/
Автор: Блок В.М. Паперно Л.Б. Обушев Г.К. Гусева С.А. Герхард Я.X.
Теги: электротехника электроэнергетика образование дипломное проектирование
Год: 1981
Текст
Пособие
к курсовому
и дипломному
проектированию
для электро-
энергетических
специальностей
Пособие
к курсовому
и дипломному
проектированию
для электро-
энергетических
специальностей
ПОД РЕДАКЦИЕЙ В. М. БЛОК
Допущено Министерством вькихего и средне-
го специального образование СССР качаема
учебного пособия для студентов влмпроанер-
готических специальностей высших учебных
заведений
Москва «Высшая школа» 1981
ББК31.2
П61
УДК 621.31
В. М Блок. Г К Обушев, Л. Б. Паперно,
С. А. Гусева, Я. X Герхард
Рецензенты-
кафедра «Электрические сети и системы*
Ленинградского политехнического института
/Нг.=ЛТТеХИ-НИук’,1ро* В М
(Новосибирский электротехнический институт)
Пособие к курсовому и дипломному проектиооваивю
Sг’™РР’»РР«ткческ,« специальностей: Уч"Е“ о
п К Л с’м™’™ РУЗОВ/В. М. Блок. Г. К Обушев
к:;. "од рел в- “
в пер SO к.
ектных направлений в елговитмяк . ~ няации '|0 выполнению ряда про-
справочный материал В „ей 7зДжМ?^^НМ схемах • также обЙири^й
КИЯ. метппи ....- изложены экономические еппгл-ч --.--
хороших зямь.квний. методы опгедХн2я°™™о£ИниЯ- мечет токов
ментов сетей к др. определения сопротивлений и проводимостей эле.
вузов ₽&жеГвытГ лолеХ "?пир«там’м К^Лпт^Ге1КЧК’'ЯХ спе««^ь’'оттей
30311—044 -""Р«"т«м и работнияам энергосистем
" ооцоп-si 85~!Ю 2302040000 ВП2.1
ББК31.2
© Издательство «Высшая школа», 1981
ПРЕДИСЛОВИЕ
Согласно решениям съездов КПСС в области энергетики
продолжается непрерывное увеличение производства электроэнер-
гии, создание объединенных и единых энергетических систем и их
развитие, рост числа и мощностей электрических станций, а также
дальнейшее развитие автоматизированных систем управления и
повышения их эффективности.
Для того чтобы решать важные энергетические задачи, инже-
нер должен обладать теоретическими знаниями и уметь творчески
применять их в своей практической деятельности. Начальным эта-
пом такого применения является решение задач, проведение лабо-
раторных работ, а затем курсовое и дипломное проектирование,
при котором приходится самостоятельно ставить и решать вопро-
сы, не имеющие однозначного ответа. Опыт показывает, что имен-
но в процессе проектирования студенты работают наиболее увле-
ченно, используя свои знания и возможности. Огромное значение
имеют также студенческая научная учебно-исследовательская ра-
бота (УИР) и проектирование с научно-исследовательским укло-
ном, в наибольшей степени способствующие развитию творческих
способностей
Пособие предназначено для студентов трех специальностей:
«Электрические системы» — 0302, «Электроснабже-
ние промышленных предприятий, городов и сель-
ского хозяйства» — 0303, «Автоматизация произ-
водства н распределения электроэнергии» — 0650
всех видов обучения дневного, вечернего и заочного В пособии
даны указания по выполнению заданий на курсовое и дипломное
проектирование, контролю за ходом его выполнения, требования,
предъявляемые к оформлению и защите (см. введение).
Дан ряд возможных направлений составления проектов. Поря-
док их выполнения представлен алгоритмами и структур-
ными схемами с указанием и объяснениями отдельных пунктов.
Предложены также некоторые возможные темы проектов с науч-
но-исследовательским уклоном. Пособие снабжено рас-
четами и примерами
Рассмотрены передовые экономические методы
проектирования (см гл 2) Даны примеры для определения при-
веденных затрат при строительстве в один этап (год), а также при
строительстве и эксплуатации в течение ряда лет Впервые в изда-
нии даны универсальные номограммы экономиче-
ских интервалов для сетей разных исполнений (см. гл 7).
Выбор сечений по этим номограммам отвечает минимуму приве-
денных затрат и дает экономию по стране в десятки миллионов
рублей в год. Нельзя забывать, что критерием целесообразности
того или иного проекта, его целевой функцией являются экономи-
ческие показатели
Для экономии времени, затрачиваемого студентами на отыска-
ние исходных данных, подобран обширный справочный ма-
териал (см. гл. 6), собранный из многих книг, справочников и
заимствованный в проектных организациях. Материал система!и-
зирован, обработан и дополнен новыми обобщающими таблицами,
облегчающими учебное проектирование.
По многим вопросам, которые не удалось изложить в пособии
или удалось изложить только частично, например по вопросам
баланса активных и реактивных мощностей, условий обеспечения
качества электрической энергии и регулирования напряжения, за-
щиты от перенапряжений, техники безопасности и др., в гл. 2 ука-
зана соответствующая литература.
Общие вопросы, относящиеся не только к конкретной спе-
циальности, выделены в гл. 1. К ним относятся: определение нагру-
зок в разных звеньях сетей (см § 1.1 и 12), сопротивлений и про-
водимостей (см. §13), краткие сведения о схемах электрических
сетей и подстанций (см § 1.4). Там же изложены существующие
методы расчета токов коротких замыканий (см. § 1 5) и даны реко-
мендации по выбору аппаратуры (см § 1 6).
Курсовое и дипломное проектирование может проводиться:
1) для реальных объектов, находящихся на рассмотрении проект-
ных и других организаций; 2) для объектов по заданию, состав-
ленному руководителем для повторения и углубления определен-
ных разделов курса по специальности; 3) для решения каких-либо
новых вопросов, полностью или частично научно-исследователь-
ского характера. Так как последние имеют в большинстве случаев
узкую направленность и не требуют повторения всего пройден-
ного материала по специальности, их рекомендуется выдавать пре-
имущественно хорошо успевающим студентам. Предполагается,
что таким студентам особенно полезно развитие творческих спо-
собностей, а не только повторение материалов пройденных курсов,
т е. работа «вглубь», а не «вширь».
Нельзя забывать, что проектирование является комплексной за-
дачей, в которой все элементы являются звеньями общей цепочки.
Если одно из этих звеньев окажется некачественным, цепочка мо-
жет разорваться. Однако учет всех влияний в сложных совре-
менных динамически развивающихся системах практически невоз-
можен. Поэтому студент должен учиться делать возможные до-
пущения, пренебрегать второстепенными вопросами,
и уметь, как говорил В И Ленин, найти главное звено, уцепив-
шись за которое можно вытянуть всю цепочку. Нередко, усердно
занимаясь второстепенными вопросами, студент не обращает вни-
мание на основное. В пособии в алгоритмах и структур-
ных схемах дается разделение общего вопроса на последова-
тельные операции. Современные инженеры должны уметь произ-
водить такую разбивку новых, исследуемых ими вопросов Пред-
ставляется, что на приведенных примерах алгоритмов студент
будет учиться такой разбивке.
Прежде чем приступить к проектированию, надо предста-
вить себе проект в целом — составить свой алгоритм с
учетом предъявляемых к проекту требований, и только после этого
приступать к выполнению отдельных пунктов
Одним из важнейших этапов проектирования является оцен-
ка промежуточных peзvльтaтoв Например, нередки
случаи, когда активное сопротивление кабелей получается во
много раз меньше индуктивного, а индуктивное сопротивление
трансформаторов во много раз меньше активного. Студенту, не
имеющему практического опыта, иногда трудно самому оценить
результаты расчетов. В этом случае он должен делать это с по-
мощью руководителя, но не оставлять без внимания
Чтобы уменьшить количество ошибок и сократить время рас-
четов, рекомендуется составлять сводные таблицы, в которые
должны входить необходимые данные и результаты.
Нельзя рассматривать все рекомендации и положения, приве-
денные в пособии, как незыблемый стандарт. Они являются при-
мерами, по аналогии с которыми можно выполнять и другие конк-
ретные задания.
Курсовое проектирование можно назвать репетицией к диплом-
ному, а дипломное — генеральной репетицией перед практической
деятельностью. Если в курсовом проекте студент творчески решает
какие-то вопросы, то в дипломном он должен решить комплекс тех
же или аналогичных им вопросов Поэтому предложенные алго-
ритмы курсовых проектов могут быть использованы и при диплом-
ном проектировании С успехом можно применять и комплекс-
ное проектирование двумя или большим числом студен-
тов Однако задания на комплексное проектирование должны со-
. ставтяться так, чтобы работа одного студента не тормозила рабо-
' ту другого, а итоги объединялись только к концу проектирования.
Например, один студент решает какие-то вопросы для одного на-
пряжения, другой — те же вопросы для другого напряжения с
учетом специфических требований, а в конце работы производится
общий анализ и делаются выводы для всего задания в целом.
Из-за большого числа рассмотренных вопросов, включающих
рекомендации по трем специальностям как для курсового,
так и для дипломного проектирования, и невозможности ши-
роко осветить вопросы всех специальностей в данном пособии
t основное внимание уделялось электрическим сетям и системам.
Для удобства пользования литература указана по
главам.
При проектировании совершенно обязательно ис-
* пользование принятых стандартов, обозначений, форм и других
рекомендаций, подробно изложенных во введении
При составлении пособия использовались материалы и мето-
дические указания Московского энергетического института, Энерго-
5
сетьпроекта, политехнических институтов- Рижского, Ленинград-
ского. Киевского, Таллинского, Уральского, Белорусского, Челя-
бинского, Новочеркасского, Краснодарского, Ульяновского, Сара-
товского, Омскою, Куйбышевского, Томского, Новосибирского
электротехнического. Ленинградского инженерно-экономического.
Ивановского энергетического. Томского университета и ряда
других
В М Блок написаны предисловие, § 1 3 и 1 4, гл 2 и 3 (кро-
ме § 33), Г К Обушевым - введение, § 1 5 и 1 6, Л Б Папер-
но — гл. 5, Я- X. Герхардом — § 1.1 и гл 4; С. А. Гусевой — § I 2
и 33 Главу 6 составили совместно В. М Блок, С А Гусева и
частично Я. X. Герхард Глава 7 написана В. М. Блок и С. А. Гу-
севой.
Авторы выражают глубокую благодарность за тщательное рас-
смотрение рукописи и ценные советы рецензентам: заведующему
кафедрой «Электрические системы» Новосибирского электротехни-
ческого института д-ру техн, наук, проф В М. Чебану, доц этой
же кафедры, канд. техн, наук С. И. Кижнеру и канд. техн, наук
Е. Д. Тарасову, сотрудникам кафедры «Электрические сети и си-
стемы» Ленинградского политехнического института им. М. И. Ка-
линина, особенно доц., канд. техн наук А Н Грибову. Авторы
также глубоко признательны проф. Б А Князевскому за полез-
ные замечания и инж Э И. Эргардту за большую помощь, ока-
занную при сборе необходимых сведений, и ценные консультации.
Составление комплексного пособия является делом
новым и сложным, поэтому авторы будут весьма благодарны чи-
тателям за замечания и рекомендации, которые просят направлять
по адресу: Москва, К-51, Неглинная ул., 29/14, издательство «Выс-
шая школа».
Авторы
Введение
ТРЕБОВАНИЯ К КУРСОВЫМ
И ДИПЛОМНЫМ ПРОЕКТАМ
§ В.1. ЗАДАНИЕ
Тема дипломного проекта и основное направление работы опре-
деляются перед последней производственной практикой на выпуск-
ном курсе. Тогда же назначается руководитель дипломного про-
екта. При этом студенту предоставляется право предложить свою
тему или выбрать одну из рекомендованных тем *.
После окончания теоретического курса (т. е. сдачи всех экза-
менов, курсовых проектов и работ) и получения зачета по послед-
ней практике студенту выдается полное задание на дипломный
проект с указанием окончательной темы, исходных материалов,
разделов пояснительной записки, перечня графических материалов
и сроков представления проекта на кафедру Тогда же указывают-
ся консультанты а) по охране труда; б) по экономике энергети-
ки, организации и планированию предприятия; в) по другим вопро-
сам, если в этом имеется необходимость. Консультантом по основ-
ной части проекта является руководитель дипломного проекта;
он же составляет полное задание на дипломное проектирование.
Дипломник при необходимости может получить консультацию так-
же у преподавателей кафедры иностранных языков и кафедры
гражданской обороны.
Тема дипломного проекта, руководитель и срок завершения
проекта утверждаются приказом декана факультета, а задание на
дипломное проектирование—заведующим кафедрой Темы дип-
ломных проектов выдаются студентам в соответствии с их спе-
циальностью и специализацией.
Кафедра, как правило, рекомендует студентам темы диплом-
ных проектов, предложенные энергосистемами, проектными орга-
низациями, предприятиями, проблемными лабораториями, научно-
исследовательскими институтами и учреждениями Известно, что
в проектных организациях и учреждениях проектирование осущест-
вляется обычно в несколько стадий Дипломный проект может
не охватывать всех стадий проектирования Однако он должен
быть реальным проектом, результатами которого могли бы вос-
* См Приказ МВ и ССО СССР ст 14 марта 1974 г № 245 об утверждения
Положения о Государственных экзаменационных комиссиях и Инструкции по
подготовке дипломных проектов (работ) в в^зах СССР--«Бюллетень Министер-
ства высшего и среднего специального образования СССР» М., 1974, № 5,
с. 27—3G
пользоваться организации, предложившие тему, а также другие
заинтересованные организации
Дипломный проект обычно включает широкий круг вопросов
и посвящен проектированию или реконструкции подстанций, разви-
тию сетей, релейной защите и автоматике электрических станций,
подстанций и линий электропередач, системе электроснабжения го-
рода или крупного предприятия.
Обычно один из вопросов задания (в виде специального зада-
ния) рассматривается и разрабатывается подробно В отдельных
случаях выдастся более узкая тема исследовательского характера.
1!ри этом студент углубленно исследует и разрабатывает опреде-
ленное задание, используя новые принципы и приемы
При выполнении дипломного проекта на любую тему целесооб-
разно использовать современную вычислительную технику. В про-
екте, как правило, должна быть экспериментальная часть — мате-
риалы испытаний па производстве, реальные графики нагрузок,
материалы обследования существующих устройств, результаты ис-
пытаний схем релейной защиты и автоматики, проверки выпол-
ненных дипломником устройств.
Проект должен отвечать требованиям действующих ГОСТов,
норм, правил устройств электротехнических установок, требова-
ниям охраны труда и правил техники безопасности, современным
системам обозначения единиц (СИ).
Студент должен быть в курсе вопросов выбора типовых реше-
ний, применяемых проектными организациями Вместе с тем он
может отступать от типовых разработок (обоснованно), предлагая
новые рациональные решения. Это подтвердит его творческий
подход к решению задач.
Дипломный проект является самостоятельной творческой рабо-
той поэтому консультант не должен выбирать или подсказывать
студенту технические решения. Консультант должен направить
студента, ознакомить его с возможными вариантами решений, ме-
тодами расчета и т. п.
Студент полностью отвечает за принятые в проекте решения,
правильность выполнения расчетов и литературное изложение пояс-
нительной записки. Особое внимание он должен уделить технико-
экономическому обоснованию принимаемых решений. Исходные
данные и принятые решения должны быть согласованы с заинте-
ресованными организациями.
Темы курсовых проектов (работ) утверждаются на кафедре и
выдаются студентам руководителем проектирования. Курсовой
проект (работа) имеет более узкий характер и посвящен обычно
решению какой-то одной задачи. В остальном все сказанное отно-
сится и к выполнению курсовых проектов
§ В.2. СОДЕРЖАНИЕ И ОФОРМЛЕНИЕ
На выполнение дипломного проекта отводится время согласно
учебному плану Он состоит из пояснительной записки
и графического материала, при этом записка можег
К
иметь не более 100—150 страниц рукописного текста (пли 80—
120 страниц машинописного), графический материал включает
6 листов чертежей 24-го формата и более, а также графики и
рисунки в записке, поясняющие содержание текста. Примеры за-
дания дипломного проекта приведены для специальностей 0302,
0303, 0650 в гл 3—5 соответственно
Объем курсового проекта зависит от специфики дисциплины,
по которой он выполняется. Обычно курсовой проект содержит
25—40 страниц рукописного или машинописного текста и 1—3 ли-
ста чертежей 24-го формата.
Выполнение пояснительной записки. Пояснительная записка
должна в краткой и четкой форме раскрывать замысел проекта,
содержать методы исследования и расчета, а также сами расчеты,
описание проведенных экспериментов, их анализ, технико-экономи-
ческое сравнение и обоснованнее выводы. Текст должен допол-
няться иллюстрациями (диаграммами, схемами и т. п ) Все раз-
’ делы проекта составляются в соответствии с ГОСТ 2.105—79. При
оформлении пояснительной записки допускаются отклонения от
некоторых стандартов*. Например, листы пояснительной записки
можно выполнить без рамки и основной надписи, иллюстрации
можно давать без наименований и поясняющих данных (подрису-
ночиого текста) и др.
Ь пояснительную записку включаются
1) титульный лист (см. фо^мы на с. 10);
2) задание на проектирование (см. форму на с 11),
( 3) аннотация,
4) оглавление (аналогично с. 303—304);
5) введение,
6) главы пояснительной записки'
а) основное содержание работы;
б) экономика и организация производства;
в) охрана труда;
V г) гражданская оборона (при необходимости выделения в
отдельный раздел),
7) выводы;
8) список использованной литературы.
* См - Приказ МВ и ССО СССР от 17 сентября 1970 г Vs 634 о внедрении
стандартов единой системы конструкторской документации (ЕСКД) в высших
и средних специальных учебных -заведениях СССР и Методические указания
о порядке внедрения стандартов РСКД в высших и средних специальных учеб-
ных заведениях, организациях, учреждениях и предприятиях, входящих в систе-
му МВ и ССО СССР—Бюллетень Министерства высшего н среднего специаль-
ного образорания СССР М, 1970, № 11, с, 7—12.
1
Министерство высшего и среднего специального образования
Латвийской ССР
Рижский ордена Трудового Красного Знамени
политехнический институт
Кафедра электроснабжения
Допустить к защите в ГЭК
Зав кафедрой Берзиньш Я Я , проф., д-р техн, наук
(подпись, дата)
Электроснабжение западной части г. Резекне
Расчетно-пояснительная записка
к дипломному проекту
Дипломника Мартынова Александра Ивановича
специальности «Электроснабжение промышленных предприятий, городов и сель-
ского хозяйства» (0303) электроэнергетического факультета
Руководитель проекта Иванова И И., доц., канд техн, наук
(подпись, пета)
Консультанты
ио экономике в организации Грпбис 3 К., доц.. канд эконом наук
(подпись, дата)
по охране труда Ребо М Г. доц.
(подпись, дата)
Нормоковтроль Озолс А. Я., доц., канд техн, наук
(подпись, лата)
Дипломник Мартынов А И.
(подпись, дата)
1980 %
МВ и ССО СССР
Московский ордена Ленина энергетический институт
Курсовой проект
по электрическим сетям и системам
Ливня электропередачи переменного тока 220 кВ
/
Студент............................
Группа ................
Руководитель проекта......
1983
10
Рижский политехнический институт
Кафедра автоматизированных электрических систем
«Утверждаю»
«1» февраля 1980 г.
Зав кафедрой
ЗАДАН И Е
По дипломному проектированию студенту специальности Электрические системы
Озолиню Ивару Петровичу, студ бил Л?
1 Гема проекта Проектирование питающих и распределительных сетей города N
6-20 кВ
Утверждена приказом от «24» января 1980 г. за №
2. Срок сдачи студентом законченного проекта «8» июня 1980 г
3. Исходные данные к проекту I Данные о существующих схемах в Рижских го-
родских сетях, 2
4 Содержание расчетно пояснительной записки (перечень подлежащих разра
ботке вопросов)
а Вводная часть
Постановка задачи и анализ Существующего электроснабжения
6 Выбор конфигурации сетей сравниваемых вариантов идеализированных и
реальных схем
в Анализ сравниваемых вариантов в нормальных и аварийных режимах
t Технико-экономическое сравнение и выбор оптимального варианта по мини-
муму проведенных затрат
д Релейная защита и автоматика
е. Вопросы охраны труда
ж Выводы
Б. Перечень графического материала (с точным указанием обязательных чертежей
и количества тнстов)
а Схемы идеализированных сетей 2 листа
б Схемы сетей реально сравниваемых вариантов 2 листа
в Релейная защита и автоматика подстанции 1 лист
г Конструктивная часть ячейки 1 лист
д Таблицы итоговых данных расчетов 1 лист
6. Консультанты по проекту (с указанием относящихся к ним разделов проехта)-
а По экономике и организации производства
б По охране труда
7 Дата выдачи задания «5» февраля 1980 г
Руководитель
(подпись)
Задание принял к исполнению «5» февраля 1980
(подпись студент»
Примечание Это задание прилагается к законченному проекту и вместе с про-
ектом представляется
В курсовом проекте текст записки значительно короче и раз-
делы 3, 6, в, 6, г, как правило, не даются.
В аннотации, размещаемой на одной странице, кратко излага-
ются сущность работы, основные принципы решения вопросов и
полученные результаты В союзных республиках аннотация дается
на 2—3 языках (на котором пишется записка, русском и одном из
иностранных языков)
В оглавлении приводится полное наименование разделов и под
разделов с указанием соответствующих страниц.
Во введении показывается развитие и состояние рассматривае-
мого вопроса, обосновывается необходимость его решения и связь
с народнохозяйственными задачами в области энергетики. Там же
дается обзор отечественной и зарубежной литературы по данному
вопросу.
В главах, отражающих основное содержание работы, приводят-
ся исходные условия и требования, описывается последователь-
ность и методика решения вопросов (eft., например, гл. 3—5);
дается анализ выполненных расчетов и сравниваемых результатов.
В разделе экономики (см. гл. 2) и организации производства* ••
определяются приведенные затраты и эффект от применения опти-
мального варианта, часто также рассматриваются вопросы орга-
низации производства по теме проекта.
Требования техники безопасности, промышленной санитарии и
противопожарной техники учитываются при выполнении всех раз-
делов проекта •* В отдельном разделе по охране труда выполняет-
ся задание, включающее подробную разработку некоторых спе-
циальных вопросов, связанных с темой проекта [В 2J Там же
приводятся результаты расчетов и исследований, графические ма-
териалы, сведения об анализе производственной обстановки и т. д.
Вопросы гражданской обороны должны тесно отзываться с
темой проекта [ В. 3]
В выводах в ряде пунктов формулируются основные результа-
ты (как положительные, так и отрицательные), полученные в ходе
выполнения проекта.
Список литературы приводится в конце пояснительной записки
строго по установленной форме, аналогично с. 84.
Пояснительная записка должна быть написана грамотно, четко,
инженерным языком. Все физические положения отражаются
кратко и понятно
Расчеты и данные к ним должны сопровождаться краткими
пояснениями и ссылками на литературу. При использовании како-
го-либо метода расчета формулы приводятся в буквенном выра-
жении, а затем — в цифровом, результаты вычислений указывают-
• См Чернухин Л А, ФлаксермвнЮ Н Экопомикв энергетики#'
СССР М, Энергии, 1975, ЛапицкнйВ И. Организация п планирование энер-
гетики М, Высшаи школа, 1967
•• См Тияовые методические указания по выполнению раздела «Охрана
труда» в дипломных проектах (работах) для студентов инженерно технических
вузов. М Высшая школа, 1972 w
12
ся с размерностями полученных величин. Многократно повторяю-
щиеся расчеты приводятся только один раз, а результаты сводятся
в таблицы
Пояснительная записка к дипломному (курсовому) проекту и
дипломная (курсовая) работа выполняются от руки или печа-
таются на пишущей машине через два интервала на одной стороне
листа белой бумаги формата 11 (210X 297 мм). Высота букв и
цифр должна быть не менее 2,5 мм Слева оставляются поля 3 см,
справа — I см.
Каждый раздел (глава) пояснительной записки рекомендуется
начинать с новой страницы. Разделам присваиваются порядковые
номера, обозначенные арабскими цифрами с точкой после цифр.
При наличии подразделов (параграфов) их номера состоят из но-
мера раздела и порядкового номера подраздела, с точками между
ними (например, 2.3 обозначает раздел 2, подраздел 3). Наиме-
нование разделов и подразделов должно быть кратким и соответ-
ствовать содержанию. Точки в конце заголовков не ставятся.
Условные буквенные обозначения математических, физических
я других величин должны соответствовать государственным стан-
дартам. Формулы записываются аналогично формулам, приведен-
ным в пособии. Основным формулам придается номер в круглых
скобках Ссылки в тексте на порядковый помер формул даются
в круглых скобках, например «.. потери активной мощности даны
в (В 1) . . .» Значения символов-и Числовых коэффициентов, входя-
щих в формулы, должны быть приведены непосредственно после
соответствующих выражений например:
потери активной мощности в линии
AP=±y^.R.10-s, (В.1)
где Р и <2 — активная и реактивная мощности, кВт и квар; R —
активное сопротивление линии, Ом, U—линейное напряжение, кВ.
Когда в тексте записки приводится ряд цифровых величин
одной размерности, единицы измерения указываются только в
конце ряда, например: 20, 37, 115, 230 кВ.
Все иллюстрации в пояснительной записке (эскизы, схемы,
графики) называются рисунками, их нумеруют арабскими цифра-
ми и обозначают: Рис. 1.1, Рис. 3.4 и т. д. Первая цифра соответ-
ствует номеру раздела, вторая — порядковому номеру рисунка
в разделе Аналогично нумеруются таблицы. Ссылки на иллюстра-
ции и таблицы даются1 так. «... см. рис. 3.1». Тематический заголо-
вок таблицы размещается над таблицей (см. табл 1 4).
Схемы, графики, таблицы и т. п необходимо располагать по
ходу текста. Они должны быть аккуратно выполнены и иметь те
же обозначения и нумерацию элементов, что и па чертежах
Вспомогательные материалы (математические выводы, про-
граммы и др.) и громоздкие таблицы даются в приложениях.
В Правом верхнем углу страницы пишется. Приложение 1. Ссылки
13
даются, например, так «... вывод формулы .см П 1». Обязатель-
но также наличие заголовка приложения Правила оформления
приложений идентичны правилам оформления пояснительной за-
писки
Ссылки на литературу приводятся в тексте в квадратных скоб-
ках в порядке их расположения, иапрнмер (5|
Страницы нумеруются начиная с титульного листа. Номер стра-
ниц ставятся в правом верхнем углу.
185
Рис В I Форма основной надписи на чертеже
0302-79~831 00 00 00 34
Релейная защита и автоматика отходящих линий Схема соединений Лит Масса Масшто}
•I
Петров f
прое> Сарпа И
бнсуьг Лисина В. Гист и ( Лиата} 9
Конснлт Кар'Но М ТПИ зс
Парника Орла!) п
Рис. В.2 Пример выполнения основной надписи иа чертеже
Оформление графического материала. Чертежи и схемы долж-
ны быть выполнены в соответствии с правилами единой системы
конструкторской документации — ЕСКД (ГОСТ 2 104—68 «Ос-
новные надписи», ГОСТ 2 109—73 «Основные требования к чер-
тежам», ГОСТ 2 301—68 «Форматы» и др.). При выполнении про-
ектов допускаются некоторые отклонения от стандартов, учитыва-
ющие особенности учебного процесса |В.1]
Чертежи выполняются, как правило, на листах формата 24
(594X840 мм) с предпочтительным размещением основной надпи-
си (углового штампа) параллельно большой стороне листа (рис.
В 1, В 2, а также рис В.4) Масштаб и степень детализации долж-
ны выбираться по условиям целесообразности Чертежи должны
быть наглядными и занимать весь лист Не допускается выполне-
ние чертежей в неестественно крупном масштабе.
14
О
Международная система обозначения единиц (СИ)
Нвименокввив величины
Гдиннця измерения
Сокращенные обозначения
едкими измерении
русские I летинскне
J Длина
” Масса
сковные единицы
метр
килограмм
секунда
ампер
кельвин
ч5Время
*Сила электрического тока
’Термодинамическая темпе-
«атура
V Сила света
кандела
Дополнительные единицы
Плоский угол Телесный угол радиан стерадиан рад ср rad
Производные единицы
Площадь квадратный метр м3 тп»
Объем кубический метр ма ш*
V Частота герц Гц Hz
Плотность (объемней мас- килограмм на ку- кг/м” кЯ/та
са) бический метр
Скорость метр в секунду м/с m/s
Угловая скорость радиан в секунду рад/с rad/s
Ускорение метр на секунду в м/с» т/s»
квадрате
Угловое ускорение радиан иа секунду рад/с» rad/s*
J в квадрате
Сила сила тяжести (вес) ньютон Н N
Давление (механическое паскаль Па Pa
напряжение) Динамическая вязкость паскаль-секунда Пв-с Pa s
Кинематическая вязкость квадратный метр м»/с m’/s
^Работа, энергия, колнче- иа секунду джоуль Дж J
стзо теплоты
V Мощность ватт Вт W
’ Количество электричества кулон Кл C
/электрический заряд)
V Электрическое напряже- вольт В V
ние, электрический потен-
циал, разность электрических
потенциалов, электродвижу-
щая сила V Напряженность электриче- вольт на метр В/м V/m
ского поля Электрическое сопротивле- ом Ом e
ние < Электрическая проводи сименс См s
^Электрическая емкость фарада Ф F
’Поток магнитной индукции вебер Вб Wb
¥ Индуктивность М Магнитная индукция генри тесла Гн Тл H T
Продолжение тайл. В.1
Сокращенные обозначения единиц измерения
Наименование величины Единица измерения
русские латинские
* Напряженность магнитно- го поля ". Магнитодвижущая сила '“Световой поток Яркость । Освещенность ’Частота вращения 4 Момент инерции V Момент силы ампер на метр амкер люмен кандела на квад- ратный метр люкс секунда в минус первой степени килограмм-метр в квадрате ньютон-метр Х/м А лм кд/м’ лк 1/с Н-м А/т А Im cd/m* lx I/S kgm« N-m
Обозначения электротехнических единиц в соответствии с системой СИ
Наимеионаиня Обозна- Наименования Обозна- Наизмноввния Обозна-
Ампер А Гигаэатг ГВт Киловатт-час кВт-ч
Вольт В Вольт-ампер В А Гектоватт-час гВт ч
Киловольт кВ Вольт ампер вар Мегаватт-час МВт ч
Ban Вт реактивный Гигаватт-час ГВт ч
Киловатт кВт Киловольт-ампер квар Ом Ом
Мегаватт МВт реактивный Киловольт- ам пер-чгч кВ-А-ч Килоом кОм
'В
>
Приставки для образования кратных и дольных единиц
Кратность дельность Пристав- Сокращенные обозначения Кратность дельность Пристав- Сокращенные обозначения
русские латинские греческие русские
латинские греческие
101» тер а т т 10-» (саптн) с
10“ гига г G К) милли м гп
10е мега м М 10-» микро мк я
10s кило к к 10-’ нано и П
to» (гекто) h 10-1» пике п р
10 (дека) да da 10-‘» фемто Ф 1
10-1 (деци) Д d 10-18 атто а а
Примечание. В скобках указаны приставки, которые допускается применять
только в наименованиях кратных и дольных единиц, получивших широкое рас»
пространеиие (например, гсктар>*декалитр, дециметр, сантиметр).
При выполнении проекта необходимо применять Международ-
ную систему «Динин СИ (табл. ВЛ) Обозначение всех единиц
должно соответствовать государственным стандартам (табл. В.2).
Приставки для образования кратных и дольных единиц приведены
В ^Электрический схемы выполняются согласно ГОСТ 2 701—76,
ГОСТ 2.702—75, КОСТ 2.705—70; графические обозначения элек-
Схемы
Виды и шифры
Типы и цифровые
обозначения
Электрические (Э)
Гидравлические (Г)
Пневматические (П)
Кинематические (К)
Комбинированные (С)
Структурная (1) |
Функциональная (2) |
Полная (принципиальная) (3)
Монтажная (соединений) (4)
Подключений (5)
Общая (6)
Расположения (7)
Рис В 3. Виды и типы схем
трических схем — согласно ГОСТ 2 721—74 — ГОСТ 2.748 68,
ГОСТ 2.750—68—ГОСТ 2.755—74 Основные обозначения даны
в табл 6 1. На электрических схемах около каждою элемента в
соответствии с требованиями ГОСТ 2 702—75 записываются бук-
венное или буквенно цифровое позиционное обозначения и номи-
нальная величина Буквенное позиционное обозначение представ-
ляет собой сокращенное наименование элемента, например; тран-
сформатор — Тр, контакт линейный — КЛ и •* ’*--------------*
ВГ- "О'" КА if
Г, WI
- »•., I
При необходимости выполняются н другие схемы из номенкла-
туры ГОСТ 2 701—76 Классификация схем представлена на рис.
В.З. Шифры схем составляются из букв и цифр, обозначающих вид
и тип схем Схема гидравлическая принципиальная обозначается
шифром ГЗ, схема электрическая соединений — шифром Э4 и т д.
Если на одном листе выполняются два типа сх,ём, относящихся к
одному изделию, то название составляется из названий обеих схем,
например «Схема электрическая принципиальная и соединений»
В этом случае шифр составляется из буквы, обозначающей вид
схемы (Э) и цифры 0, т е шифр будет иметь обозначение ЭО Схе-
мы выполняются компактно, но без ущерба для ясности и удобства
их чтения. При выполнении схем надо стремиться к наименьшему
количеству изломов и пересечений линий (В 1].
Основная надпись на листах проекта (см. рис. В.1) выполняется
в соответствии с ГОСТ 2.104—68. В учебной конструкторской доку-
ментации допускаются некоторые особенности заполнения основной
надписи (см. рис. В 2). В графы, номера которых'на рис. В.1 пока-
заны в скобках, вписываются
в (1)—наименоваие чертежа в именительном падеже единст-
венного числа. Если наименование состоит из нескольких слов, на
первом месте помещают имя существительное;
в (2)— обозначение документа. Для дипломных проектов реко-
мендуется следующее обозначение:
0302-79-831 00 00. 00. Э4
1 2 3 4 6 6 7,
где 1 — шифр специальности (0302 и т. д.);
2 —год разработки (последние дзе цифры),
3 —последние 1ри цифры студенческого удостоверения;
4 , 5, 6 — обозначения но усмотрению кафедр (например, 4 —номер сборной
единицы 5 — номер детали и т. Д.),
7—обозначение типа чертежа (СБ—сборный и т. д.), вида и типа схемы
со1ласно рис. ВЗ (Э4—схема электрическая монтажная);
в (3) —материал детали. На общих видах, схемах и других
чертежах можно не заполнять;
в (4) — буквенное указание (литера), характеризующее доку-
ментацию согласно ГОСТ 2103—68. В дипломных проектах—ли-
тера «Д»;
в (5) —масса в килограммах (можно не заполнять),
в (6) —масштаб чертежа;
в (7) и (8) — порядковый номер листа и общее число листов
в проекте,
в (9) —обозначение учебного заведения и профилирующей (вы-
пускающей) кафедры
Остальные графы заполняются согласно форме, приведенной
на рис. В 2. Спецификация может выполняться на одном листе с
чертежом или на отдельных листах формата 11
Графический материал разрешается дополнять копиями суще-
ствующих чертежей. Порядок оформления графической части про-
екта в приведенных алге^итмах (структурных схемах) не дается.
18
До защиты дипломного проекта чертежи хранятся в рулоне.
После защиты они складываются по форме, приведенной на рис. В.4,
й помещаются в отдельную папку. Надпись на лапке выполняется
согласно приведенной на с. 20.
§ В.З. ПОРЯДОК ВЫПОЛНЕНИЯ
Чтобы уложить е палку чертеж «едо сложить его до стандартного форма
те (2ICX297) Для этого следует разделить большую сторону листа Iформа-
та 24) не четыре равные чвсти а меньшую — пл две равные встн Затем
чертеж сложить «гврмошкойь в последовательности. уквэвнноП цифрами
на линиях, изображающих изгибы так чтобы основная надпись оклзвлась
на верхней лицевой стороне сложенного листа а его правом нижнем углу
фик выполнения. Руководитель проекта сообщает студенту основ-
ную рекомендуемую литературу (обычно рекомендуется также ли-
тература и на иностранных языках) и дает необходимые методи-
ческие указания. Руководитель и консультанты устанавливают для
студента определеннее время консультаций — не реже одного раза
в неделю. Раз в неделю студент обязан информировать своего ру-
ководителя о ходе выполнения проекта и систематически отчиты-
ваться перед ним о выполнении календарного графика.
В период дипломного проектирования (два-три раза) прово-
дятся смотры хода выполнения проектов на кафедре.
В день смотра студент обязан представить на кафедру все выпол-
ненные материалы (черновики расчетов, чистовой вариант поясни-
тельной записки, чертежи, результаты экспериментов или замеров
н т д ) Присутствие руководителя проекта на смотре обязательно.
Если он не может явиться, то представляет краткое письменное со-
общение о ходе выполнения графика проекта и трудовой дисцип-
лине студента Комиссия, состоящая из преподавателей кафедры,
оценивает ход выполнения графика проектирования. Для успеш-
ного и качественного выполнения дипломного проекта необходима
18
Министерство высшего и среднего специального
образования РСФСР
Куйбышевский политехнический институт
им. В. В. Куйбышева
Кафедра «Электрические системы и сети»
Графический материал к дипломному проекту
Оптимизация режима электрических сетей
и поиска повреждений
дипломника Фабрициуса Яниса АрвиЯовича
специальность электрические системы (0302)
факультета электроэнергетического
Число листов 8
1980
систематическая работа, не менее 8—9 часов в день, и четкая дис-
циплина труда.
Студент является автором проекта и поэтому сам принимает
окончательные решения. Однако он должен выполнять указания
руководителя о проведении дополнительной разработки определен-
ных вопросов, производстве расчетов нескольких вариантов по
основным заданиям проекта и т. д
По завершении проектирования проверенные студентом черте-
жи подписываются им, после че?.о представляются на подпись кон-
сультантам и преподавателю, ответственному за нормоконтроль,
а затем руководителю проекта и заведующему кафедрой. Перепле-
тенная пояснительная записка подписывается студентом, консуль-
тантами, руководителем проекта и после этого представляется на
подпись заведующему кафедрой.
Курсовые проекты (работы) выполняются аналогично. Кон-
троль за выполнением осуществляется руководителем проектиро-
вания систематически по намеченному графику
§ В.4. ЗАЩИТА
Для зашиты дипломных проектов назначается Государственная
экзаменационная комиссия (ГЭК).
В пределах назначенного срока сдачи дипломник представляет
на кафедру полностью оформленный проект с отзывом руководи-
теля. В отзыве освешаются^рудоная дисциплина, систематичность
и ритмичность работы студента, самостоятельность его работы и
умение пользоваться научно-технической литературой; предложе-
но
ий^ и идеи, выдвинутые студентом во время проектирования, ча-
«тая предварительная оценка проекта.
До защиты в ГЭК дипломный проект направляется на отзыв
рецензенту. Рецензента утверждает декан факультета. В рецен-
зии дается опенка решения основных задач проекта и на основа-
нии этого высказывается мнение о подготовленности дипломника к
практической работе инженера. Рецензент в своем заключении
характеризует правильность общего решения дипломного проекта
и выявляет, соответствует ли проект современному уровню техни-
ки, использованы ли в достаточной мере опыт заинтересованного
предприятия, а также новейшие достижения науки и техники, ма-
териалы отечественной и зарубежной литературы. Отдельно оце-
нивается оригинальность решений Характеризуется качество и
тщательность выполнения работы. Грубые ошибки обязательно от-
мечаются в рецензии. Мелкие ошибки, возникшие в результате
невнимательности (если их немного), отмечаются на полях пояс-
нительной записки или на чертежах. Особенно тщательно харак-
теризуется качество пояснительной записки — умение грамотно и
логически излагать свои мысли.
В рецензии отмечаются спорные и недостаточно разработанные
вопросы, другие возможные решения. Обсуждение этих вопросов
на заседании комиссии при защите дипломного Проекта способ-
ствует выявлению знаний и способностей дипломника.
В заключении рецензент дает обищй вывод по дипломному про-
екту и рекомендует оценку дипломного проекта по четырехбалльной
системе (отлично, хорошо, удовлетворительно, неудовлетворитель-
но)
Защита дипломного проекта происходит открыто на заседании
ГЭК, проводимом на факультете, или, в отдельных случаях, на
предприятии, по теме которого выполнялся проект. Дипломнику
предоставляется 15—20 мин для доклада, в котором необходимо
изложить цель проекта, принятые решения и их обоснования, тех-
нические особенности данного проекта, результаты технико-эконо-
мического анализа, мероприятия по охране труда, основные выво-
ды К докладу следует хорошо подготовиться, заранее продумать
его содержание. Нет необходимости вдаваться в подробности, на-
пример перечислять последовательность расчета, действие отдель-
ных схем автоматики и т. д .
На защите проекта выявляются правильность принятых реше-
ний и подготовленность дипломника к самостоятельной инженер-
ной деятельности Члены ГЭК знакомятся с пояснительной запис-
кой и чертежами проекта, с отзывами руководителя и рецензента,
заслушивают доклад дипломника и его ответы на замечания ре-
цензента и на вопросы, задаваемые в процессе защиты. Вопросы
могут касаться как содержания проекта, так и смежных областей
или теоретических курсов.
По результатам защиты, с учетом отзывов по проекту руково-
дителя и рецензента, Государственная экзаменационная комиссия
выносит оценку дипломного проекта и присуждает дипломнику
21
звание инженера-электрика по соответствующей специальности.
Студенты, сдавшие курсовые экзамены с оценкой «отлично» не
менее чем по 75 % всех дисциплин учебного плана, а по остальным
дисциплинам — с оценкой «хорошо» и защитившие дипломный про-
ект (работу) с оценкой «отлично», а также проявившие себя в на-
учной и общественной работе, получают по решению ГЭК диплом
с отличием.
После зашиты пояснительная записка и чертежи (см рис. В.4
и форму на с 20), сложенные в папку (последнюю следует приоб-
рести заблаговременно), возвращаются на кафедру
Диплом вместе с выпиской из зачетной ведомости выдается
окончившему институт лично или официально доверенному лицу.
Для защиты курсового проекта (работы) назначается комиссия
из двух-трех преподавателей. Проверку и рецензирование курсо-
вого проекта проводит руководитель При дневной и вечерней фор-
ме обучения все замечания, как правило, отмечаются в записке
проекта, Для студентов заочников пишется подробная письменная
рецензия В остальном все приведенные выше рекомендации отно-
сятся и к курсовым проектам (работам).
Литература
В1 Эпштейн И. Е Краткий справочник по государственным стандар-
там единой системы конструкторской документации.—Рига- Звайгзне. 1975
В2 Охрана труда /Б А Князевскнй, П А. Долин, Т П Ма-
ру сова, Н В Шипунов, Под ред Б А Киязевского,—М. Высшая шко-
ла. 1972
ВЗ Егоров П Т, Шляхов И А., Алабин Н И Гражданская обо-
рона—М Высшая школа, 1977.
Г л а, в а 1
ОБЩИЕ ВОПРОСЫ
§ 1.1. ОПРЕДЕЛЕНИЕ РАСЧЕТНЫХ НАГРУЗОК
ПРОМЫШЛЕННЫХ ПРЕДПРИЯТИЙ И СЕЛЬСКИХ РАЙОНОВ
Величина мощности, месторасположение и вид электропрнем-
ников определяют структуру схемы и параметры элементов электро-
снабжения промышленных предприятий и сельского хозяйства При
проектировании определению обычно подлежат три вида нагрузок:
1) средняя (Рсрмат, Рсрг) за максимально загруженную смену
/’ср.иаке и среднегодовая Рсрг. Величина Рср,ма,1С необходима для
определения расчетной активной нагрузки Рр, а величина Рсрт для
определения годовых потерь электроэнергии;
2) расчетная активная Рр и реактивная Qp. Эти величины
необходимы для расчета сетей по нагоеву, выбора мощности транс-
форматоров и преобразователей, а также для определения макси-
мальных потерь мощности, отклонений и потерь напряжения,
3) максимальная кратковременная (пусковой ток) эта вели-
чина необходима для проверки колебаний напряжения, определения
тока трогания токовой релейной защиты, выбора плавких вставок
предохранителей и проверки электрических сетей по условиям
Самозапуска двигателей
Средние нагрузки. Для определения средней мощности за наи-
более загруженную смену Рсрмт электроприемники (ЭП) рассмат-
риваемого узла системы электроснабжения делят на т групп по
характерным вначениям коэффициентов использования Кв„ И мощ-
ности cos<p„. Тогда для каждой группы
Рср.цпкт~^втРвоыт'г QCP Мккст—Рср маис гл tfj т, (1 1)
где Рц0МГИ—номинальная мощность рабочих ЭП группы т, приве-
денная для ЭП повторно-кратковременного режима к длительному
режиму:
рт=р,У"пв.
Здесь Pv— установленная мощность; /7В — паспортная продол-
жительность включения, отн ед
Тогда среднесменная мощность по узлу
^ср ^Р K,Kcm’ Сср.макс=лЬ Оср мвкел, Qk.jm (1 2)
23
где (?„ у=<2дпЧ-<?р — суммарная реактивная мощность компенси-
рующих устройств (Qm—реактивная мощность синхронных двига-
телей : Qr, — мощность конденсаторных батарей).
Средняя активная нагрузка понизительных трансформаторов
(24—6/0,4 кВ) определяется вналогично, но с добавлением освети-
тельных нагрузок
где kco—коэффициент спроса; Ру0—суммарная установленная
мощность осветительной нагрузки.
Рис. 1 1. Алгоритм выбора метода для определения-расчетных нагрузок промыш-
ленных предприятий
Расчетные нагрузки промышленных предприятий. Для опреде-
ления расчетной нагрузки существует ряд методов, удельного
расхода электроэнергии; технологического гра-
фика работы электроприемников статистиче-
ский и упорядоченных диаграмм. Все эти методы по-
дробно изложены в (11 и 12]
На рис. 1.1 дан алгоритм выбора наиболее целесообразного
метода определения расчетных нагрузок для промышленных пред-
24
приятий Рекомендации по методике расчетов нагрузок для от*
дельных элементов систем электрестабхгения приведены в(1.1].
расчетные нагрузки сельских районов. Для определения нагру-
зок в различных точках системы электроснабжения сельского хо-
зяйства рассчитываются нагрузки па вводах отдельных потребите-
лей (см [1 3]) Если нагрузку потребителя невозможно опреде-
лить по типовому проекту
проектных организаций, сле-
дует использовать данные
табл 6 4 Нагрузки иа вво-
дах потребителей, имеющих
-только освещение и не более
трех силовых электроприем-
ников, приближенно могут
быть приняты равными
арифметической сумме ус-
тановленных мощностей
элеигроприемников и осве-
дцения Нагрузки осиещеиия
принимаются по данным
табл. 6.5 Нагрузки групп по-
мещений соизмеримой мощ-
ности определяются с уче-
том коэффициентов одновре-
менности (см табл 6 6).
Нагрузки вводов жилых по-
мещений в сельской местно-
сти находятся по номограм-
ме (рис 1.2) с учетом дина-
мики роста [4.2J. Их реко-
мендуется определять для
Рис. I 2 Зависимость удельной расчетной
нагрузки SP (В А/лом) на вводе в сель-
ский дом и годового потреблении элек-
троэнергии Э (кВт ч/дом) иа расчетный
период Т (лет) от годового потреблений
Эс (кВт ч/дом)
периода Т—7 лет
Для вновь электрифицируемых населенных пунктов а также
-при отсутствии сведений об электропотреблепии расчетная на-
грузка на вводе дома принимается равной
1) с преимущественно старой застройкой (более 60% домов,
построенных 20—25 лет назад): а) с газификацией — 600 В-А;
б) без газификации — 750 В-А,
2) с преимущественно новой застройкой- а) с газификацией —
700 В-А, б) без газификации —900 В А,
3) с электронтятами для полного пкщеприготовлеиия —
2000 В А
Нагрузки уличного освещения в сельских населенных пунктах
определяются по нормам, приведенным в табл 6.7
Расчетные нагрузки участков линий напряжением 0.38 кВ на-
ходятся суммированием расчетных нагрузок на вводах к потреби-
телям с учетом коэффициента одновременности
Sp д“=^о дГ, Sp в= Ло В ^Sp вЬ (14)
25
где Sp я, Sp в — полная (расчетная) дневная и вечерняя нагрузки на
участке линии или на шинах трансформаторных подстанций (ТП);
Sp д/д Sp я, — дневная и вечерняя нагрузки i-ro потребителя (или
учаъгка линии), ko.n, ko к—коэффициенты одновременности во вре-
мя дневных и вечерних максимумов согласно табл. 6 6.
Нагрузки потребителей, значительно отличающихся по мощно-
сти, и нагрузки разнородных групп суммируются отдельно. Для
этого к большей нагрузке прибавляется величина AS (см. табл.
68), соответствующая меньшей из слагаемых нагрузок Напри-
мер, имеется группа потребителей из трех нагрузок—100, 30 и
10 кВ 4 Суммирование производится попарно в следующем по-
рядке
а) по табл. 6.8 определяется величина AS=6 кВ-А для мень-
шей на1рузки (10 кВ-A) из пары нагрузок 30 и 10 кВ-А;
б) суммируется большая нагрузка 30 кВ-A и AS=6 кВ-A,
т е. сумма равна 36 кВ-А;
в) из пары нагрузок 100 н 36 кВ -А, в свою очередь, определи*
ется для нагрузки 36 кВ-A величина AS=23,5 кВ-A,
г) окончательно суммарная расчетная нагрузка Sp=100+’
+235=123,5 кВ-A.
Расчетные нагрузки трансформаторных подстанций 6—35/0,4 кВ
определяются суммированием нагрузок отходящих линий по табл.
6 8. Коэффициенты мощности на шинах 0,4 кВ потребительских
подстанций 6—35/0,4 кВ находятся как средневзвешенные в мак-
симумы на1рузок по величине нагрузок:
л
SsP( costp,
л \2 , п
SSpfCOSq»,) +I2sp/Sin4>,
где cos — коэффициент мощности в максимум нагрузки на вво-
дах потребителей без учета компенсации реактивной мощности
(см. табл. 6.9). В зависимости от соотношения SPB/Sp.a в упро-
щенных расчетах средние значения можно принимать по табл.
6 10
Расчетные нагрузки участков распределительных линий напря-
жением 6—35 кВ находятся суммированием нагрузок потреби-
те юских подстанций 6—35/0,4 кВ с учетом коэффициентов одно-
временности отдельно для дневных и вечерних максимумов (см
табл 6.11).
Расчетные нагрузки районных подстанций 110—35/6—10 кВ
определяются суммированием нагрузок отходящих линий 6—10 кВ
по табл 612 Коэффициенты мощности этих подстанций на
шинах 6—10 кВ находятся в зависимости от отношения 5р.д/5р.в
по табл 6.13. При наличии компенсации реактивной мощности
коэффициент мощности на шинах 6—10 кВ районных подстанций
уточняется с учетом степени компенсации и потерь реактивной
мощности.
26
§ «.2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ РАСЧЕТНЫХ НАГРУЗОК
ГОРОДСКОЙ СЕТИ
Для определения нагрузок элементов городской сети в прин-
ципе применимы те же методы, что и для нагрузок промышлен-
ных предприятий и сельскохозяйственных нагрузок (см § 1.1)
На рис. 1.3 приведена возможная схема городской сети, а на рис
Рис 13, Возможная схема городской сети
ЦП — центр питкння РП — респределителькыв пункт;
ТП — трвнсфориеторнея лодсгвнцкя
1.4 дан алгоритм определения расчетных нагрузок ее элементов
без учета потерь мощности в линиях и трансформаторах и поясне-
ния к выполнению отдельных пунктов алгоритма. Если источник
питает кроме нагрузок городской сети еше и сети промышленных
предприятий или сельскохозяйственных районов, то эти нагрузки
суммируются с нагрузками городской сети на шинах того источ-
ника к которому они присоединены, с учетом коэффициента од-
новременности максимумов (см. табл. 6.22)
Пояснения по выполнению алгоритма, приве-
денного на рис. 1.4.
1а. Активная нагрузка жилого дома (квартир и силовых эле-
ктроприемников) определяется как
я=Руд к»п + 0,9 (Ря л+ £ Ржв), (1 6)
где Рус.м — уделшая нагрузка квартир, зависящая от типа ку-
хонных плит и числа квартир п в доме (см табл 6 15], Ряли—
нагрузка двигателей лифтов, —нагрузка других двигателей
(примерно 0,05 кВт/квартиру).
27
В свою очередь,
«.» V»b+p,„), (I Т)
где kD — коэффициент спроса установок лифтов (см. табл_ 6.18);
/<, мм—номинальная мощность электродвигателя лифта (см.
табл 6.17); ПИ—продолжительность включения двигателя лифта,
1. Определять расчетные нагрузки: активные Р, реактивные Q я полные S
а) жилые дома б) общественно-коммуналь- ные предприятия в) административные здания
2. Найти нагрузки Р и Q линяй низкого напряжения
3. Рассчитать Р, Q и S на шинах ТП (трансформаторной подстанций)
4. Определить S линии среднего напряжения, питающей ряч ТП
6 Найти S на шинах РП (распределительного пункта)
6 Рассчитать S на шинах ЦП (центра питания) 6—20 кВ
7- Определить S на шинах ЦП 35—330 кВ
Рис I 4 Алгоритм определения нагрузок городской сети
в среднем равная 0,6; Рпоп— дополнительная нагрузка, создаваемая
электрическим тормозом, аппаратами управления и освещением
лифта (для двигателей 4,5—7 кВт составляет 1,5—2,5 кВт).
Реактивная нагрузка жилого дома
<2жд=Рк.. уд" tg«p+0,9(Pzi Wtg<pcI+2 Рдв^Фге). (1-8)
где tg q>, tg <рс, и tg <рс2 — величины, соответствующие cos <р электро-
прпемников квартир и силовых электроприемпиков (см табл 6 19).
16 и 1в. Нагрузка общественно-коммунальных предприятий и
административных зданий определяется индивидуально в процессе
разработки проектов. Ориентировочно активная нагрузка общест-
венно-коммунальных предприятий, а также реактивная с учетом
соъ <р могут быть определены по табл 6 14.
2. Активная нагрузка линии низкого напряжения, питающей
группу жилых домов,
Р„ кЛ+0,9 (Рл ^+2 Р„). (1 9>
где Рудин—удельная нагрузка квартир, зависящая от типа кухон-
ных плит и числа квартир N (см табл. 6.15), N— суммарное
число квартир, питаемых одной линией
При наличии неоднородных потребителей нагрузка опре-
деляется с учетом коэффициента одновременности максимумов^
Pn^P™c+'£bo„t,xiPh (110)
где Рынке — активная нагрузка потребителя, формирующего макси-
мум нагрузки рассматриваемою элемента сети, k0 иаКи—коэффи-
циент одновременности максимумов жилых домов (квартир и си-
ловых приемников) и общественных зданий относительно нагрузки,,
формирующей максимум (см. табл. 6.20); Pf — активная нагрузка
всех потребителей, кроме формирующего максимум нагрузки.
Определение реактивной нагрузки производится р соответствии
с величинами cos <р отдельных потребителей.
3. При наличии однородных потребителей суммарная актив-
ная или реактивная нагрузка трансформаторной подстанции (ТП)
находится суммированием этих нагрузок При налички неодно-
родных потребителей нагрузки определяются с учетом коэффи-
циента одновременности максимумов аналогично выражению (1.10).
Полная нагрузка ТП
Srn^Prn+iQ-m’
4. Нагрузка линии среднего напряжения, питающей ряд ТП,
определяется по сумме нагрузок трансформаторов 6—20/0,4 кВ
с учетом коэффициентов одновременности ко.ВВки (см. табл. 6.21):
5л С=^О иакс S Sm(. (1 11)
5. Нагрузка на шинах распределительного пункта (РП) опре-
деляется как сумма нагрузок линий среднего напряжения с учетом
коэффициента одновременности максимумов ko wa(tc элементов сети
(см. табл. 6.22 и 6.23).
6. Нагрузка на шинах центра питания (ЦП) 6—20 кВ опреде-
ляется как сумма нагрузок РП с учетом коэффициента йомакс
(см. табл. 6.22 и 6 23).
7. При наличии на подстанции двухобмоточного трансформа-
тора нагрузка ЦП напряжением 35—330 кВ находится по нагрузке
ЦП напряжением 6—20 кВ. При трехобмоточных трансформато-
рах учитывается дополнительная нагрузка третьей обмотки транс-
форматора Суммарная нагрузка определяется с учетом коэффи-
циента МП|[С (см табл 6 22 и 623).
Пример It Рассчитать нагрузки для схемы, изображенной на рис. 13.
Расчет провести во алгоритму, приведенному на рис. 1.4
Линия 1 питает дез жилых газифицированных дома с числом кнартяр п—60
в п=100. Линия 2 пнтгет двсяадцатиэтажный 200-кяартирлый газифицированный
29-
лом с шестью лифтами. Номинальная мощность лифтовой установки Рл.япн^ кВт.
Линии 3 питает кинотеатр на 1000 мест (с кондиционированием воздуха). Ли
ния 4 питает IO0-квартирный дом с электропригоговлением пищи и детские ясли
ла 80 мест. От шии РП питается дополнительная суммарная нагрузка Яц =56004-
4-/2000 кВ-А. От шин ЦП напряжением 6—20 кВ питается дополнительная на-
грузка =200004-/8000 кВ-А
Решение
1а. Активные нагрузки на вводах домов:
Рв1 -0,59-60 * 35 кВт; Рд,=е.49 100-49 кВт.
2. Нагрузка линии t: Pt =0.466 (60-f-100) ss75 кВт,
Q1=75-0,42 « 32 квар.
la и 2. Нагрузка линии 2-
Ря=0,45-2004-0.9-0.6-б(7 Vo^64-2,5) « ||6 кВт;
Q,=90-0,424-25,7-1.33 « 72 квар.
16 н 2. Нагрузка линии 3-.
РЯ=О,13.1000= 130 кВт; Q„= 130-0.48 «62 квар.
1а, 16 и 2. Нагрузка линии <
Р4-1,1-1004-0,8-0,4 80 « 136 кВт;
(?. = 100-0.24-25,6-0,3 « 30 кьар.
3. Нагрузка иа шинах ТП 1-
₽тп1“ «914-0.9- П04-0.6-1304-0,7-32-390 кВт; (?тп1-165 квар;
Srn ।-3904-/165 кВ-А.
Аналогкчво определяется нагрузка еше трех ТП/
5п,,-355-н 142 кВ-A; Stn,-3274-/192 кВ A, Sm<=3354-/151 кВ-А.
4. Haipysxa линии / среднего напряжения:
S, -0,9 (3904-/1654-3554-/1424-3274-/1924-3354-/1511-12664-/585 кВ-А.
5. Нагрузка РП напряжением 6—20 кВ- Spn=0.9( 12664-/585-1-56004-/2000)=
-61794-/2327 кВ А-6,2 1/2.3 МВ-А.
6. Нагрузка ЦП’ S,v-0.H>(6,24-/2,34-204-/8) =22,34-/8.« МВ-А.
7. Нагрузка ЦП напряжением 35—330 кВ Sv =22 34-/8.8 МВ-А.
§ 1.3. СОПРОТИВЛЕНИЯ И ПРОВОДИМОСТИ ЛИНИЙ,
ТРАНСФОРМАТОРОВ И АВТОТРАНСФОРМАТОРОВ
Расчет трансформаторов и линий выполняют с помощью экви-
валентных схем замещения, состоящих из сопротивлений Z и про-
водимостей Y для одной фазы. Сопротивления и проводимости
линий (рис 1.5) записываются.
гл=₽л+/Хл; Y^g.+/t>n. (1 12)
Сопротивления и проводимости трансформаторов (рис 16)
ZTp=ft-rP4-/Xttl 1^'тр (1 13)
Принципиально при расчетах может быт« принята любая схема
замещения (см табл 6 84), каждая из которых имеет свои преиму*
Рис. 1.5 Структурная схема для определения еопротинчеиий н проводимостей ли-
Рве. 1.6, Структурная схема для определения сопротивлений и проводимостей трансформаторов в автотраясформа-
щества и недостатки Согласно рекомендациям [I 7] линии заменя-
ются П-образной симметричной схемой замещения, а трансформа-
н — Г-образной. На рис. 1 5 и 1 6 приведены также выражения
для определения сопротивлений и проводимостей элементов пере-
дачи при замене их указанными схемами замещения Рекоменду-
ется все величины подставлять в эти выражения в основных едини-
цах (А, В, Ом, Вт и т д) Как показал опыт, такая замена позво-
ляет осу ществлять расчет с меньшим числом ошибок
СОПРОТИВЛЕНИЯ И ПРОВОДИМОСТИ линии
Активные сопротивления
а) Поверхностный эффект в проводах, выполненных из цветных
металлов, небольшой. Поэтому активное сопротивление переменному
току можно приравнять омическому: /?а=7?оом =l/(yF). Тогда для
всей линии длиной I активное сопротивление. Ом,
R.-'/(vO- (114)
Величины активных сопротивлений проводов и кабелей приве-
дены в табл. 6 77.
б) При расщеплении сечение каждого провода уменьшается
в п раз, где п — число расщепленных проводов. Активное сопро-
тивление, Ом, линии с расщепленными проводами
/?Л=//(«*АР). (Ы5)
где Ар — сечение расщепленного провода.
в) Так как в стальных проводах поверхностный эффект ве-
лик, то активное сопротивление переменному току нельзя прирав-
нять омическому
Величины сопротивлений R,., определяются экспериментально в
зависимости от тока, протекающего по проводу (см. табл. 6.82
и 6.83)
Индуктивные сопротивления Хл.
а) Величина удельного индуктивного сопротивления, Ом/км, для
проводов из меди, алюминия или стали может быть опреде-
лена по выражению
Х„-0,1441g (£>св/г)+ 12500р. (1.16)
где DCB—среднегеометрическое расстояние между проводами, г—
радиус провода нерасщепленной фазы (эквивалентный радиус при
расшеплении, см табл 6 86), р—магнитная проницаемость, Гн/м.
Первый член (1 16) зависит от внешнего потока, образованного
вокруг проводов, и называется внешним сопротивлением— Хо. а
второй — от внутреннего потока в проводе и называется внутренним
сопротивлением — Хо
Величина Dev зависит от расстояния между проводами фаз (Dt,.
D2 и Dy, которое возрастает с увеличением напряжения (см.
1абл 6 29). Например, при напряжении 750 кВ опора имеет вы-
33
соту бс&ее 30 м, т е. примерно высоту девяти-, десятиэтажного
дома; па гирляндах изоляторов, прикрепленных к траверзе этой
опоры, располагают провода на расстоянии примерно двух десятке
метров друг от друга. Провода могут располагаться гор изо к
т а л ь н о (рис 1 7, с) или т р
угольником (рис 17,6) В
любом случае при трех прово-
дах
DeP='J/ DtDsD.d. (1 17)
Рис 17 Расположение проводов Так как в кабелнх расС1(._
яние D между жилами фаз ма-
ло, то величина индуктивного сопротивления значительно меньше
активного:
^каб ^каб-
Поэтому нередко при расчетах индуктивным сопротивлением кабе-
лей (в особенности для небольших сечений) пренебрегают.
б) Если в каждой фазе провод заменить п проводами более
мелких сечений (расщепить) с расстояниями между этими расщеп-
ленными проводами а (400—600 мм) и действительными радиусами г
то получится новый эквивалентный радиус (см табл 6.86)
r.„=i^a^r'rA, (118)
который ири той же суммарной затрате металла всегда больше,
чем радиус первоначального провода rWD > г Например, если про
вод фазы сечением 600 мм2 с радиусом л = 16,5 мм (см табл 6 5-i)
расщепить на два провода сечением по 300 мм2 (марки АС-300) с
действительным радиусом гд= 12,2 мм каждый и расстоянием меж
ду расщепленными проводами п=400 мм, то
Gk.-Kv-’K 12.2-400 = 69,9 им.
Как видно, эквивалентный радиус увеличится примерно в 4 ра-
за, что соответствует увеличению сечения провода в 16 раз при той
же затрате металла. Этот поразительный эффект достигается тем,
что при расщеплении проводов происходит перераспределение по-
лей. Поля между расщепленными проводами ос 1аб.тяются и вытес-
няются наружу, как бы увеличивая сечение. Чем больше проводов
в фазе, тем сильнее этот эффект Однако каждый дополнительный
провод дает меньший дополнительный эффект Например, при двух
проводах в фазе индуктивное сопротивление уменьшается на 19%,
при трех —на 28%. при четырех —на 32% и т д по сравнению с
перасщепленным проводом Таким образом, при расщепленных про-
водах сопротивление, Ом/км,
Хи-=0.144 1g (OLp'r9KD)+12500)1/ П, (1 19)
где п — число расщепленных Проводов в фазе
34
V Провода расщепляют па два, три и большее число Такое рас-
щепление, как видно из (I 19) уменьшает индуктивное сопротнвле
вне X при той же затрате металла и снижает этим потери реактив-
ной мощности Д0=3/2Х
Линия 330 кВ в Латвии расщеплена на два провода, линия Куй
бышев—Москва 500 кВ и другие липни такого же напряжения--
иа три провода, линия Конаково—Ленинград 750 кВ — на пять
проводов в фазе Линии 1150 кВ намечено расщеплять на восемь
проводов
Согласно Между на род ном^системе единиц (СИ) абсолютное
значение магнитной проницаАмости проводов, выполненных из алю-
миния и меди, может быть приравнено магнитной проницаемости
воздуха, Гн/м.
