Лекция №6 Выбор схем, напряжений и режимов присоединения потребителей к субъектам электроэнергетики 3 страница

Длина линий от i-го потребителя до источника питания ИП в прямоуголь­ной системе может быть выражена через координаты ИП х, у и координаты потребителей х_i, у_i (электроприемников для 2УР; шкафов 2УР и электропри­емников, питающихся от щита низкого напряжения трансформатора для 3УР; трансформаторов 3УР и высоковольтных электродвигателей для 4УР; агрегатов и ТП, питающихся от 5УР, и распределительных подстанций для 5УР):

Теория выбора места расположения источников питания была создана, когда для расчетов использовали величины приведенных затрат З_i. Для от­дельной линии электропередачи З_i, определяли по уравнению

(4.9)

где Е = Е_н + Е_а + Е_э, (Е_н - коэффициент нормативной (заданной) эффектив­ности; Е_а - коэффициент амортизационных отчислений; Е_э - коэффициент расходов энергосистемы); K_i - стоимость сооружения единицы длины i-й ли­нии; P_i - мощность нагрузки i-го потребителя (электроприемника); δ - ко­эффициент, учитывающий увеличение стоимости электроэнергии в зависимо­сти от удаленности данной сети от ИП; К_пм - коэффициент попадания расчетной нагрузки в максимум энергосистемы (при совпадении максимумов K_пм= 1, при работе потребителя не в часы максимума энергосистемы K_пм = 0); а - удельные затраты, обусловленные расширением электростанций для ком­пенсации потерь мощности; β - удельные затраты на расширение топливной базы для выработки дополнительной энергии; τ_i - число часов максимальных потерь электрической энергии i-й линии; γ - удельная электрическая прово­димость линии; U_ном - номинальное напряжение линии; F_i - сечение i-й ли­нии; где з_i, - приведенные затраты на единицу длины линии для определен­ного потребителя величина постоянная при выборе сечения линии по экономической плотности тока или по допустимому нагреву.

Суммарные приведенные затраты для n линий (радиально-лучевая сеть)

(4.10)

теоретически определимы, если взять за основу детерминистскую точку зре­ния, согласно которой существуют однозначные исходные данные для каждой линии к моменту принятия решения о размещении ИП, соответствующие ре­альности после завершения строительства и выхода на проектную производи­тельность.

Учитывая ценологические свойства каждой величины и практическую счетность сведений, можно пренебречь изменениями составляющих, входящих в (4.9), для разных линий, питающихся от одного ИП, и неизбежными скачками, возникающими, например, при переходе от радиальной к магист­ральной схеме, от прокладки в трубах (россыпью и напрямую) к прокладке в каналах, от одного габарита трансформатора к другому. Тогда 3_i,-значения бу­дут пропорциональны расчетному току I_р, определяющему сечение линии, и в этом случае Р_р = Р_max.

Имеется ряд математических методов, позволяющих аналитически определить условный центр электрических нагрузок промышленного предприятия или отдельных его цехов. При отыскании центра электрических нагрузок, например цеха для размещения распределительной подстанции 4УР, используется план цеха с расположением ТП 10/0,4 кВ (3УР) и отдельных высоковольтных электроприемников 1УР, а при отыскании центра электрических нагрузок предприятия средней мощности (для крупного поиск центра не имеет смысла) используется его генеральный план, а в качестве отдельных потребителей рассматриваются цеха предприятия.

Наибольшее распространение получил метод, согласно которому если считать нагрузки цеха равномерно распределенными по его площади, то центр нагрузок (ЦЭН) можно принять совпадающим с центром тяжести фигуры, изображающей цех в плане (рис. 4.6). В действительности же нагрузки цеха распределены по его площади неравномерно, поэтому центр нагрузок не совпадает с центром тяжести цеха в плане.

