ГОСТ 14209-97 сторінка 16 з 22
В этом случае поступают так:
рассчитывают среднесуточную температуру самого жаркого месяца по формуле
(D.1)
рассчитывают среднегодовую температуру по формуле
(D.2)
рассчитывают А, В и Вm по формулам
A = ad(h) - ay; (D.3)
B = adm(h) - ad(h); (D.4)
Bт = adm(h) - ad(h); (D.5)
где ad - среднесуточная температура охлаждающей среды, °С.
Расшифровка остальных условных обозначений приведена в 2.7.5.
Пример такого упрощенного расчета приведен в таблице D.2.
Рисунок D.1 - Определение параметров при синусоидальном изменении температуры охлаждающей среды
Рисунок D.2 - Блок-схема программы машинного расчета параметров при синусоидальном изменении температуры охлаждающей среды
Продолжение рисунка D.2
Окончание рисунка D.2
Таблица D.1 - Данные для расчета параметров при синусоидальном изменении температуры
*** Входные данные ***
Метеорологические данные
Месяц
adm
adn
ahm
alm
1
6,0
0,90
13,30
-5,80
2
7,40
1,30
15,10
-5,20
3
12,20
3,60
20,50
-1,40
4
15,80
6,30
24,30
1,40
5
19,70
9,50
27,40
4,50
6
22,90
12,70
31,10
8,20
7
24,60
14,50
33,20
10,60
8
24,00
14,30
31,10
9,60
9
21,10
11,90
28,60
7,10
10
15,60
7,90
23,90
1,40
11
10,00
4,50
16,50
-1,70
12
6,60
2,00
13,30
-3,80
ТХ (время суток с самой высокой температурой охлаждающей среды) == 14:00
*** Выходные данные ***
au
- среднегодовая температура охлаждающей среды, °С
11,47
А
- годовое изменение температуры охлаждающей среды, °С
8,05
В
- суточное изменение температуры охлаждающей среды для расчета сокращения срока службы
5,10
Вm
- суточное изменение температуры охлаждающей среды для максимальной температуры
11,45
DX
- день, когда [среднесуточная температура] = [au + А]
199,00
Таблица D.2 - Пример упрощенного расчета параметров синусоидального изменения температуры
Метеорологические данные: такие же, как в таблице D.1
Самый жаркий месяц в году: месяц 7
°C;
°C;
А = 19,55-11,47 = 8,08 °С;
B = 24,60-19,55 = 5,05 °С;
В = 33,20-19,55 = 13,65 °С.
ПРИЛОЖЕНИЕ Е (справочное) ПРИМЕР УПРОЩЕННОГО ПРИМЕНЕНИЯ РУКОВОДСТВА ПО НАГРУЗКЕ СИЛОВЫХ МАСЛЯНЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ Используя информацию, приведенную в настоящем стандарте, потребитель может рассчитать нагрузочную способность определенного трансформатора или группы трансформаторов, имеющих одинаковые характеристики. По результатам таких расчетов можно составить упрощенную инструкцию по нагрузке для операторов сети при условии, что потребитель согласовал определенное число эксплуатационных критериев.
Предположим, например, что потребитель имеет определенное число силовых трансформаторов с охлаждением ONAN, тепловые характеристики которых подобны приведенным в таблице 2, и согласился принять температуру наиболее нагретой точки для условий перегрузки в аварийном режиме равной 120 °С, а для кратковременных перегрузок - 140 °С.
Если не принимать во внимание термический износ, то инструкции для операторов сети могут быть представлены в виде двух простых графиков с примечаниями, как показано на рисунке Е.1. Первая кривая на рисунке Е.1, а - это кривая допустимой нагрузки в режиме продолжительных аварийных перегрузок (в процентах от номинальной мощности) в зависимости от температуры охлаждающей среды. Вторая кривая указывает допустимую температуру масла в верхних слоях для соответствующих условий нагрузки.