Р. ~|1. ~ 14 ~ 0,4л-КГ1.
Если в (1 16) вместо р подставить значение рв, то получим из-
вестное выражение удельной индуктивности, Ом/км (см. [1.7]):
X=-0,144 lg(Dcp/r)4-0,016.
Вгорве слагаемое этого выражения значитетьно меньше первого,
т е X' > X", поэтому величиной X" часто пренебрегают. Вели-
чины Dcv'r входят под знак логарифма, а величина X" постоянна
Следовательно, для проводов из цветных металлов удельное индук-
тивное сопротивление Х,( меняется мало (близко к 0,4 Ом/км)
в) Для стальных проводов нельзя полностью применять все
предыдущие методы расчета Это объясняется тем, что сталь насы-
щается, величина рст является переменной и зависит от тока, про
текающего по проводу, и примесей в стали (кремний, марганец и др )
В свою очередь величина внутреннего 'потока и индуктивного соп-
ротивления X" зависит от тока и магнитной проницаемости ц
Поэтому расчет второго слагаемого (1.16) сложен Для стальных
проводов он определяется экспериментально и его величина приве-
дена в табл. 6 82 и 6 83 в зависимости от тока.
Величина внешнего индуктивного сопротивления для стальных
проводов X' определяется обычно по первому слагаемому (1 16),
так как не зависит от внутреннего потока в проводе Для стальных
однопроволочных проводов ,
Х’«Х'.
Активные проводимости Кроме потерь на нагревание про
водов в линиях имеются еще потери от несовершенства изоляции
(утечка) и потери, вызванные ионизацией воздуха вблизи про-
водника (корона)
Потери на корону зависят от напряжения, радиуса провода к
атмосферных условий (больше влажность — больше потерн) Эти
потери бывают значительными и вызывают большой перерасход
государственных средств Дтя' снижения потерь на корону приме
няется ряд мер увеличивается сечение, провода расщепляются
или делаются полыми. В табл 6 87 даны наименьшие сечения
3* 35
(диаметры) проводов, которые допускается применять по уело
виям потерь на корону.
Корона возникает при напряжениях выше 60 кВ, поэтому ее
учет может производиться только для линий ПО кВ и выше. Ес :и
утечкой в линиях пренебречь, то активная проводимость, обуслов
ленная короной,
г.,™л=лр„р-to-i/cU.- (12о>
Величины максимальных потерь на корону АР110р маке или
средневзвешенных ДРиор. ерв (см. [1.5]) могут быть определены
опытным путем. Действительно, если включить линию под напря-
жение вхолостую (без нагрузки), то приборы покажут потери
на корону. Утечка очень мала, а других потерь нет. Если провести
ряд таких замеров для разных отрезков времени с разными атмо-
сферными условиями, а затем просуммировать полученные дан-
ные, то можно получить средние годовые потери Потери на коро-
ну не зависят от металла провода и поэтому могут приниматься
одинаковыми для алюминиевых, медных или стальных проводов.
Величины удельной активной проводимости для кабелей обус-
ловлены процессами, происходящими в изоляции (короны в кабе-
лях нет), и равны для кабелей НО и 220 кВ нескольким кило-
ваттам на километр.
Реактивные проводимости Ь„ Эти проводимости обусловлены
наличием емкостей в линиях и, естественно, имеют емкостный
характер. Они могут быть подсчитаны для двух случаев без
расщепления и при расщеплении проводов фазы со-
ответственно
7,58 10~*
felDcp/r) ’
7,58-f0-«
(121)
(122)
где£>ср— средний диаметр, определяемый по (I 17), а г— радиус
провода, определяемый по табл. 6.77; г,кв—эквивалентный радиус,
определяемый по (1.18).
Проводимость бод не зависит от материала провода и может
быть подсчитана одинаково для алюминиевых, медных или сталь-
ных проводов.
Емкостная проводимость для кабелей во много раз больше, чем
для воздушных линий, зависит от конструкции кабелей и дается
заводами.
Для воздушных линий рекомендуется учитывать реактивную
проводимость при напряжениях ПО кВ и выше, гак как в нормаль-
ных режимах при этих напряжениях емкостные токи
начинают оказывать существенное влияние. В кабелях емкостные
токи начинают влиять уже при напряжениях 20 кВ, а в очень раз-
ветвленных сетях — при 6—10 кВ.
СОПРОТИВЛЕНИЯ И ПРОВОДИМОСТИ ТРАНСФОРМАТОРОВ
И АВТОТРАНСФОРМАТОРОВ
В трансформаторах в автотрансформаторах потери реактивной
йошности велики и вызывают заметные потери напряжения в не
редаче, поэтому неучет их ведет к недопустимым погрешностям
w Сопротивления трансформаторов независимо от числа их обмо-
ток (числа лучей в эквивалентной схеме) зависят от типа транс-
форматора, номинальной мощности и напряжения его обмоток.
Ни один расчет передачи с трансформаторами не может быть
проведен без приведения сопротивлений, напряжений и токов ли-
ний и трансформаторов к какому то одному напряжению. При
этом магнитные связи условно заменяются электрическими. Прин-
ципиально безразлично, к какому напряжению делается приведе-
ние— к напряжению высшей Un, средней Uc или низшей Us об-
мотки. Очень часто приведение делается к входной стороне, т. е.
яри понижающем трансформаторе к стороне высшего напряжения
Ub- Например, если коэффициент трансформации й=СУв/^н, то
напряжения всех элементов передачи на низкой стороне, приве-
денные к высшей, будут
{/н=0н*=Пнив/1/н=и, т. е. Uh=Ub.
Аналогично сопротивления Zh--ZhA2 и ток /н hi/k.
Здесь и в дальнейшем напряжение, к которому производится
приведение (в данном случае Ub), будем обозначать через U.
Активные сопротивления 7?гр.
1 Для дв ухобмоточных трансформаторов активное сопро-
тивление, Ом,
Rtp=4P,(,'7St.. (1 23)
Потери короткого замыкания ДР1( вызываются нагреванием
меди обмоток и даются заводами (см. гл. 6).
2 Для трехобмоточных трансформаторов заводами да-
ются потери короткого замыкания ДРК макс для худшего случая.
Принимаем, что при мощностях обмоток 100/100/100 сопротивле-
ния лучей эквивалентной схемы, приведенные к высшей стороне,
примерно равны:
/?7р Rip В ^?тр. С Rrp Н.
Чтобы выяснить, какое распределение токов (мощностей) между
обмотками дает наибольшие потери, рассмотрим крайние случаи
Случай 1 Весь ток протекает по обмоткам высшего и среднего
напряжений (рис. 1 8, а) при разомкнутой обмотке низшего напря-
жения В этом случае суммарные потери в меди
ДРм^/*Ятр с=2/«/?тр.
Тот же результат получается при протекании всего тока по об-
Моткам высшего и низшего напряжения.
37
Случай 2 Т<Ж распределяется между обмотками среднего и низ-
шего напряжений поровну (рис 1.8,6) В этом случае суммарные
потери в меди
АРк«-/2/?тр в+о,25/^,р с+0,25тр П=1,5/Ч?тр.
Естественно, что в первом случае потери больше, чем во втором
При любом другом распределении токов между обмотками среднего
и низшего напряжений потери будут меньше, чем 2/а/?.гр Таким
образом, худшим случаем является протекание тока по двум обмот
кам при третьей разомкнутой, т е
R.P o|R,, R„
'«.« и?.
p - I P -Op ДРкмакг^,а. p MaKCt/z
Нтр В 1 «Стр Ji- , /<тр------ ,
Shom 2Swm
или окончательно
Rrr~R,t в~ c~R„.h=APk JS’eta,’. (1’4)
3 Для автотрансформаторов заводами даются потери
короткого замыкания для каждой пары обмоток ДРК в с, ДР1( ц н
к А₽к С.Н-
Чтобы определить сопротивление каждого луча, можно ориенти-
ровочно принять
ДРк в=0,5(ДРк в с+АРк вн — ДРк с-н). |
ДРк с=0,5(йР« в с+ДР« в с-АР„ В ,[) i (l 2j)
Аналогично можно найти н потери АРК н- Тогда
„ ЛР« вс’2 „ Лрк с^4
R.p в=-Лтр < - *- - (126)
®и -м ®ном
Piic 18 Эквивалентизя схема замещения
трехобмоточного трансформатора
Обмотка низкого напряжения в автотрансформаторах, ____________
пая с двумя другими обмотками магнитно (как у обычных транс-
форматоров), имеет значи-
тельно меньшую мощность
(50% и ниже), чем обмот-
ки высшего и среднего
напряжения, соединенные
между собой электрически
и имеющие мощность по
100 % Обмотка низкого
напряжения соединена в
треугольник для компен-
сации токов третьих гар-
соединен-
• В настоящее время трансформаторы выпускаются с мощностями обмоток
100/100/100. Для трансформаторов с мощностями 100/100/66 7 или 100/66 7 Ь6 7
выражения для определения активных сопротивлений даны в Ц 7). ’
38
мончк и нередко мощность с нее совсем не снимается. При этом
активное сопротивление этой обмотки (если она питает потреби-
тели) может быть определено в зависимости от ее мощности так
же, как активные сопротивления в трехобмоточных трансформа-
торах Необходимо при этом учитывать, что активные сопротивления
Денчей трехобмоточных трансформаторов (автотрансформаторов) об-
ратно пропорциональны мощностям их обмоток
Иногда заводские данные потерь короткого замыкания автотранс-
форматоров приходится пересчитывать к номинальной мощности S>, м.
Последнее объясняется тем. что обмотки высшего и низшего напря-
жений между собой соединены электрически, а с обмоткой среднею
напряжения — магнитно Эта мапыпая связь и требует соответст-
руюшм о пересчета:
Д/к в с=АРк. в с»
ЛРк. В Н = Д/’к. В Н (5Ном/5тпп)2;
д/’к.с Н=Д/’к С Н (5Ном/5твп)2-
(1-27)
Здесь величины со штрихами соответствуют заводским данным;
51Ич—типовая мощность автотрансформатора, т. е. та мощность,
которая была бы при работе без электрической связи (раздельной
работе обмоток).
Так как потери пропорциональны квадрату мощности, то пере-
счет производится по квадратам отношении номинальной мощности
К ТИПОВОЙ (Shom/Sthi,)®
Индуктивные сопротивления Хтр
1 Для двухобмоточных трансформаторов
XTp=uK %(^2/(Sl)c(1 • 100), (1.28)
V
гдепк%—напряженке короткого замыкания в процентах от номи-
нального.
2. Для трехобмоточных трансформаторов напряжения ко-
роткого замыкания даются заводами для каждой пары обмоток
в процентах от номинального. Поэтому индуктивное сопротивление
каждого луча, %, аналогично (1.25)-
Нк в—0,5 (ык вс+^к вн — Ик с-н)- (1-29)
Откуда
2Gp в—wK b%Wbom-W0), Хгр с=Ик. c%£^2/(SHOM-100); | о
^тр Н—WK. В <у<Р~/(^1Ю1л " ЮО) j
3 Для автотрансформаторов аналогично предыдущему
значения Хтр в, ХТр с и Хтр и определяются по (I 30)
Если в таблицах такой пересчет не сделан, то напряжения ко-
роткого замыкания автотрансформаторов приходится пересчитывать
к номинальной мощности 5Нсм При изменении потерь короткого за-
мыкания пересчет согласно (127) производится ио квадратам отпо-
39
шений §поы/5гип. В данном случае возведение в квадраты не требу
е«ся, так как зависимости от потерь нет, т. е
Wk В .И—“к В Н (^иои/^тяп)'
С H = Wk с н (Shom/Sjhh)
Индуктивные сопротивления мощных трансформаторов и автотранс-
форматоров в противоположность кабельным линиям во много раз
больше активных.
(I 31)
| ^тр |-
Активные проводимости ртр. Эти проводимости обусловлены пере-
ма<иичиванием и вихревыми токами и могут быть определены как
е„-др. x/ut.. (132)
где Л/\ х — потери холостого хода, Вт (см. гл. 6).
Реактивные проводимости feTP. Эти проводимости обусловлены
намагничивающей мощностью, имеют индуктивный характер,
противоположный реактивной проводимости линий и определя-
ются как
IW1). <1-33)
где /х к %—ток холостого хода в процентах от номинального.
Полная проводимость трансформатора
^1Р==(бтр /^тр)- (I 34)
Необходимые данные для расчетов можно найти в гл 6.
ЭКВИВАЛЕНТНОЕ СОПРОТИВЛЕНИЕ ЭЛЕМЕНТОВ СИСТЕМЫ
Как известно, дня получения эквивалентного сопротивления
двухполюсников при последовательном их соединении скла-
РIC. 19 Схема параллельных линий
и трансформаторов одинаковых сопро-
тивлений
дываются сопротивления, а при
параллельном — проводимо ст и.
При одинаковых параллельно
соединенных четырехпо-
люсниках сопротивления де-
лятся пополам, а проводимости
умножаются на два (рис. I 9)
Схемы могут иметь и более
сложные соединения элемен
тов (звезда, треугольник и др )
В этих случаях преобразуется треугольник в звезду и наоборот.
ЗАМЕНА ПРОВОДИМОСТЕЙ НАГРУЗКАМИ
Проводимость можно заменить мощностью (нагрузкой), если на-
пряжение на этой проводимости постоянно. Проводимости линий Ь„,
обусловленные емкостями, имеют емкостный характер
40
они заменяются отрицательной нагрузкой, так как реактивная
мощность, вызванная этой приводимостью, направлена в линию.
Проводимости трансформаторов имеют индуктивный характер Угр
— £-р — оня зал1еияются положительной нагрузкой (от
линии)
Действительно, мощность, потребляемая проводимостью трехфа--
ного трансформатора,
5утр—3?Гтр(7ф, (1,33)
где /утр— сопряженное значение /Гтр
Ток поперечной проводимости--т'^сформатора
/утр=^тр^ф = (₽тр “ /^тр) ^ф-
Рис. 1 10 Замена проводимостей нагрузками
а — проводимости, б — нагрузки
Подставляя в (I 35) сопряженное значение этого тока, получим-
sv,p^3rTPcS=3teTP+/b„)O| (I 36)
т е. мощное гь проводимости трансформатора на правлена от
линии (в нагрузку) и может быть заменена положительной
активной и реактивной мощностью (нагрузкой).
Аналогично мощность, потребляемая емкостью трехфазной л и
НИИ, t
5»=» ^ =» -jbJU'------Ю, (137)
(Величина Л обычно мала и ею можно пренебречь )
Таким образом, реактивная мощность Qc (зарядная мощность)
направлена в линию (от нагрузки) и может быть заменена отри-
цательной нагрузкой, т е в точке k (рис. 1 10) складываются
две мощности с разными знаками.
В местных сетях проводимостями в большинстве случаев пренеб-
регают. Однако в разветвленных кабельных сетях их рекомендуется
учитывать.
§ 1.4. КРАТКИЕ СВЕДЕНИЯ О СХЕМАХ
ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ И ПОДСТАЩИЙ
Основные сведения о схемах сетей и подстанций даны в [1.5,
1 11» 2 1 и 2 2] и другой литературе.
Схемы сетей должны удовлетворять требованиям надежно-
сти, экономичности, безопасности, удобства в эксплуатации, даль-
41
нейшего развития и обеспечивать необходимое качество энергии
j потребителей При определении конфигураций сетей необходимо
стремиться к наиболее коротким связям между источником пита-
а)
Рис 1 J1 Нерезервированные схемы;
- предохранитель
пия и потребителями, избегая, по возможности, обратных перето-
ков которые влекут за собой увеличение потерь мощности.
Для нахождения наиболее рациональных конфигураций и схем
в практике проектирования применяется метод технико-эко
и омического сравнения вариантов (см. гл 2) Поп
этом варианты намечаются в зависимости от конкретных условий!
и категории потребителей (1,2, 3)
Схемы сетей можно разбить на две основные группы
I Нерезервированные разомкнутые схемы (рис 1 11 а
бив), предназначенные для снабжения энергией менее ответе/
венных потребителей распределительных сетей 6, 10, 20 и 35 кВ
а иногда и питающих сетей НО кВ. Такие схемы просты и требуют
соавннтс.тьн° небольших капиталовложении Однако повреждение
гоювною участка в рассматриваемой схеме втечет за собой
отключение всех потребителей.
Схемы сетей весьма разнообразны Например, каждый потре-
бите ть может присоединяться к магистрат непосредственно
через один разъединитель — PI Р2 или РЗ (рис 1 II, а) Повреж-
дение участка вг в этой схеме вле-
чет за собой длительное отключение
трансформаторов Тр1 — ТрЗ
На рис. 1.11, б показана анало-
гичная схема, но с применением на
магистрали секционных разъедини-
телей (например, Р7 и Р8). Такие
схемы несколько дороже, однако
обеспечивают большую надежность
электроснабжения. Так, при пов-
реждении участка гд под действием
релейной защиты срабатывает вы-
ключатель В и отключает всю ли-
нию Затем, после нахождения места
повреждения, участок гд отключает-
ся разъединителем Р8 и выключа-
тель слова включается Питание
трансформаторов Tpi — Тр4 восста-
навливается, а трансформаторы
Тр5 п Трб остаются обесточенными
до полного устранения поврежде-
ния Таких секционных разъедини-
телей может быть несколько Иногда
они используются для нахождения
места повреждения методом опробо-
вания, т е путем последовательного
отключения разъединителей и пов-
торного включения выключателя
Затем найденный поврежденный участок отделяется от сети сек-
ционным разъединителем и после включения выключателя питание
части линии восстанавливается
Схема, показанная па рис. 1.11, в, хотя и требует дополнитель-
ного числа разъединителей (в данном случае три), но обеспечи-
вает бблыпую надежность Так, при повреждении на участке гд
Длительно выходит из строя только один трансформатор Тр4
Остальные остаются в работе Схемы, изображенные на рис I II, а
И б применяются преимущественно для воздушных линий При
проектировании и расчетах каждую рассматриваемую схему необ-
ходимо тщательно анализировать с учетом рсех конкретных усло-
вий преимуществ и недостатков
2 Резервированные схемы (рис 112,о — г) предназна-
чаются для обеспечения энергией ответственных потребителей Мо
гут Применяться и смешанные варианты—как резервированных
43
схем, так и сочетаний резервированных с нерезервированными.
Разомкнутые резервированные схемы, аналогичные рис. 1,12, о,
хотя и обладают рядом преимуществ, дороги и имеют большие
потери мощности Они применяются в тех случаях, когда объели
нсние линий и трансформаторов на параллельную работу невоз
можно из-за больших токов коротких замыканий, так как уста
новленная аппаратура не в состоянии отключать эти токи
Линин высоких и сверхвысоких напряжений могут выполняться
по блочной или связанной схемам.
При блочном исполнении (рис. I 13) генератор — трансформа-
тор— линия представляют собой единый блок. Эта схема должна
обеспечиваться необходимыми
резервами, так как при аварии
в любом месте линии выходит
из строя весь блок. При свя-
Рис. 1 13. Блочная схема
реждение на линии вызываем
выход из строя не всей пере-
дачи, а только ее части меж-
ду переключательными поста-
ми (/7/7) Например, повреж-
дение в точке k вызывает вы-
ход из строя только участка
между выключателями ВЗ и В4
Наличие ПП дает возможность отбора мощности с их шин
Это особенно важно при протяженных линиях, имеющих длину
в сотни километров. Переключательные посты способствуют также
остойчивой работе параллельно включенных станций. Как извест-
но, передаваемая мощность
₽=£//,smS/X„„, <1 ЗВ)
1де Ег ЭДС гфератора, (Jz— напряжение в конце передачи,
6' угол между векторами Ег и 1/а, Х1|е_ — суммарное индуктивное со-
противление передачи.
Рис. 1 14 Связанная схема
Как видно из (I 38), чем меньше Xnep, тем большую мощность
можно пропустить по линии. Между тем в блочной схеме при по-
вреждении в точке k срабатывают выключатели В/ и В2 и, как
уже указывалось, вся линия Л1 выходит из строя. Питание’про
то |жается только по линии Л2 Сопротивление jfnep увеличивается
вдвое, т е. передаваемая мощность при повреждении уменьшается
вдвое В связанной схеме при том же повреждении срабатывают
выключатели ВЗ и В4 и выходит из строя только часть линии Л1
44
между ВЗ и В4 В этом случае сопротивление Хпер увеличивается
значительно меньше чем вдвое, т. е можно передавать большую
МОЩНОСТЬ.
Таким образом, чем больше ПП, тем большую мощность можно
пропустить при повреждениях на линиях Однако не следует забы-
вать, что каждый ПП требует дополнительных выключателей,
которые для рассматриваемых линий очень доро1И. Поэтому число
Puc I 15 Схема мостика
Рис. 116. Схема с двойной системой шик
ПП должно выбираться из экономических соображений с учетом
всех условий
Связанная схема получила наибольшее распространение, по-
скольку она более надежна и обеспечивает устойчивость.
Выбранная схема сети влияет и на выбор схем подстанций
(ПС) Вопросы выбора схем станций и подстанций* подробно
изучаются в курсе «Электрические станции» Поэтому при выпол
нении проекта по электрическим сетям нет необходимости в под-
робном обосновании выбора схем подстанций. Здесь приводятся
только некоторые соображения по выбору схем ПС в связи с на-
меченной схемой сети.
Кроме требований, перечисленных при выборе схем сетей, при
выборе подстанций необходимо обеспечить надежность транзита,
а также соответствующую автоматику для восстановления питания
после аварии. Число одновременно срабатывающих выключателей
в одном распределительном устройстве (РУ) должно быть не бо-
лее двух при повреждении в лйпии н не более четырех при повреж-
дении в трансформаторе. С учетом этих основных требований
схемы подстанций должны выбираться в зависимости от числи
присоединений (линий и трансформаторов). Так, при кольцевой
схеме сети (см рис. I 12, б) на каждую подстанцию заводятся по
Две линии Если на ПС два трансформатора, то число элементов
равно четырем (две линии и два трансформатора) В этом случае
может быть принята схема мостика, показанная на рис. I 15, с
* См. Двоеки" В И Схемы и конструкции распределительных устройств.
М, Энергия, 1974
тремя выключателями $ia стороне высшего напряжения (Bl, В2
и ВЗ) Если число элементов больше четырех, то целесообразно
принять схему с двойной системой шин (рис I 16). В этой схеме
число выключателей па стороне высшего напряжения определяет-
ся числом линий и трансформаторов Если, например, три линии
и два трансформатора, то число выключателей равпо шести (вклю
чая шиносоединительный В6).
Иногда по экономическим соображениям (если это возможно по
условиям надежности) применяются упрощенные схемы (рис. 1 17)
с короткозамыкателями (КЗ) и отделителями (О) Как известно
отделитель может отключать зв
тоМатически под нагрузкой толь»
ко небольшие токи (например,
токи нормального режима) Ток
короткого замыкания отделитель
отключать не может Их может
отключать выключатель. При ко-
ротком замыкании, например, в
трансформаторе Тр1 линия Л1
должна отключаться выключате-
лем В/ Однако защита, стоящая
у этого выключателя со стороны
питания, бывает недостаточно
чувствительной к некоторым пов-
реждениям (например, к витко-
вым замыканиям в трансформа-
торе) Чтобы заставить эту защи-
ту действовать, создают искусст-
венное короткое замыкание с по-
мощью специального аппарата —
короткозамыкателя. Этот КЗ за
мыкает свои контакты поя дейст-
вием чувствительных защит, стоя-
щих у трансформатора (газовой,
дифференциальной), реагирующих па такие повреждения. Так,при
повреждении в трансформаторе Тр1 действует его защита, отклю-
чает выключатели В2 и ВЗ и включает короткозамыкатель К31,
создавая искусственно короткое замыкание с достаточно больши-
ми токами Под действием больших токов работает защита со сто-
роны питания и выключатель В1 отключается Затем при обесто-
ченной липин Л1 трансформатор Тр1 отключается отделителем
О1. Таким образом, трансформатор Тр/ будет отключен от сети
с двух сторон и можно приступать к его осмотру и ремонту. После
отключения трансформатора Тр1 включаются выключатели В/ и
В2 и питание линии восстанавливается уже без поврежденного
трансформатора Для восстановления питания потребителей сек
ции 1 от устройства АВР (автоматическое включение резерва)
включается выключатель В5 и питание потребителей этой секции
восстанавливается через трансформатор Тр2
46
и Упрощенные схемы могут применяться для тупиковых подстан-
ции И подстанций, подключснПых к нерезервированным сетям.
| Типовые схемы ПС (бточные, мостиковые, с двумя выключа-
тсзями на присоединение и др), области их применения, а также
схемы для промышленных предприятий даны в [1 5] Схемы транс-
?^орматорных подстанций (ТП) 6—10/0,4 кВ показаны на рис 6 4—
;б Стоимостные данные подстанций приведены в табл 6 132—
6 137 (см гл 6)
§ 1.5. РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКИХ ЗАМЫКАНИИ
При выполнении курсовых и дипломных проектов расчеты то-
ков коротких замыканий и остаточных напряжений производятся
дтя выбора аппаратов и проводников, проектирования и настрой
ки релейной защиты и автоматики, выявления влияния высоко-
вольтных линий электропередач на линии связи и сигнализации,
выбора числа заземленных нейтралей в системе и для ряда дру-
гих практических задач
Точность, а следовательно, и принимаемые допущения зависят
от назначения расчетов Например, точность расчета для выбора
релейной защиты и автоматики должна быть выше, чем для вы-
бора оборудования При всех видах расчетов токов коротких за-
мыканий, если они не производятся с помощью ЭВМ или расчет-
ных столов переменного тока, обычно принимаются следующие
допущения не учитывают э юктромеханические переходные про-
цессы, приближенно учитывают нагрузки, учитывают только реак-
тивные сопротивления элементов (сопротивления высоковольтных
линий могут быть определены с учетом активных сопротивлений,
но суммарное сопротивление принимается реактивным), пренебре-
гают намагничивающими токами трансформаторов (при некото-
рых конструкциях трансформаторов учитывают в схемах нулевой
последовательности), пренебрегают распредетенной емкостью ли-
ний (допустимо для воздушных линий ниже 330 кВ и кабельных
линий ниже ПО кВ) [1.8]. Чтобы повысить точность расчетов, не-
которые допущения иногда исключают, например учитывают ак-
тивные сопротивления элементов и т. д. Расчет с учетом электро-
механических переходных процессов производится согласно [1-8
и 1.9].
ОПРЕДЕЛЕНИЕ НАЧАЛЬНОГО СВЕРХПЕРЕХОДНОГО ТОКА
ТРЕХФАЗНОГО КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ МЕТОДОМ ЭКВИВАЛЕНТНЫХ ЭДС
Наиболее часто определяются токи коротких замыканий в на
чальный момент переходного процесса Алгоритм расчета приве
ден на рис. 1 18. Результаты расчетов используются для выбора
устройств релейной зашиты и автоматики, определения сквозного
и ударного токов короткого замыкания при выборе аппаратов и
проводников и в ряде других случаев.
47
Пояснения по выполнению алгоритма,
приведенного на рис. 1.18
1. Для определения начального сверхпереходного периодиче-
ского тока или в месте короткого замыкания, или в цепи генера-
тора, или в любом другом элементе энергосистемы составляется
однолинейная схема замещения для сверхпереходного режима,
аналогично рис. 5.5.
t. Составить cxenv замещения сверхоереходного режима
2. Свернуть схему относительно места к. з. н определить Ej и
3. Определить начальный сверхпереходный периодический чок /к
н месте к. з.
I 4. Распределить ток короткого замыкания по ветвям схемы и I
| определить остаточные напряжения I
Рис. 1 18, Алгоритм определения начальных значений сверхпереход-
ных токов и остаточных напряжений при трехфазном к з.
Схема замещения зависит от назначения расчета. При расчете
токов короткого замыкания для выбора выключателей в схеме
учитываются также электростанции и другие элементы, которые в
ближайший период вводятся в эксплуатацию [1 II]. Для выбора
релейной защиты учитываются только действующие электростан-
ции. При этом расчет выполняется для максимального и мини-
мального режимов работы энергосистемы при включении всех эле-
ментов сети [51], а также для ряда реально возможных случаев,
при которых в максимальном или минимальном режимах отклю-
чается один или несколько элементов сети.
Все источники, т. е. генераторы, крупные компенсаторы, круп-
ные синхронные и асинхронные двигатели, а также обобщенная на-
грузка вводятся в однолинейную схему замещения своими сверхпе-
реходными параметрами — Е" и X". Фазная сверхпереходная ЭДС
Вф=£/фп±ЛЛ" sin Фо, (I 39)
где Г'фо, /0, фп—фазное напряжение, ток и угол сдвига между ними
в предшествующем режиме (для синхронных генераторов и перевоз
бужденных синхронных компенсаторов берется знак «+», для асин-
хронных двигателей— знак «—»),
Для упрощения расчета принимают, что сверхпереходные индук-
тивные сопротивления по продольной (Xj) и поперечной (Х^) осям
одинаковы- Ха — X, X" Значения параметров современных гене а-
торов приведены в табл. 1 1 и в [1.10].
48
| Если требуется определить ток /к лишь в месте короткого замы-
кания, то принимаются следующие дополнительные допущения,
учитываются только двигательные нагрузки, расположенные в месте
короткого замыкания, генераторы, имеющие нагрузку на генератор-
ном напряжении, вводятся в схему замещения ЭДС. Е’ = 1 (соответ-
ствует эквивалентной ЭДС нагруженного генератора н обобщенной
нагрузке) Если нет полных данных о действительных значениях
сверхпереходных сопротивлений, загрузке и других параметрах
источников, то можно принимать средние значения X" и Е"
(табл. 1.1).
Таблица 1.1
Средние значения параметров
(в относительных единицах при номинальных базисных условиях)
Наименование источника X Е
Источник неограниченней мощности 0 1,00
Турбогенератор: до 100 МВт 0,13 1.08
100—500 МВт 0,20 1.13
Гидрогенератор с демпферной обмоткой 0,20 1,13
без демпферной обмотки 0,27 0,20 1,18
Синхронный компенсатор 1,20
Двигатель синхронный 0,20 0,20 1,10
асинхронный 0,90
Обобщенная нагрузка 0,35 0,85
В современных объединенных энергосистемах имеются достаточно
мощные источники (крупные электростанции или энергосистемы),
электрически удаленные от места короткого замыкания или от вет-
ви, в которой определяется ток. Напряжение в месте подключения
такого источника неограниченной мощности практически остается
неизменным (сопротивление источников в общем сопротивлении
объединенной-энергосистемы меньше 5—10%) и его ЭДС в относи-
тельных единицах принимают равными единице, в именованных —
номинальному напряжению, а сопротивление—равным нулю.
Для более близко расположенных источников иногда отсутствуют
данные о сопротивлениях, но известны ток /к с или мощность SK с
короткого замыкания в сети. В этом случае решается обратная за-
дача— по известным /к с или SK с находится сопротивление источ-
ника (этой части системы) Хс (или Хс») по выражениям табл 1.2.
Если Гк с или SK с не известны, то реактивность системы можно
приближенно оценить из условия предельного использования высоко-
вольтного выключите™, установленного в данном узле системы, т е.
принимая /*.с=/откл или Sk.c^S0TKJ].
4 Зак 212
49
В схемы замещения вводятся также все остальные элементы
(трансформаторы, линии, реакторы и т д), через которые место ко-
роткого замыкания связано с источниками
При расчете в именованных единицах сопротивления всех
элементов приводятся к одному напряжению, как правило, к напря-
жению ступени короткого замыкания При расчете в относитель-
ных единицах сопротивления всех элементов приводятся к одним
и тем же базисным условиям.
Таблица 1.2
Выражения сопротивлений в именованных и относительных единицах
Наименование элемента В ныснопанных единицах В относительных единицах
Любая синхронная или асинхронная машина обобщенная нагрузки х. х-^~ х" х" St> * s юи
Трансформатор V ^С|> ном тр_ 100 STp 11VM V ТР*б Ify-| ' с IUU Otp HOU
Реактор J I a iS **|S ном IM/р цом^ср.иои
Екодшная и ти кабель- ная линия Хд л1К1/кМ х г-Х 1 -Sli ЛЛ»Г> -Л1КМ‘КК ^Х»б’ ^ТКЫ^КМ
Система а) । |ри известном токе к. а. б) при известной мощности К. 3. UСР . ном с х- Берном с' s; с 'к с х" с
Примечание. Величина X* — сопротивление элемента, выраженное в относи-
тельных единицах, при номинальных базисных условиях, Х,6— сопротивление
элемента, выраженное в относительных единицах, при базисных условиях
В табл I 2 приведены выражения для перевода сопротивлений
в именованное или относительные единицы при неучете действитель-
ных коэффициентов трансформации (используются средние номи-
нальные напряжения соответствующих ступеней) Последнее позво-
59
Г1чительно упростить приведение к одной ступени палряже-
|иведенное сопротивление
X-XU^ (140)
где X— сопротивление рассматриваемого элемента в именованных
единица* на той ступени, на которой находится элемент, Ucp ном1 —
1 среднее номинальное напряжение ступени приведения, UKV „ом11 —
Л среднее номинальное напряжение ступени, на которой находится
Н элемент.
При этом используются следующие значения средних напряже-
ний Ut( ^н: 3,15; 6,3; 10,5. 13,8; 15,75; 18; 21; 24, 37, 115; 154,
230; 340; 515, 770 кВ.
При более точных расчетах учитываются действительные коэф-
I фицленты трансформации [1 8]. Тогда
X-Xt^kWa. (I 41)
где ku kz, ks— коэффициенты трансформации трансформаторов, рас-
I I положенных между ступенью приведения и ступенью, на которой
Ш находится элемент.
Если сопротивление приводится к более высокому напряже-
нию, то оно увеличивается, а если приводится к более низко-
Ц му — уменьшается.
! На схеме замещения сопротивления элементов обозначаются
порядковыми номерами, которые проставляются в ч и с л и-
теле В знаменателе указываются значения сопро-
тивлений, приведенных к одной ступени напряжения или к оди-
наковым базисным условиям.
2. Место короткого замыкания выбирается в зависимости от
назначения расчета (для выбора высоковольтных выключателей,
| разъединителей, разрядников, схем электростанций и подстанций;
выбора и настройки устройсти релейной защиты и автоматики,
а также определения влияния на линии связи в т. д.) [1 8, 111,
5.1, 5 4, 5 5].
При выборе выключателя определяются наибольшие величины
тока короткого замыкания. Принимается, что короткое замыкание
i произошло непосредственно у выводов выключателя. Значительно
I большее разнообразие в определении места короткого замыкания
имеется при выборе и настройке устройств релейной защиты (см
гл 5). Так, при выборе защиты линии место короткого замыкания
принимается поочередно в ряде точек защищаемой линии, а также
за ближайшим элементом примыкающей сети, т. е. понижающим
или повышающим трансформатором
Составив схему замещения, далее следует ее преобразовать
I (свернуть) относительно места короткого замыкания по методу
эквивалентных ЭДС. При этом определяю™ я эквивалентная ЭДС
всей схемы Ez и суммарное эквивалентное сопротивление Хг [1 8].
«* 51
3 Начальный сверхпереходиый ток в месте короткого замыкания
находится но выражениям
а) при расчете в именованных единицах, кА
(1 42)
где Й, Ефг—соответственно линейное и фазное значения эквива-
лентной ЭДС схемы замещения, кВ, Х%—суммарное эквивалентное
сопротивление. Ом;
б) при расчете в относительных единицах
Х1’б Уз^ср-нох
где /к*—ток в месте короткого замыкания, отн. ед, /с—'базисный
ток ступени короткого замыкания, кА; Ее, и Ху»б—эквивалент-
ная ЭДС и суммарное сопротивление схемы замещения при приня-
тых базисных условиях, отн. ед.; S6 — принятая базисная мощность,
MB-A, U ср ном — среднее номинальное напряжение ступени коротко-
го замыкания, кВ.
Эквивалентная ЭДС в именованных единицах близка к номи-
нальному напряжению Ucp ном, а в относительных единицах — к еди-
нице Поэтому в приближенных расчетах можно не определять экви
валентную ЭДС, а принимать ее равной соответственно
=UcV ном и Й>—1- Тогда выражения для токов при расчете в име-
нованных и относительных единицах принимают соответственно вид
1ц~Уср ЗХх^— Уф ср »ajx , (1.44)
/к — 1к*^6 — Х1*б-
О 45)
4. Для определения токов в генераторах или любых других
элементах системы, а также для определения остаточных напряже-
нии производится распределение тока короткого замыкания /к по
Рис 119 Схема рассматриваемой энерго-
системы
ветвям схемы. Вначале опре-
деляется остаточное напря-
жение у близлежащего к
месту к. з. узла. Затем нахо-
дится разность потенциалов
между определенным источ-
ником и указанным узлом.
Это позволяет определить
ток в следующей ветви и ос-
таточное напряжение в сле-
дующем узле (рис 1 19)
Токи короткого замыка-
ния по ветвям схемы требуется распределять, например, при рас-
чете токов в произвольные моменты времени переходного процесса
по типовым кривым. Для использования кривых необходимо знать
52
кроме тока в месте короткой^ замыкания /" также начальный ток
В близлежащем генераторе (генераторах) /г [1.10].
Определение минимальных значений остаточных напряжений на
шинах основных подстанций и электростанций при трехфазном
коротком замыкании производится, например, при выборе основной
зашлты от междуфазных коротких замыканий. Так, в большинстве
Рис 120. Расчет токов к з методом положения:
а — режим кз б — предшествующий нагрузочный режим,
в — собственно аварийный режим, г — собственно аварийный
режим с перенесенными источниками
случаев, если при коротком замыкании в конце линии остаточное
напряжение начального момента времени в начале линии ниже 0,6 X
ХС'ср ион, то для обеспечения динамической устойчивости системы не-
обходимо применение быстродействующей защиты [1.9, 5.1].
ОПРЕДЕЛЕНИЕ НАЧАЛЬНОГО СВЕРХПЕРЕХОДНОГО ТОКА
КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ МЕТОДОМ НАЛОЖЕНИЯ
В эксплуатационных задачах часто бывают известными токи и на-
пряжения режима, предшествующего короткому замыканию. В этих
случаях начальный ток короткого замыкания удобно находить ме-
тодом наложения двух режимов — предшествующего нагрузочного
и собственно аварийного (рис. I 20). Ток короткого замыкания в любом
элементе рассматриваемой схемы
=Л1ред4-/ав» (1 46)
где /ппев и /а, — токи в ветвях предшествующего и собственно аварий-
ного режимов
Аналогично определяются и остаточные напряжения в произ-
вольной точке сети.
l/=t'upea4-UM, (1 47)
S3
где Ь’прсл—напряжение предшествующего режима; йав — аварийна-;
составляющая напряжения: С/ао<0
Алгоритм расчета методом наложения приведен на рис. I 21.
Пояснения по выполнению алгоритма,
приведенного на рис. 121
I. Схема замещения составляется в соответствии с n. I рис I 18,
но без ЭДС Все электрические машины вводятся сверхпереходными
параметрами (см табл 1.1). Сопротивления элементов схемы заме
щения определяются согласно выражениям, приведенным в табл 1.2,
1. Составить схему замещения сверхпереходного режима (без ЭДС) рассчи-
тать сопротивления всех элементов в именованных единицах и опреде-
лить результирскицее сопротивление схемы относительно места к- з
Хр (см. рис. 1 20, в)
2. Определить предшествующие токи и напряжения в ветвях и узлах
исходной схемы без к з.; /прсд и (?Пред (см. рис. 1.20, 6) (обычно
известны)
3. Вычислить ток, принимая, что в месте к. з. приложено предшествующее
напряжение, а ЭДС всех генераторов и нагрузок равны нулю
(см. рис. 20, е)
4. Рассчитать аварийные составляющие токов и остаточных напряжений
в ветвях и узлах схемы и t/aD (распределить ток в схеме
рис 1 20. в)
5. Определить токи к. з. в ветвях и остаточные напряжения в узлах схемы
(см. рис. 1.20, п)
^пред+^гв! 1^°“^1фед+1',ав
Рис 1 21 Алгоритм расчета трехфазного к з методом наложения
и в соответствии с указаниями п. 1 алгоритма, приведенного на
рис. 1 18.
Результврующее сопротивление относительно места короткого
замыкания определяется путем преобразования (эквивалентирова-
ния) схемы замещения (см. рис 120, в). При этом принимается,
что ЭДС всех генераторных и нагрузочных ветвей одинаковы.
2. Токи /прсд и напряжения С;„ред предшествующего режима, как
правило, бывают известными. При отсутствии данных о токах и на-
пряжениях в ветаях и узлах схемы предшествующего нагрузочного
режима их можно определить согласно алгоритм;, приведенному
на рис. 3 2.
I 3. Эквивалентная ЭДС всей сети (см рис. 1 20, г) равна напря-
жению в месте короткого замыкания в предшествующем нагрузоч-
ном режиме E^B—U„w^Ucp ном- Поэтому при известном результи-
рующем сопротивлении Xi или Zs (в омах) относительно места ко-
роткого замыкания ток собственно аварийного режима, кА,
зх;) =»14, »о./(/зй). (148)
I Значение <7прея определено по п 2.
К Если требуется определить не только ток в месте короткого за-
(мыкапия, но токи и остаточные напряжения в ветвях и узлах схе-
мы, то расчет продолжается по пп. 4, 5.
4. Для определения аварийных составляющих токов /80, которые
обычно много больше токов предшествующего режима, производится
J распределение по ветвям схемы тока /к, найденного в п 3.
Ток представляет собой величину, обратно пропорциональную
сопротивлениям соответствующих ветвей, так как он распределяется
в схеме (см рис. 1.20, в), где напряжение приложено только в месте
короткого замыкания, а во асех генераторах и нагрузочных ветвях
ЭДС равны нулю
Аварийные составляющие напряжений (7ЯН также определяются
iисходя из схемы собственно аварийного режима (см рис I 20, в),
где в месте короткого звмыкания напряжение равно ^ПреЯ или
С/ср «ом с обратным знаком Чтобы определить (7Я0, следует учесть
падение напряжения в элементах схемы от аварийных составляющих
тока.
^ав= ^иредЧ ЛиД- (I 49)
По мере удаления от места короткого замыкания аварийная со-
ставляющая напряжения по абсолютной величине уменьшается
5. Токи короткого замыкания / и остаточные напряжения U
в ветвях и узлах находятся на основании определенных в пп. 2 и 4
токов и напряжений предшествующего и аварийного режимов
Собственно аварийный режим (п 3) рассматривается, как пра-
вило, для чисто индуктивной схемы. В то же время предшествую-
щий режим в большинстве случаев соответствует полным сопротив-
лениям элементов. Поэтому суммирование по (1.46) и (1 47) прин-
ципивльно неточно, однако для практнч- < целей вполне допустимо.
Имеются также другие приемы метода наложения (1 81
При обычной форме наложения, применяемой иногда при использо-
вании расчетных столов, предполагается, что рассматриваемый дейстнительный
режим можно получить как результат наложения ряда самостоятельных условных
режимов. Последнее принимается в предположении что в схеме действует только
один источник (электростанция), т. е. имеется одна ЭДС. При этом все влемеиты
схемы остаются включенными, а все остальные ЭДС принимаются равными нулю
В этом случае, например, ток в любой ветви определятся /а=/о|4
+^2+ • • • +,ап (знаки принимаются с учетом направления токов).
Используется также прием применения собственных и взаимных
сопротивлений и проводимостей. В этом случае ток в любой ветви,
в которой отсутствует источник.
Еп — ЭДС соответствующих источников; Z1(1, Z2a. , Zna и
па — соответственно собственные и взаимные сопротивления
и проводимости имеющихся источников схемы.
Рис 1 22 Комплексные схемы замещения
о — для трехфазиого к з.; 6 —для однофазного в —для двухфазного. г — для
Двухфазного к. з на землю
ОПРЕДЕЛЕНИЕ НАЧАЛЬНОГО ТОКА НЕСИММЕТРИЧНОГО
КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ
В современных энергосистемах токи несимметричных коротких
замыканий часто превышают токи трехфазного короткого замыкания
Поэтому для ряда задач (например, выбора аппаратов, устройств ре
56
1. Составить схемы замещения всех последовательностей для начального режима, определить ЭДС источников и сопро тиеления всех элементов в именованных или относитель- ных единицах
а) прямой (для всех видоз КЗ) б) обратной (при несимметрич- ных к а.) в) нулевой (при замыканиях не землю)
2. Определить результирующие сопротивления и ЭДС
а) прямой последо- вательности х[Е и Е^ 6) обратной Х2Е в) нулевой Х0Е
3. Определить дополнительное сопро-
тивление (согласно рис. 1 22
илн табл. I 4)
Рис. 1.23 Алгоритм определения начальных значений токов н остаточных напря-
жений при трехфазном и несимметричном к. з.
лепной защиты и автоматики) приходится определять токй^несим-
мстрнчных коротких замыканий.
При расчете тока несимметричного короткого замыкания исполь-
зуется метод симметричных составляющих Согласно правилу экви-
валентности прямой послал овательности ток прямой последователь-
ности в месте короткого замыкания /к1 находится по току трехфаз-
ного короткого замыкания При этом место короткого замыкания
условно принимается за дополнительным сопротивлением Хд1’ [1 8]
Величина Х’д” зависит от вида короткого замыкания (рис. 1.22)
По току прямой последовательности можно определить полный
ток в поврежденной фазе в месте короткого замыкания (рис. 123),
а также составляющие токов обратной /.д и нулевой /11С последова-
тельностей (см. рис. 1 22).
Для определения полных токов и напряжений в заданных вет-
вях и узлах схемы производится распределение токов соответст-
вующих последовательностей в схемах этих же последовательно-
стей, а затем аналитическое или графическое суммирование со-
ставляющих Как и при трехфазном коротком замыкании, состав-
ляются однолинейные схемы замещения (для одной фазы) За
расчетную (особую) принимается фаза, находящаяся в от-
личных от двух других условиях. Например, при двухфазном ко-
ротком замыкании за особую (расчетную) фазу принимается
неповрежденная фаза, называемая обычно фазой А
Пояснения по выполнению алгоритма,
приведенного на рис 123
I. Составление схем замещения начинают со схемы прямой
последовательности Эта схема (п 1а) по конфигурации и сопро
тивлениям элементов полностью соответствует схеме трехфазного
короткого замыкания (см п. I алгоритма рис 1 18) Пример схе-
мы прямой последовательности приведен на рис 5 5.
Схема обратной последовательности (п. 16) аналогична схеме
прямой последовательности за исключением сопротивлений синхрон-
ных и асинхронных машин —для генераторов Ха-=1,22Л* для па-
грузки Х2н=035 в относительных единицах при полной рабочей
мощности. Чтобы не составлять схему обратной последовательности,
в практических расчетах иногда принимают Х2 Aj.
Схема нулевой посзедовательпости (п. 1в) резко отличается
от предыдущих схем. Распределение токов нулевой последователь-
ности зависит от схемы соединения обмоток, режима нейтралей
и конструкции трансформаторов Если трансформатор имеет об
мотку, соединенную треугольником, то ток пулевой последователь-
ности протекает по обмотке, соединенной в звезду, трансформиру-
ясь н замыкаясь в обмотке, соединенной треугольником.
Построение схемы замещения пулевой последовательности це-
лесообразно начинать с места короткого замыкания Элементы,
через которые ток нулевой последовательности не протекает, в
58
ч
(схему не вводятся Для циркуляции токов нулевой последователь-
ности на рассматриваемой электрической ступени должно быть не
меньше двух соединений с землей. За нулевой потенциал прини-
мается потенциал за сопротивлениями элементов, в которых за-
канчивается циркуляция токов. Сопротивление заземления ней-
трален трансформаторов, генераторов, двигателей вводится в схе-
му пулевой последовательности утроенной величиной и вклю-
чается последовательно с сопротивлением соответствующе
го элемента
Значения сопротивлений нулевой последовательности некоторых
элементов схемы замещения, выраженные через сопротивления
прямой последовательности, приведены в табл. 13
Таб 1 и ца 13
Сопротивления нулевой последовательности Х„ элементов схемы замещения,
выраженные через сопротивления прямой послеадзательности Xt
Линия одноцепная
без тросов
со стальными тросами
I с хорошо проводящими тросами
Линия двухцеппая
без тросов
со стальными тросами
с хорошо проводящими тросами
Трехжильпые кабели
Генераторы
Трансформатор
двухобмоточный любого типа с соединением
обмоток Ув/д
трехстержпевой с соединением обмоток Ув/У
трехстержневой с соединением обмоток У0/Ув
Трехфазная группа, состоящая из однофазных
трансформаторов, трехфазный четырехстержневой
или пятистержиевой трансформатор с соединением
обмоток Уо/У
» То же, с соединением обмоток Y„1YO
3.5Х,
З.ОХ!
2.0Х,
5.5Х,
4,7Х.
З.ОХ,
(3 5 —4,C)Xt
X,
(0.15 — 0,6) X'
• Сопротивление наиаЬшчнваиня нулевой последоватсльиости Хдо>»(0 З-г-1 ,0)
2. После составления схем замещения производится их преобра-
зование (свертывание) относительно места короткого замыкания
Определяются результирующая ЭДС Ех прямой последовательности
и суммарные сопротивления всех последовательностей — X|S, Л'гх и
Xos- При упрощении схем путем преобразования следует учитывать,
что в каждой схеме в месте короткого замыкания приложены со-
ответственно напряжения прямой UKt, обратной UK?, и нулевой UK0
последовательностей, значения которых еще предстоит определить.
Поэтому все нагрузочные ветви объединяются с генераторными
ветвями в общую точку, называемую началом схемы соответствующей
последовательности. Концом является место короткого замыкания
В схемах обратной и нулевой последовательностей напряжение при-
ложено только в месте короткого замыкания, а в начале потенциал
равен нулю (см. рис. 1 22, 5.5 и 5£).
Таблица 14
Значения дополнительного сопротивления х£п) и коэффициента m(ni
при различных видах к.з.
Вид к з. х£«) m<")
Трехфазное!®) 0 1
Двухфазное!2) Из
Однофазное!*) 3
Двухфазное на землю*1,1* x2Sx0z у; l/i—
V (Xjx+W
Эквивалентная ЭДС для начального сверхпереходного режима
равна напряжению, предшествующему короткому замыканию в рас-
сматриваемой точке короткого замыкания. Следовательно, ЭДС
может быть принята равной среднему номинальному напряжению
UСр яои
При дополнительных упрощениях схему обратной последователь-
ности не составляют, а с достаточной точностью принимают Х-2х=
= Х|Е.
Схемы обратной и нулевой последовательностей и их ре-
зультирующие сопротивления не зависят от вида короткого за-
мыкания и продолжительности переходного процесса.
Расчет по пп. 3, 4 и 5 проводится согласно рис. I 23.
Значения коэффициента mw, зависящего от соотношения между
полным током поврежденной фазы и током прямой последователь-
ности в месте короткого замыкания, а также дополнительного to-
противления, приведены в табл 1 4
Ток двухфазного короткого замыкания, удаленного от генерато-
ра, обычно определяется как доля тока трехфазного короткого за-
мыкания
j^-=15z;i3'=o,87zj3'. ()so)
60
( Ток обратной последовательности при этом виде короткого замы-
кания составляет половину тока трехфазного короткого замыкания
в этой же точке сети и равен току прямой последовательности с
обратным знаком (см. рис. 122, е).
6- Напряжения поврежденных и неповрежденных фаз в месте
несимметричного короткого замыкания находятся суммированием
симметричных составляющих напряжений (см. (I 51)— (1 59)|. По-
следние определяются по току прямой последовательности согласно
алгоритму, приведенному на рис. 123 и рис. 122.
С учетом сказанного выражения для фазных напряжений при-
яимают следующий вид:
1) при двухфазном коротком замыкании между фазами В и С
u!S=u'S, +&&=a® =2/w3a; (1.51)
СЙ=Й?=а'иа+аС1!А=-С<Д1=-1-ии; (1.52)
2) при однофазном коротком замыкании в фазе А
Й"=<>’ЙД1+оЙ"!(-Й"»=)|(“’--о)Агг+(о*- DX.jfl”; (1 53)
Й?=-Л(о -<ОХ»г+(<>-1)Х(п1'»"’: (154)
3) при двухфазном коротком замыкании на землю между фаза-
ми В и С
й,л"=зс/?х1,>=з/3,-,) (155)
*2х+-'Ч)Е
7. Токи и фазные напряжения в ветвях и узлах схемы при не-
симметричном коротком замыкании также находятся суммированием
| симметричных составляющих. Поэтому прежде всего следует рас-
| пределить токи и напряжения каждой последовательности в соответ-
ствующей этой последовательности схеме и найти для заданных
ветвей значения /х, /2 и 10, а для заданных точек — значения Ult
U% и t/p. Это распределение производится согласно правилам и за-
конам распределения токов и напряжений в линейных электри-
I ческих цепях.
' Токи обратной и нулевой последовательностей распределяются
в схемах одноименных последовательностей обратно пропорцио-
нально сопротивлениям. В схеме прямой последовательности гене-
раторные и нагрузочные ветви не являются эквипотенциальными
и поэтому распределение токов производится с учетом различия
их ЭДС.
Симметричные составляющие токов, протекающие по трансфор-
матору, и напряжения изменяются не только по величине, но и
По фазе в зависимости от соединения обмоток. Наиболее часто
применяются трансформаторы с соединением обмоток «звезда —
61
треугольник» (Yo/Д-П) При переходе со «звезды» на «треуголь-
нак» токи и напряжения прямой последовательности поворачива-
ются на 30° против часовой стрелки, а токи и напряжения обрат
ной последовательности — на 30° по часовой стрелке При пере-
ходе с «треугольника» на «звезду» угловые смещения меняют зна-
ки па противоположные.
8. Полные токи и фазные напряжения определяются суммиро-
ванием найденных симметричных составляющих. Например, в схе-
ме приведенной на рис 1 19, напряжение фазы А па высшей сто-
роне трансформатора
-Ь^лмо,
а ток фазы А генератора
/лщ + /лл!
По найденным симметричным составляющим токов и напряжений
фазы А и известным соотношениям между фазными значениями со-
ответствующих составляющих определяются полные токи и напря-
жения других фаз
/в<П>=4г/д|П> | О1а2 (1-56)
z?"’=o4S"+<#/7"'+/«’. (157)
U^=a4J4;+aU41 | l/ffi; (1 58)
l/g"=oU<T,,+"»!S+^%’ (15 J)
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПЕРИОДИЧЕСКОЙ СОСТАВЛЯЮЩЕЙ ТОКА
КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ МЕТОДОМ ТИПОВЫХ КРИВЫХ
Этот метод используется для определения тока короткого за-
мыкания в различные моменты времени переходного процесса
[1 10]. По найденному (согласно алгоритмам рис 1.18, 1.21) на-
чальному току короткого замыкания методом типовых кривых *
можно определить периодическую и апериодическую составляю-
щие тока короткою замыкания в момент расхождения дугогаси-
тельных контактов выключателя, необходимые для выбора высоко-
вольтного выключатся (рис. 1.28) При расчете по типовым кри
вым учитываются параметры современных отечественных генера-
торов мощностью до 800 МВт **
• Иногда называют расчетными кривыми 1975 года [I Ю]
•*См Вайнер И Г, Крючков И П Кривые изменения периодической
составляющей тока короткого замыкания мощных генераторов с учетом влияния
энергосистемы — Электричество 1975, № 10 с 53—56, Руководящие ука
з а н и я по расчету коротких замыканий выбору и проверке аппаратов и провод-
ников по условиям короткого замыкании I я редакция М, МЭИ, 1975
62
J Типовые кривые позволяют определить изменение токов корот-
F кого замыкания за время до 3 с от начала переходного процесса.
I Наиболее ценной является возможность определения тока с при-
I емлемой точностью для времени до 0,5 с, так как для выбора
I современных высоковольтных выключателей и ряда других слу
I часе необходимо знать токи именно в этот промежуток времени
Известно, что параметры турбо- и гидрогенераторов одной и той же
I мощности различны Однотипные 1енераторы разной мощности, как
I* правило, также имеют различные параметры (X,b Xd, Х“а, Td,Tf„.
Tf„v, Тв и т. д) Поэтому характер изменения тока во времени
I различен даже при одинаковой удаленности короткого замыкания
Авторам метода на основании многочисленных расчетов по урав-
I нениям Парка — Горева с использованием ЦВМ удалось получить
I средние кривые изменения тока во времени в относительных еди-
ннцах между кривыми турбо- и гидрогенераторов. Максимальная
I погрешность усреднения составляет менее 10 %, что является прак-
| тически приемлемым
При построении типовых кривых (рис. 1 24) значения вычислен-
I ных токов короткого замыкания генераторов для различных момен-
| зов времени Jt отнесены к начальным сверхпереходным токам геие-
I ратора. При этом снижается различие в параметрах, абсолютных
I значениях токов и т п для разнотипных генераторов.
Для учета удаленности короткого замыкания введено отношение
I начального тока короткого замыкания генератора /" к его поминаль
[ ному току /цон, т. е /„ характеризующее кратность тока
I короткого замыкания к номинальному току Чем ближе короткое
замыкание к генератору, тем это отношение больше
Таким образом, типовые кривые представляют собой семейство
Кривых lrllГг=[ (0 при различных значениях =const, которые
характеризуют изменение тока без определения его величины.
Из типовых кривых видно, что для нахождения абсолютных зна
I чений токов в любой момент времени переходного процесса нужно
I прежде всего определить начальный сверхпереходный ток генерато-
I ра Последний можно рассчитать вручную либо с применением
I I расчетных столов (моделей) или ЦВМ (см рис 1 18, 121).
Во многих случаях нельзя всю систему представить одним гене-
ратором, так как многие станции значительно удалены от места
(короткого замыкания и ток короткого замыкания во времени изме-
няется незначительно Поэтому эти генераторы объединяются во
второй источник — систему неограниченной мощности (короткое за-
мыкание в точке к на рис 1 19) Расчетные схемы приводятся к виду
I схемы, представленной па рис I 25 (п 4) Для учета влияния си-
стемы С. А Ульянов предложил ввести еще одну зависимость
I (см. рис 1 24, б и г), удобную для непосредственного определения
тока в месте короткого замыкания
Применение метода типовых кривых наиболее целесообразно в тех
I случаях, когда точка короткого замыкания находится у выводов
63
генераторов (синхронных компенсаторов) или при небольшой элек-
трической удаленности от них, например за трансформаторами связи
электростанции с энергосистемой (короткие замыкания в точках /V
или М на рис. 1 19).
Испольвование типовых кривых возможно для турбогенераторов
мощностью 12,5—800 МВт, гидрогенераторов до 500 МВт н всех
крупных синхронных компенсаторов.
Пояснения по выполнению алгоритма,
приведенного на рис. 125
1. На основании анализа системы, в которой следует рассчитать
ток короткого замыкания, выбирается метод (прием расчета).
1а. Если все генераторы (станции) примерно одинаково удалены
от места короткого замыкания, то расчет ведется первым приемом,
когда все источники эквивалентируются в один генератор Этим
же приемом ведется расчет, если 1енераторы (станции) радиально
•связаны с местом короткого замыкания, хотя и имеют различную
электрическую удаленность (короткие замыкания в точках /И или
Л на рис. 1.19).
«4
~ Расчет начального сверхпереходного тока генератора произво-
дится при трехфазном коротком замыкании согласно алгоритму,
приведенному на рис. 1 18 Ниже дается краткое изложение этих
расчетов (см пункты алгоритма рис 1 25).
2. Составляется схема замещения для начального сверх переход-
ного режима согласно указаниям по п . 1 рис 1 18 Все генераторы
и нагрузки вводятся своими сверхпереходными ЭДС и сопротивле-
ниями Расчет, как правило, ведется в именованных единицах
3. Преобразуется (упрощается) схема замещения относительно
места короткого замыкания и определяется £" и (аналогично
п 2 рис. 1.18)
5. По найденным ЭДС и результирующим сопротивлениям
I определяется начальный сверхпереходный ток короткого замыкания
от обобщенного генератора Д. При расчете без учета нагрузок он
равен току в месте короткого замыкания (1.45)
При существенном различии в удаленности генераторов от места
I трехфазного короткого замыкания и наличии радиальных связей
начальный ток короткого замыкания вычисляется для каждой гене-
состевляюысй тока короткого замыкания.
энергосистемы при времени до 0.5 с, в—то же, что и а, ио при времени от 05 до 3 с
.рсмени от 0.5 до 3 С
5 Зак. 218
65
1. Выбрать метол (прием) расчета
а) прием первый Система иредставляется одним или несколькими обобщенными генераторами, радиально сьимииыми с местом к.з. (объединяемые генераторы находится примерно в равных условиях) Ь) прием второй Система представляется генератором и шинами неизменного напряжения (генераторы находятся в резко отличных условиях и связаны с местом к з через общие сонршинлс<|ия)
2. Составить схему замещения ляя иачая1.)Ю)0 режима
Преобразовать схему замещения к трсГй«мому виру
3. Прием первый 1 L c3|sf
Определить токи, необходимые дня использования типовых кривых
5. Прием первый 6 Прием второй
а номинальный б} начальный ток кз генератора 2г а) номинальный ток генератора nJ начальный ток к 3. генератора Ц в) начальные ток
1 Крат цость начального тока к з. генератора 8 Кратность начального тока к.3, тенсраюра 9 Диля тока к.з. генератора в общем токе к ju
Опрстелктн необходимые знач >ппя » и к( по типовым кривым
1(1. Прием Зтервый по величинам г и ГИ|. II Прием второй по величинам
Относительное значение тока генератора (в левых квадрантах ряс. 1,24) aj относительное значение тока।енсригора Л| (в левых квадрантах рис 1.24) б) Относительное значение то*а в месте к.з. к моменту времениi к, (в правых кведрактах рис 1.24)
Определить генераюре и
12. Прием первый -ток генератора 13. Присы второй -ток в месте к.з. /«( —it кг. ток генератора If, -<?'«!
Рис 125 Алгоритм определения периодической составляющей трсхфазиого тока
нзв месте к з и в генераторе в произвольные моменты времени по типовым
кривым (см. П 10 И 11 nt^ittU"
рирующей ветви отдельно Расчет начального тока производится
согласно пп. 3 й 4 рис. 1.18
Начальный ток короткого замыкания генератора может опреде-
ляться как вручную, так и с использованием вычислительных средств.
Номинальный ток генератора, приведенный к ступени короткого
замыкания, f
/иоЫ=Аюм/(|/ЗУс05<р), (160)
где Рно* — поминальная мощность генератора, МВт, U — напряже-
ние 1 енератора, пересчитанное к ступени короткого замыкания (сред-
нее номинальное напряжение ступени короткого замыкания), кВ,
cos <р — номинальный коэффициент мощности
Расчет по пп. 7 и 10 показан на рис. 1.25.
12. По найденным в пп 5 и 10 значениям /г и /ГГ//Г=П/ опре-
деляется действующее значение периодической составляющей тока
короткого замыкания от генератора (группы генераторов) в момент
времени
(id)
При наличии нескольких групп генераторов определяется ток
каждой группы. Общий ток в мосте короткого замыкания для вре-
мени I находится суммированием токов отдельных генераторов или
групп
При этом если генераторы значительно уда иены от места корот-
кого замыкания и радиально связаны с ним то они объединяются
в общий источник неизменного напряжения Ток в месте короткого
замыкания от этого источника неизменен во времени и определяется
при расчете в именованных и относительных единицах но выраже-
ниям _
„„./(j/зл.). (I С2)
/С=/О/ЛЛ (ЮЗ)
где Хг и Хс.— суммарное сопротивление от точки к з до источ-
ника неизменного напряжения соответственно в омах и относитель-
ных единицах, /б— базисный ток ступени короткого замыкания, кА.
16. Если система представлена генератором, близко расположен-
ным к месту короткого замыкания, и шинами неизменного напря-
жения, объединяющими все остальные достаточно удаленные электро-
станции, и имеется их общая связь с местом короткого замыкания,
расчет ведется вторым приемом (короткое замыкание в точке к иа
рис I 19).
Начальный сверхпереходный ток в месте короткого замыкания
/к и в обобщенном генераторе /, при трехфазном коротком замы-
кании рассчитывается согласно алгоритмам, приведенным на рис 1 18
или 1 21 Ниже даются особенности расчета по второму приему по
сравнению с первым приемом
2 и 4. Схема замещения, составленная для начального сверх пе-
реходного режима, преобразуется к виду, представленному на рис. 1 25
n 4. При этом близлежащие генераторы объединяются в один
источник (обобщенный генератор), а все остальные генераторы (элек-
тростанции) объединяются во второй источник (шины неизменного
напряжен ня)
6. Определяются токи /к и /г при трехфазном коротком замыка-
нии согласно пн. 3, 4 pic 1 18.
Рис 1 26 Алгоритм определения токов дли выбора высоковольтных выключате-
лей ио отключающей способности
Пр/ использовании вычислительных средств указанные в п 4
преобразования можно не делать В этом случае ток короткого за-
мыкания от обобщенного генератора Гт определяется суммированием
токов отдельных (близлежащих) генераторов Измеряется (вычисля-
ется; также общий ток в месте короткого замыкании !к
Номинальный ток обобщенного генератора вычисляется согласно
(160)
68
Расчет по пп. 8, 9 и 11 показан на рис I 25.
13. При трехфазном коротком замыкании но найденным в и. 6в
ип 116 значением fK и kt-lvl /'к огредечяется действующее зна-
чение периоди‘£ской составляющей тока в месте короткого замыка-
ния для paccMd р л ваемого
момента времени
Рис. 1.27 Зависимость номинального от-
носительного содержания апериодиче-
ской слагающей от расчетного вре-
мени отключения к т т
(1 64)
I Зная начальный ток ге-
н р тора 1Г и значение nt,
можно определить действу-
ющее значение периодическо-
го тока «енерагора согласно
(1 61).
