авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ БИБЛИОТЕКА РОССИИ

КОНФЕРЕНЦИИ, КНИГИ, ПОСОБИЯ, НАУЧНЫЕ ИЗДАНИЯ

<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:     | 1 | 2 || 4 |

«ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВА- ТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ «НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ ...»

-- [ Страница 3 ] --

К примеру, если температура наиболее нагретой точки изоляции не превы шает длительно допустимой температуры, ущерб от сокращения срока служ бы оборудования равен нулю, при этом ущерб от дополнительных потерь электроэнергии от токов высших гармоник таковым не является. Следова тельно, необходим некий индикатор, который указывал бы на наступление того или иного вида ущерба. Таким индикатором может выступать темпера тура наиболее нагретой точки изоляции.

Для каждого вида оборудования установлены предельные значения дли тельно допустимой и максимально допустимой температуры изоляции в наиболее нагретой точке при продолжительных перегрузках. В зависимости от реального значения температуры наиболее нагретой точки изоляции все ущербы распределяются на три группы в зависимости от их появления и уче та (таблица 4.6.1).

В последней группе ущерб от дополнительных потерь от высших гармо ник тока не учитывается, так как продолжительность данного режима не большая и приводит в конечном итоге к повреждению оборудования. При этом, составляющие, обусловленные заменой поврежденного оборудования и ограничения потребителей, превосходят затраты на компенсацию дополни тельных потерь электроэнергии.

Таблица 4.6.1 – Классификация ущербов в зависимости от температуры наиболее нагре той точки изоляции.

Значение темпе раб дл.доп дл.доп раб макс раб макс ратуры изоля ции Перегрузка недо Перегрузка оборудования Перегрузка допу- пустимая, выход из Режим нагрузки недопустимая, снижение стимая строя оборудова срока службы ния Дополнительные Дополнительные по- Ущерб от недо потери электро- тери электроэнергии в отпуска элек энергии в обору- оборудовании от троэнергии по довании от выс- высших гармоник то- требителям;

Затраты на вне ших гармоник то- ка;

Ущерб, обусловлен ка;

плановую заме Ущерб, обуслов- ный недоиспользова- ну оборудова Виды ущерба ленный недоис- нием оборудования ния или его ка пользованием электрической сети;

питальный ре Ущерб от снижения оборудования монт.

электрической се- срока службы обору ти;

дования;

Технологический Технологический ущерб потребите- ущерб потребителя.

ля.

Пример расчета экономического ущерба от токов высших гармоник 4. На основе проведенных измерений, описанных в главе 1.2.1, произведен расчет экономического ущерба от токов высших гармоник для конкретного объекта.

Торговый центр получает питание 10 кВ от двух независимых источников пита ния через трансформаторы ТМ-400/10.

2xТМ-400/ Фидеры 1, 2 и 5 питают павильоны с 0,4 кВ офисной техникой, фидер 3 и 4 – ли нейную нагрузку, причем действую Фидер 1 Фидер 2 Фидер 3 Фидер 4 Фидер щие значения тока в них не превосхо Рисунок 4.7.1 – Схема электроснабжения дят 4 А на протяжении всех суток. Все торгового центра отходящие фидеры выполнены кабелями марки АСБ 4х95. Длины кабелей фидеров 1, 2 и 5 соответственно равны 0,2;

0,5 и 0,3 км. Схема трансформа торной подстанции представлена на рисунке 4.7.1. Так как нагрузка по фазам кабелей распределена несимметрично, но ее уровень по току не превышает требований, установленных в [36], действующее значение тока в каждой из фаз принимается равным среднеарифметическому значению фазных токов кабеля. В таблице 4.7.1 представлены значения коэффициентов загрузки обо рудования относительно длительно допустимого тока для линий и номиналь ного тока для трансформаторов. Реальный график нагрузки оборудования яв ляется изначально двухступенчатым и не требует преобразования с исполь зованием известных методов.

Таблица 4.7.1 – Значения коэффициентов загрузки оборудования Коэффициент Фидер 1 Фидер 2 Фидер 5 Трансформатор 1 Трансформатор загрузки K1 0,126 0,054 0,041 0,069 0, K2 0,787 0,872 0,820 0,650 0, Первоначальная загрузка каждого из рассматриваемых объектов такова, что температура изоляции не превышает длительно допустимую, так как ко эффициент загрузки в максимум нагрузки меньше поправочного коэффици ента. Следовательно, здесь имеет место ущерб только от дополнительных по терь на высших гармониках тока, который можно оценить по формулам (4.2.3) для кабельных линий и (4.2.5) для трансформаторов. Используя их для рассматриваемых объектов при известных графиках нагрузки, получены сле дующие результаты (таблица 4.7.2).

Таким образом, за одни сутки при двухступенчатом графике нагрузки с продолжительностью максимума 10 часов дополнительно расходуется на по крытие потерь активной мощности от токов высших гармоник 81,84 кВтч, что в стоимостном эквиваленте при цене 1,49 руб/кВт·ч потерь электроэнер гии для г. Москвы составит 121,94 руб. С учетом предположения о неизмен ности и периодичности дневного графика нагрузки за год потери от высших гармоник тока составят 44508,7 руб./год. Анализ полученных результатов указывает на то, что основные потери приходятся на кабели, так как они имеют большую загрузку и их потери активной мощности сильнее зависят от высших гармоник. Построенные диаграммы стоимости дополнительных по терь от токов высших гармоник для кабелей марки АСБ 4х95 протяженно стью 1 км (рисунок 4.7.2а) и для трансформатора ТМ – 400/10 (рисунок 4.7.2б) дают представления о характере изменения при неизменном графике нагрузки потребителя при различных коэффициентах загрузки оборудования в максимум и минимум нагрузки.

Таблица 4.7.2 – Значения потерь активной мощности в Вт в оборудование распредели тельной сети Потери актив- Фидер 1 Фидер 2 Фидер 5 Трансфор- Трансфор- Всего ной мощности матор 1 матор В минимум 35,48 16,32 5,64 1,78 0,10 59, нагрузки В максимум 1384,3 4255,9 2254,2 157,9 48,7 8101, нагрузки Далее рассчитываются значения превышения температур в исходном режиме для кабелей и трансформаторов. Так как постоянная нагрева кабеля на порядок меньше, чем период 10 часов максимума нагрузки, то кабель нагреется до установившегося значения температуры, определяемый макси мумом загрузки. Для расчета достаточно воспользоваться формулой (4.4.16) для режима максимума нагрузки. Постоянная составляющая нагрева транс форматора составляет 3 часа. За время максимума нагрузки, температура приблизится к установившемуся значению и будет отличаться менее, чем на 4%. Рассчитанные значения превышения температур наиболее нагретых то чек изоляции кабелей и трансформаторов представлены в таблице 4.7.3.

а) б) Рисунок 4.7.2 – Зависимость ущерба от дополнительных потерь, вызванных токами выс ших гармоник, от коэффициента неравномерности графика нагрузки при различных ко эффициентах загрузки оборудования в максимум нагрузки (а – для кабелей марки АСБ 4х95 длиной 1 км, б – для трансформатора ТМ – 400/10).

Таблица 4.7.3 – Значения превышения температур в °С в наиболее нагретой точки обору дования в исходном режиме Фидер 1 Фидер 2 Фидер 5 Трансфор- Трансфор матор 1 матор Превышение температуры относительно температуры 52,57 64,54 57,08 44,17 23, окружающей среды, °С В исходном режиме при среднесуточной температуре окружающего воздуха (-12 °С) изоляция оборудования не подвергается перегреву выше до пустимого уровня. При превышении среднесуточной температуры выше ука занных в таблице 4.7.4 значений будет происходить ускоренный износ изо ляции.

Таблица 4.7.4 – Предельные значения среднесуточной температуры окружающей среды Для трансфор Фи- Фи- Фи- Трансформа- Трансформа- матора, при от дер 1 дер 2 дер 5 тор 1 тор 2 ключенном другом Температу ра окружа Более 40 Более 27,5 16 23 ющей сре ды, °С Из таблицы 4.7.4 видно, что только для кабельных линий, работающих в нормальном режиме, и для трансформатора, работающего в послеаварий ном/ремонтном режиме, существуют реально достижимые значения эквива лентной среднесуточной температуры, при которых значение температуры наиболее нагретой точки, превысит длительно допустимое, что вызовет ускорение износа изоляции. Это вызвано тем, что наибольший коэффициент загрузки оборудования равен 87%. При достижении эквивалентной среднесу точной температуры более 16 °С организация будет нести ущерб второго ви да по приведенной в таблице 4.6.1 классификации, характеризующийся не допустимой перегрузкой оборудования, приводящей к снижению срока службы оборудования. Рассчитаем данный ущерб для эквивалентной темпе ратуры окружающего воздуха 22 °С.

При указанной эквивалентной среднесуточной температуре при нор мальной схеме электроснабжения ущерб будет вызван только снижением срока службы кабельной линии фидера №2. Размер ущерба обусловлен мак симальной температурой изоляции, установившееся значение которой равна 24, ж 0,8722 65 22 86,55 о С уст 18, При данной температуре снижение срока службы кабельной линии за одни сутки составит 0,115586, L 1/ e 2,13 "норм.суток" При стоимости кабельной линии 350000 рублей вызовет ущерб в размере 2,13 1 36,12 руб/сутки превышения У 30 Последний вид ущерба, при превышении температуры наиболее нагре той точки изоляции выше максимально допустимой в данном примере не до стижим, так как требует значения эквивалентной температуры окружающей среды выше 40°С.

Таким образом, на конкретном примере показано, что экономический ущерб от действия токов высших гармоник значителен и требует учета на этапе проектирования и эксплуатации распределительных сетей.

Выводы по главе 1. Предложен и описан метод оценки экономического ущерба из-за дей ствия токов высших гармоник на оборудование сети, основанный на их тепловом влиянии, который позволяет численно определить раз мер ущерба от их действия на этапе проектирования или эксплуата ции сети.

2. Установлено, что размер ущерба от высших гармоник зависит от сле дующих параметров: загрузка оборудования в режимах наименьшей и наибольшей нагрузки, продолжительность максимума нагрузки, спектра гармоник тока потребителя, эквивалентной среднесуточной температуры окружающего воздуха, стоимости оборудования и раз мера стоимости компенсации сверхнормативных потерь. Для всех перечисленных параметров определены их степени влияния на раз мер возможного ущерба.

3. Разработан критерий, позволяющий классифицировать наступление каждого из видов экономического ущерба, обусловленного действием токов высших гармоник.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ С каждым годом в жилых и общественных зданиях увеличивается ко личество электроприемников с нелинейной вольт-амперной характеристикой.

Все они являются источниками высших гармоник тока. На сегодняшний день в распределительных сетях не регистрируются массовые отказы оборудова ния из-за действия токов высших гармоник только лишь потому, что основ ная часть оборудования была установлена с большим запасом по пропускной способности в советский период, а также в связи со снижением нагрузки в 90-х годах. Однако, сегодня при оптимизации затрат на сооружение распре делительной сети предприятия сознательно идут по пути снижения капи тальных вложений в «железо», добиваясь его максимального использования.

Поэтому, необходимо внедрять при проектировании и эксплуатации элек трических сетей методы и способы оценки влияния высших гармоник тока на оборудование распределительной сети, чтобы избежать проблем в системах электроснабжения в будущем. С этой целью в Приложении Д приведена раз работанная методика оценки влияния высших гармоник тока на оборудова ние распределительной сети в качестве законченного документа.

В настоящей работе, посвященной оценке влияния высших гармоник тока на оборудование распределительных сетей, получены следующие ре зультаты:

1. На основании инструментальных измерений n-ых гармонических со ставляющих тока на присоединениях, питающих нелинейные непро мышленные электроприемники и потребителей селитебных территорий, сделан вывод, что несмотря на выполнение нормативных требований по эмиссии высших гармоник тока отдельными электроприемниками, об щий уровень искажений тока потребителей может существенно повли ять на максимальную пропускную способность оборудования.

2. По результатам сбора статистической информации для наиболее часто встречающихся марок кабелей и трансформатора в программном ком плексе ELCUT разработаны математические модели тепловых процес сов. Данные модели позволяют на основании известной мощности теп ловыделений в каждом из элементов оборудования рассчитывать темпе ратурные поля методом конечных элементов. Достоверность разрабо танных моделей проверена тепловым балансом оборудования в номи нальном режиме при отсутствии высших гармоник тока.

3. Разработаны способы оценки влияния высших гармоник тока на про пускную способность кабелей и трансформаторов в распределительной электрической сети, позволяющие определить поправочный коэффици ент снижения длительно допустимого тока и температуру изоляции при протекании через оборудование несинусоидального тока. Их достовер ность проверена результатами математического моделирования.

4. Определены численные значения поправочных коэффициентов, позво ляющие учитывать влияние несинусоидальности потребляемого тока при выборе сечения жил кабеля и мощности силовых трансформаторов на этапе проектирования и контроле длительно допустимых токов обо рудования на этапе эксплуатации.

5. Разработаны методы оценки экономического ущерба от действия токов высших гармоник на оборудование распределительной сети. Предложе ны формулы для расчета ущербов, обусловленных недоиспользованием оборудования электрической сети, и из-за уменьшения его срока служ бы.

