Общие потери распределительного трансформатора: P∑=Pk+Po=(P2+Q2)/U2R+(U/U1 )∑ P’o

Где: Pk – потери трансформатора при коротком замыкании, кВт;

Po – потери холостого хода трансформатора, кВт;

P – Активная мощность трансформатора, кВт;

Q — Реактивная мощность трансформатора, кВАр;

U — рабочее напряжение распределительной сети;

У1 — номинальное напряжение распределительной сети;

P’o — эквивалентное сопротивление каждой обмотки трансформатора;

Ом — эквивалентное сопротивление обмоток распределительного трансформатора.

Из приведенной выше формулы видно, что постоянные потери распределительного трансформатора пропорциональны рабочему напряжению распределительной сети, а потери короткого замыкания обратно пропорциональны квадрату рабочего напряжения распределительной сети.

Поскольку потери холостого хода распределительного трансформатора составляют 80 % от общих потерь, рабочее напряжение может быть соответствующим образом снижено в течение периода низкого энергопотребления или периода низкой нагрузки, а рабочее напряжение может быть соответствующим образом увеличено в течение период пикового энергопотребления и период большой нагрузки, но смещение напряжения конечного пользователя находится в допустимом диапазоне.

Метод 6: Усилия по балансировке трехфазной нагрузки распределительного трансформатора

Несимметричный трехфазный ток нагрузки не только влияет на качество напряжения, но и увеличивает потери распределительного трансформатора.

Поэтому при ежедневной эксплуатации распределительного трансформатора необходимо часто измерять трехфазный ток нагрузки и ток нейтральной линии на вторичной стороне, а также выполнять работу по уравновешиванию трехфазного тока нагрузки.

Асимметрия выходного тока распределительного трансформатора не должна превышать 10 %.

Специально настроенный персонал для контроля трехфазной нагрузки распределительного трансформатора, анализа текущей ситуации пользователя и регулярного предоставления заблаговременных предупреждений производственному отделу.

Метод 7: Добейтесь успеха в экономичной эксплуатации распределительных трансформаторов

• Блок управления своевременно регулирует режим работы в соответствии с изменением нагрузки и отключает трансформатор без нагрузки или с малой нагрузкой .

• Если у пользователя есть 2 или более трансформаторов, отрегулируйте количество трансформаторов, вводимых в эксплуатацию, в соответствии с изменением нагрузки, чтобы уменьшить потери мощности.

Например, два распределительных трансформатора одинаковой мощности могут работать параллельно, когда нагрузка превышает критическую нагрузку. Когда нагрузка меньше критической нагрузки, их можно эксплуатировать по отдельности.

Фактическая мощность распределительного трансформатора:

Где: SN – номинальная мощность трансформатора;

Po – потери холостого хода трансформатора, кВт;

Pk – потери трансформатора при коротком замыкании, кВт;

Qo – потери реактивной мощности при холостом ходе трансформатора, кВАр;

QN – потери реактивной мощности при полной нагрузке трансформатора, кВАр;

Ккв – экономический эквивалент реактивной мощности (среднее значение 0,1).

Поделиться:

Еще сообщения

солнечная тепловая электростанция

Девять вопросов и ответов о солнечной тепловой электростанции Daelim — ведущий китайский бренд электрических решений. Daelim предлагает высококачественную продукцию по доступной цене. это

трансформатор 66кВ

Анализ неисправности трансформатора 66 кВ Для случая неисправности деформации вторичной обмотки трансформатора 66 кВ мы разработали и проанализировали весь процесс трансформатора 66 кВ из

проходной трансформатор

Диагностика деградации изоляции корпуса ввода распределительного трансформатора В этой статье автор представляет ввод главного трансформатора 500 кВ с аномальными диэлектрическими потерями и теоретически анализирует

бесс электростанция

Ключевой технологический проект электростанции Bess Быстрое развитие социальной экономики увеличило спрос людей на электроэнергию и требования к строительству зарядных станций.

Отправьте нам сообщение

ФИО

Телефон

Электронное письмо

Повторный курс по сокращению потерь в системе распределения

Нет отходов, не нужно.

На каждом этапе электрической системы – от генератора до розетки – есть потери энергии. Когда энергия теряется, коммунальные предприятия должны производить или покупать дополнительную энергию для удовлетворения спроса. Другими словами, неэффективность стоит денег.

Простой способ расчета потерь в стоимостном выражении — умножение средней стоимости энергии на мегаватт-час на общие потери энергии. Другой способ — узнать процент потерь коммунального предприятия, который представляет собой отношение общих потерь энергии к общему количеству источников энергии. Средний процент потерь государственной власти составляет 4,07%. Потери более 6% для коммунальных предприятий электроэнергетики могут свидетельствовать о чрезмерных физических потерях.

