/
Text
СПРАВОЧНИК
по электроснабжению
промышленных предприятий
ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЕ
И АВТОМАТИЗАЦИЯ
Под общей редакцией
А. А. Федорова и Г. В. Сербиновского
Второе издание, переработанное
и дополненное
МОСКВА ЭНЕРГОИЗДАТ 1981.
ББК 31.29
С74
УДК 658.26.621.3(031)
Рецензент главный энергетик Магнитогорского металлург
гического комбината канд. техн, наук С. В. Муринец
Составители: Т. В. Анчарова, В. В. Каменева, А. А. Ка-
тарская, Э. А. Киреева, А. И. Кирпа, Г. П. Корнилов, М. В. Куд-
рук, А. Г. Никульчеико, П. И. Семичевский, Э. Т. Сидоренко,
А. А. Федоров, А. И. Чернусский
Справочник по электроснабжению промышлеп-
С74 ных предприятий: Электрооборудование и автома-
тизация / Сост.: Т. В. Анчарова, В. В. Каменева,
А. А. Катарская; Под общ. род. А. А. Федорова и
Г. В. Ссрбшювского. — 2-е изд., перераб. и доп.—
М.: Эпсргоиздат, 1981. —624 с., ил.
В пер.: 2 р. 90 к.
Приведены сведения по электрооборудованию, его допустимым
перегрузкам, устройствам релейной защиты н автоматики систем
электроснабжения. Материал по электрическим нагрузкам, выбору
аппаратов, воздушных электросетей был помещен в Справочнике по
электроснабжению промышленных предпрпя! пй. Промышленные
электрические сети, вышедшем и 1980 г.
Первое издание вышло в 1973 г. в двух kiiiii.ix. Во ин।ром тда-
нин учтены новые порматннпые указания и новые ншы оборудования.
Для инженеров п техпикоп, раба тающих в о|дгл.1\ I данного
энергетика промышленных предприятий, и может бы и» по,те н*п сту-
дентам вузов и техникумов электроHicpreniuvcKiix снгцп.1лпшн ivi'I.
С 30у2-32— 89-81 (Э). 2302050000
051(01)-81
ББК 31.29
6112.1.081
Справочник по электроснабжению
промышленных предприятий.
Электрооборудование и автоматизация
Редактор издательства Л. В. Копейкина
Переплет художника Е. Н. Волкова
Технические редакторы: А. С. Давыдова, Н. П. Собакина
Корректоры: М. Г. Гулина, И. Л. Володяева
ИБ № 1735 («Энергии»)
Сдано в набор 20.08.80. Подписано и нечап. 30.ПВН1. T !’1Н171. Формат
60Х90'/ю. Бумага типографская № Гари. pippi|u,i лип |м 1 уриая. Пе-
чать высокая. Усл. печ. л. 39. Уч.-над. л. 61,ОБ. Т ираж 51) ОЧИ ни. Лака )
1506. Цена 2 р. 90 к.
Энергоиздат, 113114, Москва, М-114, Шлюзовая наб,, К)
Ордена Октябрьской Революции, ордена Трудового Красною Знамени
Ленинградское производственно-техническое объединение «Печшпый
Двор» имени Л. М. Горького Союзнолиграфпрома при Государе г-
венном комитете СССР по делам издательств, полиграфии н книжной
торговли. 197136, Ленинград, П-136, Чкаловский ар., 15.
© Энергоиздат, 1981
ПРЕДИСЛОВИЕ
Настоящий справочник является продолжением «Справочника по электро-
снабжению промышленных предприятий. Промышленные электрические сети»
под ред. А. А. Федорова и Г. В. Сербиновского, вышедшего в 1980 г.
В справочнике приведены расчетные материалы, связанные с проектированием
и эксплуатацией промышленных электроустановок, и даны технические харак-
теристики электрооборудования.
Настоящий справочник составлен па основании опыта издания «Справочника
по электроснабжению промышленных предприятий» в 1954, 1961 и 1973 гг. с уче-
том того, что быстро развивающаяся техника требует постоянного обновления и
совершенствования справочной литературы.
В связи с тем, что за время подготовки справочника к изданию пересматри-
вались директивные и другие руководящие указания, например СНиП, ГОСТ
и т. д. при пользовании справочником следует обращать на это внимание и при
необходимости пользоваться новыми ГОСТ, СНиП.
Справочник составили: Т. В. Анчарова — разд. 19, В. В. Каменева — разд.
18 и 21, А. А. Катарская — разд. 22, Э. А. Киреева — разд. 20, А. И. Кирпа —
разд. 13 и 24, Г. П. Корнилов — разд. 17, М. В. Кудрук — разд. 23, А. Г. Ни-
кульченко — разд. 15, П. И. Семичевский — разд. 22, Э. Т. Сидоренко — разд.
16, А. А. Федоров — разд. 14, 15, 17, 18, 19, 22 и 23, А. И. Чернусский —
разд. 15.
Авторы считают своим долгом отметить следующих специалистов, приняв-
ших активное участие п составлении некоторых разделов справочника: О. А. Бу-
шуеву— разд. 15 и 17, Буй Тхапь Жанга — р;нд. 14, В. М. Карпова — разд.
18, Ю. В. Кучина — ращ. 23, С, Р. Сидоренко— разд. 16, В. Г. Ткаченко —
разд. 17, Г. II. Юркевич — разд. 14.
Авторы приносят благодарность за работу по оформлению материалов спра-
вочника Н. В. Агальцовой, Г. К. Березиной, Е. Н. Вахромеевой, Н. П. Свири-
дову, Г. М. Лебедеву, В. М. Чумакову.
Просьба к читателям присылать свои замечания и пожелания в Энерго-
издат по адресу: 113114, Москва М-114, Шлюзовая наб., 10,
Авторы
СОДЕРЖАНИЕ
СПРАВОЧНИК ПО ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЮ ПРОМЫШЛЕННЫХ
ПРЕДПРИЯТИЙ. ПРОМЫШЛЕННЫЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СЕТИ
Предисловие
Раздел первый. Оптимизация систем промышленного электроснабжения
(математическое обеспечение)
Введение
1-1. Методы аппроксимации и интерполирования и оптимизации систем
промышленного электроснабжения
1-2. Основы матричного исчисления и линейной алгебры
1-3. Элементы теории вероятностей
1-4. Математическая обработка результатов эксперимента
1-5. Элементы теории надежности
Список литературы
Раздел второй. Основы технико-экономических расчетов в системах
электроснабжения промышленных предприятий
А. Расчетная часть
2-1. Общие положения
2-2. Основные понятии, характервзующне техш1ко-экопомические расчеты
2-3. Определение оптимальною срока окунаемое hi в системах электро-
снабжения
2-4. Использование некоторых математических методов в технико-эконо-
мических расчетах
2-5. Методы приближения функций
2-6. Использование методов интерполяции в технико-экономических рас-
четах
2-7. Ис нол топание методоп аппроксимации в технико-экономических
расчетах
2-8. Определение точек экстремума эмиирнчееквх функций в техиико-
hkohomich'ckiix расчет ах
2-9, JJp.'iK।II4ITKHC примеры решении .чадач би применения цифровых ЭВМ
2-10. Общие воложеш»! применения цифровых ЭВМ для решения технико-
экономических задач и системах элск1рос|н1бжепня промышленных
предприятий
Б. Укрупненные тжипители стоимости (УИС) и по.юмание ими
2-11. Общие положения
2-12. Воздушные линии
2-13. Кабельные линии
2-14. Подстанции
Список литературы
Содержание
5
Раздел третий. Основные показатели, определяющие качество электри-
ческой энергии у ее приемников
3-1. Общие положения
3-2. Несинусоидальность формы кривой напряжения
3-3. Определение дополнительных потерь активной мощности и электро-
энергии в элементах систем электроснабжения промышленных пред-
приятий при наличии высших гармоник
3-4. Несимметрия напряжений
3-5. Отклонения и колебания напряжения в системах промышленного
электроснабжения и Их влияние на производительность производ-
ственных механизмов
3-6. Вопросы регулирования напряжения
Список литературы
Раздел четвертый. Электрические нагрузки
4-1. Общая часть
А. Основные понятия
4-2. Графики электрических нагрузок
4-3. Определения и обозначения основных физических величин
4-4. Показатели графиков электрических нагрузок
4-5. Приведенное число приемников электроэнергии
Б. Определение средних и среднеквадратичных нагрузок и расхода электро-
энергии
4-6. Определение средних и среднеквадратичных нагрузок
4-7. Определение расхода электроэнергии
В. Определение расчетных и пиковых нагрузок
4-8. Общие рекомендации по выбору метода определения расчетных на-
грузок
4-9. Определение расчетной нагрузки по удельным показателям произ-
водства
4-10. Определение расчетной нагрузки по установленной мощности и коэф-
фициенту спроса
4-11. Определение расчетной нагрузки по средней мощности и коэффициенту
формы
4-12. Определение расчетной нагрузки по средней мощности и среднеква-
дратичному отклонению
4-13. Определение расчетной нагрузки по средней мощности и коэффици-
енту максимума
4-14. Определение расчетной нагрузки отдельных узлов системы электро-
снабжения
4-15. Определение пиковых нагрузок
4-16. Некоторые соображения по учету роста нагрузок
Г. Категории приемников электроэнергии по степени бесперебойности элек-
троснабжения
4-17. Классификация приемников электроэнергии по требуемой степени-
бесперебойности электроснабжения
• Д. Показатели электрических нагрузок отдельных групп приемников и по-
требителей электроэнергии
Е. Удельные расходы электроэнергии по отраслям промышленности
Ж.. Прочие показатели для определения электрических нагрузок и расхода
электроэнергии
3. Характерные графики электрических нагрузок предприятий различных
отраслей промышленности
Список литературы
6
Содержание
Раздел пятый. Расчет токов короткого замыкания
5-1. Общие положения, определения и расчетные условия короткого за-
мыкания в системах напряжением выше 1000 В
5-2. Определение расчетных величин
5-3. Расчетная схема
5-4. Определение токов короткого замыкания при помощи расчетных кри-
вых
5-5. Расчеты режимов несимметричных коротких замыканий
5-6. Расчет токов короткого замыкания в системах напряжением до 1000 В
с учетом активного сопротивления
5-7. Упрощенные методы расчета токов короткого замыкания
5-8. Примеры расчетов токов короткого замыкания с помощью расчетных
кривых
5-9. Расчет токов короткого замыкания в системах постоянного тока
Список литературы
Раздел шестой. Выбор и проверка электрических аппаратов, изоляторов
и токоведущих устройств
6-1. Общие положения
6-2. Выбор аппаратов и параметров токоведущих устройств по условиям
длительной работы
6-3. Проверка электрических аппаратов, изоляторов и токовсдущих
устройств по току короткого замыкания
6-4. Выбор и проверка выключателей напряжением выше 1000 В
6-5. Выбор и проверка предохранителей
6-6. Выбор и проверка выключателей нагрузки
6-7." Выбор и проверка разъединителей
6-8. Выбор и проверка изоляторов
6-9. Выбор и проверка шин ->
6-10. Выбор и проверка реакторов
6-11. Выбор и проверка трансформаторов тока
6-12. Выбор и проверка трансформаторов напряжения
Список литературы
Раздел седьмой. Блуждающие токи и защита от электрохимической кор-
розии
7-1. Общие положения и физические понятия
7-2. Утечка тока из рельсов в землю
7-3. Меры по ограничению блуждающих токов
7-4. Защита подземных металлических сооружений
7-5. Измерения на подземных сооружениях и рельсах
7-6. Средства защиты подземных сооружений от коррозии
Список литературы
Раздел восьмо й. Режим нейтрали, заземлении и молписзащита промыш-
ленных зданий и сооружений
Я, Режим нейтрали
8-1. Общие положения
8-2. Системы с изолированной нейтралью
8-3. Системы с компенсацией емкостных токов замыкания на землю
8-4. Системы с глухозаземленной нейтралью
8-5. Выбор режима нейтрали электроустановок напряжением до 1000 В
и выше
Б. Заземляющие устройства
8-6. Общие положения
8-7. Требования к заземляющим устройствам
Содержание
7
8-8. Расчет заземляющих устройств
8-9. Проверка заземляющих устройств
В. Молниезащита промышленных зданий и сооружений
8-10. Молниезащита подстанций
8-11. Молниезащита воздушных линий
8-12. Основные требования к устройствам молниезащиты для электроуста-
новок
8-13. Молниезащита промышленных зданий и сооружений
Список литературы
Раздел девятый. Компенсация реактивной мощности
9-1. Указания по компенсации реактивной мощности в распределитель-
ных сетях
9-2. Общие положения •
9-3. Способы уменьшения потребления реактивной мощности на промыш-
ленных предприятиях
9-4. Компенсирующие устройства
9-5. Выбор компенсирующих уегропсти
9-6. О компенсации реактивной мощности при наличии вентильной на-
грузки
9-7. Размещение, компенсирующих устройств
9-8. Режимы работы и способы регулирования компенсирующих устройств
Список литературы
Раздел десятый. Электрический расчет промышленных электрических
сетей
10-1. Общие положения об электрическом расчете режима электрической
сети
10-2. Схема замещения электрической сети
10-3. Определение потерь мощности и энергии на корону
10-4. Электрический расчет участка сети с П-образной схемой замещения
10-5. Электрический расчет разомкнутых электрических сетей
10-6. Электрический расчет простейших замкнутых сетей
10-7. Методы расчета режимов электрических сетей на цифровых ЭВМ
10-8. Выбор сечений проводов и жил кабелей
10-9. Расчет цеховых сетей
Список литературы
Раздел одиннадцатый, Расчет воздушных линий на механическую
прочность
11-1. Общие определения
11-2. Расчет проводов и тросов воздушных линий на механическую проч-
ность в нормальном режиме
11-3. Выбор типов изоляторов и арматуры
11-4. Расчет проводов и тросов в аварийных режимах
11-5. Основные сведения о расчете опор воздушных линий на механическую
прочность
11-6. Расчет устойчивости деревянных опор в грунте
Список литературы
Раздел двенадцатый. Элементы воздушных линий
12-1. Провода и тросы
12-2. Линейные изоляторы
12-3. Линейная арматура
12-4. Опоры воздушных линий
Список литературы
СОДЕРЖАНИЕ НАСТОЯЩЕГО СПРАВОЧНИКА
Предисловие ....................................................... 3
Раздел т р и и а д ц а т ы й. Технические данные по кабелям, блокам
и муфтам..................................................... 11
13-1, Допустимые нагрузки...................................... 11
13-2. Технические данные кабелей............................... 18
13-3. Муфты для кабелей на напряжения 1, 6, 10, 20 и 35 кВ. 36
Список литературы.............................................. 36
Раздел четырнадцатый. Шинопроводы................................. 37
14-1. Общие положения........................................ 37
14-2. Распределение тока ио сечению шип из цветного металла ... 37
14-3. Определение активного и реактивного сопротивлений шинопро-
вода .................................................... 41
14-4. Потери мощности и напряжения в шинопроводах.............. 43
14-5. Выбор сечения шинопроводов............................... 46
14-6. Проверка выбранного сечения шинопровода.................. 48
14-7. Колебания шинопроводов, имеющих отклонение от прямой —
поворот................................................’. . . 57
Список литературы............................................. 61
Раздел пятнадцатый. Допустимая перегрузка воздушных и ка-
бельных линий............................................. 62
15-1. Общие положения..................................... 62
15-2. Основные положения расчета допустимой перегрузки... 62
15-3. Перегрузка н ее воздействие на технические и экономические
факторы, связанные с работой воздушных линий ...... 71
15-4. Определение допустимой перегрузки воздушных линий по номо-
граммам .............................................. 75
Список литературы....................................... 75
Раздел шест и а д ц а т ы й. Силовые преобразовательные
установки....................................................... 92
16-1. Общие снедения............................................. 92
16-2. Расчет и выбор преобра.1ова1ел1,ных упапопок ......... 92
16-3. Силовые кремниевые неуправляемые вентили................... 99
16-4. Силовые кремниевые управляемые вентили — тиристоры .... 102
16-5. Полупроводниковые выпрямители............................. 111
16-6. Тиристорные преобразователи частоты....................... 114
16-7. Тиристорные пускатели и регуляторы напряжения............. 115
16-8. Трансформаторы для преобразовательных установок ...... 119
16-9. Области применения полупроводниковых преобразователей в про-
мышленности ................................................ 131
Список литературы............................................... 144
Содержание
9
Раздел семнадцатый. Выбор силовых трансформаторов .... 145
17-1. Общие положения......................................... 145
17-2. Выбор числа трансформаторов............................. 146
17-3. Выбор мощности трансформаторов ........................ 147
17-4. Определение потерь мощности и энергии в силовых трехобмоточ-
ных трансформаторах ...................................... 162
17-5. Определение потерь мощности и энергии в автотрансформаторах 166
17-6. Определение мощности трансформатора при несимметричной на-
грузке 167
17-7. Выбор числа и мощности силовых трансформаторов.......... 167
17-8. Технические данные силовых трансформаторов и автотрансфор-
маторов .................................................. 174
Список литературы............................................. 244
Раздел восемнадцатый. Выбор напряжений.................. 244
18-1. Постановка вопроса...................................... 244
18-2. Определение рационального напряжения аналитическим расче-
том ...................................................... 246
18-3. Приближенное определение рационального напряжения .... 257
18-4. Выбор рационального напряжений при равномерно распределен-
ной нагрузке............................................. 260
18-5. Определение рационального напряжения с применением методов
планирования эксперимента................................. 261
Список литературы........................................... 266
Раздел девятнадцатый. Выбор систем и схем электроснабжения
промышленных предприятий...................................... 267
19-1.-Общие положения . . . .................................. 267
19-2. Выбор схем по условиям надежности питания............... 267
19-3. Общие положения выбора местоположения питающих подстан-
ций ..................................................... 283
19-4. Картограмма нагрузок.................................... 283
19-5. Определение условного центра электрических нагрузок.... 285
19-6. Определение зоны рассеяния центра электрических нагрузок
для статического состояния системы электроснабжения промыш-
ленных предприятий....................................... . . 289
19-7. Определение ориентации координатных осей; осей эллипса рассе-
яния и построение эллипса . . . .......................... 293
19-8. Определение зон увеличения приведенных расчетных годовых за-
трат при смещении подстанции из зоны рассеяния центра электри-
ческих нагрузок .......................................... 296
19-9. Определение местоположения ГПП (ГРП) с учетом динамики си-
стемы электроснабжения промышленных предприятий.............. 298
19-10. Определение местоположения питающих подстанций в трех осях
координат................................................. 299
19-11. Характерные схемы электроснабжения промышленных пред-
приятий .................................................. 304
Список литературы............................................. 309
Ра.здел двадцатый. Релейная защита, защита предохранителями н
автоматами в системах электроснабжения промышленных предприятии 310
20-1. Общие сведения.......................................... 310
20-2. Выбор предохранителей и автоматических выключателей .... 312
20-3. Защита отдельных элементов систем электроснабжения..... 313
20-4. Защита генераторов...................................... 315
20-5. Защита силовых трансформаторов.......................... 323
10
Содержание
20-6. Защита синхронных и асинхронных двигателей............... 340
20-7. Защита синхронных компенсаторов.......................... 354
20-8. Защита конденсаторных установок.......................... 354
20-9. Защита преобразовательных агрегатов...................... 356
20-10. Защита кабельных и воздушных линий...................... 365
20-11. Оперативный ток в цепях релейной защиты................. 376
Список литературы............................................ 389
Раздел двадцать первый. Автоматика в системах электроснаб-
жения промышленных предприятий ............................... 390
21-1. Общие положения........................................ 390
21-2. Автоматическое повторное включение (ЛИВ)................. 390
21-3. Автоматическое включение резерва (АВР)................... 416
21-4. Автоматическое регулирование мощности конденсаторных батарей 433
21-5. Автоматическая разгрузка по '.аетоте..................... 445
Синеок литературы.............................................. 450
Раздел двадцать второй. Электробаланс.............................. 451
22-1. Основные положения по составлению электробаланса промыш-
ленных предприятий ........ ......................... ........ 451
22-2. Методика определения потерь электроэнергии на промышленных
предприятиях ............................................. 452
22-3. Примеры еоетанлеипя 'тлтчяробалапетпт............. . . 458
Список литературы.............................................. 469
Раздел д в а д ц а т т> т р с т и й. Электрическое оборудование распре-
делительных устройств напряжением выше 1000 В................. 470
23-1. Опорные и проходные изоляторы............................ 470
23-2. Разъединители и приводы к ним............................ 487
23-3. Выключатели нагрузки..............................•, • • • 503
23-4. Предохранители....................................* . . . 505.
23-5. Выключатели и приводы к ним............................ 513
23-6. Трансформаторы тока...................................... 536
23-7. Трансформаторы напряжения................................ 556
23-8. Реакторы................................................. 562
23-9. Разрядники............................................... 581
23-10. Конденсаторы............................................ 589
Список литературы.............................................. 591
Раздел двадцать четвертый. Электрическое оборудование
напряжением до 1000 В . . ...................................«... 591
24-1. Рубильники............................................... 591
24-2. Предохранители........................................... 595
24-3. Автоматические выключателя............................... 595
24-4. Пускатели................................................ 605
24-5. Щиты оснет ягельные...................................... 606
24-6. Комплектные устройства распределения энергии напряжением
до 1000 В................................................. 607
Список литературы.............................................. 620
Предметный указатель к Справочнику по электроснабжению промышлен-
ных предприятий. Промышленные электрические сети................... 621
Раздел тринадцатый
ТЕХНИЧЕСКИЕ ДАННЫЕ ПО КАБЕЛЯМ,
БЛОКАМ И МУФТАМ
13-1. ДОПУСТИМЫЕ НАГРУЗКИ
Допустимые длительные токовые нагрузки на кабели напряжением до 35 кВ
с изоляцией из пропитанной бумаги п свинцовой, алюминиевой или поливинил-
хлоридной оболочке приняты в соответствии со следующими условиями:
а) Допустимая температура нагрева жил кабелей при но-
минальном напряжении, кВ, до:
3................................................ 80’ С
6.............................................. 65’С
10.............................................. 60 С
20 и 35 ........................................ 50’С
6} Вид прокладки:
в земле
расстояние в свету между кабелями ............. Не менее 100 мм
глубина траншеи . , ......................... 0,7—1,0 м
температура земли................................... 15° С
удельное сопротивление земли .............. , 120 Ом • град/Вт
вводе
температура воды ,,,,,,,,,,,,,,,, 4 » 15° С
ввоздухе
температура воздуха .......................... 25’С
расстояние в свету при прокладке кабелей внутри,
вне зданий и в туннелях........................ Не мопес 35 мм
то же н каналах . . .......................... Не менее 30 мм
Допустимые длительные токовые нагрузки на кабели приведены в табл. 13-1 —
13-7.
Токовые нагрузки относятся к работе на переменном токе, при этом свин-
цовые оболочки соединены между собой и заземлены на обоих концах, число ря-
дом лежащих кабелей — три, расстояние между кабелями в свету — не более
125 мм и не менее 35 мм.
Кабельные линии напряжением 6—10 кВ, несущие нагрузки меньше номи-
нальных, могут кратковременно перегружаться согласно табл. 13-8. На время
ликвидации аварий для кабельных линий напряжением до 10 кВ включительно
допускается перегрузка в течение 5 сут согласно данным, приведенным в табл. 13-8.
Схема заполнения блоков кабелями приведена в табл. 13-9. Длительно до-
пустимые токовые нагрузки на кабели, прокладываемые в блоках, определяются
по эмпирической формуле / = Ioabc, где /0 — ток, определяемый по табл. 13-9;
и, Ь, с — коэффициенты, выбираемые по табл. 13-10.
12
Технические данные по кабелям, блокам и муфтам
[Разд. 13
Т а б л и ц а 13-1
Кабели с бумажной пропитанной изоляцией, в свинцовой
или алюминиевой оболочке, прокладываемые в земле и воздухе
Токовые нагрузки, А (на одножильные кабели для работы при постоянном токе)
Сече- ние жилы. ММ2 Одно- жильные кабели Двух- ЖИЛЬПЫО кабели Трсхжильные кабели Четырех- жильные кабели
ДО кВ 6 кВ 10 кВ
ДО 1 кВ До 1 кВ ДО 1 кВ
в В В В В В В в В В В
зем- ПО J- К’М- IU) ) нем- 1Н» г •1ГМ- ПО 1 = пем- поз- зем- воз-
ле духе ле духе ле духе ле духе ле духе ле духе
Кабели с медными жилами
2,5 40 45 30 40 28 — —
4 80 55 60 40 55 37 — — 50 35
6 105 75 80 55 70 45 __ 60 45
10 140 95 105 75 95 60 80 55 — — 85 60
16 175 120 140 95 120 80 105 65 95 60 115 80
25 235 160 185 130 160 103 135 90 120 85 150 100
35 285 200 225 150 190 125 160 ПО 150 105 175 120
50 360 245 270 185 23;: 155 200 145 180 135 215 145
70 440 305 325 225 285 200 245 175 215 165 265 185
95 520 360 380 275 340 245 295 215 265 200 310 215
120 595 415 435 320 390 285 340 250 310 240 350 260
150 675 470 500 375 435 330 390 290 355 270 395 300
135 755 525 —- — 490 375 440 325 400 305 450 340
240 880 610 — — 570 430 510 375 460 350 — —
Кабели с a.uoMiiiiue/ibtMu жилами
2,5 31 35 23 31 22 __ — —
4 60 42 46 31 42 29 —— — — 38 27
6 80 55 60 42 55 35 — — 46 35
10 НО 75 80 55 75 46 60 42 — 65 45
16 135 90 ПО 75 90 60 80 50 75 46 90 60
25 180 125 140 100 125 80 105 70 90' 65 115 75
35 220 155 175 115 145 95 125 85 115 80 135 95
50 275 190 210 140 180 120 155 НО 140 105 165 110
70 310 235 250 175 220 155 19(1 135 165 130 200 140
95 400 275 290 210 260 190 225 165 205 155 240 165
120 460 320 335 245 300 220 260 190 210 185 270 200
150 520 360 385 290 335 255 300 225 275 210 305 230
185 580 405 __ —- 380 290 340 250 310 235 345 260
240 675 470 — — 440 330 390 290 355 270 — —
Примечания: 1. Токовые нагрузки на одножильные кпбслн е медными жила-
ми сечением 300, 400, 500, 625 и 800 мм2 составляют н земле соогне гс г пен но 1000, 1200,
1400, 1520 и 1700 А, в воздухе - 720, 880, 1020, 1180 и 1400 А.
2. Токовые нагрузки на одножильные кабели с алюминиевыми жилами сечением 300,
400, 500, 625 и 800 мм2 составляют в земле соответственно 770, '.НО, 1080, 1170 и 1310 А,
в воздухе — 555, 675, 785, 910 и 1080 А.
§ 13-1]
Допустимые нагрузки
13
Т а б л и ц а 13-2
Кабели с медными и алюминиевыми жилами,
с бумажной пропитанной изоляцией, в свинцовой оболочке,
прокладываемые в воде
Сечение жилы, мм2 Токовые нагрузки, А, кабелей
с медиыми жилами с алюминиевыми жилами
трехжильиых четырех- жильных трехжильных четырех- жильных
до 3 кВ 6 кВ 10 кВ до 1 кВ до 3 кВ 6 кВ 10 кВ до 1 кВ
16 — 135 120 — 105 90 —
25 210 170 150 195 160 130 115 150
35 250 205 180 230 190 160 140 175
50 305 255 220 285 235 195 170 220
70 375 310 275 350 290 240 210 270
95 440 375 340 410 310 290 260 315
120 505 430 395 470 390 330 305 360
150 - 565 500 450 — 435 385 345 —
185 . 615 545 510 — 475 420 390 —
340 715 625 585 — 550 480 450 —
Таблица 13-3
Кабели 6 кВ с медными алюминиевыми жилами,
С обедиенно-пропитанной изоляцией, в общей свинцовой оболочке,
прокладываемые в земле, воде и воздухе
Сечениг жилы, маг’ Токонмс 11лгру'1кп, Л, Т|и'хжплы1ых кабслсП
е В земле медными жпллмн С илюмипневыми жилами
В воде В воздухе В земле В воде В воздухе
16 90 100 65 70 75 . 50
25 120 140 90 90 ПО 70
35 145 175 110 ПО 135 85
50 180 220 140 140 170 ПО
70 220 275 170 170 210 130
95 265 335 210 205 260 160
120 310 385 245 240 295 190
150 355 450 290 275 345 225
14
Технические данные по кабелям, блокам и муфтам
[Разд. 13
Таблица 13-4
Кабели с отдельно освинцованными медными и алюминиевыми жилами,,
с обедненно-пропитанной изоляцией.