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК Белоруссов, Н.И. Электрические кабели и провода (теоретические 1.

основы кабелей и проводов, их расчет и конструкции) [Текст]: моно графия / Н.И. Белоруссов. – М.: Энергия, 1971. – 512 c.

Боднар, В.В. Нагрузочная способность силовых масляных транс 2.

форматоров [Текст]: монография / В.В. Боднар. – М.: Энергоатомиздат, 1983. – 176 с.

Брагин, С.М. Электрический и тепловой расчет кабеля [Текст]: мо 3.

нография / С.М. Брагин. – М.: Государственное Энергетическое Изда тельство, 1960 – 328 с.

Браун, М. Источники питания. Расчет и конструирование [Текст]:

4.

монография / М. Браун;

пер. с англ. - К.: «МК-Пресс», 2005. – 288 c.

Васютинский, С.Б. Вопросы теории и расчета трансформаторов 5.

[Текст]: монография / С.Б. Васютинский. – Л.: Энергия, 1970. – 432 с.

Готтер, Г. Нагревание и охлаждение электрических машин [Текст]:

6.

монография / Г. Готтер;

пер. с нем. - М.-Л.: Госэнергоиздат, 1961. - 264с.

Григорьев, О.А. Влияние электронного оборудования на условия 7.

работы систем электроснабжения зданий [Текст] / О.А. Григорьев, В.С. Петухов, В.А. Соколов, И.А. Красилов // Технологии электромаг нитной совместимости. – 2003. - № 1(4). С.53- Григорьев, О. Высшие гармоники в сетях электроснабжения 0,4 кВ 8.

[Текст] / О. Григорьев, В. Петухов, В. Соколов, И. Красилов // Новости электротехники. – 2002. - №6(18). - С. 54-57.

Доходы, расходы и потребление домашних хозяйств в 2012 году (по 9.

итогам выборочного обследования бюджетов домашних хозяйств) [Электронный ресурс] / Федеральная служба государственной статисти ки РФ // Росстат. (http://www.gks.ru/bgd/regl/b12_102/Main.htm) 10. Жежеленко, И.В. Показатели качества электроэнергии и их кон троль на промышленных предприятиях [Текст]: монография / Жеже ленко И.В., Саенко Ю.Л. – 3-е изд., перераб. и доп. – М.: Энергоатомиз дат, 2000. – 252 с.

11. Железко, Ю.С. Потери электроэнергии. Реактивная мощность. Ка чество электроэнергии [Текст]: руководство для практических расче тов / Ю.С. Железко. – М.: ЭНАС, 2009. – 456 с.

12. Избранные вопросы несинусоидальных режимов в электрических сетях предприятий [Текст]: монография / И.В. Жежеленко [и др.]: под ред.

И.В. Жежеленко. – М.: Энергоатомиздат, 2007. – 296 с.

13. Испытание мощных трансформаторов и реакторов [Текст]: моно графия / Г.В. Алексеенко [и др.]. – 2-е изд., перераб. – М.: Энергия, 1978.

– 520 с.

14. Кабели и провода. Силовые кабели [Текст]: каталог / ОАО «Севкабель Холдинг». – СПб.: Севкабель, 2010. – Т.2 – 176 с.

15. Кабели силовые с пластмассовой изоляцией на номинальное напряжение 0,66;

1 и 3 кВ. Общие технические условия [Текст]:

ГОСТ Р 53769-2010. Введ. 2010 – 07 – 01. – М.: Стандартинформ, 2010. – I, 40 c.: ил.

16. Кабели силовые с пропитанной бумажной изоляцией. Технические условия [Текст]: ГОСТ 18410-73. Введ. 1975 – 01 – 01. – М.: Изд-во стандартов, 2000. – VI, 25 c.: ил.

17. Кабели электрические. Расчет номинальной токовой нагрузки.

Часть 1-1 Уравнение для расчета номинальной токовой нагрузки (100% коэффициент нагрузки) и расчет потерь. Общие положения [Текст]: ГОСТ Р МЭК 60287-1-1-2009. Введ. 2010 – 01 – 01. – М.: Стан дартинформ, 2009. – I, 28 c.: ил.

18. Кабели электрические. Расчет номинальной токовой нагрузки.

Часть 2-1 Тепловое сопротивление. Расчет теплового сопротивления [Текст]: ГОСТ Р МЭК 60287-2-1-2009. Введ. 2010 – 01 – 01. – М.: Стан дартинформ, 2009. – I, 36 c.: ил.

19. Кабышев, А.В. Электроснабжение объектов. Ч.1. Расчет электриче ских нагрузок, нагрев проводов и электрооборудования [Текст]:

учебное пособие / А.В. Кабышев. – Томск: Изд-во Томского политехни ческого университета, 2007. – 185 с.

20. Карасев, В.В. Зависимость потерь в баке трансформаторов от тока, частоты и температуры [Текст] / В.В. Карасев;

под ред. Э.А.Манькина // Вопросы трансформаторостроения: сб.науч.тр. – М.: Энергия, 1969.

вып. 79. С.128 – 149.

21. Карташев, И.И. Качество электрической электроэнергии в муници пальных сетях Московской области [Текст] / И.И. Карташев, И.С. По номаренко, В.Н. Тульский, Р.Г. Шамонов, Г.К. Масленников, В.В. Васи льев // Промышленная энергетика. – 2002. - №8. - С.42-47.

22. Киш, Л. Нагрев и охлаждение трансформаторов [Текст]: монография / Л. Киш;

под ред. Г.Е.Тарле. – М.: Энергия, 1980. – 180 с.

23. Кузнецов, В.Г. Электромагнитная совместимость. Несимметрия и несинусоидальность напряжения [Текст]: монография / В.Г. Кузнецов, Э.Г. Куренный, А.П. Лютый. – Донецк: Изд-во: «Донбасс», 2005. – 250 с.

24. Кулаковский, В.Б., Эквивалентные температуры охлаждающего воздуха для трансформаторов наружной установки [Текст] / В.Б. Ку лаковский, М.В. Иванова // Электрические станции. – 1968. - №1. - С.54 25. Ларина, Э.Т. Силовые кабели и кабельные линии [Текст]: учеб. по собие для вузов / Э.Т. Ларина. – М.: Энергоатомиздат, 1984. – 368 с.

26. Лейтес, Л.В. Электромагнитные расчеты трансформаторов и реак торов [Текст]: монография / Л.В. Лейтес. – М.: Энергия, 1981. – 392 с.

27. Непомнящий, В.А. Экономические потери от нарушений электро снабжения потребителей [Текст]: монография / В.А. Непомнящий. – М.: Издательский дом МЭИ, 2010. – 188 с.

28. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабже ния общего назначения [Текст]: ГОСТ 13109-97. Введ. 1999 – 01 – 01. – М.: Стандартинформ, 2006. – II, 35 c.: ил.

29. О ценообразовании в области регулируемых цен (тарифов) в элек троэнергетике: Постановление Правительства Российской Федерации от 29.12.2011 №1178 [Электронный ресурс] // М.: Российская газета. – 2012. – 24 января. – URL: http://www.rg.ru/2012/01/24/ee-regulirovanie site-dok.html.

30. Об утверждении методических указаний по определению размера платы за технологическое присоединение к электрическим сетям:

приказ Федеральной службы по тарифам России от 11 сентября 2012 № 209-э/1 [Электронный ресурс] // Информационное письмо Федеральной службы по тарифам (ФСТ России) от 18.09.2012 №12-212.

(http://www.fstrf.ru/press/news/1493) 31. Оболочки кабельные свинцовые и алюминиевые. Технические условия [Текст]: ГОСТ 24641 – 81. Введ. 1983 – 01 – 01. – М.: Изд-во стандартов, 1981. – I, 23 c.: ил.

32. Объем и нормы испытаний электрооборудования [Текст]: РД 34.45 51.300 - 97. Введ. 1997-07-01. М.: Издательство НЦ ЭНАС, 2004. – VI, 257 с.: ил.

33. Основы кабельной техники [Текст]: учебник для студ. высш. учеб. за ведений / В.М. Леонов [и др.];

под ред. И.Б.Пешкова. – М.: Издательский центр «ACADEMIA», 2006. – 432 с.

34. Пищур, А. Оборудование в эксплуатации: ремонт, ретрофит или полная замена? [Электронный ресурс] / А. Пищур // Новости электро техники.–2010.-№4(64).–URL: http://www.news.elteh.ru/arh/2010/64/09.php 35. Покровы защитные кабелей. Конструкция и типы, технические тре бования и методы испытания [Текст]: ГОСТ 7006 - 72. Введ. 1975 – 01 – 01. – М.: ИПК Изд-во стандартов, 2004. – V, 16 c.: ил.

36. Проектирование и монтаж электроустановок жилых и обществен ных зданий [Текст]: СП 31-110-2003. Введ. 2004-01-01. М.: Госстрой России, ФГУП ЦПП, 2004 – I, 51 c.: ил.

37. Прощание с Эдисоном [Текст] // Наука и жизнь. - 2009. - №6. С. 33- 38. Распределительный сетевой комплекс России: состояние, проблемы, пути решения [Видеозапись]: материалы конференции «Распредели тельный сетевой комплекс России: состояние, проблемы, пути решения»

/ П.И. Оклей. - СПб. 2010. (http://video.ruscable.ru/view-663.html) 39. Руководство по нагрузке силовых масляных трансформаторов [Текст]: ГОСТ 14209 - 85. Введ. 1985 – 07 – 01. – М.: Изд-во стандартов, 1985. – I, 37 c.: ил.

40. Самойленко, И.А. Классификация и систематизация видов ущерба от низкого качества электроэнергии [Текст] / И.А. Самойленко // Эко номика Крыма. – 2010. - №2(31). С. 109-115.

41. Силовые трансформаторы [Текст]: справочная книга / Под ред.

С.Д.Лизунова, А.К.Лоханина. – М.: Энергоиздат, 2004. – 616с.

42. Системы электрической изоляции. Оценка нагревостойкости и классификация [Текст]: ГОСТ 8865 – 93. Введ. 1995 – 01 – 01. – М.:

ИПК Изд-во стандартов, 2003. – II, 8 c.: ил.

43. Совместимость технических средств электромагнитная. Эмиссия гармонических составляющих тока техническими средствами с по требляемым током не более 16 А (в одной фазе). Нормы и методы испытаний [Текст]: ГОСТ Р 51317.3.2-2006. Введ. 2007 – 07 – 01. – М.:

Стандартинформ, 2007. – I, 28 c.: ил.

44. Справочные данные Федеральной службы государственной стати стики РФ о промышленном производстве 2005-2012 гг. // Росстат.

(http://www.gks.ru/wps/wcm/connect/rosstat_main/rosstat/ru/statistics/enterpr ise/industrial/#) 45. Тихомиров, П.М. Расчет трансформаторов [Текст]: учеб. пособие для вузов / П.М. Тихомиров. - 4-е изд., перераб. и доп. - М.: Энергия, 1976. – 544 с.

46. Трансформаторы силовые. Общие технические условия [Текст]:

ГОСТ Р 52719-2007. Введ. 2008 – 01 – 01. – М.: Стандартинформ, 2007. – I, 45 c.: ил 47. Трофимов, Г.Г. Качество электроэнергии и его влияние на работу про мышленных потребителей [Текст]: монография / Г.Г.Трофимов. - Алма Ата: Изд-во КазНИИНТИ, 48. Тульский, В.Н. Влияние высших гармоник тока на режимы работы кабелей распределительной сети 380 В [Текст] / В.Н. Тульский, И.И.

Карташев, М.Г. Симуткин, Р.Р. Насыров // Промышленная энергетика. – 2013. - №5. С.42- 49. Тульчин, И.К. Электрические сети и электрооборудование жилых и общественных зданий [Текст]: монография / И.К. Тульчин, Г.И. Нуд лер. – 2-е изд., перераб. и доп. – М.: Энергоатомиздат, 1990.- 480 c.

50. Управление качеством электроэнергии: учебное пособие для вузов [Текст]: учебное пособие для вузов / И.И. Карташев [и др.];

под ред.

Ю.В. Шарова. – 2-е изд., перераб. и доп. – М.: Издательский дом МЭИ, 2008. – 354с.

51. Шведов, Г.В. Электроснабжение городов: электропотребление, рас четные нагрузки, распределительные сети [Текст]: учебное пособие / Г.В. Шведов. – М.: Издательский дом МЭИ, 2012. – 268 с.

52. Шидловский, А.К. Введение в статистическую динамику систем электроснабжения [Текст]: монография / А.К. Шидловский, Э.Г. Ку ренный. – Киев: Наукова думка, 1984. – 273 с.

53. Шидловский, А.К. Высшие гармоники в низковольтных сетях [Текст]: монография / Шидловский А.К., Жаркин А.Ф. – Киев: изд. Нау кова думка, 2005 – 210 c.

54. Шидловский, А.К. Повышение качества энергии в электрических сетях [Текст]: монография / А.К. Шидловский, В.Г. Кузнецов. – Киев:

Наукова Думка. - 1985. – 268 с.