У коммунальных предприятий есть сильный стимул использовать большую часть имеющегося у них электричества. Эффективность связана не только с затратами — это также хороший показатель производительности и работоспособности системы, а мониторинг различных элементов, таких как избыточное тепло от трансформаторов и другого оборудования, может способствовать повышению надежности. Важность эффективности для коммунальных служб заключается в том, почему она является компонентом обозначений Smart Energy Provider и Reliable Public Power Provider.

Откуда берутся убытки?

Некоторые системные потери неизбежны, и полностью исключить потери невозможно.

Почти две трети энергии теряется при производстве и передаче электроэнергии.

На уровне распределения, которым управляет большинство коммунальных предприятий, большая часть потерь происходит в линиях (воздушных или подземных) и трансформаторах.

• Первичные линии и регуляторы могут составлять почти половину потерь в системе распределения
• На трансформаторы приходится около 27% потерь в распределительных сетях

Потери в других устройствах, таких как выключатели и выключатели, составляют меньшую часть потерь, но могут быть значительными во вторичных системах, где токи имеют тенденцию быть высокими.

Вот краткая информация о том, как коммунальные предприятия могут уменьшить потери в проводниках и трансформаторах.

Уменьшение потерь в проводниках

Проводники пропускают электрический ток. Проводники также оказывают сопротивление потоку тока, что приводит к потере мощности. Потери мощности (в ваттах) представлены известным соотношением:

P=I ² R

Ток, проходящий через проводник в амперах (А), и электрическое сопротивление в омах (Ом) обозначаются как I и R соответственно. Сопротивление увеличивается с увеличением длины проводника и уменьшается с увеличением площади поперечного сечения проводника. Так как по широкой трубе пройдет больше воды, чем по узкой, электрический заряд выше, а сопротивление ниже на проводах с большей площадью поперечного сечения.

Сопротивление, Р, для проводника определяется по уравнению: измеряется в Ом·м (омметрах). L представляет длину, а A представляет площадь поперечного сечения материала. Соотношения, показанные в уравнениях, подтверждают, что сопротивление проводника увеличивается с увеличением его длины и уменьшается с увеличением площади поперечного сечения.

Типичные проводники, используемые в новом воздушном распределительном щите, имеют сечение 336,4 тыс. смил 26/7, что подразумевает наличие 26 жил алюминиевого проводника, окружающих 7 стальных жил. Площадь проводящего алюминия составляет 336,4 тыс.см3, где один тыс.см3 равен одной тысяче круговых мил, а один круговой мил — площади круга диаметром один мил (0,001 дюйма). Старые проводники, такие как медная линия № 4 AWG, имеют поперечное сечение 41,7 тыс. см3.

На следующем упрощенном примере показано, как перепроводка может уменьшить потери в линии. Если коммунальное предприятие заменит одножильный медный провод № 4 AWG на многожильный алюминиевый провод сечением 336,4 тыс. смил в своей распределительной сети, это может снизить потери мощности почти в 5 раз. 

Проводник	Скрутка	Круговые милы	Допустимая мощность	Сопротивление, Ом/миля	Потери в линии для нагрузки 100 А в конце линии протяженностью 1 миля
4 AWG	Твердый	41 740	170	1,314	13,14 кВт
336,4	26/7	336 400	510	0,273	2,73 кВт

Восстановление или замена старых проводников является важным методом снижения потерь и может увеличить пропускную способность системы. Хотя теоретически замена проводника является отличным вариантом для снижения потерь, этот процесс, включая новое оборудование, является дорогостоящим.

Снижение потерь в трансформаторах

Трансформаторы понижают высокое напряжение электроэнергии от линии электропередач до более низкого напряжения в системе распределения. Потери трансформатора делятся на две категории — потери под нагрузкой (потери в обмотке) и потери холостого хода (потери в сердечнике). Потери холостого хода происходят постоянно, пока трансформатор находится под напряжением, а потери нагрузки меняются при изменении нагрузки.

Большинство потерь трансформатора связаны с потерями нагрузки, поэтому расчет потерь нагрузки является важным элементом любой оценки трансформатора.

Мощность трансформатора или электрическая мощность трансформатора измеряется в кВА. Нагрузка трансформатора кВА является произведением тока и напряжения. кВ — номинальное напряжение трансформатора в киловольтах, а I — ток трансформатора в амперах. Продукт примерно одинаков как на первичной, так и на вторичной стороне трансформатора.

