Нагрузочные потери: общие положения расчетов нагрузочных потерь мощности и электроэнергии

Разное

Содержание

общие положения расчетов нагрузочных потерь мощности и электроэнергии

Нагрузочные потери активной мощности ∆P в трехфазном элементе сети с сопротивлением фазы R и током в фазе I определяют по формуле

 

Напряжение, используемое в формуле (2.1), должно относиться к узлу, в котором заданы значения P и Q (если P и Q заданы в начальной точке ветви, то и U должно соответствовать этой точке, и наоборот).

Значения P и Q в ветвях сети обычно изначально неизвестны, а известны нагрузки в ее узлах (на подстанциях). Целью расчета установившегося режима (УР) является определение значений P и Q 31 в каждой ветви сети по данным об их значениях в узлах. Потери мощности в сети в целом определяются как сумма значений, рассчитанных для каждого элемента по формуле (2.1).

Потери электроэнергии представляют собой сумму потерь мощности во всех режимах расчетного периода. Для того чтобы рассчитать все часовые режимы (720–744 режима в месяце и 8760 в году), необходимо знать нагрузки узлов в каждом из этих режимов. Осуществить такой расчет на практике возможно только при наличии системы телеизмерений (ТИ) нагрузок, автоматически поставляющей данные о текущих нагрузках узлов в вычислительный центр. Если же измеряются нагрузки ветвей, то нет необходимости проводить и расчет УР, достаточно суммировать потери мощности, рассчитанные для каждой ветви по формуле (2.1).

Вместе с тем известно, что средствами ТИ в настоящее время оснащены далеко не все, даже основные, сети напряжением 110 кВ и выше. Тем более нет оснований ожидать, что в ближайшем будущем ими будут оснащены все радиальные сети 35 кВ и ниже. Поэтому возникает задача расчета потерь электроэнергии за расчетный период (месяц, год) на основе расчета потерь мощности в ограниченном числе входящих в этот период режимов.

Значения P и Q в узлах нагрузки и генерации энергии могут быть известны для каждого часа суток из контрольных замеров. Они, как правило, осуществляются два раза в год – в один из рабочих дней июня (летний замер) и декабря (зимний замер). Очевидно, что данные замеры не могут полностью характеризовать нагрузки в другие дни расчетных периодов, которыми, как правило, являются каждый месяц, квартал или год.

Интегральным показателем режимов за расчетный период является энергия, потребленная (генерированная) в узле. Однако по энергии можно определить лишь среднюю нагрузку узла. Суточные графики P и Q в расчетном месяце можно определить, используя значение энергии в расчетном месяце и конфигурацию суточного графика нагрузки в день контрольных замеров.

Однако при этом встает вопрос, конфигурацию какого графика использовать при расчете потерь, например, за апрель, имея графики за июнь и декабрь прошлого года? Рекомендации по искусственному восстановлению отсутствующих графиков описаны в данной главе. Очевидно, что при этом приходится применять некоторые допущения, что всегда в той или иной мере увеличивает погрешность расчета.

В формуле (2.1) все величины изменяются во времени: нагрузки P и Q – вследствие включения и отключения ЭП, напряжения в узлах – вследствие изменения нагрузок и действия устройств РН, 32 сопротивления линий – вследствие изменения температуры проводов, вызванного изменением температуры окружающего воздуха и нагревом провода протекающим по нему током.

Для расчета потерь электроэнергии в этой ситуации необходимо потери мощности в рассчитанных режимах умножить на определенные тем или иным способом интегрирующие множители, численные значения которых рассчитывают на основе данных о графике суммарной нагрузки сети, графике напряжения в контрольном узле и среднемесячных температурах окружающего воздуха.

Объем и характер исходных данных о схемах и нагрузках сетей различных классов напряжения существенно различаются, поэтому для расчета потерь электроэнергии в них применяются разные методы.

Сети 110 кВ и выше. На подстанциях этих сетей, как правило, проводятся описанные выше контрольные замеры, поэтому в расчете потерь может использоваться наиболее полная информация – значения энергии, потребленной в узлах за расчетный месяц, и конфигурация суточных графиков нагрузки в дни контрольных замеров.

Сети 35 кВ. На некоторых подстанциях этих сетей значения P и Q измеряются не во все часы суток, а лишь в показательные часы (утреннего и вечернего максимумов и ночного минимума). При отсутствии почасовых суточных графиков на подстанциях приходится ориентироваться только на значения энергии, потребленной в узлах за расчетный месяц, и данные о числе часов использования максимальной нагрузки сети (коэффициенте заполнения графика нагрузки).

Сети 6–20 кВ. Для этих сетей известны схемы фидеров и отпуск электроэнергии в каждый фидер по головному участку (суммарное потребление энергии с учетом потерь энергии в фидере). Потребление энергии в узлах сети может быть известно только на части трансформаторных подстанций (ТП) 6–20/0,4 кВ, подключенных к сети. Разность отпуска электроэнергии в фидер и суммарного потребления энергии ТП, для которых эти значения известны, и отпуска электроэнергии непосредственно с напряжения 6–20 кВ (транзит) представляет собой суммарное потребление энергии теми ТП, для которых данные о потреблении энергии отсутствуют.

Для определения приближенных значений энергии на каждой из таких ТП обычно принимают допущение о распределении суммарного потребления энергии этими ТП пропорционально их номинальной мощности. Иногда из контрольных замеров известны данные о коэффициентах загрузки этих ТП, позволяющие приблизить расчетное распределение суммарной нагрузки к фактическому. Затем с по- 33 мощью итерационного расчета режима «снизу вверх» и «сверху вниз» добиваются равенства суммы узловых нагрузок и потерь в сети заданной нагрузке головного участка. Таким способом определяются приблизительные нагрузки этих ТП.

Схемы и параметры элементов сетей 6–20 кВ и выше предполагаются известными. Отличием расчетов является то, что для сетей 35 кВ и выше узловые нагрузки известны изначально, а суммарная нагрузка получается в результате расчета, а для сетей 6–20 кВ изначально известна суммарная нагрузка, а узловые нагрузки части ТП получают в результате расчета. Так как в сетях 6–20 кВ и выше нагрузки фаз практически одинаковы, то при расчете режимов используют однолинейную схему, то есть фактически схему одной фазы.

Сети 0,4 кВ. При известных схемах этих сетей для расчета потерь могут использоваться те же методы, что и для сетей более высоких напряжений. Особенностью таких сетей является неодинаковость нагрузок фаз, а также наличие неполнофазных участков (двухфазных и однофазных ответвлений от магистрали). Большинство нагрузок в этих сетях однофазные, подключенные между фазным и нулевым проводами на напряжение 0,23 кВ. Несмотря на то что нагрузки стараются присоединить к трехфазной сети равномерно между фазами, это не всегда удается. Кроме того, включение и отключение абонентами ЭП происходит независимо друг от друга. Поэтому расчет режимов сетей 0,4 кВ необходимо проводить по каждой фазе, имеющей свою схему и свои нагрузки.

Учет этих факторов необходим при расчете отклонений напряжения в узлах сети и определения их соответствия требованиям стандарта на качество электроэнергии. В настоящее время такие расчеты обычно делают только для выборки сетей. Большое число линий 0,4 кВ, трудоемкость введения в программы информации об их схемах, отсутствие достоверных данных о нагрузках затрудняют проведение такого расчета для всех линий, находящихся на балансе подразделения.

В то же время для многих практических задач (составление баланса электроэнергии, расчет потерь электроэнергии для целей их нормирования и т. п.) достаточно рассчитать суммарные потери в этих сетях. Как будет показано далее, суммарные потери могут быть с приемлемой точностью определены и на основе обобщенных параметров таких сетей – количества линий, отходящих от ТП 6–20/0,4 кВ, сечений их головных участков и суммарных длин магистралей, двухфазных и однофазных ответвлений – без использования полных схем линий.

Нагрузочные потери в оборудовании подстанций: расчет, табличные нормы

Потери в ТТ, заградителях высокочастотной связи и токоограничивающих реакторах по существу являются нагрузочными потерями. Все эти элементы включаются в «рассечку» линии, то есть последовательно, поэтому потери в них зависят от протекающей через них мощности. Нагрузочными являются также потери в соединительных проводах и сборных шинах РУ подстанций, однако в настоящее время отсутствует практика их расчета на основе расчета режимов подстанционных схем. Поэтому их определяют по усредненным значениям и в отчетности включают в состав условно-постоянных потерь. По этой же причине по усредненным значениям определяют и потери в ТТ (см. п. 2.2).

Потери в заградителях ВЧ-связи и в токоограничивающих реакторах рассмотрены ниже. Потери в высокочастотных заградителях (ВЗ) рассмотрены в связи с легкостью их учета непосредственно в расчете нагрузочных потерь, а отдельный расчет потерь в реакторах необходим, например, в случае если реактор находится на балансе потребителя, а энергия фиксируется за реактором.

Заградители высокочастотной связи

По проводам линий электропередачи, кроме тока промышленной частоты, передают сигналы ВЧ-связи. Оборудование подстанций оказывает сильное шунтирующее воздействие на эти сигналы.

Для ослабления этого воздействия перед шинами приемной и передающей подстанций устанавливают ВЗ, представляющие собой реакторы с небольшим активным сопротивлением, «запирающие» сигналам ВЧ-связи путь на шины подстанции. Перед реактором к фазному проводу присоединяют конденсатор связи и фильтр присоединения, через которые сигналы связи, «очищенные» от основной частоты, попадают в аппаратуру связи и телемеханики. Эти устройства, называемые устройствами присоединения ВЧ-связи, присоединяются между фазой и землей, то есть поперечно.

Для передачи сигналов ВЧ-связи используют и грозозащитные тросы. Аппаратура получает питание от рабочего напряжения 220 В; расход электроэнергии на аппаратуру связи и телемеханики входит в расход на СН подстанции, поэтому отдельный расчет этой составляющей не имеет смысла. Устройства присоединения ВЧ-связи потребляют небольшую мощность в постоянном режиме, поэтому потери в них относятся к потерям холостого хода и рассмотрены в п. 2.2.5.