прокладываемые в земле, воде и воздухе
Токовые нагрузки, А, трехжильных кабелей
с медными жилами с алюминиевыми жилами
Сече- ние С> кВ 10 кВ 6 кВ 10 кВ
жилы, мм2 О b Г & О О
Я § СП* я & СО Я 1 СО Я
эт Й 09 Й я Й и эт Й И И га М й эт И га Й » И й Й » Й га Й м
16 90 115 80 70 90 60 _
25 125 155 105 но 140 100 95 120 80 85 но 75
35 155 195 125 130 170 120 120 150 95 100 130 90
50 185 230 150 160 210 145 140 175 115 125 160 НО
70 225 280 190 200 255 180 175 215 145 155 195 140
95 270 340 230 250 305 220 210 260 175 190 230 170
120 310 385 265 290 360 255 240 295 205 225 275 195
150 355 450 310 335 405 295 275 345 240 260 310 225
Таблица 13-5
Кабели с отдельно освинцованными (или отдельно опрессованными)
медными и алюминиевыми жилами, с бумажной пропитанной изоляцией,
прокладываемые в земле, воде и воздухе
Токовые нагрузки, Л, трсхлспльиых кабелей
с медными жилами
с алюминиевыми жилами
Сече- ние 20 кВ 35 кВ 20 кВ <*5 кВ
жплы, мма 0) г: k я 0) ч Й 0) ч k
гс го к я К п 3 tt СП
ш <0 о га О га я о га га я 8 о га я g о га
й Й Й м га И га й га га га й га Й й и
25 но 120 85 — 85 90 60
35 135 145 100 — 105 ПО 75 ——।
50 165 180 120 — — — 125 140 90 —. ——
70 200 225 150 195 210 145 155 175 115 150 160 по
95 240 275 180 235 255 180 185 210 140 180 195 140
120 275 315 205 270 290 205 210 245 160 210 225 160
150 315 350 230 310 — 230 240 270 175 240 175
185 355 390 265 — — — 275 300 205 — — —
§ 13-1]
Допустимые нагрузки
15
Таблица 13-6
Кабели с медными и алюминиевыми жилами с бумажной пропитанной
изоляцией, в свинцовой оболочке, небронированные, прокладываемые в воздухе
Токовые нагрузки, А, одножильных кабелей
Сечение жилы, мм3 с медиой жилой с алюминиевой жилой
до 3 кВ 6 кВ 10 кВ 20 кВ 35 кВ до 3 кВ 6 кВ 10 кВ 20 кВ 35 кВ
2,5 35 __ 27
4 50 — — — — 38 — — — —
6 60 __ — __ 46 ___ __
10 85 75 65 60 __ —
16 120 110 90 — 90 85 70 —
25 145 135 125 105 ПО 105 95 80
35 170 155 145 125 130 120 110 95
50 215 200 190 155 — 165 155 145 120
70 260 240 225 185 180 200 185 175 140 140
95 305 280 265 220 215 235 215 205 170 165
120 330 300 285 245 240 255 230 220 190 185
150 360 325 310 270 265 275 250 240 210 205
185 385 350 335 290 285 295 270 260 225 220
240 435 395 380 320 315 335 305 290 245 245
300 460 420 405 350 340 355 325 310 270 260
400 485" 440 425 370 — 375 340 325 285
500 505 460 445 — — 390 355 340 — —
Т а б л и ц а 13-7
Кабели с медными и алюминиевыми жилами, с резиновой или
пластмассовой изоляцией, в свинцовой, поливинилхлоридной и
резиновой оболочках, бронированные и небронированные
Сечение Жилы, мм8 Токовые нагрузки, А, кабелей
с медными жилами с алюминиевыми жилами
Одно- жиль- ных двухжильиых трехжильиых одно- жиль- ных двухжильных трехжильиых
В пор духи В вор ДУХг В зем- ле В no 1- духг В чем- JIV В по I духе В по 1- духе В зем- ле В воз- духе В зем- ле
1,5 23 19 33 19 27
2,5 30 27 44 25 ' 38 23 21 34 19 29
4 41 38 55 35 49 31 29 42 27 38
6 50 50 70 42 60 38 38 55 32 46
10 80 70 105 55 90 60 55 80 42 70
16 100 90 135 75 115 75 70 105 60 90
25 140 115 175 95 150 105 90 135 75 115
35 170 140 210 120 180 130 105 160 90 140
50 215 175 265 145 225 165 135 205 НО 175
70 270 215 320 180 275 210 165 245 140 210
95 325 260 385 220 330 250 200 295 170 255
120 385 300 445 260 385 295 230 340 200 295
150 440 350 505 305 435 340 270 390 235 335
185 510 405 570 350 500 390 310 440 270 385
240 605 — — — — 465 — — — —
Il,
I I'\ltll4l'l hili' ihllllli'li' Hit htlli, I'lll, Uliihtlll II Iflfl/iltfM
[Разд. 13
T а б л и ц a 1,3-9
Схема заполнения блоков кабелями
Конфигурация блока
2 ISt
2 1t7
3 138
2
1t3
иш
ймиян мвввн assia мввм a и 3 2 2 МММ МВВ a м я в в в в м я м ыммы маем мввм
ЙВВВЯ ивви н я и 3
мвваи мввм а и а± я я 3 амма
яымыв имин a МВВ и и 2. •2
QHM а т а
[мигам
МНЯ
мигам
мввм
мввм
мигам
амия
МЙ1
Mrii
МНИМ
мигам
ямин
135
131
2
~3
> t
1tO
~132
Tl8
ЙЫМЙ
МИИМ
мигам
ЙИИЮ
ыиин
ямин
ЯНИШИ
МИИИЯ
МИНИН
ЙИИИН
иными
2 136
3 132
t 119
2 135
3 124
t lot
2 135
3 118
t 100
2 133
3 116
t 81
2 129
3 11t
t 79
§ 13-1]
Допустимые нагрузки
17
Таблица 13-8
Допустимая кратковременная перегрузка кабельных линий
Коэффициент предвари- тельной нагрузки Вид прокладки Допустимая перегрузка по отношению к номинальной
в течение, ч при длительности, максимума, ч
0,5 1,0 3,0 1,0 3,0 6,0
0,6 В земле 1,35 1,3 1,15 1,5 1,35 1,25
В воздухе 1,25 1,15 1,10 1,35 1,25 1,25
В трубах (в земле) 1,20 1,10 1,00 1,30 1,20 1,15
0,8 В земле 1,2 1,15 1,1 1,35 1,25 1,20
В воздухе 1,15 1,1 1,05 1,30 1,25 1,25
В трубах (и земле) 1,10 1,05 1,00 1,20 1,15 1,10
Т а б лн ц а 13-10
Поправочные коэффициенты
на число рядом прокладываемых кабелей в земле в трубах и без труб
Расстояние в свету, мм Число кабелей
1 2 3 4 5 6
100 1,00 0,90 0,85 0,80 0,78 0,75
200 1,00 0,92 0,87 0,84 0,82 0,81
300 1,00 0,93 0,90 0,87 0,86 0,85
пи сечение кабеля (а)
Сечение жилы, мм Коэффициент при номере канала блока
1" 2 3 4
25 0,44 0,46 0,47 0,51
35 0,54 0,57 0,57 0,60
50 0,67 0,69 0,69 0,71
70 0,81 0,84 0,84 0,85
95 1,00 1,00 1,00 1,00
120 1,14 1,13 1,13 1,12
150 1,33 1,30 1,29 1,26
185 1,50 1,46 1,45 1,38
240 1,78 1,70 h68 1,55
IH
11'\tiit’tt'CKtie данные no кабелям, блокам и муфтам [Разд. 13
П родолжение пгабл, 13-10
на напряжение кабеля (в)
Номинальное напряжение кабеля, кВ 10 6 До з
Коэффициент 1 1,05 1,09
на среднесуточную нагрузку блока, определяемую в зависимости
от отношения среднесуточной передаваемой мощности
к номинальной (с)
е 7S ср» сут' иом 1,0 0,85 0,7
Коэффициент 1,0 1,07 1,16
Коэффициенты уменьшения допустимой токовой нагрузки па кабели, прокла-
дываемые в параллельных блоках одинаковой конфигурации, следующие:
Расстояние между блоками, мм , , , , , , 500 1000 1500 2000 2500 3000
Коэффициент. , 0,85 0,89 0,91 0,93 0,95 0,96
13-2. ТЕХНИЧЕСКИЕ ДАННЫЕ КАБЕЛЕЙ
а) Силовые кабели с бумажной пропитанной изоляцией
Силовые кабели с алюминиевыми или медными жилами, с пропитанной бу-
мажной изоляцией, в алюминиевой или свинцовой оболочке, с защитными покро-
вами или без них выпускаются в соответствии с ГОСТ 18410-73.
Кабели предназначены для передачи и распределения электрической энер-
гии в стационарных установках на напряжение до 35 кВ переменного тока часто-
той 50 Гц для сетей с изолированной нейтралью. Кабели могут быть использо-
ваны в сетях переменного тока с заземленной нейтралью и в сетях постоянного
тока.
Минимальный радиус изгиба при прокладке ранги 15 кратному наружному
диаметру для многожильных кабелей в свинцовой оболочке и 25 кратному наруж-
ному диаметру для остальных кабелей без предвари ie, и,ши о шпрева прн тем-
пературе не ниже 0 °C.
Кабели без применения специальных устройств (например, стопорных муфт)
предназначены для прокладки на трассах с разностью уропоей между высшей
и низшей точками расположения кабеля, указанной л табл. 13-11.
Кабели могут быть изготовлены с обедисино-иропптанпой изоляцией, при
этом в обозначении марки добавляется через дефис буква В.
Кабели по номинальному напряжению, сечению и числу жил соответствуют
указанным в табл. 13-12.
Жилы кабелей изготовляются однопроволочиыми (в обозначение марки до-
бавляются в скобках буквы «ож») или многопроволочпыми.
§ 13-2]
Технические данные кабелей
19
Таблица 13-11
Допустимая разность уровней при прокладке кабелей с бумажной
пропитанной изоляцией
Номинальное напряжение, кВ Пропитка изоляции Кабели Разность уровней* м, ие более
1 и 3 Вязкая Небронированные: в алюминиевой оболочке в свинцовой оболочке бронированные 25 20 25
Обедненная В алюминиевой оболочке В свинцовой оболочке Без ограничения 100
6 Вязкая В алюминиевой оболочке В свинцовой оболочке 20 15
Обедненная В алюминиевой или свинцовой оболочке 100
10 Вязкая В алюминиевой или свинцовой оболочке 15
20 35 Вязкая В алюминиевой или свинцовой оболочке 15
Таблица 13-12
Сечение жил силовых кабелей с бумажной пропитанной изоляцией
Марка кабеля Число жил Номинальное сечение жил, мм2, при номи* нальном напряжении, кВ
1 3 6 10 20 35
АЛГ, ЛСГ, С.Г, ЛЛНГп, ЛЛШн ААБлГ, ЛЛБл, ЛЛБ2л, ААБ2Шв, ААБ2лШп, АСБ, СВ, АСБл, СБл, АСБ2л, СБ2л, АСБн, СБи, АСБлн, СБлн, АСБГ, СБГ 1 II) Hill) 10 625 25-400 120—300
1 10 800 10-625
ААПй, ААП2л, ААПлГ, АСП, СП, АСПл, СПл, АСП2л, СП2л, АСПлн, СП ли, АСПГ, СПГ, ААПлШв 1 50—800 35—625 — — — —
ААШв-В, ААП2лШв-В, ААБл-В, ААБл-В, АСБ-В, СБ-В, АСБл-В, СБл-В, СБн-В, АСБн-B, АСБлн-В, АСБ2Л-В, СБ2л-В 1 10-500 10—500 — — —
АСБГ-В, СБГ-В 1 10-625
АСБ2лГ-В, СБ2лГ-В, ААПлГ-В, АСП-В, СП-В, АСПл-В, СПл-В, АСП2Л-В, АСПлн-В, 1 — 240—625 — — — —
СПлн-В, АСПГ-В, СПГ-В, ААПл-В СГ12л-В 1 50-500 35-500 — — — —
20
Технические данные по кабелям, блокам и муфтам
[Разд. 13
Продолжение табл. 13-12
Марка кабеля Число Номинальное сечение жил, мл нальном напряжении 1э, при кВ ЮМИ"
жил 1 3 6 10 20 35
АСП2лГ-В, СП2лГ-В АСКл, СКл ААБл, ААБл-В, АСБ, СБ, АСБ-В, СБ-В, АСБл. СБл, АСБл-В, СБл-В, АСП2л, СП2л, АСПл, СКл, АСКл АСГ, СГ, АСБ, СБ, АСБл, СБл, АСБ2л, СБ2л, АСБн, СВн, АСБлн, СБлн, АСБГ, СБГ АСП, СП, АСПл, СПл, АС112л, СП2л, АСПГ, СПГ АСБ-В, СБ-В, АСБл-В, СБл-В, АСБн-В, СБн-В, АСБлн-В, СБлн-В, СБГ-В, АСБ2л-В, СБ2л-В, АСБГ-В АСП-В, СП-В, АСПл-В, СПл-В, АСПГ-В, СПГ-В, АСГ12л-В, СП2Л-В ААГ, ААШп, ААШп, ААБл, ААБ2лШв, ААБ2лШп, ААБлГ, ААБ2л, СГ, АСГ, АСШв, АСБ, СБ, АСБл, СБл, АСБн, СВн, АСБлн, СБлн, АСБГ, СБГ, АСБ2л, СБ2л, АСБ2лШв, СБ2лШв, АСБ2лГ, СБ2лГ СШв, СБШв, ААПл, ААП2л, ААПлГ, ААП2лШв, ААП2лГ, АСП, СП, АСПл, СПл, АСП2л, СП2л, АСПлн, СПлн, АСПГ, СПГ, АСКл, СКл, АСП2лГ, СП2лГ Cl 11111! AOAIi, Одг>, АОАБ2Л, ОЛГ.Рл, АОДБОлГ, ОАНОлГ, AOCI1, ОСП, АОСБл, ОСБл, АОСВн, ОСНп. АОСБГ, ОСВГ. АОАШвБ, ОАШвБ АОСК, ОСК ААШв-В, ААП2лШв-В, ААБл-В, ААБ2Л-В, АСБ-В, СБ-В, АСБл-В, СБн-В, ААГ-В, АСБлн-В, СБлн-В, АСБГ-В, СБГ-В, СБ2л-В, ААШп-В, АСБ2л-В, СБл-В, АСБн-В ААБв, ААБвГ ААШв-В, ААБГл-В, АСБГ-В, СБГ-В ААПл-B, ААИлГ-В, АСП-В, СП-Б, АСПл-В, СПл-В, АСПлп-В, СПлн-B, АСП2Л-В, СП2л-В АСПГ-В, СПГ-В. АСП2лГ-В, СП2лГ-В ААГ, ААШп, ААШв, ААБлГ, ААП2лШв, ААБл, ААБ2л, АСГ, СГ, АСБ, АСБЛ, СБл, АСБн, СБн, АСВлн, СБлн, АСБГ, СБГ, АСБ2л, СБ2л, АСШв, СШв, СБШв ААПл, ААП2л, ААПлГ, АСП, СП, АСПл, СПШв, СПл, АСПлн, СПлн, АСПГ. СПГ, АСП2л 1 1 1 ос- новная н две кон- троль- ные 2 2 2 2 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 4 4 240—800+ +2X1 6 150 26-150 6—120 25-120 6 - 240 25-240 25—240 6-120 185~240 25- 150 185-240 10-185 16-185 ы> £ 1 St СЛ О О 1 1 II ’1 11 II I 1 III III СЯ ЬО kU ьэ о о о о сл 10 - 210 16—240 16-240 16-120 10-240 16 120 111 210 16-240 16—240 16-240 25-185 25-185 t 'll iii is fi i ii ill i£i § s
• § 13-2]
Технические данные кабелей
21
Продолжение табл. 13-12
Марка кабеля
АСКл, СКл
ААШв, ААП2лШв-В, ААБл-В,
ААБ2Л-В, АСБн-В, СБн-В,
АСБлн-В, АСБ2л-В, СБ2л-В,
АСБ-В, СБ-В, АСБл-В, СБл-В
ААБлГ-В
АСБГ-В, СБГ-В
ААПл-В, ААПлГ-В, СП-В,
АСП-В, АСПлн-В, СПлн-В,
АСПГ-В, СПГ-В, АСП2л-В;
СП2л-В, АСПл-В, СПн-В
Число
жил
Номинальное сечение жил, мм2, при номи-
нальном напряжении, кВ
Таблица 13-13
Конструкция и назначение кабелей
Марка кабелей Оболочка и защитный покров Преимущественная область применения
с алюми- ниевой жилой с медной жилой
АСРГ СРГ Свинцовая оболочка Для прокладки внутри поме- щений, в каналах, туннелях, в местах, не подверженных виб- рации, при отсутствии механи- ческих воздействий на кабель, в среде, нейтральной по отно- шению к свинцу
АСРБ СРВ Свинцовая оболочка, защитный покров типа Б Для прокладки в земле (тран- шеях), если кабель не подвер- гается значительным растяги- вающим усилиям
АСРБГ СРБГ Свинцовая оболочка, защитный покрои типа БГ Для прокладки внутри поме- щений, в каналах, туннелях, если кабель не подвергается значительным растягивающим
АСРБГт СРБГт Свинцовая оболочка, защитный покров ти- па БГт То же для метрополитена
ABPF ВРГ Поливинилхлоридная оболочка Для прокладки внутри поме- щений, в каналах и туннелях при отсутствии механических воздействий на кабель и при наличии агрессивных сред (кис- лот, щелочей и др.) Для прокладки в земле (тран- шеях), если кабель не подвер- гается значительным растяги- вающим усилиям
АВРБ ВРБ Поливинилхлоридная оболочка, защитный по- кров типа Б
22
Технические данные по кабелям, блокам и муфтам
[Разд. 13
Продолжение табл. 13-13
Марка кабелей Оболочка и защитный покров Преимущественная область применения
с алюми- ниевой жилой с медной жилой
АВРБГ ВРБГ Полнвини лхлор идна я оболочка, защитный по- кров типа БГ Для прокладки внутри поме- щений, в каналах и туннелях, если кабель не подвергается значительным растягивающим
AHPF ИРГ Резиновая маслостой- кая оболочка, не распро- страняющая горения Для прокладки внутри поме- щений, в кэналах и туннелях при отсутствии механических воздействий па кабель
АНРБ НРБ То же, защитный по- кров типа Б Для прокладки в земле (тран- шеях), если кабель не подвер- гается значительным растяги- вающим усилиям
АНРБГ НРБГ То же, защитный по- кров типа БГ Для прокладки внутри поме- щений, в туннелях и каналах, если кабель не подвергается значительным растягивающим усилиям
АВРБн ВРБн Поливинилхлоридная оболочка, защитный по- кров типа Бн Для прокладки в земле (тран- шеях), если кабель не подвер- гается значительным растяги- вающим усилиям и, требуется стойкость к распространению горения
Т а б л и ц а 13-14
Сечение жил силовых кабелей с резиновой изоляцией
Марка кабелей Число основ- ных жил Номинальное сечение жил, мм9, при коми** пильном напряжении кабеля
перемен- ного тока 660 В постоянного тока
3000 в 6000 в 10 000 в
СРГ 1 1—240 1,5—500 2,5—500 240—400
ACPI? 1 4—300 4—500 4—500 240—400
СРГ 2 и .4 1-135 мм
АСРГ *2 4- '.МО ——
АСРГ 3 2,5- '.МО WE-. __ —
ВРГ, НРГ 1-3 1 -210 —
АВРГ, АНРР 1 2 и 3 4- ,'100 2,5—300
СРБГт, АСРБГт 1 — 240, 400, 500 —
СРБГ, АСРБГ 1 — — 95, 240, 400, 500
СРВ, СРБГ, ВРБн, ВРБ, ВРБГ, НРБ, НРБГ 2 и 3 2,5—185 — — —-
АСРБ, АСРБГ, АВРБ, АВРБн, 2 4—240 —
АВРБГ, АНРБ, АНРБГ 3 2,5—240 — — —
§ 13-2]
Технические данные кабелей
23
б) Силовые кабели с резиновой изоляцией
Силовые кабели с медными или алюминиевыми жилами с резиновой изоля-
цией, в свинцовой, поливинилхлоридной или резиновой оболочке, с защитными
покровами или без них предназначены для неподвижной прокладки в электриче-
ских сетях на напряжение 660 В переменного тока частотой 50 Гц или 1000 В
постоянного тока и на напряжения 3000, 6000 и 10 000 В постоянного тока.
Кабели прокладывают на трассах с неограниченной разностью уровней,
они изготовляются по ГОСТ 433-75.
Минимальный радиус изгиба при прокладке равен 15-кратному наружному
диаметру для бронированных кабелей и 10-кратному наружному диаметру для
небронированных.
Срок службы кабелей 12 лет со дня изготовления при соблюдении потреби-
телем условий хранения, прокладки (монтажа) и эксплуатации.
Марки и преимущественные области применения указаны в табл. 13-13.
Число основных жил, номинальное сечение и номинальное напряжение ка-
белей указаны в табл. 13-14.
в) Силовые кабели с бумажной изоляцией,
пропитанной нестекающим составом
Силовые кабели с алюминиевыми или медными жилами, с бумажной изоля-
цией, пропитанной нестекающим составом, в алюминиевой или свинцовой обо-
лочке, с защитными покровами или без них выпускаются в соответствии
с ГОСТ 18400-76. Кабели предназначены для передачи и распределения электри-
ческой энергии в стационарных установках на напряжения 6, 10 и 35 кВ пере-
менного тока частотой 50 Гц. Могут быть использованы в сетях переменного тока
с заземленной нейтралью и в сетях постоянного тока.
Минимальный радиус изгиба при прокладке равен 15-кратному наружному
диаметру для многожильных кабелей в свинцовой оболочке и 25-кратному наруж-
Т а б л и ц а 13-15
Сечение жил силовых кабелей с бумажной изоляцией,;
пропитанной нестекающей массой
Марка кабеля Число жил Номинальное сечеиие жил, мм2, при номинальном напряжении
0 кабеля, кВ 10 35
ЦАЛШв,’ ЦСШв, ЦАСШв 1 120—300
ЦААБл, ЦААБ2л, ЦППБШв, ЦААБШп, ЦААБлГ, ЦААБлн, ЦААПл, ЦААП2л, ЦААПлГ, ЦААПлн, ЦААПлШв, ЦСБн, ЦААШв, ЦАСБ, ЦСБ, ЦАСБГ, ЦСБГ, ЦАСБн, ЦСШв, ЦАСШв, ЦАСБШв, ЦСПШв, ЦСБШв, ЦАСП, ЦАСБл, ЦСБ л, ЦСП, ЦАСПГ, ЦСПГ, ЦСПн, ЦАСПШв, ЦАСПл, ЦСПл, ЦАСКл, ЦСКл, ЦААБв, ЦААБвГ, ЦАСПн 3 25—185 25—185
ЦАОСБ, ЦОСБ, ЦАОСБл, ЦОСБл, ЦАОСБГ, ЦОСБГ, ЦАОАБ, ЦОАБ, -ЦОАБ2л, ЦАОАБ2л, ЦАОАБ2лГ, ЦОАБ2лГ 3 120—150
24
Технические данные по кабелям, блокам и муфюм
[Разд. 13
Таблица 13-16
Конструкция н назначение кабелей
Марка кабели И юлицпя, оболочка п шщитныП покров Область применения
с алюми- ниевой жилой с медной жилой
ЛВВГ ввг 11 шлянии и оболочка II 1 lit Mill н и 11 и л к лоридпого luijriiiKiii а Для прокладки в пожароопас- ных помещениях, в каналах и туннелях, в том числе в усло- виях агрессивной среды, при । пту те гппп механических воздей- rniiiii на кабель. В системах на напряжения свыше 1 кВ пере- менного или постоянного тока кабели должны быть проложены в трубах или в местах, исклю- чающих возможность прикосно- вения обслуживающего персона- ла к работающим кабелям
АППГ 1П1Г 1 1 II >Л Я1И111 HI lltunril’ll лени, оболочка ин поли- винилхлоридного пласти- ката Для прокладки в помещениях, в каналах и туннелях, в том числе в условиях агрессивной среды, при отсутствии механи- ческих воздействий на кабель. В системах на напряжения свы- ше 1 кВ переменногб или по- стоянного тока кабели должны быть проложены в трубах или местах, исключающих возмож- ность прикосновения обслужи- вающего персонала к работаю- щим кабелям
АВАШв ВАШв Изоляция из поливи- нилхлоридного пластика- та, оболочка из алюми- ния, щланг из поливинил- хлоридного пластиката Для прокладки в пожароопас- ных помещениях, каналах и туннелях, в земле (траншеях), в том числе в агрессивных сре- дах, если кабель не подвергает- ся значительным растягивающим усилиям
АПАШв ПАШв Изоляция из полиэти- лена, оболочка из алюми- ния, шланг из поливинил- хлоридного пластиката Дли прокладки в помещениях, п каналах и i у ппслях, н земле (траншеях), и him числе в аг- рессивных средах, гели кабель нс подвергает! шачительным растягивающим усилиям
АПАШп ПАШп Изоляция из полиэти- лена, оболочка из алюми- ния, шланг из полиэтиле- на Для прокладки н земле (тран- шеях), и том числе в агрессив- ных средах, если кабель не под- вергается значительным растя-- гинающим усилиям
§ 13-2]
Технические данные кабелей
25
Продолжение табл. 13-16
Марка кабеля Изоляция, оболочка и защитный покров Область применения
с алюми- ниевой жилой с медной жилой
АВБбШв ВБбШв Изоляция из поливи- нилхлоридного пластика- та, броня из двух сталь- ных лент и шланг из по- ливинилхлоридного пла- стиката Для прокладки в пожароопас- ных помещениях, в пожароопас^ ных каналах и туннелях, в зем- ле (траншеях), в том числе в агрессивных средах, если ка- бель не подвергается значитель^ ним растягивающим усилиям
АПБбШв ПБбШв Изоляция из полиэти- лена, броня из двух сталь- ных лент и шланг из по- ливинилхлоридного пла- стиката Для прокладки в помещениях, в каналах и туннелях, в земле (траншеях), в том числе в аг- рессивных средах, если кабель пс подвергается значительным растягивающим усилиям
АВСТШв ВСТШв Изоляция из поливи- нилхлоридного пластика- та, стальная гофрирован- ная оболочка, шланг из поливинилхлоридного пластиката Для прокладки в пожароопас- ных помещениях, в пожароопас- ных каналах и туннелях, в земле (траншеях), в том числе в агрес- сивных средах, если кабель не подвергается значительным рас- тягивающим усилиям
АПБбШп ПБбШп Изоляция из полиэтиле- на, броня из двух сталь- ных лент и шланг из по- лиэтилена Для прокладки'в земле (тран- шеях), в агрессивных грунтах, если кабель не подвергается значительным растягивающим усилиям
АПСТШв ПСТШв Изоляция из полиэти- лена, стальная гофриро- ванная оболочка, шланг из поливинилхлоридного пластиката Для прокладки в помещениях, в каналах и туннелях, в земле (траншеях), в том числе в аг- рессивных средах, если кабель не подвергается значительным растягивающим усилиям
АПСТШп ЛСТШп Изоляция из полиэти- лена, стальная гофриро- ванная оболочка, шланг из полиэтилена Для прокладки в земле (тран- шеях), в том числе в агрессив- ных грунтах, если кабель не подвергается значительным рас- тягивающим усилиям
АВВБ ВВБ Изоляция и оболочка из поливинилхлоридного пластиката, броня из двух стальных лент и наруж- ный покров Для прокладки в земле (тран- шеях), если кабель не подвер- гается значительным растяги- вающим усилиям
АВАБу ВАБу Изоляция из поливи- нилхлоридного пластика- та, алюминиевая оболоч- ка, броня из двух сталь- ных лент и наружный по- кров Для прокладки в земле (тран- шеях) при повышенной опасно- сти повреждений от механиче- ских воздействий, если кабель не подвергается значительным растягивающим усилиям
26
Технические данные по кабелям, блокам и муфтам
[Разд. 13
Продолжение табл. 13-16
Марка кабеля Изоляция, оболочка и защитный покров Область применения
с алюми- ниевой жилой с медной жилой
АПВБ ПВБ Изоляция из полиэти- лена, оболочка из поли- винилхлоридного пласти- ката, броня из двух сталь- ных лепт и наружный покрои Для прокладки в земле (тран- шеях), если кабель не подвер- гается значительным растяги- вающим усилиям
АВВБГ BBBF Изоляция и оболочка из поливинилхлоридного пластиката, броня из двух стальных лент с противо- коррозионным покрытием Для прокладки в помещениях, в каналах и туннелях, если ка- бель не подвергается значитель^ ным растягивающим усилиям
АППБ ППБ Изоляция и оболочка из полиэтилена, броня из двух стальных лепт и на- ружный покров Для прокладки в земле (тран- шеях), если кабель не подвер- гается значительным растяги- вающим усилиям
АПАБу ПАБу Изоляция из полиэти- лена, алюминиевая обо- лочка, броня из двух стальных лент и наруж- ный покров Для прокладки в земле (тран- шеях) при повышенной опасно- сти повреждений от механиче- ских воздействий, если кабель не подвергается значительным растягивающим усилиям
АПВБГ ПВБР Изоляция из полиэти- лена, оболочка из поли- винилхлоридного пласти- ката, броня из двух сталь- ных лент с противокор- розионным покрытием Для прокладки в помещениях,- в каналах и туннелях, если ка- бель не подвергается значитель- ным растягивающим усилиям
АВВБбГ ВВБбГ Изоляция и оболочка из поливинилхлоридного пластиката, броня из про- филированной стальной оцинкованной лепты Для прокладки в пожароопас- ных помещениях, в каналах и туннелях, если кабель не под- вергается значительным растя- гивающим усилиям
АПВБбГ ПВБбГ Изоляция из полиэти- лена, оболочка из поли- винилхлоридного пласти- ката, броня из профили- рованной стальной оцин- кованной ленты Для прокладки и помещениях, п каналах в туннелях, если ка- бель не подпер! aeiCH значитель- ным раегшнпакицпм усилиям
АВЭВ Изоляция и оболочка из поливинилхлоридного пластиката с экраном из медных лент Для прокладки в помеще- ниях, и каналах и туннелях, и земле (трапшеих), если кабель не подвергается значительным растягивающим усилиям
§ 13-2]
Технические данные кабелей
27
ному диаметру — для остальных кабелей без предварительного нагрева при тем-
пературе не ниже О °C.