Рис. 4.6. Схема плана промышленного предприятия и картограмма нагрузок по цехам (1-7)

Наличие многоэтажных зданий цехов и расположение электроприемников на различных отметках обусловливают учет в расчетах третьей координаты. Координатой Z для двух- и трехэтажных зданий не имеет смысла пользоваться, в частности учитывать требования о размещении оборудования выше нулевой отметки. Координатой Z можно пренебречь и в случае, когда расстояние от центра нагрузки потребителя, например КТП, до центра ИП, например РП 10 кВ, в 1,5 раза больше высоты здания. Практически учет третьей координаты в реальном проектировании промышленных предприятий не требуется.

При разработке схемы электроснабжения промышленных предприятий рекомендуется размещать источники питания с наибольшим приближением к центру питаемой нагрузки, под которым понимается условный центр. Проведя аналогию между массами и электрическими нагрузками производств, цехов, отделений, участков, P _i, координаты их центра для размещения источника питания следующего уровня системы электроснабжения можно определить по формулам

(4.11)

Описанный метод отыскания центра электрических нагрузок (ЦЭН) отли­чается простотой и наглядностью, он легко реализуется на ЭВМ. Погрешность расчетов по этому методу не превышает 5-10 % и определяется точностью исходных данных.

В общем случае такой подход не обеспечивает минимума приведенных затрат на сеть. При двух неодинаковых нагрузках центр будет между нагрузка­ми, ближе к наибольшей. Если сюда поместить ИП, то приведенные затраты на сеть сложатся из затрат на участок сети, питающий меньшую нагрузку, и затрат на участок сети, питающий большую нагрузку. Если строго исходить из минимума приведенных затрат, то ИП следует совместить с наибольшей нагрузкой, что обеспечивает явно меньшие затраты, так как вся сеть будет со­стоять только из относительно дешевого провода, питающего меньшую на­грузку. При числе нагрузок больше двух в общем случае возникает аналогичная ситуация.

При решении вопроса о размещении ИП и определении их мощностей возможны три случая: 1) местоположение определено условиями генплана или требованиями технологов; 2) местоположение можно варьировать в огра­ниченных пределах, но известны нагрузки, которые предполагается питать от каждого ИП (4.10), (4.11); 3) не известны число ИП, распределение нагрузок по отдельным ИП.

Для некоторых ИП на местоположение накладываются ограничения. Это наиболее общий случай, отвечающий реальной практике и характерный для всех уровней системы электроснабжения.

В первом случае задача сводится к распределению нагрузок по отдельным источникам питания и к определению мощностей ИП.

Во втором случае задача может быть решена методом линейного программирования, если ограничения на размещение ИП могут быть заданы в виде системы линейных неравенств:

(4.12)

В случае нелинейных ограничений используется линейно-кусочная ап­проксимация. Требуется найти такие х и у, при которых обеспечивался бы ми­нимум суммарных приведенных затрат (4.9) с соблюдением ограничений (4.12) (a_i, b_i, с_i, - заданные числа). Минимизация функции цели (4.10) является задачей отыскания минимума суммы модулей линейных функций, которая может быть сведена к задаче линейного программирования, например симплексным методом.

Центр электрических нагрузок определяется как некоторая постоянная точка на генеральном плане промышленного предприятия. В действительности центр смешается, что объясняется: изменениями потребляемой мощности отдельным приемником, цехом и предприятием в целом в соответствии с графиком нагрузки (на стадии проектирования график известен приближенно, а на стадии эксплуатации постоянно меняется); изменениями сменности и других социально-экономических и экологических условий; развитием предприятия.

В связи с этим центр электрических нагрузок описывает во времени на ге­неральном плане промышленного предприятия фигуру сложной формы. Поэтому правильнее говорить не о центре как некоторой стабильной точке, а о зоне рассеяния.

Задачи, связанные с построением рациональных систем электроснабжения промышленных предприятий, относятся к числу оптимизационных. В электрике выделилось два подхода к решению задач оптимизации: статический и динамический. При статическом подходе к решению проектных задач не учитывается изменение электрических нагрузок во времени. При динамическом подходе учитывается динамика систем электроснабжения во времени на перспективу 5, 10, 20 лет, особенно в части изменения электрических нагрузок, поэтому принимаемые решения получаются более обоснованными.

