Straty mocy i energii w elementach elektroenergetycznego układu

Komentarze

Transkrypt

Straty mocy i energii w elementach elektroenergetycznego układu
Studia Podyplomowe
EFEKTYWNE UŻYTKOWANIE
ENERGII ELEKTRYCZNEJ
w ramach projektu
Śląsko-Małopolskie Centrum Kompetencji
Zarządzania Energią
Straty mocy i energii w elementach
elektroenergetycznego układu przesyłowego
Dr hab. inż. Wiesław Nowak
dr hab. inż. Wiesław Nowak, prof. AGH
Energooszczędność w instalacjach i sieciach
elektroenergetycznych
Straty mocy i energii w elementach
elektroenergetycznego układu
przesyłowego
Kraków, 2 marca 2013
Plan wykładu
1. Straty mocy i energii
2. Straty w liniach i przewodach
3. Wpływu odbiorników nieliniowych na
straty w elementach sieci
4. Straty w pozostałych elementach sieci
i instalacji
5. Dyskusja
3
1. Straty mocy i energii
4
Straty mocy i energii
Straty mocy i energii to potrzeby własne składowych
elementów sieci elektroenergetycznych w procesie
dostawy energii elektrycznej.
Straty dzieli się na straty:
‰obciążeniowe
(podłużne) – zależne od obciążenia
elementu sieciowego
‰jałowe
(poprzeczne) – praktycznie niezależne od
obciążenia.
5
Straty mocy czynnej obciążeniowe
6
Straty mocy czynnej obciążeniowe
7
Straty mocy czynnej obciążeniowe
8
Straty mocy czynnej obciążeniowe
9
Straty mocy czynnej obciążeniowe
10
Straty mocy czynnej obciążeniowe
11
Straty mocy czynnej obciążeniowe
Straty mocy jako funkcja przesyłanej mocy:
⎛ S
2
∆Po = 3 I R = 3 ⎜
⎜ 3U
⎝
I
–
S, P, Q –
R
U
–
–
2
2
2
2
⎞
+
S
P
Q
⎟ R=
R=
R
2
2
⎟
U
U
⎠
wartość skuteczna natężenia prądu w danym elemencie
sieciowym
odpowiednio moc pozorna, czynna i bierna przepływająca
przez dany element sieciowy
rezystancja podłużna elementu sieciowego
napięcie międzyfazowe
12
Straty mocy czynnej obciążeniowe
Problem: dostarczyć linią elektroenergetyczna L do
punktu odbioru O, moc wytwarzaną w generatorze G
G
~
moc P
cosϕ
L
O
długość linii l
U = ???
Jakie wybrać napięcie znamionowe generatora (linii)?
13
Straty mocy czynnej obciążeniowe
Zależność prądu znamionowego od napięcia znamionowego, P = 200 MW, cosϕ = 0,80
14
Straty mocy czynnej obciążeniowe
(1) Moc przesyłana:
P = 3UI cos ϕ
(2) Prąd w przewodzie linii:
I=
P
3U cos ϕ
(3) Straty mocy:
∆P = 3I 2 R0l
gdzie: R0 – rezystancja jednostkowa linii, Ω/km
l – długość linii, km
15
Straty mocy czynnej obciążeniowe
(4) Podstawiając (2) do (3):
2
⎛
⎞
P
⎟ R0l
∆P = 3⎜⎜
⎟
U
3
cos
ϕ
⎝
⎠
(5) Rezystancja przewodu:
ρl
ρl
= 2
R0l =
s πr
gdzie: ρ – rezystywność materiału przewodu, Ω⋅mm2/km
l – promień przewodu, mm
16
Straty mocy czynnej obciążeniowe
(6) Podstawiając (5) do (4) otrzymujemy:
∆P
P
l
ρ
=
⋅ 2 ⋅ 2 ⋅100%
2
P
cos ϕ πr U
Wniosek:
‰ chcąc ograniczać wielkość strat mocy przy danym
P, cosϕ, ρ oraz l należy zwiększać promień r
przewodu lub napięcie znamionowe U przesyłu
17
Straty mocy czynnej obciążeniowe
Zależność strat mocy od długości i promienia przewodu (Cu) linii
U = 15,75 kV, P = 200 MW, cosϕ = 0,80
18
Straty mocy czynnej obciążeniowe
‰ aby np. ograniczyć wielkość strat do poziomu 1% przy
przesyle na odległość 100 km linią o napięciu 15,75 kV,
należałoby zastosować przewody o promieniu powyżej
200 mm
‰ masa jednostkowa jednego przewodu takiej linii
wynosiłaby:
⎡ kg ⎤
π ⋅ 0,2 [m ] ⋅1000 [m] ⋅ 9000 ⎢ 3 ⎥ ≈ 1100 ton !!!