Кабели предназначены для прокладки на вертикальных и крутонаклон-
ных участках без ограничения разности уровней.
Кабели по номинальному напряжению, сечению и числу жил соответствуют
указанным в табл. 13-15.
Жилы кабелей изготовляют однопроволочными (в обозначении марки до-
бавляются буквы «ож») и многопроволочными.
г) Силовые кабели с пластмассовой изоляцией
Силовые кабели с алюминиевыми или медными жилами, с изоляцией из
поливинилхлоридного пластиката или полиэтилена, в пластмассовой, алюмини-
евой или стальной гофрированной оболочке предназначены для передачи и распре-
деления электроэнергии в стационарных установках при номинальном напря-
жении переменного тока (частотой до 100 Гц) до 3 кВ включительно. Кабели про-
кладывают на трассах с неограниченной разностью уровней.
Кабели изготовляют в соответствии с ГОСТ 16442-70. Кроме того, выпу-
скают кабели марки ЛВЭВ на 6 и 10 кВ по ТУМИ 183-71.
Классификация кабелей приведена в табл. 13-16.
При прокладке кабеля радиус внутренней кривой его изгиба имеет по от-
ношению к наружному диаметру кабеля кратность не менее: 6 — для кабелей
в пластмассовой оболочке, не имеющих брони, и кабелей без стальной гофрирован-
ной или алюминиевой оболочки; 10 — для кабелей бронированных, не имеющих
Т а б л и ц а 13-17
Сечение жил силовых кабелей с пластмассовой изоляцией
Марка кабеля Число жил Номинальное сечение основных жил, мм2, при номинальном напряжении переменного тока, кВ
0,66 1 3 6-10
ВВГ, ПВГ, ВВБ, ПВБ, ППБ, ВВБГ, ВВБбГ, ПВБГ, ПВБбГ 1, 2 и 3 1,5—50 1,5—240 4—240 —
АВВГ, ЛПВГ, АВВБ, АПВБ, ЛППБ, ЛВВБГ, АВВВбГ 1, 2 и 3 2,5—50 2,5—240 4—240 —
АПВБГ, АПВБбГ 4 2,5—50 2,5-185 ——
АВВБбШв, ВБбШв, АПБбШв. ПБбШв 1, 2 и 3 4—50 4—240 4—240 —
АПБбШп, , ПБбШп, АВСТШв, ВСТШв, АПСТШв, ПСТШв, АПСТШв, ПСТШп 4 4—50 4—185 *“ —
АВАШв, ВАШв, АПАШв, ПАШв, АПАШп, ПАШп, АВАБу, ВАБу, 3 — 4—185 4—185 —
ЛПАБу, ПАБу 4 4—185 —- —
ВВГ, ПВГ 5 —— 1,5—25 —
АВВГ, АПВГ 5 — 1,5—35 —
АВЭВ 1 — — — 1000, 1500, 1800, 2000
28 Технические данные по кабелям, блокам и муфтам [Разд. 13
алюминиевой оболочки, и кабелей в стальной гофрированной оболочке; 15 —
для кабелей в алюминиевой оболочке.
Номинальное напряжение кабелей, число жил и их номинальное сечение
указаны в табл. 13-17.
Жилы кабелей изготовляют однопроволочными и многопроволочными.
д) Силовые кабели с масляным наполнением
Маслонаполненные кабели среднего и высокого давления, с медной жилой,
с изоляцией из пропитанной бумаги, в свинцовой оболочке предназначены для
передачи н распределения электрической энергии при номинальном напряже-
нии 110, 220 п 500 кВ переменного тока частотой 50 Гц в трехфазных системах
с заземленной нейтралью.
Рис. 13-1. Маслонаполненный кабель
среднего давления марки МСЛВ па
напряжение ПО кВ сечением
1 X 150 мм2.
/ — маслопроводящий канал; 2 — токо-
проводящая жила; 3 — экран из полу*
проводящей бумаги; 4 — изоляция из бу-
маги толщиной 0,08 и 0,12 мм; 5 — экран
по изоляции; 6 •— алюминиевая оболочки;
7 — покрытие из битумного компа у и да в
поливинилхлоридной лепты; 8 — иолиин*
и ил хлор идпая оболочка.
Рис. 13-2. Маслонаполненный кабель
среднего давления марки МСАВК на
напряжение НО кВ сечением
1 X 270 мм2.
/ — маслопроводящий канал; 2 — токо-
проводящая жила; 3 — экран из полу-
проводящей бумаги; 4 — изоляция из бу-
магу; 5 — экран по изоляции; 6 — алю-
мпипевая оболочка; 7 — покрытие из би-
тумной» компиупдп и полинкпнлхлорид-
пой лги гы; 8 - иолпнпиялхлоридиый
никни; Ч “ дио лепты из крепирован-
ной бумаги; 10 . броня из круглых
стильных и медных прополок; // — по-
крытие из битумного компаунда; две по-
лнвппилхлорндпые ленты; 12 — кабель-
ная пряжа.
Кабели изготовляют по ГОСТ 16441-70 па номипальпое*напряжение ПО и
220 кВ переменного тока. Кроме того, выпускают кабель марки МВДТ на 500 кВ
по ТУМИ 198-71.
При прокладке кабеля радиус внутренней кривой изгиба имеет по отношению
к наружному диаметру свинцовой оболочки кратность не менее 40 для кабеля
высокого давления, а для кабеля среднего давления кратность по отношению
§ 13-2]
Технические данные кабелей
29
Таблица 13-18
Конструкция и назначение кабелей
Марка кабеля Кабель н элементы его конструкции Область применения
мсс Маслонаполненный, среднего давле- ния, в свинцовой оболочке, с упроч- няющим покровом из лент поливинил- хлоридного пластиката (или резино- вых лент) В туннелях и каналах зданий
МССА Маслонаполненный, среднего давле- ния, в свинцовой оболочке, с упроч- няющим покровом и с наружным по- кровом из слоев битумного состава, лент поливинилхлоридного пластиката (или резиновых лент) и пропитанной кабельной пряжи В земле (траншеях), если кабель не подвергается рас- тягивающим усилиям и за- щищен от механических по- вреждений
МССШв Маслонаполненный, среднего давле- ния, в свинцовой оболочке, с упроч- няющим покровом, в шланге из поли- винилхлоридного пластиката В туннелях и каналах зда- ний, в земле (траншеях), если кабель не подвергается растягивающим усилиям и защищен от механических повреждений
мсск Маслонаполненный, среднего давле- ния, в свинцовой оболочке, с упроч- няющим покровом, с подушкой, с бро- ней из круглых стальных оцинкован- ных проволок, с наружным покровом из слоев битумного состава, лент по- ливинилхлоридного пластиката (или резиновых лент) н пропитанной ка- бельной пряжи Под водой, в болотистой местности и в местности, где требуется дополнительная механическая защита кабеля
МВДТ Маслонаполненный, высокого давле- ния, в свинцовой оболочке, снимаемой на месте прокладки при протягивании кабеля в трубопровод Эксплуатация в стальном трубопроводе с маслом под давлением, прокладываемом в туннелях, в земле и под подой
Т а б л и ц а 13-19
Сечения силовых кабелей с масляным наполнением
Номинальное напряжение кабеля, кВ Номинальное сечение жилы кабеля, мм2
среднего давления высокого давления
по 120, 150, 185, 240, (270), 300, (350), 400, 425, 500, (550), 625 и 800 120, 150, 185, 240, (270), 300, 400, (425), 500, (550), 625 и (700)
220 500 300, (350) 400, (425), 500, (550), 625 и 800 300, 400, (425), 500, (550), и (700) 625 625
30 Технические данные по кабелям, блокам и муфтам [Разд. 13
к сумме наружных диаметров свинцовой оболочки и токопроводящей жилы — не
менее 25.
Классификация кабелей приведена в табл. 13-18.
Номинальные сечения жил кабелей указаны в табл. 13-19.
Кабели с сечением 270, 350, 425, 550 и 700 мм2 изготовляют в отдельных
случаях по согласованию потребителя с заводом-изготовителем.
Рис. 13-3. Маслонаполненный кабель
средне! о данлеппя марки МССК на
напряжение НО кВ сечением
1 X 500 мм2.
/ — маслопроводящий канал; 2 — жила
из трех повивов проволок; 3 — экраны из
лент полупроводящей бумаги; 4 — изо-
ляция; 5 — свинцовая оболочка; 6 —
ленты поливинилхлоридного пластиката;
7 — медные твердокатаные ленты упроч-
няющего покропа; 8 — слои битумного
компаунда; 9 — лепта битуминизирован-
ной креинропаипой кабельной бумаги;
10 — кабельная пряжа; // — броня из
круглых стальных я медных проволок.
Токопроводящую жилу кабелей среднего давления изготовляют из медных
отожженных луженых фасонных проволок» Она имеет в центре канал (см.
рис. 13-1—13-3).
е) Контрольные кабели
Контрольные кабели с медными или алюминиевыми жилами, с решповой или
пластмассовой изоляцией, и свинцовой, стальной, юфрнронаниой, резиновой или
80 70 25
Рис. 13-4. Свинцовая соединительная муфта на паирижепня 1, 6, 10 кВ.
поливинилхлоридной оболочке, с защитными покровами или без них изготовляют
по ГОСТ 1508-71. Предназначают для неподвижного присоединения к электри-
§ 13-2]
Технические данные кабелей
31
Таблица 13-20
Конструкция и назначение кабелей
Марка кабеля Конструктивные элементы кабеля Области применения
g алюминие- вой жилой с медной жилой
— КРСГ Изоляция из резины, оболоч- ка из свинца Для прокладки внутри по- мещений, в каналах и тун- нелях, в местах, не подвер- женных вибрации, в среде, нейтральной по отношению к свинцу
КРСБ Изоляция из резины, оболочка из свинца, броня из двух сталь- ных лент с наружным покровом Для прокладки в земле (траншеях)
КРСБГ Изоляция из резины, оболоч- ка из свинца, броня из двух стальных лепт о противокорро- зионным покрытием Для прокладки внутри по- мещении, в каналах и тун- нелях
КРСК Изоляция из резины, оболоч- ка из свинца, броня из круглых стальных оцинкованных прово- лок с наружным покровом Для прокладки под воДоЙ и в местах, где кабель под- вергается значительным рас- тягивающим усилиям
АЦРБР КРБГ Изоляция из резины, оболочка из поливинилхлоридного пла- стиката Для прокладки в пожаро- опасных помещениях, кана- лах н туннелях, в агрессив- ной среде
АКРБГЭ КРВГЭ Изоляция из резины, общий экран из алюминиевой или мед- ной фольги, оболочка из поли- винилхлоридного пластиката Для прокладки в пожаро- опасных помещениях, кана- лах н туннелях, в агрессив- ной среде н при необходи- мости защиты электрических цепей от влияния внешних электрических полей
АКРББ КРББ Изоляция из резины, оболоч- ка из поливинилхлоридного пла- стиката, броня из двух стальных лент с наружным покровом Для прокладки в земле (траншеях), в агрессивной среде и в местах, подвер- женных воздействию блу-
АКРББГ ЦРВБГ Изоляция из резины, оболоч- ка из поливинилхлоридного пла- стиката, броня из двух сталь- ных лент с противокоррозион- ным покрытием Для прокладки в непожа- роопасных помещениях, ка- налах и туннелях
АКРВБГц КРВБГц Изоляция из резины, оболочка из поливинилхлоридного и ла- niiKuni, брони mi двух сталь- ных оцинкованных лен г /(ли прокладки в пожаро- опасных помещениях1, кана- лах п туннелях
АКРББбГ ЦРВБбГ Изоляция из резины, оболоч- ка из поливинилхлоридного пла- стиката, броня из одной профи- лированной стальной оцинко- ванной леиты То же
АКНРГ ЦНРГ Изоляция из резины, оболоч- ка из негорючей резины То же
АЦРНБ ЦРНБ Изоляция из резины, оболоч- ка из негорючей резины, броня из двух стальных лент с наруж- ным покровом Для прокладки в земле (траншеях) и в местах, под- верженных воздействию блу- ждающих токов
АКРНБГ ЦРНБГ Изоляция из резины, оболоч- ка из негорючей [резины, броня из двух стальных лент о про- тивокоррозионным покрытием Для прокладки в непожа- роопасных помещениях, ка- налах и туннелях
АЦРНБГц КРНБГц Изоляция из резины, шланг из негорючей резины, броня из двух <;тальных оцинкованных лент Для прокладки в пожаро- опасных помещениях, кана- лах и туннелях
32
Технические данные по кабелям., блокам и муфтам
[Разд. 13
Продолжение табл. 13-20
Марка кабеля Конструктивные элементы кабеля Области применения
с алюминие- вой жилой с медной жилой
АКРНВбГ КРПБбГ Изоляция из резины, оболоч- ка из негорючей резины, броня из одной профилированной стальной оцинкованной ленты Изоляция ц оболочка из поли- винилхлоридного пластиката Для прокладки в пожаро- опасных помещениях, кана- лах и туннелях
АКВВГ КВВГ Для прокладки в пожаро- опасных помещениях, кана- лах и туннелях, в агрессив- ной среде
АКВВГЭ кввгэ Илолицнп п оболочкп па по- ли винилхлоридного пластикою, общий экран из алюминиевой или медной фольги Дли прокладки в пожаро- опасных помещениях, кана- лах и туннелях, в агрессив- ной среде и при необходи- мости защиты электрических цепей от влияния электри- ческих полей
АКВВБ КВВБ Изоляция и оболочка из по- ливинилхлоридного пластиката, броня из двух стальных лепт с наружным покровом Для прокладки в земле (траншеях), в агрессивной среде и в местах, подвер- женных воздействию блу- ждающих токов
АК11ВБГ К В В Б Г Изоляции и оболочки из по- ли вини лхлоридного пластиката, броня из двух стальных лепт с противокоррозионным покры- тием Для прокладки в непожа- роопасных помещениях, ка- налах и туннелях
АКВВБГц КВВБГц Изоляция и оболочка из по- ливинилхлоридного пластиката, броня из двух стальных оцин- кованных лент Для прокладки в пожаро- опасных помещениях, .кана- лах и туннелях
АКВВБбГ КВВБбГ Изоляция и оболочка из по- ливинилхлоридного пластиката, броня из одной профилирован- ной стальной оцинкованной ленты То же
АКВ БбШо КВБбШо И юляцня п шланг пт поливи- нилхлоридного пластиката, бро- ня из двух стальных лепт Для прокладки в пожаро- опасных помещениях, кана- лах и туннелях, в земле (траншеях), в том числе в агрессивной среде и в мес- тах, подверженных влиянию блуждающих токов
КВПбШв Изоляция и шланг из поливи- нилхлоридного пластиката, бро- ня из круглых стальных оцин- кованных проволок То же
АКПВГ книг Изоляция из полиэтилена, □белочка из поливинилхлорид- ного пластиката Для прокладки внутри по- мещений, в каналах и тун- нелях, в агрессивной среде
АКПВБ КПВВ Изоляции 11 > ПОЛИ ЛТ1ЛГ1П1, оболочка Hi поливинилхлорпд= ного пластиката, брони и i двух стальных лепт с пнружпым по- кровом Для прокладки в земле (траншеях), в агрессивной среде и в местах, подвер- женных воздействию блу- ждающих токов
АКПВБГ КПВБГ Изоляция из ноли пилена, оболочка из поли|П1|Ц|ЛХЛ(ц>ид- ного пластиката, брони и > диух стальных лент с протииокорро- зионным покрытием Для прокладки внутри по- мещений, в каналах и тун- нелях
АДПВБбГ КПВБбГ Изоляция из полиэтилена, оболочка из поливинилхлорид- ного пластиката, броня из одной профилированной стальной оцинкованной ленты То же
§ 13-2]
Технические данные кабелей
33
Продолжение табл. 13-20
Марка кабеля Конструктивные элементы кабеля Области применения
с аЛЮМНПИе- ВОЙ жилой с медной жилой
АКПВбШв КПБбШв Изоляция из полиэтилена, бро- ня из двух стальных лент, шланг из поливинилхлоридного пла- стиката Для прокладки в помеще- ниях, каналах и туннелях, в земле (траншеях), в том числе в агрессивной среде л в местах, подверженных воздействию блуждающих токов
КППбШв Изоляция из полиэтилена, броня из круглых стальных оцинкованных проволок То же, если кабель под- вергается значительным рас- тягивающим усилиям
АКПсВГ КПсВГ Изоляция из самозатухающего полиэтилена, оболочка' из пол»- шиш лхлорп цпо1 и плас гик ага Для прокладки в пожаро- опасных помещениях, кана- лах, туннелях, в агрессив- ной среде
АКПсВГЭ КПсВГЭ Изоляция из самозатухающего полиэтилена, общий экран из алюминиевой или медной фоль- ги, оболочка из поливинилхло- ридного пластиката Для прокладки в пожаро- опасных помещениях, кана- лах и туннелях, в агрессив- ной среде н при необходи- мости защиты электрических цепей от влияния внешних электрических полей
АКПсВБ КПсВБ Изоляция из самозатухающего полиэтилена, оболочка из поли- винилхлоридного пластиката, броня из двух стальных лент с наружным покровом Для прокладки в земле (траншеях), в агрессивной среде и в местах, подвер- женных воздействию блу- ждающих токов
АКПсВБГ КПсВБГ Изоляция из самозатухагощего полиэтилена, оболочка из поли- винилхлоридного пластиката, броня из двух стальных лент с противокоррозионным покры- тием Для прокладки в непожа- роопасных помещениях, ка- налах и туннелях
АКПсВБбГ КПсВБбГ Изоляиия из самозатухающего полиэтилена,оболочка из поливи- нилхлоридного пластиката, бро- ня из одной профилированной стальной оцинкованной ленты Для прокладки в пожаро- опасных помещениях, кана- лах и туннелях
АКНсЬбШв КПсБбШв Изоляция из самозатухающе- го полиэтилена, броня из двух стальных лент, шланг из поли- винилхлоридного пластикату Для прокладки в пожаро- опасных помещениях, кана- лах и туннелях, в земле (траншеях), в том числе в агрессивной среде и в мес- тах, подверженных воздей- ствию блуждающих токов
КПсПбШв Изоляция из самозатухающе- го полиэтилена, броня нз круг- лых стальных оцинкованных проволок, шланг из поливинил- хлоридного пластиката То же, если кабель под- вергается значительным рас- тягивающим усилиям
АКВСтШв КВСтШв Изоляция и шланг из поливи- нилхлоридного пластиката, стальная гофрированная обо- лочка Для прокладки в пожаро- опасных помещениях н тун- нелях, в земле (траншеях), в том числе в агрессивной среде и в местах, подвер- женных воздействию блу- ждающих токов
АКПСтШв КПСтШв Изоляция из полиэтилена, стальная гофрированная обо- лочка, шланг из поливинилхло- ридного пластиката Для прокладки в помеще- ниях, каналах и туннелях, в земле (траншеях), в том числе в агрессивной среде и в местах, подверженных воз- действию блуждающих токов
2 под ред. А. А. Федорова, Г. В. Сербииовского
34
Технические данные по кабелям, блокам и муфтам
[Разд. 13
Таблица 13-21
Число и сечение жил контрольных кабелей
Марка кабеля Число жил в кабеле при номинальном сечении жилы, мм2
0,75 1 1,5 2,5 4,6 10
КРСГ, КРСБ, КРСБГ — 4, 5, 7, 10, 14, 19,27, 37 — 4, 7, 10 —
КРСК — 10, 1 27, 1, 19, 37 7, 10, 11, 19, 27, 37 7, 10
КРВГ, КРВГЭ, КРВБ, КРВБГ, КРНГ, КРНБ, КРНБГ, КРНБбГ, КРВБГц, КРНБГц, КРВБбГ 4, Г 19, , 7, 10, 1 1, 27, 37, 52 4, 5, 7, Ю, 14, 19,27,37 4, 7, 10 —"
кввг, КВВГЭ, КВВБ, КВВБГ, КВВБбГ, КВБбШв, КПВГ, КНВБбГ, КПВБ, КПБбШв, КПсВГ, КПсВГЭ, КПсВГ, КПсВБГ, КПсВБбГ, КПсБбШв, КВВБГц, КПсВБГн, КПВБГ -1, 27, 7, 10, 1 37, 5? 1, 19, 01 4, 5. 7, 10, 1 1, 19, 27, 37 4, 7, 10 —
КППбШв, КВПбШв, КПсПбШб 10, 14, 19, 27, 37 7, Ю, 14, 19,27, 37 7, 10
АКРВГ, АКРВГЭ, ЛКРВБ, АКРВБГ, АКРВБбГ, АК.РИГ, АКРНБ, АК.РНБГ, АКРНБбГ, АКВВГ, АКВВГЭ, АКВВБ, АКВВБГ, АКВВБбГ, АКВБбШв, АКПВГ, АКПВБ, АКПВБГ, АКПВБбШв, АКПсВГ, ЛКПсВГЭ, ЛКПеВБ, ЛКНсВБГ, ЛКИсБбШн, АКПВБбГ, АКРВВГп, АКВВБГц, ЛКНсВБГи, АКПсВБбГ, АКРНБГи 4, 5, 7, Ю, 1 1, 19, 27, 37 4, 7, 10
КВСтШв ю, 14, 19, 27 10, 1 I, 1!) 7, 10 *—•
АКВСтШв — 4, 7
КПСтШв 19, 27, 37, 52 14, 19, 10 7, 10
АКПСтШв — 27, 37
§ 13-2]
Технические данные кабелей
35
Таблица 13-22
Характеристика муфт
Тип муфт Характеристика Напря- жение, кВ Сечение жил кабеля, мм2 ГОСТ или ТУ
СЧ-6) Соединительная чугун- ная 1 95-185 ГОСТ 13781.1-69
СС-60 СС-70 СС-80 СС-90 СС-100 СС-110 Соединительная свин- цовая с чугунным за- щитным кожухом 6 6 10 б 10 6 10 6 10 10 10, 16 25—50 До 25 70, 95 35, 50 120, 150 70, 95 185, 240 120, 150 185, 240 ГОСТ 13781.2-69
СЛОэ-20 СЛОэ-35 Соединительная латун- ная с защитным кожухом 20 35 25—185 70—150 ГОСТ 13781.3-73
СтОЭ-20 СтОЭ-35 Стопорная латунная с защитным кожухом и с эпоксидным барьером 20 35 25—185 70—150 ТУ 16-538.125-75
КНА-1 Концевая наружной установки с алюминие- вым корпусом (>, 10 16-70 ТУ 16-505.259-71
К.НИ-11 То же, но с чугунным 6, 10 95—240 ТУ 16-505.259-71
КМА-1 Мачтовая с алюминие- вым кожухом 6, 10 До 120 ТУ 16-505.200-71
КМЧ-2 Мачтовая с чугунным корпусом 6, 10 До 240 ТУ 16-505.260-71
KI10-20 Концевая наружной установки 20 25—185 ТУК.П 207-67
К НО-35 То же 35 70-150 ТУ 16-538.126-71
КВЭО-20 Концевая из эпоксид- ного компаунда внутрен- ней установки 20 25—185 ТУ 16-538.271-75
2*
36
Технические данные по кабелям, блокам и муфтам.
[Разд. 13
ческим приборам, аппаратам, сборкам зажимов электрических распределитель-
ных устройств с номинальным напряжением до 660 В переменного тока частотой
до 100 Гц или до 1000 В постоянно-
Рис. 13-5. Муфта концевая трехфаз-
пая наружной установки.
го тока.
Классификация кабелей приведе-
на в табл. 13-20.
При прокладке кабель должен обе-
регаться от значительных растягиваю-
щих усилий и механических воздейст-
вий (за исключением тех марок кабе-
ля, для которых допустимость меха-
нических нагрузок специально огово-
рена).
Кабели всех марок могут быть
проложены на открытом воздухе при
условии защшы их от механических
повреждений и воздействия прямых
солнечных лучей.
Номинальное сечение жилы и чис-
ло жил в кабеле представлены в табл.
13-21.
13-3. МУФТЫ ДЛЯ КАБЕЛЕЙ НА
НАПРЯЖЕНИЯ 1, 6, 10, 20 И 35 кВ
Муфты для кабелей с бумажной
изоляцией на напряжения 1, 6, 10, 20 и
35 кВ предназначены для соединения
(рис. 13-5) и присоедине-
строительвых длин кабелей (рис. 13-4), оконцевания
ння кабельных линий к воздушным линиям передачи.
Характеристика муфт приведена в табл. 13-22.
Список литературы
13-1. Правила устройства электроустановок. —М.: Энергия, 1965. — 464 с.
13-2. Справочник по электроснабжению промышленных предприятий / Под
общ. ред. А. А. Федорова и Г. В. Сербиновского. — М.: Энергия, 1973,
кв. 2. — 528 с.
13-3. Кабели силовые с бумажной пропитанной изоляцией / ВНИИЭМ (Ин-
формэлсктро). Каталог 19.05.33-74.
13-4. Кабели силовые с резиновой изоляцией / ВППИЭМ (Информэлектро).
Каталог 19.05.34-74.
13-5. Кабели силовые с бумажной изоляцией, пропитанной лестекающим
составом / ВНИИЭМ (Информэлектро). Каталог 19.05.32-74.
13-6. Кабели силовые с пластмассовой изоляцией / ВНИИЭМ (Информэлек-
тро). Каталог 19.05.23-73.
13-7. Кабели маслонаполненные на напряжение 110, 220 и 500 кВ перемен-
ного тока / ВНИИЭМ (Информэлектро). Каталог ТИ 19.05.24-73.
13-8. Кабели контрольные с резиновой и пластмассовой изоляцией /
ВНИИЭМ (Информэлектро). Каталог ТИ 19.05.27-73.
13-9. Кабели силовые марки АВЭВ для электроснабжения промышленных
предприятий / ВНИИЭМ (Информэлектро). Каталог ТИ 19.05.29-73.
§ 14-1]
Общие положения
37
Раздел четырнадцатый
ШИНОПРОВОДЫ
14-1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
В промышленных предприятиях черной и цветной металлургии, химических
и других энергоемких производствах в связи с увеличением их мощности и ростом
плотности электрических нагрузок появилась необходимость передавать в одном
направлении токи 2000—5000 А и более при напряжениях 6—20 кВ. В этих слу-
чаях целесообразно применять специальные мощные шинопроводы, которые имеют
преимущества перед линиями, выполненными из большого числа параллельно
проложенных кабелей. Преимущества эти следующие: большая надежность, воз-
можность индустриализации электромонтажных работ, а также доступность наб-
людения и осмотра шинопроводов в условиях эксплуатации.
Преимущества кабельных линий или шинопроводов не могут быть выра-
жены количественно г. общем виде, и задача выбора между ними должна решаться
в каждом конкретном случае е учеюм месшых условий па основании соответст-
вующего технико-экономического анализа.
При сравнении шинопроводов и кабельных линий решающими факторами
являются: 1) расчетные годовые затраты; 2) обеспечение необходимого уровня на-
пряжения и пределов его колебания у приемников электрической энергии.
На решение вопроса о применении мощных шинопроводов может оказать
влияние также характер генплана предприятия.
Расчетные годовые затраты 3 определяют по формуле, руб/год,
3 = Сэ+0,12К. (14-1)
Капитальные вложения для шинопроводов зависят от передаваемой мощно-
сти, принятого варианта размещения, токов к. з., а также от необходимости
иметь устройства грозозащиты. Для кабельных линий капитальные затраты за-
висят в значительной мере от напряжения сетей и выбранного способа про-
кладки их.
Прежде чем определять и сравнивать годовые затраты по вариантам, необ-
ходимо убедиться в их технической осуществимости и для каждого варианта найти
наиболее экономичное решение. Например, шинопроводы, как правило, следует
размещать над землей на открытом воздухе, так как размещение в туннеле или
подземной галерее приводит к значительному удорожанию строительной части
и увеличению потерь в железобетонных конструкциях. Если расчетные годовые
затраты но шинопроводам и кабельным линиям примерно одинаковы, то предпоч-
тение следует отдавать шинопроводам, так как они обладают большей надеж-
ностью.