Для нахождения распре-
деления тока короткого за-
мыкания но ветвям схемы в
интервале / О -5- 0,5 с мож-
но воспользоваться приближенным инженерным методом *, приве-
денным в (1.10, с 57 , 58]
! Последовательность расчета токов для выбора высоковольтных
выключателей по отключающей способности приведена в алгоритме
на рис. I 26 При расчете используются типовые кривые Более под-
робные указания не приводятся, так как они изложены в поясне-
ниях к алгоритмам (см рис 1 26 и § 1.6)
Необходимая для выбора выключателя зависимость
приведена на рис. 1.27
Пример 1.2. На рис, 1 28, а приведена схема рассматриваемой электрической
системы. Автотрансформатор АТр1 связан с крупной энергосистемой С. Электро-
станция ЭС состоящая из турбогенераторов Г1 и Г2 подключена к автотраис
форматору АТр2. Синхронные компенсаторы СК1 и СК2 связаны с трансформа-
тором Тр который имеет расщепленную обмотку низкого напряжения.
Входящие в схему элементы состоя г из 1) турбогенервторов Г1 и Г2 одина-
ковой мощности по Sr ком—235 МВ А с cos <р =6.85 напряжением 17=15,75 кВ
и сопротивлением Х^-0 19, 2) системы С (источника бесконечной мощности с не-
изменным напряжением}, 3) синхронных конденсаторов СК1 и СК2 одинаковой
мощности по Sc к иом=30 MBA напряжением 17—10,5 кВ и сопротивлением
X'j—0 22, 4} автотрансформатора ЛТр/ мощностью SaTp ном=400 MB-А с напря-
жением обмоток 525/330 11 кВ напряжением короткого замыкания ик в С^И %,
“к вн=35й "к сн=20%: 5> автотрансформатора АТр2 мощностью 5атр вом=
—500 МВ А с напряжением обмоток 347/121/15.75 кВ. напряжением короткого
замыкания ик В.С=Ю % «к вн 20 % “к СН^2О%> 6> трансформатор Тр
мощностью SrpH(iH=80 МВ А с напряжением обмоток i 10/11 кВ, напряжением
короткого замыкания п.(---Ю 5 %, 7) двухцеипой линии JII длиной 20 км с сече-
нием провода марки АС рапным 150 мм® одноцепной линии Л2 длиной 280 км,
с Хщм- 0.322 Ом/км, 8) нагрузок HI и Н2 с одинаковыми мощностями ио
* См также Неклепаее Б Н Координация н оптимизация уровней
то«хв короткою замыкания в алектрических системах. М , Энергия, 1978.
69
36 МВ А, нагрузки ИЗ, 114 и H5 имеют мощности 60, 20. 85 МВ А соответ*
стеевно
Найти изменение результирующего тока короткого замыкания и тока от
электростанции (генераторов) во времени при трехфазном коротком замыкании
в точке к.
Решение Расчет проводим согласно алгоритму, приведенному па рис 1.25.
I. Выбранный метод расчета показывает, что при решении поставленной за-
дачи потребуекя использовать оба приема (см пункты 1а и 16) Так как син-
хронные компенсаторы имеют достаточно большую мощность, то их можно при-
нять <за источники при коротком замыкании в точке к (источник справа). Учиты-
вая что оин радиально рвязаны с местом короткого замыкали расчет проводится
по первому приему в последовательности пунктов алгоритма 1а, 2. 3 5, 7,
10 12
Г Слева от места короткого замыкания находятся два источника — электростан-
ция ЭС и система С (источник неизменного напряж-вия), связанные с местом
короткого замыкания общими сопротивлениями линии Л! и автотрансформатора
АТр2. Следовательно, расчет тока короткого замыкания от этой части системы
в данном случае проводи гея по второму приему в последовательности пунктов
алгоритма 16, 2, 4 6, 8 9, II, 13.
Общий ток в месте короткого замыкания будет равен сумме токов от обеих
частей энергосистемы — левой и правой.
2. Схема епмещения для начального режима предстэалепа на рис. 1.28 б.
При использовании типовых кривых схема обычно составляется без учета нагру-
зок Расчет проводится по приближенному приведению [см. (I 40)[. Поэтому
сопротивления элементов схемы замещения определяем в именованных единицах,
приводя их к среднему номинальному напряжению ступени короткого замыкания
113 кВ Для этого находим напряжения короткого замыкания отдельных обмоток
I автотрансформаторов
ATpl ик B=0.5(«K BC+«K.BH-U« Ю)=10%,«к с=
=0,3/ык в н+«в сн~ “к в н)—0,5(10+10 —20)=0; «к н 0.5(ик в н +
+“к С1|-«« в с)-ол(20+10-10)-10 %,
ЛГр2 ик в=0 5(11+35 —20)-13%, «к с- 05(11 + 20 — 35) — — 2 %;
«К и -0 5(35+20- 11)-22 %
Для трансформатора Тр с расщепленной обмоткой в приближен^! расчете
можно принять что Хв 0, А|_ц -2Хр — 2нв=2 10 5=21 %, т^е Хщ И
ХН2 — индуктивные сопротивления расщепленных частей обмотки низшего налря-
жения
Опредсияем сопротивления элементов схемы.'
"к в%( ,13-115»
—----——=4,31 Ом,
100 400
LOOS
,322 280
—2-115» ___
. » ——0,66 Ом-
100 400
10 115»
100 500
0 19-115®
^ЪГ-5’35Он’
10 115»
1оо^Г=2650м-
2 105-115» ,, йп„.
----------=34 8 Ом;
100 80
=0,22 П5«/30=97 Ом.
71
Сверхпврекодные ЭДС согласно табл. 1 I принимаем для энергосистемы
£с.=1, для синхронного генератора £г» = 1,13, а для синхронного компенсатора
£'„,«1.20 Точнее эти ЭДС можно было бы определить иа основании (1.39).
Находим фазные значения сверхпереходиых ЭДС в именованных единицах,
приведенные к месту короткого замыкания
Г.'ф -С-Г.р ,то,„,'Из.11б/гТ.<».з кВ,
<? OT„,//s-l.l3.1ls/^3-T5 кВ.
С.кф -£.Л, 3-1.20 115/Г7-79.5кВ.
3 н 4- Преобразовываем схему замещения к требуемому виду, представлен-
ному на рис. 1 28,о.
Ля+Х3+Х4=4,31 — 0,66+10.40+2 65=16,7 Ом;
Хц-Л'7+Х5 =5.35+2,65=8 Ом
Находим результирующее сопротивление от системы и электростанции (левой
части схемы рис 1,28, в) и результирующую ЭДС
Ax = (XIS|l *М)+Х«° +4-5 4+4=9,4 Ом;
:фД”
кВ
Определяем сопротивление правой части схемы, включающей синхронные
к( мпснсагоры-
Хи=0,5Л,+05Л11 =0.5-34,8+0,5 98 66,4 Ом
Определим ток короткого замыкания от синхронных компенсаторов первым
приемом.
5а. Находим номинальный суммарный ток синхронных компенсаторов, при
веденный к ступени короткого замыкания [см, (1.60)]
к iiom=Sc к ном х/ (нон ///)=6о/(У<3- Но)—-0 3 кА.
56. Вычисляем начальный ток короткого замыкания от синхронных компен-
саторов [см. (1 42))
ксм/е ,°П,5елел,“ м кратность начального тока короткого замыкания синхронных
10. Относительные значения тока короткого замыкания от синхронных ком-
пенсаторов и» для разтлчпых моментов времени переходного процесса находим по
типовым кривым (см рис. I 24 а} согласно вычисленной кратности тока
12- Определяем периодическую составляющую тока от синхронных компен-
саторов в месте короткого замыкания н именованных единицах согласно выраже-
нию (1 61) Например, для /—0 1 с значение тока /с —1,2 0.84=1 0] кА. для
< 0 35 с ток /с nt—1,2 0,76 -0,91 кА и т д Результаты расчета представлены
на рис 1 28, г
Определим тики коротко! > замыкания от системы неограниченной мощности
и электростанции вторым приемом. Расчеты по пунктам алгоритма 16, 2, 4 были
проведены ранее.
72
6а. Вычисляем ток объединенного генератора (электростанции), приведенный
к ступени короткого замыкания [см. (1 .60)]
Ф70-'(Из us). 2.35 «Л
6в. Находим начальный ток в месте короткого замыкания [см. (1.42)] от си-
стемы и электростанции
1 /*=£j,s/Xj=72/9 4 = 7,66 кА.
66. Распределяем ток /к в схеме (рис 1 28 в) н находим начальный ток кп
потного замыкания генераторов (по п. 4 алгоритма, приведенного на рне. 1 18).
|Для этою определяем напряжение в течке М (рис. 1 28, в)
|а затем ток генераторов
4=(£г ф— ^Лф)/-*.«-(7&-30.64)/8 =5 54 кА.
8 Определяем кратность начального тока короткого замыкания генератора:
/г =4/7г„оц=5,54/2,35 =2,36.
9. Вычисляем долю тока короткого замыкания генераторов в общем токе ко-
| ротного замыкания от системы и электростанции
/г к.=/'7 /’=5,54/7,66=0,724.
11 Относительные значения тока генераторов 7rt//r nj и тока в месте хо-
|роткого замыкания Для различных моментов времени переходного про-
цесса определяем по типовым кривым согласно /г „,=2,36 и /г к,=О,724 (см.
I рис I 24,6; 1 24 г)
Так кек значение /г „,=2,36 находится между кривыми со значениями крат-
ностей тока, равными 2 и 3 (соответственно /г 0,724 между 0 7 к 0,8), то
I величины nt и kt определяются вли интерполяцией, или приближенно Для 1 =
| =0,1 с величина пх=-!0,92, а £t=0,95, для t 0 35 с величина Hj-0.88, a 0,92
мт. д
13. Находим периодические составляющие токов в объединенном генераторе
по выражению (1.61) и в месте короткого замыкания в именованных единицах
согласно (1.64). Для /=-0,1 с ток /г4=5,68 0,92^5,20 кА и /„/=7,66 0,95=
| =7,30 кА соответственно; для /=0,35 с ток /ri=5,68 0,88=4,96 кА, а /к<=
— 7,66 0.92=7 кА и т. д. Результаты расчета тока /к| ст левой части системы
Представлены графиками на рис. 128, г.
Результирующий ток в месте рассматриваемого трехфазного короткого замы-
кания ivt? определяется суммирование» токов ветвей от системы и электростан-
ции /к| (слева) и от синхронных компенсаторов /с к/ (справа). Для 1=0,1 с зна-
чение /к<Е=/к:+/с.н: 7,30+1.01=8,31 кА; для 1=0,35 с величина /^х=7+
i +0,91=7,91 кА нт д. Результаты расчета представлены графиками на рис. 1.28г.
МЕТОД РАСЧЕТНЫХ КРИВЫХ *
Этот метод может быть использован для определения периоди-
ческой составляющей тока в месте короткого замыкания и оста-
точных напряжений в близлежащих от места короткого замыкания
узлах.
Он основан па прим пении специальных кривых, дающих зави-
симость относительного значения периодической составляющей
• Расчетные кривые 1940 г, [1.10].
73
1. Составить расчетные схемы замещения
а) прямой последовательности (при | в) нулевой последовательности
всех вид^г.к.з )| (при »<'> и *<‘ ° )
2. Определить результирующие сопротивления схемы относительно места к з
а) прямой последовательности (при I б) пулевой после Донате ль кости
всех вилах к з.)_| (при fet1» н )__
I»
3. Выбрал, метод расчета
а) расчет по общему изменению.
В схеме нет источников неогра-
ниченной мощности, все генера-
торы примерно одинаково удалены
от места к.з.
6) расчет с уточнением (по индиви-
дуальному' изменению). Имеется
источник неограниченной мощно
сти или удаление генераторов от
места к.з. резко отличается
4. Выбрать число источников (групп станций),
для которых будет определиться ток к .3.
5. Вычислить коэффициенты распределения С i
в схеме прямой последовательности для
каждого источника (групп станций)
6. Определить расчетные сопротивления
а) но общему изменению
*р-(х. б,+«)^
где
б) по индинидуальному изменению
для каждого источника (ipyiin
станций)
V Xl $иомт М
Лр — Г ’ с '
СА! лб
ЯдО’— Еб‘» АДб’ ' Iб’ +^0 '«•< -'^Лб-1' Тб 11^016-:
•Stow М ~ ^пом <+®нок 11 + +^нг>м«п» WB-Aj
т — число генераторов, объедиявемых в данный узел
7. Вычислить относительный ток прямой последовательности
а) при Лр<3 б) при Лр>3 и от системы неогра- ниченной МОЩНОСТИ
По расчетным кривым для задан него момента времени t опреде- лять значение —L "к| Хр
74
8. Определить величину периодической слагающей тока к з.
в поврежденной фазе в именованных единицах для заданного вида к.з. (п)
а) по общему изменению 6) по индивидуальному изменению
'1”L 'и к! 1 'и Kli'I 'iiomEI '
+4"к1(*11 ll+ Ь
/<*»> t J. ... I ——1 т'п к11*М'»омЕ.Л1 г + J’
здесь mi3,~ I; /п< ’> V~3-, Л З;
" -г 3 V 1- ^2Х^0х/(^2е+^0>:)2 !
/Ком ЕЛ! = ^ком ^ср иом)> ^6 -sj ] \!3 17ср.ном\
^ср-ном—напряжение ступени х-з„ кВ
Рис 1 29 Алгоритм расчета тока трехфазного и несимметричного к. з в месте
кзв произвольные моменты времени по расчетным кривым
тока короткого замыкания в произвольные моменты времени пе-
реходного процесса от расчетного сопротивления рассматриваемой
схемы Такие кривые, широко использовавшиеся много лет, по-
| строены для типовых машин мощностью до 150 МВт [1.8, с. 244—
247]. Расчетные кривые целесообразно использовать при опреде-
лении токов короткою замыкания в энергосистемах, в которых па
Iэлектростанциях преобладают генераторы небольшой мощности.
Для современных турбогенераторов мощностью 200 —300 МВт ана-
[ логичные кривые построены сотрудниками Уральского политехни-
ческого института *.
| Метод расчетных кривых не позволяет с приемлемой точностью
i определить токи, необходимые для выбора высоковольтных вы-
к тючателей, особенно при современных крупных генераторах.
Алгоритм расчета симметричного и несимметричного короткого
замыкания по методу расчетных кривых приведен на рис. 1.29.
: Дополнительные указания к алгоритму не даются, так как ис-
пользование этого метода достаточно подробно изложено в учеб-
никах [1.3, 1.8] и справочной литературе [1.1 и 1 10].
Некоторые особенности имеют расчеты токов короткого замы-
кания в системах электроснабжения промышленных предприятий
[1,1, 12, 4.3J и сельского хозяйства [1.3 и 1.8], в сетях низкого
напряжения [11 и 18], в установках постоянного тока [1.1], при
учете качаний генераторов [18 и 19J, при неполнофазных режи-
• См • Бартоло М ей П И, М ы а и н А Л Расчетные кривые токов ко-
роткого замыкании турбогенераторов, построенные с учетом насыщения — Сб:
«Вопросы оптимизации развития и эксплуатации энергосистем». Свердловск, изд.
5. ПИ, 1966.
75
мах и других сложных повреждениях в системах* и т. д Реко-
мендации по определению токов при пуске и самозапуске двига
телей изложены в [1.2 и 1 11).
При рассмотрении работы объединенных энергетических си
стсм, проектировании и анализе работы районных электрических
сегей приходится решать вопросы устойчивости параллельной ра-
ботьМ-rакций, т е вопросы статической и динамической устойчи-
вости электрической системы Вследствие ограниченного объема
настоящею пособия рассмотреть эти вопросы не представилось
возможным Эти вопросы освещены в [1 9], а также п ряде дру
гих источников * **.
§ 1.6. ВЫБОР ВЫСОКОВОЛЬТНЫХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ
АППАРАТОВ -РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ УСТРОЙСТВ
Высоковольтные электрические аппараты выбираются по усло-
виям длительного режима работы и проверяются по условиям
коротких замыканий [1 1, 1 10. табл. 1 19) При этом для всех
аппаратов производится- 1) выбор но напряжению, 2) выбор но
нагреву при длительных токах, 3) проверка на электродинамиче-
скую стойкость (согласно ПУЗ [11] нс проверяются аппараты
и проводники, защищенные плавкими предохранителями с поми-
нальным током до 60 А включительно), 4) проверка на термине
скую стойкость (согласно ПУЗ не проверяются аппараты и про-
водники, защищенные плавкими предохранителями), 5) выбор по
форме исполнения (для наружной или внутренней установки)
Подробнее о выборе высоковольтных аппаратов, изоляторов,
разрядников, шин и других проводников [11, III и 1 12], о вы-
боре низковольтных аппаратов (автоматов, контакторов, магнит
ных пускателей, рубильников и т д) — в [1 10]
Ниже приведены условия выбора отдельных аппаратов (рис.
1.30—1.35) и даны краткие пояснения к ним.
Пояснения к рис. 1.30
Все необходимые номинальные параметры для выбора высоко-
вольтных выключателей приведены в [1 10, с. 186—209, табл 5 I
52].
I. Номинальное напряжение сети, в которой устанавливается
выключатель,
Uи ном Ином, (1.65)
где t/цом — номинальное напряжение выключателя (аппарата)
‘ Чсриин А. Б, Лосев С Б Основы вычислений электрических величин
для релейной зашиты при сложных повреждениях в алектричоскнх системах М
Э«. ргпн 1971 ’
•• См Переходные процессы электрических систем в примерах и иллюстра-
1АИIX /Под рсд В А Веникова М Госэиергонялат. 1967 Методика расчета
устойчивости автоматизированных систем /Под рсд В А Веникова М Выс-
шая школа. 1966
76
Рис 1 30 Структурная схема выбора высоковольтных выключателей
Разъединители и отделители выбрать по
1. Номинально
му напряже-
нию
2 Номинально-
му длитель-
ному току
3 Электрони-
намической
стойкости
4 Тп.мичс
ск,ай стойко-
сти.
Рис 1 31 Структурная схема выбора разъединителей и отделителей
Короткозамыкатели выбрать по
I i. Номинальному на- 2. Элсктродинамиче 3. Термической стэй-
II пряжению I ской стойкости | I кости
Рис I 32 Структурная сзема выбора короткозамыкателей
2. Максимальный рабочий ток цепи, в которой устанавливается
выключатель (аппарат)
/раб мпкс’С/цом. (I 66)
где /цон—длительный номинальный ток выключателя.
Рабочий ток /ра5 мокс выбирается из наиболее неблагоприятного
эксплуатационного режима. Например, при наличии двух пара i-
лельных линий он определяется при отключении одной из ни с,
т е. /реб макс—2/раС, где /ряб—длительный рабочий ток одн<!й
линии. Для цепей трансформаторов с учетом допустимей
1,5-кратной перегрузки /раС ЫВИс—1.5/тр ном, где /тр HDN — номинал
Рис. 133 Структурная схема выбора трансформаторов
тока
Трансформаторы напряжения выбрать по
1. Номинальному
напряжению
2. Нагрузке вторичных
цепей
Рис 1 34. Структурная схема выбора трансформаторов
напряжения
Высоковольтные предохранители выбрать по
4 4 4 4
1. Номинально- му напряже- нию 2. Поминально- му току 3. Отключаю- щей способ- ности 4. Селективно-
Рис 1 35 Структурная схема выбора высоковольтных предохранителей
ный ток трансформатора Для цепей генераторов ток опре-
деляется при работе с номинальной мощностью и сниженном на-
пряжении на 5% /рас макс=1,05/г «ок, где /г нои—номинальный
ток генератора Для сборных шин, а также цепей секци-
онных и шиносоединительных выключателей с уче-
том ремонтных условий ток /риб иакс принимается как длительный
рабочий ток самого мощного генератора или чрансформатора, при-
соединенного к этим шинам.
78
• За- Начальный периодический сверхпереходный ток короткого
да !ыкания в выключателе определяется по алгоритмам, приведен-
Вьм па рис. 1 18 или 1.21:
(167)
/*</«
ГД 7»р с —предельный сквозной ток (действующее значение ПерИО-
® ди (сской составляющей), допустимый для рассматриваемого выклю-
® ча елЛ
36. Ударный ток короткого замыкания в цени, где устапавли-
ва тся выключатель, s
| с. (I 68)
I7M} 'пр с— номинальный ток электродинамической стойкости выклю-
чателя (амплитудное значение предельного полного тока, допусти-
мого для рассматриваемого аппарата).
В ' Ударный коэффициент
О 01
где 7в=Хх/(<в/?2)—постоянная времени затухания апериодического
тока
При определении эквивалентного индуктивного сопротивления
(схемы Ху можно полагать, что все активные сопротивления схемы
равны нулю, а при определении эквивалентного активного сопротив-
ления Ri— чго все индуктивные сопротивления равны нулю При
Юр монтировочных расчетах апериодическую составляющую тока ко-
роткого замыкания п ударный ток можно определять, используя
данные о примерных соотношениях X/R для характерных элемен-
тов системы, приведенных в |1 8, с 137, 138, 504|
4а. Симметричная (периодическая) составляющая тока короткого
замыкания (определяется по алгоритму рис 1.26), соответствующая
расчетному времен!! т отключения короткого замыкания,
/л,</откл НОИ, (I 69)
где 1,„ка „он—номинальный симметричный ток отключения выклю-
чателя.
46. Относительное содержание апериодического тока в амплитуд
ном значении Периодической составляющей тока короткого замыка-
ния, соответствующего расчетному времени т (см рис. 1 27),
₽<-<„/! Гл«Н/2Ге ч/с/г/„,)]<₽^и, (I ТО)
где !,,т — апериодическая составляющая тока короткого замыкания
к моменту времени т (см рис 126), 011(1М—номинальное относи-
тельное содержание апериодической составляющей тока отключения
(см рис 127)
Расчетное время т принимается равным времени до момента рас-
хождения ду1 огасительпых контактов выключателя
т “G иив+^с аык, (1 71)
79
где 13 иин — минимальное время действия релейной защиты (прин I-
мается 0,01 с); ic вын — собственное время отключения выключателя
(1 10, с. 186-209, табл. 5 1 и 52]. _
ЕСЛИ /Пт</Откл ном» Я Р< >Рвом> т- !at>*a вои=р^2 /откл honPh<mi
допускается выполнение условия
/2 /откл ном (1 ’ЬРиом)- (Ь^2)
5. Тепловой импульс тока короткого замыкания, характеризуют |й
количество теплоты, кА2 с, выделяющейся в аппарате за время > о-
роткого замыкания,
вк</нР А, (1 ^3)
где /п₽ т— предельный ток термической стойкости, который данный
аппарат может выдержать без повреждения в течение предельного
времени термической стойкости 1Г.
Тепловой импульс является результатом действия периодической
(Вк „) и апериодической (Вк в) составляющих тока:
Вв=Вк „4-Вк в. (1 74)
Метод определения теплового импульса зависит от местонахож-
дения точки короткого замыкания в рассматриваемой схеме
При удаленном коротком замыкании, когда периодическая со-
ставляющая тока короткого замыкания во времени не изменяется,
тепловой импульс
где /п — действующее значение периодической составляющей тока
короткого замыкания (можно принимать равным Г и определять
по алгоритму рис. 1.18). кА; /ОТКЛ=/Э-НВЫИ — время от начала
короткого замыкания до его отключения, с; /в— время действия
релейной защиты, с; <пык — полное время отключения выключателя
с приводом [1 10, с 186—209, табл 5.1 и 5.2].
Если lt>CKIIlTa=\— 2, то можно использовать более простое вы-
ражение
В.-Й('„тк,+7',). (1 76)
Определение теплового импульса в двух других характерных
случаях—при коротком замыкании вблизи генератора и вблизи
группы двигателей, когда периодическая составляющая тока во вре-
мени существенно меняется, имеет свои особенности* [11].
•См Электротехнический справочник/Под ред П. Г. Грудинского,
М Г. Чиликииа и др. М., Энергия, 1975, т. 2.
80
с ( 6. Проверка по включающей способности: / <^7вКЛ нем» Гуп^ГвИЛ НОМ. (1 77) ie /вил ном— номинальное действующее значение периодической >ставляющей тока включения; 1№Л „ом — номинальное амплитудное ij-цовенное) значение полного тока включения Т абл и ц а 1.5 Сводная таблица по выбору высоковольтных аппарате
Каталожные данные
словия выбора Расчетные данные выключатель BMK 1)0-200(1 20VI с приводом ВП отделитель ОД-ИОМ/630 с приводом ШПОМ короткозамы- катель КЗ-I ЮМ с приводом ШПКМ
l/p hom^I^hom /раб. нак с С /ром •уВ^'пр.С /рТ^/оТКЛ ком Vs /„+'„< <^2 X X' >ТКЛ пом X ХИ+Рнои) ^к<^пр т*т 1/с.иом ~ ' 1© кВ 'рао.макс= =420 А 'раб макс= = 120 А Г =5,9 кА 1уЯ"=15 кА /П1=5,7 кА V2 =1^2 5,7+ +2,5=10,6 кА 6,5=24,5 кА2-с Уим-110 кВ /но№2009 А /пр.с~20 кА *пр.с~*э* кА /откл .НОМ = 20 кА 1' 2 /стк» помХ XII+Phom)4" =)/2 20Х Х(1+0.241= =35,2 кА 4 А=20'-3= = 1200 кА®-с < < о © * II 1! % Я Я? Э ня» v 1V 1 § X и еХ« II = i — J= ' Ь',101Д=110 кВ »пр с=34 кА .2 , = 'пр т'Т = 13,3- 3= =530 кА2-с
В связи с тем что номинальные токи включения выключателей,
как правило, соответствуют номинальным токам отключения, про-
верка по этому условию не делается (проверка фактически
обеспечивается в п. 3).
7. При курсовом и дипломном проектировании проверка по
параметрам восстанавливающегося напряжения на контактах вы-
ключателя (скорость восстановления, частота, коэффициент пре-
вышения амплитуды) обычно не делается, так как для боль-
шинства энергосистем реальные условия восстановления напря-
жения легче тех, в которых испытан выключатель.
Пояснения к рис 131
Номинальные параметры разъединителей, отделителей и корот-
козамыкателей приведены в [1 10, с 220—245, табл. 5.5 и 56|
6 Зин 212
81
По пп. 1, 2 и 4 выбор производится аналогично выбору выклю-
чателей (соответственно ли 1, 2 и 5 рис 1 30).
По п. 3 достаточна проверка только по ударному току коротко
то замыкания (по п 36 рис 1 30)
Результаты расчета и номинальные параметры аппарата обыч-
но сводятся в таблицу, аналогичную табл 1.5
Пояснения к рис 132
По пл 1 и 3 выбор производится аналогично выбору выклк)-
•чатечей (соответственно пп 1 и 5 рис 1.30).
По п 2 проверка проводится аналогично п 36 рис 1 30
Пояснения к рис. 133
Номинальные параметры трансформаторов тока (ТТ) приве-
дены в [1.10, с. 254—278, табл 5 9—5.11]
1. Выбор по напряжению аналогичен выбору выключателей
•(см. п. 1 рис. 1.30).
2. Длительный рабочий ток цепи, в которую включается ТТ,
ллит^/1пом> (178)
где /1ном—номинальный ток первичной цепи ТТ Его величина вы-
бирается как можно ближе к значению /раб длит, так как недогрузка
первичной обмотки приводит к увеличению погрешностей.
3. Ударный ток короткого замыкания
^линЛпом* (179)
где йдин — кратность электродинамической стойкости
4. Тепловой импульс
Вк<(*/1НОМ)8/Г, (180)
где Лт — кратность термической стойкости.
5. Вторичная нагрузка
Zi<Zia, (1 81)
где Z2H—номинальная допустимая нагрузка (при заданном классе
точности). Ом
Допускается определят), вторичную нагрузку упрощенно.
I R„. (1 82)
где Z„pilC— сопротивления токовых катушек последовательно вклю-
ченных приборов, R ,рон — сопротивления соединительных проводов,
RK — переходное сопротивление контактов
Пояснения к рис 134
Номинальные п paieipj трансформаторов напряжения (TH) при-
ведены'в [f 13, с. 280—287. табл 5 13[
82
1. Номинальное напряжение сети и номинальное напряжение TH
о. щнаковы.
Uc ном—^иаг
(183)
2. Расчетная полная нагрузка вторичных цепей;
52<52ИСМ( (I 84)
г; е<32цом—номинальная вторичная мощность (при заданном классе
т( чностп), В-А
Точный расчет полной нагрузки выполняется для наиболее на-
груж.шюм фазы с учетом схемы соединения TH и Приборов*.
При приближенном расчете полная нагрузка определяется как
сумма нагрузок на все фазы TH без учета схем включения прибо-
|ОВ и их разделения по фазам.
= KffiS„I,,ccos4>.ll>„„)I+(V4,pi,tsin4i„r„c)2 . (1.85)
где Slipil6—полная мощность, потребляемая всеми катушками на-
пряжения прибора. В-А [1 10, с 320—323, табл. 6 15]; cos<p,pi,c—
^коэффициент мощности приборов [принимается для вольтметров,
^ваттметров и частотомеров равным единице, а для счетчиков —
0,38 (sinq;npiie=0,925)]
Пояснения к рис. 135
I Номинальные параметры предохранителей приведены в 11.10,
с 214-219, табл 5 4]
1. Номинальные напряжения сети и аппарата должны быть оди-
вековыми.
2. Номинальный ток плавкой вставки (/вст н„м) и номинальный
ток патрона (/петр ном) предохранителя для защиты трансформатора
со стороны высокого напряжения должны удовлетворять условию
/вст ичм—кц/чр нсм<С/латр пом, (1.86)
где k„ — коэффициент надежности для отстройки от броска тока
намагничивания при включении трансфер матора (ftn=l,5-s-2 при
Sjp ном >160 кВ-А)
Номинальные токи предохранителей в цепях к TH не выби-
раются.
3. Начальное значение периодической составляющей тока при
коротком замыкании непосредственно за предохранителем (опреде-
ляется по алгоритмам рис 1 18 или 1 21)
/" (1 87)
где /пткл— предельный симметричный ток отключения патрона пре-
дохранителя
* См Электротехнический справочник/Под ред П Г Грудннского,
М. Г. Чиликина и др М-, Энергия, 1975, т. 2, табл 34—6.
6*
Для ряда токоограничивающих предохранителей типа ПКТ и
ПК ГУ отключающая способность не ограничена
4 Селективность работы предохранителей с защитами смеж-
ных элементов сети проверяется путем сопоставления защитной
(токовременной) характеристики предохранителя с защитными
характеристиками отходящих и питающих линий Характеристика
защить., расположенной ближе к источнику литании, должна быть
выше характеристики защиты, расположенной ближе к потреби-
телю
Литература
1 1 Справочник по электроснабжению промышленных лрелпрнятий Кч 1
Проектно-расчетные сведении Кн 2 Технические сведения пб оборудозаннп/Поц
о иней ред. А А Федорова и Г В Серб и н ского — М Энср!ия 1973
12 Мукосеев 10 Л Электроснабжение промышленных предприятий
М Энер1ия. 1973
13 . Ьудзко И А, Гессен В Ю-, Левин М С Электроснабжение сел*
скохозийственных предприятий и паселетьях п-.нктов — М Колос, 1975
14 Козлов В А. Билик Н И, Ф а й би сов и ч Д Л Справочник го
проектированию систем электроснабжения городов — Л Энергия 1974
1 5 Справочник по проектированию электрических сист“м,'11сд рея С С Рг
котя на и И М Шапиро — М Энергия. 1977
16 Электрические системы Электриче кие сети/В А Веников. А А Гл
э у нов, Л А. Жуков, Л А Сотдаткина Под ред В А Веникова — М
Высшая школа, 1971
17 ГлазуиопА Л. Глазу нов А А Электрические сети и системы
М — Л Госэнергоиздат I960
18 Ульянов С А Электромагнитные переходные процессы в элсктричо
ских системах — М Энергия 1970
19 Веников В Л Переходные элсктромеханиче кие процессы в электри
ческих системах — М Высшая шкота 1978
I 10 Электрическая часть электростанций и подстанций Справочные мате
риалы для курсового и дипломного проектирован и я/М П Крючков Н Н Кун
ш ин с кий, Б Н Пекле па ев. Под ред Ь Н Нектспасва— М Энергия,
|97«
I 11 Электрическая часть электростапний/С В Усов В В Каптан,
Е Н К изеветтер и др , Под ред С В Усова —М Энергия, 1977
I 12 Электрическая часть стаицнй и подстащий/А А Васильев,
И П Крючков, Е Ф На я юкова и др. Под ред А А Васильева —
М Энергия, 1980
1 13 Руководящие указания по релейной запиле Вып 11 Расчеты токов кор от
кого замыкания для релейной защиты и системной автоматики в сетях 110- -
750 кВ — М Энергии, 1979
Глава 1
ТЕХНИКО ЭКОНОМИЧЕСКИЕ РАСЧЕТЫ
§ 2.1. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СРАВНЕНИЕ
ВАРИАНТОВ ПРИ СТРОИТЕЛЬСТВЕ В ОДИН ГОД
И НЕИЗМЕННЫХ ГОДОВЫХ ИЗДЕРЖКАХ
Современные энергетические системы состоит из множества
элементов, влияющих друг на друга Однако проектирование всей
системы от шин электростанций до потребителей с учетом всех
[особенностей элементов и одновременным решением множества
вопросов (выбора ступеней напряжений, схем станций и подстан-
ций, релейной защиты и автоматики, регулирования режимов
работы системы, перенапряжений и т д.) нереально. Поэтому
глобальную задачу необходимо разбить на ряд локальных, кото-
рые сводятся к проектированию отдельных элементов системы:
станций и подстанций, отдельных частей электрических сетей в
зависимости от их назначения (районных, промышленных, город-
ских и сельских), релейной зашиты и системной автоматики нт д
Не следует забывать, что это проектирование отдельных частей
[ должно проводиться с учетом основных условий совместной рабо-
ты элементов, влияющих на данную проектируемую часть системы.
I Намеченные проектантом варианты элементов должны удовле-
| творять требованиям надежности, экономичности, удобства экс-
плуатации, качества энергии и возможности дальнейшего разви-
тия Таких вариантов в каждом конкретном случае можно наме-
тить много.
Какому же из них отдать предпочтение? Обычно просктиров-
| щики, используя опыт и инженерную интуицию, намечают 2—5
| конкурентоспособных, технически целесообразных вариантов, удо-
[ влетворяющих указанным требованиям (см. (2 1]).
Общеизвестным показателем экономической эффективности явля
| ются сцммарны* приведенные затраты 3% Варианту, у которого
| приведенные затраты меньше, следует отдать предпочтение
| Определим приведенные затраты 3 при строительстве в один
Этап и дальнейшей эксплуатации с неизменными годовыми издерж-
ками И
При строительстве в один этап средства на строительство от-
1 пускаются однократно При этом предполагается, что дальнейшая
эксплуатация происходит с неизменными годовыми издержками И,
т е передаваемая мощность, а следовательно, потери энергии
ДЭ, затраты на ремонт и обслуживание и другие затраты не ме-
85
вяются из года в год в течение рассматриваемого срока эксплуа-
тации.
С учетом этих условий приведенные затраты, руб/год, будут
состоять из трех частей- I) отчислений от капитальных затрат К
на сеть и подстанции; 2) стоимости потерянной энергии Сдэ;
3) ущерба У, т е. математического ожидания годового вероятност-
ного народнохозяйственного ущерба от перерывов в электроснаб-
жении, ухудшения качества энергии и других причин.
Рассмотрим эти составляющие отдельно для каждого элемента
электрических сетей (линий и подстанций).
ОТЧИСЛЕНИЯ ОТ КАПИТАЛЬНЫХ ЗАТРАТ
(Е„+рх)К, руб/год.
(2.1)
где Еп— нормативный коэффициент эффективности, отн. ед год, за-
висящий от состояния народного хозяйства на данном этапе разви-
Рис 21 Относительный при
рост расчетной нагрузки при
ежегодном росте а, %
тия; принимается в настоящее вре-
мя равным 0,15 (до настоящего вре-
мени для энергетики его величина
принимается равной 0,12). Эти от-
числения используются для осущест-
вления технического прогресса на-
родного хозяйства в целом, рг — от-
числения на амортизацию ря, ремонт
рр и обслуживание р0, отн ед/год
(см гл 6).
Ра =P.+Pt+Pu (2 2)
Капитальные вложения на соору-
жение линий Кл и подстанций Кп по
укрупненным показателям
приведены в гл 6 Подробные сметы
студентам, как правило, составлять
не рекомендуется Сметы составля-
= где /, — ТОК П TUKI1U
гьй год эксплуатации (см
пример
ются специалистами сметчиками
только для окончательно выбранно-
го варианта в проектных организа-
циях, так как требуют громоздких
вычислений и специальных знаний Однако студентам, делающим
курсовой или дипломный проект по реконструкции, рекомендуется
учитывать возвратные суммы, получаемые за демонтированное обо-
рудование.
СТОИМОСТЬ ПОТЕРЬ ЭНЕРГИИ
Дл я линий
Сдэл—3/г/?тгз 10~3, руб/год, (2 3)
где / — максимальный ток в линии, А Если потери энергии
необходимо определить с учетом ежегодного роста нагрузки, то
расчетное значение тока находится согласно рве. 2 I, R — актив
86
юс сопротивление линий, Ом, т — время "Максимальных потерь,
i/год. Эта величина определяется по заданному числу часов ис-
юльзования максимума Тъ,а11С (см рис. 6 1), сз — стоимость
I кВт ч потерь энергии ио замыкающим затратам, руб/(кВт-ч).
к* личина с.э зависит отт (см рис 6 2)
Согласно основным методическим положениям технике эконо-
тчевких расчетов в энергетике стоимость потерь энергии по за
1. Потери ак-
тивной мощ-
ности в ли-
ниях
ЬР.,-31*К~
*+03.п
и* R~
’(У* К
2. Потери реак
ТИВНОЙ мощ-
Дфл=37»Х-
и*
3. Потерн мощно
сти в воздушных
линиях на ко-
рону Д/>110р[!.5
2 11
4 Мощность,
генерируемая
линиями (за-
рядная).
Qc-=Vabol
(см гл. 3, §3.1)
Й
6* Потерн энергии
7. Потери энергии на корону
•8760
5. Потерн и мной мощности
Д$.,=ДРд-| АР„Ор4-> Дрл - fQc
22 Структурная схема для определения потерь мощности, энергии и стои-
мости потерь энергии н воздушных и кабельных линиях
В. Стоимость потерь энергии, руо/гоц,
ЛЭС Л=(ДЭЛ+ ДЭкор) сэ • 10-»
мыкающим затратам принята равной средней в энергосистеме
себестоимости электроэнергии, отпущенной с шин новых конден-
сационных электростанций (см. [2.1]).
На рис. 2 2 дана структурная схема для расчета потерь мощ-
ности, энергии и стоимости потерь энергии в воздушных и кабель-
ных линиях.
При приближенном учете потерь энергии в звеньях более вы-
соких напряжений вводится повышающий коэффициент (см табл.
С 33)
Ести известны напряжение U, кВ, активная мощность Р, кВт,
реактивная Q, квар, в линии, то потери мощности, кВт,
АРл=(Р+Ог) R/U*
В структурной схеме (рис 22 в п 3) учтены также потери на
корону, которыми для линий напряжением ниже 220 кВ можно
пренебречь. При расчетах кабельных линий напряжением выше
ПО кВ вместо потерь на корону учитываются потери мощности»
обусловленные процессами в изоляции [1 7J Мощность, генери-
руемая линиями, учитывается для воздушных линий при напря-
жениях 110 кВ и выше и для кабельных — при 20 кВ и выше.
Данные структурной схемы (рис. 22), обусловленные потерями
полной мощности, используются при расчете режимов.
Для трансформаторов
Стоимость потерь энергии группы одинаковых параллельно
включенных трансформаторов, руб/год,
Смтр =пЛР,.хСЭх .Т + -1 ДР, ы, (2-4)
где п — число трансформаторов в группе, APS.X и ДРК—номи-
нальные (табличные) потери холостого хода и короткого замыка-
ния, кВт, соответственно. Значения этих величин даны в гл. 6
для заданного типа трансформатора, его номинальной мощности
5110М и напряжения обмоток, сэх.х и Сэк — стоимость 1 кВт-ч по-
терь энергии холостого хода и короткого замыкания соответствен-
но (см рис 6 2); Т— время работы трансформаторов, ч/год. При
работе трансформатора круглый год 7'=87б0 ч; Sn — фактическая
мощность, протекающая по всем трансформаторам группы, МВ-А
’ На рис. 23 дана структурная схема для расчета потерь мощ-
ности, энергии и стоимости потерь энергии для двух- и трехобмо-
точных трансформаторов, а также автотрансформаторов Струк-
турная схема составлена для следующих условий
1) мощность обмоток трехобмоточных трансформаторов равна
100/100/100%,
2) потери ДРК приведены в таблицах для каждой пары обмо-
ток автотрансформаторов ВС, СН и В-Н (высшей — средней
средней — низшей и высшей — низшей);
3) сопротивление приведено к стороне (например, к выс-
шей), напряжение которой введено в выражение,
4) при группе п трансформаторов величина S (Su, Sc, Sh)
в пп 16, 26 и 36 равна суммарной фактической мощности всей
группы, т с S—5„
При определении потерь мощности одного трансформатора, ра-
ботающего в группе, величина S, Sb, Sc. Sh фактическая мощ-
ность этого трансформатора,
5) для отдельно работающего трансформатора в п 4 величи-
на и=1
Индекс «тб» в алгоритме означает, что данную величину мож-
но найти в таблицах (см. гл 6)
УЩЕРБ
Народнохозяйственный ущерб от перерывов электроснабжения
и понижения качества энергии включает в себя составляющие:
8S
1 Потери мощно стн в двухобмо- точных транс- форматорах 2. Потери мощно- сти в трехобмо- точных транс- форматорах 3. Потери мощно сти в автотранс- форматорах
а)ДРст= ДРхк тб— А) б) АРМ- а) ДЯет- =АР*« тб= =^йтр 0) ЛР„- X(S?,+ Н«с+ +5!н)- .кр'^ 2SH0M >(sb+ Ч S»+S> ) а) ДРСТ= АРХК Тб“ ”^*вгр Ж।г- -J Ji f 1— о- ? + F ТЛВ * ' el- 'g'i + Ti x т + + "s i - + X X 1 X
и» ’ Х/?тр - ^АРВ тбХ / S 2 XU..I
4. Потери мощности группы одинаковых парад
дельно включенных трансформаторов) трансформаторов (авто-
а) АРcT«‘~n АР'с) 0) ЛР,
5 Потери энергии группы трансформаторов
ДЭГ j,—ЬРСтпТ 4-Д Рмпт
6. Стоимость потерь энергии в трансформато-
рах
сДЗтр = ЛЭтрСэ ,0~’’ Руб/год
Рис 2 3. Структурная схема для определения потерь мощности, ЭЕ1Сргии и стои-
мости потерь энергии в трансформаторах (двух и трсхобыоточных) и автотранс
форматорах
1 Ущерб от перерыва электроснабжения, пропорциональный
Недоотпущенной энергии В свою очередь сюда входят ущерб от
нсдоотпуска продукции, оплата за простой, непроизводительные
расходы материалов
89
где уо — удельный ущерб от недоотпуска электроэнергии,
руб/(кВт-ч). Иногда этот ущерб для отдельных потребителей
составляет десятки рублей за недоотпущецный 1 кВт-ч. Как реко-
мендуется в [2.2], эта величина для курсового и дипломною
проектирования может быть в среднем принята равной у0=0,6-
-5-0,85 руб/(кВт-ч) или согласно табл. 6.36; ЭцД— энергия, недо-
отпущенпая в год из-за отключений потребителей *:
ЭИД=7ХЯОД/8760. (2.5)
Здесь Эгод — энергия, полученная потребителем за год (8760 ч),
кВт-ч/год, 7s— время простоя (средняя суммарная продолжитель-
ность перерывов электроснабжения в год, вызванная ремонтом и дру-
гими причинами) Величина 7s при известных удельной повреждае-
мости ыао (авария), плановых отключениях и продолжительности
аварийных /ав и плановых /П1 отк лючений (см табл. 6 37) опреде-
ляется как сумма продолжительностей ожидаемых отключений Не-
обходимые выражения для различных схем с учетом плановых
и аварийных отключений и одновременного повреждения резервных
цепей даны в [2 3].
2. Ущерб, независящий от продолжительности перерыва и
количества педоотнущенной электроэнергии, —у^, руб/кВт Сюда
входит непосредственный ущерб от нарушения технологического
процесса, брака продукции, порчи сырья, материалов оборудова-
ния, а также затраты па восстановление и наладку технологиче-
ского процесса (см табл 6 36)
3 Ущерб от понижения качества энергии — отклоне-
ния напряжения и частоты, нарушения симметрии напряжения.
Для упрощения курсового и дипломного проектирования со-
ставляющие ли 2 и 3 при отсутствии специального задания могут
не учитываться.
Таким образом, приведенные затраты, руб/год,
3=Z |(EH+Ps) К+сдэ+У]. (2 6)
Суммирование производится но элементам системы (линиям,
трансформаторам и т. д) Вариант считается оптимальным, если
приведенные затраты минимальны. Если какая-либо составляю-
щая этих затрат входит во все сравниваемые варианты (величина
постоянная), она может не учитываться, так как на выбор вари-
анта не влияет.
Нередко в литературе выражение (2.6) приводится в виде
З^ЕНК+И, (2 7)
где годовые издержки, руб год,
Иг=1(ргК+сдэ+У) (2 8)
* Подробно эти вопросы рассматрипвются в § 4 3.
90
I Сравнение вариантов может производиться также по удельной
расчетной стоимости передачи энер!ии* ••, руб/(кВт-ч).
см=3/Э=3/(Рмакс7'ма1(С), (2 9)
где /’мдкс — максимальная активная мощность, передаваемая по-
требителю, кВт Величина ТМакс зависит от потребителя п может
быть определена но табл 6 30
Важным показателем является также себестоимость передачи
энергии руб/(кВт ч),
Сс=И/Э=И/(РкйксТ„.мс)
Ниже приводится пример определения приведенных затрат при
сравнении линий разных сечений.
Пример 2.1. По линии, }станов.тенной на металлических одноцепных опорах,
длиной 50 км напряжением НС кВ передастся мощность S=20 МВ А Число
часов использования максимума Гкикс=5000 ч/год Линия проложена во 11 райо-
не по гололеду (Рига)
Найти приведенные затраты при проводах АС-120 и АС 150 и выбрать
цаивы годнейший вариант
Решение Так как >шсрб для обеих вариантов можно считать одинаковым,
согласно (2 6) и (23) приведенные затраты. рхб/год,
10-’.
i 1 Определяем значение т по заданному 7кеис Согласно рис 61 значение
»=3000 ч/год
2 Так как сечение мало зависит от ремонта и обслуживания отчислениями
на ремонт и обслуживание пренебрегаем Тогда согласно табл 6 32 отчисления на
амортизацию рв=0.03
3 Стоимость I км линий II района по гололеду установленных на металли-
ческих одноцепных опорах, для сечений АС 120 составляет 12 тыс руб/км и
АС 150—123 тыс руб/км
4 По рис. 62 находим стоимость с = 1,7 коп/(кВт ч) Коэффициент Ьы мож-
но принять равным единице.
I 5. По табл. 6.77 определяем удельное активное сопротивление линии Ас., 20=-
«=0,27 Ом/км, AC-iSO^0-2* Ом/км
I 6. Находим ток в линии
/=s/(Hw)=20 Ю’/(/з-110) = 105 А.
I 7. Рассчитываем приведенные затраты
Для варианта I
3ас-12о“<°’,5+0’03) 12000-50+3 105*0,27 50х
ХЗООО-1,7-10-* 10-’-108 OOO-f-23 ООО131000 руб/год.
Для варианта II
3АС |5сИ°-15+° С3) 12 300 Б0+3 10Б* °.21 50 3000 X
Х1,7 10-2 10-* = III 000+17700-= 128700 руб/год.
Как видно из расчетов, меньшие приведенные затраты соответствуют прово-
дам большего сечения (АС 150), поэтому выбираем И вариант
* Желательно, чтобы эта величина не превышала 06—0,8 коп/(кВт ч) в за-
висимоети от района страны
•• Эга величина может быть равной 0,2 кои/(кВт ч) и меньше.
91
§ 1.1. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СРАВНЕНИЕ ВАРИАНТОВ
ПРИ СТРОИТЕЛЬСТВЕ В ТЕЧЕК4Е РЯДА ЛЕТ
И ИЗМЕНЯЮЩИХСЯ ГОДОВЫХ ИЗДЕРЖКАХ
Если строительство длится ряд лет, то государство не должно
в начале строительства (в 1-й год) выделять все средства Сред-
ства выделяются поэтапно в 1й год — те средства, которые
необходимы для первого этапа, во 2 й год — для второго этапа
и т д В течение всех лет строительства средства, предусмотрен-
ные на последующие годы, используются на других объектах и
приносят ежегодный доход народному хозяйству С учетом этого
дохода государство отпускает на данное строительство меньше
средств, чем если бы оно отпустило их в I -й год на все строитель
ство в целом Таким образом, учитывается фактор времени Этот
фактор характеризуется коэффициентом приведения разновремен-
ных затрат Е„п, который в настоящее время принимается равным
10% в год (0,1).
То же относится и к другим составляющим приведенных за-
трат— издержкам и ущербу Суммарные затраты, приведенные
к 1-му году (1),
. рю)
^4 (»I £..п)
Эю выражение может быть представлено также в виде
3£'1 V [ —£ч*!— (--^1!:!^-1+-------Г-Ь--. (2.11)
(1+Еш,)*1 (1+Е||п)г
В формулах (2 10) и (2 11) Т —последний рассматриваемый год
эксплуатаций после которого годовые издержки сохраняются по-
стоянными, К,— капитальные вчожеиия в /й год, руб, Af,—из
держки в /-и год, руб , — приращение годовых из-
держек в рассматриваемом году по сравнению с предыдущим Для
первого года 6Я1=И,—И^Й,, поскольку до первого года издержек
нет, т е
Отчисления от капиталовложений и издержки, приведенные к
первому году, тем меньше, нем больше номер года I В выражении
(2 10) это учитывается возрастанием показателя t или (t—1)
знаменателя и соответствующим уменьшением дроби
Выражение (2 7) является частным случаем (2.10) при строи-
тельстве в один год и неизменных издержках, как было принято
в § 2 1 Строительству в один год соответствует Кг=Кг— =
=Кт=0. Постоянству годовых издержек соответствует бИа=
=&Йз= . =6Ит=0 (приращения нет) Как было указано,
6/7,После подстановки этих значений выражение (2 10)
превращается в (2.7) или (26)
52
Для сравнения вариантов безразлично, к какому году приво-
дятся расчетные затраты- можно приводить их к любому году.
। не только к первому.
Пример 2.2. Сравнить варианты I и 1[ ио экономическим показателям и
ыбрать лучший
Рассматриваемый срок 7=10 лет, из которых строительство сети продолжа-
тся{3 года Эксплуатация на пишется со 2 го года рассматриваемого периода Г
Отчисления на амортизацию, ремонт и обслуживание составляют 7 % от суммар-
ных капиталовложений за предыдущие тоды Капитальные вложения готовые по
терн энергии и головой ущерб нс годам рассматриваемого периода заданы и при
всдсны в табл 2.1 *
Таблица 2.1
Данные к примеру 2.2
1ЫС руб/год 1 2 3 4 5 6 7 8 V 10
К апита л овложени я 300 400 300
К/ 300 300 300
Стоимость потерь 20 40 60 65 68 72 76 80 85
Энергии едэ 50 75 100 ПО 115 120 125 (30 135
Ущерб (матсматиче ское ожидание) У/ - 4 5" 5 6 5 6 6 6 _6 7 6 7 7 8 7 8 _7_ 9
Отчисления на амор 21 49 70 70 70 70 70 70 70
»эацию ремонт и об- служивание pvK/ 21 55 ‘56 50 56 56 56 56 55
Суммарные годовые 45 94 135 141 144 148 153 157 162
издержки И % 76 116 162 172 178 (83 189 194 200
Прирашеине годе- 45 49 41 6 3 4 5 4 5
ьых издержек 76 40 "46 6 6' 5 С 5 6
Примечание В числителе приведены данные для I варианта, в знаменате-
ле— для И варианта.
Решение
! I Отчисления на амортизацию, ремонт и обслуживание суммарные годовые
Wi жкн и их приращения подсчитываются и заносятся в табл 2.1
2 Вычисляются приведенные затраты по (2 10)
Для варианта 1
п 0.15’004-0 0 15-400+45 0,15 3004-49 0,15 04-41
3* 71+0.1)'-’ + (1’+0,1)»-‘ + (1 I 0,lf-« + (14-0.1)*-* +
0 15 04-6 о 15 о+з 0 15 0+4 0JS0+5_
+ (1+о 1)®-* + (1+оТ)®-*+ (i+o.i)*-*+ (1+0.1)->+
о (5 0+4 0 (5 0+5 45 КД 94 41 _6_ _3_
+ (J + o if*-* + (1+© 1)“-’" l+l’7l’l.21 + l 33+l,46+l,6l+
+П?+1.^Л+2,зЕ7’2СЗ-7'гыс руб/,ол-
93
Для варианта II
0,15 300+0 0,15 309+7С 0,15 300+40 46 6 С
I + 1,1 + 1,21 +1,33+1,46+1,61 +
!Й+^ 278Л “ руб/год-
Как видно из расчетов, меньшие приведенные затраты получа-
потея для 1 варианта, который и выбираем как оптимальный
Те же результаты могут быть получены без использования
приращения ЬИ но выражению (2.11).
Итоговые данные сравнений для различных вариантов (при
строительстве в один год или в течение ряда лет) приведены в
табл 6 34 и 6.35.
§ 2.3. ВЫБОР ОПТИМАЛЬНЫХ СЕЧЕНИИ ПРОВОДОВ
И КАБЕЛЕЙ
Экономический выбор сечения проводов и кабелей проводится
по таблиде экономической плотности тока /эк (см. табл. 6.31).
.Эта таблица была предложена в 40-х годах и в то время являлась
большим шагом вперед, так как в ней учитывались нс только
капитальные затраты, но и потери электроэнергии. До введения
этой таблицы основное внимание уделялось капитальным затра-
там, и учет потерь энергии в ряде случаев не производился или
производился из «общих инженерных соображений», причем эти
соображения были в достаточной мере неопределенными и зави-
сели от проектировщика Вводились коэффициенты дефицитности
на цветной металл, повышающие установленную стоимость до пя-
тикратной.
Между тем и в то время топливо являлось не менее важным
•фактором, чем металл, и недоучет потерь энергии давал большой
перерасход государственных средств Поэтому введение таблицы
экономической плотности тока явилось большим достижением в
.дело упорядочения соотношений между капиталовложениями я
электрические сети и потерями электрической энергии.
ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
При расчете по экономической плотности тока сечение прово-
дов выбирается по выражению
F=mw,
тл» I — расчетный ток линии, A. /w — рекомендуемая экономиче-
ская плотность, Д/мм2 (см. табл 6 31)
Однако выбор проводов и кабелей по таблице экономической
плотности тока не отвечает условию минимума приведенных за-
трат так как экономическая плотность тока была определена с
рядом допущений.
I Сечения, которые в действительности изменяются дискретно,
I по формуле f=//;як получаются непрерывными Напротив, эконо-
|шическая плотность тока /31( дана для сравнительно больших диа-
|лазонов числа часов использования максимума, т. е дискретной,
тогда как в действительности является непрерывной функцией.
Коэффициенты отчислений от капитальных вложений принимались
одинаковыми для различных случаев Между тем эти коэффициен-
ты не однозначны для различных исполнений сетей. Стоимость
I потерь электроэнергии изменяется со времени составления указаи-
I ной таблицы, кроме того, она различна для разных районов стра-
। ны, коэффициенты и стоимость сетей также претерпевают Чиме
Iнения
I В настоящее время выбор вариантов рекомендуется произво-
ди 1Ь по приведенным затратам [см (2 6) и (2 10)] Выбирается
вариант, для которого приведенные затраты минимальны
I Для выбора сечений в простейшем случае строительства линий
в I год приведенные затраты, руб/км-год, согласно (2.1), (22),
(2 3) и (2.6),
Зл-(£и+Ря)Кл <-3/*акс/?0тс9 • 10-*, (2.12)
I где ра — коэффициенты отчислений иа амортизацию, отн ед, так
как сечение мало зависит от ремонта и обслуживания, /?© — удель-
ное активное сопротивление, Ом-мм2/м.
I Если считать, что величина Кл линейно зависит от сечения
проводов F, и учесть, что сопротивление Ro обратно пропорцио
I вально сечению, то минимум затрат по (2.12) приведет к выбору
сечения F по экономической плотности тока При этом рекомен-
дуемая экономическая плотность тока ;0К может быть принята в
соответствии с фактическими значениями Еи, ря, тис, и будет
отличаться от значений, приведенных в табл. 6.31. Значения /вк
были определены в Рижском политехническом институте с учетом
| всех изменений *.
I Однако даже такая измененная экономическая плотность тока
I предполагает линейную зависимость R„=f(F). В действительно-
I стп же эта зависимость нелинейна, поэтому полученные таким
I способом сечения не будут оптимальными.
I В 1945 г. была предложена методика** определения экономи-
ческих сечений, учитывающая все указанные факторы, в том чис-
ле стандартность сечений и нелинейность зависимости Kn=f(F).
Позднее этот метод был обобщен В А.Вениковым и Ю. 11 Ас-
таховым *** и назван методом экономических интервалов
* См Блок В М , Д а л и л ов С А. ~Д а н и л о в а Л В Выбор опти-
мальных сечений иа экономических соображений по кривым экономическим иитср-
I валов и с использованием уточненных значений экономической плотности тока —
Электроэнергетика Рига, 1975 вы и 9
••См Блок В М Выбор оптлмпльных сечений проводов и кабелей по кри-
вым экономических интервалов — Электричество, 1975 № I с 78—80.
I •** См Веников В А АстаховЮ Н Экономические интервалы для
! выбора оптимальных вариантов энергетических объектов и их применение при
I Технике экономических расчетах электропередач — Иза АН СССР Энергетика и
автоматика, 1962, № 3, с. 13—19
95-
Приведенные затраты 3=f(I) no (2 12) для стандартных сече-
ний представляют собой серию пересекающихся парабо-
лических кривых. Точки пересечения их дают значение
тока, при котором экономически целесообразен- переход от одного
сечения к другому (экономические интервалы) На рис. 2.4 жир-
ная ломаная кривая является кривой минимальных приведенных
затрат, т. е. соответствует наивыгоднейшим сечениям Из кривых
Рис 2 4 Зависимость приведенных затрат 3 от тока в линии I для раз-
личных сечений
видно, что отдельные сечения являются наивыгоднейшими для
определенных диапазонов токов
Как показали расчеты, применение крупных сечений кабелей
вместо спаренных, но более мелких, всегда экономичнее. Это це-
лесообразно также и с точки зрения термической устойчивости
при коротком замыкании в кабеле вблизи источника питания
Применение спаренных сечений может быть рекомендовано только
при больших нагрузках, когда одинарные сечения недостаточны
из условий надежности.
Значение экономического тока /0К в месте пересечения кривых
может быть определено из уравнения
Зл1=Зла, (2.13)
где 3Л| и 3Л2 — приведенные затраты для сравниваемых сечений,
зависящие от тока. Значения 3Л| и Зл2 могут быть определены
по (2.12):
Зм=(Ек+ра)Кл+ЗГ^1тсэ • IO-s, 1 2 14
Зл2-(Ев+Ра)^8ЧЗ/8/?8то ю-3 J
Подставив полученные значения в (2 13), найдем экономический
4к=1/"- |/ (Лд|~Кл,? —, (2 15)
где и К „г — стоимости линий для соответствующих сечений,
руб км; и R2—сопротивления линий для тех же сечений, Ом/км.
Зависимость приведенных затрат от максимального тока / для
различных сечений представлена на рис. 2.4.
Как видно из (2 15), экономический ток пропорционален вели-
чине (£и+ра)/(тСэ). Обозначив
(^В+Ра)/(тСэ)=О, (2 16)
получим
Если значение выражения под вторым корнем в (2 15) или в
(2 17) окажется отрицательным, то это означает, что кривые Зл1=
=/1(Л и Зл3=/8(/) не пересекаются, т. е. одно сечение Bceiaa явля-
ется более выгодным, чем другое, при всех значениях максималь-
ного тока нагрузки.
По рассматриваемой методике построены номограммы эко-
номических интервалов /=/(|Ло) (см. гл. 7), дающие точ-
ный выбор экономического сечения для линий разных напряжений
и исполнений сетей (см. рис. 7.2—7 47) Как видно из рис. 7.5 для
воздушных линий 220 кВ, сечение АС-300 для данного исполнения
экономически не выгодно и его применять не следует, для кабелей
20 кВ, проложенных в траншее, экономически невыгодным сказа
лось сечение АОАБ-95 (рис. 7.32). Аналогично оказались невыгод
пымии другие сечения для различных исполнений сетей и напря-
жений. Как видно из номограмм, Одни сечения имеют большую
зону использования, другие—меньшую. Так, на рис 7.39 сечение
АСБ-35 имеет совсем маленькую зону, а зоны сечений АСБ-95 и
АСБ-185 очень велики.
При выборе сечения провода по номелраммам экономических
интервалов необходимо определить максимальный ток линии I и зна -
чение ]/~о. Зона, в которую попадет точка с координатами с, /,
указывает знанение экономического сечения (см. пример 7 1)
При учете изменения нагрузок по годам берется усредненное зна-
чение расчетного тока
, Л V + д
(2 IS)
где Е„ коэффициент Приведения разновременных затрат (прини-
мается равным 0,1) /,—максимальный ток в Т-м году, /г—макси-
мальиьпРгок в Т-м году (последний расчетный год эксплуатации
Зак 212
97
Относительный прирост расчетной нагрузки Р при ежегодном
приросте а, %, дан на рис 2 1 Аналогично но тем же кривым
экономических интервалов с координатами о и /ра„ выбирается
экономическое сечение (см пример 7.2) при учете роста нагрузки.
При нескольких нагрузках, питаемых линией, (см рис 7 1), в ка-
честве расчетного принимается такой ток /расч. который вызвал бы
те же потери в линии, что и действительные токн на1рузок.
/расч^- —/^1+/2^г+/з44~ ••• = S /тбо»
где т— номер участка, п — число участков,
откуда (см. пример 7.3)
Iрасч— S 7, J„,/£ •
(2.19)
Далее задача решается аналогично.
Данный метод по сравнению с методом определения сечения
по экономической плотности тока учитывает фактические
значения величин Ен, ра, т и сэ,ступенчатость сечения и
стоимость линий, допустимый нагрев проводов в нормаль-
ном режиме, что отражено горизонтальной частью номограмм эко-
номических интервалов (см рис. 7 30 и др ), а также ограничения,
связанные с короной, вследствие чего недопустимые сечения на
графиках отсутствуют Таким образом, при определении сечений
по номограммам о) выбор по условиям нагрева и по короне
не требуется Кроме того, как указывалось, этот метод позволяет
учесть как множественность нагрузок, так и динамику
их роста.
Проведенный анализ показал, что существующая экономиче-
ская плотность тока занижает оптимальное сечение примерно
в 1,5—2 раза, что приводит к увеличению потерь электрической
энергии и соответственно к возрастанию расхода топлива Как по-
казали расчеты, при выборе сечений по экономическим интерва-
лам расчетные затраты получаются значительно меньше, чем при
выборе по существующей таблице экономической плотности тока
Так, для сетей 110 кВ Латвийской энергосистемы экономия в рас
четных затратах составляет 400 тыс. руб/год, а для сетей 330 кВ
Северо-Запада — более 2,1 млн. руб/год.
ПРОВЕРКА ПО ДОПУСТИМОЙ ПОТЕРЕ НАПРЯЖЕНИЯ ПРИ ВЫБОРЕ
СЕЧЕНИЯ ПО НОМОГРАММАМ ЭКОНОМИЧЕСКИХ ИНТЕРВАЛОВ
Такая проверка производится, если фактическая длина ли-
нии L больше ее предельной длины ЛПред- Что же такое предельная
длина и как она находится? Для желающих заниматься исследо-
ваниями в области экономических интервалов будет полезным
вывод, приведенный ниже.
Как известно, потеря напряжения определяется по выражению
Al/=E(Pm/?z„+<2ffiXw)/t/, (2 20)
где Рт и Qm—активная и реактивная мощности на участках линий (или нагру-
зочные), Rm и Хт— активное и индуктивное сопротивления этих же участков
(или от нагрузки до питающего пункта),_17 — напряжение сети.
Подставив в (2.20) значения Р-=У3£//cos<p, Q=Ptg<p, 7?^t/(yFj) и Х=
•=XVL, получим
At/-=P<3/L cosq> [J/(Yfi)+tg<pX0], (2 21)
где / — ток, протекающий по линии. A, L — длина линии, м; у— проводимость
металла. м/(Ом мм2), Г, — сечение провода, мм2, Хо — удельное индуктивное со-
противление, Ом/м
Потребитель получает качественную энергию, если потеря напряжения не
превосходит допустимую. При студенческом проектировании можно принимить до-
пустимую потерю напряжения в 5—7 % при отсутствии специальных средств регу-
лирования в нормальном режиме и 12—14% в послеаварвйном.