Потери мощности в ВЗ различных типов при номинальном токе составляют от 0,14 до 40 кВт. Ток, проходящий через заградитель, равен току линии и, как правило, отличается от номинального тока ВЗ. Так как значение тока в линии определяется в результате расчета режима сети, то наиболее правильным способом учета потерь в ВЗ является включение его сопротивления в расчетную схему. В табл. 2.1 приведены параметры ВЗ, эксплуатируемых в сетях. Активные и реактивные сопротивления ВЗ рассчитаны на основе паспортных данных по формулам, Ом:

Таблица 2.1

Параметры высокочастотных заградителей связи

 

Для оценки весомости потерь в ВЗ можно использовать формулу, по которой определяют эквивалентную длину линии Lэкв, м, сечением F, мм2 , активное сопротивление которой равно сопротивлению ВЗ:

Так, для линии сечением F = 300 мм2 сопротивление ВЗ с номинальным током 630 А эквивалентно увеличению длины линии на Lэкв. = 0,44 · 300 = 132 м. Эквивалентную длину определяют только для оценки ее весомости. Увеличивать в расчетах режимов фактическую длину линии для учета ВЗ не совсем верно, так как ВЛ и ВЗ имеют определенные соотношения активных и реактивных сопротивлений. Поэтому сопротивления ВЗ следует просто прибавлять к сопротивлениям линии.

При учете сопротивлений ВЗ следует иметь в виду, что они не всегда устанавливаются во всех фазах линий. Такая их установка производится, как правило, только на линиях 330 кВ и выше. В линиях 220 кВ для ВЧ-связи используются одна-две фазы, а в линиях 110 кВ – одна фаза. Так как расчеты режимов ведутся на основе однолинейной схемы, то при наличии ВЗ только в одной фазе в расчетную схему следует включать 1/3 сопротивления ВЗ, при наличии в двух фазах – 2/3.

Токоограничивающие реакторы

По своей конструкции токоограничивающие реакторы мало отличаются от ВЗ. В паспортных данных потери в реакторах приводятся в виде удельных потерь мощности Δ pном, кВт/фазу, при номинальном токе.

Потери энергии в трехфазной группе реакторов за Д дней определяют по формуле, тыс. кВт·ч:

 

Пример. Рассчитать потери электроэнергии за январь в трехфазной группе токоограничивающих реакторов с номинальным током 400 А, удельными потерями ∆ pном = 1,6 кВт/фазу, установленных в линии напряжением 10 кВ. За месяц в линию отпущено 2400 тыс. кВт·ч, коэффициент заполнения графика kз = 0,7, tg ϕ = 0,5.

Решение. Подставляя указанные данные в формулу (2.63), получим:

Холдинг «Энергия» — мини-расчет потерь

  • Клиентам
    • Техприсоединение
      • Присоединение мощности
        • тарифы на техприсоединение Московская область 2014
        • Тарифы техприс. Мособласть до 2013 г.
      • Документы к заявке ТП
      • Мониторинг доступности электросетей
      • Расчет техприсоединения
      • Биржа мощности
      • Обсудить в FB
      • Документы к заявке ТП
      • Уведомительный порядок
      • Сроки по ТУ
    • Энергоаудит и консалтинг
      • Расчет тарифа на тепло
        • Расчет теплопотерь
          • Документы
          • Экспертиза
        • Экспертиза тарифа на тепло
        • Расчет НУР котельной
          • Документы
      • Потери электроэнергии
        • Цена расчёта потерь
          • Письмо Минфина по потерям
          • Письмо ФСТ №ЕП-6992/12
          • НДС и потери электроэнергии
        • Мини-расчет потерь
          • Потери на Собственные Нужды
          • Потери до ГБП
        • Норматив электропотерь 2015
        • Данные для расчета потерь
        • Адмрегламент по потерям
        • Потери в Реакторах
        • Бенчмаркинг потерь
        • Потери электроэнергии с 2015
        • Приказ по расчету потерь
          • Инструкция по расчету потерь электроэнергии
        • Инф. письмо МЭ,ФСТ потери с 2015
      • Энергоаудит
        • Исходные данные
        • Экспресс-энергоаудит
        • Энергопаспорт для ТСО
      • Оформление мощностей
      • Инвестрпрограммы
      • Расчет тарифа на передачу ээ
      • Программа энергосбережения
      • Расчет НУР ТЭС
      • Расчет техприсоединения
      • Сертификация
        • Сертификация в энергетической отрасли
      • Оценочная деятельность
        • Оценка сооружений
        • Оценка зданий
        • Оценка помещений
        • Оценка незавершёнки
        • Оценка земельных участков
        • Оценка сервитутов
          • Охранные зоны ЛЭП
        • Оценка промоборудования
        • Оценка офисного оборудования
        • Оценка бизнеса предприятия
        • Оценка акций
        • Нормативы оценки
      • Вступление в СРО
        • СРО в строительстве
      • Расчет НЗТ
    • Сетевая деятельность
      • Сетевое сопровождение
        • Инвестпрограммы
        • Сопровождение по ф. 46
        • отчетность по приказу 340
      • Аренда электросетей
        • Электросети СНТ
          • Безвозмездное пользование электросетевым имуществом
        • Опросный лист
        • Регистрация Лизинга
      • Средние ЗП элетросетей
      • Электросетевые тарифы
        • Техприс Мособласть
          • Тарифы техпрес Мособл 2014
        • Тарифы на передачу ФСК
        • Индивидуалка Москва
        • Индивидуальные
          • Индивидуальные
          • Индивидуальные
        • Техприс Якутия
        • Тарифы Ростов
        • Индивидуалка на передачу Казань
        • Проблемы с тарифом
        • Альтернативное регулирование
        • Техприс Архангельск
        • Техприс Алайский край
      • Замерный день в энергетике
      • Критерии ТСО
        • Применение критериев ТСО
      • Бесплатное техприсоединение
      • Электросетевое имущество
        • Оформление прав собственности
        • госпошлина
          • Размеры госпошлины
        • Госрегистрация Доверительного управления
          • Налоги
        • Налог на сети
      • Отчетность Росстат
      • ТСО Мособласти
      • расчет пропускной способности
      • Монопотребитель
      • Срок поверки учета
    • Энергосбыт
      • Стандарт раскрытия информации филиал МО
        • 40б
        • 40в(20в)
        • 20к
        • шкафы-купе
    • Технические услуги
      • Эксплуатация электросетей
        • Расчет у.е.
      • Прайс монтаж КЛ
      • Прайс на внутренний электромонтаж
      • Монтаж ВЛЭП
      • Монтаж климат-систем
      • АИИСКУЭЭ-light
      • Аренда нагрузочных модулей
      • Энерголизинг Энергосервисные контракты
      • Расчет МТР для МТП
    • Электротехническая продукция
      • ММПС 110/10(6) кВ
      • ПКУ
        • GCHVM-W
        • РиМ-высоковольтный учет
      • КТП, БКТП, Тр, КСО, КРУ
        • МТП
      • РЩ
      • птицезащитные устройства
      • отпугиватели
      • Кабельная арматура
      • Спецтехника
        • БКМ
        • ЭТЛ-10
          • Регистрация ЭТЛ
        • УИГ
      • Светодиодные светильники
      • Двери по ГОСТ 30247.2-97
      • Опоры ж/б СВ 95, 105, 110
        • Деревянные опоры ЛЭП
    • IT-услуги
      • Создание и поддержка сайтов
      • Электронная подпись
        • Электронные торги
        • Электронный документооборот
        • Работа на портале Госуслуг
        • Работа на портале Росреестра
        • Электронная отчетность
        • Отчетность в ФСТ
        • Работа в СМЭВ
        • Закупки по 223-ФЗ
      • Программы по теплу
      • АРМ «E-pass»
      • ПК по расчету потерь эл.эн. РТП3
      • Облачный учет энергоресурсов
      • 1C: Строительство
      • Прогрес++
      • Автокадонлайн
    • Электро-курилка
      • День энергетика. ГОЭЛРО
        • День кабельщика
        • Поздравления ко дню энергетика
          • Светить — и никаких гвоздей!
          • С Днем Энергетика! Присоединяйтесь к празднику!
          • Голро-2. Только плюсы. С днем Энергетика!
          • Вместе всегда тепло!
          • Да будет Свет! Чубайс
          • Свет и радость мы приносим Людям!
          • Спасибо за электрофикацию!
          • Конца света не будет!
          • Спасибо за Питание!
          • Сопротивление бесполезно!
          • Клип_Виагры
      • Юмор энергетика
      • Афоризмы энергетиков
        • Шарады
          • Зарядить смартфон!
          • Ответ по смартфонам
      • Истории из жизни энергетиков
      • Диалоги и реплики энергетиков
      • Форум
      • Удобные сервисы