На рисунке Е.1, b представлены кривые допустимой дополнительной перегрузки за период максимума в зависимости от его продолжительности. Эта дополнительная мощность приведена в процентах от допустимой перегрузки в продолжительном режиме согласно рисунку Е.1, а. Можно провести несколько кривых для учета реальной нагрузки в начале максимума относительно допустимой перегрузки, приведенной на рисунке Е.1, а. Кривые нагрузки, приведенные на рисунке Е.1, b, менее чувствительны к температуре охлаждающей среды; здесь расчет выполнен для температуры охлаждающей среды 20 °С.
При заказе новых трансформаторов можно попросить изготовителя представить соответствующие графики допустимых перегрузок. Можно также запросить данные о нагрузочной способности для крайних положений устройства переключения ответвлений обмоток трансформатора.
Нагрузочная способность трансформаторов
№ 123456 и № 123457 в аварийном режиме
[ONAN, 25 МВ.А, (110±9) · 1,67%/21кВ, 114-131-154/687 А]
а - допустимые аварийные перегрузки на основном ответвлении в установившемся режиме, выраженные в процентах от номинального тока, и допустимая температура масла в верхних слоях при этой нагрузке
b - дополнительная допустимая кратковременная перегрузка, выраженная в процентах от перегрузки в установившемся режиме
Рисунок Е.1 - Пример упрощенных инструкций при нагрузках, превышающих номинальные значения
Примечания:
1. Нагрузка не должна превышать 1,5 номинального тока, независимо от определенной по рисункам Е.1, а и Е.1, b.
2. Работа устройств переключения ответвлений должна блокироваться при нагрузках, превышающих 200 А. Даже при блокировке устройства переключения ответвлений нагрузка не должна превышать 250 А.
3. Рисунок Е.1, а основан на температуре наиболее нагретой точки обмотки, равной 120 °С, рисунок Е.1, b - на температуре 140 °С.
4. Кривые на рисунке Е.1, b рассчитаны для температуры охлаждающей среды 20 °С, но они достаточно точны для температуры от минус 10 до 50 °С.
5. Нагрузочная способность на ответвлении 1 (126,5 кВ) составляет 102 % от нагрузочной способности на ответвлении 10 (110 кВ). На ответвлении 19 (93,5 кВ) эта нагрузочная способность составляет 98 %.
6. Графики построены по результатам испытаний на нагрев трансформатора № 123456.
ПРИЛОЖЕНИЕ G (обязательное) ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЭКВИВАЛЕНТНОЙ ТЕМПЕРАТУРЫ ОХЛАЖДАЮЩЕЙ СРЕДЫ G.1 При отрицательных значениях средней температуры охлаждающего воздуха за интервал следует принимать скорректированное значение ’a согласно рисунку G.1.
1 - для трансформаторов с охлаждением ONAN, ONAF,
2 - для трансформаторов с охлаждением OF, OD
Рисунок G.1 - График корректировки средних значений отрицательных температур охлаждающего воздуха
G.2 Среднее значение a следует определять измерениями либо принимать данные местной метеослужбы.
G.3 Допускается принимать значения годовой и сезонных эквивалентных температур охлаждающего воздуха по данным ряда населенных пунктов, приведенным в таблице G.1.