AU < (2.22#
Подставив (2.21) в (2.22), получимс
ли=у 3/L cos ф [— Hg фХ0) < Д1/доп, ччдоп 1 (2.23)
откуда У 31L cos ф (2.24)
Заменяя уСл^доп— И з/L $1пфХэ) = и Яа=1/(Т^в) в формуле (2 17), получим:
1 (Ал2 — Кл1)^2
через а, получим:
7Эк=аР1рЛ су 10s/3,
откуда экономическое сечение
^1ак = /ак/с1/ГОу 10s/3.
Обозначив
аУ су IO73 =/9К пр, (2 26)
получим.
Р1зк=1як/1зк пр- (2 27)
Переход с сечения Ft иа Fs экономически целесообразен при достижении
током значения /SK, т. е при
К^к. (2.28)
7*
В этом случае потеря напряжения будет меньше, чем при токе /эк.
Если Ладоп<Гхзк, сечения выбираются по экономическим соображениям.
’ 99
Заменим FMon и FIsli их значениями из (2 24) и (2.27), тогда
3/7. cos <р i
л(л1д,.„-Г'з«5«1.|Х.) ™
Условие (2 29) удовлетворяется при длине линии меньше предельной.
Найдем значение предельной длины. Перепишем (229) в ваде
(2.29)
377-пред cosy — /
V (*' «.«. - / 3/L„p„ sin <рХ0) »»'
тосдл
——пред
V з (/эк. пр COS ф+у/ sin <рХс)
Введем обозначения;
aj=1^ 3/sin<pX0;
V 8i3K. пр cos q> i /~ °-103
°* =-------BS----=вСО8ф|/ -у-.
(2.30)
(2.31)
Найдем окончательно
^-лрел=Д^лоп/(я1_1_я2)- (2 32)
Дли кабельных линий, где индуктивным сопротивлением можно пренебречь
(см. табл. 6.27),
(2 33)
у о2 a cos <р у о
По выражениям (2,32) и (2.33) построим зависимости /•пред*’?(ДУдОП) Алл
кабельных и воздушных линий разных исполнений при следующих значениях ве-
личин т=2000 ч/год, с9««2,1 коп/(кВт ч)-—для условий Латами, ра**0,03.
Анализ показал, что сумма почти не зависит от cosip, так как при
увеличении Oj значение о8 уменьшается примерно на такую же величину, т. с.
предельная длина i-пред практически не зависит от cos<p.
Так как расхождения в величинах предельных длин при разных
сечениях и исполнениях сетей небольшие, на рис. 2.5 даны средние
значения этих зависимостей. Как видно из рисунка, в большинстве
случаев при Д(/доп=6%, величина предельной длины Ьлрад, км,
близка к величине напряжения, кВт, те. на 1 кВ напряжения
в сетях до 20 кВ приходится 1 км (для сетей 0,4 кВ — 0,4 км;
6 кВ—6 км; 10 кВ— 10 км и 20 кВ — 20 км).
Выражение (2 23) можно использовать и при нескольких нагруз-
ках, если вместо тока / принять в нормальном режиме эквивалент-
ный ток
7p«4=i--1S//- (2 34)
Следует отметить, что указанные значения £пред получены при
наименее благоприятных условиях.
I) принимался наибольший ток /э1!, при котором дяниое сечение еще явля-
ется экономически целесообразным Фактически, как правило, ток, а следователь-
по, и потери напряжения будут меньше Соответственно Ьпр|.д сУДет выше.
2) при нескольких нагрузках значение эквивалентного тока /расч согласно
выражению (2.19), по которому выбирается экономическое сечение, больше экви-
►^ситного значения тока /раСЧ согласно (234), ио которому определяется потеря
напряжения, так как среднеквадратичное значение всегда больше среднего.
Единственное обстоятельство, которое может привести к умень-
шению i-пред. связано с ростом нагрузок по годам Действительно,
экономическое сечение выбирается по усредненному току /рас,
согласно (2 18) Потеря же на-
пряжения формально должна
определяться по максимальному
току к соответствующему концу
периода. Однако не очевидно,
целесообразно ли закладывать
кабели большого сечения на
весь период эксплуатации, для
того чтобы потеря напряжения
не превысила допустимую в
конце периода. Кроме того,
следует учесть, что рост нагру-
МК для линий 380 В незна-
яителеп.
Таким образом, если L<
р<£иред, расчета по допусти-
мой потере напряжения не тре-
буется и определяющим явля-
йся сечение выбранное по уни-
чреальным номограммам эко-
омических интервалов.
ЬпреВг
Рис 25 Обобщенные зависимости пре-
дельной длины линий (воздушных и ка
бельных) от допустимой потери напря-
жения =Г(Д1/доп)
РАБОТА ПРЕДОХРАНИТЕЛЕЙ ПРИ ВЫБОРЕ СЕЧЕНИЯ КАБЕЛЯ
ПО НОМОГРАММАМ ЭКОНОМИЧЕСКИХ ИНТЕРВАЛОВ В СЕТЯХ ДО 1 кВ
Плавкая вставка должна быть выбрана так, чтобы предохра-
итель работал надежно, т. е. не перегорал в нормальном режиме,
ыбор предохранителей по условию согласования со следующими
редохранителями, а также при наличии пусковых токов диига-
елей в настоящей работе не рассматривается. Рассматривается
элько питание одной нагрузки без учета ее роста.
Надежная работа в нормальном режиме обеспечивается при
выполнении условия
Iраб чакс*С0,75/(, >юч, (2 35)
где /раб М8КС—максимальный рабочий ток; /Е ном— номинальный ток
плавкой вставки, коэффициент 0,75 учитывает разброс тока перего-
рания плавкой вставки в ±25%, из за которого предохранитель мо-
жет перегореть при токе 0,75 /в иом.
101
Из (235) находим
/р иом^/раб. макс/0,75—1,33/раб макс
И Принимаем С запасом /в иот=1.5/раб макс
При выборе сечения кабеля по номограммам экономических
интервалов максимальный рабочий ток /рас мэкс не может превосхо-
Рис 2 6 Зависимость
предельной длины и'врчл
для линий до I кВ марок
кабелей АЛБ и ЛА111В
при разных мощностях
трансформаторов от се-
чения
Если фактическая длина ян-
яий меньше предельной, то
яри выборе сечений по номо-
граммам экономических мн
тервазов проверки перегори
вия плавкой вставки прело
хранителя при однофазном
дить значения экономического тока /эк, поэтому достаточно выпол-
нение условия
/в НОМ^- 1,5/эк. (2.36)
Значение /в ном необходимо выбирать в соответствии с существу-
ющими стандартами.
Однако плавкая вставка должна надежно перегорать при корот-
ком замыкании на защищаемом кабеле. Для этого необходимо
/«>/к пред— 3/в пом, (2 37)
|де Д. пред — предельное значение тока короткого замыкания.
По (2.17), (2 36) и (2 37) для разных сечений кабеля были опре-
делены /к пред Наименьшее возможное значение /к бывает при одно-
фазном коротком замыкании в конце защищаемого кабеля /к=
= /к иип- Очевидно, значение /V* тем меньше, чем длиннее кабель.
Предельному значению тока /i! пред соответствует предельное значе-
ние длины кабеля Lnpw м*.
Г J000 I zn
ьпреж—_----- ------------
£п. у Ч'к.мин 15
(2 38)
•См. СпеваковП Н Проверка на автоматическое отключение линий
в сетях до WOO В. М Энергия, 1971.
102
[где/п у— полное удельное сопротивление кабеля при однофазном ко-
Гротком замыкании (с учетом сопротивления нулевой жилы и оболочки
[кабеля), Ом/км, — фазное напряжение, В; /Пия —минимальны н
рок однофазного короткого замыкания, A, ZTP — сопротивление пи-
кающего трансформатора.
По выражениям (2 17), (2 36) —(2.38) были построены зависн-
моси/ предельной длины от сечения для кабелей раз.
Иых марок и различных мощностей трансформаторов (рис . 2.6 и 2.7),
Для обеспечения выбора плавкой вставки на этих рисунках рядом
с сечением указаны величины стандартных значений токов плавкой
А вставки /в иом ст, определенные по (2.36) и принятые в соответствии
с ближайшими стандартными значениями.
I Если фактическая длина кабеля £<LI,pcfl, то при выборе сечений
по номограммам экономических интервалов проверка перегорания
вставки при однофазном коротком замыкании не требуется. Если
же L>Ll”Pea, то условие /$Р >/Гши» не обеспечивается и предохра-
нитель не сможет защитить линию требуется либо увеличивать се-
1чение, либо установить автоматы или управляемые предохранители *
с регулируемым током срабатывания, который должен быть меньше
трехкратного тока короткого замыкания. Этого можно достичь, ис-
I пользуя релейную защиту для управления отключающим аппаратом.
Проверка реальных кабельных городских сетей в ряде районов
показала, что £>£,’рс- в небольшом числе случаев.
’ См О целесообразности применения управляемых предохранителей/
В Л Фабрикант В А Андреев, Я. Ф К у з ь ми п и др — Электриче-
ство, 1968, № 8, с. 66—69.
103
Плавкая вставка должна перегорать не только при коротком за-
мыкании, но и при перегрузке кабеля, т. е должно выполняться
условие
/раб накс>/доп>
где /Л|П — табличное допустимое значение тока по условиям нагрева.
Для этого необходимо, чтобы обеспечивалось неравенство
1,25/ВВОм</доп, (2 39)
где коэффициент 1,25 учитывает разброс, равный ±25%
Условие (2.39) было проверено для кабелей различных марок
и сечений. При этом выяснилось, что для кабелей типов ААБ и
ААШВ условие (2 39) удовлетворяется при сечениях до 150 мм2
включительно; для кабелей АСБ и ААБВ — при сечениях до 120 мм2
включительно и только для кабеля АВПБ — при сечениях до 95 мм2.
С тсдовательно, как правило, плавкие вставки защищают кабель
от перегрузки при выборе сечений по универсальным номограм-
мам экономических интервалов.
1 . Наиболее правильный выбор оптимааьного сечения провода
может быть произведен по универсальным номограммам экономи-
ческих интервалов При этом может быть учтено изменение нагру-
зок по годам (см рис 2 1), а также наличие нескольких нагрузок
на линии (см рис 71)
2 . Перерасход расчетных затрат из-за неправильного выбора
сечений очень значителен.
3 Как видно из рис. 7 12, 7 32 и других, некоторые сечения
оказываются экономически невыгодными и применять их для дан-
ного исполнения сети не следует
4 Применение крупных сечений вместо спаренных, более мел-
ких, всегда экономичнее. Применение же спаренных сечений мо-
жет быть рекомендовано только в тех случаях, когда одинарные
сечения не соответствуют нагрузкам, или по условиям надежности.
5 . Если £</^рвд (см- рис- 2.5), то при выборе сечений по номо-
граммам экономических интервалов обеспечивается условие ДС/ <
< A//„on “ проверка по допустимой потере напряжения не требуется
6 Если £<£пред (рис. 26 и 2.7), то при выборе сечений по но-
мограммам экономических интервалов обеспечивается перегорание
правкой вставки при коротком замыкании и проверки по условию
перегорания предохранителя при однофазном коротком замыкании
в кабельных сетях до 1000 В не требуется.
Литература
21 Поспелов Г Е Федин В Т Проектирование электрических сетей
И систем — Минск Вытейшая шкала. 1978
22 Солдаткина Л А Электрические сети и системы — М Энергия 19’8.
2 3 Гук Ю Б Лосев Э А Мясников В А Опенка надежности
электроустанонок.'Под рсд Б А Константинова — М Энергия, 1974
Главе 3
ПРОЕКТИРОВАНИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ
СИСТЕМ И СЕТЕЙ
§ 3.1. ЗАДАЧИ УЧЕБНОГО ПРОЕКТИРОВАНИЯ
Как уже указывалось, проектируемая электрическая сеть долж-
а удовлетворять условиям надежности и экономичности, обеспе-
1вать качество энергии у потребителя, безопасность, удобство
(сплуатации и возможность развития Этим условиям отвечают
гребования, предъявляемые к схемам, конфигурациям, основным
параметрам, оборудованию, системной автоматике и режима л
заботы
Проектирование должно проводиться с учетом динамики
адзвитмя нагрузок и сетей Можно предположить (если нет спе-
циальных заданий), что расчетные нагрузки будут достигнуты в
рчение 5—7 лет В схемах сетей должно быть предусмотрено
длыгейшее развитие и возможность объединения на параллельную
вботу с основными сетями смежных районов, т. е. схемы должны
обладать эксплуатационно-структурной гибкостью
В задание курсового или дипломного проекта могут входить
iv или иные вопросы
1) определение нагрузок (см § 11, (12], [1.5] и [21]);
2) выбор конфигураций и схем сетей (см § 1.4, [1.5], [2.1] и
|£2|);
3) выбор оптимальных напряжений (см. [1.5], [2.1] и [2 2]);
4) определение сопротивлений и проводимостей линий и транс-
форматоров (см. § 1.3);
5) выбор сечений проводов и кабелей (см. гл. 2),
I 6) выбор мощности и числа трансформаторов на подстанциях
(см. гл. 6, [1.5J и § 3.2),
7) расчеты и анализ режимов работы замкнутых и разомкну»
гых сетей (см. § 3.1, [1 6], [1.7], [2.2] и [3 1]);
I 8) расчет баланса активных и реактивных мощностей (см.
Н 5, 1.7]);
9) выбор и размещение источников реактивной мощности (см
[15] и §4.4);
10) определение условий обеспечения качества электрической
Энергии и регулирования напряжения (см [3 3, 34 и 3 5]),
11) рассмотрение вопросов передачи энергии по длинным ли-
ниям (см [3.1] и §32),
12) расчет токов коротких замыканий (см. § 1.5 и [18]);
J05
13) выбор аппаратуры (см § 1 6, [1.10] и [1 11|),
14) расчет статической и динамической устойчивости (см.
П-91).
15) рассмотрение и расчет надежности электроснабжения (см.
§43 и [2.3]);
16) выбор релейной защиты и автоматики (регуляторы напря-
жения и частотная разгрузка, противоаварийиая автоматика, син-
хронизация, АП В, АВР и др (см гл 5, [51] и [5 2]),
17) технико-экономические расчеты (см гл 2 и [1.6]),
18) механический расчет проводов и тросов —выбор опор, про-
летов и др (см. [3 7]),
19) проектирование электрической части электростанций и под-
станций (см. [1.10, 1 11]),
20) выбор защиты от перенапряжений линий и подстанций (см.
[3.6]);
21) рассмотрение вопросов техники безопасности (см § В 2)
и др-
Расчеты могут проводиться разными методами, с помощью
матриц и ЭВМ, теории вероятностей и др.
§ 3.2. КУРСОВОЕ ПРОЕКТИРОВАНИЕ
• Приведем три вида заданий па курсовое проектирование с ис-
ходными данными (см. табл. 3 1, 3 2 и 3.3), алгоритмами (см.
рис 3.2, 322 и 3 26) и рекомендуемой методикой выполнения по
пунктам алгоритмов (структурных схем). Приведенные задания
упрощены по сравнению с реальными заданиями из-за ограничен
ного времени, отводимого на курсовое проектирование Задача
состоит в том, чтобы сосредоточить внимание студентов на каких-
то отдельных узловых вопросах.
Каждое из рассматриваемых заданий имеет свою специфику:
задание 1 (см. § 3 1) —«Расчет сложнозамкнутой сети» — спе-
циализирует студента на расчетах режимов сложнозамкнутых се-
тей вручную и на ЭВМ с применением матриц,
задание 2 — «Проектирование линии электропередачи» — пред-
лагает расчет режимов длинной линии высокого напряжения, при
водится один из возможных методов решения уравнений четырех-
полюсников для длинных линий графическим путем;
задание 3 (см § 3.3)—«Проектирование электрической сети» —
кроме расчета режимов в основном содержит экономические
вопросы при выборе вариантов сетей
Перечисленные темы являются только примерами возможных
заданий По желанию руководителя и студента могут выполнять-
ся разнообразные курсовые проекты с разной направленностью.
Например, при проектировании сети может быть предусмотрено
питание от нескольких источников (районная сеть), с рассмотре
I ием нс только перечисленных вопросов, но и вопросов устойчи
вости и др
106
Рнс 31 Возможные схемы заданий-
IVII — варианты А — витающий пункт (станция или подстанция)
1. Рассчитать предварительное распределение мощностей (токов), предположив
что сечения проводов одинаковые и найти точки токораздела по активным
(▼) и реактивным (V) мощностям
2. Выбрать сечения но номограммам зкопомвческих интервалов (см гд, 2)
3. Найти мощности, генерируемые отдельными участками линий (но симмет
ричиым П образным схемам замещения), и изменить реактивные составляю
шие нагрузок в узлах
4. Уточнить распределение мощностей с учетом мощности, генерируемой лини-
ями. Найти новые точки токораздела и сравнить их с предыдущими
5. Рассчитать распределение мощностей в схеме послеаварийчого режима при
одной отключенной линии или измененной нагрузке’ методом наложения.
Найти точки токораздела
в. Проверить сеть по нагреву с
учетом допустимой перегрузки
в послсаварийпом режиме
(см. §6 7)
7. Проверить (по допустимой по-
тере) напряжения от питающе
го пункта до точек токораздела
в нормальном и послеаварий-
ном режимах
Я) 7раб<^Доп | б) /раб^>7доп
а) ДЪ'>Д1/доп б) др<д(/;
8. Применить дополнительные мероприятия (увеличение сече-
ний в сетях 6—35/20 кВ, установка источников реактив-
ной мощности и др).
9. Уточнить распределение мощностей и проверить по I и П законам Кирх-
гофа. Уточнить сечения
| 10. Провести экономический расчет (см. гл. 2)
| 11. Составить пояснительную записку по форме (см. введение)
Рис 3 2 Алгоритм выполнения задания I курсового проекта
ЗАДАНИЕ I. РАСЧЕТ СЛОЖНОЗАМКНУТОЯ СЕТИ
Студенту................., группа--------, курс-
Рассчнтать сложнозамкнутую сеть заданного варианта (табл. 3 1) для одной
из схем изображенных на рис 3 1.
Задание предлагается выполнить по алгоритму, приведенному на рис 3 2,
при этом можно воспользоваться пояснениями к отдельным его пунктам.
Нагрузка МВ
11
10
20
НО
220
330
500
О.34-/0Л
0,54-/0,3
Ы /0.3
8|/5
15+/8
55-1-/15
180-1-/100
0.2 *-j0,1
0,5-1-АЗ
64-/2
20+/7
1504-/100
1504-/130
0,24-/0,1
0,54-10,2
0,74/0,3
74-/3
151-/7
37 ( /15
2504-/70
0 20,30,40,1
2,53,62,43,7
3,2(2,53.54,7
15 18 16 15
50 40 30100
15
60
45
15
90
140
Примечание Величину напряжения, число часов использования максимума
Т’макс- В1|Д исполнения сети (кабель, воздушная линия, тип опор) и спедиаль
ные задании дли углубленной проработки задает руководитель
Остальные необходимые данные студент находит в гл. 6 длиной книги или
в других книгах.
Проект выдан-------------------------—----------
Срок исполнения---- - —....
Руководитель. — — .........-
Расчет сложнозамкнутых сетей
Пояснения по выполнению алгоритма,
приведенного на рис. 32
1. Расчет распределения мощностей (токов) предлагается про-
водить по одному из методов, контурных уравнений, преобразова-
ния сетей, узловых напряжений, матричному методу, па ЭВМ,
разрезанием контуров н др Возможно и совместное использование
этих методов (например, метода контурных уравнений и преобра-
зования сетей и т п).
В качестве примера рассчитать сложнозамкнутую сеть на-
пряжением ПО кВ (рис 3 3, а) с нагрузками Sa^Sc^Sa=Se-=
= 104-/3МВ А и St -Sz=S(;=54-/2MB-A_Длины линий на рисунке
указаны в километрах. Расчет провести методом контурных урав-
нений. t
109
Решение
1 Опредечяется число контуров, равное числу линий минус
число узлов Встречаются сети, в которых трудно по первому взгля-
ду определить число контуров, например в сети, показанной на
рис 33,6 За узел принимается точка, к которой энергия подтекает
(независимо от знака) нс менее чем с трех сторон, не считая на-
грузок Питающий пункт Л узлом вс считается За линию прини-
мается связь между узлами, независимо от того, сколько па этой
связи нагрузок Все эти условные понятия можно принять и дру-
гими. Например, за линию можно принять связь между нагруз-
ив
ками. Можно считать за узел и питающий пункт, но тогда число
контуров будет определяться как число линий минус число узлов,
минус единица. Если принять первое определение, то число узлов
рассматриваемой сети будет равно трем (a. d и g), а линий —
цести (Ag, Аа, abed ad, cig it aefg) Таким образом, в сети (рис
ХЗ.а) имеется три контура (6—3=3)
2 Выбирается направление потоков в контурах, например по
jacqpoit стрелке
3 В соответствии с числом контуров (в данном случае три)
задаемся тремя неизвестными мощностями — Sp S2 и S' При пяти
контурах неизвестных мощностей будет пять и т д Каждой мощ-
ности на рисунке должен соответствовать свой контур, и она должна
быть на «чистой» линии, не граничащей с другими контурами.
4 Все мощности, протекающие по участкам контуров, выражаем
через мощности Sj, S' и Sj и мощности нагрузок (по 1 закону
Кирхгофз) Эту операцию следует делать очень внимательно, так
как малейшая ошибка вызывает необходимость пересчета.
5 . Составляются контурные уравнения по II закону Кирхгофа.
Так как на первом этапе расчета сечения приняты одинаковыми
и известны только длины, то каждый член контурного уравнения
должен включать произведение мощности на длину, а нс произве-
дение мощности на сопротивление.
Таким образом, записываем дли
контура 1:
(s; - so - s,- s, - s„- s, - s, - s,j s +-(S, -s3+
+s„ +s,+4+4) s - (S2- s, -s„) 5+s; io=o,
контура II:
S’ .5+(s;-s;-sn) 54 (s2+s,+st) io+(^+st)5=o;
контура ///:
(S'4-Se-j-Sy) 10 4-(S3-f-Se) 5-|-Ss3 — (S, — Sg+Sa-l-S^+S^-l-Sjj 5=0.
6 . Решаются три уравнения с тремя неизвестными Si, S2 и S3
любыми из возможных методов, и найденное потокораспрСделение
в цифрах наносится на рис. 3 3, б Нанесение мощностей в цифрах
облегчает проверку правильности решения по п. 7 как руководителю
проекта, так и самому студенту Определяются точки токораздела
по активным (зачерненный треугольник) и по реактивным (светлый
треугольник) мощностям Точкой токораздела считается та, в кото-
рой все подтекающие мощности (без остатка) уходят в нагрузку
Так как сечения по п. 1 заданы одинаковыми, расчет можно про-
водить отдельно по активным Р и реактивным Q мощностям
7 Проводится тщательная проверка правильности решения по
I и II законам Кирхгофа (п. 3 алгоритма).
lit
Как показал расчет примера (рис. 3.3,6), оба закона соблюда-
ются с достаточной точностью, т. е сумма подтекающих мощностей
в узлах равна нулю: SPm-*0; SQm=0 « сумма "адений напряже-
ний по замкнутому контуру равна нулю- и
2. Зная распределение мощностей, можно найти токи. А, на
участках линий
10«/(/з • 10>)-(УГР?»+<2:,) 10>/(|/з L'„„u. 10s).
где Sm, Рт и Q,,.—мощности участков - полная, активная и реак-
тивная соответственно, МВ А, t/K0M— номинальное напряжение, кВ.
При проведении расчетов необходимо следить за размерностя-
ми Чтобы ошибок было меньше, рекомендуется все величины при
водить к основным единицам СИ: амперам (А); вольтам (В); ват-
там (Вт), омам (Ом); метрам (м) и т д.
Результаты расчетов сводятся в таблицу.
Согласно указаниям, приводимым в гл. 2, определяется опти-
мально-экономическое сечение для заданных условий (аналогично
примерам 7.1—7.3).
Проверять выбранные сечения по нагреву в нормальном режи
ме не требуется, так как номограммы экономических интервалов
учитывают это ограничение в своей горизонтальной части (см.
гл 7). Проверка выбранных сечений по условиям механической
прочности проводов не имеет смысла, так как недопустимые сече-
ния в номограммах отсутствуют Проверка выбранных сечений по
условиям потерь на корону также не обязательна, так как сечения
меньше допустимых по условиям короны и в номограммах также
отсутствуют Однако по заданию руководителя или в порядке
творческой инициативы студент может провести учет потерь на
корону и подсчет стоимости их при напряжениях 220 кВ и выше.
В сетях выше 220 кВ п 7 алгоритма можно не выполнять
(если нет специального задания руководителя), так как при этих
напряжениях сечения мало влияют на потери и уровень напря-
жения
В большинстве случаев утечка в линиях мала, поэтому актив-
ной проводимостью утечки gn ут пренебрегают Однако иногда эта
составляющая несколько возрастает. Например, в линиях 35 кВ,
выполненных на металлических или железобетонных опорах, при
плохой погоде утечка увеличивается и величина g» ут может стать
соизмеримой (очень редко) с величиной Ь„ Но даже и в этом слу-
чае учет этой величины существенных изменений в расчеты не
вносит
3. Для нахождения мощностей, генерируемых линиями (заряд-
ных мощностей) в сетях 110 кВ и выше (при более низких напря
жениях эти мощности незначительны и ими пренебрегают), каж-
дая ветвь заменяется эквивалентной схемой замещения, например
П-образной симметричной Тогда участок сети с тремя линиями
(Аа, ab и ad), подходящими к точке а, будет выглядеть как иска-
на
зано на рис 3 4, а. Сверху над каждой линией изображена схема
замещения. Согласно каждой схеме замещения
0.5Г1=0,6&,+0.56л.
Если же активную составляющую gn не учитывать (утечкой
>ренебречь, а потери на корону уже учтены в номограммах эконо-
1ических интервалов), то 0,5Ел«0,5Ь„ а мощность, генерируемая
1ОДОВИНОЙ линии,
0,5<2с=0.5Г/»Ьл=0,5Уа6,Д
Если напряжение поддерживается постоянным, то проводи-
мость 0,5Ьл можно заменить нагрузкой 0,5Qc (см § 1 3) Таким
Рис 3.4. Порядок нахождения мощностей гене-
рируемых линиями (зарядных)
а — схсыа замещения б - значение мощностей Qg
образом, к узлу а (рис. 3.4, б) будут стекаться три половины за-
зядной мощности от линий Аа, Ьа и da-
Qca=O,5QC1+0,5QC2 0,5QC3.
В Аналогично определяются мощности, генерируемые линиями, и
в других точках сетей Естественно, что при учете этих мощностей
Чбудут меняться реактивные составляющие мощности в узлах, на-
пример мощность в узле а уже не будет равна Ра | а будет
равна Pa+f(Qu —Осо) (Рис 3 4,6).
После определения зарядных мощностей по найденным сече-
ниям производится уточненный пересчет потокораспределения и
Находятся новые точки токораздела (см. п. 4 алгоритма).
5. В послеаварийных режимах, например при отключении ка-
кой-то из линий, вызванном аварией или плановым отключением,
Происходит изменение распределения мощности на участках сети.
В этих случаях (чтобы лишний раз не проводить весь расчет с
весколькими нагрузками) можно воспользоваться методом нало-
жения Этот метод состоит в том, что нормальный режим / с пи-
Зак 212
113
тающим пунктом и всеми нагрузками, распределение мощностей
в котором уже было определено по 4 (рис. 3 3, б), накладывается
на режим 11 (рис. 3.5).
Рис. з 5 Схема распределения мощностей
а — на отключенной линии, б — на участках от нагрузок Ss о-в послеаварийпом
режиме от всак нагрузок
Режим // имитирует отключение линии. Например, по линии Ag
от питающего пункта А протекала мощность Se =28,254-/9,3 По
каким-то причинам линия Ag отключилась, т е. мощность Se по ли
114
нии перестала протекать, т е. S6=0. Как же можно представить.
что S6 —0? Для этого на первоначальное значение мощности Se,
протекающей от Л Kg, накладываем мощность 5>в противополож-
ного знака (рис. 3 5, а). Тогда естественно сумма этих мощностей
".................................... ah
1<ей мощность не протекает, или опа
Ю крким-то причинам (аварийным или
плановым) отключена
Режим // (назовем его компеЯЬи-
рующим) и заключается в том, чтобы
повторное распределение мощностей на-
ходить только с учетом мощности ава-
рийного участка (в данном случае Se),
имитирующей отключение линии.
-ОХ
9
Как известно, мощность, подтека-
ющая к узлу, изображается отрица-
тельной нагрузкой (источник питания), а
оттекающая от узла — положительной
(потребитель).
В компенсирующем режиме 11
(рис. 3.5,6) все нагрузки, кроме—Se
и +Se, исключаются. Исключается и
влияние источников питания, так как
они учтены в режиме /.
Таким образом, для режима II
обычными методами находится распре-
деление мощности на участках, выз-
ввиное только двумя нагрузками (—S6
Рис. 36 Изменение нагру-
зок в поелеаварийпом ре-
жиме
а — увеличение нагрузки в уз-
ле d 6 — уменьшение нагрузив
в узле а
и 4-SB). Окончательное потокораспреде-
ление послеаварийного режима нахо-
дится наложением нормального режи-
ма / (см. рис. 3 3,6) на послеаварийный
режим // (рис 3.5,6) с учетом направ-
ления мощностей по участкам (рис. 3.5, в).
Аналогично предыдущему при изменении какой-то нагрузки
(например, в точке d на рис. 3.6) расчет производится также мето-
дом наложения. Потокора определение нормального режима / накла-
дывается на потокораспределение компенсирующего режима II,
вызванного только изменением этой нагрузки &Sl=Sl — S,.
Если, например, нагрузка в точке d увеличилась с S, = 10 Ь/3
до S"= 154-/5, то AS1=(154-/5)-(104-/3)=54-/2 (рис 3 6, с)
(Это увеличение покрывается за счет питающего пункта А ) Или
наоборот, нагрузка уменьшилась с Sj = 104-/3 до SJ=3+/1, тогда
8*
115
Л\~(3+J1) — (10+/3)=—7-/2 (рис. 3.6,6) Потокораспределение
компенсирующего режима рассчитывается только от приращения
(независимо от знака нагрузки).
6. Проверка по нагреву в аварийных режимах проводится iu
табл. гл. 6. Так как предполагается, что аварийные режимы не
очень длительны и изоляция за это время не успевает повредить-
ся, на провода и кабели допускается перегрузка (иногда до 30%)
Исключение составляют кабели 20 кВ, на которые такая лере
грузка не допускается
7 Отклонение напряжения у потребителей V (от номинально
го) зависит от потери напряжения А (7 в сети и от способов регу-
лирования напряжения. Однако регулирование напряжения часто
производится при напряжениях сети ПО кВ и выше. Поэтому в
сетях более пизких напряжений основное влияние на колебание
напряжения у потребителей оказывает потеря напряжения, кото-
рая пе должна превосходить допустимую
Потеря напряжения определяется по любому пути от питаю-
щего пункта А до точки (точек) токораздела по активным и реак-
тивным мощностям Если эти точки пе совпадают, то потеря напря-
жения подсчитывается дважды до обеих точек. Наибольшая вели-
чина сравнивается с допустимой. При этом необходимо, чтобы вы-
полнялось условие
ди<д</доп.
Как уже указывалось, можно принимать Д(/ао„=5—7% в нор-
мальном режиме и ав =12— 14% в аварийном При наличии
средств регулирования напряжения можно принимать Д£/а011-
= 15—20% и ДОдопав =20—25% В сельских сетях все эта вели-
чины могут быть взяты несколько выше.
Таким образом, зная распределение мощностей па участках и
параметры сети, можно найти потерю напряжения до точки токо-
раздела с
Рассмотрим ветви Аа — аЬ и Ьс Потеря напряжения
Ас и и '
I a г !
1 R до.т
Подставив цифры, получим
26 75 2,1+10,35 1,05+5.35 1,05 .
------------W----------------+
, 8,7 4,01+3,54 2,1+1,54 2 1 , ,;R
что соответствует 0,96%, т. е. условие A(7<At7non соблюдается
(0,96<5)
Аналогично проводится расчет до другом точки токораздела е.
например по пути Aade.
по
Необходимо учесть, что проверка по допустимой потере напря-
жения проводится по одному из возможных путей от питающего
пункта до точки токораздела. Проверка по другим путям дает
тот же результат. Например, проверка по пути Aabc до точки
токораздела с дает тот же результат, что и по пути Agdc, провер-
ку до точки токораздела е можно проводить по пути Agfe или
Аа4е и т д
8. Если ток в послеаварийном^режиме превосходит допустимый
по условиям нагрева (п 66) /раб>/доп, то в сетях напряжением
6—35/20 кВ сечения приходится увеличивать*.
Режимы напряжений и потоки мощности в сети можно регу-
лировать генераторами электрических станций, синхронными ком-
пенсаторами (СК), батареями статических конденсаторов (БСК),
управляемыми статическими источниками реактивной мощности
(ИРМ), трансформаторами (автотрансформаторами) с РПН, ли-
нейными регуляторами и др. (см. [1.5, 21]) **
9. Этот пункт выполняется согласно указаниям пп 1 и 2
10. При проведении экономического расчета согласно указаниям
гл. 2 определяются:
1) потери энергии на участках ДЭн суммарные ДЭе , кВт-ч/год;
2) капитальные вложения на сеть Ае , руб.,
3) годовые издержки И , руб/год,
4) себестоимость сс и расчетная стоимость передачи энергии
Си, коп/(кВт-ч),
5) приведенные затраты 3 при строительстве в 1 год*”1*, руб/год.
Весь расчет проводится только для нормального режима.
11. Пояснительная записка, составленная по форме (см вве-
дение), должна включать в себя рисунки, итоговые таблицы, вве-
дение, обоснованные выводы, ссылки на литературу, список лите-
ратуры и содержание проекта. Она должна составлять 20—30
страниц рукописного текста (включая рисунки).
В выводах (они обязательны) студент дает анализ итогов сво-
ей работы по заданной схеме, излагает положительные и отрица-
тельные стороны работы проектируемых сетей. Если рассматри-
ваемая сеть оказывается перегруженной или недогруженной, то
можно, не переделывая расчетов ****, привести свои соображе-
* Выбор сечений проводов по условиям коротких замыканий с точки зрения
термической устойчивости за время до отключения линии (хутший случай — мак-
симальный ток короткого замыкания) или с точки зрения обеспечения чувстви-
тельности защиты (худший случай — минимальный ток короткого замыкания) не
рассматривается. В обоих случаях, как правило целесообразно не увеличение
сечении провода, а применение более совершенной защиты увеличение быстро-
действия для первого случая и увеличение чувствительности для второго. Эти
вопросы могут рассматриваться в дипломном проектировании по специаль-
ному заданию руководителя
**В дипломном проектировании дополнительные мероприятия необхо-
димо рассматривать В курсовом проектировании из за перегруженности проекта
вопрос о целесообразности рассмотрения этих вопросов решает руководитель
*** Приведенные затраты при строительстве в течение ряда тет а также
ущерб У от недоогпуска энергии рекомендуется рассчитывать в дипломном
проектировании
**** В дипломном проекте расчеты переделываются
Рис. 3,7 Алгоритм расчета распределения мощностей в с тожкоаамквутой сети
матричным методом на ЭВМ (к заданию I)
ния например, по увеличению или уменьшению напряжения сети и
другим мероприятиям
Если расчетная стоимость передачи энергии при этом велика
[более 0,6—0,8 коп/(кВт .ч)], то следует дать свои предложения
по уменьшению ее Если потеря напряжения значительно превос-
ходит допустимую, то можно предложить мероприятия, уменьшаю-
щие ее увеличение сечений, постройку дополнительных линий,
установку компенсирующих устройств, применение трансформато-
ров с РПН (регулировкой под нагрузкой) и т д.
Рис. 3 8 Заданная схема
S/ I0+/3 MB A Sfi-b+iZ МВ А
Рис 39 Принятые направления ветвей
и контуров
Ниже даются алгоритм и пояснения по выполнению его пунктов
для расчета сложнозамкнутых сетей с применением матричного
метода па ЭВМ.
Расчет сложнозамкиутых сетей матричным методом с исполь-
зованием ЭВМ. Пункты 1, 7 и 8 алгоритма задания 1 могут быть
решены матричным методом с использованием ЭВМ. Под-
робно все операции такого решения сведены в отдельный алго-
ритм, приведенный на рис. 3.7. Каждая операция иллюстрируется
примером, рассмотренным в задании I.
Как видно из примеров, результаты обоих методов (контурных
уравнений и матричного) практически совпадают в пределах точ-
ности расчетов (см. рис. 3J3 и 3.18).
Преимущества матричного метода с использованием ЭВМ за-
ключаются в следующем:
1) наиболее трудоемкие операции требуют значительпо мень-
шего времени;
2) достигается более высокая точность,
3) полученная обратная матрица А-1 является матрицей коэф-
фициентов распределения и остается неизменной при изменении
нагрузок и ЭДС в ветвях Методы контурных уравнений, преобра-
зования и другие при указанных изменениях требуют новых рас-
четов.
119
Пояснения по выполнению алгоритма,
приведенного на рис. 3.7
1. 1) Пронумеровываются ветви (ej, вц, ) в произвольном
положительном направлении.
2) Пронумеровываются узлы (у^, у?, ...), кроме балансирую-
щего За балансирующий узел удобно принять питающий пункт А
3) Пронумеровываются контуры («[, к?, ..) в произвольном
положительном направлении (обычно по часовой стрелке). Для
схемы задания 1 по рис 38 все эти действия показаны на рис. 3 9.
2. Составляется первая матрица инциденций М (узловая). При
этом строки должны соответствовать узлам, а столбцы — ветвям
схемы Если ветвь выходит из узла, то в клетках матрицы ставит-
ся 4~1 в той строке узла, из которого данная ветвь выходит. Если
ветвь входит в узел, то в соответствующей строке узла ставится
—1. Например, ветвь вг выходит из узла у\. На пересечении стро-
ки yi и столбца вг ставится Ц-1.
Данная ветвь е2 входит в узел у*. На пересечении строки у2 и
столбца в2 ставится —1. В клетках строки, где нет связи между
какими-то узлами и ветвями, ставятся 0. Например, между узлом уь
и ветвью в2 связи нет. На пересечении соответствующей строки у$
и столбца в2 ставится Опт д.
* Таким образом, в каждом столбце, соответствующем ветви,
между пронумерованными узлами имеется одна цифра 4-1, одна—1,
остальные 0 В столбце, соответствующем ветви, связанной с балан-
сирующим узлом, имеется только одна значащая цифра (-|-1 или
Для схемы, данной на рис. 3.8, первая матрица инциденций М
Составляется вторая матрица инциденций N (контурная)
При этом строчки должны соответствовать контурам, а столбцы—
ветвям схемы Если направление ветви совпадает с направлением
контура, то в клетках матрицы ставится +1 в столбце той ветви,
которая входит в рассматриваемый контур. Если направление ветви
120
противоположно направлению контура, то в соответствующем столбце
ставится —1 Например, ветвь е2 входит в контур и их направ-
ления не совпадают. На пересечении е2 и к2 в соответствующей
клетке ставится —1. Если ветвь вв, входящая в контур к3, сов-
падает с его направлением, тогда на пересечении в8 и к3 ста-
вится +1 Во всех клетках столбца той ветви, которая не входит
в данный контур, ставятся О
Для схемы, показанной jia рис. 3 8, вторая матрица инциденций
3 Произведение MN, (или NM() должно быть равно нулю. Здесь
М, и N,—транспонированные матрицы М и N, т е. матрицы, в
которых строки заменены столбцами, а столбцы — строками Умно-
жение производится по правилам матричной алгебры* Для схемы,
изображенной на рис. 3.8, это действие записывается в виде мат-
рицы
Если условие а выполняется, т е MN(=O, можно перейти к
выполнению следующего пункта алгоритма Если условие б вы-
*См Мельников Н. А. Матричный метод анализа электрических се-
тей М-. Энергия, 1972 232 с.
121
полняется, т. е. MN, =f= 0, то это свидетельствует об ошибке, допу-
щенной при составлении матриц ицциденций В этом случае сле-
дует вернуться к выполнению п. 2.
4 . Составляется матрица сопротивлений ветвей ZB—квадратная
матрица, строки и столбцы которой соответствуют ветвям
В диагонали матрицы записываются собственные сопротивления
соответствующих ветвей (Zu Z22, . .) В недиагональиых клетках
записываются взаимные сопротивления соответствующих ветвей (Z,2>
Zl3, , Z2l, Z2B), Для статических элементов (линий, трансформа-
торов, реакторов и т д.) от перемены чередования индексов взаим-
ное сопротивление не меняется (Zm„-=Z„m) Если взаимные сопро-
тивления отсутствуют (равны нулю), то матрица ZB становится
диагональной
При этом в клетках матрицы сопротивлений ветвей ZB записыва-
ются только длины ветвей, а величина Zyl выносится за матрицу.
5 Матрицы NZB перемножаются по правилам матричной алгебры.
При диагональной матрице ZB, т е. при отсутствии взаимных со-
противлений, перемножение сводится к тому, что вместо +1 и
— 1 в матрице N записывается сопротивление соответствующей
ветви При этом ставится тот знак, который имеет единица в мат-
рице N
122
Для схемы, изображенной на рис 3 8, это произведение
-10 0 0 — 5 0 | 8 0 0 —5 0
0 —5 -5 5 0 | 0 0 — 10 0 0
0 0 0 0 к—3| 0 10 0 5 —5
6 Объединенная матрица А составляется из матрицы М и раз-
мещенной под ней матрицы NZB -Для схемы, изображенной на
рис. 3 8, объединенная матрица
7. Обращенная (обратная) матрица А-* коэффициентов распреде-
ления токов (или мощностей) определяется на ЭВМ При этом,
если сопротивления заменены длинами, можно обращать на ЭВМ
матрицу без величин 2уд(А,). Получается матрица А?'. Чтобы
найти матрицу А-1, в столбцах обращенной матрицы А-1, соот-
ветствующих строкам матрицы А, которые содержат величину 2уд,
следует приписать величину
^уд^уд =1-
Для схемы, данной на рис 3.8, обратную матрицу см. на с. 124.
Зная матрицы А и А-1, необходимо провести проверку так,
чтобы АА^1 = 1 Если условие а удовлетворяется, выполняется сле-
дующий пункт алгоритма Если условие б выполняется (АА1^!),
то это свидетельствует об ошибке при определении обратной мат-
рицы А-1. Необходимо проверить программу, заданную машине, и
Исправность машины
123
Полученная матрица коэффициентов распределения А1 не зависит
от значений задающих токов или мощностей (т. е от величины
нагрузок) и ЭДС в ветвях. Поэтому, как указывалось ранее, при
изменении нагрузок или контурных ЭДС нет необхо-
димости в пересчете первых семи пунктов алгоритма.
Это является важным преимуществом матричного метода, осуществ-
ляющего расчет на ЭВМ, по сравнению со всеми другими методами
(например, методом контурных уравнений), где при изменении ве-
личины нагрузок весь раечет необходимо производить заново
8. Составляется столбцевая матрица р;. В нее входит столбец
задающих токов (, расположенных в порядке номеров узлов, к ко-
торым они приложены.
Если известны токи нагрузок /н, то задающие токи могут быть
выражены через них- j=—1Н. Под указанным столбцом (анало-
гично п. 6) располагается столбец контурных ЭДС Ек в порядке
номеров контуров. Каждая контурная ЭДС равна алгебраической
сумме ЭДС ветвей, входящих в контур. Если положительное
Направление ЭДС данной ветви совпадает с положительным направ-
лением контура, то эта ЭДС записывается со знаком «-}-», если
положительное направление ЭДС противоположно положительному'
направлению контура, то она записывается со знаком «—» При
отсутствии контурной ЭДС в соответствующей клетке записываемся 0.
Если заданы мощности нагрузок 5И=/Н1/ЙОМ, то матрица р» за-
меняется матрицей ps, в которой вместо задающих токов записы-
ваются мощности с обратным знаком —SK Соответственно должны
быть изменены и остальные члены матрицы, т. е вместо контурных
ЭДС Ек следует записывать величины EKU„aM.
Поскольку значения Uao„ согласно условию принимаются для
всех нагрузок одинаковыми, целесообразно направить вектор
по вещественной оси. Для схемы, приведенной на рис. 3.8, где
нагрузки заданы мощностями S/=104-/3 и 8ц—5+[2, а ЭДС в,
ветвях отсутствуют, матрица ps приобретает вид
У1
У2
Уз
Уь
Vs=y6
Ус
У?
«1
Ко
ка
—10 —/3
-5 -/2
— 10 —/з
— 10 —/3
— 10 —/3
—5 /2
—5 —j2
0
0
0
125
9 Чтобы получить столбцевую матрицу значений токов, в ветвях
схемы следует умножить матрицу коэффициентов распределения А
на столбцевую матрицу ру по правилу матричной алгебры 7В=
А~гр/ Эга столбцевая матрица и даст фактическое значение
токов в ветвях. Если используется матрица р$, отличающаяся от
матрицы р/ тем, что все величины взяты сопряженными и умно-
женными на и„ои, то и произведение А *р$ будет отличаться от
произведения А_|р/ тем, что токи в ветвях получатся сопряжен
пыми и умноженными на 1/иом, т. е. в результате получатся мощ-
ности в ветвях. Таким образом, столбцевая матрица мощностей в
ветвях запишется как SD=A-1ps Для схемы, изображенной па
рис 3 8, эту матрицу см на с 127
Таким образом, результаты расчета потокораспрсделения раз-
ными методами практически совпадают. В полученной столбцевой
матрице указаны мощности в ветвях заданной схемы, что и явля-
лось целью расчета.
Умножение матриц по пп. 7 и 9 влгоритма может быть произ -
ведено также на ЭВМ.
10 На рис. 3 5 приведены схема и результаты расчета потоко-
распределения в заданной сети при отключенной линии Ag. Расчет
производился по п 8 основного алгоритма (см рис 3.2) Анало-
1ичный расчет удобнее всего произвести матричным методом, введя
ЭДС Е в отключенную ветвь Значение этой ЭДС должно быть
выбрано таким, чтобы она создавала ток (мощность), равный и
противоположный току (мощности) основного режима (см рис 3 5, а)
При этом ЭДС должна быть введена в столбцевую матрицу р/ (p.s)
для тех контуров, в которые входит отключенная ветвь
В рассматриваемом примере отключается ветвь вв, которая вхо-
дит только в контур к, Положительное направление ЭДС может
быть принято произвольно. Принимая его совпадающим с положи-
тельным направлевием контура, можно ввести в клетку столб-
цевой матрицы р$ значение EU„OU. При получении столбцевой мат-
рицы SH мощностей ветвей для определения мощности ветви ве ве-
личина ЕС/„0Ы, расположенная в клетке «, столбцевой матрицы ps,
умножается на величину, расположенную в строке вв и столбце
((J,C39Zyn) матрицы А-1. В результате получается мощность, равная
и противоположная мощности ветви вв в основном режиме, т. е.
—5,=-28,15 —/9,31.
Таким образом, необходимо выполнение равенства
0.039Z J EUI1CM=—28,15 — /9,31,
откуда
£ц,он=[(-28,15 - /9,3 l)/0,039J Z„=- (723+/239) ZyA.
126
л
11 Столбцевая матрица ps с добавочным членом EU^ в клет
ке «1 называется р$ав.
12 . Соответственно новое распределение токов (мощностей) может
быть получено в результате умножения
S1 нв = А ’Р.”
Для рассматриваемого примера значение SBen см нас 128.
Таким образом, результаты расчетов разными методами практи-
чески совпадают.
Умножение матриц может быть произведено и на ЭВМ.
С целью экономии времени при умножении вручную рекомен-
дуется рассчитывать не полный режим с отключенной линией, т е.
не матрицу Se eBj а дополнительный, т. е. матрицу SB Д()П (см. с. Г29).
Для этого надо умножить матрицу А-* на столбцевую матрицу
р$д0П, в клетках контуров которой, содержащих отключенную ветвь,
записывается величина EUMU с соответствующим знаком, а в
остальных клетках — нули
После получения дополнительного потокораспределения SR до„
суммарное распределение для сети с отключенной линией получается
наложением;
Sb BB-Se+SB яоп.
ЗАДАНИЕ 2. ПРОЕКТИРОВАНИЕ ПИНИИ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ
Студенту-----------------------группа------------------, курс---------
Спроектировать линию электропередачи заданного варианта (табл. 3.2) для
схемы, изображеппей на рис. 3.10
Задание предлагается выполнить по алгоритму, приведенному на рис. 3.11,
используя пояснения к отдельным его пунктам.
Вариант аадании Длина линии /, Нагрузки на обе цепи S, МВ А
кВ
; Г'И И И м л пн нг.^1
режиме режиме
1 НО 100 60 -р /20 0.4 SM>KI.
2 150 150 120 4- /50 0.5 SMS1IC
3 220 220 200 + /70 0.5 Ьмав1!
4 330 330 350 + /150 0,6 5М,КВ
5 500 500 600 + /100 0.6 S„at,0
6 750 750 1000 4- /400 0.65 SMallc
130
Примечание.. Величину напряжения, число часов использования максимума
7мвво, вяп исполнения сети (тип опор); величину отклонения напряжения на
шинах питающей ПС (нанример, +5% в минимальном режиме и —5% в макси-
мальном), отклонения напряжения на шинах С (например, ±2%) и специальные
задания для углубленной проработки задает руководитель. Остальные необходи-
мые данные студент находит в гл. 6 настоящей книги или в других книгах.
Проект выдан---—-------
Срок исполнения—.------
Руководитель-
А В С
^макс-°’35и1ном игмакс O,SBVZ
Щнин =/>DS Vi ном ЯгншГ f’02 ^2
Рис. 3.10 Линия передачи
Пояснения по выполнению алгоритма,
приведенного на рис. 3.11*
1, 2 и 3. Расчет сечений по экономическим интервалам произ-
водится согласно § 22 и примерам 7.1, 7.2 и 7.3.
4. Выбираются обобщенные постоянные Ал. ВГ„ С„ и Dn четы-
рехполюсника, заменяющего линию.
Линия передачи заменяется П-образной схемой замещения
(см. табл. 6 84, строку 3) Здесь и в дальнейшем величины А, В,
С и D — комплексные, но условно точки над ними не ставятся.
При высоких напряжениях (не ниже 330 кВ) и больших дли-
нах (длинйые линии) схемы замещения в проекте не состав-
ляются, так как расчеты по таким схемам дают значительные по-
грешности Чем длиннее линия, тем эта погрешность больше. Па-
раметры таких четырехполюсников даны в табл. 684 (строка 1).
Для идеальной линии без потерь активное сопротивле-
* Студенты, которым предлагается сделать проект линии 500 или 750 кВ, вы-
полняют его без учета компенсирующих устройств. Однако режимы этих линий
могут оказаться неприемлемыми, что необходимо указать в пояснительной алии
сие В дипломном проекте в этих случаях должна выбираться продольная
и гоперечиая компенсации и расчет необходимо проводить с учетом этой компен-
сации
131
| 14 Пронести экономический ртсчст (см та 2 и 5 3 I)
♦
I 18 Составить пояснительную аолнсиу по форме (см введение и эадьние I)
Рис 3 11 Алгоритм кыно-чиепия задания 2 курсового проекта
ние R и проводимость g принимаются равными нулю. Действитель-
но, по современным длинным линиям передаются огромные мощ-
ности, требующие очень больших сечений Например, в линиях
750 кВ Донбасс — Днепр — Винница — Львов каждый провод фазы
расщеплен на четыре провода сечением по 400 мм2 с расстоянием
между проводами фаз 19,5 м Таким образом, общее сечение каж-
дой фазы равно 4X400=1600 мм2 В линии 750 кВ Конаково —
Ленинград, передающей мощность более 1,5 ГВт (1500 МВт), что
почти в полтора раза превышает мощность всех электростанций
дореволюционной России, каждый провод фазы расщеплен на пять
проводов сечением по 240 мм2. Таким образом, общее сечение
каждой фазы равно 5x 240=1200 мм2 Естественно, что при таких
огромных сечениях активное сопротивление R=U(yf) будет неве-
лико по сравнению с индуктивным X, т. е. X^>R, и им можно
пренебречь.
Параметры аналогичных длинных линий выбираются с таким
расчетом, чтобы длительных потерь на корону не было (расщеп-
ление проводов, увеличение сечений и др.), поэтому часто вели-
чиной активной проводимости g.n также можно пренебречь.
Обобщенные постоянные для длинных линий берутся из
табл 6.84 (строка 2). Эти значения для идеальной линии без по-
терь получены из уравнений линий электропередачи
=^'гф cos ^„+j'faZc sin
А=1 (^Сф/2с) sin cos Кл,
где и ивф —фазные напряжения передачи в начале и конце
линии соответственно. В; /2— ток в конце линии. A, 2с=)Л£.в/С0—
волновое сопротивление, Ом; Лл=<о1 ]/" L0C0—волновая дчина ли-
пин, рад- В этих пояснениях / — длина линий, км; L,,— удель-
ное значение продольной индуктивности, Гн/км; Со — удельное зна-
чение поперечной емкости, Ф/км.
5. Выбор мощности трансформатора (автотрансформатора) произ-
водится с учетом его перегрузки примерно па 40% в аварийном
режиме при отключении одного из трансформаторов (см. гл. 6).
Тогда мощность каждого трансформатора
- 0]. (32)
где 5маис — максимальная передаваемая мощность (без потребителей
111 категории, которые в этом режиме можно отключать), п — число
трансформаторов.
При двух параллельно работающих одинаковых трансформаторах
(n=2) STP=O,71SMBKC, что соответствует загрузке трансформатора
в нормальном режиме на 70%
Пример 3.1. По двум трансформаторам (рис. 3 lO) с напряжением обмоток
330/115 кВ передается мощность Sxкгко-^250 ) /К)0 МВ А(5аыии-0,4SaMBB().
(31)
133
Выбрать автотрансформаторы с учетом нормального и аварийного режима.
Решение 1 Полная мощность» передаваемая по обоим трансформаторам.
SM.KO-^250’+100:—270 МВ-А.
2. Мощность каждого трансформатора
STp~0.7I^l„,e-0,7[-270-192 МВ А.
3 По соответствующей таблице (в данном случае табл, 6.40) выбираем авто-
трансформатор АТДЦТН с ближайшей большей мощностью 200 МВ А со следу
ющими параметрами напряжение короткого замыкания ик вс=10%, ик в н •»
=34 % и ык с-1<«=22,5 %, максимальные потерн короткого замыкания ДР|1.ЫС„О*>
—600 кВт, потери холостого хола ДРК х=180 кВт и ток холостого хода /к ,=
=0.5 %.
4. Для наглядности проведем проверку перегрузки выбранного автотранс-
форматора в аварийном режиме
(270 — 200). 100/200 35 %
Таким образом, выбранный автотрансформа гор будет перегружен в аварийном
режиме на 35 %, что удовлетворяет заданным условиям.
6. Выбор обобщенных постоянных трансформаторов Дт ».В„, Стр
и £>тр может принципиально проводиться по любой из схем замеще-
ния В [1 7| трансформаторы рекомендуется заменять Г-образиой
схемой замещения, а линии—П-образной симметричной Таким об-
разом, в зависимости от выбранной схемы замещения соответственно
по табл 6.84 выбираются и обобщенные постоянные Л,,р» Втр, С,.р
И ^тр.
7. Чтобы определить обобщенные постоянные всей передачи
линий и трансформаторов, четырехполюсники соединяются после-
довательно, параллельно
или последовательно и па-
раллельно в зависимости
от характера передачи.
Метод такого сложения
приведен в [17].
а)
Рис. 3.12 Замещение передачи четырех
иолюсникамн
Прьелер 3.2. Опреде-
лить обобщенные постоянные
всей передачи, изображенной
«а рис. 310, если провод каж
дой фазы, расщеплен на два
провода с сечением каждого
300 мм2, т е. 2ХАС-300 (вы-
брано по номограммам эконо-
мических интервалов).
Решение. Трансформаторы
заменяем I образной схемой за
мешения с данными, приведен-
ными в примере 3.1 Схема пе-
редачи четырехполюсников в
общем виде может быть пред-
ставлена, как показано на рис
312 а Тогда обобщенные по-
стоянные А”, В". С" и D" параллельно включенных одинаковых в элементов (ли-
ний или трансформаторов) запишутся как
где А', В-, С и D' — постоянные одного элемента.
В данном случае схема примет вид, показанный на рис. 3 12, б. Дал четырех-
полюсника этой схемы можно соединить последовательно. Окончательные значе-
ния обобщенных постоянных А, В, Си D (рис, 3.12, в) можно представить в виде
B-AJ^-B'D^,
C-CX»+d;c^ D-cX+d^-
В рассматриваемом случпе
f А=0,984/0 25, | А |=Л,02;
£-8,974-/162 IB 1 = 162,25;
(3 3)
С -47 98 10“*+/16,1 10-«, | С 1=60.6-10-*;
D—0,934-/0 57, |DI=l,09.
8. Чтобы определить напряжение (Лф в конце передачи, приве-
денное к входной стороне, рассмотрим уравнение четырехполюсника
U^=AU^+Bh,
где U2^, и /2—приведенные к высшей (входной) стороне напряже-
ние и ток в конце передачи.
Напряжение (71ф в начвле передачи задано по абсолютной вели-
чине как в максимальном, так
денное приближенное значение
лить по номинальному напря-
жению высшей стороны и за-
данной мощности нагрузки:
/2ieeKts=S2weKc/(V 3(7НОМУ
Известен также угол между
/2 и (^2. который является углом
сопротивления нагрузки на ши-
нах С (см. рис. 3.10), т. е.
Обобщенные постоянные А
и В передачи по величине и
фазе были определены при решении п. 7 рассматриваемого влго-
ритма
Таким образом, в уравнении четырехполюсника неизвестны на-
пряжение в конце линии Us^ по величине и углу, а также угол
между /2 и Ut Эта задача может быть решена графически:
1) направляем ток /2 по вещественной оси (рис. 3 13),
2) определяем угол нагрузки <рн,
3) вод углом <ри наносим лилию направления 1/£ф; величина Цц
пока неизвестна,
4) определяем arg В по фактическому значению В согласно (33):
tg?=arg162/8,97-18,1 откуда £=86°50',
J35
5) под углом р к (2 наносим вектор /?/2 (отрезок От);
6) аналогично находим tga==argД —0,25/0,98==0,255, откуда
а—14° 20’;
7) под углом с наносим направление вектора AUS^. Вектор
еще не определен, поэтому можно найти только его направление;
8) от конца вектора BI? (точка т) наносим прямую, параллель-
ную Д1/2ф.
9) так как известно по величине, от точки 0 циркулем де-
лаем засечку радиусом, равным величине U1(t Получаем треуголь-
ник Отп
Согласно выражению (3.1) вектор (71ф состоит из суммы двух
векторов— Дбг-ь и В/2. Тогда (У1ф (отрезок On) будет третьей сто-
роной треугольника Отп,
10) абсолютное значение U^, можно определить делением абсо-
лютных значений 141/;Ф|/| л ।
Такая диаграмма строится как для максимального, так и для
минимального режимов. При этом для максимального режима ис-
пользуются каке и /гмакс, а для минимального режима—17ц, и /2 •
Для рассматриваемого примера при колебании напряжения ±5%
17|ф =0,95Di ф ь<м=0,95-330/Уз= 181,1 кВ;
l/f Ф иии»1,05£/( ф пом=],05-33')/рГ3=200,2 кВ.
9. Зная абсолютные значения напряжений в начале Ц и в кон-
це 1/2 линии, можно определить потерю напряжения для любого ре-
жима
&U^Ut—U2.
В большинстве случаев (кроме линий с половиной длины волны,
где Д17=0) наибольшую потерю напряжения дает максимальный
режим, т. е.
А(7 макс —1/1 макс — U 2 макс-
Для данного примера путем i рафнческого построения максималь-
ного и минимального режимов (согласно рис. 313) найдены зна-
чения.
„„-181,1 |<6° кВ, и;, = 158123° 30' кВ;
ij, „.„-200,2 141° кВ, Йд, „„„=191123°30' кВ.
При этом потери напряжения:
Д£7Ма1(С» 181,1 — 158=23 1 кВ;
АЬ«кн=200,2— 191=9,2 кВ.
136
10. Требуемые коэффициенты трансформации по условиям ста-
бильности напряжения у потребителя с учетом заданных отклонений
будут различными в разных режимах-
^2Msnc~l^2M«Kc/t^2Nai«:Z ^2 ыии—^2 ыи>/й"2 икн
Если, согласно рассматриваемому примеру, напряжение на н н-
нах С в конце передачи С/2н«>м=Н5 кВ, то в максимальном и мин »-
мальпом режимах соответственно:
U2 „акс =0,98(4=0,98*115=-112,7 кВ;
14 «ии=1,0214=1.02 *115=117,3 кВ.
Регулирование напряжения состоит в тол», чтобы при изменении
режимов коэффициенты трансформации менять так, чтобы обеспечить
диапазон отклонений напряжения (±2%) на шинах С, согласно за-
данию, т. е. чтобы напряжение менялось от 112,7 до 117,3 кВ.
Для фазных величин это выразится неравенством
14 Ф. мвкс^172ф^и2ф. мин! (3.4)
112,7/|/ < 117,3,' J/З;
ч 65<£/гф<67,5.
Для рассматриваемого примера
&2макс=(4ф ыакс^(4ф ыякс ^158/65=2,43;
^2ыин=(72ф. ынИ/и2ф мин >191/67,5= 2,83.
11. Выбор ответвлений у трансформаторов производится так,
чтобы обеспечить напряжение у потребителей согласно выраже-
нию (3.4). Следовательно, ответвление на подстанции В (ответвле-
ния, как правило, делаются на стороне высшего напряжения
трансформаторов) в максимальном режиме должно быть равно
или меньше напряжения 115 2,43=280 кВ, а в минимальном —
равно или больше напряжения 115*2,83 =326 кВ.
При изменении режима регулятор переключает ответвления в
пределах от 280 кВ до 326 кВ. Однако следует проверить наличие
приемлемых ответвлений у данного трансформатора
Для рассматриваемого примера отклонения требуемых ответ-
влений от номинального напряжения 330 кВ составляют в макси-
мальном и минимальном режимах соответственно
(280-330)- 100
330
(326—330)* 100
330
Таким образом, поскольку данный трансформатор имеет преде-
лы регулирования ±12%» он не обеспечивает требуемого напря-
жения на шинах С в максимальном режиме.
=-15,1%;
=—1,2%.
М7
Для осуществления стабилизации напряжения у потребителя
возможна установка компенсирующих устройств или изменение
заданных условий, изменение отклонения напряжения в начале
передачи (иа шинах 71), увеличение допустимого отклонения на-
пряжения или изменение среднего значения напряжения у потре-
бителя (на шинах С) Так, если при сохранении прочих заданных
условий изменить среднее напряжение у потребителя со 115 кВ
на ПО кВ, получим
£/2макс=0,98-110=107,8 кВ, £/2м»..=1,02 110=112,2 кВ
В фазных величинах 107,8/jA3=62,2<(/2ф^ 112,2^|Лз=64,8кВ.
Соответственно
Л2и«с< 158/62,2=2,54; *2^к> 191/64,8 ^2,95,
т. е. ответвления на стороне высшего напряжения в максималь-
ном режиме равны или меньше 115-2,54=292 кВ, а в минималь-
ном— равны или больше 115-2,95=339 кВ.
Таким образом, в данном случае отклонение от номинального
напряжения в максимальном и минимальном режимах составит
(292—330) • 100/330-= -1 1,5%;
(339—330) • 100/330= +2,7 %,
что укладывается в пределы регулирования данного трансформа-
тора ±12%
12 и 13. Эти пункты выполняются по выражениям, приведен-
ным в алгоритмах и по [3 2]
14. См. гл 2 и § 3 1.
15. Пояснительная записка составляется по указаниям, приве-
денным во введении и я 11 алгоритма к заданию 1
Задание 3. Проектирование электрических систем (см с. 140 п
рис. 3.15).
Пояснения по пунктам структурной схемы,
приведенной на рис. 3.15
1. Любая сеть может быть выполнена различными конфигура-
циями и схемами соединений, каждая из которых обладает как
положительными, так и отрицательными свойствами. Намеченные
схемы должны удовлетворять предъявляемым к ним требованиям
надежности, экономичности, обеспечения потребителей качествен
ной энергией, предусматривать возможность дальнейшего разви
тия и быть удобными в эксплуатации, т. е. быть достаточно про-
стыми в управлении, обеспечивать проведение плановых ремонтов
оборудования станций, подстанций и линий без ограничения но
требителей и обладать структурной гибкостью (число присоедини
ний к шинам высших напряжений подстанций должно быть воз
можно меньшим (не более шести), а число цепей на каждом
направлении не должно превышать даух В расчетной практике
строительство ПС, как правило, целесообразно при больших ня
грузках, для НО кВ —5—7 МВт, для 220 кВ—15—20 МВт (ус
138
довно); для 330 кВ — 80—100 МВт и для 500 кВ —150—200 МВт
(условно).
В рассматриваемом проекте дан план района, в котором сту-
денту требуется наметить принципиальные схемы, предположив
работу сетей в нормальном режиме замкнутой Руководителем
намечаются места расположения
ПС и опорного пункта А (станция
ил)< подстанция) аналогично рис.
3 14 Пример вариантов таких схем
показан на рис. 3.16, а также на рис.
