ELECTRIC, WITH AN EDGE
Les pertes des transformateurs de distribution représentent 40 à 45 % des pertes totales de tous les transformateurs du réseau électrique.
Dans le cadre du calcul global de l’économie du système électrique, de nombreuses compagnies d’électricité tentent d’évaluer les performances des transformateurs du point de vue des investissements, des pertes, de la fiabilité et de la sensibilité du système électrique.
Ces dernières années, la crise énergétique a attiré l’attention des gens sur l’énergie consommée dans le processus de production et d’utilisation de l’énergie.
Pour les réseaux électriques, elle se concentre également sur la réduction des pertes sur les lignes de transmission et leurs équipements.
Les pertes de pointe et les pertes moyennes annuelles de divers types de transformateurs sur une ligne de transmission représentative de 5000 MW sont présentées dans le tableau 1.
Il ressort du tableau 1 que, bien que ces pertes ne représentent que 20 à 25 % des pertes totales du système électrique, elles restent considérables et doivent être prises en compte dans la conception des systèmes électriques et des transformateurs.
En particulier, la perte du transformateur de distribution représente 40-45% de la perte totale de tous les transformateurs du système, ce qui attire l’attention des gens.
En raison de l’escalade des coûts énergétiques, de nombreuses compagnies d’électricité tentent d’évaluer les performances des transformateurs.
Elles essaient d’examiner toutes les données aussi objectivement que possible afin de pouvoir payer les pertes d’énergie du transformateur et son prix, ainsi que les caractéristiques de fiabilité, de disponibilité et de sensibilité.
Les compagnies d’électricité sont très préoccupées par l’économie globale du système électrique.
Les pertes totales des transformateurs de distribution comprennent les pertes actives (à vide et en charge), les pertes de puissance réactive (à vide et en charge) et les pertes de régulation de tension.
Étant donné que chaque type de perte affecte l’énergie supplémentaire et l’énergie générale du système électrique, il existe des composants de coût d’énergie supplémentaire et d’énergie générale dans chaque perte, qui seront décrits plus loin dans ce document.
Afin de calculer correctement le coût des pertes, l’énergie supplémentaire et le coût général de l’énergie doivent être examinés séparément.
L’équation du coût total annuel moyen d’un transformateur de distribution est présentée sous une forme simplifiée comme suit :
Coût total annuel moyen = (coût du transformateur de distribution de la compagnie d’électricité x taux de coût fixe annuel moyen) + coût annuel de l’énergie supplémentaire pour les pertes à vide et en charge + coût annuel de l’énergie générale pour les pertes à vide, en charge et de régulation + pertes à vide et en charge Le coût annuel de l’énergie réactive est le coût annuel des pertes de pression de l’énergie supplémentaire.
Les pertes actives d’un transformateur de distribution peuvent être divisées en deux composantes : les pertes à vide et les pertes en charge.
Les pertes à vide comprennent les pertes par courants de Foucault, les pertes par hystérésis, les pertes I2R et les pertes diélectriques causées par le courant d’excitation.
Comme la plupart de ces pertes sont dues à la perte de la tôle d’acier au silicium du noyau du transformateur, les pertes à vide sont généralement appelées pertes dans le fer du transformateur de distribution.
Les pertes en charge sont des pertes I2R dans les bobines du transformateur de distribution, des pertes par courants de Foucault induites par un flux magnétique parasite dans les structures du transformateur de distribution, et des pertes similaires qui varient avec le courant de charge.
Au fil des ans, cependant, les termes “pertes de charge” et “pertes de cuivre” ont été utilisés de manière interchangeable et ont été généralement acceptés dans la pratique.
De nombreux transformateurs de distribution fabriqués aujourd’hui sont conçus avec des bobines en aluminium, et le terme “perte de cuivre” n’est plus approprié.
Les pertes des transformateurs de distribution affectent les sociétés de services publics de deux façons.
Premièrement, les kilowattheures dépensés en pertes doivent être fournis par la centrale électrique, et le coût du combustible et les autres coûts de production pour générer ces wattheures secs doivent varier en fonction du transformateur utilisé. Cette composante est souvent appelée “coût énergétique général” ou “coût de production”.
La deuxième composante est souvent appelée le coût supplémentaire de l’énergie.
Elle est variable et représente les kilowattheures perdus supplémentaires que l’équipement supplémentaire doit fournir, ce qui fait généralement référence aux pertes de pointe.
Bien que les pertes à vide soient essentiellement constantes pendant le fonctionnement, il y a des charges de pointe périodiques sur les transformateurs de distribution, de sorte que le système électrique doit disposer d’un équipement supplémentaire pour fournir des kilowattheures supplémentaires.