Таблица G.1
Населенный пункт
Эквивалентная температура, °С
годовая
зимняя*
летняя**
Абакан
8,7
- 19,3
17,6
Алдан
4,8
-20,1
14,6
Алматы
14,3
-5,9
22,2
Андижан
18,6
-0,3
26,3
Актюбинск
12,1
- 14,1
20,9
Архангельск
5,8
- 11,4
14,0
Астрахань
15,7
-5,3
24,1
Ачинск
7,5
-16,7
16,3
Ашгабад
21,6
-3,0
29,8
Баку
17,8
4,9
24,8
Барнаул
9,4
- 16,4
18,2
Батуми
16,1
7,5
21,6
Березники
7,5
-14,3
16,0
Белгород
11,5
-6,7
19,3
Белорецк
6,9
-15,1
15,2
Бийск
8,6
- 16,9
17,4
Биробиджан
10,0
- 19,0
18,9
Бишкек
15,0
-3,8
22,8
Благовещенск
10,4
-19,6
19,7
Благовещенское
9,2
- 16,8
17,9
Братск
7,1
-20,1
16,3
Брест
11,0
-3,4
17,9
Брянск
9,7
-7,3
17,4
Бухара
18,7
1,3
26,3
Верхоянск
2,9
-20,1
13,2
Вильнюс
9,9
-4,4
17,0
Винница
10,7
-4,9
17,8
Витебск
9,4
-6,7
16,9
Владивосток
10,0
- 11,7
17,4
Владикавказ
11,8
-3,7
18,9
Владимир
8,8
- 10,2
16,8
Волгоград
14,5
-7,9
23,0
Вологда
7,4
- 10,8
15,5
Воркута
0,5
- 19,4
9,4
Воронеж
11,0
-8,4
19,0
Вятка
7,9
-13,1
16,4
Гомель
10,4
-5,8
17,7
Гродно
10,1
-4,1
17,1
Грозный
15,0
-2,3
22,8
Гурьев
15,5
-8,3
24,3
Джамбул
14,2
-4,6
22,1
Днепропетровск
13,6
-4,4
21,3
Донецк
12,6
-5,6
20,4
Дудинка
0,2
- 15,5
9,9
Душанбе
18,2
3,0
25,7
Евпатория
14,8
0,8
22,1
Екатеринбург
7,8
- 14,9
17,6
Ереван
16,4
- 1,9
23,9
Житомир
10,8
-4,6
18,0
Запорожье
13,8
-4,0
21,6
Зея
7,4
-20,1
16,7
Зыряновск
8,4
- 20,1
17,6
Иванове
8,1
- 10,8
16,1
Ивано-Франковск
10,9
-3,7
17,7
Игарка
2,1
-20,1
12,0
Ижевск
10,1
- 13,4
17,4
Иркутск
7,1
- 19,1
16,0
Йошкар-Ола
8,6
- 12,5
16,9
Казань
9,4
- 12,5
17,8
Калинин
8,1
-9,1
15,9
Калининград
9,8
-2,4
16,5
Калуга
8,8
-8,9
16,5
Кандалакша
4,5
- 10,6
12,5
Караганда
10,1
- 14,3
18,9
Кемерово
7,8
-17,7
16,7
Керчь
15,1
0,4
22,6
Кзыл-Орда
16,3
-7,7
24,7
Киев
11,2
-4,8
18,9
Кировабад
17,1
- 2,5
24,4
Кировоград
12,0
-4,6
19,4
Кировск
2,9
- 11,3
10,9
Кишинев
13,4
-2,2
20,6
Кокчетав
9,6
- 15,1
18,3
Комсомольск-на-Амуре
9,3
-20,1
18,3
Кострома
8,2
- 10,7
14,3
Краснодар
14,9
-0,7
22,3
Красноярск
8,0
-15,9
16,7
Кременчуг
12,3
-4,5
20,5
Кривой Рог
13,3
-4,1
20,9
Курган
8,8
- 16,9
17,4
Курган-Тюбе
19,9
3,7
27,3
Курск
10,6
-7,7
18,4
Кутаиси
16,8
6,2
22,8
Липецк
10,9
-8,9
19,0
Луганск
13,3
-5,9
21,2
Луцк
10,9
-3,6
17,8
Львов
9,9
-3,9
16,5
Магадан
2,5
- 19,4
11,1
Магнитогорск
8,6
15,5
17,1
Мариуполь
13,6
-4,1
21,5
Махачкала
16,0
0,8
23,7
Минск
9,5
-5,9
16,8
Минусинск
8,8
- 19,3
17,7
Мирный
4,6
-20,1
16,8
Могилев
9,7
-6,5
15,1
Мончегорск
3,8
- 11,3
11,8
Москва
10,1
-8,2
18,0
Мурманск
3,4
-9,5
10,7
Нальчик
13,3
-3,5
20,9
Нарын
8,8
- 14,6
16,2
Нарьян-Мар
2,0
-15,7
10,3
Нахичевань
18,1
- 1,5
25,8
Невинномысск
13,7
-3,4
21,2
Нижний Новгород
8,9
- 10,9
17,1
Нижний Тагил
6,5
- 14,7
14,8
Николаев
14,2
-2,5