⎣m ⎦
2
2
‰ istniałyby trudności w budowie takiej linii
19
Straty mocy czynnej obciążeniowe
Zależność strat mocy od długości i napięcia znamionowego linii
r = 20 mm, P = 200 MW, cosϕ = 0,80
20
Straty mocy czynnej obciążeniowe
‰ aby ograniczyć wielkość strat do poziomu 1% przy
przesyle na odległość 100 km linią o napięciu 220 kV,
należy zastosować przewody o promieniu 20 mm
‰ masa jednostkowa jednego przewodu takiej linii wynosi:
⎡ kg ⎤
π ⋅ 0,02 2 [m 2 ] ⋅1000 [m] ⋅ 9000 ⎢ 3 ⎥ ≈ 11 ton (tylko!)
⎣m ⎦
‰ lepiej jest zastosować przewody aluminiowe: aluminium
ma co prawda ok.1,6 razy większą oporność właściwą
w stosunku do miedzi, ale ponad 3 razy mniejszą
gęstość
21
Straty mocy czynnej jałowe
Straty jałowe:
G
U
–
–
∆Pj = U 2 G
konduktancja poprzeczna elementu sieciowego
napięcie międzyfazowe
Straty jałowe:
‰w
praktyce przyjmuje się, że są stałe
‰określa
się dla tych elementów sieciowych, dla których
w schematach zastępczych uwzględnia się kondunktancję
(linie elektroenergetyczne napowietrzne o napięciu znamionowym
Un > 30 kV i kablowe o napięciu znamionowym Un > 20 kV,
transformatory oraz kondensatory równoległe)
22
Wypadkowe straty mocy czynnej
Wypadkowe straty mocy czynnej:
∆P = ∆Po + ∆Pj
23
Straty energii
Straty energii ∆E określa następująca zależność:
Ta
∆E = ∫ ∆Pt dt
0
∆Pt
Ta
–
–
chwilowe straty mocy czynnej
czas obliczeniowy czyli czas, dla którego wyznacza
się straty energii
24
Straty energii
Straty energii ∆E są sumą:
Ta
Ta
0
0
∆E = ∫ ∆Pt dt = ∫ [ ∆Pj + ∆Pot ]dt =∆E j + ∆Eo
∆Ej
∆Eo
–
–
jałowe straty energii czynnej
jałowe straty energii czynnej
25
Jałowe straty energii
Jałowe straty energii przy założeniu ∆Pj = const:
∆E j = ∆Pj Ta
Ta
–
czas pracy urządzenia (np. Ta = 8760 h)
26
Obciążeniowe straty energii
Obciążeniowe straty energii czynnej ∆Eo:
Ta
∆Eo = ∫ ∆Pot dt
0
Moc chwilową strat ∆Pot można wyrazić jako:
⎛ It
∆Pot = ∆Pos ⎜⎜
⎝ Is
Is
It
Ss
St
∆Pos
mSt
–
–
–
–
–
–
2
⎞
⎛ St
⎟⎟ = ∆Pos ⎜⎜
⎠
⎝ Ss
2
⎞
2
⎟⎟ = ∆Pos m St
⎠
największe natężenie prądu w okresie obliczeniowym Ta
natężenie prądu w chwili t
największe obciążenie mocą pozorną w okresie obliczeniowym Ta
obciążenie mocą pozorną w chwili t
straty obciążeniowe przy szczytowym (maksymalnym) obciążeniu
chwilowy stopień obciążenia mocą pozorną
27
Obciążeniowe straty energii
Obciążeniowe straty energii czynnej ∆Eo:
Ta
2
∆Eo = ∆Pos ∫ m St
dt = ∆Pos τ = ∆Pos τ w Ta
0
τ
τw
–
–
czas trwania strat maksymalnych
względny czas trwania strat maksymalnych
28
Czas trwania strat maksymalnych
Czas występowania strat maksymalnych wyrażony jest
następującą zależnością :
τ=
1
Ta
2
I
∫ t dt =
I s2 0
Ta
S t2
0
S s2
∫
dt =
Ta
2
m
∫ St dt ≡ τ w Ta
0
Obliczenie dokładnej wartości wymaga funkcyjnego
odwzorowania przebiegu prądu It = I(t) lub mocy St = S(t) w ciągu
całego okresu czasu.
