В качестве примера приведём методику выбора приборов контроля высоковольтных выключателей ПКВ/М6, ПКВ/М7, ПКВ/У3.
На первом этапе, руководствуясь табл. 4, определим типы масляных, элегазовых, вакуумных и электромагнитных выключателей, для контроля которых адаптированы приборы ПКВ/М6, ПКВ/М7 и ПКВ/У3.
Таблица 4
Типы выключателей
Тип выключателей
|
Вид контролируемого перемещения
|
Датчик
|
Марка выключателя
|
Масляные
|
Поступательное
|
ДП12
|
МКП-220, У-220, МКП-110, У-110, ВБД-35, МКП-35, С-35, У-35, ВМГ-10, ВМГ-133, ВМП-10, ВМПП-10, ВМПЭ-10, ВПМ-10, МГГ20, МГГ-229, МГГ-529, МГ-10, МГГ-10
|
Вращательное
|
ДП21
|
ВМТ-220, ВМТ-110, ВМТ-150, ВМ-35, ВМД-35, ВТ-35, ВТД-35, ВМУЭ-35, ВМУЭ-27,5, ВМКЭ-35, ВК-10, ВКЭ-10
|
Электро-
Магнитные
|
Вращательное
|
ДП21
|
ВЭ-6, ВЭС-6
|
Элегазовые
|
Поступательное
|
ДП12
|
ВГУ-500, ВГУ-330, ВГУ-220, ВГТ-220, ВГТ-110, ВЭБ-110, ВГП-110, ВГП-220, ВБ-110, ВГО-110
|
Вращательное
|
ДП21
|
ВГК-220, ВГБ-35, ВГБУ-110, ВГБУ-220, ВГГ-20, ВГ-110, ВГ-220, выключатели Siemens, ABB, Areva
|
Резистивный датчик
|
ВГУГ-500, ВГУГ-330, ВГУГ-220, ВГК-220,
ВГБУ-110, ВГБУ-220
|
Вакуумные
|
Специальное устройство из ЗИП выключателя
|
ВБН-27,5, ВБН-35, ВБУ-35, ВБЦ-35, ВВС 27,5, ВВС-35
|
Воздушные
|
Датчик не используется
|
ВВБ-750, ВВБ-500А, ВВБК-500, ВВД-330, ВВБ-330, ВВБК-330, ВВБМ-330 с датчиками дополнительного дутья,ВВБК-500, ВВД-330, ВВБ-330, ВВБК-330, ВВБМ-330 без датчиков дополнительного дутья, ВНВ-500-40, ВНВ-330-40,ВНВ-500-63, ВНВ-330-63, ВНВ-220-63, ВВД-220, ВВД-220Б, ВБК-220Б,ВВН-220-10, ВВШ-220-10, ВВН-220-15, ВВШ-220-15, ВВН-158-4, ВВШ-150, ВВБ-110, ВБК-110, ВВБМ-110Б, ВВН-110, ВВШ-110, ВВУ-110А, ВВУ-35А, ВВ-15, ВВН-35, ВВ-20У, ВВГ-20, ВВОА-15, КАГ-24-30А, ВНСГ-15, ВВЧП-15, КАГ-15-75, ВВ-500, ВВМ-500, ВВ-330Б, ВВН-330, ВВШ-330, ВО-1150, ВНВ-1150, ВО-750-У1
|
На следующем этапе уточняется возможность контроля выбранными приборами параметров выключателя перед началом ремонта (для выявления скрытых дефектов), после завершения ремонта (для подтверждения качества его выполнения), а также при профилактических обследованиях состояния коммутационного оборудования. Контроль заключается в синхронном измерении комплекса характеристик при пуске выключателя и дальнейшем анализе полученных значений.
Далее для масляных выключателей скоростные характеристики и характеристики хода контролируются с помощью точных цифровых датчиков линейных (ДП12) и угловых (ДП21) перемещений, входящих в комплект прибора. Для элегазовых выключателей скоростные характеристики контролируются либо с помощью датчиков линейных (ДП12) или угловых (ДП21) перемещений либо с помощью штатных контактных или потенциометрических датчиков выключателя. Для некоторых типов вакуумных выключателей скоростные характеристики измеряются посредством штатных контактных датчиков выключателя.
Кроме таблиц цифровых значений параметров, информацию о состоянии выключателей можно извлечь из следующих регистрируемых графиков процессов:
зависимости хода от времени;
зависимости скорости от времени или от хода;
зависимости токов и напряжения электромагнитов от времени или от хода;
зависимости процессов замыкания и размыкания контактов полюсов выключателя от времени или от хода.