Холдинг «Энергия» — Страница не найдена

  • Клиентам
    • Техприсоединение
      • Присоединение мощности
        • тарифы на техприсоединение Московская область 2014
        • Тарифы техприс. Мособласть до 2013 г.
      • Документы к заявке ТП
      • Мониторинг доступности электросетей
      • Расчет техприсоединения
      • Биржа мощности
      • Обсудить в FB
      • Документы к заявке ТП
      • Уведомительный порядок
      • Сроки по ТУ
    • Энергоаудит и консалтинг
      • Расчет тарифа на тепло
        • Расчет теплопотерь
          • Документы
          • Экспертиза
        • Экспертиза тарифа на тепло
        • Расчет НУР котельной
          • Документы
      • Потери электроэнергии
        • Цена расчёта потерь
          • Письмо Минфина по потерям
          • Письмо ФСТ №ЕП-6992/12
          • НДС и потери электроэнергии
        • Мини-расчет потерь
          • Потери на Собственные Нужды
          • Потери до ГБП
        • Норматив электропотерь 2015
        • Данные для расчета потерь
        • Адмрегламент по потерям
        • Потери в Реакторах
        • Бенчмаркинг потерь
        • Потери электроэнергии с 2015
        • Приказ по расчету потерь
          • Инструкция по расчету потерь электроэнергии
        • Инф.письмо МЭ,ФСТ потери с 2015
      • Энергоаудит
        • Исходные данные
        • Экспресс-энергоаудит
        • Энергопаспорт для ТСО
      • Оформление мощностей
      • Инвестрпрограммы
      • Расчет тарифа на передачу ээ
      • Программа энергосбережения
      • Расчет НУР ТЭС
      • Расчет техприсоединения
      • Сертификация
        • Сертификация в энергетической отрасли
      • Оценочная деятельность
        • Оценка сооружений
        • Оценка зданий
        • Оценка помещений
        • Оценка незавершёнки
        • Оценка земельных участков
        • Оценка сервитутов
          • Охранные зоны ЛЭП
        • Оценка промоборудования
        • Оценка офисного оборудования
        • Оценка бизнеса предприятия
        • Оценка акций
        • Нормативы оценки
      • Вступление в СРО
        • СРО в строительстве
      • Расчет НЗТ
    • Сетевая деятельность
      • Сетевое сопровождение
        • Инвестпрограммы
        • Сопровождение по ф.46
        • отчетность по приказу 340
      • Аренда электросетей
        • Электросети СНТ
          • Безвозмездное пользование электросетевым имуществом
        • Опросный лист
        • Регистрация Лизинга
      • Средние ЗП элетросетей
      • Электросетевые тарифы
        • Техприс Мособласть
          • Тарифы техпрес Мособл 2014
        • Тарифы на передачу ФСК
        • Индивидуалка Москва
        • Индивидуальные
          • Индивидуальные
          • Индивидуальные
        • Техприс Якутия
        • Тарифы Ростов
        • Индивидуалка на передачу Казань
        • Проблемы с тарифом
        • Альтернативное регулирование
        • Техприс Архангельск
        • Техприс Алайский край
      • Замерный день в энергетике
      • Критерии ТСО
        • Применение критериев ТСО
      • Бесплатное техприсоединение
      • Электросетевое имущество
        • Оформление прав собственности
        • госпошлина
          • Размеры госпошлины
        • Госрегистрация Доверительного управления
          • Налоги
        • Налог на сети
      • Отчетность Росстат
      • ТСО Мособласти
      • расчет пропускной способности
      • Монопотребитель
      • Срок поверки учета
    • Энергосбыт
      • Стандарт раскрытия информации филиал МО
        • 40б
        • 40в(20в)
        • 20к
        • шкафы-купе
    • Технические услуги
      • Эксплуатация электросетей
        • Расчет у.е.
      • Прайс монтаж КЛ
      • Прайс на внутренний электромонтаж
      • Монтаж ВЛЭП
      • Монтаж климат-систем
      • АИИСКУЭЭ-light
      • Аренда нагрузочных модулей
      • Энерголизинг Энергосервисные контракты
      • Расчет МТР для МТП
    • Электротехническая продукция
      • ММПС 110/10(6) кВ
      • ПКУ
        • GCHVM-W
        • РиМ-высоковольтный учет
      • КТП, БКТП, Тр, КСО, КРУ
        • МТП
      • РЩ
      • птицезащитные устройства
      • отпугиватели
      • Кабельная арматура
      • Спецтехника
        • БКМ
        • ЭТЛ-10
          • Регистрация ЭТЛ
        • УИГ
      • Светодиодные светильники
      • Двери по ГОСТ 30247.2-97
      • Опоры ж/б СВ 95, 105, 110
        • Деревянные опоры ЛЭП
    • IT-услуги
      • Создание и поддержка сайтов
      • Электронная подпись
        • Электронные торги
        • Электронный документооборот
        • Работа на портале Госуслуг
        • Работа на портале Росреестра
        • Электронная отчетность
        • Отчетность в ФСТ
        • Работа в СМЭВ
        • Закупки по 223-ФЗ
      • Программы по теплу
      • АРМ «E-pass»
      • ПК по расчету потерь эл.эн. РТП3
      • Облачный учет энергоресурсов
      • 1C: Строительство
      • Прогрес++
      • Автокадонлайн
    • Электро-курилка
      • День энергетика. ГОЭЛРО
        • День кабельщика
        • Поздравления ко дню энергетика
          • Светить — и никаких гвоздей!
          • С Днем Энергетика! Присоединяйтесь к празднику!
          • Голро-2. Только плюсы. С днем Энергетика!
          • Вместе всегда тепло!
          • Да будет Свет! Чубайс
          • Свет и радость мы приносим Людям!
          • Спасибо за электрофикацию!
          • Конца света не будет!
          • Спасибо за Питание!
          • Сопротивление бесполезно!
          • Клип_Виагры
      • Юмор энергетика
      • Афоризмы энергетиков
        • Шарады
          • Зарядить смартфон!
          • Ответ по смартфонам
      • Истории из жизни энергетиков
      • Диалоги и реплики энергетиков
      • Форум
      • Удобные сервисы
        • Поиск дро

Потери в трансформаторе: определение, расчет и формула

Трансформатор является прибором, который призван преобразовывать электроэнергию сети. Эта установка имеет две или больше обмоток. В процессе своей работы трансформаторы могут преобразовать частоту и напряжение тока, а также количество фаз сети.

В ходе выполнения заданных функций наблюдаются потери мощности в трансформаторе. Они влияют на исходную величину электричества, которую выдает на выходе прибор. Что собой представляют потери и КПД трансформатора, будет рассмотрено далее.

Устройство

Трансформатор представляет собой статический прибор. Он работает от электричества. В конструкции при этом отсутствуют подвижные детали. Поэтому рост затрат электроэнергии вследствие механических причин исключены.

При функционировании силовой аппаратуры затраты электроэнергии увеличиваются в нерабочее время. Это связано с ростом активных потерь холостого хода в стали. При этом наблюдается снижение нагрузки номинальной при увеличении энергии реактивного типа. Потери энергии, которые определяются в трансформаторе, относятся к активной мощности. Они появляются в магнитоприводе, на обмотках и прочих составляющих агрегата.

Понятие потерь

При работе установки часть мощности поступает на первичный контур. Она рассеивается в системе. Поэтому поступающая мощность в нагрузку определяется на меньшем уровне. Разница составляет суммарное снижение мощности в трансформаторе.

Существует два вида причин, из-за которых происходит рост потребление энергии оборудованием. На них влияют различные факторы. Их делят на такие виды:

  1. Магнитные.
  2. Электрические.

Их следует понимать, дабы иметь возможность снизить электрические потери в силовом трансформаторе.

Магнитные потери

В первом случае потери в стали магнитопривода состоят из вихревых токов и гистериза. Они прямо пропорциональны массе сердечника и его магнитной индукции. Само железо, из которого выполнен магнитопривод, влияет на эту характеристику. Поэтому сердечник изготавливают из электротехнической стали. Пластины делают тонкими. Между ними пролегает слой изоляции.

Также на снижение мощности трансформаторного устройства влияет частота тока. С ее повышением растут и магнитные потери. На этот показатель не влияет изменение нагрузки устройства.

Электрические потери

Снижение мощности может определяться в обмотках при их нагреве током. В сетях на такие затраты приходится 4-7% от общего количества потребляемой энергии. Они зависят от нескольких факторов. К ним относятся:

  • Электрическая нагрузка системы.
  • Конфигурация внутренних сетей, их длина и размер сечения.
  • Режим работы.
  • Средневзвешенный коэффициент мощности системы.
  • Расположение компенсационных устройств.

Потери мощности в трансформаторах являются величиной переменной. На нее влияет показатель квадрата тока в контурах.

Методика расчета

Потери в трансформаторах можно рассчитать по определенной методике. Для этого потребуется получить ряд исходных характеристик работы трансформатора. Представленная далее методика применяется для двухобмоточных разновидностей. Для измерений потребуется получить следующие данные:

  • Номинальный показатель мощности системы (НМ).
  • Потери, определяемые при холостом ходе (ХХ) и номинальной нагрузке.
  • Потери короткого замыкания (ПКЗ).
  • Количество потребленной энергии за определенное количество времени (ПЭ).
  • Полное количество отработанных часов за месяц (квартал) (ОЧ).
  • Число отработанных часов при номинальном уровне нагрузки (НЧ).

Получив эти данные, измеряют коэффициент мощности (угол cos φ). Если же в системе отсутствует счетчик реактивной мощности, в расчет берется ее компенсация tg φ. Для этого происходит измерение тангенса угла диэлектрических потерь. Это значение переводят в коэффициент мощности.

Формула расчета

Коэффициент нагрузки в представленной методике будет определяться по следующей формуле:

К = Эа/НМ*ОЧ*cos φ, где Эа – количество активной электроэнергии.

Какие потери происходят в трансформаторе в период загрузки, можно просчитать по установленной методике. Для этого применяется формула:

П = ХХ * ОЧ * ПКЗ * К² * НЧ.

Расчет для трехобмоточных трансформаторов

Представленная выше методика применяется для оценки работы двухобмоточных трансформаторов. Для аппаратуры с тремя контурами необходимо учесть еще ряд данных. Они указываются производителем в паспорте.

В расчет включают номинальную мощность каждого контура, а также их потери короткого замыкания. При этом расчет будет производиться по следующей формуле:

Э = ЭСН + ЭНН, где Э – фактическое количество электричества, которое прошло через все контуры; ЭСН – электроэнергия контура среднего напряжения; ЭНН – электроэнергия низкого напряжения.

Пример расчета

Чтобы было проще понять представленную методику, следует рассмотреть расчет на конкретном примере. Например, необходимо определить увеличение потребления энергии в силовом трансформаторе 630 кВА. Исходные данные проще представить в виде таблицы.

Обозначение Расшифровка Значение
НН Номинальное напряжение, кВ 6
Эа Активная электроэнергия, потребляемая за месяц, кВи*ч 37106
НМ Номинальная мощность, кВА 630
ПКЗ Потери короткого замыкания трансформатора, кВт 7,6
ХХ Потери холостого хода, кВт 1,31
ОЧ Число отработанных часов под нагрузкой, ч 720
cos φ Коэффициент мощности 0,9

На основе полученных данных можно произвести расчет. Результат измерения будет следующий:

К² = 4,3338

П = 0,38 кВТ*ч

% потерь составляет 0,001. Их общее число равняется 0,492%.