55. Электрические нагрузки промышленных предприятий [Текст]: мо нография / С.Д. Волобринский [и др.]. - М.-Л.: Энергия, 1964. – 304с.

56. Электрическая энергия. Совместимость технических устройств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в си стемах электроснабжения общего назначения [Текст]: ГОСТ Р 54149 2010. Введ. 2013 – 01 – 01. – М.: Стандартинформ, 2012. – I, 16 c.: ил.

57. Baggini, Angelo B. Handbook of power quality/ Angelo B. Baggini. - John Wiley and Sons, Ltd. 2008. P. 58. Caramia P., Carpinelli G., Verde P., Mazzanti G., Cavallini A., Mon tanari G.C. An approach to life estimation of electrical plant components in the presence of harmonic distortion / P.Caramia, G.Carpinelli, P.Verde, G.Mazzanti, A.Cavallini, G.C.Montanari // Harmonics and Quality of Power:

Proc. 9th International Conference on. Orlando (Florida, USA). - 2000. P. 887 59. Caramia, P. Power quality indices in liberalized markets / Pierluigi Cara mia, Guido Carpinelli, Paola Verde. John Wiley and Sons, Ltd, 2009.

60. Crepaz, S. Eddy current losses in rectifier transformers / S.Crepaz // IEEE Transactions on Power Apparatus and Systems. – 1970. - №.7, vol. PAS-89.

p. 16511656.

61. Darrow, K. The role of distributed generation in power quality and rea bility / K.Darrow, B.Hedman. // New York State Energy Research and De velopment Authority: Final reported. – 2005. P.118.

62. Deokar, Sanjay A. Analysis of distribution transformer performance un der non-linear balanced load conditions and its remedial / Sanjay A.Deokar, Laxman M. Waghmare // International journal of technology and advanced engineering. Volume 1, Issue 2, December 2011. P. 152-161.

63. IEEE Recommended Practice for the Design of Reliable Industrial and Commercial Power Systems: IEEE Std 493 – 2007. 2007-02-07. New York:

IEEE. – 2007. – I. P. 64. IEEE Recommended Practice for Establishing Liquid-Filled and Dry Type Power and Distribution Transformer Capability When Supplying Nonsinusoidal Load Currents: IEEE Std C57.110-2008. 2008 – 03 – 27.

New York: IEEE. – 2007. – II. P. 65. Kulkarni, S.V. Transformer engineering. Design and Practice / S.V.Kulkarni, S.A. Khaparde // New York, Basel: Marcel Dekker, Inc, 2004, p. 66. Lenart, Kr. Stray losses in power transformer tank walls and construc tion parts / Lenart Kralj, Damijan Miljavec // Electrical Machines (ICEM), 2010 XIX International Conference on 6-8 September. - 2010, P.1-4.

67. Montanari, G.C. Aging phenomenology and modeling / Montanari G.C., Simoni L. // IEEE Transactions on Electrical Insulation. - 1993. - №5. P. 755 776.

68. Sharifian, M.B.B. Derating of distribution transformers for non sinusoidal load currents using finite element method / M.B.B. Sharifian, J.Faiz, S.A.Fakheri, A.Zraatparvar // Electronics, Circuits and Systems, 2003.

ICECS 2003. Proceedings of the 2003 10 th IEEE International Conference, 14-17 December 2003, Volume 2, p.754- 69. Zhezhelenko, Igor V. Economical damage due to low power quality // Igor V. Zhezhelenko, Yuri L. Sayenko, Alexander V.Gorpinich. 9th International conference. Electrical power quality and utilization. Barcelona, 9-11 October 2007. – P.123- Приложение А. ПРИМЕР РАСЧЕТА ПОПРАВОЧНОГО КОЭФФИЦИЕНТА ДЛИТЕЛЬНО ДОПУСТИМОГО ТОКА, УЧИТЫВАЮЩЕГО ВЛИЯНИЕ ВЫСШИХ ГАРМОНИК ТОКА Силовой кабель АСБ 3х35+1х16 питает нелинейную нагрузку (торго вый центр). Необходимо определить значение допустимого длительного тока на основной частоте, при котором изоляция кабеля не перегревалась, дей ствующее значение токов в фазе и в нуле и коэффициент высших гармоник тока. Спектр гармоник фазного тока приведен в таблице А.1. Активное со противление жил кабеля R1 1,043, R1нул 2,281. Табличное значение дли таб тельного допустимого тока ( I дл.доп ) 126 А.

Определим коэффициент добавочных потерь от токов высших гармо ник ( K доп ).

R нул 1 ( K In ) 2 An 3 1 Аn K In K доп n2 R1 n6 k n 3,9,15...

Аn 0,187 0,532 n Расчет приведен в табличной форме (таблица А.1) Коэффициент высших гармоник тока 1 K ВГ 0, K доп 2, Значение длительного допустимого тока с учетом поправок на токи высших гармоник равно I дл.доп I дл.доп KВГ 126 0,705 88,83 А ВГ таб Токи высших гармоник и среднеквадратичное значение в нулевых и фазных жилах, потери мощности в жилах кабеля приведены в таблице А.1.

Рисунок А.1 – Картина теплового поля в кабеле Из картины поля (рисунок А.1) видно, что наиболее нагретая часть изоляции кабеля находиться вблизи нулевой жилы. Максимальная темпера тура наиболее нагретой точки изоляции составляет 86,9°С, т.е. метод дает по грешность в определение поправочного коэффициента в большую сторону.

Однако, в практике проектирования сложилась ситуация, когда негласно принято, что при прокладке новых кабельных линий сечение нулевого про водника берется равным по значению сечению фазной жилы.

Таблица А.1 – Значение поправочного коэффициента Номер гармоники Сумма 1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 Спектр высш. гар- моник тока в долях - 0,312 0,185 0,127 0,086 0,054 0,032 0,027 0,017 0,011 0, от тока основной частоты Аn - 1,10845 1,37659 1,59454 1,78300 1,95144 2,10515 2,24743 2,38049 2,50593 2, ( K In )2 0,09734 0,03423 0,01613 0,00740 0,00292 0,00102 0,00073 0,00029 0,00012 0, ( K In )2 An 0,204524 0,10790 0,04711 0,02572 0,01319 0,00569 0,00216 0,00164 0,00069 0,00030 0, n 21 Аn K In 0,12286 0,10790 - - 0,01319 - - 0,00164 - - 0, n 6 k n 3,9,15...

K доп 2,011 - - - - - - - - -,А I фазн 97,49* 88,83 27,71 16,43 11,28 7,64 4,80 2,84 2,40 1,51 0,98 0,, Вт Pфазн 9,91 8,229 0,888 0,388 0,212 0,109 0,047 0,018 0,013 0,006 0,002 0,,А I нул 93,41* - 83,14 - - 22,92 - - 7,20 - - 1,, Вт Pнул 19,90 - 17,480 - - 2,136 - - 0,265 - - 0, *- среднеквадратичное значение.

Приложение Б. РАСЧЕТ ПОПРАВОЧНЫХ КОЭФФИЦИЕНТОВ ДЛЯ СИЛОВЫХ КАБЕЛЕЙ ПРИ ПИТАНИИ НЕЛИНЕЙНОЙ НАГРУЗКИ Таблица Б.1. Значение поправочного коэффициента для нелинейной нагрузки (торговый центр) Номер гармоники Сумма 1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 Спектр высш.

гармоник тока в - 1 0,312 0,185 0,127 0,086 0,054 0,032 0,027 0,017 0,011 0, долях от тока ос новной частоты Аn - - 1,1085 1,3766 1,5945 1,7830 1,95144 2,1052 2,2474 2,3805 2,5059 2, - 0,0973 0,0342 0,0161 0,0074 0,00292 0,001 0,0007 0,0003 0,0001 0, (KI ) n ( K I )2 A 0,204524 - 0,1079 0,0471 0,0257 0,0132 0,00569 0,0022 0,0016 0,0007 0,0003 0, n n n K In 21 Аn n 6k 3 0,12286 - 0,1079 - - 0,0132 - - 0,0016 - - 0, n 3,9,15...

4-х жильные кабели с сечением нулевой жилы, меньше сечения фазной жилы таб нул R1 1, АСБ 3х25+1х16 I дл.доп 102 А 2, R t изол, С K нел 1,7804 0,7494 82, K доп K ВГ 0, I фазн, А 83, 76,44 23,85 14,14 9,71 6,57 4,13 2,45 2,06 1,30 0,84 0, фазн, Вт P 10, 8,531 0,920 0,402 0,219 0,112 0,049 0,018 0,014 0,006 0,003 0, I нул, А 80, 71,55 19,72 6,19 1, нул, Вт P 14, 12,944 1,582 0,197 0, таб нул R1 1, АСБ 3х35+1х16 I дл.

доп 126 А 2, R t изол, С K нел 2,011 0,7052 K доп K ВГ 0, I фазн, А 97, 88,86 27,72 16,44 11,29 7,64 4,80 2,84 2,40 1,51 0,98 0, фазн, Вт P 9, 8,234 0,888 0,388 0,212 0,109 0,047 0,018 0,013 0,006 0,002 0, I нул, А 93, 83,17 22,93 7,20 1, нул, Вт P 19, 17,492 2,138 0,266 0, таб нул R1 0, I дл.доп 153 А АСБ 3х50+1х25 1, R t изол, С K нел K доп 1,9417 83, K ВГ 0,7176 0, I фазн, А 120,51 109,8 34,26 20,31 13,94 9,44 5,93 3,51 2,96 1,87 1,21 0, фазн, Вт P 10,60 8,801 0,950 0,415 0,226 0,116 0,050 0,019 0,014 0,006 0,003 0, I нул, А 115,46 102,77 28,33 8,89 2, нул, Вт P 19,46 17,093 2,089 0,260 0, таб нул R1 0, I дл.доп 184 А АСБ 3х70+1х35 1, R t изол, С K нел K доп 1,9424 83, K ВГ 0,7175 0, I фазн, А 144,89 41,19 24,42 16,77 11,35 7,13 4,22 3,56 2,24 1,45 0, 132, фазн, Вт P 10,95 9,088 0,981 0,428 0,234 0,120 0,052 0,020 0,015 0,006 0,003 0, I нул, А 138,82 123,57 34,06 10,69 2, нул, Вт P 20,10 17,651 2,157 0,268 0, таб нул R1 0, АСБ 3х95+1х50 I дл.доп 219 А 0, R t изол, С K нел 82, K доп K ВГ 1,9052 0,7245 0, I фазн, А 174,13 49,50 29,35 20,15 13,64 8,57 5,08 4,28 2,70 1,75 1, 158, фазн, Вт P 11,65 9,671 1,044 0,456 0,249 0,128 0,055 0,021 0,016 0,007 0,003 0, I нул, А 166,83 148,51 40,93 12,85 3, нул, Вт P 20,32 17,845 2,181 0,271 0, таб нул R1 0, АСБ 3х120+1х70 I дл.доп 248 А 0, R t изол, С K нел 82, K доп K ВГ 1,8362 0,7380 0, I фазн, А 200,87 183,02 57,10 33,86 23,24 15,74 9,88 5,86 4,94 3,11 2,01 1, фазн, Вт P 12,27 10,188 1,099 0,480 0,262 0,134 0,058 0,022 0,017 0,007 0,003 0, I нул, А 192,45 171,31 47,22 14,82 3, нул, Вт P 19,31 16,961 2,073 0,258 0, таб нул R1 0, I дл.доп 281 А АСБ 3х150+1х70 0, R t изол, С K нел 84, K доп K ВГ 1,9948 0,7080 0, I фазн, А 218,36 198,96 62,08 36,81 25,27 17,11 10,74 6,37 5,37 3,38 2,19 1, фазн, Вт P 11,60 9,632 1,039 0,454 0,248 0,127 0,055 0,021 0,016 0,007 0,003 0, I нул, А 209,21 186,23 51,33 16,12 4, нул, Вт P 22,82 20,044 2,450 0,304 0, таб нул R1 0, I дл.доп 314 А АСБ 3х185+1х95 0, R t изол, С K нел K доп 82, K ВГ 1,9230 0,7211 0, I фазн, А 248,51 226,43 70,65 41,89 28,76 19,47 12,23 7,25 6,11 3,85 2,49 1, фазн, Вт P 12,18 10,115 1,091 0,477 0,260 0,133 0,058 0,022 0,017 0,007 0,003 0, I нул, А 238,10 211,94 58,42 18,34 4, нул, Вт P 21,78 19,129 2,338 0,290 0, 4-х жильные кабели с сечением нулевой жилы равным сечению фазной жилы таб R1 1, I дл.доп 102 А АСБ 4х t изол, С K нел K доп 1,5731 0,7973 78, K ВГ 0, I фазн, А 89,25 81,32 25,37 15,04 10,33 6,99 4,39 2,60 2,20 1,38 0,89 0, фазн, Вт P 11,63 9,655 1,042 0,455 0,248 0,127 0,055 0,021 0,016 0,007 0,003 0, I нул, А 85,51 76,12 20,98 6,59 1, нул, Вт P 10,68 9,376 1,146 0,142 0, таб R1 1, I дл.доп 126 А АСБ 4х t изол, С K нел 1,5731 0,7973 78, K доп K ВГ 0, I фазн, А 110,26 100,46 31,34 18,59 12,76 8,64 5,42 3,21 2,71 1,71 1,11 0, фазн, Вт P 12,68 10,524 1,136 0,496 0,271 0,139 0,060 0,023 0,017 0,007 0,003 0, I нул, А 105,64 94,03 25,92 8,14 2, нул, Вт P 11,64 10,220 1,249 0,155 0, таб R1 0, АСБ 4х50 I дл.доп 153 А t изол, С K нел 1,5731 0,7973 78, K доп K ВГ 0, I фазн, А 133,89 121,99 38,06 22,57 15,49 10,49 6,59 3,90 3,29 2,07 1,34 0, фазн, Вт P 13,09 10,863 1,172 0,512 0,279 0,143 0,062 0,023 0,018 0,007 0,003 0, I нул, А 128,28 114,18 31,47 9,88 2, нул, Вт P 12,01 10,549 1,289 0,160 0, таб R1 0, АСБ 4х70 I дл.доп 184 А t изол, С K нел 1,5731 0,7973 78, K доп K ВГ 0, I фазн, А 161,00 146,7 45,77 27,14 18,63 12,62 7,92 4,69 3,96 2,49 1,61 1, фазн, Вт P 13,52 11,221 1,211 0,529 0,289 0,148 0,064 0,024 0,018 0,008 0,003 0, I нул, А 154,26 137,31 37,85 11,88 3, нул, Вт P 12,41 10,897 1,332 0,165 0, таб R1 0, I дл.доп 219 А АСБ 4х t изол, С K нел 1,5731 0,7973 78, K доп K ВГ 0, I фазн, А 191,64 174,61 54,48 32,30 22,18 15,02 9,43 5,59 4,71 2,97 1,92 1, фазн, Вт P 14,11 11,714 1,264 0,552 0,301 0,154 0,067 0,025 0,019 0,008 0,004 0, I нул, А 183,61 163,43 45,05 14,14 3, нул, Вт P 12,95 11,375 1,390 0,173 0, таб R1 0, I дл.доп 248 А АСБ 4х t изол, С K нел K доп 1,5731 0,7973 78, K ВГ 0, I фазн, А 217,01 197,73 61,69 36,58 25,11 17,00 10,68 6,33 5,34 3,36 2,18 1, фазн, Вт P 14,32 11,892 1,283 0,560 0,306 0,157 0,068 0,026 0,019 0,008 0,004 0, I нул, А 207,92 185,08 51,01 16,02 4, нул, Вт P 13,15 11,548 1,411 0,175 0, таб R1 0, АСБ 4х150 I дл.доп 281 А t изол, С K нел 1,5731 0,7973 78, K доп K ВГ 0, I фазн, А 245,89 224,04 69,90 41,45 28,45 19,27 12,10 7,17 6,05 3,81 2,46 1, фазн, Вт P 14,71 12,214 1,318 0,575 0,314 0,161 0,069 0,026 0,020 0,008 0,004 0, I нул, А 235,58 209,70 57,80 18,15 4, нул, Вт P 13,50 11,861 1,450 0,180 0, таб R1 0, АСБ 4х185 I дл.доп 314 А t изол, С K нел 1,5731 0,7973 78, K доп K ВГ 0, I фазн, А 274,76 250,35 78,11 46,31 31,79 21,53 13,52 8,01 6,76 4,26 2,75 1, фазн, Вт P 14,89 12,365 1,334 0,583 0,318 0,163 0,070 0,027 0,020 0,009 0,004 0, I нул, А 263,25 234,33 64,59 20,28 5, нул, Вт P 13,67 12,008 1,468 0,182 0, таб R1 0, АСБ 4х240 I дл.доп 359 А t изол, С K нел 1,5731 0,7973 78, K доп K ВГ 0, I фазн, А 314,14 286,23 89,30 52,95 36,35 24,62 15,46 9,16 7,73 4,87 3,15 2, фазн, Вт P 15,01 12,459 1,344 0,587 0,320 0,164 0,071 0,027 0,020 0,009 0,004 0, I нул, А 300,98 267,91 73,85 23,18 6, нул, Вт P 13,78 12,100 1,479 0,184 0, Жирным курсивом выделено среднеквадратичное значение тока.