Le coût énergétique annuel supplémentaire pour les pertes à vide est le suivant :
Coût énergétique supplémentaire (à vide) = perte de fer x coût d’investissement du système électrique x taux de coût fixe annuel moyen.
Le coût énergétique général dépend du coût différentiel moyen de l’énergie fournie par un générateur ayant une capacité de charge suffisante.
Étant donné que les pertes en fer sont essentiellement constantes pendant l’exploitation et que l’énergie est généralement fournie par le générateur principal plus efficace la plupart du temps, le coût énergétique annuel typique à vide est le suivant :
Coût énergétique général (à vide) = pertes en fer * 8760 * coût de production de l’énergie augmentant d’année en année.
Dans les transformateurs de distribution, la perte due à la charge de pointe peut se produire au même moment où la charge de pointe est la valeur maximale de la charge du système, ou bien elle peut ne pas se produire, mais le générateur doit quand même supporter la valeur maximale de la charge.
Cela conduit à l’introduction d’un nouveau terme pour calculer les pertes dues à la charge de pointe.
Le facteur de charge de pointe = la charge du transformateur de distribution à la pointe du système + la charge de pointe du transformateur de distribution.
Le facteur de charge de pointe de chaque compagnie d’électricité est différent, et les valeurs du facteur de charge de pointe de divers types de transformateurs de distribution sont généralement indiquées dans le tableau 2.
Le coût énergétique annuel supplémentaire pour la perte de charge est le suivant :
Coût énergétique supplémentaire (en charge) deux perte de charge * (charge de pointe annuelle du transformateur x facteur de charge de pointe) 2 * coût d’investissement du système * taux de coût fixe annuel moyen.
Il faut noter que la composante énergétique supplémentaire de la perte de charge comprend les facteurs d’influence de divers aspects de la perte de charge.
À l’heure actuelle, il est principalement nécessaire de considérer la perte du transformateur de distribution à la pointe du système, plutôt que la perte du transformateur de distribution à la pointe, car le facteur de charge de pointe est multiplié par la charge de pointe du transformateur de distribution, puis élevé au carré.
Utilisez la courbe charge-temps pour déterminer un terme connu sous le nom de “facteur de charge”, qui est défini comme suit :
Facteur de charge = kilowattheures chargés pendant la période spécifiée + (heures de la période x charge de pointe).
La charge moyenne est exprimée en pourcentage de la charge de pointe.
Puisque l’on s’intéresse au nombre de kilowattheures perdus au cours d’une année, il faut étudier la courbe des pertes en fonction du temps, que l’on obtient en élevant au carré la courbe des charges en fonction du temps, puis en calculant la moyenne de la zone délimitée par la courbe.
Cela conduit à un autre terme – le facteur de perte.
Il est défini comme suit :
Facteur de perte = kilowattheures perdus pendant une période donnée + (heures pour cette période * perte de pointe).
Pour décrire correctement la dérivation des coefficients de perte, une grande quantité de données est nécessaire.
Grâce aux courbes charge-temps réelles mesurées sur différents types de transformateurs, de nombreux travaux de recherche ont été réalisés.
Une formule générale pour la relation entre le coefficient de perte et le facteur de charge, qui est plus facile à déterminer, a été dérivée.
La formule dans l’application est la suivante :
Facteur de perte=C*(facteur de charge)+(1-C)*facteur de charge)2.
où C est une constante, généralement C=0,15~0,30.
Le coût énergétique annuel typique pour la perte de charge est le suivant :
Coût énergétique général (en charge) = perte de charge * (charge de pointe du transformateur par an) 2 * 8760 * facteur de perte annuel du transformateur de distribution x coût différentiel de production d’énergie.
En outre, comme il est préférable d’utiliser le facteur de perte réel desservant un grand nombre d’utilisateurs, plutôt que de se contenter du facteur de perte du réseau électrique ou du réseau de distribution.
Par conséquent, la composante générale de l’énergie comprend également l’effet des variations de perte de charge.
Ce facteur de perte est appliqué aux pertes de pointe au sommet du transformateur.
La perte de puissance réactive du transformateur de distribution est divisée en deux parties, à savoir la perte de puissance réactive à vide (ou la composante de puissance réactive KVA de la puissance d’excitation) et la perte de puissance réactive de charge l (perte I2*).
Les pertes de puissance réactive à vide et en charge des transformateurs de distribution sont généralement fournies par des condensateurs variables et fixes respectivement connectés au côté primaire du transformateur de distribution.
Le coût annuel de la perte de puissance réactive à vide est le suivant :
Coût de la perte à vide (puissance réactive) = [(tension nominale du transformateur) 2 * (courant magnétisant du transformateur) 2 – (perte de fer) 2] 1/2 * coût d’installation des condensateurs fixes * taux fixe annuel moyen.