Измерение полезного действия

При расчете потерь определяется также показатель полезного действия. Он показывает соотношение мощности активного типа на входе и выходе. Этот показатель рассчитывают для замкнутой системы по следующей формуле:

КПД = М1/М2, где М1 и М2 – активная мощность трансформатора, определяемая измерением на входном и исходящем контуре.

Выходной показатель рассчитывается путем умножения номинальной мощности установки на коэффициент мощности (косинус угла j в квадрате). Его учитывают в приведенной выше формуле.

В трансформаторах 630 кВА, 1000 кВА и прочих мощных устройствах показатель КПД может составлять 0,98 или даже 0,99. Он показывает, насколько эффективно работает агрегат. Чем выше КПД, тем экономичнее расходуется электроэнергия. В этом случае затраты электроэнергии при работе оборудования будут минимальными.

Рассмотрев методику расчета потерь мощности трансформатора, короткого замыкания и холостого хода, можно определить экономичность работы аппаратуры, а также ее КПД. Методика расчета предполагает применять особый калькулятор или производить расчет в специальной компьютерной программе.

Потери электроэнергии и баланс

https://arbitrmos.ru

Потери имеют место при передаче электроэнергии в каждой цепочке электросети.

Фактические (их иногда называют — отчетные) потери всегда вычисляются  как разность электроэнергии, которая поступила в сеть и энергии, переданной из сети потребителям.

Эти потери  имеют следующие виды, а именно потери в элементах сети, имеющие  физический характер; расходование энергии  на обеспечение работоспособности техники, установленной на трансформаторных и иных подстанциях и обеспечивающих передачу электроэнергии; погрешности в работе приборов учета; хищение электроэнергии и  т.п.

Таким образом потери можно разделить по следующим группам:

1) технологические  потери электроэнергии, которые вытекают из физических процессов в кабеле и электрооборудовании, происходящими при передаче электроэнергии по электрическим сетям;

2) расходование  электроэнергии на личные нужды подстанций, необходимое для обеспечения работы  оборудования подстанций и работников, устанавливаемый по показаниям счетчиков, установленных на трансформаторах ;

3) инструментальные погрешности

4) коммерческие потери, обусловленные хищениями электроэнергии;

В силу закона Сетевые организации обязаны оплачивать стоимость фактических потерь электрической энергии, возникших в принадлежащих им объектах сетевого хозяйства, за вычетом стоимости потерь, учтенных в ценах (тарифах) на электрическую энергию на оптовом рынке.

При этом, размер реальных (фактических)  потерь электрической энергии в электрических сетях определяется как разница между объемом электрической энергии, поставленной в электрическую сеть и объемом электрической энергии, потребленной энергопринимающими устройствами, присоединенными к этой сети.

 

Потребители услуг, за исключением производителей электрической энергии, обязаны оплачивать в составе тарифа за услуги по передаче электрической энергии нормативные потери, возникающие при передаче электрической энергии по сети сетевой организацией, с которой соответствующими лицами заключен договор.

Нормативы технологических потерь устанавливаются уполномоченным федеральным органом исполнительной власти в соответствии с Постановлением Правительства РФ от 27 декабря 2004 года № 861 и методикой расчета нормативных технологических потерь электроэнергии в электрических сетях.

————————————————-.

Постановление Арбитражного суда Московского округа от 30.10.2019 N Ф05-14358/2019 по делу N А40-114979/2017 Требование: О взыскании стоимости фактических потерь электрической энергии, неустойки. Решение: В удовлетворении требования частично отказано, поскольку установлен факт занижения исполнителем объема полезного отпуска и увеличения стоимости фактических потерь.

Постановление Арбитражного суда Московского округа от 24.06.2019 N Ф05-5541/2019 по делу N А41-74669/2017 Требование: О взыскании: 1) Задолженности по оплате фактических потерь; 2) Неустойки. Решение: 1) В удовлетворении требования частично отказано, поскольку исполнитель-1 надлежащим образом исполнял в спорный период обязанность по определению объема потребления электрической энергии в целях определения фактических потерь электрической энергии; 2) Требование удовлетворено частично, поскольку исполнителем-1 несвоевременно произведена оплата оказанных услуг, однако установленный договором механизм оплаты оказанных услуг не предполагает иного порядка получения исполнителем-1 денежных средств, кроме как от котлодержателя, кроме того, размер неустойки снижен на основании ст. 333 ГК РФ.

 

Постановление Арбитражного суда Северо-Кавказского округа от 15.08.2019 N Ф08-6950/2019 по делу N А32-45413/2017 Требование: О признании недействительным решения налогового органа. Обстоятельства: Налоговый орган начислил: 1) НДС, налог на прибыль за неправомерное отнесение обществом в состав налоговых вычетов и расходов стоимости нагрузочных потерь при приобретении электроэнергии; 2) штраф по п. 1 ст. 126 НК РФ за непредставление документов. Решение: Требование удовлетворено, поскольку: 1) общество как покупатель электрической энергии обязано приобретать ее по ценам, включающим в себя стоимость нагрузочных потерь, которые теряются в процессе ее передачи, а не реализуются в дальнейшем;

 

Постановление Арбитражного суда Центрального округа от 22.03.2018 N Ф10-787/2018 по делу N А48-7177/2015 Требование: О взыскании задолженности по оплате коммунальных платежей, пени. Обстоятельства: Истец ссылается на наличие у ответчика задолженности по договору управления нежилым зданием. Встречное требование: О признании факта отсутствия задолженности по коммунальным услугам по договору управления, признании факта переплаты за теплоэнергию и техническое обслуживание. Решение: 1) Основное требование удовлетворено, поскольку факт наличия спорной задолженности установлен; 2) В удовлетворении встречного требования отказано, поскольку доказательств переплаты ответчиком не представлено, заявленные требования носят противоречивый характер.

Потери нагрузки-холостого хода трансформатора

[ezcol_1third id = ”” class = ”” style = ””] [pageids 1] [/ ezcol_1third]

[ezcol_2third_end id = ”” class = ”” style = ””]

Потери — это потери энергии в устройстве, которые влияют на общую эффективность устройства. Таким образом, потери устройства должны быть известны, чтобы спроектировать компонент с минимальными потерями. Трансформатор — это гальванический изолирующий компонент, который передает мощность от первичной к вторичной без какого-либо физического контакта.При передаче энергии из первичной и вторичной обмоток в трансформаторе возникают потери, которые зависят от нагрузки трансформатора, то есть потери холостого хода и потери нагрузки.

P т = P NL + P LL

Где.

P т = Общие потери в трансформаторе

P N L = Потери холостого хода в трансформаторе

P LL = Потери нагрузки в трансформаторе.

[/ ezcol_2third_end]

Потеря нагрузки трансформатора

Потери холостого хода — это устойчивые потери, которые не меняются в зависимости от нагрузки трансформатора. Потери холостого хода вызваны током намагничивания, необходимым для питания сердечника трансформатора. Когда обмотка находится под напряжением, ток возбуждения состоит из реальной составляющей (потери в сердечнике) и реактивной составляющей (энергия, мгновенно сохраняемая в индуктивности обмотки). Эти потери можно минимизировать за счет идеальной конструкции компонента, а потери холостого хода классифицируются, как показано ниже

.

  • Гистерезисные потери в ламинации сердечника
  • Вихретоковые потери в слоях сердечника
  • Диэлектрические потери в компонентах трансформатора при возбуждении.
  • I 2 R потери из-за тока холостого хода в первичной и вторичной обмотках.

Трансформатор Потери на вихревые токи

Для распределительных трансформаторов потери без нагрузки обычно составляют менее 5% от номинального тока. На гистерезисные потери и потери на вихревые токи приходится более 99% потерь холостого хода.

Потери нагрузки

Потери нагрузки вызваны импедансом обмотки и меняются в зависимости от нагрузки на трансформатор.Потери нагрузки трансформатора можно разделить на две части:

  • Потери в электрическом сопротивлении обмотки трансформатора при протекании токов нагрузки
  • Потери на вихревые токи, вызванные токами, циркулирующими в проводниках обмотки

Они включают тепловые потери (I 2 R) и вихревые токи в первичных и вторичных проводниках трансформатора. Тепловые потери, или потери I 2 R, в материалах обмотки составляют наибольшую часть потерь нагрузки.Они создаются сопротивлением проводника потоку тока или электронов.

Как измерить убыток

Измерения потерь в трансформаторе обычно проводят во время испытаний на обрыв и короткое замыкание. При испытании на обрыв цепи (нагрузка = 0) измеренные потери являются потерями без нагрузки. Во время испытания на короткое замыкание вторичная обмотка замыкается, а первичное напряжение регулируется для достижения протекания тока полной нагрузки. Испытания на короткое замыкание дают общие потери в трансформаторе, из которых потери нагрузки могут быть рассчитаны путем вычитания потерь холостого хода.

Потери трансформатора — КИП

Потери — это потери энергии в устройстве, которые влияют на общую эффективность устройства. Таким образом, потери устройства должны быть известны, чтобы спроектировать компонент с минимальными потерями. Трансформатор — это гальванический изолирующий компонент, который передает мощность от первичной к вторичной без какого-либо физического контакта. При передаче энергии из первичной и вторичной обмоток в трансформаторе возникают потери, которые зависят от нагрузки трансформатора i.е. Потери холостого хода и потери нагрузки.

P т = P NL + P LL

Где.

P т = Общие потери в трансформаторе

P N L = Потери холостого хода в трансформаторе

P LL = Потери нагрузки в трансформаторе.

Потеря нагрузки трансформатора

Потери холостого хода — это устойчивые потери, которые не меняются в зависимости от нагрузки трансформатора.Потери холостого хода вызваны током намагничивания, необходимым для питания сердечника трансформатора. Когда обмотка находится под напряжением, ток возбуждения состоит из реальной составляющей (потери в сердечнике) и реактивной составляющей (энергия, мгновенно сохраняемая в индуктивности обмотки). Эти потери можно минимизировать за счет идеальной конструкции компонента, а потери холостого хода классифицируются, как показано ниже

.