Таблица Б.2. Значение поправочного коэффициента для нелинейной нагрузки (админи стративное здание) Номер гармоники Сумма 1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 Спектр высш. гар моник тока в долях - 1 0,293 0,139 0,102 0,152 0,095 0,082 0,039 0,046 0,022 0, от тока основной частоты Аn - - 1,1084 1,37659 1,59454 1,7830 1,95144 2,105 2,24743 2,380 2,5059 2, - 0,0858 0,0193 0,0104 0,0231 0,0090 0,007 0,0015 0,002 0,0005 0, (KI ) n ( K I )2 A 0,22149 - 0,0952 0,0266 0,0166 0,0412 0,0176 0,014 0,0034 0,005 0,0012 0, n n n K In 21 Аn 0, n 6k 3 - 0,0952 - - 0,0412 - - 0,0034 - - 0, n 3,9,15...

4-х жильные кабели с сечением нулевой жилы, меньше сечения фазной жилы таб нул R1 1, I дл.доп 102 А АСБ 3х25+1х16 2, R K ВГ K нел t изол, С K доп 1,8790 0,729 0,8063 82, I фазн, А 82,24 74,41 21,80 10,34 7,59 11,31 7,07 6,10 2,90 3,42 1,64 1, фазн, Вт P 9,87 8,084 0,769 0,215 0,134 0,333 0,142 0,114 0,028 0,041 0,010 0, I нул, А 83,61 65,41 33,93 8,71 3, нул, Вт P 15,95 10,82 4,683 0,389 0, таб нул R1 1, I дл.доп 126 А АСБ 3х35+1х16 2, R K нел t изол, С 2,1419 0,6833 88, K доп K ВГ 0, I фазн, А 95,15 86,09 25,22 11,97 8,78 13,09 8,18 7,06 3,36 3,96 1,89 1, фазн, Вт P 9,44 7,729 0,735 0,206 0,128 0,318 0,136 0,109 0,026 0,039 0,009 0, I нул, А 96,73 75,67 39,26 10,07 3, нул, Вт P 21,35 14,48 6,268 0,520 0, таб нул R1 0, АСБ 3х50+1х25 I дл.доп 153 А 1, R K нел t изол, С 2,0632 84, K доп K ВГ 0,6962 0, I фазн, А 117,73 106,52 31,21 14,81 10,87 16,19 10,12 8,73 4,15 4,90 2,34 1, фазн, Вт P 10,12 8,283 0,788 0,220 0,137 0,341 0,146 0,117 0,028 0,042 0,010 0, I нул, А 119,69 93,63 48,57 12,46 4, нул, Вт P 20,92 14,19 6,142 0,510 0, таб нул R1 0, АСБ 3х70+1х35 I дл.доп 184 А 1, R K нел t изол, С 2,0640 83, K доп K ВГ 0,6961 0, I фазн, А 141,54 128,07 37,52 17,80 13,06 19,47 12,17 10,50 4,99 5,89 2,82 1, фазн, Вт P 10,45 8,552 0,814 0,227 0,142 0,352 0,151 0,121 0,029 0,043 0,010 0, I нул, А 143,91 112,6 58,40 14,98 5, нул, Вт P 21,60 14,65 6,341 0,526 0, таб нул R1 0, I дл.доп 219 А АСБ 3х95+1х50 0, R K нел t изол, С 82, K доп K ВГ 2,0216 0,7033 0, I фазн, А 170,24 154,03 45,13 21,41 15,71 23,41 14,63 12,63 6,01 7,09 3,39 2, фазн, Вт P 11,13 9,115 0,867 0,242 0,151 0,375 0,161 0,129 0,031 0,046 0,011 0, I нул, А 173,08 135,4 70,24 18,02 6, нул, Вт P 21,87 14,83 6,421 0,533 0, таб нул R1 0, I дл.доп 248 А АСБ 3х120+1х70 0, R K нел t изол, С K доп 83, K ВГ 1,9428 0,7174 0, I фазн, А 196,65 177,93 52,13 24,73 18,15 27,05 16,90 14,59 6,94 8,18 3,91 2, фазн, Вт P 11,76 9,629 0,916 0,256 0,160 0,397 0,170 0,136 0,033 0,049 0,012 0, I нул, А 199,93 156,4 81,14 20,82 7, нул, Вт P 20,84 14,13 6,120 0,508 0, таб нул R1 0, АСБ 3х150+1х70 I дл.доп 281 А 0, R K нел t изол, С 84, K доп K ВГ 2,1238 0,6862 0, I фазн, А 213,11 192,82 56,50 26,80 19,67 29,31 18,32 15,81 7,52 8,87 4,24 2, фазн, Вт P 11,05 9,047 0,861 0,241 0,150 0,373 0,159 0,128 0,031 0,046 0,011 0, I нул, А 216,66 169,5 87,93 22,56 8, нул, Вт P 24,48 16,60 7,187 0,596 0, таб нул R1 0, АСБ 3х185+1х95 I дл.доп 314 А 0, R K нел t изол, С 82, K доп K ВГ 2,0418 0,6998 0, I фазн, А 242,86 219,74 64,38 30,54 22,41 33,40 20,88 18,02 8,57 10,11 4,83 3, фазн, Вт P 11,64 9,526 0,907 0,253 0,158 0,392 0,168 0,135 0,033 0,048 0,012 0, I нул, А 246,91 193,1 100,2 25,71 9, нул, Вт P 23,42 15,88 6,878 0,571 0, 4-х жильные кабели с сечением нулевой жилы равным сечению фазной жилы таб R1 1, I дл.доп 102 А АСБ 4х K нел t изол, С 78, K доп K ВГ 1,6424 0,7803 0, I фазн, А 87,96 79,59 23,32 11,06 8,12 12,10 7,56 6,53 3,10 3,66 1,75 1, фазн, Вт P 11,30 9,248 0,880 0,246 0,153 0,381 0,163 0,131 0,032 0,047 0,011 0, I нул, А 89,43 69,96 36,29 9,31 3, нул, Вт P 11,68 7,920 3,429 0,285 0, таб R1 1, I дл.доп 126 А АСБ 4х K нел t изол, С K доп 78, K ВГ 1,6424 0,7803 0, I фазн, А 108,66 98,32 28,81 13,67 10,03 14,94 9,34 8,06 3,83 4,52 2,16 1, фазн, Вт P 12,31 10,081 0,959 0,268 0,167 0,415 0,178 0,143 0,034 0,051 0,012 0, I нул, А 110,48 86,42 44,83 11,50 4, нул, Вт P 12,73 8,634 3,737 0,310 0, таб R1 0, I дл.доп 153 А АСБ 4х K нел t изол, С K доп 78, 0, K ВГ 1,6424 0,7803 I фазн, А 131,95 119,39 34,98 16,60 12,18 18,15 11,34 9,79 4,66 5,49 2,63 1, фазн, Вт P 12,71 10,405 0,990 0,277 0,173 0,429 0,183 0,147 0,036 0,052 0,013 0, I нул, А 134,15 104,9 54,44 13,97 5, нул, Вт P 13,14 8,911 3,858 0,320 0, таб R1 0, I дл.доп 184 А АСБ 4х K нел t изол, С 78, K доп K ВГ 1,6424 0,7803 0, I фазн, А 158,69 143,58 42,07 19,96 14,65 21,82 13,64 11,77 5,60 6,60 3,16 2, фазн, Вт P 13,13 10,749 1,023 0,286 0,178 0,443 0,189 0,152 0,037 0,054 0,013 0, I нул, А 161,33 126,2 65,47 16,80 6, нул, Вт P 13,57 9,206 3,985 0,331 0, таб R1 0, I дл.доп 219 А АСБ 4х K нел t изол, С 78, K доп K ВГ 1,6424 0,7803 0, I фазн, А 188,87 170,89 50,07 23,75 17,43 25,98 16,23 14,01 6,66 7,86 3,76 2, фазн, Вт P 13,71 11,220 1,068 0,298 0,186 0,462 0,198 0,159 0,038 0,057 0,014 0, I нул, А 192,02 150,2 77,93 19,99 7, нул, Вт P 14,17 9,609 4,160 0,345 0, таб R1 0, I дл.доп 248 А АСБ 4х K нел t изол, С 78, K доп K ВГ 1,6424 0,7803 0, I фазн, А 213,87 193,51 56,70 26,90 19,74 29,41 18,38 15,87 7,55 8,90 4,26 2, фазн, Вт P 13,91 11,390 1,084 0,303 0,189 0,469 0,201 0,161 0,039 0,057 0,014 0, I нул, А 217,44 170,1 88,24 22,64 8, нул, Вт P 14,38 9,754 4,223 0,350 0, таб R1 0, АСБ 4х150 I дл.доп 281 А K нел t изол, С 78, K доп K ВГ 1,6424 0,7803 0, I фазн, А 242,33 219,26 64,24 30,48 22,36 33,33 20,83 17,98 8,55 10,09 4,82 3, фазн, Вт P 14,29 11,698 1,113 0,311 0,194 0,482 0,206 0,166 0,040 0,059 0,014 0, I нул, А 246,37 192,7 99,98 25,65 9, нул, Вт P 14,77 10,02 4,337 0,360 0, таб R1 0, I дл.доп 314 А АСБ 4х K нел t изол, С 78, K доп K ВГ 1,6424 0,7803 0, I фазн, А 270,79 245,01 71,79 34,06 24,99 37,24 23,28 20,09 9,56 11,27 5,39 3, фазн, Вт P 14,47 11,843 1,127 0,315 0,196 0,488 0,209 0,168 0,040 0,060 0,014 0, I нул, А 275,30 215,4 111,7 28,67 10, нул, Вт P 14,95 10,14 4,391 0,364 0, таб R1 0, I дл.доп 359 А АСБ 4х K нел t изол, С K доп 78, K ВГ 1,6424 0,7803 0, I фазн, А 309,60 280,13 82,08 38,94 28,57 42,58 26,61 22,97 10,93 12,89 6,16 3, фазн, Вт P 14,58 11,934 1,136 0,317 0,198 0,492 0,210 0,169 0,041 0,060 0,014 0, I нул, А 314,77 246,2 127,7 32,78 11, нул, Вт P 15,07 10,22 4,425 0,367 0, Жирным курсивом выделено среднеквадратичное значение тока.