При переходе к конкретному проектированию следует помнить, что про­ектировщики широко применяют профессионально-логический метод. Суть его применительно к выбору местоположения подстанции заключается в том, что опытный проектировщик часто принимает решение, не прибегая к вычис­лениям координат. Он пользуется хорошими знаниями объектов проектиро­вания, объектом-аналогом, учитывает реальные ограничения и другие нефор- мализуемые сведения.

Задачу выбора местоположения подстанций приходится решать на различных уровнях системы электроснабжения. Опыт проектирования показывает, что выбор местоположения цеховых ТП осуществляется, как правило, без построения картограммы нагрузок цеховых потребителей электроэнергии. Объясняется это тем, что расположение цеховых ТП в центре питаемых ими нагрузок часто оказывается невозможным из-за различных ограничений (технологических, транспортных и т. п.). Поэтому для отыскания центра цеховой сети используют приближенные методы. Для упрошенного определения координат в цеховой сети можно воспользоваться методикой, применяемой при прокладке участков сети по взаимно перпендикулярным направлениям, которая заключается в следующем: 1) чтобы найти координату х₀ центра нагрузок, необходимо передвигать параллельно самой себе проведенную произвольно на плане цеха вертикальную линию до тех пор, пока разность сумм нагрузок левее и правее этой линии поменяет знак или станет равной нулю, т. е. нагрузки станут равными; 2) передвигая параллельно самой себе горизонтальную линию, находят такое ее положение, при котором разность сумм нагрузок выше и ниже этой линии изменит знак или станет равной нулю. Это положение линии даст координату у₀ центра нагрузок.

Оптимальное положение РП обычно будет не в центре нагрузок, получаю­щих питание от него, поскольку это приводит к обратным потокам энергии, вызывающим увеличение расхода проводникового материала и потерь электроэнергии. Как правило, РП смещена к наибольшей нагрузке и располагается ближе к источнику питания. Выбор места РП в первую очередь определяется наличием двигателей напряжением выше 1 кВ (компрессорные, насосные, воздуходувные и т. п.) и электротехнологических установок, например электропечей с трансформаторами. Если по условиям среды нельзя сделать встроенное или пристроенное распределительное устройство, например из-за взрывоопасности, то сооружается отдельно стоящая распределительная подстанция.

Особенно важен вопрос о размещении подстанций 5УР и 4УР, которые для средних и крупных предприятий определяют схему. В этом случае проектирование систем электроснабжения предприятий осуществляется на основе генерального плана объекта, на который наносятся все производственные цеха и отдельные участки предприятия. Расположение цехов на генеральном плане определяется технологическим процессом производства, а также архитектурно-строительными и эксплуатационными требованиями.

Выбор типа и места расположения подстанций осуществляют следующим образом: на генеральный план предприятия наносят нагрузки цехов, отделений или участков с уточнением напряжения, рода тока и очередности ввода в эксплуатацию; выявляют сосредоточенные нагрузки и находят центры групп распределенных нагрузок 3УР (2УР); предварительно намечают места распо­ложения подстанций и производят распределение нагрузок между ними. Учи­тывая возможности применения унифицированных схем и комплектных рас­пределительных устройств, намечают типы подстанций (закрытая или открытая, отдельно стоящая, пристроенная, встроенная, внутрицеховая), оп­ределяют их ориентировочные габариты. Выбранное место расположения подстанции согласовывают с генпланом, технологами, строителями. Для оты­скания местоположения подстанций 5УР и 4УР широко применяют карто­грамму нагрузок.

Картограмма представляет собой размещенные на генеральном плане кругов, площади которых в принятом масштабе равны расчетным нагрузкам цехов. Аналогично на плане цеха можно разместить нагрузки отделений, уча­стков, крупных электроприемников. Каждому цеху, отдельному зданию, со­оружению соответствует окружность, центр которой совмещают с центром на­грузок цеха, т. е. с символической точкой потребления ими электроэнергии. Поэтому расположение главной понизительной или распределительной под­станции вблизи питаемых ими нагрузок позволяет приблизить высокое напря­жение к центру потребления электроэнергии и сократить протяженность как сетей высокого напряжения предприятия, так и цеховых электрических сетей.