  • Гистерезисные потери в ламинации сердечника
  • Вихретоковые потери в слоях сердечника
  • Диэлектрические потери в компонентах трансформатора при возбуждении.
  • I 2 R потери из-за тока холостого хода в первичной и вторичной обмотках.

Для распределительных трансформаторов потери без нагрузки обычно составляют менее 5% от номинального тока. На гистерезисные потери и потери на вихревые токи приходится более 99% потерь холостого хода.

Потери нагрузки

Потери нагрузки вызваны импедансом обмотки и меняются в зависимости от нагрузки на трансформатор. Потери нагрузки трансформатора можно разделить на две части:

  • Потери в электрическом сопротивлении обмотки трансформатора при протекании токов нагрузки
  • Потери на вихревые токи, вызванные токами, циркулирующими в проводниках обмотки

Они включают тепловые потери (I 2 R) и вихревые токи в первичных и вторичных проводниках трансформатора.Тепловые потери, или потери I 2 R, в материалах обмотки составляют наибольшую часть потерь нагрузки. Они создаются сопротивлением проводника потоку тока или электронов.

Как измерить убытки

Измерения потерь в трансформаторе обычно проводят во время испытаний на обрыв и короткое замыкание. При испытании на обрыв цепи (нагрузка = 0) измеренные потери являются потерями без нагрузки. Во время испытания на короткое замыкание вторичная обмотка замыкается, а первичное напряжение регулируется для достижения протекания тока полной нагрузки.Испытания на короткое замыкание дают общие потери в трансформаторе, из которых потери нагрузки могут быть рассчитаны путем вычитания потерь холостого хода.

Гистерезисные потери в трансформаторе

Магнитный гистерезис

Явление отставания намагниченности от создаваемого поля называется магнитным гистерезисом. Оно образовано от греческого слова гистерезис (отставать). Каждый ферромагнитный материал, используемый в сердечниках трансформаторов, проявляет гистерезис. Кривая гистерезиса магнитного материала показана на рисунке

.

При приложении внешнего магнитного поля магнитный материал намагничивается.Степень намагничивания материала зависит от приложенного поля и проницаемости материала (µ r ). Намагниченность, магнитная индукция внутри материала.

B = µ o * µ r * H, M = (µ r -1) * H

Ферромагнитные материалы имеют высокую магнитную проницаемость и, следовательно, могут использоваться намагниченными. Начиная с нулевого внешнего поля, по мере увеличения внешнего поля намагниченность увеличивается, пока не достигнет насыщения.После того, как поле внутри материала достигнет поля насыщения, намагниченность не будет увеличиваться даже после увеличения внешнего поля.

Теперь, если мы уменьшим поле, плотность потока уменьшится. Но при нулевых внешних полях внутри материала существует остаточная намагниченность. Чтобы обнулить плотность потока внутри материала, необходимо приложить магнитное поле в направлении, противоположном приложенному ранее полю. Внешнее поле, которое должно быть приложено, чтобы сделать плотность потока внутри материала равным нулю, называется коэрцитивным полем и обозначается H c .Из кривой B-H очевидно, что намагниченность и плотность потока внутри материала отстают от приложенного поля.

Объяснение гистерезиса

Магнитный гистерезис можно объяснить следующим образом: Ферромагнитные материалы, такие как железо, состоят из доменов в своей внутренней структуре. Размер домена будет от 1 микрометра до 1 мм. Эти домены состоят из нескольких магнитных диполей, параллельных друг другу внутри домена.Каждый атом в ферромагнетике содержит неспаренные вращающиеся электроны, которые действуют как магнитные диполи. Следовательно, каждый атом имеет ненулевой магнитный момент, связанный с ним. Из-за случайной ориентации доменов без приложенного магнитного поля суммарная намагниченность ферромагнитного материала будет равна нулю.

При приложении внешнего магнитного поля все эти домены ориентируются в направлении магнитного поля, которое приводит к возникновению чистого магнитного поля. Теперь внешнее поле удалено, после удаления внешнего поля большинство доменов снова ориентируются случайным образом.Но некоторые из доменов сохраняют свою ориентацию из-за дефектов кристалла (дислокаций), вызывающих постоянную намагниченность. Поскольку напряженность приложенного магнитного поля периодически изменяется, петля гистерезиса отслеживается один раз. Чтобы обнулить поле внутри материала, необходимо приложить внешнее магнитное поле, противоположное направлению намагничивания железа. Таким образом, чтобы добиться этого размагничивания и намагничивания доменов, выполняется дополнительная работа, которая называется гистерезисными потерями.

Количественная оценка потерь на гистерезис

Общая площадь внутри гистерезисных потерь является мерой гистерезисных потерь сердечника.Работа, проделанная над сердечником для нейтрализации поля внутри сердечника, проявляется как потеря гистерезиса. Гистерезисные потери сердечника на единицу объема сердечника равны

.

Следовательно, общие потери на гистерезис = Общая площадь внутри петли гистерезиса * объем сердечника.

Следовательно, для сердечников трансформаторов предпочтительны материалы с меньшей площадью внутри петли гистерезиса.

Согласно формуле Стейнмеца, тепловая энергия, рассеиваемая из-за гистерезиса, равна

Вт ч = ηβ макс 1.6 , и,

Потеря гистерезиса, таким образом, равна

P h ≈ W h f ≈ηfβ max 1,6

Где,

f — частота,

η — коэффициент гистерезиса,

βmax — максимальная магнитная индукция, эмпирический показатель которой варьируется от 1,4 до 1,8 в зависимости от материала, используемого для сердечника, но для железа часто принимается равным 1,6.

Средства для уменьшения потерь на гистерезис

Трансформатор с воздушным сердечником исключает потери из-за гистерезиса в материале сердечника, но имеет больший поток рассеяния.Воздушный сердечник в большинстве ситуаций обеспечивает очень низкую индуктивность. Следовательно, это маловероятное решение.

Другим средством защиты является использование магнитомягких материалов с низким гистерезисом, таких как кремнистая сталь, стальные сплавы, феррит Mn-Zn. Магнитно-мягкие материалы оптимальны для использования в сердечниках трансформаторов из-за следующих преимуществ

  • Высокая намагниченность насыщения, следовательно, насыщение сердечника происходит при более высоких магнитных полях
  • Они характеризуются низкой коэрцитивной силой и плотностью остаточного магнитного потока, что означает низкие гистерезисные потери.
  • Высокое сопротивление
  • Высокая магнитная проницаемость и т. Д.

Потери на вихревые токи в трансформаторе

Происхождение или причина вихревых токов

Когда изменяющийся во времени магнитный поток течет в ферромагнитном сердечнике, в сердечнике индуцируется ЭДС в соответствии с законом Фарадея.

Φ = магнитный поток =

где

В — плотность магнитного потока,

S — поверхность, по которой течет поток.

Согласно закону Ленца эта ЭДС индуцируется в направлении, противоположном исходному полю, создающему ее. Эта наведенная ЭДС будет создавать в проводящем сердечнике локальные токи, перпендикулярные магнитному потоку, эти токи называются вихревыми токами.

Скин-эффект

Поле, создаваемое на этот раз изменяющимися вихревыми токами, пытается обнулить поля внутри сердечника. Следовательно, эти токи протекают в глубине скин-слоя сердечника у поверхности. Это называется скин-эффектом.Величина плотности переменного тока внутри сердечника может быть приблизительно равна

.

| J | = Jo * e (-Z * α)

Если направление распространения энергии считается в направлении Z,

α — постоянная затухания = (ω * µo * µr * σ / 2) и имеет единицы измерения -1 м.

ω = 2 * пи * f

где f — частота переменного тока,

µ r — относительная магнитная проницаемость сердечника,

σ — проводимость жилы,

µo — проницаемость вакуума = 4 * ∏ * 10 -7 H⋅m −1

Глубина скин-слоя определяется как расстояние, на котором поля уменьшаются до 1 / e от своего максимального значения.Глубина скин-слоя — это характеристика материала, которая также зависит от частоты изменяющегося во времени магнитного поля. Глубина скин-слоя обозначается δ и задается как

.

Глубина кожи δ = 1 / α = (2 / (ω * µo * µr * σ))

Сопротивление сердечника переменным токам будет отличаться от сопротивления постоянному току (L / (σ * A)), где L — длина сердечника, а A — площадь сердечника. Эффективное сопротивление из-за скин-эффекта для длинного цилиндрического проводника, такого как провод, имеющий диаметр D, больший по сравнению с δ, имеет сопротивление, примерно такое же, как у полой трубки с толщиной стенки δ , по которой проходит постоянный ток, дается как

R = L / (σ * ∏ * D * δ)

Из-за конечного сопротивления сердечника эти вихревые токи приводят к рассеиванию мощности в сердечнике.

Количественная оценка потерь на вихревые токи

По формуле Стейнмеца потери на вихревые токи в трансформаторе

P e = K e f 2 K f 2 B m 2 Вт

Где K e = Вихретоковая постоянная.

K f = константа формы.

Общие потери в сердечнике трансформатора определяются как Pc = P h + P e

= K h * f * B m n + K e f 2 K f 2 B m 2

Где

f — частота внешнего магнитного поля,

B — плотность потока,

K h , K e и n — коэффициенты, которые зависят от материала ламинирования, толщины, проводимости, а также других факторов.Однако эта формула применима только в предположении, что максимальная плотность магнитного потока 1,0 Тесла не превышена и петля гистерезиса находится в статической ситуации.

Потери на вихревые токи увеличиваются с увеличением частоты и увеличиваются с увеличением проводимости.

Средства для снижения потерь на вихревые токи

В трансформаторах потери на вихревые токи нежелательны и могут быть уменьшены за счет использования материалов сердечника, которые имеют высокую проницаемость , но низкую проводимость . Мягкие ферриты — это такие материалы.

Для низкочастотных приложений с большой мощностью многослойных сердечников из уложенных друг на друга ферромагнитных листов, каждый из которых электрически изолирован от своих соседей тонкими оксидными покрытиями ( изолятор ). Изолирующие покрытия параллельны направлению магнитного потока, так что вихревые токи, перпендикулярные потоку, ограничиваются ламинированными листами. Потери мощности на вихревые токи уменьшаются по мере увеличения количества ламинаций. .