Таблица Б.3. Значение поправочного коэффициента для нелинейной нагрузки (жилое здание) Номер гармоники Сумма 1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 Спектр высш. гармо ник тока в долях от - 1 0,103 0,063 0,048 0,055 0,046 0,032 0, тока основной часто ты Аn - - 1,10845 1,37659 1,59454 1,78300 1,95144 2,10515 2,24743 2,38 2,50 2, - 0,01061 0,00397 0,00230 0,00303 0,00212 0,00102 0, (KI ) n ( K I )2 A 0,0334 - 0,01176 0,00546 0,00367 0,00539 0,00413 0,00216 0, n n n K In 21 Аn 0,018 - 0,01176 0,00539 0, n 6k n 3,9,15...

4-х жильные кабели с сечением нулевой жилы, меньше сечения фазной жилы таб нул R1 1, АСБ 3х25+1х16 I дл.доп 102 А 2, R t изол, С 1,1176 0,9459 0,9617 79, K доп K ВГ K нел I фазн, А 98,09 96,49 9,94 6,08 4,63 5,31 4,44 3,09 1, фазн, Вт P 14,05 13,593 0,160 0,074 0,050 0,073 0,056 0,029 0, I нул, А 38,80 29,82 15,92 5, нул, Вт P 3,43 2,248 1,031 0, таб нул R1 1, I дл.доп 126 А АСБ 3х35+1х16 2, R t изол, С 1,2191 0,9057 0,921 75, K доп K ВГ K нел I фазн, А 116,02 114,13 11,76 7,19 5,48 6,28 5,25 3,65 2, фазн, Вт P 14,04 13,584 0,160 0,074 0,050 0,073 0,056 0,029 0, I нул, А 45,89 35,27 18,83 6, нул, Вт P 4,80 3,145 1,442 0, таб нул R1 0, I дл.доп 153 А АСБ 3х50+1х25 1, R t изол, С K доп 1,1412 0,9361 0,9516 79, K ВГ K нел I фазн, А 145,60 143,23 14,75 9,02 6,88 7,88 6,59 4,58 2, фазн, Вт P 15,48 14,975 0,176 0,082 0,055 0,081 0,062 0,032 0, I нул, А 57,59 44,26 23,63 8, нул, Вт P 4,84 3,170 1,454 0, таб нул R1 0, I дл.доп 184 А АСБ 3х70+1х35 1, R t изол, С 1,1413 0,9361 0,9516 79, K доп K ВГ K нел I фазн, А 175,09 172,24 17,74 10,85 8,27 9,47 7,92 5,51 3, фазн, Вт P 15,99 15,469 0,182 0,085 0,057 0,083 0,064 0,033 0, I нул, А 69,26 53,22 28,42 9, нул, Вт P 5,00 3,274 1,502 0, таб нул R1 0, I дл.доп 219 А АСБ 3х95+1х50 0, R t изол, С 1,1358 0,9383 0,9538 79, K доп K ВГ K нел I фазн, А 208,89 205,49 21,17 12,95 9,86 11,30 9,45 6,58 3, фазн, Вт P 16,76 16,223 0,191 0,089 0,060 0,088 0,067 0,035 0, I нул, А 82,63 63,50 33,91 11, нул, Вт P 4,98 3,262 1,496 0, таб нул R1 0, АСБ 3х120+1х70 I дл.доп 248 А 0, R t изол, С 1,1257 0,9425 0,9581 79, K доп K ВГ K нел I фазн, А 237,61 233,74 24,08 14,73 11,22 12,86 10,75 7,48 4, фазн, Вт P 17,17 16,618 0,195 0,091 0,061 0,090 0,069 0,036 0, I нул, А 93,99 72,23 38,57 13, нул, Вт P 4,61 3,015 1,383 0, таб нул R1 0, I дл.доп 281 А АСБ 3х150+1х70 0, R t изол, С 1,1489 0,9329 0,9484 79, K доп K ВГ K нел I фазн, А 266,50 262,16 27,00 16,52 12,58 14,42 12,06 8,39 4, фазн, Вт P 17,28 16,723 0,197 0,091 0,061 0,090 0,069 0,036 0, I нул, А 105,41 81,01 43,26 14, нул, Вт P 5,79 3,793 1,740 0, таб нул R1 0, I дл.доп 314 А АСБ 3х185+1х95 0, R t изол, С K доп 1,1384 0,9372 0,9527 79, K ВГ K нел I фазн, А 299,16 294,29 30,31 18,54 14,13 16,19 13,54 9,42 5, фазн, Вт P 17,66 17,087 0,201 0,093 0,063 0,092 0,071 0,037 0, I нул, А 118,33 90,94 48,56 16, нул, Вт P 5,38 3,522 1,615 0, 4-х жильные кабели с сечением нулевой жилы равным сечению фазной жилы таб R1 1, I дл.доп 102 А АСБ 4х t изол, С K доп 1,0873 0,9590 0,9749 79, K ВГ K нел I фазн, А 99,44 97,82 10,08 6,16 4,70 5,38 4,50 3,13 1, фазн, Вт P 14,44 13,970 0,164 0,076 0,051 0,075 0,058 0,030 0, I нул, А 39,33 30,23 16,14 5, нул, Вт P 2,26 1,479 0,678 0, таб R1 1, АСБ 4х35 I дл.доп 126 А t изол, С 1,0873 0,9590 0,9749 79, K доп K ВГ K нел I фазн, А 122,83 120,83 12,45 7,61 5,80 6,65 5,56 3,87 2, фазн, Вт P 15,73 15,225 0,179 0,083 0,056 0,082 0,063 0,033 0, I нул, А 48,59 37,34 19,94 6, нул, Вт P 2,46 1,611 0,739 0, таб R1 0, АСБ 4х50 I дл.доп 153 А t изол, С 1,0873 0,9590 0,9749 79, K доп K ВГ K нел I фазн, А 149,16 146,73 15,11 9,24 7,04 8,07 6,75 4,70 2, фазн, Вт P 16,24 15,716 0,185 0,086 0,058 0,085 0,065 0,034 0, I нул, А 59,00 45,34 24,21 8, нул, Вт P 2,54 1,663 0,763 0, таб R1 0, АСБ 4х70 I дл.доп 184 А t изол, С 1,0873 0,9590 0,9749 79, K доп K ВГ K нел I фазн, А 179,38 176,46 18,18 11,12 8,47 9,71 8,12 5,65 3, фазн, Вт P 16,78 16,236 0,191 0,089 0,060 0,088 0,067 0,035 0, I нул, А 70,95 54,53 29,12 10, нул, Вт P 2,63 1,718 0,788 0, таб R1 0, I дл.доп 219 А АСБ 4х t изол, С K доп 1,0873 0,9590 0,9749 79, K ВГ K нел I фазн, А 213,50 210,02 21,63 13,23 10,08 11,55 9,66 6,72 3, фазн, Вт P 17,51 16,946 0,199 0,093 0,062 0,091 0,070 0,037 0, I нул, А 84,45 64,90 34,65 11, нул, Вт P 2,74 1,794 0,823 0, таб R1 0, I дл.доп 248 А АСБ 4х t изол, С K доп 1,0873 0,9590 0,9749 79, K ВГ K нел I фазн, А 241,77 237,83 24,50 14,98 11,42 13,08 10,94 7,61 4, фазн, Вт P 17,78 17,204 0,202 0,094 0,063 0,093 0,071 0,037 0, I нул, А 95,63 73,49 39,24 13, нул, Вт P 2,78 1,821 0,835 0, таб R1 0, I дл.доп 281 А АСБ 4х t изол, С K доп 1,0873 0,9590 0,9749 79, K ВГ K нел I фазн, А 273,94 269,48 27,76 16,98 12,94 14,82 12,40 8,62 5, фазн, Вт P 18,26 17,670 0,208 0,097 0,065 0,095 0,073 0,038 0, I нул, А 108,36 83,27 44,46 15, нул, Вт P 2,86 1,870 0,858 0, таб R1 0, I дл.доп 314 А АСБ 4х t изол, С 1,0873 0,9590 0,9749 79, K доп K ВГ K нел I фазн, А 306,12 301,13 31,02 18,97 14,45 16,56 13,85 9,64 5, фазн, Вт P 18,49 17,890 0,210 0,098 0,066 0,096 0,074 0,039 0, I нул, А 121,08 93,05 49,69 17, нул, Вт P 2,89 1,893 0,868 0, таб R1 0, АСБ 4х240 I дл.доп 359 А t изол, С 1,0873 0,9590 0,9749 79, K доп K ВГ K нел I фазн, А 349,98 344,28 35,46 21,69 16,53 18,94 15,84 11,02 6, фазн, Вт P 18,63 18,026 0,212 0,098 0,066 0,097 0,074 0,039 0, I нул, А 138,43 106,38 56,81 19, нул, Вт P 2,91 1,908 0,875 0, Жирным курсивом выделено среднеквадратичное значение тока.

Приложение В. РАСЧЕТ НОМИНАЛЬНОГО УСТАНОВИВШЕГОСЯ РЕЖИМА РАБОТЫ ТРАНСФОРМАТОРА В ПРОГРАМНОМ КОМПЛЕКСЕ ELCUT Габариты и параметры трансформатора для расчетной модели.

Тип трансформатора: ТМ – 400/ Мощность: 400 кВА Напряжение ВН: 10000±2х250 В Напряжение НН: 400 В Схема соединения обмоток: /Y0- Ток холостого хода: 2,59% Потери холостого хода: 895 Вт Потери короткого замыкания: 5610 Вт Напряжение короткого замыкания: 4,41% Магнитопровод:

Диаметр стержня 180 мм Активное сечение стержня 218,8 см Межосевое расстояние 361 мм Высота окна магнитопровода 645 мм Масса 569 кг Материал: сталь 3414 (Э330А) Индукция в стержне 1,54 Тл Пакеты стержня 175х21, 155х25, 135х13, 120х8, 95х9, 65х8 мм х мм Пакеты ярма 175х21, 155х25, 135х13, 120х8, 95х9 мм х мм Суммарная площадь боковой поверхности магнитопровода 1,47 м Обмотка НН:

Количество слоев в катушке Количество витков в слое Количество витков в слое 15, Общее количество витков Количество параллельных проводов Осевой размер катушки 608 мм, радиальный 26,5 мм Внутренний диаметр катушки 190 мм, внешний 243 мм Количество и ширина клиньев между обмотками 16х8 шт х мм Канал между обмоткой НН и цилиндром ВН 6 мм Осевой размер с опорными кольцами 618 мм Расстояние от ярма: верх 20 мм, низ 17 мм Провод обмотки АПБ 4,4х11,6/0,45, F = 300,6 мм Масса провода без изоляции 51,5 кг Масса отводов 3,7 кг Обмотка ВН:

Количество витков 1403-1369-1336-1303- Количество слоев в катушке Количество витков в слое Общее количество витков Количество параллельных витков Изоляция между слоями 4х0,12 мм Осевой размер 590 мм, радиальный 12 мм Диаметр внутренний 261, внешний 285 мм Бумажный цилиндр 255/261х Осевой размер с опорными кольцами 618 мм Расстояние от ярма: верх 29 мм, низ 26 мм Расстояние между катушками 6 мм Обмоточный провод АПБ 3,28/0,30, F = 8,41 мм Масса провода без изоляции 91,6 кг Масса отводов 0,19 кг Бак:

Длина 1200 мм Высота 1384 мм Ширина 450 мм 4 навесных радиатора высотой 115 см и поверхностью охлаждения 3,4 м2 каждый.

Параметры модели в программном комплексе Elcut Спецификой введения исходных данных в программный комплекс El cut является то, что реальные потери в объемной фигуре (трансформатор) необходимо представить в плоской фигуре с шириной 1 метр. Температурное поле трансформатора в сечение будет эквивалентным, если плотности потерь через поверхность модели и реального объекта будут одинаковы. Это авто матически выполняется при равенстве объемной плотности тепловыделения модели и реального объекта.