Картограмма электрических нагрузок дает возможность проектировщику наглядно представить распределение нагрузок по территории промышленного предприятия. Она состоит из окружностей, причем площадь круга πr², ог­раниченная каждой из этих окружностей, с учетом принятого масштаба m равна расчетной нагрузке Р_р(i) соответствующего цеха, что определяет радиус окружности:

(4.13)

Каждый круг может быть разделен на секторы, соответствующие силовой нагрузке, нагрузке на технологические процессы (электроплавка, сварка, нагрев и др.) и осветительной нагрузке. Иногда на картограмме разделяют нагрузки до и выше 1 кВ. Все это дает представление о структуре нагрузок. Цеха, которые должны быть построены во вторую очередь, или нагрузки цехов, связанных с расширением производства, графически изображают различно (цветом, пунктиром).

Аналогичен подход к построению картограмм реактивных нагрузок и по­строению их центра. Реактивные нагрузки могут питаться от конденсаторных установок, которые располагаются в местах потребления реактивной мощно­сти, а также от синхронных компенсаторов и синхронных электродвигателей. В связи с этим для отыскания оптимальных условий и мест установки источников реактивной мощности нужно находить отдельно центры потребления реактивной мощности предприятия.

Лекция №7 Схемы и конструктивное исполнение главных понизительных (ГПП) и распределительных подстанций (РП)

Исходные данные и выбор схемы ГПП

Проектирование подстанций с высшим напряжением 35-750 кВ (главные понизительные подстанции, подстанции глубокого ввода, опорные и другие подстанции), осуществляется на основе технических условий, определяемых схемами развития энергосистемы (возможностями источников питания) и электрических сетей района, схемами внешнего электроснабжения предприя­тия, присоединением к подстанции энергосистемы (см. рис. 4.1) или к BЛ (см. рис. 4.2), схемами организации электроремонта, проектами системной ав­томатики и релейной защиты.

Исходные данные: район размещения подстанции и загрязненность атмо­сферы; значение и рост нагрузки по годам с указанием их распределения по напряжениям; значение питающего напряжения; уровни и пределы регулиро­вания напряжения на шинах подстанции, необходимость дополнительных ре­гулирующих устройств; режимы заземления нейтралей трансформаторов; зна­чение емкостных токов в сетях 10(6) кВ; расчетные значения токов короткого замыкания; надежность и технологические особенности потребителей и от­дельных электроприемников.

Проект подстанции, если особые условия не оговариваются инвестором, выполняется на расчетный период 5 лет с момента предполагаемого срока ввода в эксплуатацию с учетом возможности ее развития на последующие 5 лет. Площадку подстанции следует размещать вблизи центра электрических нагрузок, автомобильных дорог (для трансформаторов 10 МВА и выше), су­ществующих инженерных сетей, с использованием подъездных железнодо­рожных путей промышленных предприятий и обеспечением удобных заходов воздушных или кабельных линий.

На подстанциях принимают, как правило, установку не более двух транс­форматоров, большее количество допускается на основе технико-экономиче­ских расчетов и в тех случаях, когда требуются два средних напряжения.

Для ряда производств необходима установка электродвигателей (электро­приемников) мощностью от 200-300 до 600-800 кВт. По конструктивным со­ображениям асинхронные электродвигатели на 10 кВ изготавливать неэконо­мично, как и синхронные машины, поэтому для этого диапазона выпускаются асинхронные электродвигатели 6 кВ. В 40-60-е годы с учетом конструктив­ного совершенства и высокой надежности электродвигателей 3 кВ предпочитали строить внутризаводскую схему электроснабжения на напряжении 3 и 10 кВ. Поэтому в настоящее время на ряде предприятий при эксплуатации оборудования 3, 6, 10 кВ возникают разные проблемы, например электробе­зопасности при трансформации 110/10, 10/0,4 кВ и 110/10, 10/6, 6/0,4 кВ и возможном включении на параллель 380 В этих двух трансформаций.