Single-phase transformers kVA loading = kV * I

Three-phase transformers kVA loading = √3 kV * I

The voltage for three-phase цепей в приведенном выше выражении — это междуфазное напряжение, а указанный ток — это линейный ток. Нагрузка трансформатора измеряется в кВА и в три раза превышает нагрузку на фазу, при условии, что фазы приблизительно сбалансированы. Выражение справедливо как для обмотки, соединенной треугольником, так и для обмотки, соединенной звездой.

Напряжение в системе распределения должно поддерживаться на уровне или близком к номинальному значению. Потери нагрузки трансформатора, которые сильно зависят от квадрата тока, также приблизительно зависят от квадрата нагрузки трансформатора в кВА. Потери нагрузки и потери холостого хода при номинальной нагрузке трансформатора можно получить из данных производителя или из испытаний, проведенных на трансформаторе.

Некоторые примеры технологий, которые производители используют для повышения эффективности, включают:

• Высококачественные электротехнические стали
• Различные материалы проводника
• Корректировка конфигурации сердечника и катушки

Коммунальные предприятия также могут включать гарантии от значений потерь трансформатора в соглашения о закупках с производителями, например:

• Требование расширенных испытаний производителя для больших партий трансформаторов с подтверждающей документацией по испытаниям.
• Требование выезда обслуживающего персонала на объект во время заводских испытаний.
• Использование независимой лаборатории для тестирования образцов трансформаторов.
• Требование корректировки цен на трансформаторы, не соответствующие гарантированным характеристикам потерь.

Другие стратегии снижения и мониторинга потерь трансформаторов включают:

• Приобретение новых трансформаторов (и регуляторов напряжения) на основе оценки стоимости жизненного цикла.
• Использование функции компенсации падения напряжения в линии на регуляторах напряжения, чтобы избежать воздействия на трансформаторы, расположенные ближе всего к регуляторам, напряжения более чем на 5 % выше номинального.
• Использование трансформатора наименьшей мощности для каждой установки с учетом таких факторов, как температура окружающей среды во время пиковой нагрузки, продолжительность ожидаемой пиковой нагрузки и ожидаемый рост нагрузки; это может исключить использование трансформаторов с полной самозащитой (CSP), перегрузочная способность которых ограничена автоматическим срабатыванием встроенного вторичного выключателя.
• Вести записи о том, какие потребители подключены к каждому работающему трансформатору, и контролировать нагрузку потребителей на каждый трансформатор; убедитесь, что все брошенные трансформаторы отключены от первичной линии.

Другие способы снижения потерь

Существует множество других способов измерения и сокращения потерь в распределительной системе – некоторые из них проще реализовать, а другие связаны с более высокими затратами. Более дорогостоящие этапы, как правило, включают экономическую стоимость жизненного цикла и инженерный анализ.

• Регулярно проверяйте производительность системы и получайте точное представление о коэффициенте загрузки.
• Определите проблемные зоны с физическими потерями.
• Расставьте приоритеты обновлений на основе наибольшей стоимости энергии или потери спроса.
• Поддерживайте равные (сбалансированные) токи на всех трех фазах фидерной цепи, насколько это практически возможно.
• Используйте самый большой экономичный проводник для новых первичных цепей и делайте вторичные цепи как можно короче.
• Используйте проводник самого большого экономичного размера для новых первичных цепей и оцените преимущества трехфазной конструкции по сравнению с однофазной; по возможности избегайте применения регуляторов напряжения после подстанции.
• Проанализируйте батареи конденсаторов, чтобы убедиться, что размер и расположение конденсаторов правильно соответствуют нагрузке фидера.
• Установите конденсаторы, чтобы скорректировать коэффициент мощности на основе характеристик измеренного фидера, компьютерного моделирования и экономического анализа стоимости жизненного цикла.
• Каждые два года сверяйте каждый множитель счетчика, записанный в биллинговой системе, с соответствующими множителями, отмеченными на счетчиках.
• Регулярно проводите тестирование и калибровку расходомера. Тестируйте однофазные счетчики клиентов каждые восемь лет, многофазные счетчики — каждые шесть лет, а счетчики интенсивного использования (которые приносят более 3% общего дохода системы) — ежегодно.
• Установить измерительное/контрольное оборудование подстанции для каждого фидера для получения, как минимум, профилей напряжения, тока и коэффициента мощности в зависимости от времени.
• Преобразование длинных, сильно загруженных однофазных цепей в трехфазные.
• Перевести один или несколько фидеров на более высокий уровень напряжения
• Замените соединительные линии существующих сильно нагруженных цепей, начиная со стороны источника.