14-2. РАСПРЕДЕЛЕНИЕ ТОКА ПО СЕЧЕНИЮ ШИН
ИЗ ЦВЕТНОГО МЕТАЛЛА
а) Поверхностный эффект и влияние его на распределение тока по сечению
шин. Сущность поверхностного эффекта заключается в том, что под влиянием
ряда факторов [14-3] ток по сечению проводника распределяется неравномерно,
смещаясь к периферии сечения. Эго явление имеет место только при переменном
токе. Постоянный ток, если не учитывать различной температуры в отдельных
слоях проводника, распределяется по его сечению равномерно. Неравномерное
распределение переменного тока по сечению проводника вызывает неполное ис-
пользование этого сечения, отчего сопротивление его как бы возрастает по срав-
нению с сопротивлением этого же проводника постоянному току. Если принять
38
Ш инопроводы
[Разд. 14
сопротивление проводника любой конкретной формы постоянному току за еди-
ницу, то сопротивление этого же проводника переменному току будет несколько
большим:
R=<R,
(14-2)
Вокруг проводника и
Рис. 14-1. Картина
магнитного ноля в пло-
скости поперечного се-
чения уединенного
проводника с током.
В практике величину R . называют омическим сопротивлением, а вели-
чину R~ — активным сопротивлением проводника.
Рассмотрим несколько подробнее вопрос о физической сущности поверх-
ностного эффекта па примере наиболее простого (круглого) проводника (рис. 14-1).
" внутри него около геометрической оси, изображенной на
рис. 14-1 крестиком, как сечение проводника, так и
пространство за его пределами можно разделить на
ряд цилиндрических слоев, параллельных оси провод-
ника. Чем ближе слон к осн проводника, тем с боль-
шим числом индукционных линий он сцеплен. При
изменении тока, проходящего черег проводник, изме-
няется л магнитное поле. В слоях проводника это поле
наводит э. д. с., противодействующую изменению тока.
Эго противодействие тем больше, чем больше наве-
денная э. д. с., т. е. чем больше индукционных линий
имеет сцепление с рассматриваемым слоем, а следова-
тельно, тем больше, чем ближе слой к оси провод-
ки ка.
Таким образом, периферийные слои проводника
имеют меньшие э. д. с., противодействующие изме-
няющемуся току, а слои, лежащие около оси провод-
ника, имеют большие э. д. с., противодействующие то-
ку проводника, вследствие чего происходит вытеснение тока к периферии. Это и
есть поверхностный эффект.
Поверхностный эффект усиливается с увеличением частоты. На рис. 14-2, а
показано распределение поверхностной плотности тока по периметру прямоуголь-
ной шипы при частоте 50 Гц, а на
рис. 14-2, б—при часюте 300—400 Гц.
На поверхностный эффект оказывают
влияние геометрические размеры ши-
нопровода, магнитная пропинаемое) ь
материала среды и шинопровода и
удельная проводимость материала ши-
нопровода. Магнитная проницаемость
влияет на магнитное поле шинопрово-
да. Изменение геометрических разме-
ров, например увеличение их, влечет
за собой увеличение разницы в сцеп-
лении индукционных линий впу tpeii-
них и периферийных слоев и усили-
вает поверхностый эффект. Повыше-
ние частоты магнитной проницаемости и уде.ti.tuiit проводимоеги увеличивает зна-
чение наводимых в слоях э. д. с., протннодейеiнукицих проходящему по ним току.
В предельном случае, когда у — оо, вест, ток сконцентрировался бы в бесконечно
тонком поверхностном слое шинопровода, так как разместился бы по его пери-
метру. Близкая к этому картина имеет место в счальных шинопроводах [14-5],
когда выбор размеров шин производят по линейной плотности тока (по пери-
метру поперечного сечения шин). Поверхностный эффект оценивают коэффици-
ентом Лп,э:
нон iL'iojiiocin юна по периметру пря-
моуюльпоп шипы.
(14-3)
§ 14-2]
Распределение тока по сечению шин
39
В практике для упрощения расчетов коэффициент поверхностного эффекта
находят из номограмм. Например, для круглых и трубчатых шин номограммы
представлены на рис. 14-3, 14-4. На рис. 14-3 даны кривые зависимости /г1П,э для
трубчатых шин от отношения bld. и Vf/R0, vjuz d — наружный диаметр трубы,
мм; b—толщина стенок трубы, мм; f — частота тока, Гц; Ra— сопротивление
шины длиной 1 м постоянному току, Ом/м.
Для шин круглого сечения /гп,э определяется по кривой на рис. 14-4 в зави-
симости от параметра р=К8л//7?0 109. Для р » 2,7 величину kn,3 можно прини-
мать равной 1,1 как для круглых, так и для прямоугольных шин.
Рис. 14-3. Кривые зависимости ka,3 для
трубчатых шин от отношения b/d и УрРа-
3,2
3,0
2,8
2,6
2,2
2,0
1,8
1,6
Ъг
О 123656789
Рис. 14-4. Кривая зависимости ве-
личины An,s для шин круглого се-
чения от параметра.
/вл/
---^(/—частота тока, Гц;
сопротивление 1м шины постоянно-
му току, Ом)
Для полного использования сечения проводника при переменном токе, улуч-
шения условий охлаждения, а также по конструктивным соображениям алюми-
ниевые и медные шины всех форм и размеров, как правило, изготовляют толщи-
ной не более 10—12 мм. При токах, превосходящих предел, допустимый для одной
шины, применяют пакет из нескольких шин.
б) Эффект близости и его влияние на распределение тока по сечению шин.
При нескольких расположенных близко проводниках их магнитные поля влияют
друг на друга и в них происходит перераспределение тока по сечению. Как пока-
яшо схематично на рис. 14-5, различные части сечений проводников сцеплены с не-
одинаковым числом магнитных линий. На основании рассуждений, аналогичных
приведенным для уединенного проводника, можно прийти к заключению, что
наибольшая плотность тока будет в тех частях сечения проводников, которые
I Иеплены с наименьшим числом магнитных линий. Если токи в проводниках
направлены одинаково (рис. 14-5, а), наибольшая плотность тока будет в наи-
Цплее удаленных друг от друга частях сечений, при различных направлениях
ioIiou (рис. 14-5, б) наибольшая плотность тока получается в наиболее близких
нруг к другу частях сечений проводников. Области наибольшей плотности тока
।^мечены на рис. 14-5 толстыми линиями. Это явление перераспределения тока
40
Шинопроводы
[Разд. 14
в проводнике при наличии вблизи него других проводников с током получило на-
звание эффекта близости. Вызываемое эффектом близости перераспределение
Рис. 14-5. Картина магнитного поля в
плоскости поперечного сечения двух
параллельных проводников с током.
тока по сечению проводников может
увеличивать или уменьшать потери
энергии в них, что характеризуется
коэффициентом близости k3t(,. Если
коэффициент поверхностного эффекта
всегда больше единицы, то коэффи-
циент эффекта близости может быть
как больше, так и меньше единицы,
иначе говоря, эффект близости может
как увеличивать, так и уменьшать об-
щую неравномерность распределения
тока по сечению, вследствие чего ак-
тинное сопротивление проводника уве-
личивается или уменьшается по срав-
нению с сопротивлением переменному
току уединенного проводника. Для
круглых сечений коэффициент эффекта
близости всегда больше единицы. Для прямоугольных сечений проводников й9,б
зависит от взаимного расположения проводников. Оптимальными для уменьше-
0 100 ZOO3OOWOSOO6OO7OOeOOVi7K0
Рис. 14-6. Кривые зависимости /гД1П
для проводников трубчатого сечения
при частоте f= 50 Гц от параметра
/Wo-
иия активного сопротивления являют-
ся расстояния между шипами, рав-
ные примерно толщине шины. При
расстоянии между фазами больше 8—
10-кратпого размера шин влияние эф-
Рис. 14-7. Кривые зависимости Ад,п
для шип швеллерного про||цля при ча-
стоте /' — 50 Гц от параметра И Пре-
фекта близости на токораспределение по сечению проводников пезпачшелыю и с
ним можно не считаться.
В практике расчетов влияние поверхностного эффекта п эффекта близости
учитывается совместно коэффициентом дополнительных потерь
^д,п = ^п.э ^э,б- (^4-4)
§ 14-3]
Определение активного и реактивного сопротивлений
41
Для оценки Ад,п можно пользоваться табл. 4-4 из [14-1]. В ней для некото-
рых размеров шин, их числа и расположения даны коэффициенты дополнитель-
ных потерь. Кроме того, Ад,п для шин трубчатого сечения можно определять по
кривым на рис. 14-6 в зависимости от параметра У 1/Д0> а для пакета из шин ко-
робчатого сечения — по кривым на рис. 14-7.
14-3. ОПРЕДЕЛЕНИЕ АКТИВНОГО И РЕАКТИВНОГО
СОПРОТИВЛЕНИЙ ШИНОПРОВОДА
а) Активное сопротивление шинопровода. При определении активного со’
противления за основу принимают омическое сопротивление, Ом,
7? = ^[Ц-а(02-01)Ь (14-5)
где р — удельное сопротивление проводника, Ом-мм2/м, при температуре 01
(обычно 0х принимают равной 20 СС); I — длина проводника, м; s — сечение про-
водника, мм2; а — температурный коэффициент шменепия сопротивления (для
меди и алюминия а - 1 0,004); 02 — температура, при которой определяется
сопротивление проводника, °C.
Как изложено в § 14-2, активное сопротивление проводника увеличивается
за счет поверхностного эффекта, эффекта близости, потерь на гистерезис и вих-
ревых токов в металлических конструкциях или стальной арматуре железобетон-
ных конструкций шинопровода.
Увеличение сопротивления проводника за счет поверхностного эффекта и
эффекта близости учитывается введением коэффициента дополнительных потерь
из (14-4), а именно:
R = Rk = R k k ,
— д, п — п, э э, б-
Увеличение активного сопротивления шинопровода за счет потерь в металли-
ческих конструкциях, заключающих в себе шинопровод, учитывается введением
в расчеты коэффициента Ак:
R'~ = RJ\. 14-6)
Полное активное сопротивление шинопровода определяется выражением
R~n=R~+R~, (14-7)
удельное, Ом/км,
б) Реактивное сопротивление шинопровода. Для шинопроводов большой
протяженности (длина значительно превышает линейные размеры шинопровода
в поперечном разрезе) индуктивность шинопровода подсчитывают по формуле,
Гн/км,
L=2^1n ~-1) Ю’4, (14-8)
где I — длина шинопровода, см; g— среднегеометрическое расстояние площади
поперечного сечения пакета шин от самого себя, см.
Взаимную индуктивность для этого же случая определяют по формуле,
Гн/км,
Af = 2^1n^-—1^ 1°-4, (14-9)
где g12 — среднегеометрическое расстояние между двумя пакетами шин шино-
провода, см.
42
Шинопроводы
[Разд. 14
Таблица 14-1-
Среднегеометрические расстояния площадей сечения
Фигура и обо- значения разме- ров на ней Формула для определения средне- геометрического расстояния фигуры самой от себя Параметры фигуры
g = r1>—0,25 лг 0,782г Площадь круга
lug- inn--?Д3-1п -i- -|-0,25 a 7 — Площадь кольца
Л ь g^ 0,224 (5-1- h) Площадь прямо- угольника
т л <?г (A-|-A)2 lng = 62 In b-\-h In A-J-2AA In d-{- 9 + A (P+h) <Pi + b (b + A) tp2 — -— (b + h)z cfi и fp2~~B радианах (lc = 0,017453 рад) Площадь прямо- угольника
4 ь в lng=ln b— 0,54 Периметр квадрата
*4 Ь п акет liig;-= lnrf-| -f, где /—функция ( A b \ , , (b h\ -r; привели — • — \d ’ A/ \d ’ bj при b > h (определяется no табл. Г1-5 [14-1]) состоящий из нескольких полос, должен Между площадями двух одинаковых прямоугольников шесмитрннпться как
один проводник, но с соответствующим для ек> исполнения средне i гомерическим
расстоянием. Среднегеометрические рассюяння площадей сечения друг от друга
и самих от себя могут быть найдены из табл. 14-1.
При расположении осей шин по равностороннему треугольнику, т. с. когда
М12=Л423 = Л413=Л4, (14-10)
реактивное сопротивление шинопровода будет равно:
лу = х2 = х3 = со (L — Л4).
§ 14-4]
Потери мощности и напряжения в шинопроводах
43
Из формул (14-8) и (14-9) при f = 50 Гц, I = 1 км находим, Ом/км:
х1=ха = х3 = 628 (in 10 4,
где d — расстояние между осями фаз, см.
При расположении осей шин в одной плоскости (вертикально или горизон-
тально) и расстояниях между осями фаз 1—2 и 2—3, равных d, а между осями
фаз 1—3 2d,
xi — хз — w [1- — 0,5 (Л413 —/И12)];
х1 = х3=628 (in j + 0,5 In 2^ = 628 (in I
х2 = со (L-M12) = 628 (in 10 *
10-«; (14-11)
(14-12)
При расположении осей фаз шинопровода в одной плоскости происходит
перенос мощности с одной фазы на другую (подробно см. [14-1, 14-2]). При этом
условии и в случае симметричной нагрузки фаз активные сопротивления будут
равны, Ом/км:
rx= ra + 2cob^(Mi2 ~ ^з) = гз + 628 L? (in 2) 10'* = га + 3,77 • 10~2; (14-13)
г2 = га; (14-14)
г3 = га-2й^(М1а-М13) = га-628^(1п2) 10 * = га-3,77 • 10А (14-15)
Величины х, подсчитанные по формулам (14-11) и (14-12), совпадают с опыт-
ными данными измерений; величины г различаются за счет коэффициента kK,
но так как величина г значительно меньше величины х, то общее расхождение рас-
четных и опытных данных невелико.
14-4. ПОТЕРИ МОЩНОСТИ И НАПРЯЖЕНИЯ В ШИНОПРОВОДАХ
а) Потери мощности. Потери активной мощности в трехфазном шинопроводе
в общем случае без учета потерь в конструкциях равны:
ДР,. + (14-16)
где Iл, /а и 1С—токи в фазах; и — активные сопротивления
соответствующих фаз.
При равномерной загрузке фаз и одинаковых сопротивлениях имеем, кВт:
ДРш = 3/^дп.10-з. (14-17)
Если для данного шинопровода известны потери в конструкциях шинопро-
вода, то полные потери \Р'Ш могут быть определены более точно по формуле, кВт,
ДР; = 3/^Д1П.10-з + ДРшк, (14-18)
где ДРШ>К — потери в конструкции шинопровода, равные ДРАК, кВт; kK — коэф-
фициент увеличения потерь за счет конструкций шинопровода.
Если из (14-7) величина R~n известна, то потерн в шинопроводе определяют
по выражению, кВт,
ДРш = 3/3Р„п • Ю-з. (14-19)
44
Шинопроводы
[Разд. 14
Для симметричных шинопроводов при приближенном определении потерь
активной мощности можно пользоваться кривыми на рис. 14-8 и 14-9.
При построении графиков на рис. 14-8 и 14-9 коэффициент дополнительных
потерь в шинопроводе был принят равным 1,5, Одновременно при подсчетах был
учтен нагрев шин расчетным током.
Рис. 14-8. Кривые для определения
потерь активной мощности в трех фа-
зах симметричного токопровода с шин-
ным пакетом из двух шин коробчатого
сечения.
Рис. 14-9. Кривые для определения
потерь активной мощности в трех фа-
зах симметричного токопровода с оди-
нарными шинами коробчатого сече-
ния.
Кривыми на рис. 14-8 и 14-9 можно пользой;) гься и при несимметричных ши-
нопроводах, умножая полученное значение потер), axiiimioli мощное™ па отно-
шение А' п/1,5, где Ад п — коэффициент дополни тельных потер), несимметричного’
шинопровода.
Потери реактивной мощности в общем- случае находят из выражения
1'а^а + 1в^в-^^схС> (14-20)
где ХА, Хв н Хс —- индуктивные сопротивления соответствующих фаз.
При симметрии токов имеем, квар:
Л(?Ш = 3/2Х-10-з, (14-21)
где X — среднее значение индуктивного сопротивления фаз.
§ 14-4]
Потери мощности и напряжения в шинопроводах
45
Для приближенной оценки потерь реактивной мощности (AQ, квар/км) мож-
но пользоваться кривыми на рис. 14-10.
20000
19000
18000
17000
18000
15000
19000
13000
12000
11000
10000
9000
8000
7000
6000
5000
9000
3000
2000
1000
Рис. 14-10. Кривые для определения потерь реактивной мощности в трех фазах
симметричного токопровода с шинными пакетами из двух шин коробчатого се-
чения при расстояниях между фазами 650 и 1000 мм.
б) Потери напряжения. В общем случае фазные потери напряжения с доста-
точной степенью приближения определяют по выражению
ДГ7Ш=/ (Я-еозф + Х sin ф), (14-22)
где R^ и X — соответственно активное и индуктивное сопротивления фазы ши-
нопровода; ср — угол сдвига между током и фазным напряжением.
Фазное напряжение в конце шинопровода равно:
U2 = U! —7 (R„cos ф + X sin ф),
(14-23)
46
Шинопроводы
[Разд. 14
где L\ и 1'2 — фазные напряжения соответственно в начале и в конце шинопро-
вода.
Потери напряжения в фазах шинопровода при несимметричном расположе-
нии фаз (оси фаз в одной плоскости — горизонтальной или вертикальной) с уче-
том выражений (14-11) и (14-15) равны, В:
&Uj~ (Ра+ Ъ,П • 10~г) I^j- 628 (lnj+ 0,346j Л-10'4; , (14-24)
ЛП2 Г.Л-И- 10 4'628/2 In ; (14-25)
ДУ3-=(гп-3,77-10 )!., | /'(>28^1п | 0,34C?j/3 • 10~4. (14-26)
14-5. ВЫБОР СЕЧЕНИЯ ШИНОПРОВОДОВ
Проводник при прохождении тока нагревается. Количество тепла, выделен-
ное неизменным по значению током, определяется из выражения
ЛЛ = 7Ш (14-27)
где АЛ — количество выделенного тепла, В!• с; / — ток в проводник?, A; R —
сопротивление проводника, Ом; / - время прохождения юка, с_
Часть выделяемою тепла идет на повышение температуры проводника, а часть
отдается в окружающую среду. Находящиеся в воздухе шины охлаждаются глав-
ным образом путем конвекции, обусловленной движением воздуха вблизи поверх-
ности проводника. Отвод тепла путем лучеиспускания невелик вследствие срав-
нительно малых температур нагрева проводников. Отвод тепла за счет теплопро-
водности ничтожен из-за малой теплопроводности воздуха.
Температура токопровода при прохождении тока повышается до наступле-
ния тепловою равновесия, кот да тепло, выделяемое в проводнике, сказывается
равным теплу, отводимому с его поверхности в окружающую среду. Превышение
температуры проводника над температурой окружающей среды пропорционально
количеству выделяемого тепла, а слсдоватслт-тто, квадрату длительно проходя-
щего по проводнику тока и записи г от условий охлаждения.
Задача расчета шин на нагревание обычно сводится к определению тока,
при котором температура проводника не превышает допустимого значения. При
этом должны быть известны допустимая температура нагрева проводника, усло-
вия его охлаждения и температура окружающей среды. Предельная допустимая
температура нагрева шин при длительной работе равна 70 °C. Такая температура
в основном принята для обеспечения удовлетворительной работы болтовых кон-
тактов, как правило, имеющихся в ошиновках. При кратковременном нагреве,
например токами короткого замыкания, допустимы предельные температуры для
медных шин 300 °C, для алюминиевых 200 1 С. Дли телытая работа пптп при темпе-
ратуре, превышающей НО °C, приводит к значительному снижению их механи-
ческой прочности вследствие отжига. Расчет пая температура окружающей среды
для голых проводников по действующим ПУЭ принята 25 V,.
Нагрузочная способность проводника характерп.туется длительно допу-
стимыми токами нагрузки, определенными из условий ширена ото при заданных
разностях температур проводника и окружающей среды 0О11..
Рассмотрим определение нагрузочной способности однородных неизолиро-
ванных проводников. При тепловом равновесии количество геттла, выделяемое
за единицу времени током I в проводе сопротивлением R, равно количеству тепла,
отводимому в окружающую среду за то же время, Вт:
ДА=/2р = *еР(0-0О|С), (14-28)
§ 14-5]
Выбор сечения шинопроводов
47
где Aq — коэффициент теплоотдачи путем конвекции и лучеиспускания (теп-
лопроводность воздуха мала); F— поверхность охлаждения проводника, см2;
6 и 6 о.с — температуры проводника и окружающей среды, °C.
Если температуру нагрева проводника приравнять длительно допустимой
вдоп и принять расчетную температуру окружающей среды б 0>с, то из условия
(14-28) можно определить длительно допустимый ток /доп нагрузки шинопровода:
, , /k6F (0доп-0о,с)
Акоп— 1/ • (14-29)
Таким образом, при заданных температурных условиях нагрузочная спо-
собность проводника возрастает с увеличением его поверхности охлаждения F,
коэффициента теплоотдачи и уменьшением его электрического сопротивле-
ния R.
Вычисление длительно допустимых токов по указанным формулам доста-
точно сложно, поэтому в практических расчетах электросетей используют гото-
вые таблицы длительно допустимых токов нагрузки (в 114-9] табл. 1-3-32—
1-3-35]) на шипы из разных материалов и при разных условиях прокладки, опре-
деленных при длительно допустимой темпераiype окружающей среды. В связи
с этим проверка шинопроводов па нагревание сводится к проверке выполнения
условия
^доп ^р, maxi (14-30)
где Iv,max — максимальный рабочий ток цепи, в которую включен проводник
(определение /р. тах см. § 9-2); /доп —длительно допустимый из условий нагрева
ток нагрузки шинопровода (в [14-9] табл. 1-2-32—1-3-35]) (с учетом поправочных
коэффициентов по табл. 1-3-36 при несовпадении расчетных условий с принятыми
в табл. 1-3-32—1-3-35).
Наличие явления поверхностного эффекта, как уже было сказано ранее, при-
водит к тому, что при переменном токе активное сопротивление всегда несколько
больше, чем при постоянном. Поэтому согласно формуле (14-29) при прочих рав-
ных условиях допустимый ток нагрузки проводника при переменном токе не-
сколько меньше, чем при постоянном. Наиболее существенно это явление сказы-
вается при сплошном сечении шинопровода, например шинопровода прямоуголь-
ного сечения. Чем больше сечение и толще шина, тем большее влияние на нагру-
зочную способность шинопровода оказывает поверхностный эффект.
Иногда применяют шинопроводы трубчатого сечения. В трубах металл рас-
положен только по периферии сечения, в результате чего повышение сопротивле-
ния от поверхностного эффекта невелико и допуетмые натру жн при постоянном
и переменном токах примерно одинаковы.
В установках всех напряжений жесткие шипы окрашивают цветными эмале-
выми красками. Помимо того, что это облегчает ориентировку и предотвращает
коррозию шин, окраска влияет на нагрузочную способность шин. Постоянное
лучеиспускание-окрашенных шин значительно больше, чем неокрашенных, поэ-
тому охлаждение шин путем лучеиспускания улучшается, а это в свою очередь
приводит к увеличению нагрузочной способности шин. При неизменных темпера-
турных условиях допустимый ток нагрузки окрашенных шин на 12—15 % больше,
чем неокрашенных.
Наибольшая алюминиевая шина прямоугольного сечения 120 X 10 мм3
имеет длительно допустимый ток при переменном токе, равный 2070 А. При боль-
шем токе нагрузки на фазу применяют несколько полос, собранных в общий па-
кет и укрепленных совместно на опорных изоляторах. Расстояние между поло-
сами в пакете нормально составляет толщину одной полосы, что необходимо для
охлаждения шины в пакете. С увеличением числа полос на фазу допустимая на-
грузка возрастает непропорционально числу полос в пакете. При переменном токе,
кроме того, еще сказывается эффект близости (подробнее см. § 14-2). Все это
48
Шинопроводы
[Разд. 14
приводит к тому, что нагрузочная способность пакета из нескольких шин меньше,
чем суммарная нагрузочная способность того же количества одиночных шин та-
ких же размеров.
Выбор сечения шинопроводов по экономическим соображениям произво-
дится так же, как изложено в разд. 3 и 9. Для того чтобы в условиях эксплуа-
тации не было превышения допустимой величины потерь напряжения, шинопро-
воды рассчитывают но потерям напряжения, как изложено в § 14-4.
14-6. ПРОВЕРКА ВЫБРАННОГО СЕЧЕНИЯ ШИНОПРОВОДА
Проверку шинопровода па термическую стойкость производят по установив-
шемуся току к. з. и приведенному иремеии действия эюго тока. Установившийся
ток к. з. в течение приведенного времени выделяет такое же количество тепла,
Рис. 14-11. Кривые для определения
коэффициента формы прямоугольных
шин.
какое выделяет изменяющийся ток
к. з. за рассматриваемый действитель-
ный отрезок времени прохождения
его по шинопроводу.
Проверка шинопровода на элек-
тродинамическую стойкость произво-
дится по максимальному току к. з.,
проходящему через шинопровод. За
максимальный ток обычно принимают
значение ударного тока к. 3.
Усилие, создаваемое проходящим
через шинопровод максимальным то-
ком, при постоянном и однофазном
токе равно, Н:
^ = 2,04^ф110Л (14-31)
где imax — максимальный ток, кА;
I — расстояние между точками креп-
ления шинопровода по оси, см; а —
расстояние между осями шинопрово-
да, см; /?(|,— коэффициент формы (при-
нимается в зависимости от конфигура-
ции шин и расстояния между ними):
для трубчатых шин Аф = 1; для шин
прямоугольного и коробчатого сечений
кф определяют по кривым на рис.
14-11 и 14-12 в зависимости от отноше-
ний (d — b)/(b + h), b/h, C/H н
IUD.
При трехфазпом токе и расположении фаз в одной плоскости наибольшее
усилие от действия тока к. з. испытывает средняя фаза, 11:
F = 2,04 ~ (1^)2 L Ю 1 -—1,76 ('у')2 ЮЛ (14-32)
где — ударный ток трехфазного к. з., кА.
Усилие, которому подвергаются две другие фазы, равно, Hi
F = 1,65 (iy ')2 - 10 i.
4 J 'a
(14-33)
§ 14-6]
Проверка вОбранного сечения шинопровода
49
При трехфазном к. з. и симметричном исполнении шинопровода все фазы его
подвергаются одинаковому воздействию от тока к. з., равному, Н:
F=l,76(iy’)2^ 10-1. (14-34)
При двухфазном к. з. максимальная сила воздействия на две фазы шинопро-
вода, в которых проходит ток двухфазного к. з., определяется из выражения, Н,
F = 2,04(iy 10~!= 1,53 Gy3’)3 ~ ЮЛ
(14-35)
При расчетах общее усилие, возникающее от тока к. з. в пролете между
точками крепления шинопровода, иногда
щимся на 1 см длины шинопровода и
равным / = F/1.
При расчетах нужно суммировать
напряжение от усилий между отдель-
ными фазами шинопровода и от уси-
лий между полосами, входящими в
один пакет, представляющий собой
фазу шинопровода.
Расчет шин, выполненных в виде
пакетов, ведут в следующем порядке:
1) Определяют силу воздействия
от тока к. з. между фазами, Н:
F — 1,76 ((у")2 /- ЮЛ
J а
2) Определяют напряжение Оф в
шинах от взаимодействия между фа-
зами, Н/см2;
FI
стФ-Гп<
где Wn — момент сопротивления па-
кета шин, определяемый как сумма
заменяют удельным усилием, приходя-
Рис. 14-12. Кривые для определения
коэффициента формы шин коробча-
того сечения.
моментов сопротивления отдельных
полос пакета, см3.
3) Определяют максимально допустимое расстояние тах между проклад-
ками многополосного пакета шин в пролете между точками крепления, см:
. 1 Г12СП, доп^П
‘птал = У J
(14-36)
где /п — сила взаимодействия между шинами для двухполосного пакета на 1 см
длины, равная для двухполосного пакета, кгс/см:
А, = 2,04Аф (0,5iy’)3 ^=0,26йф (#’)а ЮЛ
стп.доп — Д°ля допускаемого напряжения, которым можно располагать при опре-
делении 1птах, равная Оп.доп = стдоп — 7*’ Н/см2; адоп — допускаемое напря-
жение на изгиб для материала шин, Н/см2; — момент сопротивления одной
полосы пакета, см3; Ь — толщина шины, см.
50
Шинопроводы
[Разд. 14
4) Определяют необходимое число прокладок пакета шин п„ в пролете между
точками крепления на изоляторах:
округляя результат до ближайшего большего целого числа.
Для трехполосного пакета
/11 = /12 + /13’
где Аг и /)з — силы взаимодействия между первой и второй, первой и третьей
полосами одного шинного пакета.