При моделировании обмотка НН задается упрощенно, без учета слоя изоляции. В обмотке ВН также не выделяются отдельные элементы сечения обмоточного провода. Обмотка ВН и НН при моделировании разделены на равные части в вертикальной плоскости. Считаем, что в каждом из элементов обмоток ВН и НН, расположенном ближе всего к каналу рассеяния, выделя ются все добавочные потери от полей рассеяния равномерно по объему. В двух других частях обмоток ВН и НН, удаленных от масляного канала между обмотками, потери от вихревых и циркулирующих токов отсутствуют, а ос новные потери равномерно распределены по объему. Потери в прессующих балках учитываются как дополнительные потери в элементах верхнее и ниж нее ярма. Считаем, что потери от вихревых токов в баке выделяются только в боковых частях бака на высоте обмоток в зоне наибольшего поля рассеяния.


Данные о конвекции элементов взяты из [2 и 5]. Для горизонтальных свобод ных элементов, с которых возможен перенос тепла с помощью конвекции вверх, плотность тепловыделений на 20 % больше, чем с аналогичных боко вых поверхностей [5]. Боковые радиаторы трансформатора учитываются уве личением плотности теплоотдачи конвекцией с боковой поверхности бака на величину кратную отношению суммарной площади радиаторов к площади боковой поверхности бака, где размещены радиаторы. Процесс отдачи тепло ты с поверхности бака с помощью излучения не учитываем из-за его малости.

Рассчитаем объем каждого из элементов тепловой модели и мощность тепловыделений в нем при номинальной загрузке трансформатора на основ ной частоте в отсутствие высших гармоник тока (таблица № В.1).

Таблица B.1 - Расчет объема фигуры и объемной плотности тепловыделения элементов трансформатора в номинальном режиме Название элемента Расчет объема фигуры объекта Расчет объемной плотности тепловыделения V hмагн 2 А В hлиста 645 2 1200 450 10 10 21285 см Бак 2 (нагревая вих- Вт Pб q 2818,9 ревыми токами часть V 21285 10 м бака) lВН D2 D12 590 280,512 2602 Обмотка ВН 1 (1-я ВН Pосн 2934, Pобм 53, ВН катушка, наиболее V 5137, 02 см Вт 3 q 200824, 6 близкая к магнито- 4 4 5137, 02 10 м проводу) V lВН D2 D12 590 317,912 297,312 Обмотка ВН 2 (2-я ВН Вт Pосн 2934, q 166534, 4 катушка, считая от V 5872, 72 см 3 V 3 5872, 72 10 м стержня) 4 lВН D2 D12 590 355,31 334, 712 Обмотка ВН 3 (3-я ВН Вт 2 Pосн 2934, q 148481, 6 катушка, считая от V 6586, 74 см 3 V 3 6586, 74 10 м стержня) 4 lНН d 22 d12 608 243 225, 42 Обмотка НН 1 (1-я НН Pосн 2423, Pобм 61, НН треть катушки, V 3936, 62 см Вт 3 q 220808, 7 наиболее отдаленная 4 4 3936, 62 10 м от стержня) V lНН d 22 d12 608 225, 42 207, 62 Обмотка НН 2 (2-я НН Вт Pосн 2423, q 219456,9 треть катушки, счи- V 3680, 45 см 3 V 3 3680, 45 10 м тая от канала между 4 обмотками ВН и НН) lНН d 22 d12 608 207, 62 1902 Обмотка НН 3 (3-я НН Вт Pосн 2423, q 241712, 0 треть катушки, V 3341,58 см 3 V 3 3341,58 10 м наиболее близкая к 4 стержню) Стержни Вт V Sстерж 3 lстерж 218,8 3 65,0 42666 см3 Pхх q 10908, 0 Vстерж 2 Vярмо 42666 2 19692 10 м V Sстерж l ярма 218,8 Ярмо верхнее верх.ярмо Вт Pдр Pхх 895 25, q 12223,3 42666 2 19692 10 19692 6 Vстерж 2 Vярмо м 19692 см3 Vярмо Ярмо нижнее нижн.ярмо Вт Pдр Pхх 895 51, q 13538,5 42666 2 19692 10 19692 6 Vстерж 2 Vярмо м Vярмо Рисунок В.1 - Модель трансформатора ТМ – 400/10 для решения тепловой задачи в про граммном комплексе Elcut Общий вид геометрической модели с разбивкой на конечные элементы представлен на рисунке В.1. В таблицах В.2 и В.3 сведены данные вводимые в программный комплекс.

Таблица В.2 - Параметры меток блоков Название блока Теплопровод- Объемная ность блока, плотность теп Вт/(К·м) ловыделений, Вт/м Бак 1 (часть бака, которая не нагревается вихре- выми токами поля рассеяния) Бак 2 (нагревая вихревыми токами часть бака) 50 2818, Бумажная изоляция 0,2 Обмотка ВН 1 (1-я катушка, наиболее близкая к 187471, магнитопроводу) Обмотка ВН 2 (2-я катушка, считая от стержня) 220 158609, Обмотка ВН 3 (3-я катушка, считая от стержня) 220 141415, Трансформаторное масло 0,15 Обмотка НН 1 (1-я треть катушки, наиболее отда- 230652, ленная от стержня) Обмотка НН 2 (2-я треть катушки, считая от кана- 235677, ла между обмотками ВН и НН) Обмотка НН 3 (3-я треть катушки, наиболее близ- 259577, кая к стержню) Стержни 21 10908, Ярмо верхнее 21 12283, Ярмо нижнее 21 13658, Таблица В.3 - Параметры меток ребер Название ребра Коэффициент Температура конвекции с по- охлаждающей верхности, среды, °С Вт/(К·м2) Крышка бака (внешняя поверхность) 7,68 Крышка бака (внутренняя поверхность) 80 Верхняя поверхность ярма 96 Обмотка ВН 1 (верхняя часть обмотки ВН) 85,65 Обмотка ВН 2 (2-я часть поверхности обмотки ВН, 85,65 72, отсчет от верхнего ярма ) Обмотка ВН 3 (3-я часть поверхности обмотки ВН, 85,65 отсчет от верхнего ярма) Обмотка ВН 4 (4-я часть поверхности обмотки ВН, 80 отсчет от верхнего ярма) Обмотка ВН 5 (5-я часть поверхности обмотки ВН, 80 67, отсчет от верхнего ярма) Обмотка ВН 6 (6-я часть поверхности обмотки ВН, 80 отсчет от верхнего ярма) Обмотка ВН 7 (7-я часть поверхности обмотки ВН, 85,65 отсчет от верхнего ярма) Обмотка ВН 8 (8-я часть поверхности обмотки ВН, 91,3 отсчет от верхнего ярма) Внешняя часть боковой поверхности бака 1 (от- 6,25 счет от крышки) Внешняя часть боковой поверхности бака 2 (от- 25,6 счет от крышки) Внешняя часть боковой поверхности бака 3 (от- 26,08 счет от крышки) Внешняя часть боковой поверхности бака 4 (от- 26,08 счет от крышки) Внешняя часть боковой поверхности бака 5 (от- 25,6 счет от крышки) Внешняя часть боковой поверхности бака 6 (от- 25 счет от крышки) Внешняя часть боковой поверхности бака 7 (от- 24,4 счет от крышки) Внешняя часть боковой поверхности бака 8 (от- 5,75 счет от крышки) Внутренняя часть боковой поверхности бака 1 (от- 65 счет от крышки) Внутренняя часть боковой поверхности бака 2 (от- 260 счет от крышки) Внутренняя часть боковой поверхности бака 3 (от- 260 счет от крышки) Внутренняя часть боковой поверхности бака 4 (от- 260 счет от крышки) Внутренняя часть боковой поверхности бака 5 (от- 260 72, счет от крышки) Внутренняя часть боковой поверхности бака 6 (от- 260 счет от крышки) Внутренняя часть боковой поверхности бака 7 (от- 260 счет от крышки) Внутренняя часть боковой поверхности бака 8 (от- 65 счет от крышки) Боковая поверхность магнитопровода 1 (от верх- 65 ней поверхности верхнего ярма) Боковая поверхность магнитопровода 2 (от верх- 65 ней поверхности верхнего ярма) Боковая поверхность магнитопровода 3 (от верх- 65 ней поверхности верхнего ярма) Боковая поверхность магнитопровода 4 (от верх- 65 ней поверхности верхнего ярма) Боковая поверхность магнитопровода 5 (от верх- 65 ней поверхности верхнего ярма) Боковая поверхность магнитопровода 6 (от верх- 72,5 ней поверхности верхнего ярма) Боковая поверхность магнитопровода 7 (от верх- 91,3 ней поверхности верхнего ярма) Боковая поверхность магнитопровода 8 (от верх- 97,9 ней поверхности верхнего ярма) Боковая поверхность магнитопровода 9 (от верх- 108,125 ней поверхности верхнего ярма) Боковая поверхность магнитопровода 10 (от верх- 104,5 ней поверхности верхнего ярма) Верхняя часть поверхности нижнего ярма 150,5 Обмотка НН 1 (1-я часть поверхности обмотки 108,13 НН, считая от верхнего ярма) Обмотка НН 2 (2-я часть поверхности обмотки 104,5 НН, считая от верхнего ярма) Обмотка НН 3 (3-я часть поверхности обмотки 91,3 НН, считая от верхнего ярма) Обмотка НН 4 (4-я часть поверхности обмотки 91,3 НН, считая от верхнего ярма) Обмотка НН 5 (5-я часть поверхности обмотки 104,5 НН, считая от верхнего ярма) Обмотка НН 6 (6-я часть поверхности обмотки 104,5 НН, считая от верхнего ярма) Обмотка НН 7 (7-я часть поверхности обмотки 104,5 НН, считая от верхнего ярма) Картина температура в установившемся номинальном режиме работы трансформатора ТМ 400/10 представлена на рисунке B.2.

Рисунок В.2 – Картина температурного поля в трансформаторе при номинальной загрузке Наиболее нагретая точка трансформатора располагается в верхней части обмотки НН в средней части 2-го и 3-го витка сверху, ее температура состав ляет 95,3°С, что близко к среднему значению в 95°С. С учетом теплового со противления бумажной изоляции обмотки НН толщиной 0,45мм на две сто роны температура наиболее нагретой точки будет больше относительно рас считанной на несколько десятых градуса. Средняя температура обмотки со ставляет 83,8 °С, что меньше допустимого превышения температуры относи тельно окружающей среды. Температура масла в верхних слоях равна 67,5 °С (допустимое значение 75 °С). Наиболее нагретая точка магнитопровода рас положена в центре верхнего ярма, ее температура составляет 93,0 °С (допу стимая температура 95 °С).

Приложение Г. ЗНАЧЕНИЯ КОЭФФИЦИЕНТОВ СНИЖЕНИЯ СРОКА СЛУЖБЫ МАСЛЯНЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ Для определения температуры наиболее нагретой точки обмотки необходимо прибавить значение из таблицы Г.1 к значению в таблице Г.2, Г.4, Г.6, Г.8, Г.10, Г.12, Г.14, Г.16.

Для определения износа изоляции масляного трансформатора распредели тельной сети необходимо умножить значение из таблицы Г.1 на значение в таблицах Г.3, Г.5, Г.7, Г.9, Г.11, Г.13, Г.15, Г.17.


Таблица Г.1 – Значения снижения срока службы изоляции, обусловленного изменением температуры окружающей среды Температура 40 30 20 10 0 -10 -20 - охлаждающей среды:

Суточное со- 10 3,2 1,0 0,32 0,1 0,032 0,01 0, кращение срока службы Продолжительность перегрузки 0,5 часа Таблица Г.2 - Превышение температуры наиболее нагретой точки над температурой окружающей среды в °С при продолжительности перегрузки 0,5 часа K K 0,25 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1 1,1 1,2 1,3 1,4 1, 0,7 31,8 40,1 44,6 49, 0,8 36,0 44,3 48,8 53,9 59, 0,9 40,6 48,9 53,4 58,5 64,1 70, 1 45,6 53,9 58,4 63,4 69,0 75,1 81, 1,1 50,8 59,1 63,6 68,7 74,3 80,4 86,9 93, 1,2 56,3 64,7 69,2 74,2 79,8 85,9 92,5 99,5 106, 1,3 62,2 70,5 75,0 80,1 85,7 91,8 98,3 105,3 112,7 120, 1,4 68,3 76,6 81,1 86,2 91,8 97,9 104,4 111,4 118,9 126,7 134, 1,5 74,7 83,0 87,5 92,6 98,2 104,3 110,8 117,8 125,2 133,1 141,3 149, 1,6 81,3 89,6 94,1 99,2 104,8 110,9 117,5 124,5 131,9 139,7 147,9 156, 1,7 88,2 96,5 101,0 106,1 111,7 117,8 124,4 131,4 138,8 146,6 154,8 163, 1,8 95,4 103,7 108,2 113,3 118,9 124,9 131,5 138,5 145,9 153,8 162,0 170, 1,9 102,8 111,1 115,6 120,7 126,3 132,3 138,9 145,9 153,3 161,2 169,4 178, 2 110,4 118,7 123,2 128,3 133,9 140,0 146,5 153,5 161,0 168,8 177,0 185, Примечание: серым выделена область с ускоренным износом изоляции отно сительно номинального значения.