В общем случае сейчас в качестве распределительного напряжения на 4УР принимают 10 кВ (уменьшение сечений и потерь в сетях). Но если кроме трансформаторов 3УР появляются высоковольтные двигатели с напряжением, отличным от 10 кВ, то возможны разные варианты. Отдельное предприятие (объект), где высоковольтная двигательная нагрузка преобладает (котельная, насосная, компрессорная) и необходимо сооружение подстанции 4УР, оба трансформатора (по условиям категорийности по надежности ПУЭ) со вто­ричным напряжением, обеспечивающим 380/220В, должны быть рассчитаны на напряжение двигательной нагрузки. При небольшой реконструкции пред­приятия, цеха (или их части) целесообразно сохранение имеющегося напря­жения 6 кВ. При коренной реконструкции или строительстве крупного объ­екта в составе завода следует считать правильным переход в возможно большей степени на 10 кВ (осуществлено для целых регионов, разговор о пе­реходе на 20 кВ ведется более 50 лет).

Во всех случаях рациональное напряжение U_paц следует принимать на ос­нове технико-экономических расчетов. Однако на практике можно руковод­ствоваться следующими рекомендациями:

1. Если мощность электроприемников (ЭП) 6 кВ составляет 40-50% от суммарной расчетной мощности предприятия, то за U_рац принимается напря­жение 6 кВ;

2. Если мощность ЭП 6 кВ составляет менее 10-15 % от суммарной рас­четной мощности предприятия, то принимается U_рац = 10 кВ, а ЭП 6 кВ за- питывают от понижающих трансформаторов напряжением 10/6 кВ.

3. Если число электроприемников напряжением 6 кВ единично (на объекте их менее 4-6), применяют блочные схемы: понижающий трансформатор 10/6 кВ - электроприемник.

4. Если ЭП более 6, как правило, сооружают РУ 6 кВ, которое запитывают от 5УР или трансформаторов 10/6 соответствующей мощности, устанавли­ваемых на объекте.

5. Если на предприятии для электрических сетей напряжением до 1 кВ принято напряжение 660 В, то обычно в таком случае более предпочтительнее напряжение 10 кВ, так как электродвигатели средней мощности (до 600 кВт) могут быть запитаны на напряжении 660 В.

6. Если высоковольтная мощность 6 кВ в районе одной из подстанций 5УР составляет около половины, то для распределения электроэнергии можно применить одновременно напряжение 6 и 10 кВ. На ГПП в этом случае предусматривают установку понижающих трансформаторов с расщепленными обмотками на напряжение 6 и 10 кВ или трехобмоточных 110/10/6 кВ.

При наличии крупных сосредоточенных нагрузок; при необходимости выделения питания ударных, резкопеременных и других специальных электри­ческих нагрузок; для производств, цехов и предприятий с преимущественным количеством электроприемников I категории и особой группы I категории возможно применение трех и более трансформаторов с соответствующим тех­нико-экономическим обоснованием. В первый период эксплуатации при по­степенном росте нагрузки подстанций допускается установка одного транс­форматора при условии обеспечения резервирования питания потребителей по сетям среднего и низшего напряжений.

Выбирают такую мощность трансформаторов, чтобы при отключении наиболее мощного из них оставшиеся обеспечивали питание нагрузки во время ремонта или замены этого трансформатора с учетом допустимой перегрузки как оставшихся в работе, так и резерва по сетям среднего и низкого напряже­ний. При установке двух трансформаторов и отсутствии резервирования по сетям среднего и низшего напряжений мощность каждого из них выбирают с учетом загрузки трансформатора не более 70 % суммарной максимальной на­грузки подстанции на расчетный период. При росте нагрузки сверх расчетного уровня увеличение мощности подстанции производится, как правило, путем замены трансформаторов более мощными (следующего габарита, на который следует рассчитывать фундамент).

