Straty mocy i energii w elementach elektroenergetycznego układu
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