Таблица Г.3 - Суточное сокращение срока службы изоляции, обусловленного нагревом обмоток при номинальной температуре окружающей среды, для продолжительности пере грузки 0,5 часа K K 0,25 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1 1,1 1,2 1,3 1,4 1, 0,7 0,0004 0,002 0,004 0, 0,8 0,001 0,004 0,008 0,018 0, 0,9 0,002 0,008 0,017 0,039 0,1 0, 1 0,004 0,018 0,038 0,1 0,2 0,6 1, 1,1 0,011 0,043 0,1 0,2 0,5 1,5 4,4 14, 1,2 0,027 0,1 0,2 0,5 1,4 3,7 11,2 35,9 123, 1,3 0,1 0,3 0,6 1,4 3,6 9,9 29,6 94,9 327,3 1207, Х 1,4 0,2 0,8 1,7 3,9 9,9 27,4 81,8 262,9 906,3 3343, Х Х 1,5 0,6 2,3 4,9 11,3 28,8 79,4 237,1 761,7 2625,8 9685, Х Х Х 1,6 1,7 7,0 14,7 34,3 87,1 240,5 717,7 2305,7 7948, Х Х Х Х 1,7 5,5 22,0 46,5 108,2 275,2 759,7 2267,3 7284, Х Х Х Х Х 1,8 18,1 72,4 153,1 356,4 906,3 2502,4 7467, Х Х Х Х Х Х 1,9 62,0 248,3 525,3 1222,8 3109,1 8584, Х Х Х Х Х Х Х 2 221,4 886,5 1875,4 4365,3 11099, Продолжительность перегрузки 1,0 час Таблица Г.4 - Превышение температуры наиболее нагретой точки над температурой окружающей среды в °С при продолжительности перегрузки 1,0 час K K 0,25 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1 1,1 1,2 1,3 1,4 1, 0,7 34,5 41,5 45,4 49, 0,8 39,6 46,7 50,5 54,8 59, 0,9 45,2 52,2 56,0 60,3 65,0 70, 1 51,1 58,2 62,0 66,2 71,0 76,1 81, 1,1 57,4 64,5 68,3 72,6 77,3 82,5 88,0 93, 1,2 64,1 71,2 75,0 79,2 84,0 89,1 94,7 100,6 106, 1,3 71,1 78,2 82,0 86,3 91,0 96,2 101,7 107,7 113,9 120, 1,4 78,5 85,6 89,4 93,7 98,4 103,6 109,1 115,0 121,3 127,9 134, 1,5 86,2 93,3 97,1 101,4 106,1 111,3 116,8 122,7 129,0 135,7 142,6 149, 1,6 94,2 101,3 105,1 109,4 114,1 119,3 124,8 130,8 137,0 143,7 150,6 157, 1,7 102,6 109,6 113,4 117,7 122,5 127,6 133,2 139,1 145,4 152,0 159,0 166, 1,8 111,2 118,3 122,1 126,4 131,1 136,2 141,8 147,7 154,0 160,6 167,6 174, 1,9 120,1 127,2 131,0 135,3 140,0 145,2 150,7 156,7 162,9 169,6 176,5 183, 2 129,4 136,4 140,2 144,5 149,2 154,4 160,0 165,9 172,2 178,8 185,8 193, Таблица Г.5 - Суточное сокращение срока службы изоляции, обусловленного нагревом обмоток при номинальной температуре окружающей среды, для продолжительности пере грузки 1 час K K 0,25 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1 1,1 1,2 1,3 1,4 1, 0,7 0,0007 0,002 0,004 0, 0,8 0,002 0,005 0,010 0,021 0, 0,9 0,004 0,014 0,026 0,052 0,1 0, 1 0,011 0,037 0,069 0,1 0,3 0,7 1, 1,1 0,032 0,105 0,2 0,4 0,9 2,1 5,3 14, 1,2 0,099 0,3 0,6 1,2 2,7 6,4 16,2 43,4 123, 1,3 0,3 1,0 1,9 4,0 8,8 20,7 52,2 140,3 399,9 1207, 1,4 1,1 3,5 6,6 13,6 29,9 70,7 178,5 479,4 1366,7 4125, Х Х Х 1,5 3,9 12,7 24,0 49,1 108,1 255,4 644,4 1730,8 4934, Х Х Х Х 1,6 15,0 48,5 91,4 186,8 411,6 972,5 2453,7 6590, Х Х Х Х Х 1,7 60,1 194,3 366,4 749,2 1650,7 3899,8 9839, Х Х Х Х Х Х Х 1,8 253,3 819,7 1545,7 3160,2 6962, Х Х Х Х Х Х Х Х Х 1,9 1122,7 3632,6 6849, Х Х Х Х Х Х Х Х Х Х Х 2 5221, Продолжительность перегрузки 2,0 часа Таблица Г.6 - Превышение температуры наиболее нагретой точки над температурой окружающей среды в °С при продолжительности перегрузки 2,0 часа K K 0,25 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1 1,1 1,2 1,3 1,4 1, 0,7 38,8 43,8 46,6 49, 0,8 45,3 50,3 53,0 56,1 59, 0,9 52,3 57,3 60,0 63,1 66,5 70, 1 59,8 64,8 67,6 70,6 74,0 77,7 81, 1,1 67,8 72,8 75,6 78,6 82,0 85,7 89,7 93, 1,2 76,2 81,3 84,0 87,1 90,5 94,2 98,2 102,4 106, 1,3 85,2 90,2 92,9 96,0 99,4 103,1 107,1 111,3 115,8 120, 1,4 94,5 99,5 102,3 105,4 108,7 112,4 116,4 120,7 125,2 129,9 134, 1,5 104,3 109,3 112,0 115,1 118,5 122,2 126,2 130,4 134,9 139,7 144,7 149, 1,6 114,4 119,5 122,2 125,3 128,7 132,4 136,4 140,6 145,1 149,9 154,8 160, 1,7 125,0 130,1 132,8 135,9 139,3 143,0 146,9 151,2 155,7 160,4 165,4 170, 1,8 136,0 141,0 143,7 146,8 150,2 153,9 157,9 162,1 166,6 171,4 176,4 181, 1,9 147,3 152,3 155,1 158,1 161,5 165,2 169,2 173,5 178,0 182,7 187,7 192, 2 159,0 164,0 166,8 169,9 173,2 176,9 180,9 185,2 189,7 194,4 199,4 204, Таблица Г.7 - Суточное сокращение срока службы изоляции, обусловленного нагревом обмоток при номинальной температуре окружающей среды, для продолжительности пере грузки 2,0 часа K K 0,25 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1 1,1 1,2 1,3 1,4 1, 0,7 0,0015 0,003 0,005 0, 0,8 0,004 0,010 0,016 0,026 0, 0,9 0,014 0,032 0,050 0,084 0,1 0, 1 0,048 0,111 0,175 0,3 0,5 1,0 1, 1,1 0,182 0,422 0,7 1,1 2,0 3,6 7,0 14, 1,2 0,746 1,7 2,7 4,6 8,0 14,8 28,8 58,5 123, 1,3 3,3 7,6 12,0 20,1 35,4 65,5 127,2 258,2 547,0 1207, 1,4 15,6 36,3 57,2 95,4 168,1 311,2 604,0 1226,0 2597,1 5731,9 13160, Х Х Х 1,5 79,7 184,8 291,1 485,9 855,9 1584,7 3075,7 6242,9 13224, Х Х Х Х Х 1,6 434,2 1007,0 1586,4 2648,3 4664,2 8635,9 16761, Х Х Х Х Х Х Х Х 1,7 2527,6 5862,7 9235,7 15417, Х Х Х Х Х Х Х Х Х Х Х 1,8 15693, Х Х Х Х Х Х Х Х Х Х Х Х 1, Х Х Х Х Х Х Х Х Х Х Х Х Продолжительность перегрузки 4,0 часа Таблица Г.8 - Превышение температуры наиболее нагретой точки над температурой окружающей среды в °С при продолжительности перегрузки 4,0 часа K K 0,25 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1 1,1 1,2 1,3 1,4 1, 0,7 44,1 46,7 48,1 49, 0,8 52,2 54,8 56,2 57,8 59, 0,9 61,0 63,6 65,0 66,6 68,3 70, 1 70,4 73,0 74,4 76,0 77,8 79,7 81, 1,1 80,5 83,1 84,5 86,1 87,8 89,7 91,8 93, 1,2 91,2 93,8 95,2 96,7 98,5 100,4 102,4 104,6 106, 1,3 102,4 105,0 106,4 108,0 109,7 111,6 113,6 115,8 118,1 120, 1,4 114,2 116,8 118,2 119,7 121,5 123,4 125,4 127,6 129,9 132,3 134, 1,5 126,5 129,1 130,5 132,0 133,8 135,7 137,7 139,9 142,2 144,7 147,2 149, 1,6 139,3 141,9 143,3 144,9 146,6 148,5 150,5 152,7 155,0 157,5 160,0 162, 1,7 152,6 155,2 156,6 158,2 159,9 161,8 163,9 166,0 168,4 170,8 173,4 176, 1,8 166,4 169,0 170,4 172,0 173,7 175,6 177,7 179,9 182,2 184,6 187,2 189, 1,9 180,7 183,3 184,7 186,3 188,0 189,9 192,0 194,1 196,4 198,9 201,4 204, 2 195,5 198,0 199,4 201,0 202,8 204,7 206,7 208,9 211,2 213,6 216,2 218, Таблица Г.9 - Суточное сокращение срока службы изоляции, обусловленного нагревом обмоток при номинальной температуре окружающей среды, для продолжительности пере грузки 4 часа K K 0,25 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1 1,1 1,2 1,3 1,4 1, 0,7 0,0035 0,005 0,007 0, 0,8 0,014 0,021 0,026 0,034 0, 0,9 0,059 0,091 0,114 0,149 0,2 0, 1 0,284 0,437 0,552 0,7 1,0 1,3 1, 1,1 1,519 2,340 3,0 3,8 5,1 7,1 9,9 14, 1,2 8,974 13,8 17,5 22,7 30,4 41,7 58,6 84,2 123, 1,3 58,3 89,7 113,3 147,4 197,2 270,5 380,2 546,9 804,0 1207, 1,4 414,6 638,5 806,3 1049,0 1402,8 1924,6 2705,2 3890,9 5720,4 8588,9 13160, Х Х Х Х Х Х Х 1,5 3222,4 4963,4 6267,7 8154,0 10903, Х Х Х Х Х Х Х Х Х Х Х 1,6 27294, Х Х Х Х Х Х Х Х Х Х Х Х 1, Х Х Х Х Х Х Х Х Х Х Х Х 1, Х Х Х Х Х Х Х Х Х Х Х Х 1, Х Х Х Х Х Х Х Х Х Х Х Х Продолжительность перегрузки 6,0 часов Таблица Г.10 - Превышение температуры наиболее нагретой точки над температурой окружающей среды в °С при продолжительности перегрузки 6,0 часов K K 0,25 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1 1,1 1,2 1,3 1,4 1, 0,7 46,8 48,1 48,8 49, 0,8 55,8 57,1 57,8 58,6 59, 0,9 65,5 66,8 67,5 68,3 69,2 70, 1 75,9 77,3 78,0 78,8 79,7 80,6 81, 1,1 87,0 88,4 89,1 89,9 90,8 91,8 92,8 93, 1,2 98,8 100,2 100,9 101,7 102,6 103,6 104,6 105,7 106, 1,3 111,2 112,6 113,3 114,1 115,0 116,0 117,0 118,1 119,3 120, 1,4 124,3 125,6 126,3 127,1 128,0 129,0 130,0 131,2 132,3 133,6 134, 1,5 137,9 139,2 139,9 140,7 141,6 142,6 143,6 144,8 146,0 147,2 148,5 149, 1,6 152,0 153,4 154,1 154,9 155,8 156,8 157,8 158,9 160,1 161,4 162,7 164, 1,7 166,8 168,1 168,8 169,6 170,5 171,5 172,6 173,7 174,9 176,1 177,4 178, 1,8 182,1 183,4 184,1 184,9 185,8 186,8 187,8 188,9 190,1 191,4 192,7 194, 1,9 197,9 199,2 199,9 200,7 201,6 202,6 203,6 204,7 205,9 207,2 208,5 209, 2 214,2 215,5 216,2 217,0 217,9 218,9 219,9 221,1 222,3 223,5 224,8 226, Таблица Г.11 - Суточное сокращение срока службы изоляции, обусловленного нагревом обмоток при номинальной температуре окружающей среды, для продолжительности пере грузки 6,0 часов K K 0,25 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1 1,1 1,2 1,3 1,4 1, 0,7 0,0055 0,007 0,008 0, 0,8 0,025 0,031 0,035 0,040 0, 0,9 0,124 0,155 0,175 0,200 0,2 0, 1 0,707 0,883 0,995 1,1 1,3 1,6 1, 1,1 4,517 5,638 6,4 7,3 8,4 9,9 11,8 14, 1,2 32,181 40,2 45,3 51,8 60,2 70,8 84,3 101,6 123, 1,3 254,6 317,9 358,3 410,2 476,1 560,1 667,1 803,9 979,8 1207, 1,4 2229,8 2783,5 3137,7 3591,5 4169,4 4904,5 5841,4 7039,7 8580,0 10571,0 13160, Х Х Х Х Х Х Х Х Х Х Х Х 1, Х Х Х Х Х Х Х Х Х Х Х Х 1, Х Х Х Х Х Х Х Х Х Х Х Х 1, Х Х Х Х Х Х Х Х Х Х Х Х 1, Х Х Х Х Х Х Х Х Х Х Х Х 1, Х Х Х Х Х Х Х Х Х Х Х Х Продолжительность перегрузки 8,0 часов Таблица Г.12 - Превышение температуры наиболее нагретой точки над температурой окружающей среды в °С при продолжительности перегрузки 8,0 часов K K 0,25 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1 1,1 1,2 1,3 1,4 1, 0,7 48,2 48,9 49,2 49, 0,8 57,6 58,3 58,6 59,0 59, 0,9 67,8 68,5 68,8 69,2 69,7 70, 1 78,7 79,4 79,8 80,2 80,7 81,2 81, 1,1 90,4 91,1 91,5 91,9 92,3 92,8 93,4 93, 1,2 102,8 103,4 103,8 104,2 104,7 105,2 105,7 106,3 106, 1,3 115,8 116,5 116,8 117,3 117,7 118,2 118,7 119,3 119,9 120, 1,4 129,4 130,1 130,5 130,9 131,4 131,9 132,4 133,0 133,6 134,2 134, 1,5 143,7 144,4 144,8 145,2 145,6 146,1 146,7 147,3 147,9 148,5 149,2 149, 1,6 158,6 159,3 159,6 160,1 160,5 161,0 161,6 162,1 162,7 163,4 164,1 164, 1,7 174,1 174,7 175,1 175,5 176,0 176,5 177,0 177,6 178,2 178,8 179,5 180, 1,8 190,1 190,8 191,1 191,5 192,0 192,5 193,0 193,6 194,2 194,9 195,5 196, 1,9 206,7 207,3 207,7 208,1 208,6 209,1 209,6 210,2 210,8 211,5 212,1 212, 2 223,8 224,5 224,8 225,2 225,7 226,2 226,7 227,3 227,9 228,6 229,2 230, Таблица Г.13 - Суточное сокращение срока службы изоляции, обусловленного нагревом обмоток при номинальной температуре окружающей среды, для продолжительности пере грузки 8 часов K K 0,25 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1 1,1 1,2 1,3 1,4 1, 0,7 0,0069 0,008 0,008 0, 0,8 0,033 0,037 0,040 0,042 0, 0,9 0,182 0,204 0,217 0,233 0,3 0, 1 1,130 1,266 1,346 1,4 1,6 1,7 1, 1,1 7,903 8,856 9,4 10,1 10,9 11,8 13,0 14, 1,2 61,994 69,5 73,9 79,2 85,5 92,9 101,6 111,9 123, 1,3 543,0 608,5 647,1 693,5 748,8 813,9 890,3 979,8 1084,6 1207, 1,4 5289,6 5927,6 6303,6 6756,3 7294,1 7928,3 8672,8 9544,8 10565,3 11760,2 13160, Х Х Х Х Х Х Х Х Х Х Х Х 1, Х Х Х Х Х Х Х Х Х Х Х Х 1, Х Х Х Х Х Х Х Х Х Х Х Х 1, Х Х Х Х Х Х Х Х Х Х Х Х 1, Х Х Х Х Х Х Х Х Х Х Х Х 1, Х Х Х Х Х Х Х Х Х Х Х Х Продолжительность перегрузки 12 часов Таблица Г.14 - Превышение температуры наиболее нагретой точки над температурой окружающей среды в °С при продолжительности перегрузки 12 часов K K 0,25 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1 1,1 1,2 1,3 1,4 1, 0,7 49,3 49,4 49,5 49, 0,8 59,0 59,2 59,3 59,4 59, 0,9 69,6 69,7 69,8 70,0 70,1 70, 1 80,9 81,1 81,2 81,3 81,4 81,6 81, 1,1 93,0 93,2 93,3 93,4 93,5 93,7 93,8 93, 1,2 105,8 106,0 106,1 106,2 106,3 106,5 106,6 106,8 106, 1,3 119,3 119,5 119,6 119,7 119,8 120,0 120,1 120,2 120,4 120, 1,4 133,5 133,6 133,7 133,9 134,0 134,1 134,3 134,4 134,6 134,7 134, 1,5 148,3 148,4 148,5 148,7 148,8 148,9 149,0 149,2 149,4 149,5 149,7 149, 1,6 163,7 163,9 164,0 164,1 164,2 164,3 164,5 164,6 164,8 164,9 165,1 165, 1,7 179,7 179,9 180,0 180,1 180,2 180,3 180,5 180,6 180,8 181,0 181,1 181, 1,8 196,3 196,5 196,6 196,7 196,8 197,0 197,1 197,2 197,4 197,6 197,8 197, 1,9 213,5 213,7 213,8 213,9 214,0 214,1 214,3 214,4 214,6 214,8 214,9 215, 2 231,2 231,4 231,5 231,6 231,8 231,9 232,0 232,2 232,3 232,5 232,7 232, Таблица Г.15 - Суточное сокращение срока службы изоляции, обусловленного нагревом обмоток при номинальной температуре окружающей среды, для продолжительности пере грузки 12 часов K K 0,25 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1 1,1 1,2 1,3 1,4 1, 0,7 0,008 0,009 0,009 0, 0,8 0,042 0,043 0,044 0,045 0, 0,9 0,245 0,253 0,257 0,262 0,3 0, 1 1,626 1,675 1,703 1,7 1,8 1,8 1, 1,1 12,21 12,577 12,8 13,0 13,3 13,6 13,9 14, 1,2 103,2 106,3 108,1 110,1 112,3 114,8 117,5 120,6 123, 1,3 977,9 1007,7 1024,2 1043,1 1064,4 1088,0 1114,1 1142,6 1173,6 1207, Х Х Х Х Х Х Х Х Х Х Х 1, Х Х Х Х Х Х Х Х Х Х Х Х 1, Х Х Х Х Х Х Х Х Х Х Х Х 1, Х Х Х Х Х Х Х Х Х Х Х Х 1, Х Х Х Х Х Х Х Х Х Х Х Х 1, Х Х Х Х Х Х Х Х Х Х Х Х 1, Х Х Х Х Х Х Х Х Х Х Х Х Продолжительность перегрузки 24 часа Таблица Г.16 Превышение темпера- Таблица Г.17 Суточное сокращение срока служ туры наиболее нагретой точки над бы изоляции, обусловленного нагревом обмоток температурой окружающей среды в при номинальной температуре окружающей °С при продолжительности пере- среды, для продолжительности перегрузки грузки 24 часа часа K2 K1 K2 K1 K2 K1 K2 K 0,25-1,5 1,4 134,9 0,25-1,5 1,4 13109, Х 0,7 49,6 1,5 149,9 0,7 0,009 1, Х 0,8 59,5 1,6 165,5 0,8 0,046 1, Х 0,9 70,2 1,7 181,7 0,9 0,272 1, Х 1 81,7 1,8 198,5 1 1,849 1, Х 1,1 93,9 1,9 215,9 1,1 14,227 1, Х 1,2 106,9 2 233,9 1,2 123,5 1,3 120,6 1,3 1203, Приложение Д. МЕТОДИКА ОЦЕНКИ ВЛИЯНИЯ ВЫСШИХ ГАРМО НИК ТОКА НА ОБОРУДОВАНИЕ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНОЙ СЕТИ 1. Введение Общие положения 1.1.