В качестве примера на рис. 4 приведена схема подключения прибора к выключателю, имеющему 4 разрыва на полюс, при использовании местного пуска.
8. ПРИМЕР ВЫБОРА СЕЧЕНИЙ ПРОВОДОВ ВЛ 110 КВ
Исходные данные: напряжение Uн = 110кВ; максимальный ток Imах = 100А; количество часов использования максимума Тmах = 5000 ч/год; нормативный коэффициент эффективности введения линии в строй Ен = 0,15; климатическая зона — центр России; тип опор - стальные, одноцепные. Для выбора сечения проводов применим метод экономических интервалов. Во-первых, по табл. П.3 находим нормативный коэффициент амортизации ра = 0,024.
Далее, используя график рис. П.1, по заданному значению Тmах=5000 ч/год находим значение времени потерь Т=3000 ч/год.
С учетом климатической зоны по графику зависимости Сэ = f (τ) (рис. П.2) определяем удельную стоимость потерь энергии Сэ ≈ 2,35 руб/кВт-ч.
Вычисляем значение:
На рнс.П.5 по значениям Imах=100А и 
находим точку N1, попадающую в зону экономического сечения Fэк=150 мм2.
9. ПРИМЕР ВЫБОРА СЕЧЕНИЯ ЖИЛ ТРЕХФАЗНОГО КАБЕЛЯ
Исходные данные: напряжение Uн =10кВ; мощность нагрузки Sнагр = 2000 кВ А , материал жил — алюминий; тип линии — одиночный кабель в траншее. Определяем длительно допустимую токовую нагрузку
Iдоп = Iрасч/(Кпер∙Ксн)
Где  , значение коэффициента перегрузки и коэффициента снижения находим в табл. П.6 и П.7: Кпер=1,3; Ксн =1. Таким образом, Iдоп=89А.
Далее по табл. П.5 для ближайшего большего тока длительно допустимой нагрузки (90 А) находим рекомендуемую площадь поперечного сечения жилы кабеля — 25 мм.
ПРИЛОЖЕНИЯ
ПРИЛОЖЕНИЕ 1
ЗАДАНИЕ
на курсовую работу по дисциплине «Методы и средства диагностики высоковольтного оборудования».
студенту гр. _____________ ________________________________________________
Ф.И.О.
Вариант_____________
Для системы электроснабжения в соответствии с номером варианта необходимо выполнить следующее.
Дать краткую характеристику системы с указанием назначения ее основных элементов.
Произвести расчет сечений и выбор проводников следующих линий:
наименование линий
Произвести расчет основных параметров следующих средств диагностики высоковольтного оборудования систем электроснабжения
___________________________________________________________
номера и типы средств диагностики
Разработать схемы подключения перечисленных средств автоматизированного анализа и управления состоянием высоковольтного оборудования систем электроснабжения
Оформить работу аналитического характера, а также расчеты и комментарии к ним в виде пояснительной записки.
Исходные данные для выполнения курсового проекта.
Типы и параметры трансформаторов_______________________________ _________________________________________________________________
номер, тип, мощность, напряжение и др.
Типы и параметры линий: _________________
номер, тип, параметры
Типы и параметры средств диагностики высоковольтного оборудования: ___________________________
номер, тип, параметры
Типы и параметры высоковольтных электродвигателей: _________________
номер, тип, параметры
Характер нагрузки линий и трансформаторов: _________________
Сопротивление системы: _________________
Дата выдачи задания: _____
Срок сдачи курсовой работы _______________________
Руководитель проекта:
Ф.И.О.