3.17, если ПС5 снабжает потребите-
лей 1П категории Задача состоит в
том, чтобы провести анализ наме-
ченных схем по аналогии с анали-
зом, проведенным в [2.2], рассчи-
тать, сравнить по экономическим
показателям (см. гл. 2) и выбрать
оптимальный вариант с учетом всех
факторов, заданных в курсовом про-
екте *.
2. Для экономического сравне-
ния вариантов схем с достаточной
для практики точностью можно
пользоваться упрошенными метода-
ми расчета а) распределение мощ-
ностей в замкнутых сетях, анало-
гично заданию 1, определять по дли-
нам линий (а не по сечениям), пред-
2 Sj
f
- .
— 1
-- - — .
—
ул —
Рис. 314 План района к за-
данию 3.
Места расположений подстанций
1—5 н питающих пунктов А (одного
ялн несхолькик) задает рукоаоди-
положив сечения проводов или кабелей одинаковыми, б) потерн
мощности на первом этапе расчета не учитывать, в) напряжения
во всёх точках сети принимать одинаковыми, равными номиналь-
ному.
Составляющие выражений, входящие во все варианты, напри-
мер стоимость трансформаторов и потери в них, также не учиты-
ваются, так как они являются величинами постоянными и на срав-
нение вариантов влияния не оказывают.
'Пример 3.3. Рассчитать распределение мощностей нормального режима
в сет и варианта 1, если заданы мощности подстанций и длины лийий (рис. 3 18)
Решение 1, Складываем мощности ПС4 и ПС5 и заменяем ату сумму, а также
мощности подстанций ПС1 — ПСЗ нагрузками (см. стрелки).
• В дипломном проекте схемы должны быть усложнены. Необходимо
предусмотреть, что питание районной сети будет осуществляться от разных источ-
ников. Одновременно рассматриваются вопросы релейной защиты и устойчивости.
Могут быть решены вопросы выбора мощности трансформаторов, установки и раз-
мещения компенсирующих устройств (КУ) н др При решении экономических
вопросов должно быть учтено изменение схем подстанций при изменении вариан-
тов, что может оказаться весьма существенным. Должно быть учтено также, что
иесколкко ПС не могут быть построены за первый проектный период Поэтому
сравнение вариантов желательно проводить с учетом строительства в течение ряда
лет
139
ЗАДАНИЕ 3, ПРОЕКТИРОВАНИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ
ё
Студен т у----------------------------------------------групп а------------, курс-----------------------------------
Спроектировать электрическую сеть для электроснабжения потребителей подстанций /—5 заданного варианта (табл. 3.3)
для района, изображенного на рис. 3.14.
выполнение задания предлагается по структурной схеме, приведенной на рис. 3.15 и пояснениям по выполнению отдель-
ных ее пунктов.
ii II я \ Масштаб рисунке Максимальная нагрузка подсгаицим, МВ Л Напряжение ее шяиах А Уд при нагрузках Нагрузка в инмималь вол режиме 5МИ1Г МВ-А
51макс ^2макс 53маке ®4макс ®5макс
максималь- мивиналь-
1 0 Т 0,3+ / 0,1 0,2 + / 0,1 0,2+ / 0,1 0 4 + / 0.1 0,5+ / 0.3 1 1 Умом 1,05 Увом 0.4 Знаке
2 20 2 0,4 + / 0,2 0.2+ / 0,1 0,3 + / 0 1 0.3+ / 0,2 0,5 + / 0,3 1.1 У НОМ 1,05 Уном 0 4 Знаке
3 35 3 1.5+ / 0,5 0,9 + / 0-5 1.7 + j 0.8 0.8 + j 0,5 0,8+ / 0,3 1'1 Умом 1,02 Увом 0.5 £Иакс
4 ПО 7 10+ / 6 12 + / 4 14 + / 6 10 + ? 4 15+ 1 5 1.1 У НОМ Умом 0,55 Знаке
5 220 10 30+ / 20 45+ / 20 30 + / 12 50 + / 30 40 + / 20 1 . 1 Умом Умом 0.6 Змако
6 330 20 150+ / 60 200 + / 70 90 + i 50 120 + / 50 180 + / 80 11 ОЗУ нои У кож 0,63 <$иакс
Места расположения ПС, питающего пункта А-, величину напряжения (если нет специальных
--------------------------- ----------------------- ТМакс> в”* исполнения сети (кабель
заданий по вы
воздушная ли-
ПриМРЧОХие <>и, ........
бору экономического напряжения), число часов использования максимума Тмаке, .......--- ---- ,------ -----j----—
нит тип опор)-, состав потребителей по категориям надежности и специальные задания для углубленной проработки задает
руководитель. Остальные необходимые данные студент находит в гл. 6 настоящей книги или в других книгах.
Проект вы де и--------
Срок исполнения—.
Руководитель
3 16 Примеры воэможн
▼ V
л 40,5 ПС2 28,5 ПОЗ 31,5 ПС4 34,5
л® —~ rjr It.'"
8^3,4^13,4 * I3,4*j5,4 t l,5*j0,5 T 8b=4B,5^319,5
20 +j8 t5+j5,9 41 +j 13,1
Рис 3 !9 Схема, приЕедсниая к сета с двусторонним питанием с распреде-
лением мощностей на участках кольца
2- Рассчитываем кольцо, объединяющее ПС! — ПС4, как сеть с двусторон-
ним питанием (рис. 3.19)
а) Находим распределение мощностей на участках кольца. По известному
выражению
Sz-(X S«Zm)/Z2, или 8Л=(2 . (3.5)
где ^тн1т — сопряженное значение сопротивления и длины противоположных плеч,
2. к /£ — сопряженное значение суммарного сопротивления и длина суммы плеч
соответственно
Тогда мощность, вытекающая из пункта А,
с <20+/8) 94 5+(15+j5,9) 66-К47+/19,1) 34,5
8л-=»~~'" 1 -°334-HI3.4 МВ А.
Аналогично определяем мощность, вытекающую из пункта В
(47+/I9.I) 100.Б-|-(15+/5.9)69-Н20+/8)40 5
SB=--------------------135-----------------48,o-f-/I9,6 МВ А.
б) Проверяем правильность расчета.
\ 2Sm=Sz+SB=(20+j8)+(l5+/5,9)+(47+jl9,l)-(33.4 1-/13.4)-|-(48,6+jl9.6),
т е. 82-|-/33=82+/33. Расчет проведен правильно.
в) Зная мощности, вытекающие из пунктов А я В, находим мощности иа
участках 2—3 и 3—4
«,-з=(33.4 | /13.4)—(20+ /8)-13,4j-/5;
( S3_«-(13,4+/5.4) - (15+/5.9)»- (1.6+/0.5).
Знак «—» показывает, что мощность на участке 3—4 имеет противоположное
направление и течет от ПС4 к ПСЗ
3 Определяем места точек токораздела Как видно из рисунка, точки токо-
раздела как для актиалых (зачерненный треугольник), так и для реактивных
(светлый треугольник) мощностей находятся ча ПСЗ
(13,4+/5,4)+<1,6+/0,5)=15+/5 9.
Полное распределение мощностей на всех участках и точки токораздела для
варианта I показаны на рис. 3.20. Аналогично рассчитывается распределение
мощностей нормального режима для всех рассматриваемых варнантов.
Распределение мощностей послеаварийного режима находится в за-
висимости от места повреждения, которое рекомендуется выбирать
иа наиболее загруженных линиях. Если после повреждения сеть
разомкнута, то мощности на участках находятся по I закону Кирх-
гофа Если же после повреждения часть сети, кроме поврежденного
участка, замкнута, то расчет проводится методом наложения анало-
гично заданию 1
3. По подсчитанным мощностям на участках схем можно найти
токи 7=s/(j/r3(/) Зная их, согласно указаниям гл 7, находим
коэффициент о=(Еи+Р)/(тсаз)- По значениям токов 1 и коэффици-
ента о определяем сечения всех участков схем по универсальным
номограммам экономических интервалов в соответствии с заданным
напряженней и исполнением сети (см примеры 7 1—7 3).
143
Если по заданию руководителя студент должен провести рас-
чет с учетом роста нагрузок, то расчетный ток /расч определяется
согласно рекомендациям гл. 2.
4. Проверка по допустимой потере напряжения в нормальном
и пос.леаварийном режимах проводится от питающего пункта А
до точек токораздела аналогично заданию 1
Если проект не очень перегружен, то по индивидуальному за-
данию руководителя для * ' л~ ......
,^^^'15^5.9
20ij6
Рис 3 20 Схема окончательного
распределения мощностей в сети
W+jf5,7
35*jfi9
обеспечения необходимого качества
энергии могут быть применены до-
полнительные мероприятия, указан-
ные в задании 1
5. Экономический расчет прово-
дится согласно указаниям гл. 2 и
аналогично заданию 1.
Приведенные затраты Зх рас-
считываются за один проектный пе-
риод (1 год) или в течение ряда
лет (расчетный период Г)*. В после-
аварийном режиме потери энергии
считать не следует, так как этот ре-
жим является кратковременным.
6. Приведенные затраты для всех
рассматриваемых вариантов срав-
ниваются между собой и выбирается
тот вариант, у которого величина Зд минимальная Для выбран-
ного варианта и проводятся все дальнейшие уточнения ио заданию
руководителя
7. Пояснительная записка составляется по указаниям введения
и в. 11 алгоритма к заданию 1.
По желанию студента в проекте может быть определен баланс
активных и реактивных мощностей по форме табл. 3.4 (см [1.7]).
§ 3.3. ДИПЛОМНОЕ ПРОЕКТИРОВАНИЕ
Рассмотренные курсовые проекты (см. § 3 1, 3 2 я др ) и ана-
логичные им могут быть с успехом использованы как часть ди-
пломных проектов. В дипломном проекте каждая из этих тем
может быть разработана углубленно.
Приведем некоторые возможные темы типовых дипломных
проектов
1. Разработка схемы электроснабжения крупного энергорайона.
2- Расчеты режимов параллельной работы сетей 110—330 кВ
в энергосистеме.
3 Проектирование подстанции 110—330 кВ или других напря-
жений
4. Определение потерь электроэнергии в сетях 110—330 кВ.
• Для определения приведенных затрат при строительстве в течение ряда
лет данные очередности строительства отдельных сетевых объектов задаются ру-
ководителем. *
144
I
5 Реконструкция подстанции 330/110 кВ.
6. Перспективная схема электроснабжения города.
7. Проектирование длинной линии электропередачи.
8. Выбор района размещения и основных параметров подстан-
ции 110/10 кВ.
Таблица 3.4
Баланс мощностей по районной электрической сети
лая максимального режима
Составляющие баланса
Активная
мощность. Pj.
МО ННОСТЬ, Oj,
МВт %
Нагрузки подстанций
Г1С1
ПС2
и т. д.
Суммарная нагрузка всех подстан-
ций
Потерн мощности на
па
ПС2
н т. д.
Суммарные потери на попст8|шпях
Потерн мощности в линиях всех
напряжений.
10 кВ
ПО кВ
220 кВ
и т. д.
Суммарные потери н высоковольт
ных лай ияк
Полные потери в системе (п. 4-f-C)
Генерируемые мощности в системе
а) станция А (выдача с шин)
» В » >
и т. д.
б) линия передачи ПО кВ
» » 220 кВ
и т. д.
в) компенсирующее устройство
Суммарная генерируемая мощность
(8а+Йб-|-8в)
Суммарное потребление (п. 1-| 4 рб)
Суммарная располагаемая мощность
станций А
В
9. Оптимизация параметров распределительных электрических
сетей 10—20 кВ в районе N.
10 Исследование надежности электроснабжения сельскохозяй-
ственных потребителем в сетях среднего напряжения
И Выбор оптимального числа распределительных пунктов
города Р
12. Проектирование сетей 6—20 кВ района
1° Зак. 212
145
1. Изучить исходные данные генплан кварталов, местоположение ис
точииков электроснабжения и т д
12. Олреае жть расчетные нагрузки жилых и общественных зданий (см
§ 1 Л и гл. 6)
I 3. Выбрать число и мощность трансформаторов (см гл. С)
4
Г~4. Выбрать ex'-му построения низковольтной распределительной сети I
I 0 4 кВ ________________________________________________________ 1
| а) петлевая схема | б) многолучевая схема |
I I
15. Рассчитать токи (мощности) по участкам линий 0,4 кВ для схем а) |
и О I
| 6. Выбрать сечения линий пп экономическим соображениям (см. § 2-1) ]
~__________________________________I_____________________-__________
цет | 7. Проверить, удовлетворяют ли сечения условиям нагрева в нормаль j
।—I ним и послеаварийном режимах I
j 8. Сечения увеличиваются I
_____________L—_____________________________________________________
Пет I 9 Проверить удовлетворяют ли сечения допустимой потере папряже- I
| I тити в нормальном и послеаварийном режимах___________________________|
| 10, Сечения увеличиваются I |
_ 4_______________,_________________4 ...............
| 11. Рассчитать токи (мощности) но участкам линий 6—20 кВ_______ |
j а)5Гпетлевой схеме_____________| б) в многолучевой схеме________|
________________________4______________________*____________________
112. Выбрать оптимальный вариант по минимуму приведенных затрат 1
(с учетом сети 0.4 кВ ТП и сети 6—20 кВ) (см гл. 2)___________|
___________________________________I________________________________
| 13 Рассчитать токи к, з (см § 1 5)]
| 14. Выбрать оборудование и аппараты ко номинальным токам н токам 1
I к. з. (см. §16) |
__________________________________4________________________________
115. Дать количественную оценку надежности электроснабжения (см. |
1X3D I
| 16 Выбрать средства регулирования напряжения (см. 13 3 и 3.4}) I
i~l7. Рассмотреть вопросы техники безопасиоск ___________|
4 ________________
j 18. Составить поасиительную записку по форме (см введение)|
Рис 3 21 Алгоритм выполнения дналомного проекта на тему «Электроснабжении
жилого квартала»
I 7. Увеличить мощность трансформатора |
| 8. Выбрать первиЧн'ую схему коммутации подстанции (см II 10| |
[9. Рассчитать токи к з. (см § 1.5) |
10. Выбрать оборудование и arjiinpaiu по номинальным токам и токам I
к. з (см. § 1.6)__________________________________________ ______|
___________________________________*__________________________________
И. Выбрать защиту и автоматику подстанции- трансформаторов, АВР. I
отходящих линий и г. д. (см гл о) [
12. Дать количественную оценку надежности электроснабжения
(СМ. |2 31}
13. Определить приведенные затраты на систему электроснабжения но
вариантам и выбрать оптимальный (см. гл. 2)
14. Разработать и обосновать структуру обслуживания подстанции
15. Рассмотреть вопросы техники безопасности (см |В 2|)
| 16. Составить пояснительную записку по форме (см. введение)
Рис 3 22. Алгоритм выполнения дипломного проекта на тему «Понизительная
подстанция 330—220—110/20—10 кВ»
10»
13 Реконструкция сетей среднего напряжения города Р
14 Организация обслуживания распределительных сетей 0,4—
20 кВ
15 Перевод подстанции города N с 6 на 10 кВ
16 Проект электрических сетей 10 и 0,4 кВ для электроснаб-
жения жилого микрорайона
17 . Перевод электроснабжения завода 7 с 6 на 10 кВ
18 Определение параметров и конфигурации низковольтных
распределительных сетей.
Структурные схемы выполнения проектов по электроснабжению
жилою квартала и понизительной подстанции 110—220—330/20—
10 кВ приведены на рис. 3 21 и 3.22 соответственно.
§ 3.4. ДИПЛОМНОЕ ПРОЕКТИРОВАНИЕ С НАУЧНО-
ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИМ УКЛОНОМ
При выполнении дипломных и курсовых проектов желательно,
чтобы студенты, хорошо усвоившие пройденный материал, по спе-
циальному заданию руководителя проводили самостоятельные
творческие научные исследования. В курсовых проектах должны
предусматриваться более простые вопросы и в меньшем объеме,
в дипломных — более сложные и в большем объеме.
Студентам, недостаточно усвоившим пройденные курсы, выда-
вать проекты с научно-исследовательским уклоном не рекомен-
дуется Если даже такой студент и справится с поставленной
задачей, что бывает довольно часто, основная цель не будет до-
стшнуга За время проектирования он должен восстановить в па-
мяти основной теоретический материал, пройденный в институте,
и показать умение использовать полученные знания для решения
конкретных практических задач. Научно-исследовательские темы
в основном имеют узкую направленность и требуют работы
«вглубь»
Проектов научно-исследовательского характера может быть
множество. Перечислим темы некоторых из них.
1 . Анализ влияния электрических сетей на окружающую среду
и ограничение вредных влияний.
2 . Проблемы надежности электрических сетей и систем.
3 . Разработка электропередачи новых типов (криогенные ли
лии, линии половины длины волны, настроенные или компенсиро-
ванные линии), проектирование управляемых самокомпенсирую-
щихся линий (УСВЛ) со сближенными фазами ит.д.
4 Совершенствование методов автоматического управления
энергосистемами
5 Анализ вопросов эксплуатации сложных объектов (кабели
высоких напряжений и т. д).
6 Оптимизация развития сетей
7 Анализ графиков потребления электроэнергии и процессов
их изменения
8 Анализ и сравнение замкнутых и разомкнутых сетей.
9 Оптимизация сетей (выбор оптимального числа линий транс-
форматоров, их загрузки и т д)
10 Определение условий, при которых целесообразен переход
па более высокие напряжения
И Построение и анализ новых зависимостей на основе мето
да экономических интервалов
12 . Сравнительный анализ различных способов регулировании
напряжения
13 Влияние отклонений напряжения па ущерб
14 Оптимизация режимов сетей
15 Анализ размещения компенсирующих устройств
16 . Определение условий, при которых целесообразно приме-
нение распределительных пунктов и методика определения их
числа.
17 . Исследование и усовершенствование конструктивных испол
нений сооружений сетей, подстанций и т. д.
Проект одного направления можно рекомендовать для выпол-
нения двум и большему числу студентов. Необходимо учесть, од-
нако, что в таких комплексных проектах у каждого студента
должны быть совершенно четкие индивидуальные задачи, пере-
крещивание которых предполагается только в самом конце про-
ектирования Расчетные части заданий не должны зависеть одна
от другой, иначе случайные причины (болезнь, разная работоспо
собность и др ) могут сорвать выполнение всею комплексного
проекта. Например, по комплексной теме курсового проектирова-
ния научно-исследовательского характера «Анализ метода эконо-
мических интервалов и построение универсальных номограмм»
одному студенту можно предложить работу ио воздушным линиям
средних и низших напряжений, другому — по высоким, а третье-
му— по кабельным линиям и т- д Для научно-исследовательских
тем необходимую литературу студент находит сам или с помощью
руководителя
Литература
3.1. Электрические системы Передача энергии переменным и постоянным
током высокого напряжен и я/Под ред. Б А. Веникова —М Высшая школа
1972
32 Раочеты и анализ режимов, программиронание и оптимизация работы
сетей/Под ред В А Веникова — М Энергия 1974
3.3 Карпов Ф Ф. Солдаткина Л А Регулирование напряжения
в электросетях промышленных предприятий — М Энер> ия, 1970
34 Маркушевич Н С, Солдаткина Л А Качество напряжения
в городских электрических сетях.— М Энергия 1975
3.5 Левин М С.Мурадян A F., Сырых Н Н Качество эяектроэиср
гин в сетях сельская районов,- М Энерх ня, 1975
3.6 Текинка высоких нанряжсннй/Под ред Д В Розевига —М Эисп
гия, 1976
37 Вошинк’эвич А Д Механический расчет проводов и тросов линий
электропередачи — Л Энергия, 1971
Глаза 4
ПРОЕКТИРОВАНИЕ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
ПРОМЫШЛЕННЫХ ПРЕДПРИЯТИЙ,
ГОРОДОВ И СЕЛЬСКОГО ХОЗЯЙСТВА
§ 4.1. ЗАДАЧИ УЧЕБНОГО ПРОЕКТИРОВАНИЯ
В настоящей главе кратко рассмотрены вопросы курсового и
дипломного проектирования по трем указанным специализациям.
Подробные рекомендации даны в предыдущих главах, а также
в литературе.
В задание курсового или дипломного проекта могут входить
те или иные исследования и темы: «Электроснабжение промыш-
ленных предприятий», «Электроснабжение сельского хозяйства»,
«Электроснабжение городов»
В процессе работы студент должен стремиться к самостоятель-
ности решения всех вопросов, возникающих в ходе разработки
проекта. К проектированию надо подойти организованно, стре-
миться к наименьшей затрате времени и труда для нахождения
наивыгоднейших решений.
§ 4.2. КУРСОВОЕ ПРОЕКТИРОВАНИЕ
Задание на курсовое проектирование обычно имеет комплекс-
ный характер. Оно состоит из нескольких частей, каждая из ко-
торых является естественным продолжением предыдущей (рис. 4.1)
В зависимости от специализации задаются различные темы
курсовых проектов.
Электроснабжение промышленных предприятий. В качестве
исходных данных для рассматриваемого курсового проекта слу-
жат генплан предприятия, установленные мощности по отдельным
видам потребителей и характеристика возможных источников
питания.
В пояснительной записке необходимо отразить все вопросы
проектирования согласно рис. 4.1. В графической части требуется
изобразить
1) генплан с картограммой нагрузок и высоковольтной сетью;
2) принципиальную схему первичных соединений для электро-
снабжения предприятий,
3) конструктивную схему главной понизительной подстанции
(ГПП), план и разрез распределительных устройств (РУ).
1. Ознакомиться с технологией производства заданного промышленного пред-
приятия. Определить категорию отдельных электроприемников (см. [11] и
[4.31)
2. jОпределить расчетные нагрузки по цехам (см- § 11)
3. Определить число и месторасположения цеховых подстанций (см. [1-1, 1 21
и [4.1ft
4. Определить число и мощность трансформаторов (см. 11-1, 1 21 и [4.1])
5. Определить место и выбрать схемы главной понизительной подстанции и
распределительных пунктов (см [1.1] и [4.1])
I
6. Выбрать схемы питающих и распределительных сетей (см. [1.1.1.2] и [4.1[)
7. Определить сечения кабелей (си § 2.2 [1-11)
8. Выбрать установки для компенсации реактивной мощности (см § 1 4)
9. Уточнить мощность цеховых трансформаторов
10. Составить баланс мощностей промышленного предприятия (см. [4.1])
_____________________________________I____________________________________
И. Определить мощность трансформаторов на ГПЛ с учетом компенсации ре-
активных нагрузок
12. Выбрать аппаратуру и тоководутцне части всех распределительных уст-
ройств (см [1 I] [4.1 и 4,3])
13. Состапить баланс потребления н определить стоимость электроэнергии (см
|4 Ч)
14. Составить пояснительную записку по форме с рисунками, итоговыми таб
лицами,“введением обосиеканнымк выводами ссылками на литературу,
списком использованной литературы и оглавлением (см введение)
Ряс. 4 1 Структурная схема выполнения курсового проекта па тему «Электро
снабжение промышленного предприятии N »
Электроснабжение сельского хозяйства. В качестве исходных
данных стужат план электрифицируемого района с заданной плот-
«остью нагрузки сельскохозяйственных и общественно-коммуналь-
ных потребителей, месторасположение районной подстанции
I. Опшкомигься с характеристикой потребителей заданного сельскохозяйствен
района
2. Определить расчетные нагрузки истребителей (см. § 1.1)
3. Выбрать экономический радиус низковольтной сети (см. fJ.3|)
4. Определить число и мощность потребительских ТП (см. |1.3])
5. Выбрать схему распределительных сетей с учетом требований надежности
электроснабжения (см. |1-3|)
в. Определить сечения проводов (см. § 2 2)
7. Выбрать ответвления па понизительных трансформаторах и составить таб
лицу отклонений напряжения у потребителей (см. 3|)
8. Выбрать аппаратуру распределительных устройств (ем |4.2 и 4 3|)
9. Определить приведенные затраты по электрификации заланвого сельскохо-
зяйственною района (см § 2.1)
10. Составить пояснительную записку но форме с рисунками итоговыми таб-
лицами, введением обоснованными выводами ссылками на литературу,
списком использованной литературы и оглавлением (см введение)
Рис. 4 2. Структурная схема выполнения курсового проекта на тему: «Электро-
снабжение сельского района Л' .»
(НО кВ), суточный режим напряжения центра питания, располо-
жение отдельных крупных сельскохозяйственных потребителей
(ферм крупного рогатого скота, свиноводческих ферм, консервных
заводов, теплиц и т. д.).
152
В пояснительной записке необходимо отразить все рассмотрен-
ные вопросы проектирования согласно структурной схеме, приве-
денной на рис. 4 2.
I. Ознакомиться с генпланом и характеристикой потребителей района
2. Определить расчетные нагрузки жилых и общественных зданий (см <} I.
3. Намети 1ь несколько вариантов схем построения низковольтной сети 0 4
(см. (1.4|)
4. Выбрать число и мощность трансферта горое (см. (1 4])
5. Наметить несколько паризитов схем распределительной сети 6—20 кВ
11-41)
6. Определить сечения линий (см § 2.2)
7. Выбрать оптимальный вариант всей сети (0.4 кВ, ГЛ и 6—20 кВ) ко
нимуму приведенных затрат (см. § 2.J)
8. Выбрать annapaiypy распределительных устройств дли оптимального
риаита сета (сн. [1.4Ц
9. Определить суммарные приведенные затраты с учетом аппаратуры и coci
внть итоговую таблицу по форме табл. 6.34 или 6-35
10. Составить пояснительную ваписку но форме с рисунками, итоговыми
лицами введением обоснованными выводами ссылками на литера*
списком использованной литературы и оглавлением (см. введение)
Рис. 4.3 Структурная схема яыполненчя курсового проекта на тему «Электро-
снабжение города Л >
В графической части требуется изобразить.
1) план сельскохозяйственного района с высоковольтной рас-
пределительной, сетью (10, 20, 35 кВ),
2) конструктивную схему понизительной трансформаторной
подстанции (ТП) или распределительною пункта (РП),
153
3) план низковольтной сети одного ТП.
Электроснабжение городов. Задачей курсового проекта явля-
ется электроснабжение микрорайона (квартала) города. В каче-
стве исходных данных служит план района города с заданными
плотностью нагрузки, этажностью застройки, месторасположением
возможных источников питания и отдельных крупных обществен-
но-коммунальных потребителей.
В пояснительную записку включаются ясе вопросы проектиро-
вания согласно структурной схеме, приведенной на рис. 4 3В гра-
фической части требуется изобразить
1) план района города с высоковольтной (6—20 кВ) распре-
делительной сетью,
1) конструктивную схему ТП или РП;
3) план низковольтной сети одной ТП-
При разработке графической части курсового проекта схема
первичных соединений изображается в однолинейном исполнении,
участки схемы с нарушенной симметрией фаз — в трехлинейном,
например трансформаторы тока, установленные в двух или одной
фазах, двухфазные короткозамыкатели и т. п.
На схемах первичных соединений показывается оборудование
подстанций первичного напряжения- силовые трансформаторы и
другие преобразователи энергии, сборные и соединительные шины,
коммутационная аппаратура и предохранители, измерительные
трансформаторы, разрядники, трансформаторы собственных нужд,
конденсаторы связи. Соединения вторичных устройств на схемах
первичных соединений нс приводятся. Однако условными мафиче-
скими знаками показывается наличие контрольно-измерительных
приборов, комплектов защиты и подстанциопной автоматики Ус-
ловные обозначения вторичных устройств размещаются рядом с
той цепью, на которой они установлены, а при питании от измери-
тельных трансформаторов — рядом с этими трансформаторами.
На схеме первичных соединений указываются типы и основные
технические характеристики первичного оборудования. При учеб-
ном проектировании выбор аппаратов расчетным путем произво-
дится в сокращенном объеме. При этом учитываются только поми-
нальные токи и напряжения, а для выключателей и предохрани-
телей также их отключающая способность по сверхпереходному
току короткого замыкания (см. § 1.6).
Для одинаковых цепей оборудование принимается идентичным.
На питающих линиях и сборных тинах указываются номинальные
напряжения, материал и сечения. Как правило, необходимые ха-
рактеристики трансформаторов и аппаратов содержатся в обозна
чении их типов, которые указываются на схеме. Для коммутаци-
онных аппаратов указывается также обозначение типа выбранно-
го привода В ряде случаев приводятся дополнительные данные,
например схемы соединения обмоток и режим нейтралей силовых
трансформаторов и трансформаторов напряжения Чтобы предот
вратить появление высокого напряжения, вторичные цепи зазем-
ляются (заземления на схемах могут не указываться) или в опрс-
154
деленных случаях защищаются предохранителями На выводах каж-
дой обмотки силовых трансформаторов указывается номинальное
напряжение основного вывода и регулировочных ответвлений.
В обозначениях выключателей встречаются большие различия.
Если в обозначении не указаны номинальное напряжение, ток и
отключающая мощность (ток), то в скобках после обозначения
типаг выключателя приводятся недостающие величины соответст-
венно в киловольтах, амперах и мегавольт-амперах. В обозначе-
ниях разъединителей и отделителей должны быть указаны номи-
нальные напряжения в киловольтах и ток в амперах, в обозначе-
ниях короткозамыкателей и вентильных разрядников — номиналь-
ное напряжение в киловольтах; в обозначениях предохранителей —
номинальное напряжение в киловольтах и ток патрона в амперах,
а в обозначениях трубчатых разрядников—номинальное напряже-
ние в киловольтах и отключаемый ток в килоамперах.
Окончательный вариант схемы первичных соединений ГПП
разрабатывается с учетом ее конструктивного выполнения. Отдель-
ные цепи на схеме первичных соединений изображаются в после-
довательности расположения ячеек РУ. Это требование относится
также к цепям вводов РУ и секционного выключателя.
Различные варианты выполнения подстанций с напряжением
35—110/6—10 кВ рассмотрены, например, в (4.1].
Необходимость в измерительных трансформаторах, а также ме-
сто их подключения определяются наличием контрольно-измери-
тельных приборов, устройств защиты и автоматики и контроля изо-
ляции На подстанциях промышленных предприятий предусматри-
вается установка приборов для измерения активной и реактивной
мощностей (энергии), тока и напряжения
Учет электроэнергии необходим для проведения:
1) коммерческих расчетов с энергоснабжающей организацией и
с субабонентами,
2) технических расчетов при установлении лимитов расхода
электроэнергии цехами, отдельными энергоемкими агрегатами,
технологическими процессами, а также при определении удельных
норм расхода электроэнергии на единицу продукции или полуфа-
бриката.
При разработке конструктивного выполнения подстанций и РП
используются гЬтовые решения основных узлов по справочным
материалам (1.1, 1.4, 4.2 и 43] с учетом особенностей разрабаты-
ваемого проекта. Рекомендуется применять комплектные трансфор-
маторные подстанции (КТП), комплектные распределительные
устройства (КРУ) различных типов, комплектные конденсаторные
установки (ККУ) и шинопроводы
Конструктивные чертежи разрабатываются в определенной по-
следовательности. Составляется схема заполнения с учетом сетки
схем ячеек, которые для стационарных и выкатных ячеек приво-
дятся в (4 1 и 4 3]. Затем составляется эскиз РУ напряжением
35—220 кВ с трансформаторами Исходя из схемы заполнения
разрабатываемся эскиз РУ 6—10 кВ.
При учебном проектировании принимаются следующие виды ис-
полнения распределительных устройств РУ 35—220 кВ — откры-
тое, РУ 6—10 кВ — закрытое или состоящее из шкафов КРУН
(комплектных распределительных устройств наружных). Транс-
форматоры ГПП устанавливаются открыто (на воздухе), а цехе
вых ТП — закрыто (в камерах) Выполнение ГПП показывается
па чертежах планом н разрезом Па плане показываются ОРУ
35 220 кВ, трансформаторы и РУ 6—10 кВ Разрез ГПП дается
по вводу питающей линии, трансформатору и РУ 6—10 кВ Кроме
того, необходимо показать схему заполнения РУ 6—10 кВ и разрез
ячейки 6—10 кВ с выключателем. На чертежах ГПП должны быть
показаны также трассы контрольных кабелей, подъездные и вну-
три площадочные дороги, ограждения, мо .пиеотводы и маслосбор-
ные устройства под силовыми трансформаторами и баковыми вы-
ключателями.
Все чертежи могут выполняться на миллиметровой бумаге,
в принятом масштабе, с соблюдением фактических размеров аппа-
ратов и оборудования
§ 4.3. ДИПЛОМНОЕ ПРОЕКТИРОВАНИЕ
При выборе тем дипломного проекта необходимо учитывать
актуальность задания и возможность выявления индивидуальных
склонностей дипломанта Студентам специальности «Электроснаб-
жение промышленных предприятий, городов и сельского хозяйст-
ва» обычно предлагаются темы проектирования электроснабжения
отдельных объектов (промышленных предприятий, крупных жи-
вотноводческих комплексов и т д) или городских и сельских рай
онов
Объем и содержанпе исходных данных зависит от темы. Если
рассматривается электроснабжение промышленных предприятий
или крупных сельскохозяйственных комплексов, то в исходных
данных приводятся:
1) общий схематический плап промышленного предприятия или
сельскохозяйственного комплекса с указанием источников питания
и существующих электросетей,
2) мощность источников питания, расчетные нагрузки сущест-
вующих электросетей, установленные мощности предприятия,
3) данные по токам короткого замыкания на шипах неточна
ков действующее значение периодической составляющей трех-
фазного короткого замыкания (см § 1.5),
4) указания энергосистемы по компенсации реактивных нагру-
зок и режимам напряжения в сети,
5) специальные условия электроснабжения и задание на раз-
работку какой-либо специфической части проекта (установка
преобразователей тока, частоты или числа фаз, автоматизация
компенсации реактивных мощностей, расчеты по регулированию
напряжения и его автоматизации, оценка надежности электро-
снабжения, в том числе ожидаемого народнохозяйственного ущер-
156
ба от перерывов в питании; разработка и расчет новых схем рс
лейкой защиты и автоматики и т. д.),
6) указания ио разработке технике экономических вопросов,
мероприятий по охране труда и вопросов экологии
Последовательность разработки дипломного проекта не отли
чается от хода выполнения курсового проекта (см рис 41,42
и 4 3) Однако в дипломном проекте все вопросы рассматривают
ся углубленно с учетом реальных исходных данных. Кроме того,
в каждом дипломном проекте детально разрабатывается отдель
ный вопрос по электроснабжению данного предприятия (надеж-
ность электроснабжения, компенсация реактивных нагрузок, регу-
лирование напряжения и т д.)
В проектах с научно-исследовательским уклоном творчески
могут разрабатываться как отдельные части, так и проект в целом.
§ 4.4. НАДЕЖНОСТЬ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
Все электроприемиики (электродвигатели, светильники, элек-
тротехпологические установки и т. д.) по требуемой степени на-
дежности электроснабжения условно разделяются на три катего-
рии В зависимости от категории электроснабжение осуществля-
ется от одного или нескольких независимых источников питания
(см табл 6 3). При выборе наиболее выгодного варианта схемы
определяются показатели надежности электроснабжения (см.
табл 63) Принимается тот вариант, для которого приведенные
затраты с учетом народнохозяйственного ущерба от иелоотпуска
электроэнергии при соблюдении нормативных требований по про
должйте гьности отключений минимальны Для электроприем пиков
особой группы ущерб обычно не учитывается, но рекомендуется
рассмотрение возможных вариантов технологическою резервиро-
вания— установки дополнительных взаимно резервирующих элек-
троприемников
При определении показателей надежности необходимо представить
все элементы системы электроснабжения (линии электропере-
дачи, коммутационные аппараты, трансформаторы, шины соединений,
и т. д.) параметрами потока отказов (аварий) и>ав (1/год). потока
плановых отключении к.'пл (1/год) и продолжительности одного ава-
рийного тап (ч) и планового т„л (ч) отключения (см табл 6 37).
При п последовательно соединенных элементах системы:
1) суммарный параметр потока отказов всей цепи
№..=2 и,,.;
/=1
2) среднее число аварийных отключений за расчетный период
времени lD (обычно за 1 год)
axeu=Wl ав(р,
3) средняя суммарная продолжительность всех аварийных отклю-
чений
7'rBB=Zpg
4) средняя продолжительность одного любого аварийного отклю-
чения
Т1мв=Тхвв/а1ав
Апало1ичпо определяется число и продолжительность плановых
отключений цепи;
ОГпл=^р21
Tv пл=7т пл/Ох пл-
1с.чи во время планового ремонта одного элемента производится
ремонт других, это должно учитываться в расчетах Для электро-
Н—-—Н4<ьь
Рис. 4 4 Схема электропередачи
Л— линия. В — выключатель; Г — трансформатор
Рис, 4.5 Параллельное сс
единение элементов
передач, выполненных по схеме, приведенной на рис. 4.4, в [2.3]
рекомендуется применять следующие выражения:
1) для сетей до НО кВ
7"*пл—^лл трТПл тр-ЦОпл.л-" Опа тр)Тпл_л»
2) для сетей 220—750 кВ
7\лл=Спл вТпл в4"(Н-ПЛ л Плл. в)тчл л,
где апп тр, апя л, а„л „ и rluI гр, тпл л, тпл „ — число плановых от-
ключений трансформатора, линии, выключателя и их средняя про-
должительность соответственно
Если схемы электроснабжения содержат две параллельные цепи
(рис. 4.5), то
1) среднее число аварийных отключений системы электроснабже-
ния (наложение аварийных отключений одного элемента на аварий-
ные или клановые отключения друюго, и наоборот]
Ox«u=^p®sHB=fp |ювв1йУвиа (тИ111 +-т,10х) Ъ
4" “>«al ‘Чый'Та л 2 4" Щ] BSU>n л (ТП
158
2) средняя суммарная продолжительность аварийных отключений
7'хвв=/р^ав,
где вероятность одновременного отключения двух параллельных
цепей
?ав==?ав1<7ы|24'<?в1'1 ялз4-9м2. пл1-
Здесь ?вВ1.Пл2=0,5<7ял!1и)а1,1 при тпл3<т8В1,
?ВВ1 .!а2 = и)вв1Ю„л2(Тплг —0,5тав1) при ТПл1>Таа1.
Вероятность отключенного состояния отдельных цепей из-за на-
личия аварийных отключений
4?аВ/=и-'аа/Савр
Если потребитель в нормальном режиме питается по одной (на-
пример, первой) цепи и только при отключении основной цепи пи-
тания переключается на резервную цепь (вторую), необходимо учи-
тывать продолжительность переключений T1Ifp. В этом случае сум-
марное число и продолжительность аварийных отключений запи-
шутся соответственно
где
°i-^ZP<a’b»14-«>aB1U,BB1TaB1+tt'a-WnjI1tiuil):
^'тав'=^р9яи«
^ee~tt'anl'tiiep+ft1o-
Эти выражения можно использовать при определении показателей
надежности электроснабжения для любого числа последовательно
или параллельно соединенных элементов, применяя последовательное
эквивалентное преобразование Для этого принятую схему электро-
159
снабжения надо представить в виде структурной схемы расчета на-
дежности (рис. 4 6) Подробные рекомендации по составлению диа-
грамм надежности приводятся в [2 3J
Ущерб от недоотпуска электроэнергии определяется согласно
выражениям, приведенным в гл. 2
Вероятность восстановления электроснабжения в течение задан-
ного времени можно определить согласно выражению
§ 4.5. КОМПЕНСАЦИЯ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ
Реактивная мощность, протекая по линиям, изменяет потери
мощности и напряжения в сети Как известно, без компенсации
реактивной мощности потери активной мощности
ДР=(Р*+ф»)
гри наличии компенсирующих устройств С МОЩНОСТЬЮ фа. У
bP={P»+(Q-(b y)2R]/U^
Аналогично потеря напряжения при отсутствии компенсации
(если пренебречь поперечной составляющей)
At/=(PK+QX)/l/,
при наличии компенсирующих устройств (рис. 4.7)
Д1/=(Рй+(ф-фк у)Х)/и
Рассмотрим установку компенсирующих устройств (КУ) в рас-
пределительных сетях па стороне низших (до 1 кВ) и средних
(6, 10, 20 кВ) напряжений. Выбор КУ более высоких напря-
жений осуществляется по специальной методике.
Указания по определению мощности КУ в распределительных
сетях приведены в |4.4]. Энергосистема на основании экономи-
ческих расчетов* определяет оптимальную реактивную мощность
фэк, подлежащую передаче данному предприятию при разных
режимах (наибольших и наименьших активных нагрузок, а также
послеаварийных). Предполагается, что недостаток в реактивной
мощности покрывается установкой КУ у потребителя. Таким об-
разом, известна величина мощности QKy, которую необходимо
компенсировать:
Фку=ФР-Ф,к. (4 1)
где фр — расчетная реактивная мощность потребителя.
Если электроустановки одного предприятия получают питание
от разных источников, энергоснабжающая организация устанав-
ливает оптимальную величину реактивной мощности, передавае-
мую «огребигелю от каждого источника
В общем случае при выборе средств компенсации сранпива-
* См Методика определения ошимального значения реактивной мощности.,
передаваемой я сеть потребителя. РТМ 34701—78 М, Минэиерю СССР. 1976.
160
готся приведенные затраты 3i на генерацию реактивной мощности
и ее передачу для каждого варианта. Одновременно сопоставля-
ются приведенные затраты Зк на сооружение и эксплуатацию эле-
ментов системы электроснабжения, зависящие от величины реак-
тивной мощности, протекающей по этим элементам (трансформа-
торам, линиям)
Р’аким образом, суммарные приведенные затраты
3Е=3Й+3|. (4 2)
В свою очередь
3(=31О4-3|1С+3ИР2; Зц*=р?,К, (4 3)
где 3№—постоянная составляющая затрат, независящая от генери-
руемой мощности, руб; 3£l, 3fa— удельные затраты на 1 Мвар и
1 Мвар5 генерируемой мощности, руб/Мвар и руб/Мвар* соответ-
ственно; рт.— суммарный коэффициент отчисления от капитальных
ватрат К, включающий нормативный коэффициент эффективное™
Ев (см. гл. 2 и табл. 6.32).
Распределение средств компенсации по разным ступеням си-
стемы электроснабжения производится на основании технико-эко-
номических расчетов (см [4.1, 4.4[). В большинстве случаев наи-
больший экономический эффект обеспечивается размещением этих
средств вблизи электроприемников с наибольшим потреблением
реактивной мощности, так как это приводит к максимальному
снижению потерь мощности.
Тип, мощность, место установки и режим работы КУ должны
быть выбраны наиболее экономичными при соблюдении следую-
щих ограничений
I) напряжение во всех пунктах сети ие должно отклоняться от
допустимых значений.
^мин U •^^макс-
2) токовая нагрузка для всех элементов должна быть меньше
допустимой.
3) реактивная мощность Q, генерируемая источником, должна
изменяться в пределах
Фмакс-'’’' Q
где (Знаке, <2КИн — предельные значения реактивной мощности (по тех-
ническим соображениям) источника.
Величина затрат при различных сочетаниях компенсации реак-
тивной мощности на стороне средних напряжений и в сетях до
1 кВ определяется как сумма затрат на генерацию реактивной
мощности на стороне 6—20 кВ и на установку батарей конденса-
торов (БК) в сетях до 1 кВ с учетом изменения затрат на допол-
нительную установку понизительных трансформаторов 6—20/0,4 кВ.
если компенсация реактивной мощности происходит на стороне
6—20 кВ. Это объясняется тем, что при протекании реактивной
мощности по линиям через трансформаторы к потребителю неред
ко возникает необходимость увеличения их числа или мощности
и зак ZI2 V.J61
На предприятиях с большим числом трансформаторов необходимо
сравнивать приведенные затраты при различном их числе. При
увеличении числа трансформаторов потери короткого замыкания
несколько снижаются. С достаточной для практики точностью сум-
марные потери можно принимать постоянными, так как потери
холостого хода возрастают
Как рекомендуется в [4 4]. прежде всего выбирается опти-
мальная величина компенсации реактивной мощности на стороне
до I кВ. Поэтому, если условия электроснабжения не позволяют
менять число трансформаторов, при рассмотрении компенсаций
реактивной мощности на стороне низшего напряжения определя-
ется оптимальная мощность трансформаторов. Таким образом,
сравниваются варианты установки трансформатора с минимально
возможной мощностью (при полной компенсации реактивной мощ-
ности в сетях до 1 кВ) и трансформатора, мощность которого уве-
личивается на одну ступень (при полной или частичной компенса-
ции на стороне 6—20 кВ) *
После определения оптимальной величины компенсации в сетях
до 1 кВ решается вопрос размещения БК в этих сетях. Как пра-
вило, они устанавливаются в цехах у распределительных пунктов
или присоединяются к магистральным шинопроводам. Если по
условиям пожарной безопасности установка БК в цехе невозмож-
на, их разрешается устанавливать на трансформаторных подстан-
циях. Вопросы размещения БК в сетях 380—660 В рассмотрены
в (1 2, 4.1 и 4 4]
Место установки регулируемых БК в сетях до I кВ должно
определяться с учетом требований, предъявляемых к регулирова-
нию напряжения или реактивной мощности Число и мощность
ступеней регулирования следует определять в соответствии с гра-
фиками нагрузок, учитывая технические условия энергосистемы
Далее выбираются средства компенсации реактивной мощности
в узлах сети 6—20 кВ (см [ 1 2, 4 1]). При этом следует учитывать
реактивные нагрузки злектроприемников, присоединенных непо-
средственно к сетям 6—10 кВ, потери реактивной мощности в
элементах системы электроснабжения па стороне средних напря-
жений, а также нескомпенснрованную часть реактивной мощности
в сетях до 1 кВ
При окончательном выборе мощности КУ должен быть преду-
смотрен 10—15%-ный резерв для обеспечения допустимых откло-
нений напряжения в послеаварийных режимах Технико-экономи-
ческие данные КУ приведены в табл. 6.92, а также в [1.1,1.2 и 4.4J,
Литература
41 Ермилов Л А. Основы ялектроснабженпя промышленных предприя-
тий — М Энергия, 1976
4 2 Электроснабжение сельскохозяйственного производства Справочник/Под
ред И Л Будзко —М Ко. ос, 1977
4.3. Справочник по проектированию влектросиабжент линий влектропере-
дачм и сетей/Под ред Я М Б о л ь ш а м а — М Энергия. 1974
4 4 Указания » мпснсации реактивной мощности в распределительных се-
тях.— М Энергия, 1974.
Главе 5
ПРОЕКТИРОВАНИЕ РЕПЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ
И АВТОМАТИКИ ЭНЕРГОСИСТЕМ
§ 5. «. ЗАДАЧИ УЧЕБНОГО ПРОЕКТИРОВАНИЯ
Круг задач, решаемых в курсовом проекте, в основном охваты-
вает вопросы релейной защиты. Однако в него органически входят
задачи, относящиеся к таким видам автоматики энергосистем, как
автоматическое повторное включение (АПВ) и автоматическое вклю-
чение резервного питания (АВР), поскольку выбор принципов вы-
полнения релейной защиты необходимо производить с учетом реше-
ний, принятых для автоматики
В качестве объектов для проектирования релейной защиты и ав-
томатики можно рекомендовать следующие:
1) элементы схемы электрической станции; *
2) элементы схемы достаточно сложной электрической подстанции;
3) сеть из высоковольтных линий и подстанций напряжением
35—110 кВ
Предпочтительным является проектирование релейной защиты
для сети ПО кВ. Эго обусловлено большим разнообразием проект-
ных решений для данного случая, тогда как для первых двух ре-
шение вопросов релейной защиты и автоматики в основном опреде-
ляется ПУЭ и руководящими указаниями и в меньшей мере способ-
ствует развитию у студента творческих навыков.
В процессе выполнения курсового проекта студент должен поль-
зоваться учебниками и учебными пособиями (5 1, 5.2, 5.3|, спра-
вочниками*, руководящими указаниями**, а также специальной
литературой <ю вопросам проектирования релейной защиты и авто-
матики энергосистем в том числе и учебного проектирования [5.4]-
Оснозная направленность данной главы — обучение студента подходу
« решению задач проектирования и последовательности выполнения
проекта. Навыки и знания, получаемые при выполнении курсового
проекта, во многом способствуют успешному выполнению дипломно-
го проекта
* См Справочник по релейной защнте/Под ред. М. А Берковича. М.—
-Л. Энергия, 1963.
•* См Руководящие указания но релейной защите Зашита генераторов рабо-
тающих на сборные шины М. Энергия, 1961 Вып 1, а также другие выпуски
по вопросам защиты шин, трансформаторов, линий.
11* 163
Исходя из специфики вопросов, подлежащих проработке, темы
для дипломного проектирования можно разделить на пять групп:
I) релейная защита и автоматика элементов схемы электрической
станции;
2) релейная защита и автоматика элементов схемы достаточно
сложной электрической подстанции,
3) релейная защита и автоматика узла высоковольтных линий
110—220 кВ;
4) релейная защита и автоматика протяженных и сильно Hat ру-
жейных высоковольтных линий напряжением 330 кВ и выше;
5) комплексы устройств противоаварнйной системной автоматики.
Рис 5.1 Схема сети к заданию 1
Среднеподготовленным студентам следует давать темы проектов
третьей группы, так как в данном случае дипломник встречается
с более широким кругом вопросов.
Наиболее подготовленным студентам могут быть выданы узкие
темы научно-исследовательского характера, например- разработка
и исследование определенного устройства защиты, выполненного in
бесконтактных элементах, разработка и исследование сложного ре-
лейного органа, выполненного на бесконтактных элементах, иссле-
дование вопросов надежности работы комплекса устройств релейной
защиты и автоматики энергосистемы.
164
г
1
§ 5.2. КУРСОВОЕ ПРОЕКТИРОВАНИЕ
На рис. 5.1—53 приведены схемы сети ПО кВ для трех видов
заданий на курсовой проект (по каждому заданию лредусм при*!
вается 10 вариантов). Исходные данные сведены в табл. 51—5.3,
Рис. 5 2 Схема сети кзаданню2
Пример задания на курсовой проект
1 Выбрать виды защиты и автоматики для сети ПО кВ
(рис. 5.1—5.3) и рассчитать их параметры (в основном в первич-
ных величинах). На рисунках условно номер защиты указан в
кружках.
2. Составить схему защиты и автоматики линии Л2 ПО кВ,
связывающей ЭС1 — ПС1, со стороны ЭС1. Напряжение источника
оперативного постоянного тока на ЭС1 равно 220 В Выключатель
ПО кВ типа У-110-8.
3. Выбрать для данной схемы трансформаторы чока и релей-
ную аппаратуру.
4. Выбрать сечение токовых цепей защиты линии Л2 ПО кВ
между ЭС1 и ПС1 со стороны ЭС1, исходя из условия работы
трансформаторов тока с погрешностью менее 10%. Расстояние от
трансформатора тока до панелей релейной защиты равно 90 м.
Сопротивление нулевой последовательности линий 110 кВ
^ол®=ЗЛил,
где Х1П — сопротивление прямой последовательности линии
В табл. 5 1—5.3 приведены длины линий, марка провода линий,
активные мощности генераторов Рг, их cos ф и сверхпереходные
J65
Рис. 5.3. Схема сети к заданиюЗ
Данные для выполнения курсового проекта по заданию 1 (рис. 5. 1)
^^.Нотнгяован не Вариант задания
1 и ш (V V VI VII Vili IX X
Ливия Длина, км Мерка провода Л1 24 АС 240 30 AC-J20 24 АС 240 16 18 20 26 АС 24 и 40 24 2*»
АС-240 АС-120 АС-240 АС 120 АС 240 АС 240
Л2 28 АС-240 20 АС 120 10 АС 240 30 АС 240 24 АС 120 15 АС 240 28 АС-240 1R АС .20 36 АС .40 40 AC 24U
ЛЗ 20 25 20 24 30 24 20 30 16 12
АС 240 АС-120 АС 240 АС-240 АС-120 АС 240 АС-240 АС-120 АС 240 АС-240
Л4 16 АС-95 10 АС-70 15е АС-95 20 АС 70 28 АС-70 16 АС 70 18 АС 70 24 АС 70 АС-95 20 АС-95
Турбогенераторы Г1, Г2 я РГ1 МВт 25 12 30 25 12 30 25 12 30 30
COS ф 0.8 0.8 0,8 0,8 0.8 0.8 0.8 0,8 0.8 0,8
*d, 96 12 12,5 13 12 12,5 13 13 12 12,5 12
Продолжение табл. 5.1
Наименование Варяапт заданил
1 и 111 IV V VI VI1 VIII IX X
Трансфор- маторы Тр1. Тр2 $тр, МВ-А 32 16 32 32 16 32 32 16 32 32
«к, % 10,5 10.5 10 5 10,5 10,5 10,5 10,5 10.5 10.5 10.5
ТрЗ. Тр4 ST₽, МВ-Д 25 16 25 16 16 16 16 10 25 25
«к. % В-С 17 10 5 17 10,5 17 10.5 17 10. э 17 10,5
‘ В-Н 10,5 17 10.5 17 10,5 17 10.5 17 10.5 17
с-н 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6
Тр5. Трб Srp. МВ-А 10 6.3 10 6.3 6,3 6.3 6.3 6 3 10 13
«к % 10.5 10.5 10 5 10,5 10,5 10.5 10 .5 10,5 10 5 10.5
Сопротивление системы. Ом при напряжении U-115 кВ (с. числителе для мак «шального в знаменате ле для минимального ре- жимов) *1с 10 1.5 11 16 12 18 13 19 10 IS 1б 12 18 13 19 16 12 18
А’а 15 20 16 21 18 22 10 15 16 24 17 20 10 Гб 17 22 16 Я 17 22
Продолжение табл 5 1
Наименование Варпант задания
1 Н 111 IV V VI VII VUI IX X
Максимальные мощно- сти передаваемые по ЛИНИЯМ, МВ А (СО$ф« -0,9) 5| 50 25 50 50 25 50 50 25 50 50
«; 25 12 30 25 12 30 23 12 30 39
35 50 25 50 50 25 50 50 25 50 59
s2 25 12 30 25 12 30 25 12 30 30
$3 25 10 30 30 20 30 30 15 30 30
s; 50 30 50 50 30 50 50 30 50 50
«4 19 12 .8 2 12 12 12 12 19 19
Тип выключателя МКП 110-3 У-110-8 ВВБ 110-6
Напряжение оперативного постоянного тока, В 220 220 110 220 110 220 ПО 220 ПО 220
Расстояние от трансформаторов тока до S ганелей релейной агенты, м <о 80 90 70 85 75 30 90 75 80 90
_ Таблица 5.2 Данные для выполнения курсового проекта по заданию 2 (рис. 5.2)
Наямеаозааие Вариант задания
I II III IV V VI VI! VIII IX X,
Линии Длина км Марка провала Л1. .42 20 АС 150 30 24 АС 150 28 АС-150 32 22 18 АС 150 16 АС-95 26 АС 150 32 АС-150
АС-95 АС-95 АС-150
ЛЗ 20 АС-185 10 1S АС-185 24 АС 185 22 24 АС-185 26 АС-185 25 АС-150 18 АС-185 24 АС-185
АС-150 АС-150
Л4 15 АС 70 20 16 АС 95 18 АС-70 24 12 АС-70 18 АС 70 14 АС 70 20 АС-95 22__ АС-95_
АС 70 АС 70
Тчрбо! енерато- ры Г] Г? Рт. МВт 25 12 30 12 30 25 12 30 30
со? <р 0 8 0.8 0 8 0 8 0 8 0,8 0 8 0 8 0 8 0,8
X,. % 12 12.5 13 12.5 12 13 13 12.5 П 12 12,5
Транс- фер.''ато ры Тр1, Тр2 Зтр. МВ X 32 16 32 32 16 32 32 10 32 32
«к. % 10,5 10 5 10.5 10 5 10.5 10,5 10.5 10,5 10.5 10,5 23
ТрЗ. Тр4 Syp, МВ А 25 16 25 16 15 16 16 ю 25
«к. % В-С 17 10 5 17 10 5 17 10,5 17 10.5 17 10,5
в-н 10,5 17 10.5 17 10.5 17 10 5 17 10,5 17
СИ 6 6 6 6 6 5 6 6 ь 6
ТР5, Трб STP, МВ А 6.3 6,3 10 6,3 5.3 6,3 6,3 6.3 10 10
«ж, % 10,5 10,5 10,5 16,5 10,5 10,5 10,5 10,5 10,5 16,6
Продолжение табл 5 2
Наимеаоамие Вариант задания •»
I 11 ш IV V VI VI t VIII IX X
Сопротивления системы, Ом, при напряжении У=115 кВ (в числителе для максимального, в знаменателе для минимального ре жимов) *ie 10 15 16 J2 18 J3 19 Ю 15 12 16 12 18 ]3 19 11 16 £2 ~8
Кос J5 20 J6 20 18 21 Ю 15 16 20 10 16 18 22 17 21 ]б 23 17 22
Максимальные мощности, переда- ваемые по линиям МВ А (сое ф=0,9) Sp s; 25 10 25 25 10 25 25 10 25 25
s[. sj 12 6 12 12 6 12 12 6 12 12
s; 40 20 40 40 20 40 40 20 40 40
s; 50 40 60 55 40 60 55 40 60 60
S4 12 и 18 12 12 12 12 12 19 19
Тил выключателя мкп-по-з У-110-8 ВВБ-110-6
Напряжение оперативного постоянного тока, В 220 220 ПО 220 220 110 220 220 110 220
Расстояние от траясформато- w ров тока до панелей релейной -1 защиты м 80 90 70 75 80 90 75 80 90 85
Таблица 8.3
Данные для выполнения курсового проекта по заданию 3 (рис 8.3)
Наямепл ванне Бармин задания
। п HI IV V VI 41 IX X
Л Г 14 АС-240 16 10 12 АС-240 10 12 АС-240 13 АС-240 14 АС-120 16 АС-240 12 АС-240
АС-120 АС-240 АС-120
Линии Длина, км Л1° 16 АС 240 18 15 АС-240 16 АС-240 10 15 АС-220 17 АС-240 12 АС-120 12 АС-240 _14__ АС-240
tAC 120 АС 120
Марка провода Л2 20 АС-240 30 25 АС-240 22 АС-240 15 18 АС-240 20 АС-240 21 АС 120 24 АС-240 28 АС 240
АС 120 АС 120
ЛЗ 10 АС. 70 15 16 АС-95 18 АС-70 14 17 АС-70 12 АС 95 13 АС-70 18 АС-95 20 АС-70
АС-70 АС-70
Турбогенераторы п. га Рг, МВт 25 12 30 25 12 30 25 12 30 30
COS ф 0,8 0 8 0,8 0,8 0.8 0,8 0 8 0 8 0,8 0,8
X, % 12 I2.S 13 12 12.5 13 12 13 12.5 12
Транс- формато ры Тр1 Тр2 Sfp, МВ. А 32 16 32 32 16 32 32 16 32 32
«к % 10.5 | 10,5 | 10,5 10 5 1 10,5 10,5 10,5 10,5 10,5 10,5
ТрЗ STP, МВ. А 16 6 3 16 10 ft 10 16 6 5 16 10
Ж 17 | 10.5 17 10,5 Г/ 16.6 17 10 5 17 id,S
ии %| В Н 10.5 17 10 5 17 10 5 17 10.5 17 Ю.5 17
| с-н 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6
Тр4, Трб STp, МВ.А 10 6 (3 10 10 6,3 ю 10 ’ 6 3 10 10
“к. * 10.5 10.5 10,5 10,5 10 5 10.5 10 5 ппг 10,5 10,5
Трб. Тр7 STp. MB А I 6 3 6.3 10 | 6,3 бЛ 6.3 10 О 6 3 10
“ю % И,5 10,5 10.5 10,5 10,5 10,5 | 10.5 10,5 10,5 | Ю,о
/УтоЗомеечис табл S 3
Наименование Lapuriii задании
1 11 11 (V V V, n, vtU IX X
Сопротивления системы Ом при напряжении (7 = 115 кВ (в числителе для максимального в знаменателе для минимального ре- жимов) ^1с Ю 15 11 16 12 17 10 15 n 16 12 17 13 18 П 16 10 15 - 17
^06 П 16 12 17 И 18 15 19 H 7 12 10 15 _I2 17 l_3 18 j_4 19
Максимальные мощности переда ваемые по линиям. MB A (cos ф--0,9) S] 50 •25 50 Л 25 50 50 25 50 50
2> 12 30 25 12 30 25 1! 30 30
s; 40 20 40 40 20 40 40 20 40 40
S2 20 20 40 30 30 30 40 » 40 20
Sa 12 12 ,9 12 12 12 19 12 12 19_
Тип выключателя i 110-3 EBB-110-6 МКП- UO-3
Напряжение оперативного постоянного тока, и 220 no 220 110 220 110 220 220 110 220
Расстояние of трансформа- торов тока до панелей релей- ной зашиты, м 90 80 70 80 ' 75 90 75 80 85 80
сопротивления Л “ , мощности трансформаторов Sip и их напря-
жения короткого замыкания ик, сопротивления прямой Хю и Ну-
левой ХОс последовательностей системы С(Х2с=Х1с), максималь-
ные мощности S, передаваемые по линиям. На схеме сети даны
Рис. 5 4 Алгоритм выполнения курсового проекта
Пояснения по выполнению алгоритма,
приведенного па рис. 5.4
1. Определение режимов работы сети и ее элементов включает
в себя выбор отключаемых в ряде случаев элементов и режимов
заземления нейтралей трансформаторов.
174
\Для расчетов токов короткого замыкания прежде всего учиты«
язаются два основных режима работы сели максимальный, когда
включены все элементы рассматриваемой энергосистемы, к мвни-
.мальный, при котором отключена часть генерирующих элементов.
В тех случаях, когда объем отключенных элементов четко не за-
дан, можно принимать отключенными примерно половину .генера-
торрв и соответственно повышающих трансформаторов на элек-
тростанциях, а в энергосистемах — увеличивать вдвое их сопро-
тивление. Так, для приведенных на рис. 5.1- -53 схем сети в мини-
мальном режиме принимаются отключенными Г1 и Тр1 Кроме
•основных, учитываются необходимые для расчетов защит режимы,
связанные с отключением линий и трансформаторов при различ-
ных сочетаниях максимального и минимального режимов
Поскольку выбор видов защит и определение их параметров
выполняются после расчетов токов короткого замыкания, могут
возникнуть затруднения по определению необходимых расчетных
режимов. Однако, как правило, можно предвидеть заранее, что
некоторые виды защит будут применены для кольцевых линий
1 К) кВ в качестве основных или резервных. К ним относятся трех-
ступенчатая дистанционная защита и многоступенчатая чоковая
направленная защита нулевой последовательности. Кроме того,
как дополнительную защиту всегда стремятся предусмотреть то-
ковую ненаправленную мгновенную отсечку, включаемую на фаз-
ные токи
Специфика выбора параметров и проверки чувствительности
этих защит, как правило, определяет все разнообразие расчетных
режимов и объем расчета токов короткого замыкания. Для выбора
параметров остальных защит, виды которых будут определены
шосле расчета токов короткого замыкания, достаточно знать ре-
зультаты этих расчетов
При выборе режимов с отключениями учитываются:
1 Наихудшие случаи для условий обеспечения селективности
защит, когда защита, параметр срабатывания которой выбирается,
имеет наибольшую зону действия.
Для первых ступеней токовых защит (мгновенных отсечек) в
кольцевых сетях к этим случаям относится случай сочетания мак-
симального режима с отключением ближайшего к защищаемой
линии элемента сети, когда весь ток внешнего короткого замыка-
ния идет через эту линию.
Так, для защиты 3 (см рис. 51) это выполняется при отклю-
чении линии ЛЗ, а для защиты 4— при отключении Л1
Для вторых ступеней токовых и дистанционных защит учиты-
ваются режимы, когда коэффициент токораспределения (отноше-
ние тока участка сети с рассматриваемой защитой к току смеж-
ного участка, с зашитой которого производится согласование)
максимален. Так, при согласовании второй ступени токовой или
дистанционной защиты / (см рис. 5.1) с первой ступенью защи-
ты 2 таким режимом является каскадное отключение короткого
замыкания на Л2 (вначале подействовала защита 4) при сочета-
175
;рв-
-нии максимального режима энергосистемы и минимального-*- на
ЭС1.
2. Наихудшие случаи с точки зрения чувствительности рез
них защит (в основном третьих ступеней), когда ток через тако-
вую защиту рассматриваемой линии при коротких замыка тиях
в конце смежных участков имеет минимальное значение, а дистан-
ционная защита ври тех же условиях замеряет максимальное “
противление. Так, для защиты 1 (см. рис. 5 1) должен учитывг-
режим при коротком замыкании иа линии Л2 и сочетание
со-
ТЬСЯ
рчжпт при tLUpuiitVM aoMDJhannn па лпппп .'i* п wiaianria МЭК-
симального режима на ЭС1 с минимальным режимом энергосисте-
мы С (все линии включены).
Режим заземления нейтралей трансформаторов в сетях напря-
жением 110 кВ определяется несколькими, частично противоречи-
выми требованиями:
1. Необходимостью ограничения напряжений на нейтралях
трансформаторов, а также на ВЛ. Исходя из этого желательно
заземлять нейтрали всех повышающих трансформаторов (нейтра
ли автотрансформаторов заземляются всегда), а также обмоток
высшего напряжения понижающих трансформаторов подстанций
электротяги, работающей на однофазном переменном токе.
2. Необходимостью ограничения в ряде случаев уровня тока
однофазного короткого замыкания на землю (особенно для элек-
тростанций). Если при’заземлении нейтралей всех повышающих
трансформаторов этот ток оказывается одновременно больше тока
трехфазного короткого замыкания и тока отключения для выбран-
ного типа выключателя, то часть нейтралей приходится раззем-
лять. Такое же решение принимается для ограничения уровня тока
нулевой последовательности при коротких замыканиях на землю
по условиям опасного влияния ВЛ на линии связи.