Настоящая Методика определяет порядок оценки влияния высших гармоник тока от нелинейных потребителей на работу оборудования распределительной сети 0,38-20 кВ и связанный с этим экономический ущерб от их действия. Применяется для кабельных линий и силовых масляных трансформаторов напряжением до 20 кВ включительно.

Использование данной Методики позволяет на основании известного спектра пи тающего тока определить снижение длительно допустимого тока для кабелей и силовых трансформаторов по средствам определения поправочного коэффициента. Спектр питаю щего нелинейного потребителя тока может быть принят на основании проведенных ранее измерений параметров качества электроэнергии на интересующих присоединениях или на базе статистической информации, накопленной при эксплуатации распределительных се тей по каждому из видов характерных нелинейных потребителей.

Для принятия решений о целесообразности применения мероприятий по улучше нию качества электрической энергии в сети рекомендуется рассчитать экономический ущерб, связанный с воздействием высших гармоник тока на оборудование электросетевой компании и потребителей. Алгоритм расчета приведен в Методике.

Требования настоящей Методики составлены с учетом следующих нормативных документов:

ГОСТ 13109-97 «Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения»;

ГОСТ Р 54149-2010 «Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах электро снабжения общего назначения»;

ГОСТ 721-77 «Системы энергоснабжения, сети, источники, преобразователи и приемники электрической энергии. Номинальные напряжения свыше 1000 В»;

ГОСТ Р 53333-2008 «Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Контроль качества электрической энергии в системах электро снабжения общего назначения»;

ГОСТ 14209-97 «Руководство по нагрузке силовых масляных трансформато ров»;

ГОСТ Р 53769-2010 «Кабели силовые с пластмассовой изоляцией на номиналь ное напряжение 0,66;

1 и 3 кВ. Общие технические условия»;

ГОСТ 18410-73 «Кабели силовые с пропитанной бумажной изоляцией. Техни ческие условия»

ГОСТ Р 52719-2007 «Трансформаторы силовые. Общие технические условия»

ГОСТ Р МЭК 60287-1-1-2009 Кабели электрические. Расчет номинальной токо вой нагрузки. Часть 1-1 Уравнение для расчета номинальной токовой нагрузки (100% ко эффициент нагрузки) и расчет потерь. Общие положения.

ГОСТ Р МЭК 60287-2-1-2009 Кабели электрические. Расчет номинальной токо вой нагрузки. Часть 2-1 Тепловое сопротивление. Расчет теплового сопротивления.

РД 34.45-51.300-97 «Объем и нормы испытаний электрооборудования»

СП 31-110-2003. «Проектирование и монтаж электроустановок жилых и об щественных зданий». Свод правил по проектированию и строительству.

Определения, сокращения и обозначения 1.2.

В настоящей МИ использованы следующие термины:

Эквивалентный ток – это ток основной частоты, при протекании которого по трем жи лам суммарно выделяется столько же тепла, как и при протекании несинусоидального то ка по трем жилам и нулю.

В настоящей Методике применяются следующие сокращения:

ВН Обмотка высокого напряжения трансформатора – КЛ – Кабельная линия КЭ – Качество электроэнергии НН Обмотка низкого напряжения трансформатора – ПКЭ – Показатели качества электроэнергии СИ – Средство измерения В настоящей Методике применяются следующие обозначения:

Зэ – стоимость возмещения 1 кВт·ч потерь электроэнергии в электрической сети таб I дл.доп – табличное значение длительного допустимого тока I д – действующее значение тока с учетом высших гармоник I1 – действующее значение тока основной частоты Iном – среднеквадратичное значение тока при номинальной частоте и номинальных нагру зочных условиях j – плотность тока в обмотке G – масса неизолированного провода обмотки K – коэффициент загрузки трансформатора по току относительно номинального значения K ВГ – коэффициент высших гармоник тока K доп – коэффициент добавочных потерь от токов высших гармоник K нел – коэффициент нелинейной нагрузки K I – коэффициент n-ой гармонической составляющей тока, в долях от тока основной ча n стоты n – номер гармоники Pб – добавочные потери в баке трансформатора от действия полей рассеяния Pб, ном – добавочные потери от полей рассеяния в баке при номинальных условиях Pдоп – дополнительные потери в трансформаторе от действия полей рассеяния Pдр – потери от вихревых токов в других конструкциях магнитных частях трансформатора (кроме обмоток и бака), вызванные действием полей рассеяния Pдр, ном – добавочные потери от полей рассеяния в других частях трансформатора (кроме бака и обмоток) при номинальных условиях Pж – тепловой поток, обусловленный потеря активной мощности от протекания фазного несинусоидального тока Pж' – тепловой поток, обусловленный потеря активной мощности от протекания эквива лентного тока.

Pнагр – потери активной мощности в трансформаторе в опыте короткого замыкания Pобм – потери от вихревых и циркулирующих токов в обмотке, вызванные действием по лей рассеяния Pобм, ном – потери в обмотке от вихревых токов при номинальных условиях Pосн – основные потери активной мощности в обмотках трансформатора Pхх – потери активной мощности холостого хода трансформатора R1нул – активное сопротивление нулевой жилы на основной частоте R1фазн – активное сопротивление фазной жилы на основной частоте S – тепловое сопротивление элемента кабеля Ti – число часов использования в году i-го элемента T – разность температур окр.ср – температура окружающей среды в.б-в, ном – превышение температуры в верхней части бака над температурой окружающе го воздуха при номинальных условиях обм-м, ном – наиболее нагретая точка проводника над температурой масла в верхней части бака 3. Требования к исходным данным.

3.1. Требования к значению тока.



Pages:     | 1 | 2 || 4 |
 





 
© 2013 www.libed.ru - «Бесплатная библиотека научно-практических конференций»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.