29
Czas trwania strat maksymalnych
W praktyce podstawowymi wielkościami
mierzonymi są:
‰ilość
wprowadzonej (zakupionej) energii elektrycznej
‰maksymalne
obciążenia (moc szczytowa)
‰średnie
obciążenia w wybranych jednostkach czasu np.
obciążenia 15-minutowe
Analiza różnych metod wyznaczania czasu trwania strat
maksymalnych przedstawiona jest w:
Kulczycki J. pod red.: Straty energii elektrycznej w sieciach
dystrybucyjnych, Wyd. PTPiREE, Poznań 2009
30
2. Straty w liniach i
przewodach
31
Straty mocy w liniach
Straty w liniach napowietrznych i kablowych:
‰obciążeniowe
‰jałowe
‰dodatkowe
32
Straty obciążeniowe
Straty obciążeniowe:
⎛ S
2
∆Po = 3 I R = 3 ⎜
⎜ 3U
⎝
I
–
S, P, Q –
R
U
–
–
2
2
2
2
⎞
+
S
P
Q
⎟ R=
R=
R
2
2
⎟
U
U
⎠
wartość skuteczna natężenia prądu w danym elemencie
sieciowym
odpowiednio moc pozorna, czynna i bierna przepływająca
przez dany element sieciowy
rezystancja podłużna elementu sieciowego
napięcie międzyfazowe
33
Straty obciążeniowe
Przekroje napowietrznych przewodów gołych stosowanych
w elektroenergetycznych sieciach przesyłowych i dystrybucyjnych
A - klasyczny przewód stalowo aluminiowy z drutami okrągłymi (AFL)
B - przewód z drutami segmentowymi i rdzeniem z drutów okrągłych stalowych
(AFLs)
C - przewód z drutami segmentowymi i rdzeniem kompozytowym (ACCC/TW),
D - przewody gołe z aluminium lub ze stopu aluminium AlMgS (AAL)
34
Straty obciążeniowe
Względne zmiany rezystancji przewodów
Względny przyrost rezystancji przewodów
1.30
AFL, AL, AFLs, ACCC/TW - przewody z aluminium
1.25
AAL -przewód - stop alunimium
1.20
1.15
1.10
1.05
1.00
20
30
40
50
60
Temperatura pracy przewodów w oC
70
80
35
Straty obciążeniowe
‰
konstrukcji przewodów z drutami segmentowym i kompozytowymi
pozwalają na zwiększenie pola przekroju aluminium przewodów
AFLS o 20 ÷ 25%, a w przewodach z rdzeniem kompozytowym
(ACCC/TW) o około 30% w stosunku do klasycznego przewodu AFL
o tej samej średnicy
‰
zwiększenie ilości aluminium w przewodach kompozytowych
i segmentowych przekłada się na zmniejszenie rezystancji
‰
zastosowanie przewodów „niskozwisowych” z rdzeniem
kompozytowym, pozwala na pracę przewodów w wyższych
temperaturach i przy zwiększonym obciążeniu bez konieczności
zmiany konstrukcji słupów - równocześnie podwyższona
temperatura przewodów oraz zwiększone obciążenie powoduje
większe straty mocy w takim przewodzie
36
Straty obciążeniowe
Względne straty mocy czynnej i rezystancji w linii z przewodami ACCC