Подпись руководителя
ПРИЛОЖЕНИЕ 2
СХЕМА СИСТЕМЫ ЭНЕРГОСНАБЖЕНИЯ
ПРИЛОЖЕНИЕ 3
ОСНОВНАЯ НАДПИСЬ. ПРИМЕР ВЫПОЛНЕНИЯ
Основная
ПОРЯДОК ОФОРМЛЕНИЯ ЧЕРТЕЖА ДЛЯ ХРАНЕНИЯ
Таблица П.1
Экономическая плотность тока
Н Наименование элементов
|
Плотность Iэк, А/мм2, при Тmaх, ч/год
|
1000-3000
|
3001-5000
|
5001-8760
|
Голые провода и шины, алюминиевые:
|
|
|
|
- европейская часть РФ, Забайкалье,
|
|
|
|
Дальний Восток
|
1,3
|
1,1
|
1,0
|
- Центральная Сибирь
|
1,5
|
1,4
|
1,3
|
Кабели с бумажной и провода с резино
вой и полихлорвиниловой изоляцией с
алюминиевыми жилами:
- европейская часть РФ, Забайкалье,
Дальний Восток
- Центральная Сибирь
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1,6
|
1,4
|
1,2
|
1,8
|
1,6
|
1,5
|
Кабели с резиновой и пластмассовой
|
|
|
|
изоляцией с алюминиевыми жилами:
|
|
|
|
- европейская часть РФ, Забайкалье,
|
|
|
|
Дальний Восток
|
1,9
|
1,7
|
1,6
|
- Центральная Сибирь
|
2,2
|
2,0
|
1,9
|
Таблица П.2
Нормы ежегодных отчислений на амортизацию и обслуживание, в относительных единицах
-
-
-
-
Наименование проводников системы
|
Норма амортизационных отчислений Ра
|
Затраты на ремонт и обслуживание Рр+Ро
|
Всего издержки на амортизацию и обслуживание РΣ
|
Кабельные линии до 10 кВ:
|
|
|
|
- со свинцовой оболочкой, проложен-
|
|
|
|
ные в земле и помещениях
|
0,023
|
0,02
|
0,043
|
- с алюминиевой оболочкой,
|
|
|
|
проложенные:
|
|
|
|
• в земле
|
0,043
|
0,02
|
0,063
|
• в помещениях
|
0,023
|
0,02
|
0,043
|
- с пластмассовой изоляцией, проло
|
|
|
|
женные в земле и помещениях
|
0,053
|
0,02
|
0,073
|
Кабельные линии до 20-35 кВ со свин-
|
|
|
|
цовой оболочкой, проложенные в земле
|
0,034
|
0,02
|
0,054
|
и помещениях
|
|
|
|
Кабельные линии до 110-220 кВ, про-
|
|
|
|
ложенные в земле и помещениях
|
0,025
|
0,02
|
0,045
|
Воздушные линии до 20 кВна метал-
|
|
|
|
лических или железобетонных опорах
|
0,036
|
0,003
|
0,039
|
Воздушные линии до 20 кВ на дере-
|
|
|
|
вянныхопорах
|
0,057
|
0,005
|
0,062
|
Воздушные линии 35 кВ и выше на стальных и железобетонных опорах
|
0,024
|
0,004
|
0,028
|
Воздушные линии 35-220 кВ на деревянных опорах
|
0,049
|
0,005
|
0,054
|
Силовое электротехническое оборудование и распределительные устройства: до 20 кВ 35-150 кВ 220 кВ и выше
|
0,064 0,058 0,058
|
0,04 0,030 0,02
|
0,104
0,088
0,078
|
Таблица П.3
Основные расчетные данные трехфазных кабелей с алюминиевыми жилами
-
-
-
Напряжение, кВ
|
Сечение жилы, мм2
|
Длительно допустимая токовая нагрузка, А
|
Потери в одном кабеле при полной нагрузке, кВт/км
|
Длина кабеля на 1% потери напряжения, м
|
При прокладке в траншее
|
При прокладке на конструкциях
|
|
|
10
|
60
|
42
|
40
|
185
|
|
16
|
80
|
50
|
45
|
220
|
|
25
|
105
|
70
|
50
|
260
|
|
35
|
125
|
85
|
51
|
310
|
|
50
|
155
|
110
|
54
|
360
|
6
|
70
|
190
|
135
|
59
|
410
|
|
95
|
225
|
165
|
61
|
470
|
|
120
|
260
|
190
|
64
|
510
|
|
150
|
300
|
225
|
67
|
560
|
|
185
|
340
|
250
|
69
|
600
|
|
240
|
390
|
290
|
70
|
680
|
|
16
|
75
|
46
|
36
|
400
|
|
25
|
90
|
65
|
39
|
510
|
|
35
|
115
|
80
|
42
|
560
|
|
50
|
140
|
105
|
44
|
660
|
10
|
70
|
165
|
130
|
44
|
780
|
95
|
205
|
155
|
50
|
860
|
|
120
|
240
|
185
|
54
|
930
|
|
150
|
275
|
210
|
56
|
1010
|
|
185
|
310
|
235
|
57
|
1100
|
|
240
|
355
|
270
|
58
|
1250
|
Таблица П. 4
|