3. Обеспечением надежной работы релейной защиты. Для этого
стремятся поддерживать уровень тока нулевой последовательно-
сти при коротких замыканиях на землю, не зависящим от режима
работы сети. На подстанциях, где имеются два однотипных сило-
вых трансформатора, заземляют нейтраль одного из них. Тогда
при работе одного или двух трансформаторов сопротивление куле-
вой последовательности со стороны подстанции не меняется.
У понижающих трансформаторов, подключенных к ответвле-
нию линии, или на тупиковых подстанциях нейтрали не заземля-
ются (см., например, Тр5 и Тр5 на рис. 5.1). В противном случае
при отключении для ремонта Л4 может заметно измениться уро-
вень тока пулевой последовательности при коротком замыкании
на землю вблизи шин ПС1. Такое решение, как будет показано
далее, одновременно упрощает выбор параметров токовой защиты
нулевой последовательности для Л4. У трансформаторов напряже-
нием 220 кВ и выше нейтрали заземляются всегда, так как класс
изоляции нейтралей выпускаемых трансформаторов рассчитан на
напряжение 35 кВ.
Все выбранные режимы нумеруются (максимальный режим
цифрой 1, а минимальный — /'). Составляется список режимов.
476
В табл 5.4 для примера приведены характеристики режимов»
необходимых для расчета защиты 2 (см. рис. 5.1).
IT яблниа 5.4-
Режимы для расчета тонов короткого замыкания,
относящиеся к расчету защиты 2
РеДин Характеристики Назначение
1 Включены все элементы сети На ЭС1 и в энергосистеме С мапсимальный Определение эон действия, токовых защит
Г Включены все ливни. Отключены Г1 и Tpi иа ЭС1, Тр4 на ПС1 Тр5 на ПСЗ. В энергосистеме С минималь- ный режим Проверка чувствительности резервных зашит
2 Отключена Линия ЛЗ. Все осталь- ные элементы включены. В энергоси- стеме С максимальный режим Выбор тока срабатывания мгновенной токовой отсечки
3 Отключена линия ЛЗ. Все осталь- ные включены. В энергосистеме С минимальный режим Выбор тока срабатывания первой ступени токовой защи ты нулевой последовательности
4 Включены все элементы сети, кроме выключателя ЛЗ со стороны ПС1 (каскадное отключение к.з. на ЛЗ). В энергосистеме 0 минимальный ре- Выбор сопротивления сра- батывания второй ступени ди- станционной защиты и тока срабатывания второй ступени токовой защиты нулевой по- следовательности
2. Составление схемы замещения прямой последовательности
заключается в замене элементов сети на исходной схеме их сопро-
тивлениями для этой последовательности и выборе расчетных то-
чек короткого замыкания. Сопротивления всех элементов опреде
ляются в омах для напряжения сети, для которой выбираются
защиты.
Для выбора защит от междуфазных коротких замыканий необ-
ходимо рассчитать токи трехфазных коротких замыканий в опре-
деленных характерных точках защищаемой сети, а также за эле-
ментами энергосистемы, ближайшими к шинам подстанций и элек-
тростанций, входящих в эту сеть, т. е. за трансформаторами и
автотрансформаторами. На каждой линии намечаются, как мини-
мум, три точки короткого замыкания — в начале, конце и середи-
не, что позволяет при выборе защит построить кривую изменения
первичного тока в защите при перемещении точки короткого замы
кания вдоль линии. Если на линии есть ответвление, к которому
подключается подстанция, то допустимо разделить линию на ча-
сти в соответствии с месторасположением ответвления При вы-
полнении расчетов токов короткого замыкания на ЭВМ целесо-
образно увеличить число расчетных точек до пяти-шести, что по-
высит точность построения кривой изменения тока.
На рис. 55 для примера приведена схема замещения прямой
(обратной) последовательности для варианта / задания 1 (см.
12 Ли 212
177
Гис. 6.5 Схема замещения прямой (обратной) последовательности для
сети по рис 5 1 (вариант 1)
рис. 5.1) Сопротивления указаны в омах (в скобках даны сопро-
тивления элементов в минимальном режиме). Кроме того, в зави-
симости от способа расчета токов короткого замыкания в схему
могут вводиться обозначения концов сопротивлений или непосред-
ственно самих сопротивлений (рис. 55).
Рис. 57 Схемы для расчета к з. на землю на параллель-
ных линиях
3. Схема замещения нулевой последовательности составляется
аналогично тому, как описано в п. 2, с заменой сопротивлений
прямой последовательности элементов на сопротивления нулевой
последовательности. При этом число элементов в схеме сокра-
щается.
В схему замещения нулевой последовательности входят сопро-
тивления нулевой последовательности линий, а также сопротивле-
ния трансформаторов с соединением обмоток «звезда — треуголь-
ник», нейтрали которых заземлены, и автотрансформаторов. Но-
мера точек короткого замыкания в данной схеме должны совпа-
дать с номерами тех же точек в схеме замещения прямой после-
довательности. На рис. 56 для примера приведена схема заме-
12* 17j-
тения нулевой последовательности для варианта / задания 1
(см рис. 5.1).
При составлении схемы замещения нулевой последовательности
для параллельных линий (рис. 5.7,а), имеющих значительную
r,r. ncz / взаимоиндукцию, необходи-
Рис 5.8. Схемы для расчета к з на зем-
лю при отключении и заземлении одной
на параллельных линий
о — исходная схема 6 — слепа замещения пря
юбратноЯ) послелопате «ьно.-ти в — схема
замещения нулевой последовательности
Гис 59 Схема для расчета к з на зем-
лю при каскадном отключении одной из
параллельных линий
о —исходная схема, б—схем и замещения
примой последовательности в— схема заме-
щения нулевой последовательности
мо вводить сопротивление
взаимоиндукции ХОв (2Ся)
между линиями На рис
5 7, б в общем виде приведе-
на схема замещения нуле-
вой последовательности при
коротком замыкании на зем-
лю одной из параллельных
линий в точке ky на расстоя-
нии til от ПС2, а на рис.
5.7, в— схема замещения ну-
левой последовательности
при расчете коротких замы-
каний в начале, конце и се-
редине линии при Хол—3,5
Х’|Л Последняя схема удоб-
на при использовании рас-
четного стола Если корот
кое замыкание находится в
середине одной из парал-
лельных линий, то измеря-
ются токи с об ‘их сторон ли-
нии — в ветвях 8 и 9 — и ток
6 (10) неповрежденной ли-
нии В случае отключения
одной из линий расчет про-
изводится при разомкнутой
ветви 6(10).
Если одна из параллель-
ных линий отключена и за-
землена с обеих сторон, то
ток второй линии при внеш-
нем коротком замыкании па
землю может оказаться рас-
четным при выборе тока сра-
батывания первой ступени
токовой защиты нулевой по-
следовательности (рис. 58).
Расчет режима каскад-
ного отключения поврежде-
ния на одной из параллель-
ных линий (рис 5 9, а) про-
изводится по схемам заме- *
тения прямой и нулевой последовательностей, изображенным на
рис. 5 9, б и в.
4. Расчет токов трехфазных коротких замыканий может выпол-
няться на расчетной модели постоянного тока, а также на ЭВМ.
Предварительно составляется таблица, куда вписываются ре-
зультаты расчетов (табл. 5.5). Для каждой точки короткого замы-
кания определяются полный ток короткого замыкания /к, резуль-
тирующее сопротивление Хи , токи в ветвях, образующих узел
в месте короткого замыкания, а также в ветвях, соответствующих
смежным элементам Табл 5 5 составлена для схемы, приведен-
ной на рис. 5 5 Например, для точки 8 определяются токи вет-
вей 7 и 8, а также ветви 5 (если при измерении или расчете ток
ветви 5 имеет отрицательный знак, то в таблице можно исправить
номер ветви 5 на 11 или обозначить ток со знаком «—»)
токов З/о при одно- и дв)хфазпых коротких замыка
5. Расчет - - . , .
ниях на землю выполняется tаналогично расчету по п 4) на рас-
четной модели постоянного тока или на ЭВМ. Часто для всех рас-
четных точек определяются токи при однофазном коротком замы-
кании на землю, а далее на основании полученных токов апалитм
чески (см. (1 8)] находятся токи при двухфазных коротких замы
каниях на землю
В соответствии с допущением, указанным в § 15. принима -ся
Д1Е=Х2х. Аналогично расчету по п 4 для каждой точки короткого
замыкания определяются токи в ветвях, образующих данный узел,
и в ветвях, соответствующих смежным элементам сети
Табл. 5.6 составлена для схемы, приведенной на рис. 5.6 На-
пример, для точки 3 определяются токи в ветвях 7 и 8, а также
в ветвях 5 и 11.
6. Чтобы определить необходимость в быстродействующих за-
щитах, следует проводить расчет остаточных напряжений при трех-
фазиых коротких замыканиях. При этом требуемое быстродействие
защиты оценивается при отсутствии расчетов динамической устой*
чивости электропередачи. Определяются остаточные напряжения
L/<?1 на шинах 110 кВ основных электростанций и подстанций при
коротких замыканиях на линиях.
:з1
В зоне, где (4?|<0,6(/НОМ, необходимо быстрое отключение по-
вреждений. На рис. 5 10 дан пример определения зоны действия
защиты без выдержки времени. Для кольцевых сетей согласно ПУЭ
допустимо каскадное отключение повреждения (рис 5.11), поэтому,
если для замкнутого кольца М>?!<0,6£/,1ОМ. целесообразно рассчи-
тать после отключения одной Из сторон линии (на рис, 5.11
этот режим обозначается буквой к).
Таблица 5.6
Результаты расчета токоз нулевой последовательности
при однофазных к з. на землю для режима / (пример записи)
7 Выбор вида линейной автоматики для каждой линии элек-
тропередачи определяется ее местонахождением в сети и парамет-
рами связываемых ею элементов.
При одиночных линиях (см рис. 53) с двусторонним питанием
проверяется возможность установки несинхронного АПВ. С этой
целью при несинхронном включении линии для генераторов элек-
тростанций определяется кратность тока по отношению к номи-
нальному и сравнивается с допустимой (5.2—54]. Худшим случаем
является режим отключения части генераторов.
Учитывая возможность отключения для ремонта одной из ли-
ний, такую же проверку необходимо выполнять и для схем с двумя
связями между источниками питания.
Если несинхронное АПВ для одиночных линий с двусторонним
питанием оказывается недопустимым, то применяется быстродей-
ствующее (БАПВ) или однофазное (С)АПВ) повторное включение.
(Для использования БАПВ необходимо наличие с обеих сторон
линии воздушных выключателей и быстродействующей защиты.)
В этом случае для схем с двумя связями между источниками при-
меняется АПВ с контролем отсутствия напряжения на линии или
наличия синхронизма
Для одиночных тупиковых липий (Л4, см рис 51), как пра-
вило, применяется двукратное АПВ.
182
Рис. 5 10 Схемы для определения зоны дей-
ствия быстродействующей защиты от меж-
дуфазовых к з.
сходная схема б —остаточные напрятк
ноентельных единицах) на нишах ПС1
трехфаэпых к. э на линии ПС1 — ПС2
Рис 5 11 Определение зоны действия быст-
родействующей защиты от междуфазовых
к з с учетом допустимости каскадного от-
ключения повреждения
8. Выбор вида основной зашиты от междуфазовых коротких за-
мыканий производится на основании требований, предъявляемых
к защите по условиям динамической устойчивости, а также требо-
ваний, диктуемых выбран-
ным видом АПВ На ста-
лии курсового проекти-
рования условия сохране-
ния динамической устой-
чивости могут оценивать-
ся по уровню остаточного
напряжения на шинах
основных электростанций
и подстанций при трех-
фазных коротких замыка-
ниях Если при этом
виде замыкания в любой
точке линии значение
на шинах электростанции
или узловой подстанции
(ЭС1 и 11С2, см рис. 5.1)
хотя бы с одной стороны
линии меньше 0,61/ном, то
для нее необходимо вы-
полнение основной защиты
без выдержки времени
(см рис. 5.10)
Выбор одного из ви-
дов быстродействующей
защиты (дифференциально-
фазной, продольной диф-
ференциальной, дистан-
ционной с высокочастотной
блокировкой) производится
в зависимости от длины
защищаемой линии, на-
личия ранее запроекти-
рованных каналов связи,
подстанций на ответвлени-
ях и уровня токов корот-
кого замыкания.
При для
коротких замыканий толь-
ко на части линии при-
меняются многоступенча-
тые защиты Так. если
необходимая зона действия . .. __,_г___ _г____ ________
£5% (см рис 5 11 б), то можно использовать трсхступенча1¥Ю
дистанционную защиту
(в относительных единицах) не шинвх net
трехфнэиых к э иа линии ПС! — ПСЗ
защиты без выдержки времени меньше
1S3
Для параллельных линий целесообразно применение попереч-
ных дифференциальных токовых направленных защит [5.1, 5.5|.
При этом стремятся выбрать наиболее просгые виды и лишь в
случае невозможности удовлетворения всех технических требова-
ний — более сложные.
Кроме основной защиты в качестве дополнительных защит
(там. где это возможно по условиям чувствительности) необходи-
мо устанавливать токовые мгновенные отсечки, отстроенные ог
максимальных токов при внешних коротких замыканиях и несин-
хронных включениях защищаемой линии- Для одиночных тупико-
вых линий (например, Л4, см. рис. 5.1) точовая мгновенная отсеч-
ка может быть применена в качестве осиозной зашиты от между-
фазных коротких замыканий [5.5]. В этом случае она отстраива-
ется по току от коротких замыканий за трансформаторами Тр5 —
Трб Неселективность действия отсечки при повреждении в транс-
форматоре устраняется после АПВ линии (к этому времени по-
врежденный трансформатор уже отделен от сети).
Все параметры срабатывания защит (токи, сопротивления, на-
пряжения) определяются, как правило, в первичных величинах.
Исключение составляют защиты, у которых уставки регулируются
не плавно, а дискретно (например, дифференциально-фазная),
так как для них выбираются вторичные уставки. В этом случае
необходимо выбрать коэффициент трансформации трансформато-
ров тока (по заданному максимальному току нагрузки линии).
При выборе параметров дистанционной защиты приходится также
считаться с максимально возможной уставкой по сопротивлению
ее третьей зоны.
9. Выбор резервной защиты от междуфазовых коротких замы-
каний во многом зависит от вида основной защиты. Если в каче-
стве основной защиты используется дистанционная, то функции
резервной защиты выполняет ее третья ступень. Продольная диф-
ференциальная и дифференциально-фазная защиты, как правило,
дополняются резервными дистанционными защитами.
Резервная защита на параллельных линиях может включаться
на сумму токов обеих линий, поскольку она действует на их вы-
ключатели В этих случаях часто применяется трехступенчатая
дистанционная защита. Тогда первая ступень защиты, действую-
щая без выдержки времени, вводится только при отключении од-
ной из линий, что выполняется автоматически за счет соответст-
вующего включения блок-контактов выключателей Резервная
защита, как правило, должна быть чувствительна к коротким за-
мыканиям в конце смежного участка
10. Функции основных и резервных защит от коротких замыка-.
ний иа землю осуществляют токовые многоступенчатые защиты
нулевой последовательности [5.1, 5.5]. Некоторые ступени в слу-
чае необходимости выполняются направленными. Для оценки зон
действия отдельных ступеней защиты, а в ряде случаев и для вы-
бора их токов срабатывания строятся кривые спадания токов
при однофазных коротких замыканиях на линии. На рис. 5.12 при*
184
веден пример таких кривых, построенных для каждой линии по
трем точкам, соответствующим первичным токам З/**,1, проходя-
щим через трансформаторы тока данной зашиты При этом точка
короткого замыкания на шинах подстанции условно переносится
на линию за выключатель Так, при коротком замыкании в точке 2
через защиту 2 проходит полный ток короткого замыкания без
учета тока ветви 4 (см рис. 5.6), в точке 8— ток ветви 7, в точ-
Рис Б 12 К расчету токовых зашит нулевой последова«сль-
ности
б — кривые спадания токов 32, ипи одно-
временные характеристики чещит
«ах 4. 5. 6—ток ветви 9. Аналогично, при коротком замыкании
ь точке 4 через защиту 6 проходит полный ток короткого замыка-
ния без учета тока ветви 11, в точке 5—ток ветви 18, в точке 6 —
ток ветви 15 Па рис. 512, в показаны зоны действия отдельных
ступеней зашит в основном режиме. Цифры в кружках, как ука
вывелось, соответствуют номерам защит, а верхние индексы
у цифр—ступеням защит.
При выборе тока срабатывания первых ступеней токовых та
щит нулевой последовательности расчетным видом повреждения
при <Х0£ является однофазное короткое замыкание на зем-
лю, при Xos <XiS —двухфазное короткое замыкание на землю.
Для защиты одиночной тупиковой линии (Л4, см. рис 5 1) при-
меняется одноступенчатая токовая мгновенная защита нулевой
последовательности, отстроенная от тока небаланса в нулевом
IK5
проводе трансформаторов тока ври трехфазном коротком замыка-
нии за трансформаторами
11. При составлении принципиальной схемы релейной защиты
и автоматики целесообразно использовать типовые схемы*. Как
правило, схема выполняется развернутой. Перед выбором аппара-
туры необходимо выбрать коэффициент трансформации трансфор-
маторов тока Номинальный первичный ток трансформатора тока
Рис 5 13 Схема размещения устройств ре-
лейной зашиты и автоматики
должен быть больше мак-
симального тока нагрузки
линии При выборе типов
реле должна быть прове-
рена их термическая ус-
тойчивость в случае близ-
ких коротких замыканий.
12 Сечение соедини-
тельных проводов токо-
вых цепей защиты выби-
рается по условию обес-
печения работы трансфер
маторов тока с погреш-
ностью меньше 10%. Для
этого сначала в зависи-
мости от вида защиты на-
ходится кратность пер-
вичного тока для транс-
формато[Юв тока, при ко-
торой необходимо обеспе-
чить их точную работу
[51, 55] Далее по кри-
допустимая нагрузка на
вым предельной кратности ** находится
трансформатор тока На основании схемы защиты и выбранных
типов реле определяются их сопротивления, а затем находятся
допустимое сопротивление соединительных проводов и их мини-
мальное сечение. Сечение округляется до большего стандартного
значения (2,5; 4; 6, 10 мм2). Если расчетное сечение получилось
больше 10 мм2, то принимается параллельное соединение проводов.
13. В пояснительную записку должны быть включены расчеты
по выбору видов защит и автоматики и их параметров срабаты-
вания, а также обоснование этого выбора Все расчеты необходи-
мо стремиться сводить в таблицы. В пояснительной записке приво-
дится также схема размещения выбранных видов защит и автома-
тики [5.4]. Пример выполнения ее приведен на рис 5.13 Рядом
с обозначениями отдельных защит [5 4] можно показать их пара-
метры срабатывания (в первичных величинах).
• См Электротехнический справочник. М Энергия, 1972
•• См Справочник по релейной защите/Под ред М А Берковича.
М —Л , энергия, 1963
§ 5.3. ДИПЛОМНОЕ ПРОЕКТИРОВАНИЕ
При выдаче задания руководитель дипломного проекта приво-
дит исходные данные, делит содержание проекта на ряд основных
вопросов и указывает последовательность их решения, а также не-
обходимый объем графического материала. Ниже дается пример
задания для наиболее распространенной из тем.
Задание 1
Тема проекта: Релейная защита и автоматика узла линий
110 кВ на ТЭЦ Л.
Исходные данные к проекту
I. Схема электрической сети, в которую входит данный узел.
Максимальный и минимальный режимы работы сети.
2. Сопротивления прямой, обратной и нулевой последователь-
ностей смежных энергосистем, приведенные к шинам узловых
подстанций.
3 Режим заземления нейтралей трансформаторов.
4, Нагрузки по линиям и трансформаторам рассматриваемого
узла в нормальном режиме и в режимах с отключениями отдель-
ных элементов сети.
5. Типы устройств защиты и автоматики и их параметры на
присоединениях, смежных с рассматриваемым узлом
6. Наличие уже запроектированных каналов связи
7 Типы выключателей и вид оперативного тока на подстанци-
ях и электростанциях, входящих в рассматриваемый узел. Расстоя-
ние от трансформатора тока до панелей защиты.
Содержание расчетно-пояснительной записки
(перечень вопросов, подлежащих разработке)
I. Расчеты токов короткого замыкания в сети 110 кВ при трех-
фазных коротких замыканиях и однофазных коротких замыканиях
на землю.
2. Определение требований, предъявляемых к защите и автома-
тике по условиям сохранения динамической устойчивости
3. Выбор видов линейной автоматики и определение их пара-
метров.
4. Выбор видов защит и определение их параметров.
5. Составление схем защиты и автоматики Выбор релейной
аппаратуры.
6. Выбор сечений соединительных проводов токовых цепей.
7. Технико-экономическая часть.
8. Вопросы охраны труда.
1»
Графическая часть проекта
1 Исходная схема сети. Схемы замещения отдельных
последовательностей — • лист.
2 Схема размещения защит и автоматики — 1 лист.
3 Графическая иллюстрация расчетов зашиты
и автоматики —2 листа.
4 Принципиальная схема устройств зашиты и
автоматики для одного — двух присоединений —1—2 листа
5 . Монтажная схема панели защиты и автоматики
для одного из присоединений — 1 лист.
Пояснения по выполнению алгоритма,
приведенного на рис. 5.14
t . Выполняется аналогично п. 1 алгоритма курсового проекта
(см. рис. 5.4).
2. Для протяженных высоковольтных линий схемы замещения
составляются с учетом емкостных проводимостей линий и углов
сопротивлений элементов схемы,
3. Расчет токов короткого замыкания в зависимости от особен-
ностей схем замещения может выполняться на расчетных моделях
постоянного или переменного тока, а также на ЭВМ При необхо-
димости работы линии на двух фазах или при сложных видах по-
вреждений с продольной и поперечной несимметрией производятся
дополнительные расчеты токов и напряжений для этих характер-
ных случаев |5 1. 5 5]
4. Требования, предъявляемые к устройствам релейной защиты
и автоматики по условиям обеспечения динамической устойчиво-
сти электропередачи, определяются на основании расчетов пере-
ходных электромеханических процессов, выполняемых на расчет-
ной модели переменного тока или на ЭВМ. Для относительно
простых схем можно использовать и результаты расчета остаточ-
ных напряжений при трехфазных коротких замыканиях (см. п 6
алгоритма, приведенного на рис. 5.4).
5. Выполняется аналогично п 7 алгоритма курсового проекта
(рис. 5.4).
6. Основным отличием выбора параметров защит при диплом-
ном проектировании по сравнению с курсовым является опреде-
ление вторичных параметров срабатывания (уставок) всех
элементов защиты и более полная проверка их чувствительности.
Например, для многоступенчатой токовой защиты нулевой после-
довательности кроме чувствительности по току проверяется чув-
ствительность реле направления мощности. Для дистанционной
защиты выбираются уставки реле сопротивления и реле блокиров-
ки при качаниях и проверяется их чувствительность (для реле со-
противления также и по току точной работы).
Для всех зашит, где посредством отключающих и переключаю-
щих элементов задается определенная программа работы логиче»
12, Составить пояснительную записку по форме (с.м. вве-
дение)
Рис 5 14 Алюритм выполнении дипломного >i|iocki 1
ской части, выполняются соответствующие расчеты и принимается
решение относительно этой программы. Так, для дистанционной
защиты определяются необходимость блокирования при качаниях
отдельных ее ступеней и допустимость фиксации срабатывания
второй ступени защиты (5-1, 5 5]
7—8. Выполняются аналогично п. 11 и 12 алгоритма курсового
проекта.
6. Выполняется на основании указаний, приведенных в [5.4] *.
10. При одинаковой эффективности нескольких вариантов вы-
полнения релейной защиты и автоматики можно сравнить их по
сметной ‘стоимости оборудования и материалов, а также по тру-
дозатратам на организацию эксплуатации [5,4]. Предпочтение
должно быть отдано более простому и дешевому варианту.
11. В зависимости от принятых проектных решений рассматри-
ваются следующие вопросы охраны труда-
1) определение напряжений на выводах вторичных обмоток
трансформаторов тока при обрыве в цепи нагрузки;
2) порядок выполнения различного рода проверок устройств
релейной защиты и автоматики **;
3) расчет контура заземления на одной из подстанций;
4) расчет уровня освещенности в помещении главного щита
управления
12. Пояснительная записка составляется по указаниям, приве-
денным во введении
§ 5.4. ДИПЛОМНОЕ ПРОЕКТИРОВАНИЕ С НАУЧНО-
ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИМ УКЛОНОМ
Ниже приводится пример одного из возможных заданий.
Задание 2
Тема проекта: Разработка и исследование бесконтактного
устройства защиты асинхронного электродвигателя от несиммет-
ричных режимов с входным сигналом от трехфазного выпрями-
тельного моста.
Исходные данные к проекту
I. Возможный уровень несимметрии напряжения питания.
2. Различные режимы работы электродвигателя.
3- Технические требования к устройству защиты (мощность,
потребляемая входными цепями, уровень выходного сигнала, диа-
пазон рабочих температур и т. д)
• Сведения о габаритах реле и расположении выводов см. Какуевнц-
кпйЛ И, Смирнова Т В. Справочник реле защиты и автоматики М,
Энергия, 1972
••См Беркович М. А,Семенов В. А, Основы техники и эксплуатация
релейной защиты М, Энергия 1971
190
Содержание расчетно-пояснительной записки
I . Несимметричные режимы электродвигателя Причины их
возникновения. Обоснование необходимости выполнения данной
защиты
2 Анализ преимуществ и недостатков рассматриваемого прин-
ципа выполнения защиты. Сравнение с другими принципами.
3 Разработка принципиальной схемы устройства и анализ ус-
ловий ее действия в различных режимах.
4 Выбор параметров элементов схемы
5 Результаты экспериментальной проверки разработанного
устройства
6 Технико-экономическое обоснование целесообразности при-
менения данного устройства.
7 . Мероприятия по охране труда при наладке и эксплуатации
устройства.
Графическая часть проекта
I. Структурная схема устройства — 1 лист.
2. Принципиальная схема .— I лист.
3. Схемы отдельных узлов — 2 листа
4. Схемы и графики, поясняющие принцип
действия устройства — 2 листа.
Пояснения по выполнению алгоритма,
приведенного на рис. 5.15.
1. Определяется назначение данного устройства Находя гея
режимы защищаемого объекта, относящиеся к областям срабаты-
вания и несрабатывания проектируемого устройства, и формули-
руются основные технические требования к устройству. Анали ти-
руются другие возможные принципы выполнения устройства [5.б[
и сравниваются с принятым.
2. При составлении полного объема технических требований
к устройству используются исходные данные к проекту, требова-
ния, сформулированные в процессе выполнения п. t, а также
ГОСТы на реле. Некоторые технические параметры определяютсч
по аналогии с существующими устройствами, близкими по выпол-
няемым функциям. Новое устройство по своим параметрам долж-
но быть не хуже уже известных Однако если один или несколько
его технических показателей нужно существенно улучшить, то
может быть допущено некоторое ухудшение других показателей,
но в пределах, указанных в ГОСТе.
3, На основании принятого принципа выполнения данного уст-
ройства составляются математические выражения, характеризую-
щие его действие Они представляют собой условие срабатывания
устройства, выраженное через функцию входных величин Для
логической части устройства составляется алгоритм ее действия
19
записанный в виде матема.ических выражений с применением
алгебры логики [5 6].
Рис 5 15. Алгоритм выполнения дипломного проекта с научно исследовательским
уклоном
4. Составляется структурная схема устройства, в которой реа-
лизуются все установленные математические зависимости. Все
узлы будущего устройства показываются в общем виде, например,
преобразователь входного тока в напряжение, нуль индикатор
и т. д. (5.7},
192
5. При разработке принципиальной схемы устройства необхо-
димо определить технические требования, удовлетворение которых
представляет наибольшие трудности, и уделить основное внимание
узлу, к которому относятся эти требования. Как правило, улучше-
ние одних технических показателей получается за счет ухудшения
других Так, например, для бесконтактного реле тока при одно
полупериодном выпрямлении схема получается проще, чем при
двухгЬлупериодяом Однако при этом требуется ббльшая емкость
для сглаживания, что снижает быстродействие реле.
Таким образом, первоначальная разработка схемы сводится
к совместной реализации нескольких взаимно противоречивых
технических требований. Остальные требования, мало связанные
между собой, удовлетворяются сравнительно просто путем соот-
ветствующего выбора параметров элементов схемы.
6. Для проверки работоспособности устройства составляются
математические выражения, характеризующие действие основных
его узлов (математическая модель устройства). В эти выражения
входят параметры основных элементов устройства Если при опре-
деленных в процессе расчета параметрах устройства все условия,
зафиксированные в выражениях, выполняются, то оно удовлетво-
ряет требованиям, предъявляемым к нему (см. п. 5).
При составлении математической модели устройства целесооб-
разно ввести ряд упрощений и допущений Так, для открытых
и насыщенных транзисторов и открытых диодов пренебрегают па-
дением напряжения на их переходах При закрытом состоянии тех
же элементов сопротивление переходов принимается бесконечно
большим Кроме того, па первом этайе расчета могут не учиты-
ваться отклонения от номинальных значений сопротивлений резис-
торов и емкостей конденсаторов.
Эти допущения упрощают расчеты, а главное, позволяют выде-
лить основные зависимости, характеризующие действие схемы,
что облегчает выбор наиболее работоспособной схемы и оптими-
зацию ее параметров. Правомерность принятых допущений про-
веряется на следующих этапах работы—более точном выборе
параметров элементов схемы устройства и его всесторонней экспе-
риментальной проверке.
7. Для удобства выполнения расчетов все устройство разби-
вается на отдельные органы, а последние — на более мелкие узлы.
Далее формулируются требования к каждому органу и к каждо-
му узлу, на основании которых и определяются параметры их
элементов. Относительно большой объем требований предъявляет-
ся только к тем узлам, которые определяют основные технические
характеристики органа. Это, как правило, входной, выходной и
иногда один из промежуточных узлов Для остальных же узлов
необходимо лишь их согласование с предыдущим и последующим
узлами
8. Основным условием при выборе параметров элементов схе-
мы является обеспечение воспроизводимости устройства и
надежности его работы Это значит, что любой экземпляр устрой-
13 3sk. az
298
ства, собранный по разработанной схеме из заданных элементов»
должен правильно действовать при всех определенных в начале
проектирования условиях Поэтому на данной стадии проектиро-
вания целесообразно отказаться от ряда допущений, принятых
при выполнении п 6 Необходимо также ввести в расчет возмож
пый разброс параметров элементов в процессе их производства»
изменение их во времени и от воздействия внешних условий (в
основном температуры). Кроме того, учитываются возможные от-
клонения уровней питающих напряжений
Расчет начинается с узлов, определяющих основные парамет-
ры, и ведется в последовательности, задаваемой структурной схе-
мой органа
9. После монтажа спроектированного устройства проводятся
его наладка и испытания. Целью испытаний является установле-
ние соответствия характеристик устройства заданным техническим
требованиям. Вследствие чрезмерных упрощений, принятых в про-
цессе расчета, или неучета каких-либо дополнительных факторов
характер работы устройства может значительно отличаться от за-
данного в начале проектирования- Тогда устанавливают объем
изменений, вносимых в схему, выполняют дополнительные расче-
ты, изменяют схему и продолжают испытания Перед испытания-
ми составляют программу. Ее начальные пункты должны преду-
сматривать проверку работоспособности устройства Затем прове-
ряют отдельные параметры устройства Такой порядок испытаний
целесообразен потому, что лишь при постепенном удовлетворении
основных требований (для чего возможно придется внести изме-
нения в схему) возможна проверка более «тонких» требований
При испытаниях должны последовательно проверяться техни-
ческие требования, исходя из которых разработано устройство.
Часто в начале испытаний выявляют неработоспособность устрой-
ства, например, за счет некачественного монтажа или ошибок при
его выполнении Тогда испытаниям предшествует наладка устрой-
ства. Кроме того, наладка (точнее, настройка) нужна и для при-
дания устройству соответствующих характеристик, которые нельзя
обеспечить без регулировки, например смещение характеристики
направленного реле сопротивления в 1 квадрант комплексной плос-
кости сопротивлений.
tO. Для технико-экономического обоснования целесообразности
применения разработанного устройства подсчитывается его ориен-
тировочная стоимость и сравнивается с величиной ущерба *, воз-
можного при отсутствии данного устройства [5 4].
II. В вопросах охраны труда рассматриваются особенности
выполнения схемы, связанные с наличием в ней заряженных до
высоких напряжений конденсаторов (установка разрядных резне
торов), последовательность испытания устройства, требования к
применяемой при испытаниях модели защищаемого объекта с
точки зрения охраны труда.
•См Рипе Я А., Савельев Б А Анализ и расчет надежности систем
управления электроприводами. М., Энергия, 1974
104
12. Пояснительная записка составляется по указаниям, приве-
денным во введении.
Литература
5.1 Федосеев А. М Релейная зашита электрических систем — М Энер-
гия 1976
52 Автоматизация энергетических систем/Дроздов А Д, Засыи-
ккн.А. С, Аллилуев А. А. Савин М М —М Высшая школа 1977
ЙЗ Андреев В А., Бондаренко Е. В Релейная защита, автоматика
я телемеханика в системах электроснабжения.— М.: Высшая школа, 1975
54 Б а р з а м А Б Общие вопросы учебного проектирования релейной за-
щиты и автоматики —М Энергия, 1969
55 Авербух А М Релейная зашита в задачах с решениями и примера
ми —Л Энергия, 1975
5.6. Фабрикант В Л.ГлуховВ П.ПакерноЛ Б Элементы уст-
ройств релейной защиты и автоматики энергосистемы и их проектирование —М •.
Высшаи школа, 1974
57 ПаперноЛ Б Проектирование устройств релейной защиты на бес-
контактных элементах — М Высшая школа, 1979
Глава 6
СПРАВОЧНЫЙ МАТЕРИАЛ
§ 6.1. ГРАФИЧЕСКИЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ ЭЛЕМЕНТОВ СХЕМ
Таблица 6.1
Условные обозначения элементов схем
Наименование Обозначение Номер ГОСТа
Ток постоянный — 2.750—68
Ток переменный, общее обозначение 2.750—68
Линия электрической связи, про- вод, кабель, шина, общее обозначение — 2.751-73
Ответвление от линии электрической связи ~Г“ 2.751—73
Отводы (отпайки) от шин 44+1 2.751—73
Заземление 2.751—73
Корпус (машины, аппарата, при- бора) J- 2.751—73
Повреждение изоляции, между ли- ниями электрической связи, между х 2.751—73
проводами г
На корпус 2.751—73
На землю ~т 2.751-73*
Машина электрическая, общее обо- значение (внутри окружности можно указывать род машины, род тока, число фаз или вид соединения обмо- ток) 2.722—G8
196
Продолжение табл 6 1
Наименование Обозначение Номер ГОСТе
Резистор постоянный (активное со- противление) -{=□— 2.728-74
Резистор переменный —гтС- 2.728—74
Реактор —Qj 2.723-68
Дроссель с ферромагнитным сердеч- ником 2.723-68
Катушка индуктивности (реактивное сопротивление) 2.723—68
Конденсатор нерегулируемый, общее д_ 2.728-74
обозначение 1
Конденсатор регулируемый £ 2.728—74
Элемент гальванический или акку- 2.742—68
муляторный
Обмотка реле, контактора я маг- нитного пускателя. Общее обозначение ф 2.756—76
Трансформатор трехфазвый .2.723-68
Автотрансформатор трехфазный 2.723—68
Трансформатор напряжения измери- тельный А и 2.723—68
Трансформатор тока с одной вто- ричной обмоткой Контакт коммутационного устрой- ства, в том числе реле. Общее обозна- чение ф= t 2.723—68
а) замыкающий 2.765-74 187
Продолжение табл 61
Накыскование Обозначение Номер ГОСТа
б) размыкающий i' * is1 2 755-74
< в) переключающий 2.755—74
Контакт замыкающий с замедлите- лем, действующим I или |
а) при срабатывании J 2.755—74
X
б) при возврате Л * г L 2.755—74
Контакт размыкающий с замедлите- лем, действующим
а) при срабатывании р 2 755-74
б) при возврате 2.755—74
Контакт с автоматическим возвратом J 2.755—74
при перегрузка 'I
Выключатель кнопочный нажимной 1 2.755—74
с замыкающим контактом
Разъединитель однополюсный 2 755—74
Разъединитель трехполюсиый J ч1х1 2.755—74*’
Выключатель однополюсный S 2.755-74
Выключатель трехполюсиый 2 755—74
198
Продолжение табл. 6 1
Наименование
Выключатель—разъединитель (вы*
ключуель нагрузки)
Предохранитель
Разрядник Общее обозначение
Короткозамыкатель
Отделитель'
а) одностороннего действия
б) двустороннего действия
Выключатель напряжением выше
1 кВ
Контакт контактного соединения;
а) разъемного.'
штырь
гнездо
б) разборного
в) неразборного
Соединение контактное разъемное
четырехпроводное
Выпрямительный переход
Обозначение Номер ГОСТа
V1 2 755-74 ф 2.727-68 X 2.727—68 ( I 1 ГПИтяжпромэлектро Jk, проект
1 ГПИтяжпромэлектро*
г
6 1 2.755—74
, 2 755—74
/У
—
V4 ^2 2.730-73
109
Продолжение табл 6 1
Наименование Обозначение Номер ГОСТа
Диод. Общее обозначение. —О— 2 730—73
Стабилитрон односторонний -й- 2 730-73
Стабилитрон двусторонний 2.730-73
Диодный тиристор (динистор) -ш- 2 730-73
Транзистор типа р—п—р 2.730-73
Транзистор типа п—р—п с конлек- 2.730-73
торой, электрически соединенным с кпрдусом Однофазная мостовая выпрямитель- ная схема а) развернутое изображение 2.730—73
б) упрощенное изображение
Трехфазлая мовтовая выпрямитель- ная схема Вентиль ртутный. Общее обозначе- -Ч>- 12 2 730-73 2.731—68
ние
Вентиль ртутный, управляемый. 2.731—68
Общее обозначение i
200
Продолжение табл б 1
Наименование Обозначение Номер ПОСТ»
Электростанции. Общее обозначение
а) проектируемая 1 б) действующая Подстанции. Общее обозначение: □ □ 2.743—68
а) проектируемая о 2 748-68
б) действующая Распределительный пункт Прибор измерительный: а) показывающий а 2 748—68
б) регистрирующий в) интегрирующий (счетчик) Условные раз □ В еры обозначений 2.729—68 Таблица 6.2
Наименование Размеры графических обозначений
Корпус й та
Заземление Предохранитель плавкий 90° V
Контакт коммутационного устрой- ства
а) замыкающий 3 и
201
Продолжение табл 6 2
Наименоийике |
б) переключающий
в) переключающий без размыка иия цепи
Обмотка реле, контактора, магнит- ного пускателя •-Й
Резистор
Конденсатор аЦР
Катушка иядуктивности. обмотка Rl,5^4
Обмотка трансформатора Ф№
Лампа накаливания (осветительная сигнальная)
Диод полупроводниковый сМ
202
Продолжение табл 6.2
Наименование
Триод полупроводниковый
I
Выключатель трехполюсный
Контакт контактного соединения
а) разъемного
б) разборного
Днннстор
Эмиттер (р—л—р) транзистора
Транзистор типа р—п—р
Элемент гальванический или акку-
муляторный
Размеры графических изображений
2
60°
D j 121 14
9| 11
а
203
Продолжение табл 6.2
§ 6.2. НАГРУЗКИ
Т 8 б л н ц в 6.3
Категории электропрнемииков по надежности электроснабжения
Электрпприемиикн Условия обеспечении электроэнергией Покечетели надежности электроснабжении
О Бесперебойная работа кото- рых необходима дли безаварий ного останова производства с целью предотвращения угрозы жизни людей, взрывов, пожа ров и повреждении дорогостоя щего основного оборудования соба л группа От трех независимых источников питания Вероятность одновре- менного отключения источников пигания
От двух независи-
мых источников пита-
ния с автоматическим
включением резерва
Нарушение электроснабжения
которых может повлечь за собой
опасность для жизни людей,
повреждение уникального обо-
рудования значительный ущерб
народному хозяйству пслслстпие
массовой порчи продукции и
серьезного расстройства техно
логического процесса и нарушс
пне работы особо важных эле-
ментов городского хозяйства
1) Вероятность одно-
временного отключения
источников питания ^8В
2) Ущерб от недо-
отпуска электроэнергии У
Продолжение табл 6.3
Элекгроприемники i словив обеспечения влектрочнергие* Показатели надежности электроснабжения
Вторая категории
Перерыв в электроснабжении
которых связан с массовым не-
доотпуском продукции, простоем
рабочих, механизмов, промыш-
ленного транспорта и наруше-
нием нормальной деятельности
значительного числа населения
От двух независи-
мых источников пита-
ния. Перерывы допу-
стимы на время, не-
обходимое для вклю-
чения резервного пи-
тания вручную. Для
сельскохозяйственных
потребителей перерыв
допустим до 3,5 ч, но
не более 25 ч в год
I) Вероятность вое ста
ковлення электроснабже-
ния Р(т«а) за заданное
время 4
2) Средняя суммарная
продолжительность от-
ключений в год ТЕ
3) Ущерб от недо-
отпуска электроэнергии У
Третья категория
Все остальные электроприем-1 От одного источника I То же, что и для элск
ники, не входящие в первую и I питания. Перерыв до-1 троприемников второй
вторую категорию | пустим на 24 ч [кагегорвн
Таблица 6.4
Электрические нагрузки производственных, общественных и коммунальных
потребителей колхозов и совхозов
' ' Наименование объектов Установ- ленная Рвсчетнвя нагрувка на вводе. кВ А Мощи сть наибольшего
электро- дневной максимум вечерний максимум Sp в двигателя Р (свыше 10 кВт)
лриемии кои Р кВт
Животноводческие объекты
Коровник с электронагревателем ВЭТ 200-
на 100 коров 20-31 13 13 —
» 200 » 36—57 22 22 —
То же, с молочным блоком первич- ной обработки молока.
на 100 коров 28—39 16 16 —-
а 200 » 45—67 25 25 —
Подсобные помещения с электро отоплением в коровнике Помещение для ремонтного и от- кормочного молодняка с механизиро- ванной уборкой навоза на 170—180 голое 12 12 12
12—23 5 6 —
. 240—260 » 17—40 6 10 __
а 300—330 * 20-42 9 15
205
Продолжение табл. 64
Продолжение табл 6 4
Наименование объектов лениея Расчетная нагрузка на вводе. кВ А Мощность наибольшего
влектро- приемни- нов Р, кВт дневной максимум вечерний максимум 4РВ Рдв (свыше 1 (ГкВт» кВт
Летний лагерь крупного рогатого сиота с механическим доением на 200 коров 23 15 15
» 400 » 35 20 20 —
Летний лагерь молодняка крупного 5 1 5 .—.
рогатого скота (электроосвещевне) на 400—500 голов Молокоперерабатыввющйй цех с хо- 26 20 20 14
лодальной установкой Кормоприготовнтельная при норов- 7 7 7
нике для приготовления корнеплодов Кормоприготовительный цех для 47 20 10
крупного рогатого скота с запарными камерами На 800—1000 голов То же, с запарниками смесителями типа С 12 на 400 коров или 1000 голов 70 40 12 14
откорма на 800 коров или 2000 голов SO 50 15 14
откорма Молочная ферма крупного рогатого скота на 20 коров SO 45 30 14
* 800 » 340 130 108 80
Ферма откорма крупного рогатего 135 50 30 14
скота на 1000 голов Свинарник маточник на 50 голов 11 4 7
Т-0 же с новозоуборочным транс- 16 6 10 —
портером То же, с навозоуборочным транс- 23 9 15
портером н теплогенератором кли местным обогревом поросят Свинарник откормочник ня 1000— 20 4 7
2000 голов Кормоприготовительный цех на 100 маток и 1000 голов от- 60 35 12 22
корма или 2000 голов откорма на 300 маток и 3000 голов от- 115 60 20 30
корма или 6000 голов откорма Свиноводческая ферма с закончен- ным производственным циклом на 200 свиноматок 330 ПО 50 30
> 300 » -5Л'”К 470 160 80 30
Свинооткормочная ферма на 4000 свиней 270 90 45 30
» 8000 » 430 160 75 35
Птичник па 15—20 тыс цыплят 65 35 35
» 8 » кур 52 30 30 ——
Птичник клеточного содержания на 104 40 60
30 тыс. кур
Наименование объектов
Кормоприготовительный цех птице-
фермы на 100 тыс. кур
Птицеводческая ферма яичного на-
правления
на 10 тыс. кур-несушек
сектор промышленного стада
Ювцеподческая ферма мясошерстною
направления на 10 000 голов
Установ- ленная мощность Расчетная ив вводе нагрузка кВ А Мощность наибольшего
влектро- дневной вечерний р„„ (свыше
приемни- ков Р, кВт максимум S₽« максимум Sp » 1С кВт). кВт
85 50 17 14
150 70 56
430 130 91 —
28 8 20
Растениеводство и подсобные предприятия
Стационарный зерноочистительный
сушильный пункт производитель-
ностью 5 т/ч
То же, с ленточным распредели-
тельным транспортером на 1000 т
Картофеле в овощехранилище
емкостью 1000 т
Холодильник для хранения фруктов
250
700
Кузница
Мастерская обслуживания сельско-
хозяйственной техники
Центральная ремонтная мастерская
па 25 тракторов
Гараж на 25 автомашин с закрытой
стоянкой па 5 машин
Плотницкая
Столярный цех
Лесопильный иех с пилорамой
ЛРМ-79
Фуражный сарай с дробилкой
ДКУ 1
Механизированный склад концен-
трированных кормов с дробилкой
ДКУ-1
Жерновая мельница с поставом
5/4
8/4
Мельница ввньцовая производитель-
ностью 6 т в сутки
Комбикормовый иех производитель-
ностью 10—15 т в смену
Пункт приготовления травяной муки
С агрегатом АВМ-1,5
Маслобойка
Кирпичный завод на 1—1,5 млн
кирпича в год
35 3
10
45
120
5
30
40
10
15
25
14
20
13
40
SI I
14
14
7 1 —
22 1 22
20 2 10
90 90 14
140 1 40
12 0,50
25 8 20
206
Продолжение табл. 6 4
Наименование объектов
Котельная с котлами «Универсал-6»:
отопительная на два котла
паровая
Котельная с котлами «Энергия-6»
Парники на алектрсобогреве, на
I м’
Теплица зимне-весенняя овощная с
електрообогревом, пленочная или
остекленная, на 1 м®
Теплица зимняя с обогревом от
котельной, на 1 м®
Хлопкозаготовительный пункт с су-
шильно-очистительным цехом
Устаиов- яенияя мощность Расчетная нагрузка на вводе кН А
двигателя /* (свыше ГС кЕт>, кВт
даеаной максимум 'р Л иечерийЙ максимум ЬР В
приемни- ков Р кВт
30 15 15
20 12 12 —
110 65 65 20
0,20 0,05 0,10 —
0,25 0,10 0,25 —
— 0,02 0,02 —
800 480 480 55
Общественные учреждения и коммунально-бытовые потребители
Начальная школа:
на 40 учащихся
» 160 »
То же, с электроплитой кухни иа
480—540 учащихся
Спальный корпус школы-интерната
иа 50 мест
Столовая школы-интернета
Мастерские при сельской школе
Детские ясли-сад.
на 25 мест
» 90 »
То же, с электроплитой и электро-
водонагревателем на 50 мест
Административное здание
Клуб со зрительным залом на 150—
200 мест
Дом культуры со зрительным залом
па 300—400 мест
Бригадный дом
Фельдшерско-акушерский пункт
Столовая:
на 25 мест
» 75—100 »
» 35 »
» 100 »
Магазин на 2 рабочих места
Комбинат бытовою обслуживания
а 5 рабочих мест
Хлебопекарня механизированная
производительностью Зт хлеба в сутки
Прачечная провзводительностью
©,125 т белья в смену
Баня на ’О мест
10 6 2
20 12 4 —•
95 30 55 __
15 5 10 —
15 10 5
15 8 2 —
7 5 3
20 12 8 —
30 20 12 —
10 3 7
15 3 10 •—
65 и 35 —
6 2 5
6 2 4 —
10 6 2 .—
20 15 5 —
65 40 16 —~
160 80 50 —
5 2 4
о 4 1 —
11 7 7 —
20 12 12 —
10 8 8 —
208
Таблица 6 5
Нормы удельных нагрузок искусственного освещения
Наикенсвание помещений Удельная на- грузка освеще- ния Вт/ы* (ПО наружному обмеру) Средним уста- новленная мощность сне— тоточек. Вт
Коровник с доением;
в доильном зале 4 75
в стойлах 4,5 7,5
Доильное молочное отделение 15,50 10Ъ
Родильное отделение 23 100
Телятник 3,75 75
Помещение для молодняка крупного рогатого срота 3,25 75
Пункт искусственного осеменения 25 i 100
Помещение для хряков-производителей, тяжело- супоросных и подсосных маток и поросят-оть- емышей 3,30 7,5
Свинарник для холостых и легкосупоросных ма- ток, молодняка 3,30 7,5
Помещение для откормочного поголовья 2,60 75
Помещение для кормления свиней 5,50 75
Овчарня для магок, баранов, молодняка 3,50 60
Ягнятник с родильным отделением, манеж Птичник 8 100
при напольном содержании 4 75
при клеточном содержании 5 75
Конюшня 2,30 60
Мастерские, весовая 12 150
Мельница, маслобойка, крупорушка 14 150
Гараж, пожарное депо . 11 100
Склады, хранилища 3 200
Контора, кабинет 16 100
Магазин, столовая 21 100
Детский сад, ясли 24 150
Школа 30 150
Клуб, отделение связи 27 100
Библиотека 17 100
Больница 21 100
Дом приезжих 16 100
Комбинат бытового обслуживания 27 150
Прачечная 25 100
Баня 33 150
Хлебопекарня 22 150
Примечания'. 1. Удельная мощность освещения принята с учетом условий
эксплуатации и типа светильников. 2 На один сельский дом принимается в сред- нем 5—7 светоточек мощностью 75 Вт каждая.
Таблица 6.6
Коэффициент одновременности fe(J для однородных соизмеримых
нагрузок в сельских сетях до 1000 В
Чнско нагрузок 2 3 4- ' 6-7 8-10 1 Г—15 16—20 2t—30 31—50 61-150 150 и бплсс
Коэффициент одпевремен- ности ko 0,85 0,80 0,75 0,70 0,65 0,60 0,55 0,50 0,45 0,40 0,35
В Зек. 212
209
Нагрузки уличного освещения в сельских населенных пунктах
Центральные улицы с многоэтажной застройкой
к шириной свыше 20 м
То же, с одноэтажной застройкой и шириной
свыше 20 м при ширине проезжей части около 10 м
Прочие улицы в сельских населенных пунктах
200
140
80
Таблица для суммирования нагрузок S и Д 5, кВ А в сетях 0,38 кВ
S as S •S S • «S
0 2 0,2 1! 6,7 36 23,5 61 41,7
0.3 0.2 12 7.3 37 24,2 62 42.4
0 4 0,3 13 7 9 38 25,0 63 43.1
0.5 О 3 14 9,5 39 25.8 64 43,8
0.6 0 4 15 9 2 40 26.5 65 44 5
О 8 0 5 16 9,8 41 27.2 66 45,2
1 0 0.6 17 10,5 42 28,0 67 45,9
1 5 0,9 18 11 2 43 28 8 68 46,6
2,0 1.2 19 И 8 44 29,5 69 47,3
2 Г» 1,5 20 12,5 45 30.2 70 48 0
3.0 1.8 21 13.1 46 31,0 72 49 4
3 5’ 22 13 8 47 31,8 74 50.2
4 0 2 4 23 14,4 48 32,5 76 52,2
4.5 2 7 24 15,0 49 33,2 78 Б3.6
5,0 3.0 25 15 7 50 34,0 80 55,0
5,5 3.3 26 16 4 51 34.7 82 56.4
6 0 3 6 27 17 0 52 35,4 84 57.8
<> Б 3 9 28 17 7 53 36,1 86 59.2
7 0 4.2 29 18 4 54 36 8 88 60,6
7.5 4.5 30 19 0 55 37,5 90 62.0
8 0 4 8 3< 19 7 56 38,2 92 63 4
8.5 U 1 32 20,4 57 38 9 94 64,8
9,0 5,4 33 21.2 58 39 6 96 66 2
9.5 5 7 34 22 0 59 40 3 98 40.3
10,0 6,0 35 22 8 60 41,0 100 69,0
Продолжение табл б 8
102
104
105
108
ПО
112
114
116
118
120
122
124
126
128
70
72
7G
78
80
81
82
84
8G
87
89
90
152
154
156
158
160
162
ПО
166
168
170
172
174
17b
178
113
114
116
117
119
120
122
123
124
126
127
129
202
204
206
208
210
212
214
216
218
220
222
224
226
228
152
153
155
158
160
161
262
264
164
166
168
169
171
172
268
270
272
274
276
278
192
193
195
196
198
200
201
203
204
206
208
209
211
212
210
Продолжение табл. 68
130
132
134
136
1В8
140
142
146
148
150
92
94
95
97
98
100
102
103
105
106
108
180
183
184
186
188
190
192
194
196
198
200
130
132
134
136
138
140
142
144
146
148
150
230
232
234
236
238
240
242
244
246
248
250
174
176
177
179
180
182
184
185
187
188
190
280
282
284
286
288
290
292
294
296
214
216
217
219
220
222
224
2S6
227
228
230
Таблица 60
Коэффициенты мощности и
. , . ------- максимум нагрузки на вводах
отдельных видов потребителей без учета компенсации
Потребители Коэффициенты мощности
даевной cos фд вечерний cos<pB
Животноводческие и птицеводческие помещения
без электрообогрева 0,75 0.85
с электрообогревом 1 0,92 0,96
Кормоцех 0,75 0,75
Мастерские 0,65 0,70
Зерноочистительный ток 0,70 0.75
Мельница, маслобойка 0,85 0,86
Оросительная установка 0 80 0,80
Электротеплевые установки 1 00 1 00
Общественные и коммунальные предприятия 0 92 0 95
Жилые дома 0,96 0.98
Коэффициент мощности на шинах 0,4 кВ понизитевыгых подстанций 6—35/0,4 кВ
_ 5Р.л Отношение ~~— в S 1 7 S Т 1
Дневной cos фд Вечерний cos <р„ 0,94 0,97 0,90 0,95 0,85 0,93 0,80 0,89 0,78 0,84 0,75 0,80
Коэффициент одновременности нагрузок Таблица 611 Л(> для сельских сетей 6—35 кВ
Число ТП 2 8 4-в 7—15 16—25 26 и более
Коэффициент одновре ценности Ло 0,90 0,85 0.80 0,75 0 70 0,65
211
Таблица 6.12
Таблица для суммирования нагрузок S и А5, кВ-А, в сетях 6—35 кВ
21,2
22,0
22,8
58,5
70,0
НО
115
120
125
130
135
Продолжение табл 6 /2
98
102
160
165
170
175
180
185
190
195
200
210
220
230
240
250
120
127
131
135
139
143
147
151
155
162
170
178
186
194
260 204 510 408 760 618 1020 847
270 212 520 416 7.0 626 1040 865
280 220 530 424 780 634 1060 882
290 223 540 432 790 642 1080 900
300 235 550 440 800 650 1100 918
310 243 560 448 810 659 1120 935
320 251 570 456 820 668 1140 953
330 259 580 465 •830 677 1160 970
340 267 590 474 840 686 1180 987
350 275 600 483 850 695 1200 1005
360 283 610 492 860 704 1220 1022
370 291 620 500 870 713 1240 1040
380 299 630 508 880 722 1260 1057
390 307 640 517 890 731 1280 1075
400 315 650 525 900 740 1300 1093
410 323 660 534 910 749 1320 1110
420 332 670 543 920 758 1340 '1128
430 340 680 552 930 767 1360 1146
440 343 690 561 940 776 1380 1164
450 857 700 570 950 785 400 1182
460 365 710 578 960 794 1420 1200
470 374 720 586 970 803 1440 1218
480 382 730 594 980 812 1460 1235
490 391 740 602 990 821 1480 1252
500 400 750 610 1000 830 1500 1270
212
Таблица 6.13
Коэффициент мощности на шинах 6—10 кВ районных подстанций
110—35/6—10 кВ
Отношение —— X s₽ ’ S I I 1 I S 1
Дневной cos(pn 0,92 0.88 0,83 0 78 0,76 0 73
Вечерний coscpB 0,95 0.93 0.91 0.87 0.82 0 78
Таблица 6 14
Усредненная удельная нагрузка общественных зданий и предприятий
Наименование предприятия Удельная рас- четная нагрузка Коэффициент мощности
Предприятия общественного питания, кВт/носа дачное место
полностью электрифицированные 0,90 0,97 0,95
частично электрифицированные (с газовыми плитами) 0.70
Продовольственные магазины, кВт/м1 торгового зала Промтоварные магазины, кВт/м’ торгового аала 0,11 0,75
с кондиционированием 0,08 0,85
без кондиционирования Больницы, кВт/койко-мссто 0.07 0.90
с электрифицированным пищеблоком 0,60 0 95
без электрифицированного пищеблока 0,50 0 15 0,95
Поликлиники, кВт/посещение и смену Детские ясли и сады, кВт/мссто 0 90
с алектрифвпировапным пищеблоком 0,40 0 96
без электрифицированного пищеблока Школы, кВт/место 0 10 0 90
с электрифицированным пищеблоком 0,14 0 95
без электрифицированного пищеблока 0.11 0 90
Высшие, средние и специальные учебные заведе ПИЯ, кВт/мссто Кинотеатры, кВт/место 0,16 0.90
с кондиционированием воздуха 0 13 0.90
без кондицщопирования воздуха 0 08 0.95 0 85
Театры, дворцы культуры и цирки, кВт/мссто Стадионы па 40000 мест Дом отдыха, кВт/место 0 25
0,02 0 98
с алектрифицированным пищеблоком 0,60 0 90
без электрифицированного пищеблока 0 30 0.65
Гостиницы без ресторанов, кВт/место ка кВт/мссто 0.30 0.10 0 90 0 90
Административные учреждения, кВт/м1 общей площади 40 0 90
Парикмахерские, кВт/рабочее место Комбинаты бытового обслуживания, кВт/рабочес место 1,30 0,50 0 97
0.90
Фабрики прачечные, кВт/т белья в смену Химчистки, кВт/т белья р смену 20 0 80
140 0.90
213
Таблица 615
Удельная нагрузка квартир Руд ИЕ, кВт (с учетом лестничных клеток,
подвалов и т. д.)
Хирактсристииа наертир Нагрузка при числе квартир лкъ
1—3 в е 12 16 18 24
С газовыми плитами на природном газе 3 1.80 1,30 1.20 1,10 1.0 0,9
па сжиженном газе и твер- 4 2,25 1,75 i.bb 1.55 1,4 1.3
дом топливе С электрическими плитами мощностью до 5,5 кВт 5 2,70 2,20 2,10 2,00 1,8 1,7
от 5,6 до 8 кВт 7 4.00 3,00 2,30 2,00 1.8 1.7
Продолжение табл. 6 15
40 60 |О» 200 400 ООО юоо
С газовыми плитами на природном газе 0,7 0,59 0,49 0.45 0,42 0,41 0,39
на сжиженном газе и твер- 1.0 0,90 0,80 0,67 0,62 0,50 0,57
ЛОМ топливе С электрическими плитами мощностью до 5,5 кВт 1.4 1,20 1,10 0.88 0,82 0,79 0,76
от 5,6 до 8 кВт 1,4 1 20 1.10 0,88 0,82 0.79 0,76
Примечания 1 Средняя жилая площадь квартир 30 ма 2 Данные не учиты-
вают нагрузку общестпенных помещений, магазинов учреждений н т д и сило-
вую нагрузку жилых домов 3. Для определения утреннего или дневного макси-
мума вводят коэффициенты пля квартир с газовыми плитами на природном газе —
0,5, с электрическими илитвми и плитами на твердом топливе и газе—0.9
4 Для сетей жилых зданий cos ч>, принимается 0,9—0,95.
Таблица 6.16
Ориентировочные удельные нагрузки районов новой застройки
Район города Доля домов по- Расчетные нагрузки
Вт/м* Вт/чел
ности {более пяти этажей). % газовые электро плиты гаэоиые плиты электро-
Микрорайон 0 100 18 21 21 31 155 185 260 290
Район жклой застройки 0 21—22 32 190 290
100 24 35 220 320
Примечание При промежуточных значениях доли зданий с числом этажей
более пяти нагрузки определяются прямо прояорияональной интерполяцией удель-
ных показателей
214
Таблица G 17
Номинальные мощности двигателей лифтов в зависимости от ик числа
Число этажеП здания 6-9 19 16 20-25
Число лифтов ь одной секции Номинальная мощность двигателей лиф тов, кВт 1 4.5 2 4,5-7 0 2 7,0 2—3 4.5, 15—20
Таблица С 18
Коэффициенты спроса kc установок лифтов
Число ли ртов Коэффициент i проса пр» числе этажей здакин
6—9 6-12 13—16 20 25
1 1.(1 1.0 1.0 1.0 1.0
2 0,85 0,95 1,0 1 0 1.0
4 0 65 0,75 0 90 1.0 1.0
6 0,55 0,60 0,75 0.85 >,о
8 0,45 0.50 0,65 0 75 0,85
10 0 40 0 45 0,55 0 65 0.75
15 0 32 0,38 0-48 0 54 0,62
20 0,30 0,34 0,40 0 47 0,53
V Таблипа 6 19
Значения коэффициента мощности линий в период вечернего максимума
Коэффяциен
МОЩНОСТИ COS®
Линия, питающая квартиры:
с газовыми плитами
с электроплитами
Линия питании лифтов, насосов воды и т. п.
Линия наружного освещения (при наличии
люминесцентных ламп)
Шины TTI 0,4 кВ для районов.
е газовыми плитами
с электроплитами
Шипы 1’11 6—10 кВ лля районов/
с газовыми плитами
с алектроплитами
0,90—0,92
0 95—0 98
О 60-0 80
О 65—0.70
0.91—0.92
0.91—0 92
0,86—0.88
0,86—0,88
Таблица 6.20
Коэффициенты одновременности k„ МЯКо максимумов нагрузок жилых домов
Ивнменоапнме потребителя Коэффициенты одновременности
с электро- плитами С,ГлпгХ“"
Жилые ломя и общежития с электроплитами 1.0 0,9
беэ электроплит 0,9 1,0
215
Продолжение табл б 20
Наимшъвание потребителя Козф<1 ияиеить помон **
с электро- плитами с газовыми плитами
Предприятия общественного питания, админн стративные здании, школы двухсменные, учебные заведения, Дома отдыха 0,8 0,7
Школы односменные 0.7 0.4
Предприятия торговли 0 9 0.6
Гостиницы, парикмахерские, районные котель- ные, бойлерные 0.9 0,9
Детские ясли и сады 0,8 0.7
Зрелищные предприятия и стадионы 0 7 (1.6
Поликлиники и больницы 0.8 0,6
Коммунально-бытовые предприятии 0.8 0,6
Таблица 6.21
Коэффициенты одновременности ftc. иакс максимумов нагрузок трансформаторов
Характерисгика нагрузки Коэффициенты одиопреыениости при числе трансформаторов
по 5 6—10 11—20 21—10 Полое
Жилая застройка (жилые дома и обществен ные здания микрорайонного и районного зиа чення ) 0,90 0,89 0,87 0,86 0,85
Смешанная однородная нагрузка 0.85 0,75 0,72 0.68 0,67
Смешанная неоднородная нагрузка 0,78 0,70 0,65 0,63 0.63
Примечание Смешанная нагрузка считается однородной, если 65—75% сум-
марной мощности приходится па одну группу потребителей (коммунально-бытовых,
мелкопромышленных, электрифицированного транспорта и т. и.). Нагрузка счи
тается неоднородной, если пи на одну из групп потребителей не приходится более
45—50% суммарной мощности.
Таблица 6.22
Коэффициенты одновременности максимумов Ао. мапо нагрузок
городских сетей и предприятий
Характеристика квартир городского района Отношение расчетной нагрузки предприи.нй к нагрузке городской Сеги. %
менее 20 60 100 140 180 200- 400 ^400^
тами
газовыми плитами |,о 0 91— 0.83- 0.85— 0 87— 0,89— 0,90- - 1.0
0,95 0,94 0.92 0,94 0,96 0,97
электрическими или 1.0 0,95 0,94 0,92 0,94 0,90 0,97 1 0
Примечание Меньшие значения принимаются для односменных, большие —
для двух и трехсменных предприятий.
Таблица 6.23
Средние значения коэффициента одновременности feo. МЯ|(0
максимумов для различных элементов сети
! Элемен ы сети Коэффициент одиовременноста
элементов пред- шествующей сту- пени электро снабжения потреби।ели
Районная сеть:
Распределительная линия 6—20 кВ Питающая линия 6—20 кВ Шины, кВ Ь-20 35—110 110 и выше 0 90 0.90 0,70—1.00 0,95—1.00 0,95—1 00 0 90 0.81 0,57—0,81 0,54—0,81 0.51—0.8!