22
Względne straty mocy i rezystancji
20
względne straty mocy
18
względna zmiana rezystacji
16
14
12
10
8
6
4
2
0
40
50
60
70
80
90
100 110 120 130 140 150 160 170 180
Dopuszczalne temperatry pracy przewodu ACCC-460 / Stockholm
37
Straty jałowe
Straty jałowe to straty wywołane zjawiskiem:
‰upływem
‰ulotu
w izolacji
elektrycznego
38
Straty jałowe
Straty mocy na upływność w linii 110 kV na izolatorach wiszących
4000
Straty na upływność, [W /1 km toru]
3500
3000
2500
2000
1500
1000
500
0
pogoda sucha
deszcz
lekka mgła
Stany pogody
gęsta mgła i
wiatr
sadź
39
Straty jałowe
P, kW/km
Straty ulotowe w dwóch liniach 220 kV o podobnych konstrukcjach: 2, 3, 5, a – dobra
pogoda; 1, c – deszcz; 4 – marznąca mżawka; b – suchy śnieg; 4 – szron. Linie
przerywane (oznaczenia literowe) – wartości obliczeniowe; Linie ciągłe (oznaczenia
liczbowe) – wartości pomiarowe
40
Straty jałowe
Według klasycznego wzoru Peeka wielkość strat ulotowych P
wyrażona jest zależnością:
241
r
( f + 25) (U − U j )2 ⋅ 10 −5
P=
δ
a
δ
f
a
r
U
Uj
–
–
–
–
–
–
[kW/km]
gęstość względna powietrza,
częstotliwość w Hz,
odstęp między przewodami linii,
promień przewodu linii,
wartość skuteczna napięcie fazowego w kV,
wartość skuteczna napięcie fazowego w kV odpowiadająca
natężeniu pola elektrycznego jonizacji zderzeniowej:
41
Straty jałowe
Według klasycznego wzoru Peeka wielkość strat ulotowych P
wyrażona jest zależnością:
241
r
( f + 25) (U − U j )2 ⋅ 10 −5
P=
δ
a
δ
f
a
r
U
Uj
–
–
–
–
–
–
[kW/km]
gęstość względna powietrza,
częstotliwość w Hz,
odstęp między przewodami linii,
promień przewodu linii,
wartość skuteczna napięcie fazowego w kV,
wartość skuteczna napięcie fazowego w kV odpowiadająca
natężeniu pola elektrycznego jonizacji zderzeniowej:
42
Straty jałowe
Według klasycznego wzoru Peeka wielkość strat ulotowych P
wyrażona jest zależnością:
241
r
( f + 25) (U − U j )2 ⋅ 10 −5
P=
δ
a
δ
f
a
r
U
Uj
–
–
–
–
–
–
[kW/km]
gęstość względna powietrza,
częstotliwość w Hz,
odstęp między przewodami linii,
promień przewodu linii,
wartość skuteczna napięcie fazowego w kV,
wartość skuteczna napięcie fazowego w kV odpowiadająca
natężeniu pola elektrycznego jonizacji zderzeniowej:
43
Straty jałowe
E j = 21,2 δ m1 m 2
m1
m2
– współczynnik uwzględniający gładkość powierzchni przewodu,
równy 0,98 ... 0,83 w zależności od konstrukcji i stopnia zestarzenia
przewodu,
– współczynnik uwzględniający warunki pogodowe, równy 0,8 dla
deszczu.