Можно считать [14-3|, что крайние шины несут по 0,4, а средняя 0,2 общего
тока шинного пакета. Исходя из этого, определяем, Н/ем:
Л2 .. 2,04.(014iy' ) *ф11! • 10 1 0,082Лф)а 10 4
/13 = 2,04 (0’4‘У-У°’4у2/гф13. 10-1=0,082^фц 10 4
Суммарная сила fn равна, Н/см:
/13Л2
/„ = 0,082 ^-(^4 *ф13) 10 4
При расчете электродинамического воздействия тока к. з. допустимое на-
пряжение на изгиб сгдоп принимается: для медных полосовых шин 140 Н/см®,
для алюминиевых полосовых шин 70 Н/см2,
для алюминиевых шин коробчатого сечения
42 Н/см2.
Указанные значения составляют пример-
но 00 % значения временного сопротивле-
ния.
Проверка иа механический резонанс. В
установках переменного тока шину, закреп-
ленную с двух концов, следует рассматривать
как упрут ую систему, имеющую собственные
колебания определенной частоты и подвер-
гающуюся воздействию периодически изме-
няющихся усилий, зависящих от частоты то-
ка в сети. Результаты исследований показы-
вают, что при выборе размеров шин в уста-
новках переменного тока нельзя пренебре-
гать опасностью возникновения механическо-
го резонанса. Явление механического резо-
нанса при определенных параметрах оши-
новки может npiiineiii к .шачшелыюму пре-
вышению напряжения (сверх допустимого) в
металле шин, в результате чего при к. з.
возможны ргнрушепия шин и изоляторов,
рассчитанных па основании неверной пред-
посылки, что электродинамические усилия
токе являются безрезонансными.
Будем считать электродинамические силы равными статическим, возникаю-
щим при прохождении по шинам постоянного тока, равного амплитудному зна-
чению ударного тока к. з. На рис. 14-13 представлены графики динамических
стдин и статических осг напряжений в металле шин при изгибе их в функции соб-
намические сгд„ц и статические
ост напряжения при изгибе в
функции частоты собственных
колебаний.
в ошиновке при переменном
§ 14-6]
Проверка выбранного сечения шинопровода
51
ственной частоты Д. Анализ графиков показывает, что при — 50 Гц наступает
временное возбуждение (раскачивание) шин, при/). = 100 Гц имеетместо резонанс.
В обоих случаях напряжения достигают недопустимых значений, при = 50 Гц
напряжение увеличивается в 2—3 раза, а при Д = 100 Гц — в 5 раз и более.
На рис. 14-14 представлен график изменения начального напряжения на изгибе
во времени, из которого видно, что уже после нескольких полуволн тока стати-
ческие напряжения значительно превышаются. Аналогичная картина будет иметь
место и при /с = 50 Гц.
Из сказанного следует, что параллельные шины, обтекаемые переменным
----- ------------- _---------- ------- ... статические токовые воздействия.
током, недостаточно рассчитывать только на ।
' При переменном токе имеют место колебания
шин, в связи с чем при f,c = 50 Гц или f,-_ =
= 100 Гц возникают недопустимые перена-
пряжения, вызывающие остаточные деформа-
ции или разрушения шин и изоляторов. Кро-
ме того, при частотах собственных колеба-
ний, близких к критическим (50 или 100 Гц),
вследствие резонансного усиления колебаний
возникает даже в нормальных режимах «гу-
дение» шин, старение материала шин под
действием знакопеременных колебаний, ос-
лабление контактных соединений и пр.
При выборе параметров ошиновки сле-
дует избегать приближения к критическим
частотам. На основании точного расчета
электродинамических усилий можно добить-
ся достаточной надежности и безопасности с
точки зрения механического резонанса при
выполнении ошиновки и токоведущих эле-
ментов электрических распределительных уст-
ройств и установок. Таким образом, следует
Рис. 14-14. Изменение напря-
жения изгиба при резонансе в
функции времени (Д = 100 Гц).
определять частоту собственных
колебаний токоведущих шин, а затем по соответствующим кривым зависимостей
или номограммам необходимо убедиться в том, что параметры выбранной оши-
новки лежат за пределами опасных значений по условиям механического резо-
нанса шин.
Для стержня, закрепленного на жестких опорах (С двух концов), частота соб-
ственных колебаний с допустимым упрощением может быть определена по фор-
муле
4,73s >/ V.J
1“ V т
4,73'-
"И
(14-38)
где <ос = 2л/с; I — длина пролета между опорными изоляторами, см; Е — модуль
упругости, кгс/см2 (для меди Ем = 1,1 X 10s кгс/см2; для алюминия Еал=
= 0,65 X 10° кгс/см2); J — момент инерции поперечного сечения шины, см4;
s—поперечное сечение шины, см2; у — плотность материала шины, г/см3 (для
меди ум — 8,93 г/см3; для алюминия уал = 2,74 г/см3).
Анализ выражения (14-38) показывает, что, изменяя параметры ошиновки,
можно в широких пределах изменять частоту собственных колебаний шин и тем
самым избегать опасных в отношении резонанса зон.
На частоту собственных колебаний наиболее сильно влияет изменение длины
пролета I. Можно также изменять частоту собственных колебаний шнн измене-
нием их жесткости EJ, определяющей добротность упругой системы. С увеличе-
нием жесткости резонансная кривая рассматриваемой системы становится круче;
опасные с точки зрения резонанса зоны становятся более узкими, а безопасные
расширяются.
Для удобства пользования при практических расчетах частоты собствен-
ных колебаний шин выражение (14-38) преобразуем, предварительно подставив
52
Шинопроводы
[Разд. 14
в него значение <ос = 2л/с:
Выражение (14-39) позволяет определять частоты собственных колебаний
шин, выполняемых из любых материалов, с любой формой сечения. На практике
наиболее часто приходится иметь дело с медными и алюминиевыми шинами. Под-
ставив в выражение (14-39) соответствующие значения Ену, получим выраже-
ния для определения частот собственных колебаний для медных и алюминиевых
шип, Гц
. 12,52- 105 ЛГТ
fc.M=-----р-------у -s; (14-40)
, _ 17,32-10’
/с. ОД— р
Достаточно широкое применение находят шинопроводы прямоугольного
сечения.
Для них (J, см4; s, см2)
з -bh, ' (14-42)
где b — сторона поперечного сечения шины, параллельная направлению ее ко-
лебании, см; h — сторона поперечного сечения шины, перпендикулярная направ-
лению ее колебаний, см.
Подставив выражения (14-40) и (14-41) в выражение (14-39) и проделав соот-
ветствующие преобразования, получим простые и удобные для расчетов формулы
для определения частот собственных колебаний для медных и алюминиевых шин
прямоугольного сечения, Гц,
/с, „-3,62-105 р ;
(14-43)
/с,ал==5,02-106 .
Из этих выражений следует, что частота собственных колебаний прямоуголь-
ных шин прямо пропорциональна размеру стороны поперечного сечения, па-
раллельной направлению колебаний, и обратно пропорциональна квадрату про-
лета. Меняя параметры b и I ошиновки, можно в необходимых пределах изменять
собственные частоты колебаний прямоугольных шип.
На рис. 14-15 — 14-17 приведены частотные характеристики алюминиевых
и медных шии прямоугольного сечении при расположении шип и одной плоско-
сти широкой стороной друг к другу (рис. 14-16 и 14 15) и узкой стороной друг
к другу (рис. 14-17).
Зоны усиления колебаний и резонанса для переменного тока с частотой
50 Гц определены приближенно в пределах „> 10 "о критических значений: fc =
= 50 Гц и /с = 2-50 — 100 Гц.
При определении частот собственных колебании шии по графикам на
рис. 14-15—14-17 может оказаться, что значения частот близки к границам опас-
ной зоны. В то же время изменение параметров шин с целью удаления от опасной
зоны невозможно. В этом случае возникает необходимость определять усилие,
действующее в пролете, с учетом влияния собственных колебаний шин. Это уси-
лие определяется следующим образом;
§ 14-6]
Проверка выбранного сечения шинопровода
53
1) определяется усилие F, возникающее в шинах и на головках изолято-
ров при прохождении тока к. з.;
Рис. 14-15. Частотные характеристики алюминиевых шин прямоугольного се-
чения.
2) находится по номограмме (рис. 14-18) отношение (для медных и
алюминиевых шин прямоугольного сечения) в зависимости от I и Ь;
3) из номограммы на рис. 14-19 определяется коэффициент увеличения уси-
лий от собственных колебаний Кс,к в зависимости от-отношения l/Yb',
54
Шинопроводы
[Разд. 14
Рис. 14-17. Частотные характеристики медных и алюминиевых шип прямоу-
гольного сечения.
Рис. 14-18. Номограмма для оп-
ределения отношения l/YЬ для
шин прямоугольного сечения.
I I 1961381139887ВО 74696562595654
I I I I I___I_I__I_I_I__I—I—L-J
ггв in юг ав 76 вэ ез
l/Vb Оля алюминия
Рис. 14-19. Номограмма для оп-
ределения коэффициента ХС1К
при проверке шин на механиче-
ский резонанс.
§ 14-6]
Проверка выбранного сечения шинопровода
55
4) определяется действительное усилие в шинах с учетом собственных коле-
баний:
Рц — K.Z, •
Рис. 14-20. Гибкий шинопровод с подве-
ской пакета проводов на двух несущих
проводах. (Может быть исполнен с распо-
ложением проводов в одной плоскости.)
(14-44)
Рис. 14-21. Общий вид подземного туннеля для шинопроводов напряжением
10 кВ.
/ _ шинопровод (шины); 2 — изоляторы; 3 — шинодержатели; 4 — конструкция для
крепления изоляторов; 5 — защитное ограждение; 6 — провода и кабели осветительной
сети.
По этому усилию и производится проверка или выбор шин и изоляторов на
динамическое воздействие токов к. з. Примеры конструктивного выполнения
шинопроводов приведены на рис. 14-20—14-26.
56
Шинопроводы
[Разд. 14
Рис. 14-22. Общий вид наземного шин-
ного коридора для шинопровода на-
пряжением 10 кВ.
Рис. 14-23. Общий вид наземного тин-
ного коридора напряжением 10 кВ,
расположенного на эстакаде.
/ — технологические трубопроводы; 2 —
металлические стойки (могут быть заме-
нены железобетонными); 3 — каналы; 4 —
отверстия для прохождения воздуха.
Рис. 14-24. Симметричный подвесной
шинопровод.
Рис. 14-25. Закрытый шинопровод на-
пряжением до 1000 В.
§ 14-7]
Колебания шинопроводов
57
Рис. 14-26. Открытый шинопровод напряжением до 1000 В.
14-7. КОЛЕБАНИЯ ШИНОПРОВОДОВ,
ИМЕЮЩИХ ОТКЛОНЕНИЕ ОТ ПРЯМОЙ — ПОВОРОТ
При рассмотрении вопроса о колебании шинопроводов, имеющих повороты
(отклонение от прямой), следует прибегать к решению, изложенному ниже. Та-
кой случай с поворотом на 90° приведен на рис. 14-27. Решение задачи такого
вида приводит к расчету устойчивости пространственных систем. Эта задача
является сложной и громоздкой с точки зрения классической теории упругости.
Рис. 14-28. Система с сосредоточенны-
ми массами.
Для того чтобы решить эту задачу, воспользуемся методом продолжения (матрич-
ный метод), созданным за последние годы. Этот метод неразрывно связан с разви-
тием вычислительной техники [14-10].
В основу метода продолжения положено дифференциальное уравнение по-
ставленной задачи и его решение с последующими производными. Применение
к ним матричной формулировки и в особенности получение на этой основе матриц
участков и переходов в сочетании с использованием матричной формулы образо-
вали самостоятельный единый алгоритм решения. Метод продолжения основы-
вается на следующей матричной зависимости:
Ук = РУо,
где уа — начальное напряженное деформированное состояние; ук — то же
в А-м сечении системы; Р — матрица воздействия (изгиба, устойчивости, колеба-
ния и т. д.), представляющая собой получаемое по формуле продолжения произ-
ведение соответствующих матриц пролетов и переходов.
Более подробное изложение этого метода можно найти в [14-10].
Г>8
Шинопроводы
[Разд. 14
Применяя метод продолжения для изучения собственных поперечных коле-
баний участка шин, имеющих поворот (рис. 14-28), предположим, что:
1) участок шин имеет два защемленных конца;
2) скручивающие колебания шинопровода вокруг своей оси незначительны
и ими можно пренебречь;
3) систему с распределенной массой (рис. 14-27) заменяем системой с сосре-
доточенными массами (рис. 14-28).
Тогда матричное уравнение напряженного и деформированного состояний
системы, иоканшной на рис. 14-28, принимает вид:
l/a LlFlLfiI.iF,Ua = HUB, (14-45)
где
Л1е.„
U а — расширенная матрица-столбец напряженного
а фй и деформированного состояний сечеиия А;
Му. а
Qz, а
здесь а — угол закручивания сечения; М v — крутящий момент; W — перемеще-
ние сечения при нагибе; ср — угол поворота сечения при изгибе; Му — изгибаю-
щий момент; Q. — поперечная сила в сечении;
а*
Мх,ь
U —расширенная матрт ь~ фй и деформированное — му.ь — Qz-b 10 0 0 0 0 0 1 0 0 0 0 001 —Zi 2£? &h / /2 ООО 1 1 11 1ца-столбец напряженного о состояний сечения В; — матрица половины Длины пролетов / и II;
000 1 EJ 2EJ ООО 0 1 ly ООО 0 0 1
здесь Е — модуль упругости материала шипы; /—момент инерции сечения
шины; /х — половина длины первого пролета;
1 0 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0
0 0 1 0 0 0
0 0 0 1 0 0
0 0 0 0 1 0
0 0 0 0 1
— матрица сосредоточения
массы I пролета;
§ 14-7]
Колебания шинопроводов
59
здесь mi — масса пролета;
<£> — угловая частота колебания;
1 0 0 0 0 0
0 1 0 0 0 0
0 0 1 0 0 0
0 0 0 1 0 0
0 0 0 0 1 0
0 0 m2®2 0 0 1
— матрица сосредоточенной
массы // пролета;
О 0 0 10
О 0 0 0 0
0 0 10 0
—1 0 0 0 0
0—1000
0 0 0 0 1
— матрица перехода или
матрица угла поворота;
Так как в матрицах-столбцах Ua, из шести составляющих три равны
нулю, то, вычеркивая соответствующие строки и столбцы матрицы произведения
Н, получим искомое характеристическое уравнение собственных колебаний рас-
сматриваемой системы
Н15
7^32 /7з5
Н1в
Нзе =0.
(14-46)
7^42 7/45
Решение этого характеристического уравнения дает числовое значение ча-
стот собственных колебаний участка шинопровода с поворотом его на 90°.
После перемножения матриц согласно уравнению (14-45), раскрытия опреде-
лителя (14-46) и алгебраических преобразований получим характеристическое
60
Шинопроводы
[Разд. 14
М,1-]=20см М.,11=30см
Рис. 14-29. Частотные характеристики участка шин с поворотом на 90°.
о, б - для алюминиевых шин; в, г — для медиых шин; а, в — при /j = 20 см; б, г —
при Zj — 30 см.
§ 14-7]
Колебания шинопроводов
61
уравнение
72J3J3 (.т1т211°Ч +т1тЩ1^) х3 +
4- 27j2j3 (01^1111 +тгт21111) х3 —
~ ggy (Snij/Va +5m2^2 + mi% +
4- х4-лг (^2 4~ ^1/2)== 0>
О
(14-47)
где х = w2.
Для того чтобы определить значения частот собственных колебаний участка
шинопровода, который имеет поворот, по полученному выше уравнению при раз-
личных значениях длины пролетов, типоразмеров и материала шин следует при-
бегнуть к использованию ЭЦВМ. Уравнение (14-47) решается на ЭЦВМ по ите-
рационному методу Ньютона.
Результаты расчета, произведенного на ЭЦВМ, показывают, что частота соб-
ственных колебаний шин шинопровода, имеющего поворот, зависит от геометри-
ческих размеров шин и соотношения между длинами пролета (см. кривые зависи-
мости на рис. 14-29). Для участка шин, имеющих поворот, а также имеющих
равные пролеты /г = /п = I, рекомендуется формула для определения частоты
собственных колебаний
F _ 2-73 л/~ EJ
с~ /2 V gy 1
(14-48)
Список литературы
14-1. Федоров А. А. Электроснабжение промышленных предприятий. —
М.: Госэнергоиздат, 1961. — 744 с.
14-2. Мукосеев Ю. Л. Распределение переменного тока в токопроводах. —
М.: Госэнергоиздат, 1959. — 136 с.
14-3. Семчинов А. М. Токопроводы промышленных предприятий. — Л.:
Энергия, 1964. — 216 с.
14-4. Смелянский М. С., Бортиичук Н. И. Короткие сети электрических
печей. — М.: Госэнергоиздат, 1962. — 94 с.
14-5. Руцкий А. И. Железные шины распределительных устройств. Изд.
БПИ, Минск: 1947. — 108 с.
14-6. Справочник энергетика промышленных предприятий. Т. 1.—М.:
Госэнергоиздат, 1961.— 840 с.
14-7. Холявский Г. Б. Расчет электродинамических усилий в электрических
аппаратах. — М.: Госэнергоиздат, 1962. — 184 с.
14-8. Буйлов" А. Я. Основы электроаппаратостроения.—М.: Госэнергоиз-
дат, 1947. — 372 с.
14-9. Правила устройств электроустановок.—М.: Энергия, 1966.— 464 с.
14-10. Пономарев К- К. Расчет элементов конструкций с применением
ЭЦВМ. — М.: Машиностроение, 1972.
62 Допустимая перегрузка воздушных и кабельных линий [Разд. 15
Раздел пятнадцатый
ДОПУСТИМАЯ ПЕРЕГРУЗКА
ВОЗДУШНЫХ и кабельных линий
15-1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
При проектировании липин электроснабжения для обеспечения постоянно
упсличинающейея электрической нагрузки необходимо учитывать перегрузоч-
ную снособшкчь их. Кроме того, и условиях эксплуатации во время повреждения
линий или для проведения ремонта необходимо временно перегружать одну из
липни, пока другая oiклочена но укапанным выше причинам.
Перегрузки кабельных линий регламентированы 11УЭ, что касается воздуш-
ных линий, то ПУЭ не регламентируют для них допустимых перегрузок. В насто-
ящем разделе приведены сведения о допустимой перегрузке воздушных линий.
Этот материал не претендует на использование его как указаний или правил, но
инженеры, работающие в области промышленной энергетики, могут воспользо-
ваться им для решения конкретных задач, возникающих как при проектирова-
нии, так и при эксплуатации.
15-2. ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ РАСЧЕТА ДОПУСТИМОЙ ПЕРЕГРУЗКИ
При работе воздушных линий возникают состояния, зависящие от условий,
создаваемых окружающей провод средой. Вследствие изменения скорости ветра,
гололедно-изморозевых отложений и температуры воздуха изменяются и техни-
ческие характеристики работающей линии.
Условия, создаваемые окружающей средой
Провода воздушных липни окружены средой — воздухом атмосферы Земли.
Воздух меняет свою температуру, влажность, скорость перемощения воздушных
масс и может содержать в определенных условиях щелочи, кислоты, соли и дру-
гие вещества. Характеристики силы ветра, принятые в СССР, приведены
в табл. 15-1.
Условия, вызываемые электрическим током,
проходящим через провод
Электрический ток, проходя но проводам воздушных линий, выделяет тепло
и нагревает провод. Под влиянием натреиа провода происходят следующие изме-
нения условий его работы:
1) удлинение провода, вследствие чего уислпчтикчся стрела провеса, т. е.
изменяются габариты провода до земли;
2) изменяются тяжение провода и его способность нести механическую на-
грузку;
3) изменяется сопротивление провода и, как следствие этого, количество
тепла, выделяемое проводом, т. е. изменяются потери электрической мощности
И энергии.
Все условия могут изменяться при наличии постоянства параметров окру-
жающей среды или изменяться совместно, воздействуя на работу проводов воз-
душных линий. Подробно эти условия изложены в соответствующих учебниках,
монографиях, статьях и т. п.
§ 15-21 Основные положения расчета допустимой перегрузки
63
Таблица 15-1
Характеристики силы ветра, принятые в СССР
Гн» м и Обозначение ветра Скорость ветра, м/с Влияние ветра на наземные предметы
0 11олиый штиль 0-0,5 Дым поднимается вертикально, листья деревьев неподвижны
1 Очень легкий ветер 0,6—1,7 Дым поднимается не совсем верти- кально, листья деревьев неподвижны
•J Легкий ветер 1,8—3,3 Ощущается лицом. Слегка коле- блются флаги. Листья временами ше- лестят
з Слабый ветер 3,4—5,2 Листья, ветки деревьев, покрытые листьями, и флаги непрерывно ко- леблются. Рябит поверхность стоячих вод
4 Умеренный ветер 5,3-7,4 Колеблются ветви деревьев без листвы. Поднимаются с земли пыль и обрывки бумаги
1> Свежий ветер 7,5—9,8 Вытягиваются большие флаги, на- чинают колебаться большие, покры- тые листьями деревья. Свист в ушах
6 Сильный ветер 9,9-12,4 Колеблются большие сучья. Свист около домов и других неподвижных предметов. Гудят телефонные провода
7 Крепкий ветер 12,5—15,2 Колеблются стволы небольших де- ревьев без листвы. Заметно затруднена ходьба против ветра
8 Шторм 15,3—18,2 Колеблются большие деревья. Ло- маются ветви и сучья. Заметно задерживается движение против ветра. Чтобы идти против ветра, нужно нагнуться
9 Сильный шторм 18,3—21,5 Гнутся большие деревья. Ломаются большие голые сучья деревьев. Сдви- гаются с места легкие предметы, по- вреждаются крыши
10 Крепкий шторм 21,6—25,1 Ломаются и вырываются с корнем деревья. Производятся значительные разрушения. Сносит крыши
1) Жесткий (цторм 25—29 Происходят разрушения и опусто- шения
12 Ураганный ветер Более 29
64 Допустимая перегрузка воздушных и кабельных линий [Разд. 15
Т а б л и ц а 15-2
Сталеалюминиевые провода (ГОСТ 839-74)
Номинальное сечение, мм8, (алюми- ннй/сталь) Расчетные данные проводов марок АС, АСКС, АСКП и АСК Длительно допустимая токовяя нагрузка. А
Диаметр, мм Сопротивление постоянному току при 20 °C, Ом/км, не более
провода стального сердечника
10/1,8 4,5 1,5 1,9 2,695 80
16/2,7 5,6 1,772 105
25/4,2 6,9 2,3 1,1 16 130
35/6,2 8,4 2,8 0,773 175
50/8,0 9,6 3,2 0,592 210
70/11 И,4 3,8 0,42 265
70/72 15,4 11,0 0,42 —
95/16 13,5 4,5 0,229 330
95/15 13,5 5,0 0,314 330
95/141 19.8 15,4 0,316 —
120/19 15,2 5,6 0,215 380
120/27 1.5,5 6,6 0,249 375
150/19 16,8 5,5 0,195 450
150/24 17.1 6,3 0,194 445
150/34 17,5 7,5 0,196 450
185/24 18,9 6,3 0,154 505
185/29 18,8 6,9 0,159 510
185/43 19,6 8,4 0,156 515
185/128 23,1 14,7 0,155 —
205/27 19,8 6,6 0,14 —
240/32 21,6 7,2 0,118 605
240/39 21,6 8,0 0,122 СЮ
240/56 22,4 9,6 0,12 610
300/39 24,0 8,0 0,096 690
300/48 24,1 8,9 0,098 690
300/66 24,5 10,5 0,1 705
300/204 29,2 18,6 0,097 —
330/27 24,4 6,6 0,089
330/43 25,2 8,4 0,087
400/22 26,6 6,0 0,073 —
400/51 27,5 9,2 0,073 825
400/64 27,7 10,2 0,074 835
400/93 29,1 12,5 0,071 850
450/56 28,8 9,6 0,067
500/27 29,4 6,6 0,06 —
500/64 30,6 10,2 0,059 945
500/336 37,5 23,9 0,059 —
550/71 32,4 10,8 0,053 —
600/72 33,2 11,0 0,05 1050
650/79 34,7 11,5 0,046 —
700/86 36,2 12,0 0,042 1220
750/93 37,7 12,5 0,039
800/105 39,7 13,3 0,035 —
§ 15-2]
Основные положения расчета допустимой перегрузки
65
Таблица 15-3
Алюминиевые провода (ГОСТ 839-74)
11оми IhUlb line сече- ние, мма Расчетные данные проводов марок А и АКП Длительно допустимая токовая нагрузка, А
Сечение, мм2 Диаметр провода, мм Электриче- ское сопро- тивление постоянному току при 20 °C, Ом/км, не более Разрывное усилие провода, даН, не меиее Масса про- вода, кг/км
АТ АТп
16 15,9 5,1 1,8 257 287 43' 105
25 24,9 6,4 1,14 402 429 68 135
35 34,3 7,5 0,83 538 586 94 170
50 49,5 9,0 0,576 775 846 135 215
70 62,2 10,7 0,412 1085 1150 189 265
95 93,4 12,3 0,308 1405 1490 252 320
120 117,0 14,0 0,246 1834 2001 321 375
150 148,0 15,8 0,194 2320 2460 406 440
185 183,0 17,5 0,157 2868 3042 502 500
240 239,0 20,0 0,12 3633 3859 655 590
300 288,0 22,1 0,1 4514 4788 794 680
350 346,0 24,2 0,033 5424 5752 952
400 389,0 25,6 0,074 6098 6467 1072 815
450 442,0 27,3 0,065 6928 7138 1217
500 500,0 29,1 0,058 7600 8075 1378 980
550 544,0 30,3 0,053 8078 8568 1500
600 587,0 31,5 0,049 8717 9245 1618
650 641,0 32,94 0,045 9519 10 096 1769 —
.700 691,0 34,2 0,042 10 246 10 557 1907
750 747,0 35,6 0,039 11 093 11 429 2061
800 805,0 36,9 0,036 11 592 12316 2220 —
Медные провода (ГОСТ 839-74)
Таблица 15-4
Номи- нальное сечение, мм2 Расчетные данные нролодоп марки М Длительно допустимая токовая нагрузка, А
Сечение, мм2 Диаметр провода, мм Электриче- ское сопро- тивление постоянному току при 20 °C, Ом/км, не более Разрывное усилие про- вода, даН, не менее Масса провода, кг/км
4 х 3,94 2,2 4,52 158 35 50
6 5,85 2,7 3,03 261 52 70
10 9,89 3,6 1,79 419 88 95
16 15,9 5,1 1,13 604 142 130
25 24,9 6,4 0,72 945 224 180
35 34,61 7,5 0,515 1320 311 220
50 49,4 9,0 0,361 1785 444 270
70 67,7 10,7 0,267 2882 612 340
3 под ред. А. А. Федорова, Г. В. Сербиновского
66 Допустимая перегрузка воздушных и кабельных линий [Разд. 15
Продолжение табл. 15-4
Номи- нальное сеченне, мм2 Расчетные данные проводов марки М Длительно допустимая токовая нагрузка, А
Сечение, мм8 Диаметр провода, мм Электриче- ское сопро- тивление постоянному току при 20 °C. Ом/км, не более Разрывное усилие про- вода, даН, не менее Масса провода,- кг/км
95 94,0 12,6 0,191 3985 850 415
120 117,0 14,0 0,154 4446 1058 485
150 148,0 15,8 0,122 5342 1338 570
185 183,0 17,6 0,099 6954 1659 640
240 234,0 19,0 0,077 8892 2124 760
300 288,0 22,1 0,063 10 397 2614 880
350 346,0 23,2 0,052 12 490 3135 —
400 389,0 25,6 0,046 14 040 3528 1050
Т аб лиц а 15-5
Сопротивление проводов при различных температурах,
определяемое по формуле