Lorsque le système a une charge de pointe, si l’on détermine le coût de la perte de puissance réactive de la charge, il faut tenir compte de la relation correspondante entre la charge du transformateur et sa charge de pointe.
Pour les pertes de puissance réactive, un terme similaire, le facteur de charge de pointe, sera également utilisé pour établir la relation entre la charge de pointe du transformateur de distribution et la charge du transformateur de distribution aux pointes du système.
Autrement dit, le facteur de charge de la ligne primaire à la valeur de pointe = la charge du transformateur à la valeur de pointe de la ligne primaire + la charge de pointe du transformateur.
Le coût annuel de la perte de puissance réactive de la charge à la valeur de pointe de la ligne primaire est le suivant :
Coût de la perte de charge (puissance réactive) = [(tension nominale du transformateur) 2 * (impédance du transformateur) 2 – (perte de charge) 2] 1/2 * (charge de pointe du transformateur par an * facteur de charge de la ligne primaire à la valeur de pointe) 2 * l’installation est possible Frais de condensateur variable* Taux de coût fixe annuel moyen.
La régulation de la tension ou la chute de tension du transformateur de distribution affecte l’énergie supplémentaire et l’énergie générale du système, et elle affecte également l’équipement requis par le système et le bénéfice net obtenu par la régulation sensible de la tension et les caractéristiques de régulation de la tension qui satisfont l’utilisateur.
Une façon de calculer la perte de régulation de la pression est de calculer le coût de régulation de la pression (valeur d’économie) de la transformation lorsque de l’énergie supplémentaire est ajoutée chaque année comme :
Coût annuel de l’énergie supplémentaire (régulation de la tension) = (tension nominale du transformateur x charge de pointe annuelle du transformateur * facteur de charge de pointe * facteur de puissance de la charge) * (valeur de régulation de la tension du transformateur à la charge nominale * charge de pointe annuelle du transformateur * facteur de charge de pointe * variation de tension 1 % kWh par variation de charge) * frais d’investissement du système x taux de coût fixe annuel moyen.
Le terme de la première parenthèse de la formule représente la charge à la pointe du système, calculée en kilowatts.
Le deuxième terme entre parenthèses représente l’énergie transformée ou l’équipement de régulation ajouté à la pointe du réseau.
Le coût annuel de la régulation de tension pour l’énergie générale, ou le bénéfice perdu en raison de la conversion de la régulation de tension en énergie générale, moins le coût de l’énergie consommée par la compagnie d’électricité elle-même, est le suivant :
Coût de l’énergie générale (régulation de tension) = (tension nominale du transformateur * charge de pointe du transformateur par an * facteur de puissance de la charge * 8760 ) * (valeur de la régulation de tension du transformateur à la charge nominale * charge de pointe du transformateur par an) \ (kW de changement de charge lorsque la tension change de 1 % nombre * facteur de perte annuel du transformateur) * (prix de vente moyen de l’énergie requise par les utilisateurs – taux de coût fixe annuel moyen).
La première tranche indique l’énergie générale vendue par an.
Calculée en kilowattheures. La deuxième tranche indique la valeur de régulation ou le dispositif de régulation.
Les transformateurs sont des équipements électriques statiques, il n’y a donc pas de perte mécanique dans le processus de transfert d’énergie, leur rendement est donc supérieur à celui des machines électriques rotatives.
En général, le rendement des transformateurs de puissance de petite et moyenne taille est supérieur à 95 %, et le rendement des transformateurs de puissance de grande taille peut atteindre plus de 99 %.
Les pertes générées par le transformateur comprennent principalement les pertes en fer et les pertes en cuivre dans les enroulements primaires et secondaires.
La perte en fer du transformateur est la perte par hystérésis et par courant de Foucault dans le noyau de fer, qui est déterminée par la densité du flux magnétique dans le noyau de fer, la fréquence du flux magnétique alternatif et la qualité de la feuille d’acier au silicium.
La perte dans le fer du transformateur est approximativement proportionnelle à la tension d’alimentation U21 appliquée à l’enroulement primaire, et n’a rien à voir avec la taille de la charge.
Lorsque la tension d’alimentation est constante, la perte dans le fer du transformateur est pratiquement inchangée, c’est pourquoi la perte dans le fer est également appelée “perte constante”.
La perte de cuivre de base dans la perte de cuivre du transformateur est la perte I21Rk du courant sur la résistance CC des enroulements primaire et secondaire.
L’ampleur de la perte de cuivre du transformateur est proportionnelle au carré du courant de charge, elle est donc appelée “perte variable”.
La perte approximative par heure est d’environ 135KW. À vide, il consomme environ 1,15*24*30=828kw par mois ; à pleine charge, il consomme environ 10,3*24*30=7416 kWh.
Les pertes du transformateur sont divisées en deux parties :
1. La perte à vide, principalement la perte de fer, consiste en une perte d’hystérésis et une perte de courant de Foucault.