44
Straty jałowe
Przekrój wiązki przewodowej; R – promień wiązki, Rz – promień równoważny,
re – promień zastępczy wiązki, r = 0,5 d – promień przewodu wiązki
re = R
N
Nr
R
45
Straty jałowe
Obrazy natężenia pola elektrycznego w otoczeniu fazy środkowej jednotorowej
linii 400 kV dla liczby przewodów w wiązce N = 1, 2, 3,
46
Straty dodatkowe
Straty jałowe to straty wywołane zjawiskiem:
‰straty
w powłokach, pancerzach i żyłach powrotnych
‰straty
w przewodach odgromowych
kabli
47
3. Wpływu odbiorników
nieliniowych na straty
w elementach sieci
48
Wprowadzenie
• Stosowanie odbiorników nieliniowych w sieciach
elektroenergetycznych skutkuje odkształceniem od
sinusoidy przebiegów napięć i prądów
• Wpływa to między innymi na zwiększenie strat mocy
i energii w elementach sieci:
– liniach
– transformatorach
49
Wprowadzenie
• Dodatkowe straty mocy w liniach
spowodowane są:
– wzrostem rezystancji przewodów linii przy przepływie
prądów wyższej częstotliwości
– obciążeniem przewodu neutralnego harmonicznymi
rzędu o krotności trzy – harmoniczne potrójne
• Dodatkowe straty mocy w transformatorach
spowodowane są prądami wirowymi powstającymi
wskutek oddziaływania strumienia rozproszenia w:
– przewodach uzwojeń
– elementach konstrukcyjnych transformatora
50
Straty mocy w liniach
• Przepływ prądu w czteroprzewodowej linii niskiego
napięcia skutkuje wystąpieniem strat mocy ∆PL
∆PL = ∆PLF + ∆PLN
(
)
∆PLF = I L21 + I L22 + I L23 RF
gdzie:
∆PLN = I N2 R N
IL1, IL2, IL3 –wartości skuteczne prądów w przewodach fazowych,
RF –
rezystancja przewodu fazowego,
IN
wartość skuteczna prądu w przewodzie neutralnym,
–
RN –
rezystancja przewodu neutralnego.
51
Straty mocy w liniach
• Powyższe zależności pozostają słuszne również dla
odkształconych przebiegów prądów
• Wartości skuteczne prądów określone są następująco:
IF =
∞
∑I
i =1
2
Fi
IN =
∞
2
I
∑ Ni
i =1
gdzie:
Ifi – wartość skuteczna i-tej harmonicznej prądu w przewodach fazowych,
Ini – wartość skuteczna i-tej harmonicznej prądu w przewodzie neutralnym.
52
Straty mocy w liniach
• Analizując wpływ prądów odkształconych na straty
mocy należy uwzględnić wzrost rezystancji
przewodów wskutek zjawiska naskórkowości
i efektu zbliżenia przewodów
• Wzrost rezystancji RAC przewodu linii niskiego
napięcia przy przepływie prądu przemiennego,
w odniesieniu do rezystancji RDC przewodu przy
przepływie prądu stałego wynosi:
gdzie:
RAC
= 1 + x s (n ) + x sp (n )
RDC
xs(n) – współczynnik określający wpływ zjawiska naskórkowości,
xsp(n) – współczynnik określający wpływ efektu zbliżenia przewodów,
n – rząd harmonicznej.
53
Straty mocy w transformatorach
• Straty w transformatorach są sumą strat jałowych
i strat obciążeniowych
• Straty jałowe są niezależne od obciążenia
transformatora. Straty obciążeniowe ∆PT można
przedstawić jako sumę strat podstawowych ∆PTP
i strat dodatkowych ∆PTD:
∆PT = ∆PTP + ∆PTD
– Straty podstawowe – wydzielanie ciepła w uzwojeniach
transformatora przy przepływie prądu obciążeniowego
– Straty dodatkowe – wywołane prądami wirowymi
w przewodach uzwojeń i innych elementach
konstrukcyjnych transformatora - powstającymi