Общие потери в линиях распределения и передачи электроэнергии — Часть 1

Введение:

  • Электроэнергия, вырабатываемая на электростанциях, проходит через большие и сложные сети, такие как трансформаторы, воздушные линии, кабели и другое оборудование, и достигает конечных пользователей. Дело в том, что Единица выработки электроэнергии на ТЭЦ не совпадает с единицами, распределяемыми потребителям. Некоторый процент единиц теряется в распределительной сети.Эта разница в генерируемых и распределенных единицах известна как потери при передаче и распределении.
  • Потери при передаче и распределении — это суммы, которые не оплачиваются пользователями.
  • Потери T&D = (Энергия, потребляемая фидером (кВтч) — Энергия, выставленная потребителю (кВтч)) / Потребляемая энергия, кВтч x100
  • Распределительный сектор считается самым слабым звеном во всем энергетическом секторе. Потери при передаче составляют приблизительно 17%, а потери при распределении — приблизительно 50%.
  • Есть два типа потерь при передаче и распределении
  1. Технические потери
  2. Нетехнические убытки (коммерческие убытки)

(1) Технические потери:

  • Технические потери связаны с рассеиваемой энергией в проводниках, оборудовании, используемом для Линии передачи, Трансформатора, Линии субпередачи и Линии распределения, и магнитных потерь в трансформаторах.
  • Технические потери обычно составляют 22,5% и напрямую зависят от характеристик сети и режима работы.
  • Основная сумма потерь в энергосистеме приходится на первичные и вторичные распределительные линии. Линии передачи и субпередачи составляют лишь около 30% от общих потерь. Следовательно, первичные и вторичные распределительные системы должны быть должным образом спланированы, чтобы обеспечить соблюдение установленных ограничений.
  • Неожиданное увеличение нагрузки отразилось на увеличении технических потерь сверх нормы
  • Потери связаны с распределением электроэнергии и не могут быть устранены.
  • Есть два типа технических потерь.

(a) Постоянные / постоянные Технические потери:

  • Фиксированные потери не зависят от тока. Эти потери проявляются в виде тепла и шума и происходят, пока трансформатор находится под напряжением.
  • От 1/4 до 1/3 технических потерь в распределительных сетях являются фиксированными потерями. На фиксированные потери в сети можно влиять описанными ниже способами.
  • Corona Loses.
  • Потери тока утечки.
  • Диэлектрические потери.
  • Потери холостого хода.
  • Потери от продолжительной нагрузки на измерительные элементы
  • Потери из-за продолжительной нагрузки элементов управления.

(б) Переменные технические потери

  • Переменные потери зависят от количества распределяемой электроэнергии, а точнее, пропорциональны квадрату тока. Следовательно, увеличение тока на 1% приводит к увеличению потерь более чем на 1%.
  • От 2/3 до 3/4 технических (или физических) потерь в распределительных сетях являются переменными потерями.
  • При увеличении площади поперечного сечения линий и кабелей для данной нагрузки потери будут падать. Это приводит к прямому компромиссу между стоимостью потерь и стоимостью капитальных затрат. Было высказано предположение, что оптимальный средний коэффициент использования распределительной сети, который учитывает стоимость потерь при ее проектировании, может составлять всего 30 процентов.
  • джоулей потери в линиях на каждом уровне напряжения
  • Потери импеданса
  • Потери из-за контактного сопротивления.

Основные причины технических потерь:

(1) Длинные распределительные линии:

  • Практически на 11 кВ и 415 вольт в сельской местности линии протянуты на большие расстояния для питания нагрузок, разбросанных на больших территориях. Таким образом, первичные и вторичные распределительные линии в сельской местности в основном проложены радиально, как правило, на большие расстояния. Это приводит к высокому сопротивлению линии и, следовательно, к высоким потерям I2R в линии.
  • Случайный рост суб-систем передачи и распределения в новых областях.
  • Крупномасштабная электрификация сельской местности через длинные линии 11 кВ и LT.

(2) Несоответствующий размер проводов распределительных линий:

  • Размер проводов следует выбирать на основе мощности стандартного проводника в кВА x км для требуемого регулирования напряжения, но сельские нагрузки обычно рассредоточены и питаются от радиальных фидеров. Размер проводника этих фидеров должен быть подходящим.

(3) Установка распределительных трансформаторов вдали от центров нагрузки:

  • Распределительные трансформаторы не расположены в центре нагрузки вторичной распределительной системы.
  • В большинстве случаев распределительные трансформаторы расположены не по центру по отношению к потребителям. Следовательно, самые дальние потребители получают крайне низкое напряжение, даже если на вторичной обмотке трансформатора поддерживается хороший уровень напряжения. Это снова приводит к более высоким потерям в линии. (Причина увеличения потерь в линии из-за снижения напряжения на стороне потребителей. Поэтому, чтобы уменьшить падение напряжения в линии до самых дальних потребителей, распределительный трансформатор должен быть расположен в центре нагрузки, чтобы поддерживать падение напряжения в допустимых пределах. пределы.

(4) Низкий коэффициент мощности первичной и вторичной распределительной системы:

  • В большинстве распределительных цепей LT обычно коэффициент мощности составляет от 0,65 до 0,75. Низкий коэффициент мощности способствует высоким потерям при распределении.
  • Для данной нагрузки, если коэффициент мощности низкий, потребляемый ток будет большим, а потери, пропорциональные квадрату тока, будут больше. Таким образом, потери в линии из-за плохого коэффициента мощности могут быть уменьшены за счет улучшения коэффициента мощности.Это можно сделать, применив шунтирующие конденсаторы.
  • Шунтирующие конденсаторы могут быть подключены либо к вторичной обмотке (сторона 11 кВ) силовых трансформаторов 33/11 кВ, либо к различным точкам распределительной линии.
  • Оптимальная мощность конденсаторных батарей для распределительной системы составляет 2/3 от средней потребности в киловольтах в секунду для этой распределительной системы.
  • Точка обзора находится на 2/3 длины главного распределителя от трансформатора.
  • Более подходящим способом улучшения этого коэффициента мощности распределительной системы и, таким образом, уменьшения потерь в линии является подключение конденсаторов к клеммам потребителей, имеющих индуктивную нагрузку.
  • За счет подключения конденсаторов к отдельным нагрузкам потери в линии снижаются с 4 до 9% в зависимости от степени улучшения коэффициента мощности.

(5) Плохое качество изготовления:

  • Плохое качество изготовления играет важную роль в увеличении потерь при распределении.
  • Суставы являются источником потери мощности. Поэтому количество стыков должно быть минимальным. Для обеспечения надежных соединений следует использовать правильные методы соединения.
  • Соединения с втулкой-штоком трансформатора, плавким предохранителем, изолятором, переключателем низкого напряжения и т. Д.необходимо периодически проверять и поддерживать надлежащее давление, чтобы избежать искрения и нагрева контактов.
  • Замена изношенных проводов и услуг также должна производиться своевременно, чтобы избежать любой причины утечки и потери мощности.

(6) Ток фазы фидера и балансировка нагрузки:

  • Одним из самых простых способов снижения потерь в распределительной системе является балансировка тока в трехфазных цепях.
  • Балансировка фаз фидера также имеет тенденцию выравнивать падение напряжения между фазами, уменьшая разбаланс напряжения трехфазных потребителей.Величина силы тока на подстанции не гарантирует, что нагрузка сбалансирована по всей длине фидера. Дисбаланс фазы подачи может меняться в течение дня и в зависимости от сезона. Фидеры обычно считаются «сбалансированными», когда величины фазного тока находятся в пределах 10. Точно так же балансировка нагрузки между распределительными фидерами также снижает потери при аналогичном сопротивлении проводов. Это может потребовать установки дополнительных переключателей между фидерами, чтобы обеспечить соответствующее переключение нагрузки.
  • Разветвление фидеров в соответствии с регулированием напряжения и нагрузкой.

(7) Влияние коэффициента нагрузки на потери:

  • Потребляемая мощность Заказчика меняется в течение дня и в зависимости от сезона. Бытовые потребители обычно потребляют наибольшее количество электроэнергии в вечерние часы. Пиковая нагрузка тех же коммерческих клиентов обычно приходится на ранний полдень. Поскольку текущий уровень (следовательно, нагрузка) является основным фактором потерь мощности в распределительной сети, поддержание более высокого уровня энергопотребления в течение дня снизит пиковые потери мощности и общие потери энергии.Изменение нагрузки называется коэффициентом нагрузки и варьируется от 0 до 1.
  • Коэффициент нагрузки = Средняя нагрузка за указанный период времени / пиковая нагрузка за этот период времени.
  • Например, для 30 дней месяца (720 часов) пиковая нагрузка фидера составляет 10 МВт. Если фидером была подана общая энергия 5000 МВтч, коэффициент нагрузки для этого месяца будет (5000 МВтч) / (10 МВт x 720) = 0,69.
  • Меньшие потери мощности и энергии снижаются за счет увеличения коэффициента нагрузки, который выравнивает колебания потребности фидера по фидеру.
  • Коэффициент загрузки был увеличен за счет предложения клиентам тарифов «время использования». Компании используют власть ценообразования, чтобы побудить потребителей переключить энергоемкие виды деятельности в непиковые периоды (например, электрическая вода и отопление помещений, кондиционирование воздуха, орошение и откачка фильтров в бассейне).
  • Имея финансовые стимулы, некоторые потребители электроэнергии также позволяют коммунальным предприятиям дистанционно отключать большие электрические нагрузки с помощью радиочастоты или линии электропередачи в периоды пиковой нагрузки.Коммунальные предприятия могут попытаться спроектировать более высокие коэффициенты нагрузки, пропустив одни и те же фидеры через жилые и коммерческие районы.