2. La perte en charge, principalement la perte en cuivre, est proportionnelle au carré du courant de charge. Par conséquent, plus la charge est grande, plus la perte est importante.
On voit donc que quelle que soit la quantité d’électricité utilisée, sa propre perte ne peut être nulle.
La différence entre l’électricité mesurée par la compagnie d’électricité et l’électricité de chaque sous-compteur de votre entreprise (la perte que vous avez mentionnée) existe principalement comme suit :
1. Perte du transformateur : perte à vide (perte de fer), qui est fixe et peut être vérifiée à titre d’information ; perte de charge (perte de cuivre), qui est liée à la charge et augmente en proportion géométrique avec la charge. De même, la perte de cuivre à pleine charge est également Elle peut être obtenue à partir des informations, et la perte de cuivre spécifique doit être calculée en appliquant la formule en fonction du taux de charge.
2. Erreur du dispositif de mesure de l’énergie électrique : Il existe des erreurs positives et négatives dans le dispositif de mesure de l’énergie électrique (compteur d’énergie électrique, transformateur de courant, transformateur de tension) de la société d’approvisionnement en électricité. De même, le dispositif de mesure de l’énergie électrique de votre entreprise (compteur d’énergie électrique, transformateur de courant, transformateur de tension) comporte également des erreurs positives et négatives.
3. Une partie de la perte sera générée dans l’équipement électrique tel que le jeu de barres, le disjoncteur, le sectionneur, etc. mais elle est très faible et fondamentalement ignorée.
Le taux de perte des transformateurs de distribution dépend de la quantité d’électricité utilisée.
La perte en charge du transformateur de distribution doit être d’un peu plus de 1%, et la perte à vide est inférieure à 1%.
Cependant, il est nécessaire d’examiner s’il s’agit d’un type d’économie d’énergie. Certains transformateurs de distribution anciens ont des pertes plus élevées et atteignent même 3%.
En général, les transformateurs de distribution S9 peuvent être utilisés plus tard. La perte mensuelle d’un transformateur de 200kw devrait être d’environ 800-1500 kWh, en fonction du taux d’utilisation de votre charge.
Les paramètres utilisés dans la formule de calcul des pertes ont une influence évidente sur le résultat du calcul du coût des pertes du transformateur de distribution.
Les paramètres choisis par les différentes compagnies d’électricité pour réaliser ces calculs ne sont pas les mêmes.
Certaines considérations pour la sélection de ces paramètres sont discutées ci-dessous :
En considérant l’interrelation entre la taille d’un transformateur de distribution et ses coûts à vide et de perte de charge, on constate que pour les valeurs à vide et de perte de charge de chaque produit, il existe un total minimum annuel moyen lors de la conception du transformateur. question du coût.
En raison de la grande plage de variation du paramètre perte, la conception d’un transformateur peut être avantageuse pour le calcul d’une compagnie d’électricité, mais elle peut être défavorable pour le calcul d’une autre compagnie d’électricité.
Pour les transformateurs de distribution de même conception, l’économie est liée à la production de masse, ce qui signifie qu’il n’est pas économique pour chaque compagnie d’électricité de produire le transformateur de distribution vraiment optimal.
Tous les principaux fabricants de transformateurs de distribution en Chine utilisent un noyau bobiné comme base de leur conception, ce qui fait que le transformateur de distribution aux États-Unis est un produit de masse.
Cela explique pourquoi le coût des transformateurs de distribution et des transformateurs de puissance est très différent.
Pourtant, l’ingrédient le plus cher se trouve généralement dans le transformateur de distribution.
L’ordinateur ne peut pas utiliser les paramètres de la formule pour concevoir le transformateur, mais le fabricant peut faire les considérations suivantes : Si l’utilisation requiert une résistance aux courts-circuits, cela signifie que l’impédance doit être plus élevée ;
Si la capacité de charge est requise, afin d’assurer cette exigence, le taux de perte inférieur du transformateur de distribution ne peut être garanti ; si l’utilisation requiert un fonctionnement en surtension, cela signifie que le courant d’excitation est plus faible à la tension nominale.
Bien que les concepteurs soient limités à l’utilisation du noyau en fer bobiné, il y a toujours un problème de sélection d’application dans la conception.
Comme les investissements dans les systèmes et les coûts de l’énergie continuent d’augmenter, il serait bénéfique pour de nombreux services publics d’essayer d’évaluer les performances des transformateurs de distribution, et ils s’efforcent de dériver des méthodes cohérentes pour le calcul des pertes des transformateurs de distribution.
Pour assurer une conception optimale du transformateur en accord avec l’utilisation réelle, les paramètres du système et du coût doivent être soigneusement sélectionnés lors de l’application de la formule de calcul.
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