wskutek oddziaływania strumienia rozproszenia
54
Straty mocy w transformatorach
• Współczynnik wzrostu strat obciążeniowych KO można
wyrazić zależnością:
∆PTo ∆PTP + K ⋅ ∆PTD
=
KO =
∆PT
∆PTP + ∆PTD
2
∞ ⎡
⎤
⎛ Ii ⎞
2
K = ∑ ⎢⎜ ⎟ ⋅ ni ⎥
i =1 ⎢
⎥⎦
⎣⎝ I ⎠
• Jeżeli założyć, że stosunek β strat dodatkowych do
podstawowych wynosi:
∆PTD
β=
∆PTP
to
KO =
1+ K ⋅β
1+ β
55
Straty w modelowej sieci nn
Układ modelowy:
• transformator SnT = 100 kVA,
• napowietrznej linii nN
– długość L =12 × 50 m
– przewody typu AsXSn 4×50 mm2
• obciążenie takiej samej mocy i charakterze (Iobc = 6 A)
56
Straty w modelowej sieci nn
Zależność rezystancji przewodu izolowanego typu
AsXSn oraz przewodu gołego typu AL od
częstotliwości płynącego prądu
57
Straty w modelowej sieci nn
58
Przebiegi prądów obciążenia
Wariant 1
Wariant 2
Wariant 3
9,0
[A]
4,5
12
[A]
6
12
[A ]
6
0,0
0
0
-4,5
-6
-6
-9,0
0
10
(file 1v 4.pl4; x- var t) c:TKA
20
30
[ms] 40
-X0001A
-12
-12
0
10
20
30
[ms]
40
(f ile pra dy .p l4 ; x-v a r t) c :X0 021 A-X0 02 6A
Wariant 4
0
Wariant 5
12
[A]
6
12
[A ]
6
0
0
0
-6
-6
-6
-12
-12
10
20
30
[ms]
40
(f il e p rady .pl4 ; x-v ar t) c:X0 02 1A-X00 26A
10
Wariant 7
20
30
[ms]
40
0
10
Wariant 8
0
0
0,0
-6
-6
-7,5
(f il e p rady .pl4 ; x-v ar t) c:X0 02 1A-X00 26A
20
30
[ms] 40
-12
40
0
10
(f ile pra dy .p l4 ; x-v a r t) c :X0 004 A-X0 02 6A
20
30
[ms]
40
30
[ms] 40
Wariant 9
15,0
[A]
7,5
10
[ms]
(fi le p rad y .pl 4; x -v ar t) c:X00 21A -X00 26 A
12
[A]
6
0
30
-12
0
(f ile pra dy .p l4 ; x-v a r t) c :X0 021 A-X0 02 6A
12
[A]
6
-12
20
Wariant 6
12
[A ]
6
0
10
(fi le p rad y .pl 4; x -v ar t) c:X00 21A -X00 26 A
20
30
[ms]
40
-15,0
0
10
20
(fi le p rad y .pl 4; x -v ar t) c:X00 04A -X00 26 A
59
Wyniki obliczeń strat mocy w linii
• Całkowite straty mocy w linii nN
oraz straty mocy w przewodach neutralnych
w wariantach W1-W9
3500,00
Straty mocy, W
3000,00
2500,00
2000,00
1500,00
1000,00
500,00
0,00
Suma strat mocy
Suma strat mocy w przew. n.
W‐1
H1
W‐2
H1, H3 W‐3
H1, H5
W‐4
H1, H7
W‐5
H1, H9
W‐6
H1, H11
W‐7
H1, H13
W‐8
H1‐H13
W‐9
H1‐H13
2250,37
2875,99
2250,73
2251,93
2878,15
2255,41
2257,65
2368,29
3147,95
0,03
639,88
0,10
0,16
746,48
0,29
0,36
119,73
919,52
60
Wyniki obliczeń strat mocy w linii
• Całkowite straty mocy w linii nN wywołane
poszczególnymi prądami harmonicznymi
w wariantach W-8 i W-9
3500,00
Straty mocy, W
3000,00
2500,00
2000,00
1500,00
1000,00
500,00
0,00
SUMA
H1
H3
H5
H7
H9
H11
H13
THD = 14,37% 2368,29
2204,83
158,74
2,51
0,76
0,82
0,35
0,29
THD = 51,33% 3147,95
1781,00
1208,58
118,61
21,21
13,78
3,39
1,38
61
Wyniki obliczeń strat mocy
w transformatorze
• Wartości współczynnika KO dla analizowanych
wariantów obciążenia
3,000
2,500
K0 [‐]
2,000
1,500
1,000
0,500
0,000
W‐1
H1
W‐2
H1, H3 W‐3
H1, H5
W‐4
H1, H7
W‐5
H1, H9
W‐6
H1, H11
W‐7
H1, H13
W‐8
H1‐H13
W‐9
H1‐H13
1,000
1,073
1,219
1,438
1,730
2,094
2,532
1,019
1,328
62
Wnioski
• Należy zwrócić uwagę na fakt, że różne czynniki
wpływają na wielkość zmian strat mocy w liniach i w
transformatorach.
– W liniach najistotniejsze są straty wywołane
harmonicznymi o krotności rzędu 3.