Трансформаторы должны быть оборудованы устройством регулирования напряжения под нагрузкой, при их отсутствии допускается использование ре­гулировочных трансформаторов.

Предохранители на стороне высокого напряжения подстанций 35-110 кВ с двухобмоточными трансформаторами можно применять при условии обес­печения селективности предохранителей и релейной защиты линий высокого и низкого напряжений, а также надежной защиты трансформаторов с учетом режима заземления нейтрали и класса ее изоляции. Для трансформаторов с высшим напряжением 110 кВ, нейтраль которых в процессе эксплуатации мо­жет быть разземлена, установка предохранителей недопустима.

Отделители на стороне высшего напряжения можно применять как с ко- роткозамыкателями, так и с передачей отключающего сигнала. Применение передачи отключающего сигнала должно быть обосновано (удаленностью от питающей подстанции, мощностью трансформатора, ответственностью линии, характером потребителя). При передаче отключающего импульса по вы­сокочастотным каналам (кабелям связи) необходимо выполнять резервирование по другому высокочастотному каналу (кабелю связи) или с помощью короткозамыкателя.

Распределительные устройства 6-10 кВ на двухтрансформаторных под­станциях выполняют, как правило, с одной секционированной или двумя одиночными секционированными выключателем системами сборных шин с нереактированными отходящими линиями, а на однотрансформаторных под­станциях - как правило, с одной секцией. На стороне 6-10 кВ должна быть предусмотрена раздельная работа трансформаторов.

При необходимости ограничения токов КЗ на стороне 6-10 кВ могут пре­дусматриваться следующие мероприятия: а) применение трехобмоточных трансформаторов с максимальным сопротивлением между обмотками высше­го и низшего напряжений и двухобмоточных трансформаторов с повышенным сопротивлением; б) применение трансформаторов с расщепленными обмотками 6-10 кВ; в) применение токоограничивающих реакторов в цепях вводов от трансформаторов.

Выбор варианта ограничения токов КЗ следует обосновать при технико- экономическом сравнении. Степень ограничения токов КЗ распределительных устройств 6-10 кВ определяют с учетом применения наиболее легкой ап­паратуры, кабелей и проводников и допустимых колебаний напряжения при резкопеременных толчковых нагрузках.

При необходимости компенсации емкостных токов в сетях 35, 10, 6 кВ на подстанциях следует устанавливать заземляющие реакторы. При напряжении 6-10 кВ заземляющие реакторы подключают к сборным шинам через выклю­чатели и отдельные трансформаторы. Не допускается подключение заземляю­щих реакторов к трансформаторам собственных нужд, присоединенным к трансформаторам подстанций до ввода на шины низшего напряжения, а также к трансформаторам, защищенным плавкими предохранителями.

В закрытых распределительных устройствах всех напряжений необходимо устанавливать воздушные, малообъемные масляные или элегазовые выключатели. В последние годы предпочтение отдается вакуумным выключателям, вплоть до замены выкатной части на действующих предприятиях (замена масляных). Баковые выключатели ВМБ-10, ВМЭ-6 и 10, ВС-10 (сейчас заменяемые) устанавливали, когда ещё не выпускались или отсутствовали малообъемные выключатели с соответствующим током отключения. Можно применять и другие типы выключателей после начала их серийного производства. В открытых распределительных устройствах 330 кВ и выше следует устанавливать воздушные выключатели.

