Вопрос 5. Расчет потерь в трансформаторах тока. Отличие от расчётов потерь в трансформаторах напряжения.
ТТ довольно много и они практически все разные.
ΔPТТ=PI+PII+PН – потери в первичной обмотке, вторичной обмотке, в нагрузке.
Группа |
Uном, кВ |
Iном |
ΔРI, Вт |
ΔРн, Вт |
ΔРII, Вт |
Вторичные обмотки |
1 |
6 |
Iном< 2000 A |
40 |
10 для КТ 0,5, 15 для КТ 1,0 |
6 |
2 |
10 |
40 |
6 |
||||
2 |
10 |
Iном> 2000 A |
40 |
20 для КТ 0,5, 30 для КТ 1,0 |
6 |
|
35 |
40 |
6 |
||||
3 |
110 и больше |
|
100 |
30 для КТ 0,5, 45 для КТ 1,0 |
6 |
4 |
Потери во вторичной обмотке зависят от класса точности (КТ) трансформатора тока (ТТ).
При подключении нагрузки увеличивается фазовый сдвиг из-за увеличения тока намагничивания, что создает погрешность.
Если мы говорим о сети с заземленной нейтралью – 110 кВ и выше, то ТТ стоят на всех трех фазах, так как надо знать, какие токи текут во всех трех фазах. А в сети с изолированной нейтралью ставиться только два трансформатора на две фазы, так как ток в третьей фазе можно определить по первому З Кирхгофа.
Потери в ТТ на присоединение.
ΔРТТ=nтт(ΔРI+nобмΔРII+nобмPнcosφ√kТТ)
где kТТ – класс точности ТТ, Pн=15*nгр. nгр–номер группы.
Если хотя бы одна из обмоток используется для коммерческих целей, а не для целей РЗА, то нормируется нагрузка.
Это мы определили потери мощности в ТТ одного присоединения. Тогда можно найти потери энергии в трансформаторе тока одного присоединения:
ΔWТТ=ΔРТТβТТэкв224Д10-6.
где β – коэффициент загрузки, 24 часа – сутки, Д – число дней месяца, 10-6 – МВт, но принято говорить 1000 кВт в час.
Пример.
Определить потери энергии в ТТ за январь месяц на присоединении 10 кВ с номинальным током 1000 А и в присоединении 110 кВ в случае, если класс точности обоих ТТ равен 0,5, а коэффициент загрузки β=0,5, cosφ=0,5.
ΔWТТ10=[2(40+2*6+2*15*0,5*√0,5)]*0,5*0,5*24*31*10-6=0,023 тыс. кВтч
ΔWТТ110=[2(100+4*6+4*15*3*0,5*√0,5)]*0,5*0,5*24*31*10-6=0,104 тыс. кВтч.
Потери в тн.
Общие потери равны сумме потерь в первичной и вторичной сторонах.
ΔРТН=ΔР1ТН+ΔР2ТН
U, кВ |
10 |
ΔР1ТН=10 Вт |
Uном, кВ |
110 и более |
ΔР1ТН=110 Вт |
Нормированная нагрузка:
KТН |
20 кВ и ниже |
Sн2=SтнKтн |
KТН |
110 кВ и выше |
Sн2=Sтн√Kтн |
Как правило, cosφ≈0.5
Потери ΔР2ТН
ΔР2ТН, Вт |
40 |
60 |
300 |
225 |
U, кВ |
6-10 |
20-35 |
110-220 |
330-500 |
Если напряжение 10 и ниже:
ΔWТН=(ΔР1ТН+βзагрузки ΔР2ТНКтн)*24*Д*10-6=(ΔР1ТН+1.5ΔР2ТНКтн)*24*Д* 10-6
Если напряжение 110 и выше:
ΔWТН=(ΔР1ТН+βзагрузки ΔР2ТН√Ктн)*24*Д*10-6=(ΔР1ТН+1.5ΔР2ТНКтн)*24 *Д*10-6
Вообще коэффициент загрузки указывается.
Рассмотрим пример. Январь, Ктн=0.5, β=1.5. Две сети – 10 кВ и 110 кВ.
ΔWТН=(10+1.5*40*0.5)*24*31*10-6=0.03 тыс. кВт ч
ΔWТН=(110+1.5*300*√0.5)*24*31*10-6=0.32 тыс. кВт ч
В сетях 10 кВ и ниже очень часто используют включение трансформаторов фаза-фаза-земля. Часто используют трехфазный трансформатор по схеме звезды.
Фото 2.