R = Rit> [1 + ^т, у, с (0—Ого)]» Ом/км
Марка провода Температура провода, °C
20 50 70 80 90
Провод марки АС
АС 25/4,2 1,146 1,284 1,375 1,421 1,467
АС 35/6,2 0,773 0,866 0,928 0,959 0,989
АС 50/8,0 0,592 0,663 0,710 0,734 0,758
АС 70/11 0,42 0,470 0,504 0,521 0,538
АС 95/16 0,299 0,335 0,359 0,371 0,383
АС 120/19 0,245 0,274 0,294 0,304 0,314
АС 150/24 0,194 0,217 0,233 0,241 0,248
АС 185/29 0,159 0,178 0,191 0,197 0,204
АС 240/39 0,122 0,137 0,146 0,151 0,156
АС 300/48 0,098 0,110 0,118 0,122 0,125
Провод марки Л
А 16 1,8 2,016 2,160 2 ‘’32 2,304
А 25 1,14 1,277 1,368 1,411 1,459
А 35 0,83 0,930 0,996 1,029 1,062
А 50 0,576 0,645 0,691 0,714 0,737
А 70 0,412 0,461 0,494 0,511 0,527
А 95 0,308 0,345 0,370 0,382 0,394
А 120 0,246 0,276 0,295 0,305 0,315
А 150 0,194 0,217 0,233 0,241 0,248
А 185 0,157 0,176 0,188 0,195 0,201
А 240 0,12 0,134 0,144 0,149 0,154
А 300 0,1 0,112 0,120 0,124 0,128
§ 15-2] Основные положения расчета допустимой перегрузки 67
Продолжение табл. 15-5
Марка провода Температура провода, °C
20 50 70 80 90
М 16 1,13 Провод л 1,266 tapicu М 1,356 1,401 1,446
М 25 0,72 0,806 0,864 0,893 0,922
М 35 0,515 0,577 0,618 0,639 0,659
М 50 0,361 0,404 0,433 0,448 0,462
М 70 0,267 0,299 0,320 0,331 0,342
М 95 0,191 0,214 0,229 0,237 0,244
М 120 0,154 0,172 0,185 0,191 0,197
М 150 0,122 0,137 0,146 0,151 0,156
М 185 0,099 0,111 0,119 0,123 0,127
М 240 0,077 0,086 0,092 0,095 0,099
М 300 0,063 0,071 0,076 0,078 0,081
Т а б л и ц а 15-6
Потери мощности \Р = 1гг в проводах АС, АиМ при нагрузках
Темпера- тура провода, °C Сопро- тивление провода, Ом/км Потери мощности при нагрузке провода Zn = Vhom’ Вт/(км-10‘)
zhom 1,0 1,1ZHOM 1,25/ ном ’’5'иом 1,75/ ном 2,0/ ’ ном
Провод АС 25/4,2 (7НОМ=130 А)
50 1,284 2,170 2,626 3,391 4,882 6,646 8,680
70 1,375 2,324 2,812 3,631 5,228 7,116 9,296
80 1,421 2,401 2,906 3,752 5,403 7,355 9,604
90 1,467 2,479 3,000 3,874 5,578 7,593 9,916
Провод АС 35/6,2 (7И0М = 175 А)
50 0,866 2,652 3,209 4,144 5,967 8,122 10,608
70 0,928 2,842 3,139 4,440 6,395 8,704 11,368
80 0,959 2,937 3,554 4,589 6,608 8,995 11,748
90 0,989 3,029 3,665 4,733 6,815 9,276 12,116
Провод АС 50/8 fl (^НОМ — 210 А)
50 0,663 2,924 3,538 4,569 6,579 8,955 11,696
70 0,710 3,131 3,789 4,892 7,045 9,589 12,524
80 0,734 3,237 3,917 5,058 7,283 9,913 12,948
90 0,758 3,343 4,045 5,223 7,522 10,238 13,372
Провод АС 70/11 (7НОМ= 265 А)
50 0,470 3,301 3,994 5,158 7,427 10,109 13,204
70 0,504 3,539 4,282 5,530 7,963 10,838 14,156
80 0,521 3,659 4,427 5,717 8,233 11,206 14,636
90 0,538 3,778 4,571 5,903 8,501 11,570 15,112
3*
68
Допустимая перегрузка воздушных и кабельных линий [Разд. 15
Продолжение табл. 15-6
Темпера- тура провода, °C Сопро- тивление провода, Ом/км Потерн мощности при нагрузке провода
'иом»1’0 Ь'/иом '’25'ном Ь5/НОм ’75/НОМ 2,07 ’ ном
Провод АС 95/16 (/ИОм = 330 А)
50 0,335 3,6-18 4,414 5,700 8,208 11,172 14,592
70 0,359 3,910 4,731 6,109 8,798 11,974 15,640
80 0,371 4,010 4,888 6,313 9,090 12,373 16,160
90 0,383 4,171 Правое 5,017 АС 120/ 6,517 9 (Люм 9,385 380 А) 12,774 16,684
50 0,274 3,957 4,788 6,183 8,903 12,118 15,828
70 0,294 4,245 5,136 6,633 9,551 13,001 16,980
80 0,304 4,390 5,312 6,859 9,878 13,444 17,560
90 0,314 4,534 Прово 5,486 3 АС 150/ 7,084 24 (Лгом = 10,202 445 А) 13,885 18,136
50 0,217 4,297 5,199 6,71 1 9,668 13,160 17,188
70 0,233 4,614 5,583 7,209 10,382 14,130 18,456
80 0,241 4,772 5,774 7,456 10,737 1 1,614 19,088
90 0,248 4,811 Прово 5,942 3 АС 185/ 7,673 29 (Лгом = 11,050 510 А) 1-5,040 19,644
50 0,178 4,629 5,601 7,233 10,415 14,176 18,516
70 0,191 4,968 6,011 7,763 11,178 15,215 19,872
80 0,197 5,124 6,200 8,006 11,529 15,692 20,496
90 0,204 5,306 Провоз 6,420 3 АС 240/- 8,291 (Л10М = 11,939 610 А) 16,250 21,224
50 0,137 5,098 6,169 7,966 11,171 15,613 20,392
70 0,146 5,433 6,574 8,489 12,221 12,643 16,639 21,732
80 0,151 5,619 6,799 8,780 17,208 22,476
90 0,156 5,805 Прово 7,024 д АС 300/ 9,070 48 = 13,061 690 А) 17,778 23,220
50 0,110 5,237 6,337 8,183 11,783 16,038 20,948
70 0,118 5,618 6,798 8,778 12,641 17,205 22,472
80 0,122 5,808 7,028 9,075 13,068 17J87 23,232
90 0,125 5,951 77р 7,201 овод А 16 9,298 (Л1<>М ’ 13,390 5 А) 18,225 23,804
50 2,016 2,222 2,689 3,172 4,999 о,: о > 8,888
70 2,160 2,381 2,881 3,720 5,357 7,292 9,524
80 2,232 2,461 2,978 3,815 5,537 7,337 9,844
90 2,304 2,540 Z7p< 3,073 увод А 25 3,969 5,715 . 5 Л) 7,779 10,160
50 1,277 2,327 2,816 3,636 5,236 7,126 7,635 9,308
70 1,368 2,493 3,017 3,895 5,609 9,972
80 1,414 2,577 3,118 4,027 5,798 7,892 10,308
90 1,459 2,659 3,217 4,155 5,983 8,143 10,636
§ 15-2] Основные положения расчета допустимой перегрузки 69
Продолжение табл. 15-6
Темпера- тура провода, °C Сопро-- тивление провода, Ом/км Потери мощности при нагрузке провода /п = *п'иом’ ВТ/(КМ.1(Н)
/ном=1’° '"ном '-5'ном ‘Whom 2.0'ном
Провод А 35 (7Ном=170 А)
50 0,930 2,688 3,252 4,200 6,048 8,232 10,752
70 0.996 2,878 3,482 4,497 6,476 8,814 11,512
80 1,029 2,974 3,599 4,647 6,692 9,108 11,896
90 1,062 3,069 3,713 4,795 6,905 9,399 12,276
Провод А 50 (/ном — 215 А)
50 0,645 2,982 3,608 4,659 6,710 9,132 11,928
70 0,691 3,194 3,865 4,991 7,187 9.782 12,776
80 0,714 3,300 3.993 5,156 7,425 10,106 13,200
90 0,737 3,407 4,122 5,323 7,666 10,434 13,628
Провод А 70 (/„ОМ = 265 А)
50 0,461 3,237 3,917 5,058 7,283 9,913 12,948
70 0,494 3,469 4,197 5,420 7,805 10,624 13,876
80 0,511 3,558 4,341 5,606 8,073 10,988 14,352
90 0,527 3,701 4,478 5,783 8,327 11,334 14,804
Провод А 95 (7НОМ = 320 А)
50 0,345 3,533 4,275 5,520 7,949 10,820 14,132
70 0,370 3,789 4,585 5,920 8,525 11,604 15,156
80 0,382 3,912 4,734 6,113 8,802 11,981 15,648
90 0,394 4,035 4,882 6,305 9,079 12,357 16,140
Провод А 120 (/ном = 375 А)
50 0,276 3,881 4,696 6,064 8,732 11,886 15,524
70 . 0,295 4,148 5,018 6,481 9,333 12,703 16,592
80 0,305 4,289 5,190 6,702 9,650 13,135 17,156
90 0,315 4,430 5,360 6,922 9,968 13,567 17,720
Провод А 150 (/пом «О А)
50 0,217 4,201 5,083 6,564 9,152 12,866 16,804
70 0,233 4,511 5,458 7,048 10,150 13,815 18,044
80 0,241 4,666 5,646 7,291 10,499 14,290 18,664
90 0,248 4,801 5,809 7,502 10,802 14,703 19,204
Провод А 185 (/ном — 500 А)
50 0,176 4,400 5,324 6,875 9,900 13,475 17,600
70 0,188 4,700 5,687 7,344 10,575 14,394 18,800
80 0,195 4,875 5,899 7,617 10,969 14,930 19,500
90 0,201 5,025 6,080 7,852 11,306 15,389 20,100
Провод А 240 (/ном — 520 А)
50 0,134 4,665 5,645 7,289 10,496 14,287 18,660
70 0,144 5,013 6,066 7,833 11,279 15,352 20,052
80 0,149 5,187 6,276 8,105 11,671 15,885 20,748
90 0,154 5,361 6,487 8,377 12,062 16,418 21,444
70
Допустимая перегрузка воздушных и кабельных линий [Разд. 15
Продолжение табл. 15-6
Темпера- тура провода, °C Сопро- тивление провода, Ом/км Потери мощности при нагрузке провода /п='/<п/ном’ Вт/(км-109
Люм=1'0 ’’"ном НОМ Ь5/ном б^ном 2'0/ном
Провод А 300 (7НОм = 680 А)
50 0,112 5,179 6,267 8,092 11,653 15,861 20,716
70 0,120 5,549 6,714 8,670 12,485 16,994 22,196
80 0,124 5,731 6,938 8,959 12,902 17,560 22,936
90 0,128 5,919 7,162 9,218 13,318 18,127 23,676
Провод М 16 (Люм'-:1зо Л)
50 1,266 2,140 2,589 3,344 4,815 6,554 8,560
70 1,376 2,292 2,773 3,581 5,157 7,019 9,168
80 1,401 2,368 2,865 3,700 5,328 7,252 9,472
90 1,446 2,444 2,957 3,819 5,499 7,485 9,776
Провод М 25 (/ном =180 А)
50 0,806 2,611 3,159 4,080 5,875 7,996 10,444
70 0,864 2,799 3,387 4,373 6,298 8,572 11,196
80 0,893 2,893 3,501 4,520 6,509 8,860 11,572
90 0,922 2,987 3,614 4,667 6,721 29,148 11,948
Провод М 35 (/ном = 220 А)
50 0,577 2,793 3,380 4,364 6,284 8,554 11,172
70 0,618 2,991 3,619 4,673 6,730 9,160 11,964
80 0,639 3,093 3,742 4,833 6,959 9,472 12,372
90 0,659 3,190 3,860 4,984 7,178 9,769 12,760
Провод М 50 (/ном = 270 А)
50 0,404 2,945 3,563 4,602 6,626 9,019 11,780
70 0,433 3,157 3,820 4,933 7103 9,668 12,628
80 0,448 3,266 3,952 5,103 7,349 10,002 13,064
90 0,462 3,368 4,075 5,263 7,578 10,315 13,472
Провод М 70 (^ном—340 А)
50 0,299 3,456 4,182 5,400 7,776 10,584 13,824
70 0,320 3,699 4,476 5,780 8,323 11,328 14,796
80 0,331 3,826 4,629 5,978 8,609 11,717 15,304
90 0,342 3,954 4,784 6,178 8,897 12; 109 15,816
Провод М 95 (/«ОМ 41 5 Л)
50 0,214 3,686 4,460 5,759 8,291 11,288 14,744
70 0,229 3,944 4,772 6,163 8,874 12,079 15,776
80 0,237 4,082 4,939 6,378 9,185 12,501 16,328
90 0,244 4,202 5,084 6,566 9,455 12,869 16,808
Провод М 120 (/НОИ=485 А)
50 0,172 4,046 4,896 6,322 9,104 12,391 16,184
70 0,185 4,352 5,266 6,800 9,792 13,328 17,408
80 0,191 4,493 5,437 7,020 10,109 13,760 17,972
90 0,197 4,634 5,607 7,241 10,427 14,192 18^36
§ 15-3] Перегрузка и ее воздействие на технич. и экономии. факторы 71
Продолжение табл. 15-6
Темпера- тура провода, °C Сопро-• тивление провода, Ом/км Потери мощности при нагрузке провода 'п = *п'ном> Вт/(км- 10‘)
'ноМ=1'0 ^'ном 1-26'вом ‘75/ном 2,0/ ’ иом
50 0,137 Про 4,451 вод М 150 5,386 (^НОМ=5. 6,955 70 А) 10,015 13,631 17,804
70 0,146 4,744 5,740 7,413 10,674 14,529 18,976
80 0,151 4,906 5,936 7,666 11,039 15,025 19,624
90 0,156 5,068 6,132 7,919 11,403 15,521 20,272
50 0,111 Про 4,547 вод М 185 5,502 (Аном = 6' 7,105 10 А) 10,231 13,925 18,188
70 0,119 4,874 5,898 7,616 10,967 14,927 19,496
80 0,123 5,038 6,096 7,872 11,336 15,429 20,152
90 0,127 5,202 6,294 8,128 11,705 15,931 20,808
50 0,086 Про 4,967 вод М 240 6,010 (/ном=7£ 7,761 >0 А) 11,176 15,211 19,868
70 0,092 5,314 6,430 8,303 11,957 16,274 21,256
80 0,095 5,487 6,639 8,573 12,346 16,804 21,948
90 0,099 5,718 6,919 8,934 12,866 17,511 22,872
50 0,071 Пре 5,498 вод М ЗОС 6,653 (/ном = 8 8,591 30 А) 12,371 16,838 21,992
70 0,076 5,885 7,121 9,195 13,241 18,023 23,540
80 0,078 6,040 7,308 9,438 13,59 18,498 24,160
90 0,081 6,273 7,590 9,802 14,114 19,211 25,092
Провода и тросы изготовляются в соответствии с требованиями ГОСТ 839-74.
Марки и преимущественные области применения проводов приведены в табл. 12-1.
Технические характеристики проводов воздушных линий и их допустимая
номинальная нагрузка приведены в табл. 15-2—15-4.
Одним из примеров может служить перегрузка воздушных линий ПО кВ на
20 % еще в середине 60-х годов на одном крупном металлургическом комбинате.
Это значительно сократило сроки пуска очень важного объекта. С тех пор прошло
более 10 лет, и линия эта работает без всяких нарушений нормального режима.
Введение в официальные материалы разрешений на допустимую перегрузку
воздушных линий внесет значительные удобства в эксплуатацию, резко увеличит
резервы и повысит надежность электроснабжения. Особенно это сказывается на
системах временного электроснабжения.
Для упрощения расчетов в табл. 15-5 приведены результаты специально вы-
полненных расчетов, в табл. 15-6 — результаты подсчета выделения тепла на 1 м.
15-3. ПЕРЕГРУЗКА И ЕЕ ВОЗДЕЙСТВИЕ
НА ТЕХНИЧЕСКИЕ И ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ФАКТОРЫ,
СВЯЗАННЫЕ С РАБОТОЙ ВОЗДУШНЫХ ЛИНИЙ
Воздействие перегрузки на габариты воздушных линий
Ток, проходящий по проводам воздушной линии, все время меняет свое
значение в соответствии с графиком потребления электроэнергии. В связи с этим
постоянно изменяется длина провода и его стрела провеса, определяющая основ-
72
Допустимая перегрузка воздушных, и кабельных линий [Разд. 15
ной габарит — расстояние от низшей точки подвеса провода до земли. В проектах
точка продвеса рассчитывается на номинальный ток линии. Выполняя это рас-
четное условие, считают, что если не превышать номинального тока (не перегру-
жать линию), то габарит до поверхности земли всегда будет больше расчетного.
В условиях эксплуатации за габаритами линий постоянно ведут наблюде-
ние, производят проверку их соответствия нормам эксплуатации. Естественно,
Рис. 15-1. Кривые поправок для медных проводов.
что в условиях перегрузки габариты нужно изменять в сторону уменьшения
расстояния от низшей точки подвеса до земли. Для оценки возможности пере-
грузки проводов воздушных линий приведем необходимые сведения из инструк-
ции по эксплуатации воздушных линий в части, касающейся проверки габаритов
линий при нагрузке в пределах номинальной.
Замеры габарита провода от земли обычно производят при температуре, от-
личающейся от той, при которой имеют место максимальные провесы, а значит,
и минимальные габариты, поэтому в результате замеров необходимо вносить по-
правку для получения габарита, который будет иметь место во время максималь-
ных температур.
Такне поправки можно делать, пользуясь аналитическими подсчетами, но
это не рекомендуется, так как расчеты достаточно сложны и требуют значитель-
ного времени. При большом количестве замеров габаритов эти расчеты окажется
практически просто невозможно осуществить.
Для определения габаритов следует использовать специальные кривые за-
висимостей поправок, которые приведены на рис. 15-1 — 15-3. При пользова-
нии этими кривыми обеспечивается точность определения габаритов 2—3 %.
Практически эта точность вполне достаточна для пролетов до 150 м при поло-
жительных температурах, при пролетах более 150 и эта точность обеспечивается
от температуры — 10 °C и выше.
Приведем пример пользования кривыми зависимое той.
Габарит для провода М 95 при температуре окружающей среды 0о.с — 20 °C
и пролете I = 200 м при замере оказался равным 6,55 м. Высшая температура
в данной местности равна 40 °C. Пользуясь графиком, приведенным на рис. 15-1,
находим для пролета 200 м и провода М 95 удельное приращение стрелы провеса
на 1 °C, равное 2,05 см. Полное приращение стрелы провеса на ра птицу между
максимально возможной температурой и температурой во время замера будет
равно:
A/=(0max-03aB) Д/Уд = (40 - 20) 2,05 = 41 см.
§ 15-3] Перегрузка и ее воздействие на технич. и экономия. факторы
73
В этом случае габарит до земли составит:
Азаи — Д/= 6,55 —0,41 =6,14 м.
Получив таким образом габарит для летнего времени (0зам = 20 °C), не сле-
дует полагать, что перегрузка проводов в данных конкретных условиях невоз-
можна.
Рис. 15-2. Кривые поправок для алюминиевых проводов.
Рис. 15-3. Кривые поправок для сталеалюминиевых проводов.
Она возможна по следующим обстоятельствам:
1) перегрузка воздушных линий требуется, как правило, только в осенне-
зимние месяцы, т. е. во время максимума нагрузки и когда температура воздуха
значительно ниже нуля, а габариты провода до земли значительно больше нормы;
2) при расчетах скорость ветра была принята равной нулю. Практически
всегда имеется движение воздуха (не менее 1—2 м в секунду), что обеспечивает
дополнительное охлаждение провода, увеличивает его габарит до земли и позво-
ляет допускать перегрузку;
74
Допустимая перегрузка воздушных и кабельных линий [Разд. 15
3) на линии обычно есть только несколько мест, где габарит близок к норме,
и почти всегда имеется возможность оградить дополнительно эти опасные места,
если они окажутся.
Учет этих обстоятельств всегда представляет возможность дополнительной
нагрузки линии, а теплотехнические расчеты [15-7] позволяют утверждать, что
перегрузка на 30—40 %, а в ряде случаев и до 50—60 % возможна всегда.
Воздействие перегрузки на повышение температуры провода,
т. е. увеличение его сопротивления,
и потери напряжения от возросшего сопротивления
Известно, что увеличение сопротивления проводника определяется по фор-
муле
/?02—[ 1 + kt, у, с (Оз — 01)],
где Rq2 — сопротивление провода при температуре 0а, Ом; — сопротивление
провода при температуре, соответствующей расчетной нагрузке в условиях экс-
плуатации, Ом; ^г.у.е — коэффициент температурного увеличения сопротивле-
ния, Ом/°С.
Как следует из расчетов при перегрузке провода воздушной линии на 30—
50 %, сопротивление 1 км провода на фазу может увеличиться максимум;
а) при перегрузке, например, провода АС 25/4,2 па 30 %:
02 = 8О°С; е^бО0^- kr, у, с = 0,004; -
/?0во ~ /?05О [1 +^т, у, С (®2 01)] =
== 1,284 [1 +0,004 (80—50)] = 1,44;
б) при перегрузке провода АС 25/4,2 на 50 %:
03 = 90° С; 0Г = 5О°С; kT, у, с = 0,004; j?0₽o= 1,7 Ом.
Сопротивления проводов марок АС, А и М приведены в табл. 15-5.
Как видно из расчетов, увеличение сопротивления провода по сравнению
с сопротивлением, соответствующим расчетной нагрузке, возможно при пере-
грузке 30 % на 12%, а при перегрузке 50 % —на 16%.
Увеличения потери напряжения в этом случае можно ожидать при расчете
линии;
на Д/7 = 5%
Д^зо% = 5%-1,12 = 5,6%,:
па &U= 10%
Л1/30%—10-1,12=11,2%.
При перегрузке линии до 50 % увеличение потери напряжения будет равно
при расчете:
на Д// = 5%
Д075о„/о = 5%-1,16 = 5,8%;
на Д/7=10%
Д0/5Оо/о = 10- 1,16=11,6%.
Учитывая график нагрузки, можно отметить, что напряжение может в пре-
деле увеличиваться сверх нормы на 0,8—1,6%.
Такие отклонения напряжения сверх нормы, да еще кратковременные, не мо-
гут повлиять на качество электроэнергии в пределах приведенных выше допу-
стимых отклонений.
§ 15-4] Определение допустимой перегрузки ВЛ по номограммам
75
Таким образом, при перегрузке воздушных линий опасных явлений не воз-
никает ни в отношении их габаритов, ни в отношении значительного увеличе-
ния потери напряжения.
15-4. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ДОПУСТИМОЙ ПЕРЕГРУЗКИ
ВОЗДУШНЫХ ЛИНИЙ ПО НОМОГРАММАМ
Возможную перегрузку провода в интервале температур воздуха 0—40 °C
и скорости ветра 1—5 м/с определяют по номограммам, приведенным на рис. 15-4—
15-35, где Ув — скорость ветра, м/с; ka — кратность допустимой перегрузки, по
отношению к номинальной.
На этих рисунках по оси ординат откладывают тепловые потери на охлажде-
ние провода на 1 м (<?охл, Вт/м), а по оси абсцисс — скорость ветра (К,,, м/с).
Зависимости тепловых потерь при температуре окружающего воздуха 0° и +40 °C
и температурах провода определяют для 70, 80 и 90 °C, что соответствует крат-
ности перегрузки 1,25—2,0 номинальных значений.
Справа от номограммы (рис. 15-4) расположена еще одна номограмма, на ко-
торой по оси ординат откладывается теплоотдача (QIIar, Вт/м), а по оси абсцисс —
кратность допустимой перегрузки по отношению к номинальной.
Зависимости теплоотдачи даны при температурах провода 50, 70, 80 и 90 °C
и перегрузках 1,25—2,0 номинальных значений.
Определение возможной перегрузки провода АС 25/4,2 принимаем по номо-
граммам на рис. 15-4 при следующих условиях:
1) скорость ветра vr = 1,5 м/с и с2 = 2 м/с;
2) температура провода 6' = 80 °C и 0 "р = 70 °C;
3) температура воздуха 0В = +40 °C и 0" = 0 °C.
От оси абсцисс при = 1,5 м/с проводим перпендикуляр до пересечения
с кривой, соответствующей 0'р — 80 °C и 0' = 40 °C, и находим точку 1. Из
точки 1 проводим прямую, параллельную оси абсцисс, до пересечения с кривой
второй номограммы, соответствующей 0 ' = 80 °C, и находим точку 3. Из точки
3 опускаем перпендикуляр до пересечения с осью абсцисс и получаем кратность
допустимой перегрузки (/гп) по отношению к номинальной, в конкретном случае
Ап = 1>2.
Соответственно при ц2 = 2 м/с получаем точки 2 и 4 при температуре про-
вода 0пр= 70 °C и температуре воздуха 0" — 0 °C. Кратность допустимой пе-
регрузки по отношению к номинальной получается ka = 1,75.
Таким образом, при изменении скорости ветра от 1,5 до 2 м/с, изменении
температуры провода от 70 и 80 °C и изменении температуры воздуха от +40
до 0 °C кратность допустимой перегрузки по отношению к номинальной изме-
няется от 1,2 до 1,75, т. е. увеличивается на 55%.
Делая вывод из данных рассуждений, можно отметить, что при нормальных
условиях эксплуатации (0 пр — 50 -i- 70 °C; 0 в = 0 40 °C; V,, = 1 5 м/с)
можно уверенно перегружать воздушные линии на 30—35 % по отношению к но-
минальной нагрузке.
Список литературы
15-1. Инструкция по проверке габаритов высоковольтных воздушных линий
электропередачи. — М.: Госэнергоиздат, 1950.— 32 с.
15-2. Справочник по электроснабжению промышленных предприятий / Под
общ. ред. А. А. Федорова, Г. В. Сербииовского. —М.: Энергия, 1973, кн. 1. —
520 с.
76
Допустимая перегрузка воздушных и кабельных линий [Разд. 15
Рис. 15-4. Номограмма для определения возможной перегрузки провода АС
25/4,2.
Рис. 15-5. Номограмма для определения возможной перегрузки провода АС
Рис. 15-6. Номограмма для определения возможной перегрузки провода АС
50/8,0.
Рис. 15-7. Номограмма для определения возможной перегрузки провода АС
70/11.
Рис. 15-10. Номограмма для определения возможной пере,
грузки провода АС 150/24.
Рис. 15-11. Номограмма для определения возможной пере-
грузки провода АС 185/29.
Рис. 15-12. Номограмма для определения возможной перегрузки Рис. 15-13. Номограмма для определения возможной перегрузки
провода АС 240/39. провода АС 300/48.
§ 15-4] Определение допустимой перегрузки ВЛ по номограммам
81
Рис. 15-14. Номограмма для определения возможной пере-,
грузки провода А 16.
Рис. 15-15. Номограмма для определения возможной пере-
грузки провода А 25.
82
Допустимая перегрузка воздушных и кабельных линий [Разд. 15
Рис. 15-16. Номограмма для определения возможной пере-
грузки провода А 35.
Рис. 15-17. Номограмма для определения возможной пере-
грузки провода А 50.
Рис. 15-18. Номограмма для определения возможной перегрузки провода А 70.
Рис. 15-19. Номограмма для определения возможной перегрузки провода А 95.
Рис. 15-20. Номограмма для определения возможной пере-
грузки провода А 120.
Рис. 15-21. Номограмма для определения возможной пере-
грузки провода А 150.
Рис. 15-22. Номограмма для определения возможной пере-
грузки провода А 185.
Рис. 15-23. Номограмма для определения возможной пере-
грузки провода А 240.
Рис. 15-24. Номограмма для определения возможной пере-
грузки провода А 300.
Рис. 15-25. Номограмма для определения возможной пере-
грузки провода М 16.
§ 15-4] Определение допустимой перегрузки ВЛ по номограммам
87
Рис. 15-26. Номограмма для определения возможной пере-
грузки провода М 25.
Рис. 15-27. Номограмма для определения возможной пере*
грузки провода М 35.
88
Допустимая перегрузка воздушных и кабельных линий [Разд. 15
Рис. 15 28. Номограмма для определения возможной пере-
грузки провода М 50.
Рис. 15-29. Номограмма для определения возможной пере-
грузки провода М 70.
Рис. 15-30. Номограмма для "определения возможной пере- Рис. 15-31. Номограмма для определения возможпил пере-
грузки провода М 95. _ грузки провода М 120.
Рис. 15-32. Номограмма для определения возможной пере-
грузки провода М 150.
Рис. 15-33. Номограмма для определения возможной пере-
грузки провода М 185.
92
Силовые преобразовательные установки
[Разд. 16
15-3. Справочник по электроснабжению промышленных предприятий / Под
общ. ред. А. А. Федорова, Г. В. Сербиновского. —М.: Энергия, 1973, кн. 2. —
528 с.
15-4. Правила устройств электроустановок. — М.: Атомиздат, разд. II,
1979. — 96 с.
15-5. Глазунов А. А. Электрические сети и системы. —М.: Госэнергоиздат,
1940. — 356 с.
15-6. Щукин А. А. Теплотехника. 2-е изд., перераб. — М.: Металлургия,
1973. — 358 с.
15-7. Федоров А. А., Никульченко А. Г., Быстрицкий Г. Ф. Методические
указания по расчету допустимой перегрузки воздушных линий в системах элек-
троснабжения промышленных предприятий. — М.: МЭИ, 1975. — 100 с.
15-8. ГОСТ 839-74. Провода неизолированные для линий электропередачи.
Раздел шестнадцатый
СИЛОВЫЕ ПРЕОБРАЗОВАТЕЛЬНЫЕ УСТАНОВКИ
16-1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ
В системах электроснабжения промышленных предприятий в основном при-
меняют два вида преобразования электрической энергии: выпрямление перемен-
ного тока и преобразование частоты. Для этих целей используется преобразова-
тельная техника на основе полупроводниковых вентилей, с помощью которых до-
стигаются долговечность, экономичность эксплуатации, малые размеры и неболь-
шая масса преобразовательных установок. Кроме того, применение полупровод-
никовых устройств вместо других видов преобразователей для питания промыш-
ленных потребителей приводит к улучшению энергетических показателей элек-
трооборудования.