Система электроснабжения города:
Сеть до 380 В и сетевые трансформаторы Линии распределительной сети 6—20 кВ Питающая сеть 6—20 кВ t Шины центров питания 1.00 0.90 0.90 0.70-1 00 1.00 0 90 О 81 0.57—0 80
Таблица 6.24
Ориентировочные значения коэффициентов реактивной
мощности для узлов энергосистемы
Напряжения шин. кВ Коэффициент реактивной МОЩНОСТИ tg ф
6—10 35 НО 0 54—0.48 0,62—0,57 0,70—0,62
Таблица 6 25
Среднестатистические значения коэффициентов реактивной
мощности в максимальном режиме
Место подключения Коэффициент реек- Место подключения Коэффициент резв
нагрузки тавпой МОЩНОСТИ tp ф нагрузки тинной мощности tg ф
Электростанции шины 6—Ю кВ Подстанции 85 кВ шины 6—10 » » 35 » 0,62 0 42—0 ,33 0,54—0,48 Подстанции 110 кВ ШИПЫ 6—10 а » ПО » Подстанции 220 кВ шины 6—10 » » 220 к 0 48—0,39 0,57—0,53 0.48—0,3» 0,62—0,57
217
§ 6.3. НАПРЯЖЕНИЯ
Таблица 6.26
Номинальные напряжения сетей трехфазного тона 50 Гц
(ГОСТ 721—62)
Номинальное напряжс. “И€ Унпм Наибольшее рабочее напряжение Upt6. кВ Номинальное напри жение Сном Наибольшее Рабочее напряжение vpie кВ
8 [220/127 o?(U0 126
ji са <380/220 X I600 —
“ 3 3,5 i 8 (ззо 363
. 6 6,9 Й-оШ{500 525
t 10 11.5 Л § 1750 787
g 20 23 '“Г. (
8 35 40,5
и
Экономически целесообразные значения номинальных напряжений
Номинальное напряже- ние </иом кб Предельная мощность Р. Mllr Предельная длина 1. нм
наибольшая при прадельной дли не панболыноя при предельной мощности
35 30 3 70 10
по 150 30 200 30
150 250 60 300 50
220 500 120 400 100
330 1000 350 600 150
500 2000 юоо 1200 200
Номинальные напряжения для городских сетей
Зною схемы
Напряжение Ниои. нВ
Элсктроснабжающая сеть
Питающая и распределительная сеть
среднего напряжения
Распределительная сеть до 1 кВ
35—110—150—220—330
6—10—20
0.22—0,38—0,66
Примечание Для питающей и распределительной сетей среднею напряжения
в городах следует принимать в качестве основного напряжение 10 кВ В псрсиек
тиве напряжение 6 кВ б^дет переводиться на 10 кВ Напряжение 6 кВ целесооб-
разно сохранить для сетей,
а) присоединенных непосредственно к шинам электростанций с генераторным
напряжением 6 кВ,
г!) промыт ленных предприятий с большим числом двшателей 6 кВ,
в) временных поселков, нагрузка которых не возрастает.
218
Расстояние D между соседними проводами в завнсимосги
от напряжений апний
' ИОН- к,) До 1 6-10 so 35 ПО 150 220 330 500 7 50
ь« 0,5 1 1.5 3,5 5 6.5 8 II 14 19,5
Примечание В линиях 750 кВ (Донбасс — Днепр — Винница— Львов) фаза
расщеплена на четыре провода сечением АС 400 каждый Расстояние между рас-
щепленными проводами одной фазы составляет 400 мм
§ 6.4. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ДАННЫЕ
Средние значения числа часов использования максимума нагрузок
Потребители Число часом
Промышленные по сменности
односменные 2000—3000
двухсменные * 3000—4500
трехсменные 4500-8000
Промышленные по отраслям
Топливная:
угледобыча 4500—6500
нефтедобыча 7000—7500
нефтепереработка 6000—8000
торфоразработка 2000—2500
металлургия 6500
горнорудная 5000
Химическая (заводы) 7000—8000
Машиностроительная и металлообрабатыпа
Ю щ а я (заводы)
тяжелого машиностроения 3800—4000
станкостроительный 3800-4000
электротехнического оборудования 4300—4500
инс 1 ру ментальный 4000—4200
шарикоподшипниковый 5000—5300
сельхозмашин
авторемонтный, паравозовагоноремоитный 3500—4000
приборостроительный 3000—3200
металлообрабатывающий 4300-4400
Целлюлознобумажная 5500-6000
Деревообрабатывающая и лесная 2500—3000
Легкая —
обувная 3000
текстильная 4500
Пищевая
холодильник 4000
маслокопсервный завод 7000
молокозавод 4800
Продолжение табл 6.30
Число часов
7’м.кС> ч;гОл
мясокомбинат
хлсбооавод
кондитерская фабрика
3500—3800
5000
4500
4000
5000
3000
Коммунально-бытовые
Водопровод и канализация
Сети уличного освещении
Т Ч/гоВ СОИ использования максимума
'макс‘Чй v Таакс для любых эиичений cosq>
Экономическая плотность тока
Плотность Г9К, А/мм- при »маие чугод
1000—3000 3001 —5000 5001— B7MI
1 олые провода и шины медные и илю мшгаевые 2,5 2,1 1.3
европейская часть (.ССР, Закавказье, Забайкалье, Дальний Восток - 1,3 1.1 1.0
Центральная Сибирь, Казахстан, Средняя Азия 1,6 1.4 1.3
Кабели с бумажной и провода с рези- новой и полихлорвнниловой изоляцией с медными и алюминиевыми жилами 3,0 2.5 2,0
европейская часть (.ССР, Закавказье, Забайкалье, Дальний Восток 1.6 1,4 1.2
220
Продолжение табл. 6.31
Наименование проводников Плотность /ии А/мм! при 7ыаис ч/год
1000—3000 3001—6000 500| —8760
* Центральная Сибирь, Казахстан, Средняя Азия 1.8 1.6 1.5
Кабели с резиновой и пластмассовой изоляцией с медными и алюминиевыми жилами 3,5 3,1 2,7
европейская часть СССР, Закавказье, Забайкалье, Дальний Восток 1.9 1.7 1.6
Центральная Сибирь, Казахстан, Средняя Азия 2,2 2,0 1.9
Примечания I. Экономическое сечение FSK=///Si(, где /—максимальный ток
в линии. 2. Сечения проводов и кабелей выбираются по номограммам экономиче-
ских интервалов, отвечающих минимуму приведенных затрат (см. гл. 2 и 7).
Т а б л и ц а С.32
Нормы ежегодных отчислений на амортизацию и обслуживание
(н относительных единицах)
Наименование влеыепти- сети * Амортиваиия Ра 1 «монт я оО- елужмнипие Рр+^о Сумма риые О1Ч1 LABHIlfl
Кабельные линии до 10 кВ: со свинцовой оболочкой <в земле) С,023 0,015 0 озя
с алюминиевой оболочкой (в земле) 0 043 0.015 0.053
С пластмассовой оболочкой (в вемле) 0,053 0 015 0 068
Кабельные линии 35 кВ со свинцовой 0 034 0,020 0 054
оболочкой (в аемле) Кабельные линии 110—220 кВ, масло- 0,024 0,020 0,044
наполненные (в земле и помещениях) Воздушные линии до 20 кВ нв метал 0,036 0,003 0,039
лических или железобетонных опорах Воздушные линии до 20 кВ на дере- 0,057 0,005 0,062
винных опорах из пропитанной древеси- ны и на деревянвых опорах с железо- бетонными приставками Воздушные линии 35—220 кВ на ме 0.025 0,003 0,028
таллических или железобетонных опорах Воздушные линии 35—220 кВ на дере- 0,049 0,003 0,052
вяннух опорах из пропитанной древеси- ны или непропитевной лиственницы Силовое электротехническое оборудова- ние, кВ до 20 0,064 0,040 0.104
35—150 0,030 0,094
220 и выше 0,020 0,064
221
Таблица 6.33
Средние значения повышающих коэффициентов,
характеризующие потерн электроэнергии в сетях
Номинальное напряжение иноЫ- кВ 220—330 110-1 so 35 10(6) —20
Потери ДЭ, % 2.5 1.5 1.0 3.5
Примечание. При ориентировочном опре-
делении потерь электроэнергии в сетях с чис-
лом трансформаций т стоимость потерь эдек-
троэлергии сдэ (рис. 6.2) умножается на
коэффнциевт
где ЛЭ — дополнительные потери в сети более
высокого напряжения по сравнению с напря-
жением рассматриваемой сети, %.
Рис . 6 2. Зависимость удельной
стоимости потерь энергии (1 кВт-ч)
от времени наибольших потерь
/— ЕЕЭС СССР, г—ОЭС восточных
{айонов страны (крона ОЭС Сябиря);
— ОЭС Скбиря- *MSMO — коэффициент,
равный отношению потерь мощности
в момент пентиума нагрузки к макси-
мальный потерям (fcMaKC=*0-9+l)
Таблица 6.34
Итоговая таблица экономического сравнения вариантов
при строительстве в один год
Капитальные затраты К, руб/год
Ежегодные отчисления в относительных единицах от капиталь-
ных затрат (р.+Рр+ри) К
Потери энергии ДЭ кВт ч/год
Стоимость потерь электроэнергии с43, руб/год
Ущерб У, руб/год
222
Продолжение табл 6 34
Нанменоьаиие
Годовые эксплуатационные расходы (издержки) И—р±К-+
+ с&э+у> руб/год
----j------------------------------------- -
Приведенные затраты З—Е^К+И, руб/год
Примечание Коэффициент отчислений —Ра+Рр+Ро (с**- табл. 6.32), где
ра — отчислении па амортизацию, рр+р0 — на ремонт и обслуживание, Е„ — нор-
мативный коэффициент эффективности (£н=0,15), — стоимость 1 кВт ч потерь
энергии (рис. 6 2).
Таблица 635
Выражения для определения приведенных к первому году строительства
затрат при сравнении вариантов (см. пример 2.2)
При строительстве в течение ряда лет
и ризыьрности
Год текущего строительства и эксплуа- тации t 1-1 t- 2 ... t-r
Капитальные затраты Kt, руб/год Kt Ка Kr
Стоимость потерь энергии сд5, руб/год СДЗ| СД.92 сдэт
Годовые издержки Wt, руб/год 2 и.- <=| И,+И,+ . . +//г
Приращение годовых издержек tMt, руб/год ли, ЬИТ
Коэффициент приведения ——— —- П-1-св. о) 1 1 1
(1+£и. <4° О+^Н. п)1 >+E«n>r~l
Ущерб руб/год Уг Уа Уг
Суммарные приведенные (к первому году строительства) аатраты 3^* *, руб/год б!'- E„Kt+bHt
Примечание Коэффициент приведения разновременных затрат £„ п=0.1 нор
нативный коэффициент эффективности £„=0,15; Т — рассматриваемый еров
223
§ 6.5. УЩЕРБ
Таблица 6 38
Удельные показатели ущерба
Предприятие Коэффициенты удель- ных ущербов Предприятие Коэффициенты удель- ных ущербов
У». рубДкВт ч) уо руб/кВт У„ руб/(кВт ч) руб/к ‘т
Станкостроитель- ный завод Машинострои- тельный S Инструменталь- ный » Завод металло- конструкций Часовой завод Судостроитель- ный » Автомобилестрои- тельный » Завод шарико подшипников Автобусный за- вод Электромаш и- го- строительный » Кабельный » Электромехани- ческий з Металлургиче- •скпй » Шинный » 0,28 0,15 0,19 0,28 0,28 0,27 0,11 0,08 0,11 0.15 0,15 0.11 0 08 0,08 0,57 0.43 0,34 0,05 1,79 0,26 0,67 0,16 0,97 1,13 0.50 1,00 6,20 Завод резинотех- нических изделий Химический за- вод Химико-фарма цевтичеекий » Завод Нефтегаз Шелковый ком- бинат Текстильный » Меланжевый » Кордная фабрика Завод керамзито- бетона Рубероидный за- вод Завод железобе- тонных изделий Керамико-пли- точный завод Комбинат термо изоляционных и гипсовых изделий 0,16 0,22 0,14 0,10 0,26 0,10 0.11 0,08 0,13 0,05 О,'29 0,12 0,10 2 65 3,30 100 00 17 90 3,90 0,91 0,78 0Л5 12,50 1 40 2.90 0.08
Таблица 6.37
Показатели безотказности и ремонтопригодности элементов
систем электроснабжения
Элементы системы на напряже- ние, кВ Аварийные отключения Преднамеренные отключения
параметр по- тока отказов <°ав лет-‘ среднее иреия восстановле- ния <ав. я параметр по- гона отключе- «Хй Wjjp средняя про- должитель- ность отклю- чений tnn. ч
Линии электропередачи (на 100 км) 500 X 10 2 2,0 11,0
0.4 0.5 0,2 12,0
1,25 8.1 4,2 7,6
0,8 0,5 0.4 7,2
1,4 6.5 3,4 6 0
0,8 0,4 0,3 6,0
224
Продолжение табл 6 37
Элем гиты системы на напряженке кВ Лпарийные отключения Преднамеренные отключения
параметр по- тока отказов “ав «т"< среднее время песетанояле чниедв, ч параметр по тока огключе- ЯИлст-? средняя про- должителъ ность отклю- чений /|1Д, ч
пог 5,1 4,2
0,6 0,5
35 2,2 5,6 4,0 5,2
0,9 0,6 0,5 6 0
] 20 1.3 4.5 3,0 6,5
опнопепные 10 4 0 4,2 6,5 4,5
1 0,4 9,5 2,5 6,0 3,5
Кабельные линии
до 10 2,5 12,0 0,5 8.0
5,0 12,0 0,5 6,0
Трансформаторы (на
100 шт.)
500 5,0 300 1,0 80
330 3.0 200 1,0 60
220 2,0 150 1,0 50
110 2,0 100 1,0 40
35 1.8 90 1 0 30
20 1,4 8 0,5 8
6—10 2,3 16 1.0 8
Воздушные выключатели
( иа 100 шт )
500 8.0 60 0,5 400
330 5 0 60 0,5 300
220 6.0 40 0,5 150
110 4,0 30 0.5 100
35 2,0 24 1 0 24
6—20 2.0 20 0,5 24
Масляные выключатели
(на 100 шт.)
220 2,0 24 0 5 60
НО 0.5 20 0,5 80
35 0,5 10 1,0 12
6—20 0,5 10 0,5 8
Отделители и короткоза
мыкатели (на 100 шт.)
220 3 0 15 0,5 8
110 2 0 15 0 5 8
35 1,0 10 0,5
Разъединители (на 100 шт.)
НО 3,0 15 0,5 8
35 2 0 10 0.5
20 1,7 8 0 5 4
6—10 1.2 8 0 5 4
Сборные шины (на 100ед )
500 1.0 6,0 0.5 12
330 3 0 5 0 0.5 10
220 4 0 3,5 0,5 10
110 5.0 3 0 0.5 8
15 Зщ 213
225
Продолжение табл 6 37
Элементы системы не напряжение кН Преднамеренные отключения
периметр ие- тохл отказов ы,в. лег • среднее время параметр по средняя нро- должнтель- 1ОСГЬ|ПТКЛК>-
ннв«аи ч ИИле“"Л‘
35 0.2 4 0 0 5 8
20 0 2 2.5 0.5 4
6-10 1.0 4.0 0,5 4
Примечание В числителе указаны данные для однопепных линий, в знамена-
теле— дли двухценных при отключении обеих цепей.
§ 6.6. ТРАНСФОРМАТОРЫ И АВТОТРАНСФОРМАТОРЫ
Ниже даны некоторые соображения по выбору числа и мощно-
сти трансформаторов. При проектировании схем электрических се-
тей на подстанциях устанавливаются как правило, два трансфор-
матора Мощность каждого из них выбирается равной 0,65—0,70 от
суммарной максимальной нагрузки подстанции на расчетный
период 7=5 лет, считая с года ввода в эксплуатацию первого
трансформатора
В случае аварийного выхода одного из трансформаторов остав-
шийся в работе должен обеспечить нормальную нагрузку подстан-
ции с учетом перегрузки (40 %) па время максимумов общей суточ
ной продолжительностью до 6 ч, по нс более 5 суток; при этом коэф-
фициент заполнения суточного графика нагрузки трансформатора
должен быть не более 0,75
При постепенном росте нагрузки в первый период эксплуатации
допускается установка одного трансформатора при условии, что
полная нагрузка подстанции будет достигнута не раньше, чем
через три года после ввода первого трансформатора. При этом
должно быть обеспечено резервирование электроснабжения потре-
бителей по сетям среднего и низшего напряжений Дальнейшее
увеличение мощности подстанции при росте нагрузки сверх приня-
того расчетного уровня производится, как правило, заменой транс-
форматоров на более мощные.
Вновь намечаемые для установки трансформаторы должны быть
трехфазными и принимаются со встроенным регулированием на-
пряжения под нагрузкой (РИН).
Наиболее целесообразный выбор оптимальной мощности прово-
дится по универсальным номограммам экономических интервалов
трансформаторов |7 4 и 7 5]
Продолжение табл б 38
Твп авготрзяеформатора Прадеды регу- тирован» я, % Каталожные данные
t„nM кВ, обмоток S % обмоток
В с ч в с н
АОЦТН -417000/500/220 417 ±8X1,50 500 /7 230 /з 10,5; 15,8, 38,5 100 100 29
АОЦТН -533000/500/220 033 ±8 х 1,40 500 /з 230 /з 10,5, 13,8; 38,&, 15,5; 18,1 100 100 25, 31
АОДЦТН-333000/750/330 333 ±10 730 330 /з 16; 20, 15,75 100 100 45; 25
АОДЦТН417000/750/500 417 ±5 50 /з 500 /Т 10,6 100 100 25
Продолжение табл 6 36
ТИП твтотраи.формаТОГ-а Каталожные данные Расчетные данные на три фазы
% обмоток ^-С- irX I КВТ 'х. х' % R__, Ом, обмоток Хтр. Ом обмоюк ^квар
В- г |в — Н с-н в I с В С н
АТДЦТН 125000/500/110 10,5 1 24 1 13 330 150 0,50 2,90 | 2,90 5,80 231 0 280 625
Продолжение табл о 38
АТДТН 250000/500/110 10,5 24 13 350 230 0,45 1,21 1,21 3,03 118 о" 146 1125
АТДЦТН 320000 500/220 10,5 27,5 17 550 220 0,45 0,74 0,74 1,98 90,4 0 146 1440
АОДЦТН 167000/500/220 9.*5 29 17,5 325 125 0,40 0,53 0,53 1,77, 1 32, 1,06 55 0 101,5 2010
АОДЦТН 167000 500/330 9,8 67 61 320 70 0,30 0,53 0,53 3,54 44 0 32о 1500
АОДЦТН 267000,t00 220 8,5 24 12,5 435 160 < 0,29 0,29 1.16, 0,94, 0,64 34 0 48 2S05
АОЦТН 257000 500/330 - - - - - - - - - - -
АОЦТН 417000/500 220 -
АОЦТН-533000/500/220 8,5 24 12,5 760 250 0,25 0,12 0,12 0 48: 0,39 17,2 0 24 3990
АОДЦТН 333000/750/330 10,0 28,2 п.1 780 240 0,34 0,73 0,73 0,27, 2,90 65 0 110 3390
АОДЦТН-417000/750/500 9,6 63 51 920 330 0,50 0,55 0,55 2,20 53,5 0 257 6255
Примечание Регулирование напряжения осуществляется на стороне CH а АТ напряжением 500 кВ на стороне ВН в АТ
иаппяж-’пяем 750—1150 кВ.
230
Таблица 6.40
Трехфазные автотрансформаторы 330 кВ
Tiyi автотрансформаторе ®ном МВ А Каталожные данные
"ном кВ, обмоток Sr оомотск д₽к, «ВТ. обмоток
В С н со X ш X О ш X А X о
АТДЦТН-63000/330/110 63 330 115 10,5, 38,5 10 32 21 220 - -
АТДЦТН-125000/330/110 125 330 115 6Д Ю,5, 38,5 10 35 21 370 - —
АТДЦТН-125000/330/150 125 — — — — — — — — —
АТДЦТН-200000/330/110 200 330 115 10,5, 38,5 10 34 22,5 600 - -
АТДЦТН 240000/330/220 ^240 347 242 11; 38,5 7.6 81 71.5 475 400 305
АТДЦТН -250000/330/150 250 330 158 10,5, 38,5 10 33 23 750 -
Продолжение табл. 6 40
Каталожные данные Расчетный данные
Тип аатотр«нсформиторз *тр- Ом обмоток хп> Ом обмоток
&Р*. X, кВт %*' В С н в с I &Q, к.
АТДЦТН-63000/330/110 70 0,6 3,30 3 30 6,60 195 0 414 378
АТДЦТН-125000/330/110 115 0,5 1,42 1,42 2,84 ПО 0 221 625
АТДЦТН-125000/330/150 —
АТДЦТН-200000/330/110 180 0,5 0,90 0,90 2,26 64,5 0 140 1000
АТДЦТН -240000/330/220 225 1.5 0,89 0,99 2,40 42,8 0 362 3600
АТДЦТН 250000/330/150 170 0,7 0,70 0,70 1,40 48 0 ПО 1750
Примечания I Для автотрансформаторов мощность обмотки НН составляет
50% от номинальной, 9а исключением автотрансформаторов мощностью 200 и
240 МВ А, для которых она составляет 40 и 25% от номинальной соответственно.
2 Регулирование напряжения осуществляется на стороне СН с помощью РПП
+6x2%, sa исключением автотрансформатора мощностью 240 МВ А, который ре
гулирования не имеет.
Таблица 6.41
Трехфазные двухобмоточные трансформаторы 330 кВ
Тип трансформатора SH0M’ МВ А Пределы регулиро- вания. % Ка УИ0М- кВ- о8*0™ аложные данные ДРХ х. кВт X % Расчетные данные л V АП
В н «к- % ДРЙ, кВт др Ом ДР' Ом мар
ТРДН 32000/330 32 ±8X1,5 320 6,3/бД 6,3/10,5 11 170 82 2 00 19 90 412 640
ТРДЦН-63000 330 63 ±1.5 330 10 5'10,5, 22, 38,5 И 265 120 1 0 80 8,0 210 504
ТРДЦН-125000/320 125 ±8x1,5 320 10,5/,10,5 И 420 180 0 50 3 22 105 625
ТДЦ-125000/330 125 347 10 5, 13,8 11 360 145 О.б.э 2 78 105 688
ТДЦ 200000, 330 200 — 347 13,8, 15,7, 18 11 560 245 0.50 1,68 66 1000
ТДЦ 250000 330 250 — 347 13,8; 15.7 1! 650 285 0,45 1,25 52,9 1125
ТДЦ-400000 330 400 — 347 15.7-, 20 11 900 340 0 40 0,67 33 1600
ТЦ 6.0000/330 630 — 347 20 11 1320 500 0,35 0,40 0.29 2200
ТЦ 1000000/330 1000 - 347 24 11,5 2150 450 0 30 0 26 13.8 3000
ТЦ 1200000 330 1200 - 347 — -
Примечание Регулирование осуществляется с пемошью РПН.
Табляца6 43
Примечание Регулирование напряжения осуществляется иа стороне ВН.
трехобмоточные трансформаторы и автотрансформаторы 150 кВ
Тип трансформатора МВ А Пределы регулиро ЦНИИ я % Каталожные данные
'-'иек кВ’ оВмого1< %. %, самоток
в С о 3
ТДТН 16000/150 16 +8x1.5 158 22 38,5 6.6,11 10,5 18 6
и TH 25000/150 ТН-40000/150 25 +8x1,5 158 22, 27,5, 38,5 5.6,11 10,5 18 6
1/ 40 +8x1,5 158 22; 38,5 5,6, 11 10,5 18 6
ТДТН-63000/150 63 +8x1,5 158 22; 38,5 > 1 10.5 18 6
АТДТНГ-100000,150 100 +4x2.5 158 115 6,6 5,3 115 15
Продолжение табл 6.44
7мл трансформатора Каталожные данные Расчетные данные
s R Ом. обмоток Хтр, Ом, обмоток
СО X ta as 6 В с н В с н
ТДТН-16000/150 96 25 1,0 4,70 4.70 4,70 176 0 103,5 160
ТДТН-25000/150 . 145 34 0,9 2,9С 2.9(1 2,9t 112,5 0 67,5 225
ТДТН 100000/150 . .. 185 53 0.8 1,45 1,45 1,45 70 0 42.2 32(
ТДТН-63000/150 67 0.7 W J.M. 0,‘К 44,7 0 2(>.( 431
АТДТНГ-100000/150 310 2'- 230 7Ь 1.5 0 Ь4 0,20 14,20 6,6 6,6 30,9 1500
Примечания. I. Для автотрансформатора мощность обмотки НН равна 20%
номинальной. 2. Регулирование напряжения осуществляется с помощью РПН
стороне ВН, для автотрансформатора 100 МВ А — на стороне СИ
Таблица 6 45
Трехфазные двухобмоточные трансформаторы 150 кВ
Тип трансформатора | 5исч ™ А 1 Пределы регулиро- вания, % Каталожные t'nc.M- “B> ебмотск m зГ § Расчетные д,
О оГ о Э X
и й?
ТМН-4000/150 4 ±9x1.3 6 6, 11 10,5 к 10 1 20 54 ,С0 656 48
ГДН-16000/150 16 x8xl.fi 158 6,6; 11 11 2| (1,81 8,31. 172 128
ТРДН-32000/150 32 ±8X1,5 158 G.3/6.3 10,5/10,5, 10,5 145 35 0,70 3,54 82 224
ТРДН-63000/150 63 ±8X1,5 158 6,3/10,5, 11/11 10,5 17 ?.т 59 0,65 1,48 67.5 410
ТДЦ-125000/150 125 +2X2.5 165 11 ПО 0,5( 0,61 22 625
ТДЦ-400000/150 400 — 165 20 11 ; и270 о.ьо 0.15 6,9 2000
Примечание Регулирование напряжения осуществляется с помощью РПН па
стороне НН (трансформаторы 4 МВ Л), на стороне ВН (трансформаторы
16—63 МВ А) или с ПБВ (трансформаторы 125—400 МВ А).
£35
Таблица
Трехфазные трехобмоточные трансформаторы 110 кВ
Каталожные данный
Tiki трансформатора
ТМТН-6300/ПО
ТДТН 10000/110
ТДТН 16000/110
ТДТН-63000/110
ТДЦТН 80000/110
ТДТН 25000/110
ТДТНЭ-25000Л10
ТФТП-31500/110
ТДТН-40000'110
кВ. обмоток
% обмоток
10.5(17)
6.6t 11
10.5(17)
17(10.5)
10,5(17)
10,5(17)
17(10,5)
17(105)
22, 38.5
22. 38,5
27.5. 22,
1151 38.5; 27,5 6,6;'ll: 27,5
17(10,5)
Тчи трансформатора
Продолжение гобл f>46
Расчетные дмиис
I. I Г.
(52), 0
0, (20,6)
22,6 0; (13,1)
17.7, 0. (10,3)
0,40 0,40
55 I 50
500.SC
168
Ы)
472
•.,п
20,6, (0)
13,1; (01
ТМТН 6300/110
ТДТН 10000/110
ТДТН-16000/110
ТДТН 25000/110
ТДТНЭ 25000/НО
ТФТП-31500/110
ТДТН-40000/НО*
ТДТН-63000/4Ю *
ТДЦТН-80000/110
145
145451,00
200Г- •
230!______
310 70 0,85
390 82 0,80
Примечания; 1 Все трансформаторы имеют РПН ±9x1.78% на стороне ВН
за исключением трансформатора ТФТ11 с ПЕВ ±2x2,5% и ТДТНЭ с РПН
±4x26% па ВН 2.Трансформатор ТФТП предпазпачаетси в качестзе передвиж-
ного резерва для питания тяговых подстанций.
При Х,р обмотки СН, рапной нулю, обмотки HI I изготовляются с UMoM
'тм - *1В
236
Трехфаэные двух&Змоточиыс трансформаторы ПО кВ
1
Продолжение табл 6 47
Тнп транефорыатора MB А Пределы ре- гулирования , Каталожные данные Расчетные данные
Уввм кВ. обмоток “к- % A₽kV V *ТР Ом Ом ^ква *
н Н
Т Д-40000/110 40 ±2x2.50 115 3,15? 6,3; 10,5 10,5 175 52 0,70 1,44 34.8 280
ТРДЦН-63000/110 63 ±9x1,78 115 6,3/6,3; 6,3/10,5 10,5 260 59 0,65 0,87 22 410
ТРДЦН-80000/110 63 ±9x1,78 121 10,5/10,5 10,5 315 70 0,60 0,65 17,3 480
ТД 80000/110 80 ±2x2.50 121 6.3; 10,6; 13,8, 3.15 10.3 315 70 0.60 0,65 17,3 480
ТДЦ 125000/110 125 ±2x2.50 12! 10,5; 13,8 10,5 520 120 0,55 0,33 11,1 678
ТДЦ-200000/НО 200 ±2x2,50 121 13,8; 15,75; 18, 20 10.5 700 170 0,50 0,23 6,9 1000
ТДЦ-250000/110 250 ±2x2,50 121 15,75, 20 10,5 790 200 0,50 0,17 5,5 1250
ТДЦ-400000/НО 400 ±2x2,50 121 20 10.5 1350 230 0,80 0 12 3.5 3200
Примечания- 1. Регулирование напряжения осуществляется с помощью РПН на стороне ВН, за исключением трансформа- торов типа ТМН-2500/110 с РПН на стороне НН н ТД с ПБВ на стороне ВН. 2. Трансформаторы типа ТРДН могут изготов- ляться с нерасщеплснной обмоткой НН 38,5 кВ, трансформатор 25 МВ А —с 27,5 кВ imm
240
Примечания 1. Регулирование напряжения осуществляется на стороне "SH с iFMitir гч
форматоров типа ТМ и ТД, указанные в скобках, имеют ПБВ ±2x2,5% на стороне ВН,
Трехфазные двухобмоточные трансформаторы 35 кВ
Табл ица 650
Трехфазные двухобмоточные трансформаторы 10 и 20 кВ
in трансформатора SIOM« МВ А Каталои.нне данные Расчетные данные'
"нОм- “И- обмоток ЛР„. кВт -= «тр Ом ХФ Ом Л
« н
i TMH(TM)-4000/3S 4 0 10 5 6,3(3,15) 6,5 33.5 5,98 0,9» 0,24 1,80 36
ТМН (ТМ)-6300/35 6.3 10,5 6,3(3,15 6,5 46,5 8,33 о, 0,13 1,14 50 4
ТД 10000/35 ] 10 10 j 6,3(3.15 7.5 92 29 3 и 0,10 0,82 300
ТДН-10000/35 I 10 10.5 6,3(3,15 14.4 96 28 4. - 0,10 1.60 400
ТДНС 10000/35) 10 10 ь 5,3(3,15 — — —. — —.
ТДНС-16000/35 16 10.5 6,3 — — — — —
ТМ-630/20 1 0.63 20 0,4. 6,3 10.5 6 3, 10,5 6.5 6,3 2,45 1.97 7,00 45,50 12.4
ТМН-630/20 ) 0 63 20 6.5 7JB 2,00 2.U 8,50 45.50 12.6
ТМН(ТМ)-1000/20 1.0 20 0,4; 6,3 6,5 11.9 2,75 l,5d5,24 29,2( 15
ТМН (ТМ )-1600/20 1.6 20 10.5 6,3, 10,' 1б,5 17,2 3.65 1.4- 2,96 17,80 22.4
ТМН (ТМ)-2500/20 2,5 20 6,3; 11 6.5 24,2 5,10 1 1, 1.70 И,46 27 5
ТМН (ТМ)-4000/20 4,0 20 5.3, 10.5 7.5 33,5 6,70 । 0,91 8.30 40
ТМН (ТМ) 6300/20 6.3 20 5,3; 10.5 7.5 46,5 9,40 0,9» 0.52 5,20 56,7
ТРДН-25000/20 25 20 5.3/10,5 9,5 145 29 [>,' 0.10 1,60 175
ТРДН-32000/20 32 20 6,3/10,5 11,5 180 33 0, 0,08 1.60 224
ТРДН-40000/20 40 20 6,3/6,3 14 $25 39 0,65 0,0b 260
ТРДН-63000/20 63 20 10,5/10,5 11,5 5 30 280 55 0.6» 0 03 0,88 378
ТМ 63/20 о,об; 20 0.23, 0,' 1.47 0 29 2. < 164 ( 370 1.76
ТМ (ТМН)-100/20 0,1 20 0 23, 0,' 6,65 2,12 0,46 4,1 94,5 293 4,16
ТМ(ТМН) 160/20 0,16 20 0,23; 0? 6,85 2,80 0 66 2,4- 49 5 182 3,84
1 М (ТМН)-250/20 0,25 20 0,23,- 0,' 6,65 3,95 0,95 2, V 27,6 116 5,75
ТМ (ТМН) 400 20 0 4 20 0,23f 0,4 6,50 5,50 1,35 2,1. 15,2 73 8,40
Примечания I. Трансформаторы типов ТМ и ТД регулировки не имеют.
Трансформаторы ТМН, ГДН и ТРДН нмсюг PUH от +10X1,5% до
—8x1,5% па стороне ВН 2 Для трансформаторов с расщепленной обмоткой
низшего напряжения (типа ТРДН) Хв =0, XHt-=Alt2“-2kTP.
• Т а б т и ц а 6 51
Трехфазные двухобмоточные трансформаторы 6 и 10 кВ
№°сть Каталижиые данные
6'HOW. кВ. обмоток "и-% Л₽№- КВТ
В н
ТМ 25/6 25 6.3 0,4, 0,23 4.5—4,7 0.6—0.69
ТМ-25/10 25 10 0.4. 0,23 4,5—4,7 0,6—0,69
ТМ 40/6 40 6,3 0,23 4.5 0.88
ТМ 40/10 40 10 0.4 4,5—4,7 0,88—1,00
ТМ-63/6 63 6.3 0.4. 0.23 4 7 1,28—1.47
1 М-63/10 63 10 0,4, 0 23 4,5—4.7 1,28—1,47
ТМ 100/6 100 6,3 0,4, 0,23 4 Ч 4 7 1 97—2,27
ТМ-100/10 100 10 0.4. 0,23 4,5—4,7 1,97—2,27
ТМ-160/6-10 160 6,3, 10 0,4. 0,23, 0.69 4,5—4,7 2,65—3,10
ТМ-250/10 250 10 0.4, 0,23 4 .5—4,7 3 7—4,2
ТМ-400/10 400 10 0,23, 0,69, 0,4 4.5 5,5—5,9
’16 Зак. 212 241
Продолжение табл. bj5l
Tiki трансформатора Мош- кость £ипм- кВ Л Каталожные даяние
1'иом. кВ. обмоток “и % ЛР*. KUi|
В н
ТМ 630/10 ТМ 1000/6 ТМ 1000/10 ТМ КИЮ/10 ТМ 2500/10 630 1000 1000 1600 2500 10 6,3 10 10 10 3.15, 0,23, 0,4, 0,69 0,4, 0,69; 3,15, 0,525 0 4, 0,69: 0,525. 3,15, Ь.з -6 4, 0,69; 3.15 0,69—10,50 5.5 8,0 5,5 5,5 5,5 7,6-8,5 12,2 12,2—11.6 18.0 25,0-23,5
Продолжение табл. 6 51
Тип трансформатора Каталожные данные Расчетные данные
ДРХ х кВт * «гр- °- д</х , квар
ТМ 25/6 0 105—0 125 3,2 39,60 54 0.8
ТМ 25/Ю 0.105-0.125 3.2 ПО 150 0,8
ТМ-40/6 0 24 4,5 19,80 35,4 1.8
ТМ 40/10 0,15-0,18 3.0 62,50 99 1,2
ТМ-ЬЗ/6 0.36 4,5 13 30 23.2 1.76
ТМ-63/10 0.22 2,8 37 70.5 1.76
ТМ-100/6 0,31-0.365 2.6 8,18 14,7 2,6
ТМ 100/Ю 0,31-0,365 2,6 22,70 40.8 2,6
ТМ 160/6 10 0 46-0 54 2,4 4,35 10,2 3,8
ТМ 250/10 1,05 2,3-3,7 6 70 15,6 9,2
ТМ-400/Ю 0.92-1,08 2,1—3,0 3 70 10,6 12.0
ТМ-630/Ю ) ,42-1,68 2,0-3 ,0 2 12 8, о 18.9
ТМ-1000/6 2,3—2,75 1,5 0 44 2,84 15
ТМ ККЮ/10 2,1—2.45 1 4—2,8 1.22 5,35 26
ТМ-160О/10 2,8—3,3 1,3-2 6 0,70 3,27 41,6
ТМ-2500/Ю 3,9—4 6 1.0 0 40 2,16 25
Таблица 6.52
Линейные регулировочные трансформаторы
Тип трансформатора
ЛТМН 16000/10
ЛТДН 40000/10
ЛТДН-63000/35
ЛТДН-100000/35
Примечание Каталожные и расчетные дзнные приведены к 1/ном и проход-
ной мощности Положения I и 23 соответствуют максимальному и минимальному
напряжениям ±10x1.5% L;„UM, 11—13—нулевым положениям переключателя.
Продолжение табл б S3
§ 6.7. ВЫБОР СЕЧЕНИЙ ПО НАГРЕВУ
Таблица 6,54
Длительно допустимые нагрузки и активные сопротивления голых проводов
провода X Масса 1 км проно а кг Наружный диаметр про- вода. мм Длительно-допустимый ток нагрузки. А Активное сопро тин л СИ ис при тем нературе +20 С,
поме синй кнутри помещений
i
i
Алюминиевые провода
Л-16 44 5,1 105 75 1 9G
Л-25 68 6,3 135 105 1.27
А-35 9э 7.5 170 130 0.91
А-50 137 9 0 215 165 0.63
А-70 190 10.6 265 210 0.45
Л-95 -266 12 4 320 255 0.33
А 120 323 14.0 375 800 0,27 0.21
А 150 419 15.8 » 440
А-185 516 17.4 20,1 Е00 410 0,17
Л-240 672 590 490 0.131
Л 300 817 22.2 680 570 0.105
Л-409 1087 25.6 815 690 0 078
А 500 1376 29,1 980 820 0 063
Л-600 1658 Ста 32.0 и е а л к> м и । 1070 и с пыt пр 930 овода 0.052
АС-16 62 5 4 105 75 1.96 1.27 0,91
АС 25 92 6.6 130 too
АС 35 126 8,3 175 13»
ЛС 50 193 210 165 0 63
АС 70 269 265 210 0 45
АС-95 431 13,4 330 260 0 33
ЛС 120 504 |.5 1 380 ЗОэ 0,27
ЛС 150 Ь23 17.0 44 » 3(>5 0 21
АС 185 781 19.1 21 5 510 415 0 17
АС 240- 995 610 605 0 13
АС 300 1258 24 4 690 58э 0 105
АС 400 1637 27.8 835 715 0 078
АС-500 1836 30 2 975 815 0 065
АС-($0 2206 33.1 Медны 1020 провода 853 0.055
М-0 53 2.7 70 35 3 06
м-io 88 3,5 95 60 1 84
М 16 145 5.1 130 100
М 25 222 6,3 180 135 0J4 0 54
М-35 314 7 5 220 . 170
М-50 452 9.0 270 215 0 39
М 70 626 10.6 340 270 0 28
М 95 850 12 4 41 > 335 0.20 О 158
М 120 1080 14 0 485 395
М 1.50 1345 15 .8 S70 4Ь5 О* 1Л
М 185 1683 17 5 640 530 о юз 0 078
М 240 2120 20.0 7(H) 685
м ио 2640 22 2 880 740 0 062
М 400 3520 25 6 1050 895 0.047 245
245
Длительно дбпустимые нагрузки проводов, шнуров и кабелей до 1 нВ
с алюминиевыми жилами
тоноирикодя- шей жилы. Длительно допустимый ток, А
нроиалор и шнурок с резиновой или иолнхлорнииилоной изоляцией, проложенных небелой с бумажной прели чанной изоляцией я снинцо- вой ней нлюмиийеной
ДОЯ три оболочке, проложенных
ин воздухе и земле
2.5 24 20 19
4 32 28 28 27 38
Г, 39 36 32 35 46
10 55 50 47 45 65
16 80 60 60 60 90
25 105 85 80 75 115
35 130 100 95 95 135
50 165 140 130 НО 165
70 210 175 165 140 200
95 255 215 200 165 240
120 295 245 220 200 270
Таблица 6 56
Длительно допустимые нагрузки кабелей 1—10 кВ с бумажн >й пропитанной
изоляцией, в свинцовой или алюминиевой оболочке, прокладываемых а земле
при температуре почвы 4-15°С
Длительно допустимы & ток, А
Сечение OKOIIJIUHO - трехжильных кабелей с лоисиой изоляцией
3 кВ 6 кВ 10 кВ кабелей до 1 кВ
мм медь алюминий падь алюмин ий медь АЛЮМИНИЙ
2.5 40 31 — — __
А 42 —— 50 38
6 70 55 — — — 60 46
10 95 75 80 60 — — 85 65
1«> 120 90 105 80 95 75 115 90
25 160 125 135 105 120 90 150 115
35 190 145 160 125 159 115 175 135
50 235 180 200 155 180 140 215 165
70 285 220 245 190 215 165 265 200
95 340 260 295 225 265 205 310 240
120 390 300 340 260 310 240 350 270
J5O 435 335 390 300 355 275 395 305
185 490 380 440 340 400 310 450 345
240 570 440 510 390 460 355 —
Примечание Допустимые длительные токовые нагрузки, приведенные в таб-
лице, соответствуют следующим допустимым температурам нагрева жил Для ка
белей до 3 кВ-----(-80° С, для кабелей до 6 кВ----Й65°С и 10 кВ------1-60° С.
246
Таблица G 57
Длительно допустимые нагрузки кабелей 1—10 кВ с бумажной пропитанной
изоляцией, в свинцовой или алюминиевой оболочке, прокладываемых
на открытом воздухе при температуре -)-25°С
Длительно допустимый ток, А
Сечение токо- проводящей жилы, мм* (грехжильиых кабелей с новеной кзолииней четырехжильпык кабелей I кВ
до 8 кВ 6 кВ 10 кВ
медь нлюмииив медь алюминий мадь BXlOMIHIIlfl медь алюминий
2,5 28 22 ...
4 37 29 — -— —. — 35 27
6 45 35 .— — —- —. 45 35
10 60 46 55 42 — — 60 45
16 80 60 65 50 GO 4Ь 80 60
25 105 80 90 70 85 65 100 7э
35 125 95 85 105 80 120 95
50 155 120 110 135 105 145 НО
70 200 155 175 135 165 130 185 140
95 245 190 215 165 200 155 215 165
120 285 220 250 190 240 185 260 200
150 3.30 255 290 225 270 210 >00 230
185 375 290 325 250 305 235 340 260
240 430 330 375 290 350 270 — —
Примечание См. примечание к табл 6.56
Таблица 6 58
Длительно допустимые нагрузки кабелей с отдельно освинцованными
(наи с отдельно опрессованными) жилами,
с бумажной пропитанной изоляцией
ИГ ill Длительно допустимый ток. А. при прокладке кабеля
20 кВ 35 кв
и земле и воздухе и че.чле в воздухе
медь алюминий медь алюминий медь алюминий медь алюмин ИЙ
25 35 50 70 95 120 150 185 110 135 165 200 240 275 315 355 85 105 125 155 185 210 240 275 85 100 120 150 180 205 230 265 65 75 90 115 140 160 175 205 1 1 1 ।SSSSi।। | 1 1 1 | ко 140 |(>1» 175
Примечания 1. Допустимые длительные доковые нагрузки, приведенные и габ
лице, соответствуют допустимой температуре нагрева жил +50“ С. 2. Температура
почвы 4-15° С; температура воздуха -|-256С-
247
Длительно допустимые нагрузки кабелей 110 кВ, проложенных
в стальном трубопроводе с маслом под давлением (медные жилы)
Длительно допустимый ток, А. при прокладке кабеля
Сечемнс тоиопро трубопровода в земле
/ ным покрытием в воздухе одиоцепная линия днухиеппаи линия
150 144 420 330 300
270 159 590 450 395
400 185 735 540 475
550 186 850 (>15 540
«00 211 980 670 585
Таблица 6.60
нагрузки кабелей 220 кВ, проложенных
Длительно допустимые нагрузки проводов и шнуров с резиновой
2^полихлорвиииловой изоляцией, с медными и алюминиевыми жилами
Длительно допустимые ______________ИИ.._____, ...________
в стальном трубопроводе с маслом под давлением (медные жилы)
Сечение токопро- водящей жильт. Длительно допустимый ток, А. при прокладке кабеля
трубопровода с аитккоррозион в воздухе в земле
ОДЦО11Г1П1ЛЯ липин даухцепная линия
270 211 520 425 380
400 239 630 495 450
550 239 730 555 500
800 239 830 615 540
Длительно допустимые нагрузки проводов с медными жилами и резиновой
изоляцией в металлических защитных оболочках н кабелей с медными
и алюминиевыми жилами, с резиновой изоляцией, в свинцовой,
лолнхлорвнниловой и негорючей резиновой оболочках,
бронированных и небронированных
Длительно допустимый гок, А провод
тпкопрово- жнлы. ым’ открыто ОД||ОЖЯЛЬ)Г1ь'Х одножильных один лпух одни трех-
0,5 И
0.75 15 — — . .
1.0 17 16 15 14 15 14
1.5 23 19 17 16 18 1Q
2.5 30/24 27/20 25/19 25/19 25 21
4 42/32 38/28 35/28 30/23 32 27
50/39 46/36 62/32 40/30 40 34
10 80 755 70/50 80/47 50/39 50
16 100/80 85/60 *30/60 75/55 80 70
25 140/105 115/85 100/80 90/70 100 85
35 170/130 135/100 >125/95 115/85 12.5 100
50 215/165 185/140 >170/130 150/120 165 135
70 270/210 225/175 210/165 185/140 195 175
95 339/255 275/215 255/200 225/175 245 215
мо 385/295 315/245 290/220 260/200 295 250
150 440/340 360/275 330/255 -—
185 510/390 - .
240 605/465 —
300 695/535 .— .—. .
400 830/645 — — — — —
двухжнльиых трехжильиых
жалит. им’
в воздухе в воздухе в земле в воздухе в земне
1.5 2,5 6 10 16 25 35 50 70 95 120 150 185 240 23 30/23 41/31 50/38 80/60 100/75 140/105 170/130 215/165 270/210 325/250 385/295 440/240 510/395 605/465 19 27/21 38/29 50/38 70/55 90/70 115/90 140/105 175/135 215/165 260 200 300/230 350/270 405/310 33 44/34 55/42 70/55 105/80 135/105 175/135 210/160 265/205 320/245 385/295 445/340 505/390 570/440 19 25/19 35/27 42/32 55/42 75/60 90/75 120/90 145/110 180/140 220/170 200/200 305/235 350/270 27 38/29 49/38 60/46 90/70 115/90 150/И 5 180/140 225/175 275/210 330/255 385/295 435/335 500/385
Примечания I При определении числа прояодоэ проложенных в одной тру
бе нуле вой рабочий провод в расчет не принимается. 2. Перед косой чертой —
HaipyiKH для‘медных жил, за чертой— для алюминиевых жил
ТаблицаббЭ
Поправочные коэффициенты на число работающих цабетей,
лежащих рядом в земле, трубах и без груб
Примечание „ При определении допустимых расчетных нагрузок в число радом
лежащих кабелей не включается число резервных кабелей.
Поправочные коэффициенты на температуру земли (з) и воздуха (в)
аля определения допустимых токов на силовые кабели,
голые и изолированные провода
Примечания I Перед косой чертой — нагрузки дли мс.тпых жил, за чертой —
для алюминиевых жил 2. Токовые нагрузки относятся к кабелям с заземляющей
жилой и без нее. 3 Провода — только для прокладки в воздухе 4 Температура
почвы 4-15”С, температура воздуха д-25°С
248
Поправочные коэффициенты при фактической температуре среды. *С
1,04
I 13
1.141.11
1.24| 1.20
Продолжение табл 6 64
25а
15э
25в
25в
25в
25в
70
65
55
1,2!) 1,24
1,18 1,14
1.22 1.17
1.25 1.20
1,48 1.41
1,20
1.22
1 12
1.25
1.12
1,29
1 14
1,34
1.15
1,05
1,06
1,20
1,07
1 23
1 07
1,26
1 00
1.12
1 05
1,00
1,18
1.00
О 94
1,07
0,93
1.08
1,00
О 89
1,00
О 88
1,00
0,86
0,84
0,82
1,09
0 84
1,88
0,81
0,87
0,79
0,91
0.76
0,89
0.85
0,79
0,67
0.76
0,82
О 66
0.78
0,63
0,57
0,66
0,50
0.58
0,37
0,45
Допустимые температуры проводников
Таблица 6.65
Длительно допустимая темлерятура жнл °C Краткоиремея- но допустимая температура
пе^егремах прм тоне к а 1Ж макс С
Шиш; и голые прокола медные 70 125 250
алюминиевые 70 125 150
стальные, иепосрсдст 70 125 350
пенно не соединенные с аппаратами то же, неиосрсдствеипо 70 125 250
соединенные с аппара Кабели с бумажной про- питанной изоляцией напря- жением, иВ до 3 80 125 С медными жилами 200 С алюминие- выми жила- 150
6 65 100 200 150
10 ! 60 90 200 150
20 50 — 125 —-.
35 50 — 125 —
Кабели и провода с рези новой изоляцией обычной 100 150 150
теплостойкой 65 110 150 150
Провода с поливинилхло- ридной изоляцией 70 - 150 150
250
Таблица 6 66
Расчетная температура окружающей среды
для проводников н аппаратов
Проаодгшки я аппараты Среда
Проводники провода, ши- Воздух 25
ны кабели Земля 15
Аппараты Вода 15
Воздух 35
Т а б л и ц а 6 67
Допустимые перегрузки на период максимума
в течение 5 суток на кабели но 10 кВ
с пропитанной бумажной изоляцией
Услпняя по отношению к вомниалинои
% от воин- прокладки симума. ч
| | г | >
60 В земле 1,5 1.35 1.25
В воздухе 1,3 1,25 1 15
80 В земле 1,35 1.25 1 20
В воздухе 1,25 1,20 1.15
Т я б л и п а 6 68
Допустимые длительности перегрузок маслонаполненных кабелей 110—220 «В
сечением 270—700 мм’, проложенных в земле
О 50 80
О 50 80
140
GO
6.5
40
3.5
Таблица 6 69
Предельные токи к. з. по условию термической устойчивости кабелей
Токи К 3 . к.
Vе 25 35 50 70 95 120 150 135 2*0
0,50 3,45 4 80 6,90 9.65 13 со 16.50 20.00 25 45 34,25
0 75 2,80 3.95 5,60 7.90 10 65 13,50 16.90 20 50 27,20
1 00 2,44 3,40 4,85 6 80 9,25 И,80 14.60 18 00 23 ,50
1 50 2 00 2,80 4,00 5 55 7,55 9.55 И 90 14 75 19 30
4.00 1.72 2,40 3 45 4 80 6.55 8,25 10.30 12.75 16.65
251
§ 6.8. ПРЕДОХРАНИТЕЛИ
Предохранители с наполнителем, с закрытым неразборным патроном,
серин НПН и разбОрные серии ПН-2 ио 500 В
Тип НОМХ1Т.-1ЛЫ1ЫЙ ТОК, А Действ ую«'сс чнячспис рве- Месса. кг хранителя (патрон;. Н
хр^Хля плавкий «ставки дельного от ключе;1, кя кА КОИТиКТИОЙ стойки). руГ> нои
НПН 15 15 6; 10, 15 10 0.39 О 90
НПН-60 1.0 15; 20. 25; 35; 45, 60 ь 0 48 1-35
ПН-2-100 1110 30- 40 Л. 60; 80; 100 50 0.50 0-60
ПН-2-250 250 80 100, 120, 150; 200, 250 40 1.С0 1-05
ПН-2-400 400 200. 250, 300, 350; 401 25 1.55 2,90 1-80
ПИ-2-600 (.00 SOO, 400, 500; 600 25 3-80
ПН-2 1000 1000 — — 4,80 5-10
Т ябл и и» 6.71
Предохранители трубчатые с закрытым разбойным патроном
без наполнителя серии I1P-2 на напряжение ло 500 В
Гайарит Номинальный той। А Масса "рс Пени предо-
(патроня к
тлеете % ТЧК. ^"Тг’
руй кон
220 В 380 В
1; 220 60 100 200 350 600 1000 6, 10; 15 15, 20,- 25,- 35; 60; 80; 100 100; 125; 160; 200; 225; 260, 350; 430; 500; 600,- 700; 850, 45, 60 200 300; 350 600 К100 1,2 5.5 11 И 15 15 0,8 1.8 6 6 6 13 15 0.08 0 14 V .51 0.88 1.68 3.28 7.47 0-15 0-30 1-00 1-31 2-58 4-15 10-10
380 В 500 В
И; 550 15» (.0 юо| 200 350 600 1000 Аналогично габариту 1 8 4,5 И 13 23 20 3,5 К) 10 II 20 20 с о'о’г — л г- Заи--ое
• Дейслвуюл.ее значение.
252
Отношение k проходящего по вставке тока
к номинальному для предохранителей серим ПР-2
Длительность протекания, ч Значение к при котором
имя номинального вставка
плавятся
60-350 1 1,3 1.6
430—1000 2 1.3 1,6
Таблица 6.73
Предохранители с наполнителем, с закрытым неразборным патроном серии НПН
и разборные серин ПН-2 напряжением до 500 В
Тпн Номинальный ток. А Масса. Нена предо- хранители 1 патрона н
Т™ плавкой йстанкн
ный ток отключе- ние. кА •
руб -КО|1
НПН is 15 6, 10, 15 10 0,39 О-'О
НПН-60 60 15; 20; 25; 35; 45, 60 6 0 48 1-35
ПН 2- 100 100 30, 40, 50- 60; 50. 100 50 0,50 0-60
ПН 2-250 250 ВО, 100; 120, 150, 200, 250 4(1 1.00 1-05
ПН 2 400 400 200, 250, 300; 350, 400 25 I 55 1 80
ПН-2 600 600 300. 400; 500, 600 25 2,90 3-80
ПН-2 1000* ** 1000 — — 4 80 5-10
Примечание Источники — каталог 3122, прейскурант 15—04 и дополнение №4.
* Действующее значение
** Изготовляется по ТУ ЭП 022 60 Курского СИХ.
Таблица 6.74
Минимальные кратности допустимых токовых нагрузок на провода, кабели
по отношенаю к номинальвым токам, токам трогания или токам уставки
защитных аппаратов
Вначснме тока защитного аппарата
Номинальный ток плавкой вставки
предохранителей
Ток уставки автоматического выклю-
чателя имеющего только максималь
ный мгновенно действующий расцепи -
Проводники с резиновой я ат, логичной по тепловым карайте ристинам пэоли,ией для кото-
рых чяпюта от перегрузки обязательна It
3 Й
жароопасные помещения. пожароопнел ые про иыюдстяенн ые SB
иые помете- м ы тленных предприятий
1,25 1.25 1,о 1.0 1 0 1.0 0.33 0 22
253
Продолжение табл 6 74
Значение тока защитного аппарата
Кратность допустимых длительных токов
Пронодниии с резиновой и ана- логичной по тепловым характе- ристикам изоляцией, дли кото- рых защита от перегрузки обя зательна i ? КЗ
взрыва- и ПО- жнроопаспые помещении жилые, торю вые помете- иегчрыно- и не- вожароонасные производственные помещении про- мышленных предприятий i !i и Ее оа
1.00 1.00 1.0 1.0 l.o 0,8 1.00 0.66
Таблица 6.75
Номинальный ток расцепителя авто-
матического выключателя с нерегу-
лируемой обратно зависимой ст тока
Характеристикой (независимо от нали-
чия или отсутствия отсечки)
Ток трогания расцепителя автома
тического выключателя с регулируемой
обратно вависимой от тока характери-
стикой (при наличии на автоматиче-
ском выключателе отсечки ее крат-
ность тока не ограничивается)
Минимальные сечения заземляющих проводников в электроустановках до 1 кВ
Наимсноинпне проводников Сечения проводи икон, мм'
медных алюмин кенык
Голые проводники при oi крытой прокладке 4.0 6,0 2.5
Изолированные провода 1,5
Заземляющие жилы кабелей или многожильных проводов находящихся в общей защитной оболочке С фазными жилами 1.0 1.5
Т а б л и п a 6.7G
Значения допустимой минимальной кратности тока к. а. по отношению
к току защитного аппарата
Допустим ая кратность тока я 1-0 отношению
Условна прокладки сети к иоминаль- пгавкой встав к>1 предпхра- к току уставкн срабатывания ин- том атическою выключателя, имеющего только »ли нтромагн итн ый расцепитель (отсечку! к воминвльиому току расцепителя автоыа- тическшо пыключа гели с обратно зави- симой от тона характеристикой
В невзрывоопасном помете пни при выполнении требова кий табл. Ь.74 3 l.lfep 3
Продолжение пнЛл 6.76
Допустима । краткост», тока а ио о-тноок'ИИЮ
Услонм» прокладки сети « к номинала- пому току останки пре дохранители к тоху устьмкн срабатывания ентомятичгсио.'о выключатели. нмеанчего только электромагнитный раСпепнтель (отсечку) к «омииалыюму шну расиепителя аитома- тнчеаког, пыкли ме- тели с обратно зави- симой от тока характеристикой
В иевзрывоопасном помете ник при невыполнении требова ний табл 6 74 Во взрывоопасном помешеннп 5 4 »,54р 1.1*р 6
Примечания I kp— коэффициент, учитывающий разброс характеристик авто-
матических выключателей с электромагнитным расцепителем. 2 При отсутствии
данных завода о гарантируемой точности уставки тока срабатывания автомати-
ческого выключателя с электромагнитным расцепителем (отсечкой) допускается
принимать значения коэффициента kp для автоматических выключателей на номи-
нальный ток до 100 А равными 1 4 и выше 100 А — равными 1,25. 3. При за
трудиении в выполнении требований, у казанах в таблице, допускается примене-
ние быстродействующей зашиты ст замыкания*на землю.
§ 6.9. СОПРОТИВЛЕНИЯ И ПРОВОДИМОСТИ
И НЕКОТОРЫЕ СВЕДЕНИЯ ЦО ДЛИННЫМ ЛИНИЯМ
Таблица 0.77'
Активные сопротивления проводов и кабелей (см § 1.3)
Ангинное соирптикление. Ом/км Активное col вставлен не Ом/км
С.1.П) не r*Aeou»f
провода. кода и кабели провода. медные про Провода и кабели
вые провода вые провода
6 3,06 95 0 20 0 33
К) 1 .84 —. 120 0 258 0 27
16 1 .20 1,96 150 0,123 0 21
25 0,74 1.27 185 0 103 0 17
35 0,54 0.91 ‘ 240 0 078 0 131
50 0,39 0 63 300 0,062 0 105
70 0,28 0 45 400 0,047 0 78
Таблиц» 6 78
Характеристики проводящего материала
(провода или жилы кабеля)
Пока.чатоль Медь Алюминий
Удельная проводимость у, м/(Ом мм)2 Удельное сопротивление р, Ом мм£/км 53 18,8 82 31 5
255
Таблица 6.79
Средние значения реактивных сопротивлений Хи, емкостных проводимостей t>0
и мощностей ^|1Ь, генерируемых линиями (для приближенных расчетов)
Тип липин и напряжения, кВ Хл. — ь.. to-. л иваР VOC км
Кабельные до 1 0.66
6—10 0.08
20 0 И Д'Г .-
35 0 125
Изолированные провода знутренией 0.22 — .—.
проводки
Воздушные до 1 0.31 —
6—10 0.38 —_
20—35 0.40 2.8
110 0.40 2.8 36
150 0.41 2,7 68
220
один провод в фазе 0.42 2 7 140
два провода в фазе 0,30 3,7 190
один провод в фазе 0 42 2,7 320
два провода в фазе 0,32 3.5 430
500
два провода в фазе 0.32 3.5 850
три провода в фазе 0.29 3.8 950
750
четыре провода в фазе 0.27 4.0 2250
Таблица 6 80
Активные и индуктивные сопротивлении и емкостные проводимости
трехжильных кабелей
ii lh Активное СОпрП тивление жил при 4-20 “С, Ом/км Индуктивное сопротивление, Ом/км Емкостная проводимое,ь. (См/км) 10—‘
при номинальном напряжении кабаля, кВ
алюминий медь до 1 6 10 20 35 • 20 35
6 10 16 25 35 50 70 95 120 150 185 240 7,74 5.17 3.10 1,94 1 24 0.89 0,62 0.443 0,326 0.258 0.206 0.167 0.129 4,60 3.07 1.84 1 15 0,74 0.52 0.37 0.2b 0.194 0,153 0,122 0.099 0.077 0,0950 0 .0900 0.0730 0.067г 0,0662 0.0637 0 0625 0.0612 0,0602 0,0602 0.0596 0 .0596 0,0587 0,110 0.102 0.091 0.087 0,083 0 080 0.078 0,076 0,074 0,073 0,071 0.122 0,113 0.099 0.095 0 090 0.086 0.083 0,08! 0,079 0,077 0.075 0.135 0,129 0 119 0.116 0,110 0,107 0.104 0 101 0.137 0.126 0.120 0,116 0,113 62.8 72 2 88 97,2 114 127 134 146 162 169 185 72.2 85 91 97,5 ПО 116 188 141 144 53.5 60 66 75,5 81,5 100 НО 119 132 ^Sr.^S.81 1 П 1 1 1 I И W «Л ₽ 1
Примечания- 1. Активные и индуктивные сопротивлении даны дли трехжвль-
них кабелей с поясной изоляцией 2 Емкостная проводимость дана для трех-
жильных кабелей (ГОСТ ч40 -58) 6—10 кВ —с поясной изоляцией. 20—35 кВ —
с отдельно освинцованными жилами.
.256
Т а б л и ц а 6 81
Сопротивления и длительно допустимый ток для алюминиевых шин
Размер. мм Длительно
Активное при »ср. мм
пив. ыОм/м
150 20b 300
*25x3 0 475 0,200 0.225 0 224 265
30x4 0,296 0,189 0 206 0 235 365
40X4 0,222 0.170 0 189 0 214 480
40x5 0.177 0.170 0 189 0 214 540
50X5 0 142 0,157 0,180 0 200 665
50X6 0.118 0.157 0,180 0 200 740
60x6 0 099 0.145 0 163 0.189 870
60x8 - 0 074 0.145 0,163 0.189 1025
80x8 0 0 55 0,126 0.14э 0 170 1320
80x10 0,0445 0 126 0,145 0,170 1480
100x10 О.ОЗЬ 0,113 0,133 0,157 1820
Примечание Величина D ср определяется по (1 17).
Таблица 6.82
Активные и внутренние ннтуктизные сопротивления стальных
оанопроволочных проводов
Проводу.А Сопротивления праводоп, Ом/км, при диаметре, мм
3 .5 * 0 6 0
К «0 R, Х0
2 16.1 6 .*45 12,5 4,38 8,35 3,58
4 18.5 11,90 14,3 9,70 10.80 8,10
е. 21.4 16,30 16.5 12 50 13 80 11.20
8 21 7 16,70 18.0 14,20 15 40 13.30
10 2! .9 17 10 18.1 14 30 14,60 12.40
20.2 18,30 17'3 13,30 13 60 11,40
20 — 12.70 10.50
Таблица 6 836
Сопротивления стальных голых многопроволочных проводов прн температуре
нагрева 20' С, применяемых для воздушных электрических линий, Ом/км
Активное в внутреннее индуктивное сопротивления провола. Ом/км
Ток А я. Ао‘ Я. ле Яо V я. Я» *(1
20 С,70 1.63 4,80 1,16 2,85 0.42 1 72 0,25 1 55 0 09
25 6 97 1,91 5.20 1,45 2,95 0 49 1.74 0,27 1,55 0,09
30 7 10 2 01 5,50 1 .66 3.10 0,59 1 77 0,30 1 56 0 09
35 7,10 2 .06 5,60 1,73 3,25 0 69 1 79 0 33 1,56 0 09
40 7,02 2,09 1,78 3,40 0 80 1 83 0 37 1,57 0 10
45 € 92 2,08 5,63 1,80 3.52 0,91 1,88 0,41 1,57 0 11
50 6,85 2,07 5.60 1.80 3,61 1,00 1,93 0,45 1.57 0,11
60 6.70 2,00 5,45 1,77 3,69 1.IO 2.07 0,55 1.58 0,13
80 6,50 1,79 5,20 1,68 3,70 1.14 2,27 0,70 1.63 0,17
*>0 6,40 1,73 5,15 1.55 3.68 1.14 2,29 0,72 1,67 0,20
100 6,32 1,67 5,05 1,48 3,65 1,13 2,33 0,73 1,71 0 23
125 6,07 1,52 4.85 1,35 3,58 1,04 2 33 0,73 1,83 0 31
150 5,68 1 51 4,70 1.34 3 50 0,95 2 38 0.73 1 87 0 34
3,45 0,94 2 23 0 71 1,89 0 35
200 5,20 1,04 4 15 0.92 3,25 0,75 2 19 0,69 1,88 0,35
300 4,75 0.57 3 80 0,50 2.95 0,50 2,05 0.58 1,7а 0 29
400 4.62 0,30 3,70 0,27 2.80 0.31 1 .90 0 45 1 65 0 27
too 4 62 0,24 3.70 0 21 2 65 0 21 1,75 0.21 1,50 0,21
Таблица 6 84
Продолжение табл 6 84
С«ема замещения Наименование линии А | в емяые O
0 У2 0 Несимметрич пая П образная i+zys Z Ь+^вЧ- + Y^Z HZV,
Z Z Симметричная Т образная ZY 1+т z(l + +т) Y -T
zf гг q"1=3 t~3~"o Несимметрич- на» 1-образная l-pz^' Z,+Zs+ +ZjZ2y Y 14-Zsy
Z Прямая Г-об- разная * 1 z Y J | 2У
Z о Е"3 : ‘Обратная Г-образнин l+zr z У 1
Таблица 6.85
Данные о пропускной способности электропередач НО—750 кВ
Напряжение линии, кВ Наибольшая передаваемая мощность на одну цеаь, МВт Наибольшая длила передачи, км
ПО 25—50 50-150
220 100-200 150—250
330 300-400 200—300
400 500-700 600—1000
500 700—900 800—1200
750 1600—2200 1200—2000
259
Эквивалентные радиусы при расщепленных фазах
Схимя расположении иронодоа а физе Число проводок а фазе и Эквивалентный радиус гвкв
ГЛ 2 V '’«“ср
3 7^
т4'<Ьт С «3 4 7 V»
Наименьшие значения лиам О ’трое и марки проводов по у 1'^ГЛвСр Таблица 6.87 ловиям потерь на корону
I Минимальный диаметр |
провода, мм I Марка проколов
ЦО г 11,3 I АС-70
150 15 J j АС-120
220 21.6 | АС 240
33,1 [ АС 600
2x21.6 2ХАС240
2X37.1 | 2хАС 700
500 2x33.1 | ч 2XAC-600
3x27.2 | ЗхАС-400
750 4x30 Я 4 X АС-500
Примечания. 1 Воздушные линии 330—500 кВ могут выполняться с различ
вым числом проводом в фазе (расщепленные провода). При этом напряженность
электрического поля на проводе должна быть нс более 28 кВ/см. 2. Расстояние
между проводами в расщепленной фазе составляет 400—600 мм.