На промышленных предприятиях широко применяются маломасляные выключатели типа ВМ-10, предназначенные для работы в шкафах КРУ внутренней и наружной установки на класс напряжения 10 кВ и используемые в установках общепромышленного применения (ВММ-10 — в экскаваторных КРУ и передвижных автоэлектростанциях внутренней установки). ВМ-10 вы­пускается на номинальные токи 320, 400, 630, 1000 А и номинальный ток от­ключения 10; 12,5; 20 кА. Распространены в КРУ внутренней и наружной ус­тановки выключатели маломасляные подвесного исполнения полюсов с электромагнитным приводом ВМПЭ на номинальные токи 630, 1000, 1600, 3150 А и током отключения 20 и 31,5 кА. В сборных камерах закрытых рас­пределительных устройств (ячейках КСО-272 и КРУН) устанавливают выклю­чатели подвесные маломасляные ВМП на 630 и 1000 А при номинальном токе отключения 20 кА. Известны и колонковые маломасляные выключатели с пружинным ВК-10 и электромагнитным ВК9-М-10 приводом, в сборе пред­ставляющим собой выкатной элемент ячейки КРУ.

Для коммутации в цепях генераторов 10 кВ используют маломасляный генераторный горшковый выключатель МГГ-10 на номинальный ток 2000, 3150, 4000, 5000 А; ток отключения при работе без АПВ 45 и 63 кА с амплитудным значением предельного сквозного тока 120 и 170 кА. На 20 кВ применяют выключатель генераторный маломасляный ВМГ-20 и усиленный МГУ-20. Для коммутации напряжения 110 и 220 кВ используют выключатели маломасляные ВМГ на ток 1000, 1250, 1600, 2000 А.

Воздушные выключатели серии ВВБ (а также ВВУ, ВВЭ, ВВД, ВВБМ) предназначены для включения и отключения в нормальных и аварийных ре­жимах ЛЭП и другого оборудования на номинальное напряжение 35-750 кВ, токи 1600, 2000, 3150 А. Имеются воздушные выключатели для специальных целей на напряжение 10, 15, 20, 25 кВ.

Вакуумные выключатели (в запаянных баллонах вакуум сохраняется весь срок службы) оказались востребованными благодаря полной взрыво- и пожа- робезопасности, отсутствию повторного замыкания, малому времени отклю­чения и расходу мощности на включение и отключение, отсутствию обслу­живания. Выключатель ВВВ-10-2/320 рассчитан на ток 320 А, отключаемый 2 кА.

При выборе аппаратов и ошиновки по номинальному току оборудования (синхронные компенсаторы, реакторы, трансформаторы) необходимо учиты­вать нормальные эксплуатационные, послеаварийные и ремонтные режимы, а также перегрузочную способность. Аппаратуру и ошиновку в цепи трансфор­матора следует выбирать, как правило, с учетом установки в перспективе трансформаторов следующего габарита.

Выбор и использование силовых трансформаторов

Вообще говоря, расчетный срок службы трансформатора обеспечивается при соблюдении условий:

где S_н.т - нагрузка трансформатора; U_сеть - напряжение сети, к которой под­ключен трансформатор; τ_о.ср - температура окружающей среды.

При проектировании, строительстве, пуске и эксплуатации эти условия никогда (что и согласуется с теорией техноценозов) не выполняются.

Для правильного выбора номинальной мощности трансформатора (авто­трансформатора) необходимо располагать суточным графиком нагрузки, из которого известна как максимальная, так и среднесуточная активная нагрузка данной подстанции, а также продолжительность максимума нагрузки. График позволяет утверждать, соответствуют ли эксплуатационные условия загрузки теоретическому сроку службы, определяемому заводом-изготовителем (обычно 20-25 лет).

От температуры изоляции τ_и зависит число ее работы t при условии, что износ будет равен нормированному износу за сутки:

При τ_и < 80 °С износ ничтожен и им можно пренебречь. Температура ох­лаждающей среды, как правило, не равна номинальной температуре и, кроме того, изменяется во времени. В связи с этим для упрощения расчетов исполь­зуют эквивалентную температуру охлаждающей среды τ_{о эк}, под которой пони­мают такую неизменную за расчетный период температуру t_расч, при которой износ изоляции трансформатора будет такой же, как и при изменяющейся температуре охлаждающей среды τ_о(t) в тот же период. Значение этой темпе­ратуры при неизменном превышении температуры в наиболее нагретой точке τ_н.т можно найти из уравнения

Дата добавления: 2014-12-08