1. Выпрямление переменного тока (обычно промышленной частоты) в посто-
янный ток. Более одной четверти вырабатываемой электроэнергии потребляется
на постоянном токе, в том числе часть промышленных потребителей электроэнер-
гии может работать только па постоянном токе: электрохимические и электроме-
таллургические электролизные ванны, сварочные устройства, зарядные устрой-
ства аккумуляторных батарей и т. д.
Другие промышленные потребители (электропривод, промышленный элек-
трический транспорт) имеют на постоянном токе лучшие регулировочные харак-
теристики, чем на переменном токе.
2. Преобразование переменного тока частотой 50 Гц в переменный ток не-
промышленной частоты. Это необходимо для питания таких промышленных по-
требителей, как тиристорный электропривод с частотным управлением станков,
машин, инструмента, установок индукционною нагрева и планки металлов, ульт-
развуковых устройств и т. д.
В настоящее время применение переменного тока непромышленной частоты
для указанных промышленных потребителей наиболее экономично, однако вне-
дрение этого метода сдерживается песовершепстом схем полупроводниковых
преобразователей частоты и их относительно высокой стоимостью.
16-2. РАСЧЕТ И ВЫБОР ПРЕОБРАЗОВАТЕЛЬНЫХ УСТАНОВОК
Схемы выпрямления. Основными схемами соединения полупроводниковых
вентилей в преобразователях являются шестифазпая нулевая схема с уравни-
тельным реактором и трехфазная мостовая схема.
§ 16-2]
Расчет и выбор преобразовательных установок
93
Таблица 16-1
Соотношения между важнейшими электрическими величинами
некоторых выпрямительных схем
Схема
Однофазная двухполупериод-
ная со средней точкой
Однофазная мостовая
Трехфазная со средней точ-
кой
Шестифазная со средней
точкой
0,9 3,14 0,5 0,71 1,0 1,34
0,9 1,57 0,5 0,785 1,И — 1,23 —
1,17 2,1 0,33 0,577 0,471 0,87 1,35 0,826
1,35 2,1 0,167 0,408 0,577 0,583 1,55 0,955
94
Силовые преобразовательные установки
[Разд. 16
Продолжение табл. 16-1
Схема
Шестифазная с уравнитель-
ным реактором
1,17 2,1 0,167
0,289 0,408 0,5
1,26 0,955
2,34 1,05 0,33
Примечание. t7rf0 — выпрямленное
0,577 0,817 0,5
1,05 0,955
U2 — фазное
обр — максимальное зна-
— среднее значение вторичного тока трансформатора;
напряжение; I
вторичной обмотки трансформатора (действующее значение); Ut
чение обратного напряжения; 7
напряжение
/^ — выпрямленный ток (среднее значение); ^ — действующее значение вторичного тока
трансформатора; —действующее зиаченне первичного тока трансформатора; Л — коэф-
фициент наклона внешней характеристики; ST — типовая мощность трансформатора;
Prf — условная мощность на стороне постоянного тока; v — коэффициент
искажения.
В полупроводниковых установках средней и большой мощности применя-
ются обычно трехфазная мостовая схема выпрямления, при которой коэффици-
ент использования трансформатора и вентилей по напряжению приближается
к единице.
В преобразовательных установках малой и средней мощности применяются
как однофазные схемы выпрямления, так и трехфазная или шестифазная схема со
средней точкой. Однако эти схемы имеют ряд существенных недостатков.
В табл. 16-1 приводятся соотношения между важнейшими электрическими
параметрами наиболее распространенных схем соединения вентилей в преобра-
зователях.
Применение определенной схемы соединения вентилей в преобразователях
обосновывается технико-экономическими расчетами.
Основные преимущества и недостатки указанных выпрямительных схем
приводятся в табл. 16-2.
§ 16-2]
Расчет и выбор преобразовательных установок
95
Таблица 16-2
Преимущества н недостатки выпрямительных схем
№ схемы Преимущества Недостатки Область применения
1 2 3 4 5 6 Простота Простота; хорошее ис- пользование трансформа- тора Простота; симметрич- ная нагрузка фаз питаю- щей сети Относительная просто- та; меньшая величина высших гармоник в вы- прямленном напряжении и первичном токе сети Малые анодные токи; благоприятный характер внешней характеристики; хорошее использование трансформатора Малые обратные на- пряжения; благоприят- ный характер внешней характеристики; хорошее использование трансфор- матора Большие анодные токи; значительная пульсация выпрямлен- ного напряжения; не- симметричная нагруз- ка сети переменного тока То же и необходи- мость двойного числа вентилей Значительные анод- ные токи; резко па- дающая внешняя ха- рактеристика; повы- шенная расчетная мощность трансформа- тора Резко падающая внешняя характери- стика; плохое исполь- зование трансформа- тора Необходимость в уравнительном реак- торе; большие обрат- ные напряжения Большие анодные токи; необходимость двойного числа вен- тилей Полупроводниковые установки малой мощности Полупроводниковые установки средней мощности То же То же Полупроводниковые установки большой мощности низкого и среднего напряжения Мощные полупро- водниковые установки высокого напряжения
Для получения больших выходных токов и высоких напряжений преобразо-
вательных установок применяют комбинированные схемы (последовательное и
параллельное соединение трехфазных мостовых схем, параллельное соединение
шестифазных схем с уравнительным реактором и т. д.).
Характеристики преобразовательных установок. Для выбора типа и количе-
ства преобразовательных установок (в зависимости от нагрузки и ее характера,
а также требуемого напряжения), схемы соединения вентилей, для определения
параметров схемы, а также для анализа работы преобразователей в различных ре-
жимах необходимо знать следующие их характеристики:
1) гармонический состав тока и напряжения при работе преобразователь-
ных установок;
2) коэффициент мощности преобразовательной установки;
96 Силовые преобразовательные установки [Разд. 16
3) коэффициент полезного действия;
4) регулировочную характеристику установки;
5) внешнюю характеристику установки.
1. В кривой тока питающей сети кроме основной гармоники имеется ряд
гармонических более высокого порядка. Порядок гармонических, содержащихся
в первичном токе преобразовательных установок, определяется по формуле
n = km±\, (161)
где п — порядок гармонических; k — последовательный ряд целых чисел; m —
число фаз выпрямления.
При выборе схемы выпрямления следует помнить, что преобразовательные
установки являются генераторами высших гармонических. Так, преобразователь-
ные установки, имеющие схемы трехфазпую мостовую или шестифазиую, выдают
в сеть 5,7, 11, 13-ю и более высокие гармоники, искажая кривую первичного тока.
Несинусоидальность напряжения сети обусловлена наличием таких нелинейных
сопротивлений, как преобразовательные установки.
Высшие гармонические токи и напряжения сети ухудшают коэффициент
мощности как преобразовательных установок, так и других потребителей сети.
При этом возможны явления резонанса тока в сети, что является аварийным
состоянием системы.
При увеличении числа фаз преобразователя возрастает порядок гармониче-
ских, но уменьшается их процентное содержание в сети. Это обеспечивается уве-
личением фазности преобразовательного трансформатора или применением ус-
ловных многофазных схем преобразования (первичные или вторичные обмотки
преобразовательных трансформаторов соединяются равным "числом звезд и тре-
угольников).
При отсутствии несимметрии напряжения в питающей сети порядок гармони-
ческих в выпрямленном напряжении определяется выражением
n = km. (16-2)
При шестифазном выпрямлении возникают 6, 12, 24-я и другие высшие гар-
моники. В случае несимметрии напряжения питающей сети возможно появление
2, 4, 8-й, а при работе выпрямителей с неполным числом фаз — 3-й гармонических
составляющих [16-2].
Большинство приемников постоянного тока (электролизные уетанопки,
аккумуляторные батареи и т. д.) используют лишь постоянную составляющую
выпрямленного тока, переменная составляющая вызывает лишь потери в таких
потребителях [16-3]. Уменьшение искажений выпрямленного напряжения дости-
гается применением многофазной схемы выпрямления, а также при помощи сгла-
живающих фильтров (реакторов и резонансных контуров).
2. Коэффициент мощности преобразовательной установки определяется
X vcosqi, (16-3)
где v = — коэффициент искажения, определяющийся отношением ос-
новной гармонической /1(1) к действующему значению первичного тока 7г; cos ф —
косинус угла сдвига фаз первичного тока и напряжения.
В результате коммутации вентилей число высших гармонических в первич-
ной сети снижается на 30—50 % [16-4]. Однако при тиристорном регулировании
число высших гармонических в первичной сети возрастает.
Коэффициент искажения для шестифазных схем выпрямления v = 0,955.
На угол сдвига фаз ф влияют намагничивающий ток трансформатора, угол
коммутации вентилей у и угол регулирования а.
При тиристорном регулировании выпрямленного напряжения угол коммута-
ции вентилей уменьшается.
§ 16-2] Расчет и выбор преобразовательных установок 97
С учетом угла регулирования [16-2]
(16-4)
или с учетом выпрямленного напряжения и выпрямленного напряжения хо-
лостого хода выпрямителя Ud0 [16-4]
cos ф =
Udo
(16-5)
Коэффициент мощности является одним из основных показателей работы пре-'
образовательной установки и определяет загрузку сети реактивной мощностью.
Рекомендуемые способы улучшения коэффициента мощности преобразова-
тельных установок следующие:
1) включение вентилей по многофазной схеме для уменьшения высших гар-
монических в первичном токе и увеличения коэффициента искажения v;
2) регулирование выпрямленного напряжения по возможности комбиниро-
ванным способом: при помощи регулировочного трансформатора, в пределах сту-
пени — регулированием задержки отпирания
тиристоров;
3) применение силовых резонансных
фильтров (реакторов в сочетании с конденса-
торами), настроенных на определенную ча-
стоту, или компенсационных выпрямитель-
ных агрегатов, работающих с искусствен-
ной коммутацией тока.
Коэффициент полезного действия выпря-
мительной установки определяется отноше-
нием мощности, отдаваемой на стороне по-
стоянного тока, к активной мощности, заби-
раемой из питающей сети:
Ш,
Udld~T&Pтр4~ ш + Д^ в.уЧ-ДРв. с
(16-6)
Рис. 16-1. Зависимость к. п. д.
где Ua и — выпрямленные напряжения
и ток установки; АРтр — потери в транс-
форматоре, которые слагаются из потерь в
стали ДРС и потерь в меди ЛРМ: ЛР|р --
ЛРС ф АРМ; АРШ — потери в ошиновке
выпрямительных агрегатов при
токе 20 000—25 000 А от напря-
жения.
1 — кремниевого выпрямителя:
2 — контактного выпрямителя; 5—*
ртутного выпрямителя.
агрегата со стороны переменного и ностоян-
ного тока; АРВ с — потери во вспомогатель-
ных устройствах и собственных нуждах; ДРв,у — потери в выпрямительном
устройстве: ДРв,у = mA{7B/B,cp; m — количество вентилей в выпрямительной
установке; Д£/в—потери напряжения в вентилях, в кремниевом вентиле
Д(7В = 0,5 4-1,5 В; /в,ср — среднее значение тока вентиля.
С повышением напряжения установки относительное значение потерь умень-
шается, что приводит к повышению к. п. д. агрегата.
Коэффициент полезного действия преобразовательной установки изменя-
ется в зависимости от режима работы установки, но является максимальным при
/наГр = 0,7 4- 0,8 номинальной за счет уменьшения потерь в силовом трансфор-
маторе и шинах. Зависимость к. п. д. различных видов преобразователей от на-
пряжения приведена на рис. 16-1;
4) установление зависимости выпрямленного напряжения Ud от угла регу-
лирования а регулировочной характеристикой управляемой выпрямительной
установки.
4 под ред. А. А. Федорова, Г. В. Сербиновского
98
Силовые преобразовательные установки
[Разд. 16
Выпрямленное напряжение определяется [16-1]:
£/</== cos а,
(16-7)
где и^о — выпрямленное напряжение холостого хода при а = Oj
при наличии разрывов в токе
1 — sin Г а--—
Ud =--------- ~n-mL (16-8)
2 sin —
m
Рис. 16-2. Линейные диаграммы на-
пряжений и токов при тиристорном
регулировании.
Падение напряжения в вентилях
где tn — количество фаз выпрямления.
В выпрямительных установках со стабилизацией выпрямленного напряже-
ния угол регулирования будет максимальным при минимальной нагрузке и мак-
симальном напряжении питающей се-
ти. При стабилизации выходного тока
максимальный угол регулирования бу-
дет при повышенном напряжении пи-
тающей сети и максимальном значе-
нии выходного напряжения.
В результате регулирования вы-
прямленного напряжения (рис. 16-2) в
полупроводниковых выпрямителях
дросселями насыщения или с помощью
тиристоров изменяется коэффициент
мощности установки.
Независимо от схемы выпрямле-
ния, ее управляемости и нагрузки воз-
никают различные режимы работы вы-
прямительных установок: от холостого
хода до короткого замыкания, кото-
рые отражаются на их внешних ха-
рактеристиках. Известно, что с уве-
личением нагрузки выпрямителя его
выпрямленное напряжение уменьшает-
ся за счет падения напряжения при
коммутации вентилей Д</х и падения
напряжения в вентилях Д(7а и актив-
ных сопротивлениях схемы Д(/с.
щрямителя принято считать независи-
мым от нагрузки и равным падению напряжения при номинальной нагрузке.
Падение напряжения-при коммутации вентилей в шестифазном управляемом
выпрямителе может быть найдено из равенства [16-5]
<16-9)
m
где Ха — индуктивное сопротивление на фазу, приведенное к вторичной обмотке
трансформатора.
Прямолинейная часть внешней характеристики выпрямителя определяется
выражением [16-7]
Hd=Hrfocosc(.— ДПХ — Д1/а — Д£7С. (16-10)
Наклон прямолинейной части внешней характеристики выпрямителя зави-
сит от фазного реактивного сопротивления и задается потерей напряжения [16-4]
S(7X= А (и&-{-Х), (16-11)
§ 16-3]
Силовые кремниевые неуправляемые вентили
99
Рис. 16-3. Внешние характеристики
трехфазного мостового выпрямителя
при различных углах управления а.
где А — коэффициент, зависящий от
схемы выпрямления, для схем выпря-
мления две обратные звезды с уравни-
тельным реактором и трехфазной мо-
стовой он равен 0,5; ик — напряжение
к. з., %; X —фазное реактивное соп-
ротивление сети, отнесенное к мощно-
сти трансформатора выпрямительной
установки, %.
На рис. 16-3 и 16-4 показаны внеш-
ние характеристики выпрямителя с
трехфазной мостовой схемой выпрям-
ления и шестифазной схемой с урав-
нительным реактором соответственно
при различных углах управления и
индуктивности Lj=oo. В зависимо-
сти от количества вентилей, проводя-
щих одновременно ток нагрузки, вы-
прямители работают в различных ре-
жимах. Внешние характеристики вы-
прямителей построены в относитель-
ных единицах. В качестве базисной
выпрямленного тока принят ток короткого замыкания схемы. Вид внешних
величины для относительного значения
Рис. 16-4. Внешние характеристики шестифазного с уравнительным реактором
выпрямителя при различных углах управления.
а — а = 0; б — а = 30°; а = 60°.
характеристик в перегрузочных режимах (рис. 16-4, а и б) существенно зависит
от распределения потоков рассеяния первичной и вторичной обмоток силового
трансформатора [16-5].
16-3. СИЛОВЫЕ КРЕМНИЕВЫЕ НЕУПРАВЛЯЕМЫЕ ВЕНТИЛИ
Силовые кремниевые неуправляемые вентили выпускаются в двух исполне-
ниях: штыревом или таблеточном (рис. 16-5, 16-6).
Вентили серий ВЛ и ВЛВ имеют лавинную характеристику, что исключает
специальные средства защиты от перенапряжений (R—С-цепочки).
4*
100
Силовые преобразовательные установки
[Разд. 16
Силовые кремниевые неуправляемые вентили предназначены для примене-
ния в статических силовых преобразователях электрической энергии, а также
Рис. 16-5. Габариты и установочные
размеры полупроводникового вентиля
типа В200 (штыревое исполнение).
в цепях постоянного и переменного
тока частотой до 500 Гц различных
силовых установок.
Вентили пригодны для работы
при температуре охлаждающей воз-
душной среды от —50 до +40 “С и при
охлаждении водой от 1 до 30 °C, при
максимально допустимой темпера-
туре электронно-дырочного перехода
+ 140°С, относительной влажности ок-
ружающего воздуха до 98 % при темпе-
ратуре + 35 С, высоте над уровнем
моря не более 120 м.
Высокочастотные вентили серии
ВЧ применяются в цепях постоянно-
го и переменного тока частотой 2 кГц
и выше различных установок, отли-
чаются пониженным временем обрат-
ного восстановления.
Вентили специального изготовле-
ния (роторные) предназначены для
вращающихся выпрямителей систем
бесщеточного возбуждения синхрон-
ных двигателей, компенсаторов и мощ-
ных турбогенераторов и рассчитаны на
частоту 50,—500 Гц.
Рис. 16-6. Габариты и установочные размеры полупроводникового вентиля типа
В8-200 (таблеточное исполнение).
а — без охладителя; б — с охладителем.
§ 16-3]
Силовые кремниевые неуправляемые вентили
101
Конструкция кремниевых вентилей (рис. 16-7). Основу вентиля составляет
электронно-дырочный переход в виде кремниевого диска, который впаивается
между молибденовыми или вольфрамовыми пластинами, обладающими примерно
таким же коэффициентом линейного расширения, как кремний, и хорошей тепло-
проводностью.
Нижняя пластинка припаивается к медному основанию корпуса, имеющего
резьбу для ввинчивания в.ентиля в охладитель для воздушного охлаждения.
Выпрямительный элемент через верхнюю термокомленсирующую вольфрамовую
пластинку и контактную чашечку с припоем соединяется с внутренним гибким
выводом, который через втулку соединяется с наружным выводом. Гибкое присо-
Рис. 16-8. Вольт-амперная характеристика
кремниевого вентиля. Un? — прямое напря-
жение, В; /пр — прямой ток, А; (70бР —
обратное напряжение, В; /ogp — обратный
ток, мА.
Рис. 16-7. Разрез кремниевого вентиля шты-
ревого типа.
/ — электронно-дырочный переход; 2, 3 — мо-
либденовые или вольфрамовые диски; 4 — сталь-
ной корпус; 5 — медное основание; 6 — наруж-
ный вывод; 7 — внутренняя втулка; 8 — внут-
ренний гибкий вывод; 9 — контактная чашеч-
ка; 10 — стеклянный изолятор.
единение верхнего электрода к выводу облегчает сборку и не создает механиче-
ских усилий на переход.
Типовое обозначение венчилей расшифровывается следующим образом:
R2Q0: В___вентиль кремниевый, 200 — прямой (предельный) ток, А; ВВ2-1250:
п___вентиль кремниевый, В — с водяным охлаждением, 2 — отличительная
особенность прибора, 1250 — прямой (предельный) ток, А; ВЛВ320: В — вен-
тиль кремниевый, Л — с лавинной характеристикой, В — с водяным охлажде-
нием, 320 — прямой (предельный) ток, А.
Одной из важных характеристик полупроводникового вентиля является
его вольт-амперная характеристика (рис. 16-8), которая выражает зависимость
тока через вентиль от среднего значения приложенного прямого напряжения
и амплитудного значения обратного напряжения в определенном диапазоне тем-
ператур.
Часто в литературе приводится параметр — повторяющееся напряжение —
наибольшее мгновенное напряжение, прикладываемое к вентилю в обратном или
Прямом закрытом (для тиристора) направлении. Этот параметр определяет класс
прибора, который численно равен значению повторяющегося напряжения, де-
ленному на 100.
102 Силовые преобразовательные установки [Разд. 16
Полупроводниковые вентили чувствительны к перегрузкам. Это связано
с тем, что масса активной части вентиля (кремниевой пластины) очень мала,
Рис. 16-9. Перегрузочная характеристика кремниевых вентилей типов В200 и
ВЛ200 (предельный ток 200 А, скорость охлаждения 12 м/с, окружающая тем-
пература +40 °C).
поэтому ее температура быстро достигает критической величины, в результате
чего может наступить пробой вентиля.
Рис. 16-10. Зависимость тока нагруз-
ки кремниевых вентилей типов В200 и
В Л200 от скорости обдува охлаждаю-
щего воздуха v при температуре+40 иС.
Рис. 16-11. Зависимость тока нагруз-
ки кремниевых вентилей типов В200
и ВЛ200ог температуры окружающей
среды.
На рис. 16-9—16-11 приведены допустимые нагрузочные характеристики
полупроводниковых вентилей типов В200 и ВЛ200.
Технико-экономические данные силовых кремниевых неуправляемых венти-
лей указаны в табл. 16-3.
16-4. СИЛОВЫЕ КРЕМНИЕВЫЕ УПРАВЛЯЕМЫЕ ВЕНТИЛИ — ТИРИСТОРЫ
Силовые тиристоры выпускаются в двух исполнениях: штыревом или табле-
точном (рис. 16-12, 16-13).
§ 16-4]
Силовые кремниевые вентили — тиристоры
103
Таблица 16-3
Технико-экономические данные силовых неуправляемых
кремниевых вентилей
Тип вентилей Прямой (предель- ный) ток, А По вто ряющееся напряжение, В Прямое падение напряжения (ам- плитудное значе- ние), В Обратный ток (амплитудное зна- чение), мА Габариты, мм Масса, кг Цена, руб. — коп.
без охлади- теля с охлади- телем
Вентили штыревые
В10 10 150-1400 До 1,35 До 5 72X72X119 0,045 0,131 От 1—50 до 4—50
В4-10* 12,5 100-1400 До 1,35 До 5 72X72X119 0,031 0,117 —
В25 25 150-1400 До 1,35 До 5 90X90X149 0,084 0,224 От 1-90 до 6-70
В 50 50 150-1400 До 1,35 До 5 44x75x258 0,19 0,53 От 2—70 до 9—70
В200 200 150-1400 До 1,6 До 8 70X80X362 0,53 1,27 От 3—30 до 10—80
ВВ320 320 100-1400 До 1,7 До 20 110X114X364 1,0 2.2 От 7—60 до 16—60
ВВ320 320 100-1400 До 1,7 До 40 58x352 0,53 1,18 От 5-20 до 14-10
ВВ500 500 150-1400 До 1,8 До 28 58x 358 1,0 1,6 От 7-50 до 20-10
Вентили лавинные штыревые
ВЛ10 10 400-1500 До 1,35 До 4 72x72X119 0,045 0,131 От 3—00 до 9—40
ВЛ25 25 400—1500 До 1,35 До 8 90x90x149 0,084 0.224 От 4—80 до 13—30
В Л 50 50 400-1500 До 1,35 До 12 44 x 75x 258 0,19 0,53 От 5—60 до 15—70
ВЛ200 200 600-1300 До 1.6 До 12 70x80x362 0,53 1,27 От 9-30 до 17-30
ВЛ4-200 200 400-1300 До 1,45 До 12 70x80x362 0,53 1,27 От 7—10 до 17—40
ВЛ5-200* 200 600-1300 До 1,6 До 12 70x80x188 0,42 1,1 —
ВЛ320 320 400—1500 До 1,6 До 20 110X114x364 1,0 2,2 От 11—80 до 28—60
ВЛВ320 320 600-1300 До 1,7 До 12 58 x 352 0,53 1,18 От 11-90 до 20-40
ВЛВ500* 500 600-1200 До 1,8 До 20 62 X 358 1,0 1,6 15-05, ч. 11 1973
Вентили таблеточные
В8-200 200 100—4200 До 1,85 До 30 104x150x169 0,155 1,6 От 6—30 до 41—20
В8-250 250 100 - 4200 До 1,9 До 30 110X111X172 0.155 2,2 От 6—30 до 41—20
В2-320 320 150—3800 До 1,9 До 20 126X150x200 0,15 3,8 От 8—60 до 39—30
В6-320 320 1600—3800 До 1,9 До 50 100X130X150 0,175 2,2 165-00
В 500 500 150-1300 До 2,15 До 30 150x240x174 0,316 6,2 От 21—60 до 100—40
В800 800 150—2400 До 1,85 До 20 150x240x174 0,316 6,2 От 26—30 до 116—20
В В1000 1000 150—2400 До 2,0 До 20 130X130X135 0,316 2,0 От 29—00 до 125—30
ВВ2-1250 1250 150-1400 До 2,1 До 20 130X130X152 0,316 2,4 От 31—00 до 77—90
Вентили роторные
В6-200 200 400-1600 До 1.5 До 8 58X50 0,29 — От 3—00 до 14—00
В2-500 500 1000—3000 До 1,8 До 20 65x65x50 0,47 — От 35—40 до 88—90
ВЗ-500 500 1000—3000 До 2,15 До 30 76x100x58 0,3 0,93 От 57—00 до 132-00
Вентили высокочастотные штыревые
ВЧ160* 160 100-1000 До 1,75 — 70 X80 X 348 0,46 1,1
ВЧ200* 200 100-1000 До 1,55 —- 70x80x348 0,46 1,1 —
104
Силовые преобразовательные установки
'[Разд. 16
Продолжение пгабл. 16-3
Тип вентилей Прямой (предель- ный) ток, А Повторяющееся напряжение, В Прямое падение напряжения (ам- плитудное значе- ние), В Обратный ток (амплитудное зна- чение), мА Габариты, мм Масса, кг Цена, руб. — коп.
без охлади- теля с охлади- телем
Вентили штыревые высокого напряжения
В 5-10 10 1600—3800 До 1,8 До 6 72x72x159 0,06 0,15 14-00
В5-12 12 1500-3800 До 1.6 До 6 72x72x159 0,06 0,15 14—00
ВЗ-16 16 1600—3800 До 1,8 До 9 90X99X174 0,09 0,24 14-00
ВЗ-20 20 1600—3800 До 1.6 До 9 90X90X174 0,09 0,24 14-00
ВЗ-25 25 1600—3800 До 1,6 До 9 90x90x174 0,09 0.24 14-00
ВЗ-40 40 1600—3800 До 1,8 До 15 44x75x290 0,18 0,51 35—00
ВЗ-50 50 1600—3800 До 1,7 До 15 44 x 75 x 290 0,18 0,51 35—00
ВЗ-63 63 1600—3800 До 1,6 До 15 44 x 75x 290 0.18 0,51 35-00
Примечания: 1. Охлаждение вентилей типов BIO, В4-10, В5-10, В5-12,
ВЛ 10 — воздушное естественное, ВВ320, ВВ500, ВЛВ320, ВВ1000, ВВ2-1250 — водяное-
принудительное, остальных приборов — воздушное принудительное.
2. Предельное значение тока для вентилей с водяным охлаждением дается при тем-
пературе корпуса прибора 65 °C, для остальных вентилей 100 °C.
3. Габариты вентилей указаны с учетом охладителей.
4. Цены на приборы даны без учета стоимости охладителей.
5. Цены на приборы, помеченные звездочкой, приведены в прейскуранте 15-05».
ч. II 1973 г.
Тиристоры серий ТЛ и ТЛВ
имеют лавинную характеристику, в
результате чего исключаются спе-
циальные средства защиты тиристо-
ров от перенапряжений (R—С-це-
почки).
Силовые тиристоры предназна-
чены для применения в преобра-
зователях электрической энергии,
а также в цепях постоянного и пе-
ременного тока частотой 50—500 Гц.
Тиристоры рассчитаны для работы
при температуре охлаждающей воз-
душной среды от —50 до +40 °C и
при охлаждении водой от 1 до 30 °C,
максимально допустимой темпера-
туре электронно-дырочного перехо-
да Н25'С, относительной влаж-
ности воздуха до 98 % при темпе-
ратуре +35 “С, высоте над уровнем
моря не более 1200 м.
Высокочастотные тиристоры се-
рии ТЧ применяются в цепях по-
стоянного и переменного тока ча-
Рис. 16-12. Габариты и установоч-
ные размеры силового тиристора
типа ТВ2-320 (штыревое исполне-
ние).
§ 16-4]
Силовые кремниевые вентили—тиристоры
105
(нотой .50—25 000 Гц различных установок, отличаются способностью работать
при повышенных скоростях нарастания анодного тока и напряжения и малом
схемном времени включения.
Тиристоры специального изготовления (роторные) предназначены для вра-
щающихся выпрямителей систем бесщеточного возбуждения синхронных двига-
телей, генераторов и компенсаторов и рассчитаны на частоту 50—500 Гц.
10
Рис. 16-13. Габариты и установочные
размеры силового тиристора типа Т320
(таблеточное исполнение).
а — без охладителя; б — с охладителем.
У3(-)М5
а)
й!1®
70
27^~
УЭ(+}М5
4W0h20
Импульсные тиристоры серии ТЧ применяют в преобразователях электро-
энергии, работающих в импульсном режиме с частотой до 10 000 Гц, отличаются
способностью работать при повышенных скоростях нарастания анодного тока
и напряжения, а также меньшими значениями времени включения и выключения.