260
Таблица 6.88
Потери на корону в высоковольтных линиях 220—500 кВ
Число проводов Среднегодовые потери ыешностм ив корону (сре^псезвешсвиые).
X поли, кВ/см л₽кор ср вз.
““ -
220 кВ (Оср-40 см, DCJt -7 м)
240 25.2 2.7 1 2
300 23.5 2.0 0 8
400 20 7 1.0 0.4
500 19 0 0.7 0,3
330 кВ (аср=40 см; Оср = 11 М)
240 2 25.7 6.3 2.7
300 2 23.9 4.6 1,9
400 2 21,2 2,5 1.0
500 2 19.3 1.6 0,5
500 кВ (0^=40 см; ДС1 = 14 м)
330 3 25.4 11,5 4.9
400 3 24 12.2 5,2
500 3 21,8 7.5 3,0
§ 6.10. РЕГУЛИРОВАНИЕ НАПРЯЖЕНИЯ
Таблица 6 89
Допустимые отклонения напряжения на зажимах электролриемннков
(ГОСТ 13109—67)
Нииыеноввиме и
Наибольшее допустимое
Электродвигатели
Лампы освещения общественных
освещения промышленных
зданий, рабо-
нредприятий
и прожекторных установок наружного освещения
Остальные электронриемники
Примечание В послеаварийНых режимах допускаются дополнительные пони-
жения напряжения на 5%.
' Т аблица 6 90
• Значения добавки напряжения
261
Продолжение табл. 6 92
Конденсаторные батареи 6—110 кВ
Помни аль- Установленная мощность Мощность, выдаваемая батареей при напряжении । -'^ИОМ" Мощность, выдаваемая батареей при напряжении 6в0М. Маар Z 3 I °s If Число пос ледова- нключеи пых кон- денсато- рс» в од кой метни g„ И 0
ные пап ряжении батареи кВ
КСА 0,66- -20 КС2А -0.66-20 КСА -0.66 •20 КС2А -0.66- 20 КСА 0.66- 20 КС2А 0 66- 20
6 6,7 2,3 4,6 1,6 3,8 8 7 168
10 5.3 10,6 14.8 8,3 3,4 6.8 8 И 264
35 17 8 35,5 29,5 12,3 25,5 8 .37 888
ПО 55,7 — 46,2 — 38,4 — 8 116 2784
Таблица 6.92
Нвименоиа-
®2
рсгулирус
Испол-
Разрабатываемые и осваиваемые в производстве конденсаторные установки
. Комплект-
ные конден-
саторные
установки с
автоматиче-
ским рс> у.пи-
рованием
мощности
Основ
конденсаторных установок
установки is н ES •С пз Испол- нение 1 3 S я It || 0 Тип приме- няемых кои- денсаторвп
мой мощное-
Внутрен •
80
ККУ-0,38-
КМ-1-0,38
КМ-1-0,38
КМ-1 -0.38
КМ-1 0.38
КМ-1-0,38
КМ 1-0,38
ККУ-0.38-
ККУ 0.38
5-ЗН
ККУ-0,38
-7 4Н
ККУ-0.38-
•9-5Н
ККУ-0,38-
•10 6Н
Односту-
пенчатое по
времени
СРВ-1; по
напряжению
УРН-1
Встроен-
ный регуля-
тор по на-
пряжению
Конденсаторные установки, выпускаемые серийно
Низко- ККУ 0,38-1 0,38 Внутрен 80 80 КМ-1-0,38 Односту Синхронные компенсаторы
полптные ККУ 0,38 нее КМ-1-0,38 пенчатое по
конденсатор- времени БРВ-l по Тип сказатели Потерн
ныв усталое- напряжению
КИ ККУ-0 38-V 0,38 » 280 I 280 КМ 1-0.38 УРН-1 Мнар к’б‘ кА Xd Ad Xd Х<1 К, Ас
КС-5000-6* 5 6,3 16 25 157 77 2! 6 10 150
КС-7500 6* 7 6,6 —. 15 25 168 82 16 6 200
Высоко- КУ-6 I 6,0 в ззе 1 330 КМ 11-6.3 Односту- КС-10000-6 10 6.3, 0,87 22 32 185 — 104 — 10 12 4 250
гтльтиые КУ-Ю I 10.0 я ззе 1 330 КМ-11-10,5 пенчатое по 10,5
конденсатор- КУ-6-11 6,0 » 50С 1 еоо км п-6,3 времени КС-15000-11 15 1 0 785 16,5 30 200 — — 19 8 12.1 355
иые уста нов- КУ-10-11 10.0 » 50( 500 КМ-11-10.5 БРВ-2, по КС-iGOoo • 16 6, 11 —~ _— —• .— 370
I.H КУН 6 ь.о Наруж 420 1 420 KMH-11-6,3 напряжению КС-25000 25 — —- — — — — — — —. -- 525
мое : PH 2 кс-зоооо им* 30 10.5 1,65 21 36 168 97 27 9.4 12 532
. КУН-10 ю о » 40С 1 400 КМН II 10,5 КС-32000 32 — — — .— — — — — 500
КСВ-50000 11 45 10.5 2.36 28 4J 240 32 150 — 14 — 750
ПО
ксв-юоооо н 100 10,5 5.25 20 40 210 21 12».6 — 10 12.1 1300
КСВ-160000 15 160 ения на (Ц) 15 5,86 20,5 43 4 менду 200 - 1750
263
262
Основные характеристики свинцовых стационарных аккумуляторов
(ГОСТ 825-61)
Тип Ток заряда А Максимальные токи и емкости при разряде в течение
10 ч 3 ч 1 ч
Конечное наприженво ранрмла В
аккуму- ток» А емкость, А Ч А емкость, I А ч А* емкость. А ч
С-1 9 3,6 36 9 1 27 1 8
СК 1 11 3,6 36 9 1 27 18 £ 18.5 1.75
Примечания. I. Емкости и токи аккумуляторов других номеров определяют
умножением соответствующих величин данной таблицы на номер аккумулятора
2. Для аккумуляторов типа СК допускаются длящиеся по 5 с толчки тока раз-
ряда, в 2,5 раза превышающие ток 1 -часового разряда . при этом напряжение на
зажимах полностью заряженного аккумулятора не должно падать более чем на
0,4 В от напряжения в момент, предшествующий толчку- 3. Номинальная емкость
аккумуляторов — наименьшая допустимая емкость, соответствующая 10-часовому
режиму разряда.
Шунтирующие реакторы 10—110 кВ
Таблица 6.95
Тип реакторе Номинальные данные
«.юм “В А ‘'нем- кВ *Н0Ы’ А
Трехфазные РТД-10000/Ю 10000 10,0 173
РТД-20000/35 • 20000 38,5 ’00
РТД 20000/35 20000 38.5 300
Однофазные РОЛ -30000/35 30000 38,5//з 1350
РОДГ 33333/110 33333 121/УТ 477
§6.11. УКРУПНЕННЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ СТОИМОСТЕЙ
СЕТЕЙ И ОБОРУДОВАНИЯ
Таблица 6.96
Стоимость воздушных линий 500, 750 и 1150 кВ, тыс. руб/км
Тип одноцепных Районы Стоимость линий из проводов Марии
ЗХАС- -300 00 кВ ЗуАС- -400 ЗХАС- -500 4УАС- -400 750 4ХАС -500 кв 4ХАС- 600 4ХАС -700 150 кВ 8ХАС- 400
Металл и чес кие 11 111 47 48 , 51 52 54 55 - 74 80 120
Металлические па оттяжках И ш 39 40 43 44 47 47 52 87
ЖеЛ1в0бСТ011 - ные портааьно- го типа 11 11 44 46 48 49 88 11 2 2 -
Таблица 6.9?
Стоимость воздушных линий 220 и 330 кВ, тыс. руб/км
Тлп опор < ?айоны лоледу Стоимость линяв на проиодои марки
220 кВ 330 кВ
ЛС- 24(1 AC- 1 -300 1 АС- -400 АС- .300 2ХЛС 240 2хАС 300 2хЛС 400 2хАС- г>0<)
Металлические 1 16.1 17,4 18 6 19.7 24 1 25.1 27,6 29.7
сдноиепные 11 17 3 18 6 19 8 20.9 25 6 26 6 29 1 31 2
III 17.9 19,2 20.4 21 5 27 7 28 7 31 2 33 3
IV 20,3 21,6 22.8 23.9 31,2 32 2 34.7 36.8
Металлические I 26 7 29,3 31,8 34 0 39.5 41.7
дг.у хцспные с одно- 11 28,0 30,6 33.1 35,3 44.1 46 3 — —
временной подвес ш 29 0 31 6 34,1 36 2 45 8 49 0 — —
кой двух цепей IV 32,9 За 5 38 0 40,1 53,3 55,5 — —
Металлические 22,6 24 8 25 9 26 .7 31 2. 32.9
двухцепные с под и 23 8 26 I 27,2 28 1 35,8 37,5 -— —
веской одной цепи 111 24 8 27,1 28,2 29,0 —- — — —
IV 28,7 31 0 32.1 32.9 — __
И’ слезобетонные 1 12 4 13,7 15 0 16.0 22.2 23 2 25.7 27,8
одноценные 11 13,2 14,5 •.5,7 16 8 23 .6 24 6 27.1 28.8
(11 13,3 14,7 15.9 17,0 25,6 26,6 29 1 31.2
IV 15.5 16.9 18,0 19,2 28.7 29.7 32,2 34,3
Деревянные 1 10,7 12 0 13.2 14.3
цвухстосчныр и 10.7 12,0 13,2 14 3 — — — —
111 1) 1 12 4 13.6 14 7 — — — —
IV 12.8 14,1 1о,3 16,4 — — —
Таблица €.98
Стоимость воздушных линий 110 кВ тыс. руб/км
Тио опор по голо- леду Стоимость линий мч приподга. марки
У 2 О < 6 з о <
Металлические одно- 1 10,9 11 1 i 1 4 11 9 12,5 13.2
ценные II 11,8 12,0 12.3 12.8 13,4 14 1
111 — 12 6 12.8 13 1 13,6 14.2 14.9
IV — 14.7 14.9 15.2 15,7 16,3 '°
Металлические двух 1 — 17 0 17.4 18.0 18.9 20,2 21 3
ценные с одновремеи II — 18.4 18 8 19,4 20,3 21.6 22 ,7
ной подвеской дв> х 111 — 20 0 20.4 2) 0 21.9 23 2 24 3
цепей IV — 22,8 23,2 23.8 24,7 26.0 27 1
265
Продолжение табл. 6.98
Продолжение табл. 6 99
Тип опор Районы по голо 6 Стоимость ЛИН Й из проводов марки
5 5 5 О S
Металлические двух 1 14 9 15 3 15 7 16 1 16 7
цепные с подвеской п — 16,3 |(> 7 17 1 17 3 17 5 18 1
одной цепи HI — 17.9 18.3 18 7 18 9 19 1 19 7
IV — 20.7 21 .1 21 3 21 .7 21.9 22 5
Железобетонные I 7,7 7.9 8,2 8.6 9,0 <1 6 10 3
олчоцепиые 11 8.1 8,3 8,6 °.о 9 4 10 0 10,7
ш 9 4 9 6 9 9 10 3 10,7 11 з 12 0
IV 10,4 10,6 10.9 11.3 11 7 12.3 13 0
Железобетонные 1 13,5 13.9 14 5 15,1 16.0 17.3 18 4
дв^хцепные содновре- п 13.9 14 3 14 9 15 5 16,4 17,7 18,8
мииюй «одесской днух III 16 0 16,3 16,7 17 3 18,2 — —
цепей IV 17.6 17,9 18 5 19 1 20.0 — —
Железобетонные 1 11,6 11.9 12,3 12,5 12,9 13,1 13.6
двухцепные с подве- 11 12 0 12.3 12.7 12,9 13,3 13,5 14 0
ской одной цепи III 13.9 14.1 14.5 14.7 1о 1 —— —
IV 15,7 15,9 16.3 16,5 16,4 —
Деревянные двух- ] 6 2 6 4 6,7 7 0 7.5 8 1
стоечные п 6 4 6 6 6 9 7.2 7,7 8.3 —
111 6.8 7,0 7,3 7,Ь 8.1 8.7 —
IV 7.9 8.2 8.5 9.0 9.6 —
Примечание Стоимости ВЛ 150 кВ определяются путем увеличения стоимости
ВЛ ПО кВ ври той же марке провода на 15% для деревянных в железобетонных
опор и на 12%—для металлических опор.
Таблица 6 99
Стоимость воздушных линий 35 кВ, тыс, руб/км
Тип опор Районы Стоимость линий на проподов марок
АС-50 АС-70 AC-S5 АС-120 АС-150 АС-185
Металлические одно- 1 — 8.7 8.9 9 2 9.7
цепные 11 — — 9 4 9 6 9.9 10 4
111 — 10 2 10.3 10.6 11 1
IV 11.8 11.9 12.2 12 7
Металлические 13 0 13,6 14,2 'м
двухцепные с одно 11 — .— 14,1 14.7
временной подвеской 111 — — 15 4 16.0 16.. 17.5
двух цепей IV — — 17.2 18.4 19.0 19.9
266
Металлические I 11,3 11,6 12.0 12.3
двухцепные с подве- И — 12 4 12.7 13.1 13.4
ской одном цепи 111 — — 13.7 14.0 14.4 14 7
IV — — 16.1 16,4 16.8 17.1
Железобетонные 1 — 6,1 6.4 6.7 7.0 7.4
одпоценные 11 6,7 7.0 7 3 7.6 8 0
111 — 7,1 7.4 7 7 8.0 8 4
IV — 8,3 8.6 8.9 9,2 9.6
Железобетонные 1 10.6 11,2 11 9 12.6 13 4
двухиепныи с одно- II .—. 11 1 11.7 12 4 13,1 13,9
временной подвеской III .— 12 6 13 2 13 9 14,6 15.4
двух цепей IV — 14.6 15 2 15.9 16.6 17.4
Железобетон ные I 9.2 9,5 9 8 10 1 10.5
двухцепные с подвес- II — 9,7 10 0 10.3 10.6 11 0
кой одной пеон III — 11,2 П.5 11.8 12.1 12.5
IV — 13,2 13.5 13.8 14.1 14.5
Деревянные двух- [ 4.3 4 .6 4 6 5.2 5,6 6,0
стоечные j1 4.5 4.8 5,1 5,4 5 8 6.2
111 » ;> 5.9 6,2 6 5 6.8 7.2
IV 5,6 «0 6,3 6,6 6,9 7,3
Примечание При использовании сечении выше 185 мм4 принимать стоимости
ВЛ ПО кВ на соответствующем типе опор.
Стоимость воздушных линий 35 кВ на одностоечных деревянных опорах,
тыс. руб/км
2.4
2,4
3 9
Опоры с деревянными приставками
Примечание. Применение одностоечных овор ВЛ 35 кВ с сечением
60 я 70 мм.е допускается при специальных обоснованиях
1,9
1.9
2.6
3.1
провода
Таблица 6.102
Стоимость воздушных линий 10 кВ, тыс. руб/км
Тип опор Ра Пины по голо- и аду Стоимость линий из проводов марок
2 о 3 5 4 ? 3 с 1
Железобетонные 1—11 2,1 2 2 $3 2 5 2 4 2.4 2 4 2,7 3 1 1,9 1 9
111 2,8 2.7 2,ь 3.0 3 О 3.0 з.о 3.2 3,5 2 4 2 4
IV — 3,0 3,2 3.3 — — 3,3 3,5 3.7 2,8 2,«
Деревянные опо- ры с железобетон- 1—11 in «,8 2,2 1.9 2.2 2 1 2 2 2,5 1,9 2,2 2,0 2.3 2 2 2,4 2.4 2,7 2,8 з,о 1.7 2.0 1.7 1 9
ними приставками IV — 2 6 2.8 3,0 — 3.1 3,1 3,1 3,6 2.4 —
Деревянные ©по- 1—11 1 5 1.6 1.8 1.9 1.6 1.9 2,1 2.4 1.4 1,3
ры с деревянными Hl 1 У 1 9 1 .9 2.3 2 2 1.9 2 0 2.3 2,7 1,6 1,5
приставками IV 2,2 2,1 2,3 — 2,2 |2.3 2.6 2.9 1.8 1.7
Т а б лица 6.103
Стоимость воздушных линий до 1 кВ, тыс. руб/км
Мирка провода Число Стоимость линий и тип опор
бпшмые hr дсрскинпык с лере- н,.иными upucren дерснянные с цельными ст, йьамя
Л-16 2 3,75 2,91 2,40 2.77
3 3 88 3,05 2 63 2,94
4 4 02 3 18 2.77 3,04
4 15 3,31 2.91 3 18
268
Продолжение таП.г 6 /03
провода Стоимость ЛИНИЙ 11 тип опор
проао- бетонные деревянные с желе- деревянные с дере-
приставками ВЯПНЫМИ (фИСТНИ с цельными стойнямн
А 25 3 3,14 3.31 2 72 2.89
4 4 15 2 90 3 10
5 4.28 3,44 3 04 3 31
А 35 4 4.43 3,64 3 18 3.38
5 4,56 3.72 3 32 3.59
Л-50 4 4,72 3.88 3.47 З.С7
5 5.12 4 28 3.88 4.15
Л-70 4 5,15 4.35 — —
Табл ни а С.104
Стоимость подвески второй цепи, выполненной на двухцепных опорах,
ВЛ 330—35 кВ, тыс. руб/км, для 1—IV районов ко гололеду
, Таблица 6.105
Стоимость сталеалюминиевэго провода, тыс. руб/км
Сечен не провода мы1
На именование 10 35 SU 70 95
Расчетная масса провода па 1 км линии т о.и 0.19 0.29 0,47 0.61 0.86 1,21
Стоимость 1 т провода, тыс. руб 0,862 0.805 0.810 0.800 0.785 0 771 0 765
Стоимость провода на 1 км липни, тыс. руб/км 0 095 0.153 0.235 0 376 0.475 0.663 0 925
269
Продолжение таЬл б 105
Наименья»ине Сечение проводи, мм*
120 150 185 240 300 400
Расчетная масса провода на 1 км линии, г 1,54 1,91 2,33 3,08 3,88 5,13
Стоимость 1 т провода, тыс. руб 0,759 0,757 0.759 0,743 0,738 0,741
Стоимость провода на 1 км линии, тыс. руб/км 1,170 1.444 1,800 2,290 2,860 3,800
Таблица 6-100
Стоимость кабельных линий электропередачи ПО—220кВ, проложенных в траншее
(с учетом строительной части пересечений подземных коммуникаций и дорог),
тыс. руб/км
Количество линий Стоимость линий Марка кабеля Стоимость линий
110 кВ 220 кВ
МССК 200 180 МССК-500 350
2 МССК-300 300 2 МССК-500 S90
2 МВДТ-500 540
Примечание При прокладке в канале (до 15 силовых кабелей) стоимость
строительных работ составляет 35 тыс., руб/км
Т аблица 6 107
Стоимость кабельных линий электропередачи 20—35 кВ, тыс. руб/им
270
Продолжение табл 6 107
. трав.нее и нлиаллх, блохах, туннелях
алюминиевые жилы медные жнлы алюминиевые жины медные жилы
AOAI. | ЛОСБ ОСБ | ОЛБ АОАБГ | АОСБГ ОСБг|оАБГ
35 кВ
™ I !2 2 1 15 9 I 15 8 I П'5 I 93 I ,5’2 113.8 110 6
95 10,9 16 4 17,2 13 0 9,9 1*,6 14.2 12,0
20 11,8 10 7 17 7 14 3 10 7 16,0 14 5 13 3
150 | 12,8 j 17,2 | 18,2 | 16,0 | 11.7 [ 16,5 | 14.9 I 14,0
Примечания 1. При прокладке одного кабеля в транше» стоимость строи-
тельных работ составляет 1,4 тыс. руб/км. Прокладка каждого последующего
кабеля увеличивает стоимость строительных работ на 20%, При прокладке кабели
в траппгее в условиях городской застройки, имеющей подземные коммуникации
и асфальтовое покрытие, необходимо учитывать дополнительно 4,0 тыс. руб/км
2- J?пРокла'Дке Двух кабелей в блоке стоимость строительных работ составляет
16,0 тыс. руб/км. Прокладка каждой последующей пары кабелей увеличивает
стоимость строительных работ ни 2.7 тыс рхб/км. 3. При прокладке кабелей
в туннеле (до 40 силовых кабелей) стоимость строительных работ составляет
115.0 тыс. руб/км. 4. В таблице учтена стоимость 1 км кабеля без строительных
е Таблица 6 108
Стоимость кабельных линий электропередачи 6—10 кВ, тыс. руб/км
Стоимость линий для прокладки
в траншее в Камалах, блоках, туннелях
Медные
ААБ АСВ АС св ААБ Г АСЫ ЛИГ СБГ
6 кВ -
К) 2 0 1 .6 2.6 1.0 1.6 1.2 2,1
16 1.5 2 3 1.9 2,9 1.1 1 8 1.4 2,4
25 1.7 2.6 2.2 3 4 1.2 2.0 I 7 2,9
35 1,8 2,8 2 6 3.9 1,3 2 2 2.1 3,4
50 2,0 3.2 3,1 4,6 1.6 2 6 2,6 4.0
70 2 3 3 5 3.8 5 4 1 8 3,0 з.з 4,9
95 2,7 4 1 4 7 Г, 7 2,2 3.5 6.0
120 3' 4,7 5,7 7,8 2,7 4,1 5.2 7.2
150 3.7 5,3 6.8 9 1 3 1 4.3 6 2 8.4
185 4,2 5.6 8.1 9 7 3 6 5 1 9,1
240 5,0 6,3 10 0 И8 4.3 5.7 9.3 II.1
10 кВ
'•Ч 2.7 2.2 3,3 1 4 2,3 1 7 2,8
£ 2.0 3.0 2 6 3 / I 5 2 6 2 0 3,2
35 2,2 3,2 2.9 4.2 1.6 2.8 3,7
27!
Продолжение табл 6 108
Таблица 6 109
Стоимость кабельных линий до 1 кВ (треюкнльные). тыс. руб/км
10
IG
25
35
50
70
96
120
150
185
240
Стоимость ливий для нарки кабеля
ДАБ АБ АСБ СБ АЛБВ АБПБ ААШВ
1.71 1,96 2 16 2,39 1 .73 2 09 1 52
1.88 2 28 2.35 2 78 1.90 2.24 1 62
2 II 2 75 2 59 3 21 2.13 2 43 1 79
2)27 3 20 2 92 3.79 2.32 2 71 1,95
2 50 3 83 3 23 4 54 2.55 3.03 2 24
2.88 4 74 3 62 5,53 2,92 3,39 2.62
3,31 5 83 4 20 6,70 3 40 3 90 3 02
3.76 6.90 4 91 8 20 3.82 4 46 3 42
4.34 8 41 5 95 9.70 5.14 3,91
5.01 10 60 6.50 11.50 4,53
6 00 12.50 7.90 14 40 — — 5 42
Стоимость кабельчых лмш.Я до 1 кВ (четырехжильные), тыс. руб/км
Сечение ыч’
3x10x1x6
3X16+1x10
3x25+1x6
3x35+1x16
3XW+1X16
3X70+1X25
3x95+1x35
3x120+1x35
3x150+1x50
3x185+1x50
3x240+1x70
Стоимость линий для марки кабеля
ААБ АБ АСБ СБ АЛБВ АВПБ ААШВ
1.78 2 И 2,02 2,32 1.91 2,34 1.59
1 98 2 50 2,27 2,‘79 2,12 2,52 172
2,25 3.06 2 59 3.34 2.38 2.77 1 94
2.45 3,57 2.84 3 99 2,60 3,07 2 14
2,76 4,34 3,25 4 89 2,88 3.45 2,41
3,11 5.27 3,74 5 91 3,32 3.88 2,75
3.53 6 40 4.25 7,20 3.73 4.50 3,19
4 00 — 5,05 — 4 05 5,21 3 63
4 62 —. 6 15 — — 6.06 4 18
5,33 6.75 4 81
6.38 — 8.20 — — — 5,77
272
Таблице 6111
Стоимость ячеек ОРУ 35 кВ и выше с выключателями, тыс. руб.
Напряжение, кВ X выключателей Стоимость ячеек с выключателями
воздушными маслинным
при отключав мом токе, кА *
до 40 более 40 до 30 более 30
35 До 3 19 12
Более 3 16 22 10 12
ПО 1 60 — 50 —
2—4 40 — 30 40
Более 4 36 — 26 35
160 1 80 —. — —
2—4 60 — —
Более 4 50 __ — —
220 До 4 90 — 80 —
Ьолее 4 70 НО 65 100
330* 190 240
МО • — 250 300 —
750* — 900 — •—. —
1150* — 24СО — — —
Примечание При наличии в ОРУ с выключателями ячеек с отделителями их
стоимости учитываются дополнительно (см. табл. 6.112)
Таблица 6.112
Стоимость ОРУ 35—220 кВ без выключателей, тыс. руб.
Стоимость ОРУ напряжением кВ
стороне аысшего напряжения 35 ПО 150 220
Блок с предохранителем (рис. 6.3, а) 2,1 - -
Объединенный блок с предо- хранителями (рис 6.3, б) 4.1 —
Блок с отделителем (рис. 6.3, в) 3.7 6.9 12,4 15,6
Объединенный блок с отдели- телями (рис. 6.3, г) 6,6/8,7 13/16 29/35 34.1/40.6
Два блока с автоматической перемычкой между ними (рис. 6.3, й) * — 14.9/17,4 29,4/35,8 35.2/41,4
Два блока с дополнительной линией между ними с отдели- телями в перемычке (рис. 6.3, е) 30.8/33,3 73,0/80.1 —
Отдельная ячейка с отдели- телем 2.6 5.7 7,8
Примечание В числителе — стоимость ОРУ без учета расширения, в знаме-
нателе— с учетом.
18 Зак 213
273
Рис. 6.3. Схема ОРУ без выключателей (к табл. 6.112)'
Р — разъединитель,- П — предохранитель, О — отделитель, КЗ — коротко-
Таблица 6.113
устройств 6—НО кВ, тыс, руб.
Стоимость
устройства
Стоимость закрытых распределительных
Тип устройства
Ячейка КРУ 6(10) кВ с выключателем
Ячейка КРУН 6(10) кВ с выключателем
Ячейка городского РП 6(10) с выключателем
Ячейка 35 кВ с выключи гелем
Ячейка 35 кВ с отделителем
ЭРУ 35 кВ по схеме мостик.
с отделителями
с выключателем в перемычке
ЗРУ ПО кВ по схеме
два блока линия — трансформатор
мостик с отделителями
мостик с выключателем типа ВМК-100 в перемычке
ю’о
5.0
15,0
20,0
25,0
32,0
60.0
274
Таблица 6.1 К
Расчетная стоимость групп из трех однофазных трансформаторов или автотрансформаторов 750—1150 кВ, тыс. руб.
Мощность МВ А X Стоимость
автотрансформаторе» трансформатором
7 50/380 7SO/500 1160/500 760/80 | 1150/20
3x417 3x333 • С учетом г-н 2500* имости продол 2500 но-поперечногс 5000 оегулосоанни 1g
Таблица 6.115
Расчетная стоимость трансформаторов и автотрансформаторов 500 кВ, тыс. руб.
Стоимость
Мощность цвухобметочного автотрансформатор» с РПН
трансформатора 6es РПН тОО/ПО/НН 00/2 20/НН 500/330/НН
Трехфазиые
125 305 — —.
200 385 — — —
250 — 420 —
320 — — 480 —
400 660 — — —
630 800 — — —
Г руппа од и офasi!ы х
Зх 167 __ —. 840 910
3x210 7)5 -в —
3x267 —. — 1020 1060
3x333 976 — — —
3x417 1180 13(Ю —
3x533 1500 — 1900 —
Т а б э и и а 6116
Расчетная стоимость трехфазных трансформаторе
и автотрансформаторов 330 кВ, тыс. руб.
Стоимость
дьухобмоточзего трвиоформатора •вняравеферматора РПН
МВ А а рэо>цепленвой обиотхо* с РПН
бе» РПН 330/11 о/нн 330/1 Ю/Н11 330/220/НН
32 160
63 — 225 200
125 205 305 280 270 —
160 — — 301' —
200 250 — 356 •—
250 300 — — 4.10 390
320 — — 420 — —
400 420 — — 500 450
630 580 — — —-
1060 900 —
Таблица 6.117
Расчетная стоимость трансформаторов и автотрансформаторов 220 кВ, тыс. руб.
Стоимость
двухобмоточного траисфюрмятора
М Л трехобкоточиого автотрансформа- тора с РПН
бе» РПН с расщепленной с РПН
обмоткой и 1'1111
10 130
25 2 150 ——
32 155 —- 154
40 — 170 —
63 — 190 200 177
80 180 —— — 195
100 230 — 225
125 200 — —. 250
160 — 288 — 290
200 250 — — 356
250 280 —— 360
400 360 — — —
630 Ь80 — —
Таблица 6.118
Расчетная стоимость трехфазных трансформаторов
и автотрансформаторов 150 нВ, тыс. руб.
Трансформатор МОЩНОСТЬ, МВД Стоимость трансформатора
ДвухобмоточпыЙ с РПН 4 1b 50 88
Трехобмоточный с РПН 16 25 108 127
Сраацеплепвой обмоткой НН и РПН 32 100
Трехобмоточный с РПН 40 148
С расщепленной обмоткой НН и РПЦ 63 154
Трсхобмоточный с РПН 63 186
Автотрансформатор с РПН 100 150
Двухобмоточиый без РПН 125 400 170 350
Таблица 6.118
Расчетная стоимость трехфазных трансформаторов 35—110 мВ, тыс. руб.
Стоимость трансформатора
двухобмоточного
МВ А трехобмоточного
бе» РПН о РПН с ресшеплемвымн обмотками в РПН
Г 35 кВ
0,63 6.6 — —.
1.0 10,8 16,2 — —
1.6 1-2,3 17,8 —— ——
2,5 14,3 19.9
4.0 18,2 24,0 ——
6,3 21,0 27,5 35
10 27,4 39,0 — 42
16 35,0 50.0 .—. 55
25 —. 55,0 56 —-
32 -_ —- 77
40 61,5 90
63 — — 100
80 90,0 — — —
НО кВ
2.5 — 47 — —
4.0 52
6.3 — 64 — 70
10.0 —. 70 — 76
16 88 — 98
25 — 100 114
32 — — 108
40 95 —* 122 124
63 —. 144 173
50 112 158 197
125 160 .—.
200 220 — — —
250 250 — — —
400 300 — — —
Таблица 6.120
Стоимость замены трансформаторов 33 нВ на большую мощность, тыс. руб.
Мощность старого и нового
трансформатора, МВ-А
Стоимость нового трансфор-
матора
Возпратные суммы от старого
трансформатора (0,75 от стои-
мости нового) fc
Демонтаж старого трансфор-
матора (0,4 ст стоимости мон-
тажа)
Монтаж нового трансформа-
тора (0,8 от полной стоимости
с учетом фундамента)
Стоимость аамены
1,0-1.6 1,6—2,5 2,5—4 4—6,3
8,3 9.6 н.з 13,4
(-5.5) (-6.2) (-7.2) (-8.5)
2.8 3 3,3 4,2
0,8-7,6=6 6.6 8,3 9.8
13.1 13 15.7 18,6
Т а 6 л и и а 6.121
Стоимость трансформаторов 10/0,4 кВ, руб.
Мощность кВ А 25* 40* 63* 100* 160* 250 40(1 630 1000* 1600 2500
Стоимость 230 270 310 405 550 790 1100 1670 2600 3750 4900
Стоимости относятся также к трансформаторам 8/0,
кВ
Таблица 6.122
Стоимость линейных регулировочных автотрансформаторов, тыс. руб.
Мои кисть мр А Тип трансформатора СТОИМОСТЬ
расчетная
0 4 ЛТМ-400/Ю 0,9 2,5
0 63 ЛТМ-630/35 1.3 3,5
1 6 ЛТМ 1600/10 8.0 18 0
4 0 ЛТМ 4000/10 9,5 20.0
6.3 ЛТМ-6300/10 11 0 22.0
16 ЛТМН 16000/10 26 0 38,0
25 Л ТМН 25000/10 27 0 43 0
40 ЛТДН -40000/10 28.2 48 0
63 ЛТДП 63000/35 33,0 56 0
100 ЛГЛН 100000/35 58,7 90,0
Т я б л и и я 6 123
Расчетная стоимость последовательных регулировочных трансформаторов
Тн, ВР7Д11У 120/35/35 ВР1ДНУ 125/35 ВРТДНУ 180/3-5/35 ВР7ДНУ. 240/35/38 ВРТДН». «05/35/3*. 8Р1ДНУ. 480/35/35
Стоимость, тыс руб. 38 38 55 56 60 67
Таблица 6 124
Расчетная стоимость синхронных компенсаторов
Тип кс- {0(100 f> КС- 16000 в кс- 25000-11 КС-32000 КС- 50000-1 1 кс- IООООО-11 КС- 180000 15
Ном ин а ль- нам мош пость, Мпер 10 16 25 32 50 100 НЮ
Стоимость, тыс. руб. 120 ; 150 240 275 420 815 1250
275
Т аб л и и 8 6.125
Удельная стоимость установок продольной компенсации
Ня пряжение, кВ 110(220) азо ООО 7J50 Ибо
Стоимость, тыс. руб/Мвар 7.6 6.0 10.0 12,0 14,0
Таблица 6 126
Расчетная стоимость шунтирующих конденсаторных батарей
Конденсатор КСА-О.бв-20 Кондеисатор КСАИ),в6 ДО
напряжение, кВ установленная мощность. Мвар СТОМКССТЬ, установленная мощность, Мвар стоимость, тыс руб
6 3.4 2x3,4 44 62 6.7 2x6,7 61 100
10 6,3 2x5,3 57 96 10,6 2X10.6 79 157
35 17,8 2x17,8 134 267 35,5 2x35,5 235 454
НО 55,7 2x55.7 440 845 -
Т абл и на 6 127
Стоимость свинцовых аккумуляторов авя стационарных установок
Тип аккумулятора Масса, кг Оптовая цена 1 «вт Руб- -кол
при 10-часовом режиме разряд;!, кВт ч
В стеклянном сосуде -
С-1, СК-1 36 8,6 6-60
С-2, СК-2 72 14,1 11 00
С-3, ск-з 108 18,5 14 20
С-4, СК-4 144 23 0 20-00
С-5, СК-5 180 28.0 24-00
С-6, СК-6 216 31,7 27 00
С-8, СК-8 288 41 0 33 50
С-10, СК*10 360 51,3 42 00
С-12, СК-12 432 59,5 48 50
С-14, СК-14- 504 67,2 59 ОТ
В деревянном баке, выложенном внутри свинцом
С-16. СК-16 I 1 676 1 100 1 1 95 00
С-18, СК-18 648 110.8 100 00
С-20. СК 20 720 | 121.0 114 00
С-24. СК 24 1 IK.I 1 133 00
279
Продолжение табл. 6 127
Тип аккумулятора Месса, кг .Оптовая цена 1 шт . руб -коп
рааряда. кВт ч
С-28. СК-28 1008 156.0 150 00
С-32. СК-32 1152 174.9 167 00
С-36, СК-36 1296 194,4 185 00
С-40, СК-40 1440 212,2 202-00
С-44, СК-44 1584 230,9 219-00
С-48, СК 48 1728 251,0 237 00
С-52. СК-52 1872 268,8 254-00
С-56, СК-56 2016 288,2 271-00
С-60, СК-60 2160 307.6 289-00
С-64. СК 64 2304 • 325,5 306-00
С-68, СК 68 2448 343,2 323-00
С-72, СК-72 2592 364.2 34) 00
С-76. СК-76 2736 383,6 357-00
С-80. СК-80 2880 401.4 374-00
С-84. СК-84 3024 422,4 393-00
С-88. СК-88 3168 443,5 410-00
С-92, СК-92 3312 463,0 428 00
С-96, СК-96 3456 482,3 445-00
С-100. СК-100 3600 501,8 462-00
С-104, СК-104 3744 521.2 481-00
С-100. СК 108 3888 540.6 498-00
С-112, СК 112 4032 558.4 515 00
С-116. СК-116 4176 577,8 531 00
С-120, СК-120 4320 597,2 548 00
С-124, СК-124 4464 615,0 566-00
С-128. СК-128 4608 639,3 584-00
С-132, СК-132 4752 6Б5,4 600 00
С-136. СК-136 4896 674.8 617 (X)
С-140, СК 140 5040 696,0 635 00
С-144. СК-144 5184 712,1 652 00
С-148. СК-148 5328 744,6 671-00
Примечание У всех аккумуляторов С;К0к=2 В.
Таблица С. 128
Стоимость токоограничивающих реакторов 35—220 кВ
Номинальное Номиналы! ыб Мощность. Стоимость, тыс руб
кВ реактора расчетная
35 200 12.1 4,7 25
35 500 30,3 9.0 45
36 1000 60,6 15,8 70
ПО 650 3x41 45,0 190
ПО 1350 3x86 67,8 280
220 325 3x41 76,0 325
280
Таблице 6.129
Расчетная стоимость токоограничипакицих реантороп 10 кВ
Номи- Мощность, Мвар Стоимость реактора при установке, тыс руб. Г Мощность Мвар Стоимость реактора при установке, тыс. руб.
ней наружи! Я внутрен- ней наружной
400 Одина р и ые 11 2X600 Сдеое 20,8 1НЫС 15
600 10.4 12 — 2x1000 34,6 16 15,5
1000 17.3 13 12,5 2Х 1500 52.0 18 16,5
1500 26,0 14 13,5 2x2000 69,2 20
2000 34,6 15 -— 2 X 2500 86,6 22 18
2500 43,3 16,2 14,5 2X3000 104,0 24 ——
3000 4000 51.9 69.2 17,4 23 -
Таблица 6.130
Расчетная стоимость шунтирующих реакторов
Тип Напряженке, кН Мощность, МВ А Стоимость, ТЫС руб.
Т рехфазные
РТД-10000/10 10 10 15
РТБД 20000/35 38.5 20 40
Однофазные
ЗхРОД-30000/35 38 5 3x30 125
зхродг ззззз/ио 121 3X33,3 130
ЗХРОДГ-55000/500 500 3x55 365
ЗхРОЛГА 55000/500 500 3x55 370
Зх РОДЦ-60000/500 525 .3x60 375
Зх РОДИЛ-60000/500 525 3x60 390
ЗхРОД! -100000/750 750 зх1оо 1200*
ЗхРОДГ-200000/U50 1150 3x200 3000*
Т а б з и ца 6 131
Стоимость заземляющих пугогасящих реакторов
Коми МЙЙ|НОСТЬ кВ А Стоимость, тыс руб иалыюе Напряже- ние кВ Мощность кВ Л Стоимость тыс руб
ине, кВ реактора расчетная реактора расчетная
6 175 0,73 1.5 1.5 10 1200 1 48 2 7
6 350 0,75 35 275 0 90 1.7
6 700 0 80 1.6 35 350 0 80 1,6
6 1400 1,00 1.9 35 550 1,28 2.3
10 10 300 600 0.75 1,00 и 35 1100 1,60 3,0
£81
Таблица 6.132
Постоянная часть затрат по подстанциям 35—1150 кВ
Напряжение, кВ Вид присоединения подстанций к сетям на стороне высшего напряжения тыс руб
85/10 Без выключателей С выклкхчатслямн (па переменном токе) С выключателями (на постоянном оперативном оперативном *> 40 45 100
110—150/10 Без выключателей С одним выключателем Более одного выключателя 130 200 250
110—150/35/10 Без выключателей С одним выключателем Более одного выключателя 140 230 280
220/110/10 Без выключателей До трех выключателей Более трех выключателей ’00 400 600
220/35/10 Без выключателей До трех выключателей Более трех выключателей 150 2.Ю 450
330/220/10 До восьми выключателей Более восьми выключателей 750 1100
330/110/10 С одним выключателем Два — восемь выключателей Более восьми выключателей 350 550 800
500/220/10 До десяти выключателей Более десяти выключателей 1800 2200
500/110/10 - 1500
750 5000
1150 - SOOO
282
Устепнгииые стоимости комплектных трансформаторных
подстанций 35—110 кВ
Мощность Тряпсформа торя. МВ А t РнсЧСГНаЯ ОТОНМОСТЬ Мощность гртсформа тора МВ А Расчетная -точность ПОДСТиц 1КЙ ГНС уб
подотан 1нй гыо руб
граисфирмя 0 Двумя имжсформв- ГОраММ а одним трансформя тором о диуми трансформа- торами
35/6—.0 «В 110/6-10 кВ
6.3 82 I 160
1 и 44 72 10.0 92 180
1.6 48 82 16.0 ПО 215
2,5 4,0 52 54 90 100 110/35/6—10 кВ
6.3 58 но 6,3 110 | 210
10.0 70 130 10,0 117 232
16 0 80 140 16,0 130 256
Табл ни а §.134
Стоимость трансформаторных попстанпнЗ 20/0,4 кВ
На чменонан не но дотам я и й Мощность граисфор маторов, кВ А Ст нмиоть
Закрытые о они им граисформагором 250 400 7 80 8 50
С двумя |рансформатерями 2x250 2x400 12.90 14 30
Комплектные с трансформатором 63 100 100 2.00 2 20 2.40
’ крытые с установкой трансформатора на вемле с трансформатором 250 400 ' 3,30 3 90
(Открыты? «вдовые с трансформатором 63 10в 160 2 65 2,20 2.40
ь Табл ив а б В5
Трансформаторные подстанций (ТП) 6—10/0,4 кВ, тыс. руб.
Тио ТП ГгТпо рнаунку Число гранда.юр. матороя л мощность шт ХкВ А Плотве» аастройки. Стоимость, гыо РУ°
чюги 8 ГОМ ЧИСЛО С1Р°" гельво- монтамиы» работы
В-21 100М 1х(100—100) 17.34 5.S7 3.42
283
Рис. 6.4 Принципиальные схемы ТП напряжением 6—10 кВ еднаой
серии с воздушными вводами (к табл. 6.135)
дани, с отходящей к потребителю линией; в —то же. с четырьмя вводами и
АВР на резервной линии г —с двум и трансформаторами, с четырьмя вводами,
в —то же. с тремя вводами с отходящей к потребителю линией, в— то же,
С четырьмя вводами и АВР на резервной линии На рисунках в. О и в шины
секционированы
Рис. 65- Принципиальные схемы ТП напряжением 6—10 кВ единой
вещи с двумя трансформаторами, кабельными вводами и секциони-
рованными шинами (к табл 6 135)
то же с АВР не реяервноп линии. £ — то же. с конденсаторпоЯ батареей 1КУ)
д — то же, с отводящей к потребителю линией, в — то же, с АВР на резервной
Продолжение табл. 6.135
Тип ТП \ рисунку Число трансфор- маторов И мощность. ШТ ХКВ А Площадь эвстройкн. Стоимость, тыс руб
всего в том числе строи- тельно-монтажные работы
1 I К 42 630М2 6 .5, а 2x630 63,3 15,89 15,40 8,53 8,44
6.5, б 16,17 15.68 8,57 8.48
6.5, в 17,15 16 66 8,65 8.56
6 5, г 19,85 19.34 9,85 9 75
КСК-42-630М2 6-5, д 2x630 77.9 20,14 19,64 9,87 9,78
6.5, е 21,06 20 56 10,94 9,85
К-31-400М2 6.6, а 1Х( 100-400) 33,0 7,77 4,67
6 6, б 8 08 4,72
6.6, в 8,97 4,74
К 31-630М2 6.6, а 1x630 38,5 8,80 5,01
6 6. б 9.10 5,04
6.6, в 9,95 5,09
В числителе приведены данные для ТП с секционированными шинами, в зна-
менателе—с несекционировавными шинами-
1аблица 6.136
Стоимость комплектных трансформаторных подстанций и мачтовые
подстанций 6—10/0,4 кВ
Число и мо|ц- Стоимость, тыс. руб Число и мощ- Стоимость тыс руб
кость транс- форматор »н, шт ХкВ А всего в том числе строительной форматоров, шт хкВ А всего а том числе строительной
КТП Армянского электромашине- КТП Хмельницкого завода
строительного завода трансформаторных подстанций
1x250 5,42 2,90 1x400. 5,34 2 78
1 400 5,67 2.90 1X630 14 27 4 79
1x630 7,64 2,90 1 х ЮОО 16,21 5,80
2> 400 11,40 4,35 2x400 10,99 5,22 8,12
2x630 15.23 4,80 2x630 27,95
2x1000 31,98 9,00
287
Продолжение табл ь 136
Число и мощ-
ность транс-
форматоров
шт хкВ А
Число и мощ- Стоимость тыс руб
кость транс- I
форма-торон. в том чя
шт ХкВ А веего строитель
КТП Чирчикского трансформаторного
завода
1X630
1X1000
1X1600
2x630
2X1000
2X1600
12,89
31,07
26,66
28,75
65,60
КТП наружной установки
1x160 I 2,0 I —
1X250 2,18 —
1x400 | 3,66 | —
Мачтовые подстаннин
1X100 I 1,55 I 0.38
1X160 1,68 0.36
1X250 | 2.05 | 0 44
Таблица 6.137
Стоимость трансформаторных подстанций 6—35/0,4 кВ в сельской местности
Тип трансформаторное
подстанции
ТП на деревянной
опоре
ТП на железобе-
тонной опоре
КТП на деревянной
опоре с железобетон-
ными приставками
КТП тупикового
типа
КТП проходного
типа
КТП
ТП на деревянной
опоре с железобетон
ними приставками
ТП на опоре из
сборного железобетона
ТП на АП-образной
деревянной опоре
ТП на АП-образной
железобетонной опоре
Напряже-
ние. кВ
6—10/0,4
6—10/0,4
6—10/0,4
6—10/0,4
6—10/0,4
20/0,4
20/0,4
20/0,4
-35/0,4
35/0,4
Примечание Трансформаторы 160—250 кВ А на напряжение 6—10/0,4 кВ
устанавливаются на деревянных опорах с железобетонными приставками.
Литература
6.1. Указания по проектированию городских электрических сетей ВСН
97—75. — М., Информэнерго, 1976, 61 с.
^7?6 2^ Справочник проектировщика энергосистем т. 1.— М„ Энергосстьпроект,
6 3. Справочник проектировщика энергосистем, т 2. — М., Энергосетьлроект,
Глава 7
УНИВЕРСАЛЬНЫЕ НОМОГРАММЫ
ЭКОНОМИЧЕСКИХ ИНТЕРВАЛОВ
§ 7.1. ПОСТАНОВКА ЗАДАЧИ И ПРАВИЛА ПОЛЬЗОВАНИЯ
НОМОГРАММАМИ
Выбор сечений по универсальным номограммам обеспечивает’
минимум приведенных затрат, учитывает дискретность сечений,,
ограничения по нагреву в нормальном режиме и условия короны.
Номираммы могут учитывать множественность и рост нагрузок,
а также изменения любых коэффициентов, входящих в выражение
приведенных затрат Опп рассчитаны по методике, предлагаемой
в гл. 2 настоящего пособия
Ниже приводятся примеры пользования номограммами при
учете роста нагрузки и без него, при множественности нагрузок,
кроме того, да1гы предельные длины для снятия ограничений
Без учета роста нагрузок. 1 Определяется максимальный ток в
лилии за 1 год эксплуатации. 2. По (2 46) находится значение
jZo =1/ -£я+^-*-, гдеЕн— нормативный коэффициент эффективности
V тсдэ
(в настоящее время для энергетики Ен=0,15); рл—коэффициент
отчислений на амортизацию, отн. ед. (см. табл 6.32), т — время
максимальных потерь, ч (см рис. 6.1); сД9—стоимость потерь
энергии, руб.'(кВт-ч) — (см. рис. 6.2). 3. Зона, в которую попадет
точка с координатами /, и ]/"о по пп. 1 и 2, показывает экономи-
ческое сечение (при существующих ценах некоторые сечения для
определенных напряжений и исполнений сетей экономически невы-
годны, о чем указано в примечаниях соответствующих номщрамм).
Если точка пересечения координат Д и ]/ а попадет непосред-
ственно на кривую, то безразлично, какое сечение выбирать — боль-
шее или меньшее, так как оба дают одну и ту же величину при-
веденных затрат При меньшем сечении получается экономия метал-
ла. но большие потери энергии, при большем— наоборот (см при-
мер 7 1).
19 Звк. 212
289
С учетом роста нагрузок. При учете изменения нагрузок по годам
определяется усредненное значение расчетного тока [см (2.18)]
1а=20А 1Ь'-ЗОА 1с-50А
Рис. 7.1. Схема линии подающей энер-
1КЮ нескольким нагрузкам
где Еа п—коэффициент приведения разновременных затрат (прини-
мается равным 0,1), /е—максимальный ток в f-ы году, 1Т—макси-
мальный ток в Т-м году (по-
следний расчетный год эксплу-
атации).
Если ежегодный процент
прироста нагрузок одинаков
(а, %), то расчетный ток под-
считывается по выражению
(см. рис. 2 1)
Далее расчет проводится аналогично п. 1 по значениям /j, и
~\Го (см пример 7 2).
При множественности нагрузок. При нескольких нагрузках рас-
четный ток [см. (2.19)]
Г т-п
Гр-V JS
где т — номер участка, п —- число участков, L— полная длина
линии (рис. 7 1)
Далее расчет проводится аналогично п. 1 по значениям /р н
Vo (см пример 7.3).
Предельные длины. Как показал анализ (см гл. 2), при выборе
сечений по комо1раммам экономических интервалов ограничения
по допустимой потере напряжения и условиям перегорания плавкой
вставки предохранителя при однофазном коротком замыкании
во многих случаях могут быть сняты
На рис 2 5 даны зависимости предельных длин от допустимой
потери напряжения Д,рвд=^(Л(/доп, %) для различных напряже-
ний. Если фактическая длина меньше предельной Е<Егрвд, то при
выборе сечений по номограммам проверки по допустимой потере
напряжения не требуется
На рис 2 6 и 2 7 даны зависимости предельных длин от сече-
ния LI"pM=/t(/:') Д-;|Я различных марок кабелей при разных мощ-
ностях трансформаторов Если фактическая длина меньше предель-
ной. Е<Епред, то при выборе сечений по номограммам проверки
перегорания вставки предохранителя в сетях до 1 кВ при однофаз-
ном коро-1 ком замыкании не требуется
290
На рис. 7 2—7 47 штриховыми линиями указаны вычисленные
ориентировочно экономические ограничения для наибольших сече-
ний Техническими ограничениями для наибольшего сечения явля.
ются значения длительно допустимых токов (табл 6 54 — 6 62)
Если ток в линии превосходит значение /яоп „, необходимо увели-
чивать число пеней
Пример 7.1 (без учета роста нагрузок) Найти экономическое сечение воз
душной линии напряжением 110 кВ. выполненной на металлических ouhouhihh*
опорах, при протекании по ней максимального гока /|МВКС—100 А (линия нахо-
дится в Северном Казахстане), число чесов использован ня максимума 7ма«с—
-5000 ч/год
Решение
I По табл 6.32 находим отчисление на амортизацию в относительных еди
нииах ра —0,025
2 По заданному /мякс и Рнс ь-1 определнем значение времени no i ерь т—
—3000 ч/год
3 По рис 4.2 (кривая 2) находим удельную стоимость потерь энергии по
наминающим затратам л9—I,J-IO~’ руб/(кВт«ч) при
4 . Определяем значение
= 4^. |/ -т.з-10-ч«в-<₽.я'''.
В На рио 7 10 по чнакнинм 'дмко—100 А и jAi — 7,3.10“* (кВ|/руб)' ,7
находим гонку A't, попадающую в область экономического сечения FeK—i-»0 мм*
Пример 7.2 (с учетом роста нагрузок). Найти экономическое сечение иа
7-Й год эксплуатации для условий примера 7 1, если ежегодный прирос) натру
вок а—5%
Решение
I По рио 2 1 находим относительный прирост нагрузок 0—1,26 на 7-й год
експлуатации
2. Определяем расчетный гок
100-126 А.
3. На рис 7.10 по,значениям /р — 126 А и 1^0—7,3.10“’ (кВт/руб)1 ,2
находим точку Л',, попадающую в область экономического сечения 6^=150 мм*
Таким образом, экономическое сечение с учетом роста негрузок пои задан
пых условиях на 7 й год эксплуатации будет оставаться FSK^ 150 мм’'
Пример 7.3 (при множественности нагрузок) Найти экономическое сечение
для заданного в примере 7 1 исполнения сети при токах /.= 100 А, /в=80 А и
7а=50 А (см рне. 7 1).
Решение
1. Находим расчетный, гок
С . |/ «-! 1002> 204-S0a-35-1-50’. 15 _.д?
” Г / 70
2 На рне 7 10 по значениям Гр -65 А и |/а-7,3.10“’ (к Вт/руб)1 па.
КОДИ экономичевкое сечение — 95 мм’’ (точка -V,)
§ 7.2. НОМОГРАММЫ
На рис. 7.2—7 47 приведены номограммы для различных испил»
нений сетей напряжений 0,4—500 кВ.
J9” 29)
Рис 7 2, Номограммы линий 500 кВ
на металлических одиоцепных опорах
(расщепление фазы на три провода)
Рис. 7.3. Номограммы линий 500 кВ
па металлических одноцепных опорах
на оттяжках и железобетонных одио-
«епных портальных опорах (расщепле-
ние фазы на три провода)
Рис. 7 4 Номограммы линий 330 кВ
на металлических и железобетонных
одноцепных опорах (расщепление
фазы на два провода)
Рис 7 5 Номограммы линий 220 кВ
на металлических одноцгпных и дере-
вянных даухстоечных опорах
Сечение АС-ЗМ иошжикп «ееыгидяо
292
Рис. 7.6 Номограммы линий 220 кВ
иа железобетонных одноцепных опо-
Сеченне АС 300 экономически невыгодно
Рис. 7.8 Номограммы линий 150 кВ
на железобетонных одноцепных опо-
рах
Рис. 79 Номограммы линий 150 кВ
«а деревянных двухстоечных опорах
/,Л
293
Рис 7 10. Номограммы линий ПО кВ
на металлических шноиеиных опорах
Рис. 7.11 Номограммы линий НО кВ
на железобетонных олноиепных пор-
тальных опорах
Рис 712 Номограммы линий ПО кВ
на деревянных двухстоечиых опорах
Сечение АС* 120 экономически невыгодно
РиС, 7.13. Номограммы линий 35 кВ
на металлических одноцепных опорах
294
Рис. 7 14 Номограммы линий 35 кВ
на железобетонных одноцепных оло-
Рис, 7 15. Номограммы линий 35 кВ
на деревянных двухстоечнык спорах
Рис. 716. Номограммы линяй 35 и
20 кВ на деревянных одностоечных
опорах с железобетонными и деревян-
ными приставками
Рис 7 17 Номограммы линий 35 и
20 кВ на деревянных одностоечных
опорах с железобетонными пристав-
ками
Рис. 7 18 Номограммы линий 35 и Рис. 7 19 Номограммы линий ТО кВ
20 кВ на деревянных одностоечных на железобетонных опорах с алгоми-
опорах с деревянными приставками пневыми проводами
Рис. 720. Номограммы линий 10 кВ
на железобетонных опорах со стале-
алюмннневыми проводами
Рис. 7 21 Номограммы линий 10 нВ
на деревянных опорах С железобетон-
ными и деревянными приставками
Сечение АС-25 Экономически невыгодно
Рис 7.22 Номограммы линий 10 кВ
на деревянных опорах с железобетон-
ными приставками
Рис 723 Номограммы линяй 10 кВ
на деревянных опорах с деревянными
приставками
Рис 7.24 Номограммы линий до 1 кВ
(4 проворные) на железобетонных
опорах
Рис 7 25 Номограммы линий до 1 кВ
(5-проводиые) на железобетонных
опорах
296
Рис 7.26 Номограммы лилий до ) кВ
(4 проводные) на деревянных опорах
С железобетонными приставками
Сечеинс А 35 экономически невыгодно
Рис 7 27 Номограммы линий до I кя
(4 проводные) на деревянных опорах
С цельными стойками
«"L728 Ho',orD»w*’N линий до I кВ
(5 проводные) на деревянных опорах
с железобетонными иди деревянными
Рис. 7.29 Номограммы личин до I кВ
*’ проводные) на деревтушых опорах
с Деревянными приставками
Рис. 7 30. Номограммы кабелей ЯЧ
проложенные в траншее марки АОАБ
297
Рис. 7 32 Номограммы кабелей 20 кВ,
проложенные в траншее марки АОАБ
Сечение АОАБ-86 экономически невыгодно
Рис. 7 31 Номограммы кабелей 35 кВ,
проложенные в траншее марки АОСБ
Рис. 7 33. Номограммы кабелей 20 кВ,
проложенные в траншее марки АОСБ
298
Рис. 7.35 Номограммы кабелей 10 кВ,
проложенные в траншее марки АСБ
Рис 7.36 Номограммы кабелей 6 кВ,
проложенные в траншее марки ААБ
Рис 7.37 Номограммы кабелей 6 кВ,
проложенные в траншее марки АСБ
Сечение АСБ J50 экономически веаыгодио
299
Рис. 7 39 Номограммы кабелей до
1 кВ (З-жильные), проложенные
Рис 738 Номограммы кабелей до
1 кВ (3 жильные), проложенные
в траншее марки ААБ
в траншее марки АСБ
Сечение АСБ-150 экономически не-
выгодно
Рис. 7.41 Номограммы кабелей до
1 кВ (3 жильные), проложенные
в траншее марки ААШВ
Рис 7.40. Номограммы кабелей до
1 кВ (3-жильные), проложенные
в траншее марки ААБВ
300
Рис 7 43, Номограммы кабелей до
1 кВ (4 жильные), проложенные
в траншее марки ААБ
Рис 7 44 Номограммы кабелей до
I кВ (4 жильные) проложенные
в траншее марки АСБ
Рис, 745, Номограммы кабелей до
1 кВ (4-ж ильные* проложенные
в траншее марки АЛЕВ
301!
Рис. 7 47 Номограммы кабелей до
J кВ (4 жильные) проложенные
в траншее марки АВПБ
Рис 7 46 Номограммы кабелей до
1 кВ (4 жильные), проложенные
в траншее марки ЛАШ В
Литература
71 Блок В М Выбор оптимальных сечений проводов и кабелей по кривым
моном пиески» интервалов.—Электричество. 1975 /ч» 1 с 78-80.
7 2 Метод выбора сечений кабелей во универсальным комарам мам/Блок
В М Астахов Ю Щ Ларины.. К В. Гусева С А.. Бейере И В — Электричество,
'"u SmM.I >1< »" С. Л Унтере;-»™
«нтеоввпов дли выбора сечений проводов и кабелей 1 ПИ— I .на 1У/7 45 с.
74 Блок В М Выбор оптимальной мошноми трансформаторов по универ-
сальным номограммам экономических интервалов. Электричество, 1980, Ns 6, с. &!-•
ОГЛАВЛЕНИЕ
Предисловие................................. . ...............
Введение Требования к курсовым и дипломным проектам
§ В 1 Задание ....
§ В 2 Содержание и оформление
1 § ВЗ Порядок выполнения
§ В 4 Защита
Литература t
Глава 1 Общие вопросы.
§ 1 1 Определение расчетных иагрузок промышленных предприя-
тий и сельских районов
§ 12 Определение расчетных нагрузок городской сети
§ 1.3 . Сопротивления и проводимости линий, трансформаторов п
автотрансформаторов.....................................
Сопротивления и проводимости линии ....
Сопротивления, и проводимости трансформаторов и авто-
трансформаторов ....................................... ...
Эквивалентное сопротивление элементов системы ...
Замена проводимостей нагрузками . . . .
§ 14 Краткие сведения о схемах электрических сетей и под-
станций . .......................
§ 1.5 . Расчет токов коротких замыканий
Определение начального сверхпереходного тока трехфазного
короткой замыкания методом эквивалентных ЭДС
Определение начальною сверхпереходного тока короткого
замыкания методом наложении
Определение начального тока несимметричного короткого
замыкания
Определение периодической составляющей тока короткого
замыкания методом типовых Кривых
Метод расчетных кривых
§ 16 Выбор высоковольтный электрических аппаратов распреде-
лительных устройств . . .
Литература . .... ...
Глава 2. Технико-экономические расчеты
§ 2 I Технико-экономическое сравнение вариантов при строитель-
стве в один год и неизменных годовых издержках
Отчисления от капитальных затрат.............................
Стоимость потерь энергии............................ .
Ущерб . . ....
§ 2. 2. Технико-экономическое сравнение вариантов при строитель-
стве в течение ряда лет и изменяющихся годовых йздержках
§ 2. 3. Выбор оптимальных сечений проводов и кабелей
Общие положения ...
Проверка по допустимой потере напряжения при выборе
сечения по номограммам экономических вдтервллов
Работа предохранителей при выборе сечении кабеля по
номограммам экономических интервалов в сетях до 1 кВ
Литература .............
Глава 3 Проектирование электрических систем и сетей.
§31. Задачи учебного проектирования
§ 3.2 Курсовое проектирование . . .
Задание 1 Расчет сложнозамкпутой сета
Задание 2 Проектирование линии электропередачи
Задание 3 Проектирование электрической сети . .
§ 3 3 Дипломное проектирование ... .
Стр.
19
20
22
23
92
94
98
101
104
105
105
1С6
109
130
140
144
30»
§ 34 Дипломное проектирование с научно-исследовательским
уклоном . . ...... ... . .
Литература ...
3? л а в а 4 Проектирование влектросиабжения промышленных предприя-
тий, городов и сельского хозяйства.
§ 4 ] Задачи учебного проектирования................... .
§ 42 Курсовое проектирование .........
§ 43 Дипломное проектирование ... .........................
§4.4 Надежность электроснабжения ... ...
§ 4.5 Компенсация реактивной мощности . ................
Литература ........................
Глава 5. Проектирование релейной защиты и автоматики энергосистем.
§51 Задачи учебного проектирования . . . .
§52 Курсовое проектирование . , . . .
§53 Дипломное проектирование
§5.4 Дин томное проектирование с научно исследовательским ук-
лоном ............ . . .
Литература ....................................
Глава 6 Справочный материал.
§ 6.1 Графические обозначения элементов схем .....
§ 62 Нагрузки .... . . ................
§ 6.3 Напряжения . . ................
§ 6 4 Технике экономические данные.................... .
§65 Ущерб ............
§66 Трансформаторы и автотрансформаторы .................
§ 67 Выбор се гений по нагреву ................
§68 Предохранитети
§ 6.9 Сопротивления и проводимости и некоторые сведения по
длинным линиям ...
§ 6.1 0 Регулирование напряжения
§ 6 11 Укрупненные показа теза стоимостей сетей и оборудования
Литература . . ......
Глава 7 Универсальные номограммы экономических интервалов.
§ 7 I Постановка задачи и правила пользования номограммами
§72 Номограммы ... . ......
Литература ...........................-.......................
Стр.
148
149
150
1о0
150
156
157
160
162
163
163
165
187
190
195
196
196
204
218
219
224
226
245
252
255
261
264
288
289
289
291
302
Вера Михайловна Блок, Георгий Карлович Обушев,
Леонид Борисович Паперио, Светлана Алексеевна» Гусева
Янис Хербертович Герхард
Пособие по курсовому и дипломному проектированию
для электроэнергетических специальностей
Заведующая редакцией Н И Хрусталева Редактор С. М Оводоаа Художник в. 3 Каза-
кевич. Художественный редактор Н К. Гуторов Технический рез пор 3 В Нуждине.
Корректор В. А. Орлова
ИБ Ж 2086
Изд. J* Стя — 32Б Слано в набор 16.04.80. Поли в печать 2912.80. Т 20579.
Формат 60X9041». Бум тип ГЛ 2. Гарнитура литературная Печать высокая Объем
19 усл печ л 19 усл К|> отт 20.04 V4-изд. л. Тираж 25IX» ЭКЗ Заказ Nt 212. Цена 90 Коп,
Издательство .Высшая школа» Москва., К-51 Неглиниая ул д 29,44
Типография изд па «Уральский рабочий», г Свердловск, проспект Ленина. 49,