Вопрос 6. Оценка потерь в силовых кабелях

ΔW_каб=24ДU²b_ctgδ∑l_каб

где b_c – емкостная проводимость. Она есть в справочных данных в зависимости от материала.

b_c=ωC

tgδ необходимо мерить на кабеле при помощи моста Шеренга.

Но есть упрощенная приблизительная формула расчета:

tgδ=(0.003+0.0002Т_сл)x(1+α_тТ_СЛ)

где Т_сл – число лет эксплуатации кабеля,

α_Т – коэффициент, учитывающий время изготовления кабеля с какими технологическим условиями.

Первая скобка – тангенс угла при изготовлении кабеля с поправкой на ухудшение угла с продолжительностью использования.

У кабелей, изготовленных в начале 60-тых годов tgδ=0.011, сейчас он равен 0.003.

Запишем некоторые значения проводимости (сим/км) в зависимости от сечения и класса напряжения.

Это не справочные данные, а уже "пересчет".

S, мм2/U, кВ	6	10	35
50	131,9	106,8	–
70	166,5	122,5	62,8
95	219,9	141,4	69,1

α_т=0.05 1/год

∑l=10 км

Т_сл=10 лет

tgδ=(0.003+0.0002*10)x(1+0.05*10)=0.0075

ΔW_каб=24*31*10²*122.5*0.0075*10=0.68 тыс кВт ч

Вопрос 7. Расчет потерь в трансформаторах напряжения. Отличие от расчетов потерь в трансформаторах тока.

Общие потери равны сумме потерь в первичной и вторичной сторонах.

ΔР_ТН=ΔР_1ТН+ΔР_2ТН

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 ΔР_2ТН

ΔР2ТН, Вт	40	60	300	225
U, кВ	6-10	20-35	110-220	330-500

Если напряжение 10 и ниже:

ΔW_ТН=(ΔР_1ТН+β_{загрузки} ΔР_2ТНК_тн)*24*Д*10^-6=(ΔР_1ТН+1.5ΔР_2ТНК_тн)*24*Д* 10^-6

Если напряжение 110 и выше:

ΔW_ТН=(ΔР_1ТН+β_{загрузки} ΔР_2ТН√К_тн)*24*Д*10^-6=(ΔР_1ТН+1.5ΔР_2ТНК_тн)*24 *Д*10^-6

Вообще коэффициент загрузки указывается.

Рассмотрим пример. Январь, К_тн=0.5, β=1.5. Две сети – 10 кВ и 110 кВ.

ΔW_ТН=(10+1.5*40*0.5)*24*31*10^-6=0.03 тыс. кВт ч

ΔW_ТН=(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.

Но вот проблему создает расчет потерь у ТТ. Их довольно много и они практически все разные.

ΔP_ТТ=P_I+P_II+P_Н – 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.

ΔР_ТТ=n_тт(ΔР_I+n_обмΔР_II+n_обмP_нcosφ√k_ТТ)

где k_ТТ – класс точности ТТ, P_н=15*n_гр. n_гр–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:

ΔW_ТТ=ΔР_ТТβ_ТТэкв²24Д10^-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.

ΔW_ТТ10=[2(40+2*6+2*15*0,5*√0,5)]*0,5*0,5*24*31*10^-6=0,023 тыс. кВтч

ΔW_ТТ110=[2(100+4*6+4*15*3*0,5*√0,5)]*0,5*0,5*24*31*10^-6=0,104 тыс. кВтч