21,8
Николаевск-на-Амуре
6,3
-20,0
15,1
Новгород
8,3
-7,6
16,0
Новокузнецк
8,3
- 16,3
17,0
Новороссийск
15,8
3,5
22,7
Новосибирск
8,3
- 17,7
17,2
Норильск
0,7
-20,1
10,5
Одесса
13,8
- 1,8
21,3
Оймякон
2,2
-20,1
12,4
Омск
8,4
- 17,8
17,1
Орел
9,9
-8,4
17,8
Оренбург
12,0
-13,4
20,7
Ош
15,9
-1,6
23,5
Павлодар
10,9
16,7
19,8
Пенза
10,4
-11,0
18,6
Пермь
8,2
-14,3
16,7
Петрозаводск
7,1
-8,8
15,1
Петропавловск
8,8
-17,3
17,5
Петропавловск-
Камчатский
5,2
-7,6
11,9
Полтава
12,0
-5,9
19,7
Пржевальск
9,2
-5,9
16,0
Псков
8,8
-6,5
16,3
Пятигорск
13,1
-3,0
20,7
Рига
8,9
-4,8
15,8
Ровно
10,7
-4,1
17,7
Ростов-на-Дону
14,0
-4,6
21,9
Рубцовск
10,1
-16,5
19,0
Рязань
9,6
-9,9
17,7
Самара
11,1
- 12,5
19,6
Самарканд
17,0
1,5
24,4
Санкт- Петербург
8,6
-6,8
16,4
Саранск
10,0
- 10,9
18,3
Саратов
12,5
- 10,6
21,0
Семипалати нск
12,0
- 15,0
20,9
Симферополь
13,7
0,0
20,8
Смоленск
9,0
-7,6
16,5
Советская Гавань
6,5
- 15,4
14,0
Сочи
15,7
5,9
21,9
Ставрополь
13,5
-2,5
20,9
Сумгаит
17,0
4,2
23,9
Сумы
10,9
-6,9
18,5
Сургут
5,6
- 19,9
14,9
Сухуми
16,1
6,5
21,9
Сыктывкар
6,5
- 14,1
15,0
Таганрог
14,4
-4,1
22,4
Тайшет
7,3
- 18,5
16,4
Талды-Курган
13,5
- 15,1
21,7
Таллинн
8,2
-4,2
15,3
Тамбов
10,9
-9,5
19,0
Ташкент
17,9
-0,9
25,7
Тбилиси
16,4
2,2
23,5
Темир-Тау
13,3
- 13,4
22,3
Тернополь
10,6
-4,2
17,6
Тобольск
7,8
- 17,0
16,6
Тольятти
11,4
- 11,4
19,8
Томск
7,5
- 17,8
16,4
Туапсе
16,0
5,2
22,4
Тула
9,4
-8,9
17,3
Ужгород
12,9
- 1,1
19,6
Улан-Удэ
8,3
-20,1
17,6
Ульяновск
10,0
- 12,4
18,4
Уральск
12,5
- 12,8
21,3
Уссурийск
10,7
-17,1
19,0
Усть-Каменогорск
11,2
-15,0
19,9
Уфа
9,9
-13,1
18,3
Фергана
18,0
-0,6
25,6
Хабаровск
10,8
- 18,6
19,7
Ханты-Мансийск
6,7
- 18.5
15,8
Харьков
12,1
-6,3
19,8
Херсон
14,2
-2,1
21,8
Хмельницкий
10,7
-4,4
17,8
Целиноград
9,9
-16,3
18,8
Чебоксары
9,1
- 11,9
17,4
Челябинск
9,2
- 14,3
17,8
Череповец
7,7
- 10,2
15,8
Черкассы
11,7
-4,9
19,2
Чернигов
11,1
-5,7
18,5
Черновцы
11,6
-3,6
18,6
Чимкент
17,0
-1,2
25,1
Чита
7,5
-20,1
16,8
Элиста
14,7
-5,4
22,9
Южно-Сахалинск
7,5
- 11,6
15,0
Якутск
6,4
-20,1
16,6
Ярославль
7,9
- 10,6
15,8
* Декабрь, январь, февраль
** июнь, июль, август
ПРИЛОЖЕНИЕ F (рекомендуемое) УТОЧНЕННЫЙ МЕТОД ПРЕОБРАЗОВАНИЯ РЕАЛЬНОГО ГРАФИКА НАГРУЗКИ F.1 Исходный, или реальный, график нагрузки трансформатора, подлежащий преобразованию, может быть представлен в виде непрерывной регистрации тока нагрузки или периодическими, но достаточно частыми фиксированными по времени измерениями значений тока нагрузки за суточный интервал времени. При этом суточный интервал подразумевает продолжительность графика 24 ч независимо от времени начала отсчета, которое следует выбирать по характеру суточного изменения нагрузки таким образом, чтобы нагрузка в начале и в конце 24-часового интервала была бы по возможности одинаковой, что удовлетворяет условию повторяемости такого суточного графика.