– Natomiast w transformatorach straty dodatkowe silnie
zależą od stopnia odkształcenia prądu – można wskazać
na harmoniczne wyższych rzędów, jako główną
przyczynę wzrostu strat dodatkowych.
63
4. Straty w pozostałych
elementach sieci
i instalacji
64
Straty w kondensatorach
Straty w bateriach kondensatorów
∆PC = ∆PCj ⋅ Q j
∆PCj
Qj
–
–
całkowite straty jednostkowe w baterii kondensatorów [W/kvar]
moc baterii kondensatorów [kvar]
Bateria kondensatorów
Rodzaj baterii kondensatorów
bez rezystorów
rozładowczych
łącznie z
rezystorami
łącznie z
bezpiecznikami,
rozładowczymi
stycznikami,
kablami
w układach z
dławikami
ochronnymi
Straty mocy czynnej [W/kvar]
Na niskie napięcie nn (do 1 kV)
Na średnie napięcie SN (do 30 kV)
≤ 0,2
< 0,7
< 2,5
<7
≈(0,07 – 0,25)
65
Straty w licznikach energii elektrycznej
Straty w licznikach:
∆Pliczn = n1 ∆P1 f + n1e ∆P1 fe + n2 ∆P3 f + n2 e ∆P3 fe
gdzie: ∆P1f – straty mocy w liczniku indukcyjnym jednofazowym, ∆P3f – straty mocy w
liczniku indukcyjnym trójfazowym, ∆P1fe, – straty mocy w liczniku elektronicznym
jednofazowym, ∆P3fe – straty mocy w liczniku elektronicznym trójfazowym, n1 – liczba
liczników indukcyjnych jednofazowych, n3 – liczba liczników indukcyjnych
trójfazowych, n1e – liczba liczników elektronicznych jednofazowych, n3 – liczba
liczników elektronicznych trójfazowych.
Liczniki energii elektrycznej
Straty mocy czynnej [W/licznik]
jednofazowe
trójfazowe
Liczniki indukcyjne
(3,2 – 3,4)
7,2
Liczniki elektroniczne
(0,8 – 1,1)
(1,0 –1,2)
66
Straty w przyłączach i WLZ
??? – duży problem – szacunkowo:
∆E p = 0,003 E
∆Ewlz = 0 ,003 E
∆Ep
∆Ewlz
E
–
–
–
straty energii w przyłączach
straty energii w WLZ
energia przepływająca przez przyłącze i WLZ
67
Straty mocy w bezpiecznikach
60
50
Straty mocy, [W]
40
WTN 00 gF
WTN 1 gF
30
WTN 00 gG
WTN 1gG
20
WTN 2 gG
WTN 3 gG
Bu_Wto
10
Bm_Wto
0
0
50
100
150
200
250
300
350
400
450
Prąd znaminowy wkładki, [A]
500
550
600
650
68
Straty mocy w bezpiecznikach
140
Straty mocy, [W]
120
100
80
60
40
20
0
PBG 00
PBG 00-3
PBN 1
PBN 1-3
PBN2
Typ podstawy bezpiecznikowej
PBN 2-3
PBN 3
69
Straty mocy w zestykach
2
złącze Cu-Cu
1.8
złącze AlCu-ALCu
1.6
złącze Cu-Al Cu-AL
Straty mocy, [W]
1.4
złącze Al-Al
1.2
1
0.8
0.6
0.4
0.2
0
0
20
40
60
80
100 120 140 160 180 200 220 240 260 280
Prąd płynący przez złącze, [A]
70
Sprzęt informatyczny
6 komputerów, 12 monitorów
Wielkość
Wartość skuteczna napięcia, V
Wartość skuteczna prądu, A
Współczynnik THD prądu, %
Moc czynna, W
Moc bierna przesunięcia, VAr
Moc bierna odkształcenia, VAr
Moc pozorna, VA
Współczynnik mocy, —
Współczynnik mocy pierwszych. harmonicznych, —
Stand by
227,6
1,50
138
188
62
280
343
0,50
0,95
Obciążenie
227,2
2,18
155
280
72
399
492
0,56
0,96
71
Dziękuję za uwagę
i zapraszam do dyskusji
72

Podobne dokumenty