(8) Расчет и выбор трансформатора:

  • В распределительных трансформаторах используются обмотки из медных проводников для создания магнитного поля в сердечнике из кремнистой стали с ориентированной зеренной структурой. Следовательно, трансформаторы имеют как потери нагрузки, так и потери в сердечнике без нагрузки.
  • Потери в меди трансформатора меняются в зависимости от нагрузки на основании уравнения резистивных потерь мощности (потери P = I2R).
  • Для некоторых коммунальных предприятий экономичная загрузка трансформатора означает загрузку распределительных трансформаторов до максимальной или немного превышающей ее мощности на короткое время с целью минимизировать капитальные затраты и при этом сохранить длительный срок службы трансформатора.
  • Однако, поскольку пиковая генерация обычно является наиболее дорогостоящей, при исследованиях общей стоимости владения (TCO) необходимо учитывать стоимость пиковых потерь трансформатора. Увеличение мощности распределительного трансформатора во время пика на один размер часто приводит к снижению общей пиковой мощности, рассеиваемой в большей степени, если она перегружена.
  • Потери возбуждения холостого хода трансформатора (потери в железе) возникают из-за изменения магнитного поля в сердечнике трансформатора, когда он находится под напряжением. Потери в сердечнике незначительно зависят от напряжения, но по существу считаются постоянными. Фиксированные потери в стали зависят от конструкции сердечника трансформатора и молекулярной структуры стального листа. Улучшенное производство стальных сердечников и введение аморфных металлов (таких как металлическое стекло) снизили потери в сердечнике.

(9) Балансировка трехфазных нагрузок

  • Периодическая балансировка трехфазных нагрузок в сети может значительно снизить потери.Это может быть сделано относительно легко в воздушных сетях и, следовательно, дает значительные возможности для рентабельного снижения потерь при наличии соответствующих стимулов.

(10) Отключение трансформаторов

  • Один из методов уменьшения фиксированных потерь — отключение трансформаторов в периоды низкой нагрузки. Если на подстанции в периоды пиковой нагрузки требуются два трансформатора определенного размера, в периоды низкой нагрузки может потребоваться только один, так что другой трансформатор может быть отключен для снижения фиксированных потерь.
  • Это приведет к некоторому компенсирующему увеличению переменных потерь и может повлиять на надежность и качество электроснабжения, а также на рабочее состояние самого трансформатора. Однако эти компромиссы не будут изучаться и оптимизироваться, если не будет принята во внимание стоимость потерь.

(11) Прочие причины технических потерь:

  • Неравномерное распределение нагрузки между тремя фазами в системе низкого напряжения, вызывающее высокие токи нейтрали.
  • утечка и потеря мощности
  • Перегрузка строк.
  • Ненормальные условия эксплуатации силовых и распределительных трансформаторов
  • Низкое напряжение на клеммах потребителя, вызывающее повышенное потребление тока индуктивными нагрузками.
  • Низкое качество оборудования, используемого в сельскохозяйственных насосах в сельской местности, более холодных кондиционерах и промышленных нагрузках в городских районах.

Нравится:

Нравится Загрузка …

Связанные

О Джигнеше.Пармар (B.E, Mtech, MIE, FIE, CEng)
Джигнеш Пармар закончил M.Tech (Power System Control), B.E (Electric). Он является членом Института инженеров (MIE) и CEng, Индия. Членский номер: M-1473586. Он имеет более чем 16-летний опыт работы в сфере передачи, распределения, обнаружения кражи электроэнергии, технического обслуживания и электротехнических проектов (планирование-проектирование-технический обзор-координация-выполнение). В настоящее время он является сотрудником одной из ведущих бизнес-групп в качестве заместителя менеджера в Ахмедабаде, Индия.Он опубликовал ряд технических статей в журналах «Электрическое зеркало», «Электрическая Индия», «Освещение Индии», «Умная энергия», «Промышленный Электрикс» (австралийские энергетические публикации). Он является внештатным программистом Advance Excel и разрабатывает полезные базовые электрические программы Excel в соответствии с кодами IS, NEC, IEC, IEEE. Он технический блоггер и знает английский, хинди, гуджарати, французский языки. Он хочет поделиться своим опытом и знаниями и помочь техническим энтузиастам найти подходящие решения и обновить свои знания по различным инженерным темам.

Измерение на месте нагрузки и потерь холостого хода трансформатора GSU

Гармоники энергосистемы

Гармоники энергосистемы Тихоокеанской газовой и электрической компании Что такое гармоники энергосистемы? В идеале формы сигналов напряжения и тока представляют собой идеальные синусоиды.Однако из-за возросшей популярности электронных

Подробнее

Глава 12: Трехфазные схемы

Глава 12: Трехфазные цепи 12.1 Что такое трехфазная цепь? 12.2 Уравновешивание трехфазных напряжений 12.3 Уравновешивание трехфазного соединения Y-Y 12.4 Другие балансные трехфазные соединения 12.5 Питание в

Подробнее

5.Измерение магнитного поля

H 5. Измерение магнитного поля 5.1 Введение Магнитные поля играют важную роль в физике и технике. В этом эксперименте проверяются три различных метода измерения

Подробнее

Трехфазные цепи

Трехфазные цепи ТРЕХФАЗНЫЕ ЦЕПИ ТРЕХФАЗНЫЕ ПРЕИМУЩЕСТВА 1. Номинальная мощность трехфазных двигателей и номинальная мощность трехфазных трансформаторов в кВА на 150% больше, чем у однофазных двигателей

Подробнее

Расчет схемы трансформатора

Расчеты схемы трансформатора. Эта таблица и все связанные файлы находятся под лицензией Creative Commons Attribution License, версия 1.0. Чтобы просмотреть копию этой лицензии, посетите http://creativecommons.org/licenses/by/1.0/,

.

Подробнее

Гармоники в вашей электрической системе

Гармоники в вашей электрической системе Что они такое, чем они могут быть вредны и что с ними делать Абстракция Гармонические токи, генерируемые нелинейными электронными нагрузками, увеличивают тепловые потери в энергосистеме

Подробнее

Установка 33 Трехфазные двигатели

Модуль 33 Трехфазные двигатели Задачи: Обсудить работу двигателей с фазным ротором.Обсудите работу сельсиновых моторов. Обсудите работу синхронных двигателей. Определить направление вращения

Подробнее

Определение распределения питания переменного тока

ОБЩИЕ КОНФИГУРАЦИИ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ПИТАНИЯ. Входное напряжение, необходимое для питания электронного оборудования, указывается производителем в технических характеристиках продукта. Соответствие данного требования объекту

Подробнее

Номинальные значения тока и температуры

Документ 361-1 Номинальные значения тока и температуры Введение В этом примечании к применению описывается: Как интерпретировать номинальные значения тока и температуры индуктора Coilcraft Наш метод измерения номинальных значений тока и

Подробнее

Бюллетень данных о продукте

Бюллетень с данными о продукте Причины и последствия гармоник в системе питания частотно-регулируемых приводов по сравнению со стандартом IEEE 519-1992 Raleigh, NC, U.S.A. ВВЕДЕНИЕ В этом документе описывается энергосистема

Подробнее

Транзисторные усилители

Physics 3330 Эксперимент № 7, осень 1999 г. Транзисторные усилители Назначение Цель этого эксперимента — разработать биполярный транзисторный усилитель с коэффициентом усиления минус 25. Усилитель должен принимать входной сигнал

.

Подробнее

7.1 ПИТАНИЕ В ЦЕПИ ПЕРЕМЕННОГО ТОКА

ГЛАВА 7 МОЩНОСТЬ ПЕРЕМЕННОГО ТОКА Цель этой главы — познакомить учащихся с простыми расчетами мощности переменного тока, а также с выработкой и распределением электроэнергии.Глава построена на материале

.

Подробнее

ПРИВОД ПЕРЕМЕННОГО ТОКА С ЧАСТОТНЫМ УПРАВЛЕНИЕМ

ПРИВОД ПЕРЕМЕННОГО ТОКА 1.0 С ЧАСТОТНЫМ УПРАВЛЕНИЕМ Характеристики стандартных двигателей переменного тока Асинхронный двигатель с короткозамкнутым ротором — это тип электродвигателя, наиболее широко используемый в промышленности. Эта лидирующая позиция приводит в основном к

Подробнее

См. Хоренштейн 4.3 и 4.4

EE 462: Лаборатория № 4 «Схемы источников питания постоянного тока с использованием диодов». Автор: Drs. СРЕДНИЙ. Радун и К. Донохью (2/14/07) Факультет электротехники и компьютерной инженерии Кентукки, Лексингтон, Кентукки, 40506 Обновлено

Подробнее

НЕОПРЕДЕЛЕННОСТЬ И УВЕРЕННОСТЬ В ИЗМЕРЕНИЯХ

Ελληνικό Στατιστικό Ινστιτούτο Πρακτικά 8 ου Πανελληνίου Συνεδρίου Στατιστικής (2005) σελ.44-449 НЕОПРЕДЕЛЕННОСТЬ И УВЕРЕННОСТЬ В ИЗМЕРЕНИЯХ Иоаннис Кечагиоглу, кафедра прикладной информатики, Университет

Подробнее

Трансформаторы среднего напряжения

Трансформаторы среднего напряжения Мы делаем энергию измеримой и заботимся о вашем будущем www.mbs-ag.com Page 2 E-Mail: [email protected] Веб: www.mbs-ag.com Содержание Трансформаторы тока Технические характеристики

Подробнее

Конспект лекции ELE A6

Примечания к лекции EE A6 Рамадан Эль-Шатшат Трехфазные цепи 12.09.2006 EE A6 Трехфазные цепи 1 Трехфазные цепи 9/12/2006 Трехфазные цепи EE A6 2 Преимущества трехфазных цепей Smooth

Подробнее

АНАЛИЗАТОРЫ ЧАСТОТНЫХ ОТКЛИКОВ

АНАЛИЗАТОРЫ ЧАСТОТНОГО ОТКЛИКА Анализаторы динамического отклика Сервоанализаторы Когда вам необходимо стабилизировать петли обратной связи для измерения характеристик оборудования для измерения отклика системы BAFCO, INC.717 Mearns Road

Подробнее

Дорожные транспортные средства — Диагностические системы

SSF 14230 Дорожные транспортные средства — Протоколы ключевых слов диагностических систем 2000 — Часть 1 — Физический уровень Шведский стандарт внедрения Документ: SSF 14230-1 Статус: Выпуск 3 Дата: 22 октября 1997 г. Этот документ —

Подробнее

Основы электричества

Основы теории генераторов электроэнергии PJM State & Member Training Dept.PJM 2014 8/6/2013 Цели Студент сможет: Описать процесс электромагнитной индукции Определить основные компоненты

Подробнее

определение потерь по The Free Dictionary

Это длилось шесть недель; затем он написал дяде письмо, которое считал очень деловым; он сказал, что из-за войны он понес серьезные потери и не может продолжать учебу, если его дядя не придет ему на помощь.Николай подчинился ему и в какой-то момент помолился Богу, как он это делал на поле битвы у моста через Энн, а затем догадался, что карта, которая попала первой в руку из смятой кучи под столом, спасет его, теперь подсчитано шнурки на его пальто, взял карточку с этим номером и попытался поставить на нее сумму своих проигрышей, затем он оглянулся в поисках помощи от других игроков или посмотрел на теперь уже холодное лицо Долохова и попытался прочитать, что происходит в его уме.