F.2 Преобразование исходного графика нагрузки трансформатора в суточный, эквивалентный по потерям, двухступенчатый прямоугольный график с представлением нагрузки в долях номинального тока обмотки следует выполнять в соответствии с рисунком F.1 в такой последовательности.
F.2.1 На исходном графике нагрузки трансформатора провести линию номинального тока lн, она же линия относительной номинальной нагрузки К = 1.
F.2.2 В точках А и Б пересечения номинальной линии с кривой исходного графика нагрузки выделить на нем участок перегрузки продолжительностью h’.
F.2.3 Оставшуюся часть исходного графика с меньшей нагрузкой разбить на т интервалов tj исходя из возможности проведения в каждом интервале линии средней нагрузки, то есть так, чтобы площади участков над и под средней линией были примерно равными, а затем определить значения тока средних линий S1, S2, Sm.
F.2.4 Рассчитать начальную нагрузку К1 эквивалентного графика
(F.1)
F.2.5 Участок перегрузки h’ на исходном графике нагрузки разбить на р интервалов hp исходя из возможности проведения линии средней нагрузки а каждом интервале, а затем определить значения , , .
F.2.6 Рассчитать предварительное превышение перегрузки эквивалентного графика нагрузки
(F.2)
F.2.7 Сравнить значение с Kmax исходного графика нагрузки: если , следует принять K2 = если , следует принять K2 = 0,9 Кmax, а продолжительность h перегрузки эквивалентного графика нагрузки рассчитать по формуле
(F.3)
F.3 Если исходный суточный график нагрузки трансформатора содержит два близких по значению максимума различной продолжительности, значения h и К2 определяются по максимуму большей продолжительности, а значение К1 - как среднеквадратичное значение остальной нагрузки.
F.4 Если исходный суточный график нагрузки трансформатора содержит несколько последовательных близких максимумов, значения К2 и h определяются из охвата всех максимумов, а значение K1 - как среднеквадратичное значение оставшейся нагрузки.
1 - исходный график нагрузки,
2 - эквивалентный прямоугольный график нагрузки
Рисунок F.1 - Преобразование исходного графика нагрузки трансформатора в эквивалентный двухступенчатый прямоугольный
ПРИЛОЖЕНИЕ Н (справочное) УПРОЩЕННЫЕ ТАБЛИЦЫ ДОПУСТИМЫХ АВАРИЙНЫХ ПЕРЕГРУЗОК Таблица Н.1 -Допустимые аварийные перегрузки без учета предшествующей нагрузки
Побачили розбіжність з офіційним текстом?
Дивіться також
Сборник ГОСТ ЕСКД
Збірник із 154 стандартів
ГОСТ 22558-89
Язык программирования КОБОЛ
ГОСТ 4401-81