Кроме того, он рекомендовал организовать небольшие военные отряды, чтобы расправиться с понесенными потерями.

Что касается их поздних потерь, повышенная бдительность предотвратила бы другие несчастья подобного рода.

Только отдельные люди терпят убытки, остальная часть сообщества остаётся нетронутой. 382 ограничивает способность корпорации использовать свои чистые операционные убытки (NOL) и другие атрибуты после смены собственника. По нашему мнению, обе потери слуха могли быть связаны с осмотическим дисбалансом в лабиринт или острое повреждение лабиринта, вызванное загрязнением крови продуктом разложения старой мембраны гемодиализатора из ацетата целлюлозы; Гемодиализатор использовался 15 лет.Путем объединения прибылей и убытков от курсовой разницы по всем активам вместе с прибылью в пул собственного капитала предложенные в 1991 г. правила фактически требовали признания валютных прибылей или убытков по всем активам QBU, включая нефинансовые активы. Налогоплательщик утверждал, что запрет против переноса капитальных убытков на предыдущий год и ограничения вычета капитальных убытков в размере 3000 долларов, применяемого только к обычному налоговому расчету, а не к расчету AMT. * Риск-менеджеры могут предотвратить 80% потерь от урагана и урагана, если они предпримут шаги, чтобы убедиться их здания остаются водонепроницаемыми.Стеновые потери сводятся к минимуму за счет использования «низкотемпературного Fomblin», и общеизвестно трудная экстраполяция от срока хранения до [[tau]. Sub.n] становится более надежной благодаря новому использованию аккордеонного сосуда для хранения. вычет за убытки от краж, связанных с некоммерческими коммерческими операциями, является одним из наиболее тщательно охраняемых секретов Налогового кодекса и инструментом, который налоговые специалисты могут использовать для предоставления значительных налоговых льгот своим пострадавшим инвесторам или клиентам-налогоплательщикам.

Болтовое соединение фланца — натяжение болтов, потеря нагрузки, предварительная нагрузка, давление натяжения

Что такое натяжение болтов?

  • Натяжение — это прямое осевое растяжение болта для достижения предварительного натяга.Устранены неточности, возникающие из-за трения. Огромные механические усилия по созданию крутящего момента заменяются простым гидравлическим давлением. Равномерная нагрузка может быть приложена путем одновременного натяжения нескольких шпилек.
  • Для натяжения требуются более длинные болты и зона посадки на узле вокруг гайки. Для натяжения можно использовать съемные устройства для натяжения болтов или гидравлические гайки.

* Предварительный натяг (остаточная нагрузка) = Приложенный крутящий момент минус Потери на трение *

Что такое потеря нагрузки

  • Потеря нагрузки — это потеря удлинения болта, зависящая от таких факторов, как прогиб резьбы, радиальное расширение гайки и врезание гайки в зону контакта соединения.Потери нагрузки учитываются при расчете и добавляются к значению предварительной нагрузки для определения начальной приложенной нагрузки. Предварительная нагрузка зависит от приложенной нагрузки и потери нагрузки (коэффициента потери нагрузки).

Операция натяжения

Натяжение позволяет одновременно затягивать несколько болтов; инструменты последовательно подключаются через шланг высокого давления к одному насосному агрегату. Это гарантирует, что каждый инструмент развивает одинаковую нагрузку, и обеспечивает равномерное усилие зажима в соединении.Это особенно важно для сосудов под давлением, требующих равномерного сжатия прокладки для воздействия на уплотнение.

Общая процедура

  • Шаг 1. Натяжитель болта надевается на шпильку
  • .

  • Шаг 2: Гидравлическое давление прикладывается к натяжителю, который затем растягивает шпильку
  • Шаг 3: Гайка шпильки наматывается на поверхность шарнира
  • Шаг 4: Сброс давления и снятие инструмента

Болт ведет себя как пружина: когда давление сбрасывается, болт находится под напряжением и пытается сжаться, создавая необходимое усилие зажима в соединении.

Натяжение менее 100%

Не все приложения допускают одновременную установку натяжного устройства на каждый болт, в этих случаях применяется не менее двух давлений натяжения. Это необходимо для учета потери нагрузки в уже затянутых болтах при затяжке следующих комплектов. Потери нагрузки учитываются в расчетах, и применяется более высокая нагрузка, чтобы позволить первым комплектам расслабиться обратно до целевой предварительной нагрузки.

Установка с использованием процедуры натяжения 50%.Половина болтов натягивается одновременно, инструменты перемещаются на оставшиеся болты, а затем они натягиваются.

Установка с использованием процедуры 100% натяжения. Все болты затягиваются одновременно.

Ссылка (-а): www.enerpac.com

Болт подготовительного фланца

Во фланцевом соединении все компоненты должны быть правильными, чтобы обеспечить герметичность. Самая частая причина негерметичных соединений с прокладками — неправильный монтаж.

Перед тем, как начать процесс установки болтов, выполните следующие предварительные шаги, чтобы избежать проблем в будущем:

  • Очистите поверхности фланца и проверьте наличие рубцов; поверхности должны быть чистыми и без дефектов (заусенцев, ямок, вмятин и т. д.).
  • Визуально осмотрите все болты и гайки на предмет повреждений или коррозии резьбы. При необходимости замените или отремонтируйте болты или гайки.
  • Удалите заусенцы со всех резьб.
  • Смажьте резьбу болта или шпильки, а также поверхность торца гайки, прилегающую к фланцу или шайбе. В большинстве случаев рекомендуется использовать закаленные шайбы.
  • Установите новую прокладку и убедитесь, что прокладка правильно отцентрирована. НЕ ИСПОЛЬЗУЙТЕ старую прокладку повторно и НЕ используйте НЕСКОЛЬКО прокладок.
  • Проверить центровку фланца ASME B31.3 Технологический трубопровод:
    … поверхности фланцев должны быть параллельны в пределах 1/16 дюйма на фут диаметра, а отверстия для болтов фланца должны быть совмещены с максимальным смещением в пределах 1/8 дюйма.
  • Отрегулируйте положение гаек, чтобы убедиться, что 2-3 витка резьбы видны над верхом гайки.

Независимо от того, какой метод затяжки используется, всегда должны выполняться указанные выше проверки и приготовления.

Замечание (я) автора …

Мой собственный опыт использования … Динамометрических ключей
  • В прошлом я собрал сотни герметичных фланцевых соединений от NPS 1/2 до NPS 24 и больше.Поэтому я редко использовал динамометрический ключ.
    На практике «обычные» фланцевые соединения труб почти никогда не собираются с помощью динамометрического ключа. Самыми сложными соединениями для меня всегда были «маленькие», а затем особенно тип с выпуклым лицом выше класса 300 (высота RF = примерно 6,4 мм).
    Относительно поверхности фланца у фланца NPS 1/2 меньше, чем, например, у фланца NPS 6, и вероятность перекоса, на мой взгляд, намного больше.
    На практике я регулярно сталкиваюсь с фланцевыми соединениями, где центровка выходит за пределы допуска.Если просто соблюдать порядок затяжки, механик не будет хорошо занят. Возможно, нужно начинать с шестого болта вместо первого. При сборке фланца смотрите внимательно, это очень важно и очень вероятно способствует герметичности соединения
Неправильные фланцевые соединения — слишком короткие болты!

Что ты умеешь?

  • На рисунке показан фланец, неправильно закрепленный болтами, потому что два болта слишком короткие, и гайки не полностью прилегают к болтам.Это означает, что соединение может быть не таким прочным, как должно быть. Фланцы сконструированы таким образом, что вся комбинация гайка-болт выдерживает усилия, действующие на фланец. Если гайка навинчена на болт только частично, соединение может быть недостаточно прочным.
  • Если ваша работа включает сборку оборудования, сборку фланцевых труб, привинчивание крышек люков или других болтовых соединений к оборудованию или сборку другого оборудования, помните, что работа не будет завершена, пока все болты не будут правильно установлены и затянуты.
  • Некоторое оборудование требует специальных процедур затяжки болтов. Например, вам может потребоваться динамометрический ключ, чтобы правильно затянуть болты согласно спецификации, или затянуть болты в особом порядке. Убедитесь, что вы следуете правильной процедуре, используете правильные инструменты и что вы должным образом обучены процедуре сборки оборудования.
  • Проверяйте трубы и оборудование на предмет правильно закрепленных болтов фланцев в рамках проверок безопасности вашего предприятия. В качестве простого руководства, болты, которые не выходят за пределы гаек, должны быть проверены мастером или инженером по трубопроводам.
  • Если вы заметите на своем заводе неправильно закрепленные фланцы, сообщите о них, чтобы их можно было отремонтировать, и убедитесь, что требуемый ремонт завершен.
  • Перед запуском осмотрите новое оборудование или оборудование, которое было повторно собрано после технического обслуживания, чтобы убедиться, что оно правильно собрано и правильно закреплено болтами.

Какова правильная длина шпильки?
Как правило, вы можете использовать: Свободная резьба болта над верхом гайки равна 1/3 диаметра болта.

.

Добавить комментарий

Ваш адрес email не будет опубликован. Обязательные поля помечены *