Конструкция тиристоров (рис. 16-14). Основу тиристоров составляет четы-
рехслойная р-п-р-п структура, вмонтированная в герметичный металлический кор-
пус, предохраняющий ее от влияния внешних воздействий и обеспечивающий не-
обходимый теплоотвод при работе тиристора.
Анодом тиристора является медное основание корпуса, имеющее резьбовую
часть для ввинчивания прибора в охладитель для воздушного или водяного охлаж-
дения. Катодом является гибкий медный вывод с наконечником. Катодный вы-
вод припаян к втулке, изолированной от корпуса стеклянным изолятором.
Управляющий электрод выведен в сторону катода. Он припаян к втулке кор-
пуса прибора и изолирован стеклянным изолятором.
Типовое обозначение тиристора расшифровывается следующим образом:
ТС160: Т — тиристор с воздушным охлаждением, С — симметричный, 160 —
Таблица 16-4
Технико-экономические данные силовых управляемых кремниевых вентилей-тиристоров
Тип тиристо- ров Прямой (предель- ный) ток, А Повторя- ющееся на- пряжение, В Прямое падение на- пряжения (ампли- тудное значение', В Обратный ток (ам- плитудное значе- ние), мА Отпирающий ток управления, А Отпирающее напря- жение управления, В Габариты, мм Масса, кг Цена, руб. —коп. Прейскурант
без охладителя 1 1 с охладителем
Тиристоры штыревые
Т10 10 50—1000 До 1,4 До 10 0,2 5,5 72x72x49 0,032 0,125 15-06, ч. II 1973 г.
Т2-10 10 50—2600 До 1,85 До 10 0,2 5,5 100x100x105 0,085 0,22 15-05, ч. II 1973 г.
Т25 25 50—1200 До 1,9 До 30 0,15 5,0 90 x 90x150 0,12 0.26 От 2—00 до 16—00
Т2-25 25 50—260J До 1,9 До 30 0,2 5,5 100X100X105 0,085 0,22 15-05, ч. II 1973 г.
Т50 50 50—1200 До 1,75 До 18 0,3 7,0 70 x 80 x 260 0,16 0,93 От 2—40 до 16—50
Т100 100 50—1200 До 1,95 До 30 0,3 6,0 70x80x362 0,46 1,2 От 2—80 до 17—80
Тб-100 100 200—800 До 1,95 До 25 0,3 6,0 70x80x188 0,42 1,1 15-05, ч. II 1973 г.
Т6-160 160 200—800 До 1,75 До 25 0,3 6,0 70x 80x188 0,42 1,1 15-05, ч. II 1973 г.
Т160 160 60—1200 До 1,75 До 40 0,3 6,0 70x 80 x 362 0,46 1.2 От 3—20 до 18—90
ТВ200 200 50—1200 До 1,8 До 40 0,3 7,0 58 x 352 0,46 1,11 От 3—20 до 20—00
ТВ2-320 320 100—1400 До 1,83 До 60 0,4 8,0 ’ 62 x 358 0,85 1,45 От 53—73 до 83—37
Тиристоры лавинные штыревые
ТЛ100 100 300—900 До 2,3 До 30 0,3 7,0 70x80x188 0,46 1,1 15-05, ч. II 1973 г.
ТЛ2-100 100 300—900 До 2,3 До 40 0,3 5,0 70x80x188 0,46 1,1 15-05, ч. II 1973 г.
ТЛ160 160 300—900 До 1,9 До 40 0,3 5,0 70x80x188 0,46 1,1 От 20—10 до 41—60
ТЛ2-160 160 300—900 До 1,9 До 40 0,3 5,0 70x80x188 0,46 1,1 15-05, ч. II 1973 г.
ТЛ2-160 160 300—900 До 1,9 До 40 0,3 5,0 70x80x188 0,46 1,1 15-05, ч. II 1973 г.
ТЛ200 200 300—900 До 1,6 До 40 0,3 5,0 ' 70x80x188 0,46 1,1 15-05, ч. II 1973 г.
ТЛ250 250 400—1000 До 1,8 До 40 0,4 8,0 110x114x364 0,87 2,05 От 23—20 до 47—50
ТЛВ320 320 30-—1000 До 1,85 До 40 0,4 8,0 62x358 0,87 1,47 15-05, ч. II 1973 г.
Силовые преобразовательные установки [Разд. 16
Продолжение табл. 16-4
Тип тиристо- ров Прямой (предель- ный) ток, А Повторя- ющееся на- пряжение, В Прямое падение на- пряжения (ампли- тудное значение), В Обратный ток (ам- плитудное значе- ние) , мА Отпирающий ток управления, А Отпирающее напря- жение управления, В Габариты, мы Масса, кг Цена, руб.— коп. Прейскурант
без охладителя с охладителем
Тиристоры таблеточные
T9-100 100 400—2200 До 1,95 До 30 0,3 5,0 150X104X169 0,15 1,6 От 16—60 до 52-00
T9-160 160 400—2200 До 1,9 До 30 0,3 5,0 150X104X169 0,15 1,6 От 16—60 до 52—00
Т9-200 200 400—2200 До 1,9 До 30 0,3 5,0 110X114X172 0,15 2,2 От 16—60 до 52—00
Т250 250 100—2200 До 2,3 До 50 0,4 6,0 126X150 X 200 0,15 3,8 15-05, ч. II 1973 г.
Т9-250 250 400—1200 До 1,85 До 30 0,3 5,0 110X114X172 0,15 2,2 От 16—60 до 31—80
Т320 320 100—1600 До 2,1 До 50 0,4 6,0 126X150X200 0,15 3,8 15-05, ч. II 1973 г.
Т2-320 320 100—1400 До 2,1 До 35 0,6 8,0 126X160 X 200 0,314 3,8 От 12—85 до 79—70
T3-320 320 1600—2400 До 2,36 До 40 0,4 7,0 73X21 0,33 — От 107—50 до 152—30
Т500 500 100—1600 До 2,1 До 35 0,4 6,0 150X240X174 0,3 6,2 От 11—50 до 70—00
ТВ500 500 100—1200 До 2,7 До 35 0,4 6,0 130X130X152 0,15 1,2 От 25—70 до 69—00
ТВ630 630 100—1200 До 2,5 До 35 0,4 6,0 130X130X152 0,3 2,2 От 25—70 до 69—00
ТВ800 800 100—1200 До 2,5 До 35 0,4 6,0 130X130X152 0,3 2,4 От 25—70 до 69—00
Тиристоры быстродействующие
ТБ2-160 160 300—1200 До 2,0 До 30 0,35 5,5 65x96 0,48 От 32—00 до 143-00
ТБ200 200 300—1200 До 2,4 До 30 0,35 5,5 58x24 0,23 — От 32—00 до 143—00
ТБЗ-200 200 300—1200 До 1,7 До 30 0,35 5,5 120X120X171 — 2,8 От 32—00 до 143—00
ТБ250 250 300—1200 До 2,0 До 30 0,35 5,5 125X150X210 0,42 — От 32—00 до 143-00
ТБ320 320 300—1200 До 2,8 До 40 0,4 5,5 76X24 0,42 — От 32—00 до 143—00
ТБ400 400 300—1200 До 2,1 До 40 0,4 5,5 210X125X150 5,3 — От 32—00 до 143—00
Тиристоры с повышенными динамическими параметрами
ТД20 20 400—1800 До 3,9 До 12 0,3 3,0 80X94X107 0,13 0,75 05-05, ч. II 1973 Г,
ТД2-20 20 400—1800 До 3,9 До 13 0,3 3,0 80x94x102 0,08 0,75 15-06, ч. II 1973 г.
ТД25 25 400—1800 До 3,0 До 12 0,3 3,0 80x94x107 0,13 0,75 15-05, ч. II 1973 г.
ТД2-25 25 400—1800 До 3,0 До 12 0,3 3,0 80X94X102 0,08 0,75 15-05, ч, II 1973 г.
§ 16-4] Силовые кремниевые вентили — тиристоры
Продолжение табл. 16-4
Тип ти ристо- ров Прямой (предель- ный) ток, А Повторя- ющееся на- пряжение, В Прямое падение на- пряжения (ампли- тудное значение), В Обратный ток (ам- п.питл?лмор зиаче- ние), мА Отпирающий ток управления, А . Отпирающее напря- жение управления, В Габариты, мм Масса, кг Цена, руб.—коп. Прейскурант
без охладителя с охладителем
ТД40 40 . 400—1800 До 1,9 До 12 0,3 3,0 80x94x107 0,13 0,75 15-06, ч. II 1973 г.
ТД2-40 40 400—1800 До 1,9 До 12 0,3 3,0 80X94X102 0,08 0,75 15-05, ч. II 1973 г.
ТД80 50 400—1800 До 3,3 До 20 0,4 4,0 70x80x150 0,22 0,85 15-05, ч. II 1973 г.
ТД-80 50 400—1800 До 3,3 До 20 0,4 4,0 70X80X160 0,15 0,73 15-05, ч. II 1973 г.
ТД100 63 400—1800 До 2,6 До 20 0,4 4,0 70X80X150 0,22 0.85 15-05, ч. II 1973 г.
ТД2-100 63 400—1800 До 2,6 До 20 0,4 4,0 70X80X160 0,15 0,73 15-05, ч. II 1973 г.
ТД2-125 80 400—1800 Жл 3,05 До 25 0,4 4,0 70X80X358 0,42 1.1 15-05, ч. II 1973 г.
ТД2-160 100 400—1800 До 2,5 До 25 0,4 4,0 70X80X358 0,42 1.1 15-05, ч. II 1973 г.
ТД2-200 125 400—1800 До 2,5 До 25 0,4 3,0 70X80X358 0,42 1,1 16-05, ч. II 1973 г.
ТД250 160 400—1800 До 2,05 До 30 0,4 4,0 120X120X171 0,5 3,0 15-05, ч. II 1973 г.
ТД4-250 160 400—1800 До 2,05 До 30 0,4 4,0 120X120X171 0,47 2,8 15-05, ч. II 1973 г.
ТД5-250 200 1600—1800 До 1,9 До 30 0,3 3,5 125x150x210 0,23 5,1 15-05, ч. 11 1973 г.
ТД320 200 400—1600 До 1,7 До 30 0,4 4,0 120X120X334 0,5 3,0 15-05, ч. II 1973 г.
ТД4-320 200 400—1600 До 1,7 До 30 0,4 4,0 ' ,120X120X171 0,47 2,8 15-05, ч. II 1973 г.
ТД5-320 250 1600—2200 До 1,65 До 30 0,3 3,5 125Х 50X210 0,23 5,1 15-05, ч. II 1973 г.
ТД400 250 400—1800 До 2,75 До 30 0,4 4,0 125X150X210 0,35 5.2 15-05, ч. II 1973 г.
ТД500 320 400—1600 До 2,0 До 30 0,4 4,0 125X150x210 0,35 5,2 15-05, ч. II 1973 г.
Тиристоры импульсные штыревые
ТИ800 800 300—1000 До 2,2 До 10 0,4 4,0 100X71X190 0,33 0,675 100—00
ТИ1600 1600 300—1000 До 1,45 До 10 0,4 4,0 70x80x234 0,33 2,0 100—00
ТИЗООО 3000 300—1000. До 1,7 До Ю 0,4 4,0 120 x 75x141 0,17 1,2 100—00
Тиристоры высокочастотные штыревые
ТЧ20 1 20 1 300—900 I До 3,7 1До 301 0,8 I 3,0 I 80x94x107 I 0,12 I 0,72 I 15-05, ч. II 1973 г.
ТЧ25 1 25 | 300—900 |До 3,05 1 До 30 [ 0,8 | 3,0 | 80X94X107 1 0,12 I 0,72 | 15-05, ч. II 1973 г.
Силовые преобразовательные установки [Разд. 16
Продолжение табл. 16-4
Тип тиристо- ров Прямой (предель- ный) тол, А Повторя- ющееся на- пряжение, В Прямое падение на- пряжения (ампли- тудное значение), В Обратный ток (ам- плитудное значе- ние), мА Отпирающий ток управления, А Отпирающее напря- жение управления, в Габариты, мм Масса, кг Цена, руб.—коп. Прейскурант
1 без охладителя с охладителем
ТЧ40 40 300—900 До 1,95 До 30 0,8 3,0 80X94X107 0,12 0,72 15-05, ч. II 1973 г.
ТЧ50 50 300—900 До 2,9 До 40 0,9 3,0 70x80x150 0,2 0,8 15-05, ч. II 1973 г.
ТЧ63 63 3.00—900 До 2,35 До 40 0,9 3,0 70x80X150 0,2 0,8 15-05, ч. 11 1973 г.
ТЧ80 80 300—900 До 2,6 До 40 1,0 2,5 70x80X185 0,35 0,95 15-05, ч. II 1973 г.
ТЧ100 100 100—1000 До 2,0 До 35 1,0 2,5 70x80X185 0,35 0,95 15-05, ч. II 1973 г.
ТЧ125 125 300—300 До 1,85 До 40 1,0 2,5 70X80X185 0,35 0,95 15-05, ч. II 1973 г.
Симметричные тиристоры — симисторы
ТС10 10 100—1200 До 1,5 До 3 0,05 3,5 68x68x40 0,013 0,155 15-05, ч. II 1973 г.
ТС2-10 10 100—1100 До 2.0 До 5 0,15 5.0 72x80x54 0,012 0,175 От 3—50 ДО 28-00
ТС2-16 16 100—1100 До 2,0 До 5 0,15 5,0 72x80x54 0,012 0,175 От 3—15 ДО 28-00
ТС2-25 25 100-1100 До 2.0 До 5 0,15 5,0 72 x 80 x 94 0,012 0,175 От 3—15 До 28-00
ТС2-40 40 100—1100 До 2,0 До 10 0,2 7,0 75x85x93 0,045 0,35 От 3—15 ДО 28—00
ТС2-5О 50 100—1100 До 2.0 До 10 0,2 7,0 75x85x93 0,045 0,35 От 3—15 ДО 28-00
ТС2-63 63 100—1100 До 2,0 До 10 0,2 7,0 75x85x93 0,045 0,35 От 3—15 ДО 28-00
ТС80 80 50—1000 До 2,5 До 60 0,4 7,0 70x80x362 0,45 1,3 От 3—60 ДО 22—20
ТС 125 125 50—1000 До 2.0 До 60 0,4 4,0 70X80X362 0,45 1,3 От 3—70 ДО 23-40
ТС160 160 50—1000 До 2,0 До 60 0,4 7,0 70x80X362 0,45 1,3 От 3—90 ДО 24—20
Примечания: 1. Охлаждение тиристоров типов Т10, Т2-10. ТОО - воздушное естественное, ТВ200. ТВ320, ТВ500, ТВ630,
ТВ800 — водяное принудительное, остальных приборов — воздушное принудительное.
2. Предельное значение тока для тиристоров с водяным охлаждением дается при температуре корпуса прибора 55 °C, для бы-
стродействующих тиристоров и симисторов 70 °C. для остальных приборов 85 °C.
3. Габариты тиристоров указаны с учетом охладителей.
4. Цены на приборы даны без учета стоимости охладителей.
§ 16-4] Силовые кремниевые вентили—тиристоры
но
Силовые преобразовательные установки
[Разд. 16
Рис. 16-14. Разрез силового тиристо-
ра штыревого типа.
1 — основание корпуса; 2 — фторопла-
стовая прокладка; 3 — вентильный эле-
мент; 4 — крышка; 5 — стеклянный изо-
лятор; 6 — внутренняя втулка; 7 —’внут-
ренний гибкий вывод; 8 — внешний гиб-
кий вывод; 9 — наконечник; 10 — чашеч-
ка; 11 — вывод управляющего электрода;
12 — изолированная стальная втулка;
13 — наконечник управляющего элект-
рода.
Рис. 16-15. Вольт-амперная характе-
ристика тиристора.
С7Пр — прямое напряжение, В; /Пр — пря-
мой ток, А; С70бр — обратное напряжение,
В; /Обр — обратный ток, мА; £/вкл — на*
пряжение включения тиристора.
Рис. 16-16. Зависимость тока нагруз-
ки от угла открывания тиристора а.
Рис. 16-17. Зависимость тока нагруз-
ки тиристора от скорости охлаждаю-
щего воздуха V.
Рис. 16-18. Зависимость тока нагруз-
ки тиристора от расхода охлаждаю-
щей воды Q.
§ 16-5]
Полупроводниковые выпрямители
111
прямой (предельный) ток, А; ТЛВ320: Т — тиристор, Л — с лавинной характе-
ристикой, В — с водяным охлаждением, 320 — прямой (предельный) ток, А;
T9-100: Т — тиристор с воздушным охлаждением, 9 — отличительная особен-
ность прибора, 100 — прямой (предельный) ток, А.
Обратная ветвь вольт-амперной характеристики тиристора (рис. 16-15) ни-
чем не отличается от обратной ветви характеристики неуправляемого вентиля.
Рассматривая прямую ветвь характеристики, видим, что тиристор может быть
Рис. 16-19. Перегрузочная характеристика тиристоров типа Т160 (предельный
ток 160 А, средняя скорость охлаждающего воздуха 12 м/с, температура окру-
жающей среды +40 °C).
открыт двумя способами: путем подачи на анод тиристора напряжения большего,
чем напряжение включения, или пропускания через управляющий электрод-ка-
тод положительного управляющего тока.
Тиристоры, как и неуправляемые вентили, чувствительны к перегрузкам,
поэтому нагрузка тиристора должна соответствовать условиям их охлаждения
по информационным данным заводов-изготовителей.
Зависимость тока нагрузки тиристора от угла открывания показана
на рис. 16-16, от условий охлаждения — на рис. 16-17 и 16 18.
Перегрузочная характеристика тиристоров типа Т160 приведена на рис. 16-19.
Технико-экономические данные силовых тиристоров указаны в табл. 16-4.
16-5. ПОЛУПРОВОДНИКОВЫЕ ВЫПРЯМИТЕЛИ
Серии неуправляемых и управляемых статических полупроводниковых
агрегатов освоены и выпускаются нашей промышленностью.
Схема соединения неуправляемых кремниевых вентилей и тиристоров в пре-
образовательных установках на напряжение свыше 300 В преимущественно
трехфазная мостовая. Однако в установках низкого и среднего напряжения и
большого тока применяется шестифазная нулевая схема с уравнительным реак-
тором. «
Для создания полупроводниковых преобразовательных установок большой
мощности используются параллельное и последовательное соединения выпрями-
тельных блоков.
Полупроводниковые преобразовательные установки имеют различные си-
стемы охлаждения: естественное воздушное, принудительное воздушное или жвд-
112
Силовые преобразовательные установки
[Разд. 16
костное (преимущественно водяное) охлаждение по разомкнутому и замкнутому
циклам.
В преобразователях небольшой мощности применяется естественное воздуш-
ное охлаждение, средней мощности — принудительное воздушное и большой мощ-
ности — в основном жидкостное охлаждение.
Схема замкнутого циркуляционного охлаждения полупроводникового пре-
образователя приведена на рис. 16-20.
Рис. 16-20. Схема охлаждения выпрямительного блока преобразовательной уста-
новки по системе «вода — вода».
/ — трубка охлаждения; 2 — трубка медная тонкостенная; 3 — штуцер; 4 — шланг
дюритовый; 5 — нагнетательный патрубок; 6 — всасывающий патрубок; Н — насос
водяной с электродвигателем; ТС — теплообменник; В — запорный вентиль; О — трубка-
охладитель; Й — электроконтактный манометр; I — электрокоитактный термометр;
РП — реле протока; Р — расширитель.
Конструктивное исполнение. Полупроводниковые преобразовательные уст-
ройства имеют блочное и блочно-панельное исполнения.
Преобразователи малой и средней мощности выполняются преимущественно
блочной конструкции (как силовая часть, iак и система управления).
Преобразователи большой мощности имеют блочно-панельное исполнение,
причем силовая часть выполняется в большинстве панельно из-за сложности
системы охлаждения.
Конструктивно полупроводниковые преобразователи представляют собой
шкафы с двусторонним обслуживанием и содержат следующие узлы: блоки (па-
нели) силовых кремниевых вентилей (тиристоров); систему охлаждения; блоки
(панели) управления; блоки (панели) защиты, а также коммутирующую аппара-
туру, аппаратуру сигнализации и измерительные приборы.
На рис. 16-21 представлен выпрямительный блок агрегата типа ВАКВ2.
В блоке смонтированы кремниевые вентили, имеющие водяное охлаждение.
§ 16-5]
Полупроводниковые выпрямители
113
Каждая фаза в выпрямительном блоке имеет параллельно включенные вен-
тили типа В200 или ВЛ200 и предохранители типа ПНБ-5.
Вентили смонтированы на одном групповом охладителе, являющемся одно-
временно токоведущей шиной. Охладителем является медный профиль с двумя
продольными отверстиями, по которым протекает охлаждающая вода. Охлажде-
ние вентилей обеспечивается дистиллированной водой, циркулирующей по зам-
кнутому циклу: труба, охладитель, насос, теплообменник.
Рис. 16-21. Блок выпрямительный со
встроенным дросселем, насыщения и
водяным охлаждением преобразовате-
льных агрегатов серии ВАКВ2.
7 — дроссель насыщения; 2 — блок вы-
прямительный; 3 — зажимы выпрямитель-
ного блока; 4 — зажимы дросселя насы-
щения; 5 — шины.
Рис. 16-22. Блок выпрямительный с
принудительным воздушным охлажде-
нием преобразовательных агрегатов се-
рии ВАКД.
В агрегатах типа ВАКД выпрямительный блок состоит из двух шкафов
двустороннего обслуживания. Смонтированные кремниевые вентили имеют воз-
душное охлаждение (рис. 16-22). В верхней части шкафа установлены осевые
вентиляторы.
В воздуховодах имеются реле скорости воздуха и термодатчик, которые
контролируют исчезновение потока охлаждающего воздуха и его температуру.
Дроссели насыщения в выпрямительных агрегатах типов ВАКВ2 и ВАКД
предназначены для плавного регулирования выпрямленного напряжения в пре-
делах ступеней РПН трансформатора. Уравнительные дроссели предназначены
для выравнивания токов, вызванных разницей напряжения частей вентильной
обмотки, соединенных в треугольник или звезду.
Щиты управления выпрямительных агрегатов типов ВАК2 и ВАКД
(рис. 16-23) представляют собой металлоконструкцию каркасного типа. Щит
114
Силовые преобразовательные установки
[Разд. 16
управления — двустороннего обслуживания, выполнен в виде вертикальной па-
нели, на которой расположены приборы измерения и сигнализации, коммутацион-
ная аппаратура и аппараты управления выпрямительным агрегатом.
Рис. 16-23. Общий вид щитов управления полупроводниковых выпрямитель-
ных агрегатов.
а — для агрегатов на ток 25 000 А и напряжение 300, 450, 600, 850 В; б — для агрera*
тов на ток 12 500 А и напряжение 300, 450, 600, 850 В.
В панели стабилизации тока установлена аппаратура системы автоматиче-
ской стабилизации тока.
16-6. ТИРИСТОРНЫЕ ПРЕОБРАЗОВАТЕЛИ ЧАСТОТЫ
Разработка и внедрение статических преобразователей частоты расширили
применение асинхронного привода, обеспечив возможности глубокого и экономич-
ного регулирования частоты вращения и конкурентоспособность с приводом
постоянного тока.
Распространение получили два вида статических преобразователей частоты;
автономный инвертор со звеном постоянного тока, выходная частота которого
может достигать больших значений (несколько тысяч герц). Один вид преобразо-
вателей в основном применяется для индукционного нагрева, плавки металлов,
закалки, кузнечного нагрева и ультразвуковых устройств. Другой вид — это пре-
образователь с непосредственной связью, выходная частота которого обычно ниже
частоты сети. Данный вид преобразователей применяется для тиристорного асин-
кронного электропривода станков, машин, инструмента.
§ 16-7] Тиристорные пускатели и регуляторы напряжения 115
Тиристорные преобразователи частоты серии ТПЧ предназначены для пита-
ния асинхронных электродвигателей в нереверсивном электродвигателе обще-
промышленных механизмов трехфазным напряжением регулируемой амплитуды
и частоты. Это позволяет плавно регулировать скорость в диапазоне 1:12 при
постоянном моменте, равном номинальному моменту двигателя. Точность стаби-
лизации напряжения и частоты обеспечивается до 20 % в номинальном режиме.
Преобразователи частоты могут работать с двигателями типов А, АО, 4А, МТК,
ВАО и др. Преобразователи обеспечивают плавный пуск и частотное торможение
без рекуперации энергии в сеть.
Тиристорный преобразователь частоты (рис. 16-24) состоит из понижающего
трансформатора Tpi, блока управляемого выпрямителя Tt — Тв, автономного ин-
вертора напряжения Т7 — Т12 с разделяющими диодами Д7—Д12, коммути-
рующих конденсаторов с дросселями — Дрз> моста вентилей обратного (ре-
активного) тока на диодах Дг — Дв.
Для искусственного воздушного охлаждения преобразователя применяется
вентилятор с асинхронным двигателем Ml.
Схема управления ТПЧ содержит: БСУВ — блок системы управления вы-
прямителем; БСУИ — блок системы управления инвертором; БУ —блок управ-
ления с датчиком тока ТТ1 — ТТЗ и Тр2; БПК — блок подзаряда конденсаторов;
БП — блок питания.
В системе привода применена замкнутая система автоматического регулиро-
вания, построенная на принципе сравнения задающего сигнала по частоте и на-
пряжению с сигналом, пропорциональным э. д. с. двигателя.
В схеме электропривода осуществляются максимально-токовая защита
(Blt В2 и Пpi — Пр3) и нулевая защита (контактор Л), защита от перенапряже-
ния на стороне переменного и постоянного тока (Д—С-цепочки). Сигнализация
обеспечивается лампами Д1—Л4.
Тиристорный преобразователь частоты типа ТПЧ представляет собой метал-
лический шкаф двустороннего обслуживания (рис. 16-25). Преобразователь имеет
блочное исполнение. Вверху шкафа над блоками вентилей и тиристоров установ-
лен вентилятор, а в нижней части — силовой трансформатор.
16-7. ТИРИСТОРНЫЕ ПУСКАТЕЛИ И РЕГУЛЯТОРЫ НАПРЯЖЕНИЯ
Безыскровая коммутация, отсутствие подвижных частей и высокая надеж-
ность делают перспективным применение тиристорных пускателей и регулято-
ров напряжения для промышленных потребителей электрической энергии. Это
в первую очередь асинхронный электропривод, работающий с большим числом
включений, во взрывоопасных и агрессивных средах или в условиях тряски и
вибраций.
Завод «Электровыпрямитель» выпускает тиристорные пускатели типа ПТ,
обеспечивающие включение, отключение и реверс электродвигателей. Неревер-
сивные пускатели могут использоваться для включения и отключения других ви-
дов трехфазных активных перегрузок.
Каждый вид пускателя имеет два исполнения: 1 —взрывобезопасное, 2 —
общепромышленное.
Пускатели предназначены для работы в продолжительном режиме с числом
включений в час не более 10 и в повторно-кратковременном с продолжитель-
ностью включения не более 60 % (ПВ-60 %) при частоте до 600 включений в час
с номинальными токами нагрузки.
Пускатели типа ПТ имеют максимальную токовую защиту и тепловую защиту
от перегрузок. Время срабатывания тепловой защиты от перегрузок является
функцией тока перегрузки и температуры окружающей среды.
Этот же завод изготовляет пускорегулирующие бесконтактные устройства
типа ПРБУ для пуска, реверса, торможения и бесступенчатого регулирования
скорости асинхронных двигателей с фазным ротором.
116
Силовые преобразовательные установки
[Разд. 16
Qco Оъ.
Рис. 16-24. Принципиальная электрическая схема
§ 16-7]
Тиристорные пускатели и регуляторы напряжения
117
тиристорного преобразователя типа ТПЧ-40.
118
Силовые преобразовательные установки
[Разд. 16
ТСУР (запорожское
Рис. 16-25. Общий вид и габариты
тиристорного преобразователя типа
ТПЧ-40.
„320
2100
В настоящее время освоен выпуск тиристорных станций управления серии
: производственное объединение «Преобразователь»), Станции
управления обеспечивают коммутацию и
регулирование скорости трехфазных
асинхронных двигателей с короткозамкну-
тым ротором, при этом используется прин-
цип фазового управления тиристорами.
В качестве бесконтактного коммутатора и
безынерционного регулятора подводимого
к двигателю напряжения используется
пара встречно-параллельно включенных
тиристоров, введенная в каждую фазу ста-
торной цени двигателя (рис. 16-26).
Применение тиристорных станций
управления обеспечивает бесконтактный
пуск двигателя, а также значительно ог-
раничивает ударные моменты при пуске и
реверсе, дает возможность получить раз-
личные пускотормозные и регулировоч-
ные режимы асинхронного привода [16-11,
16-12].
Станции управления серии ТСУР вы-
пускаются в четырех модификациях и в
зависимости от исполнения реализуют
следующие режимы:
1) управляемый, пуск и реверс со
временем формирования режима в пре-
делах 0,01—0,25 с;
2) пуск и реверс с токовой отсечкой,
регулируемой в пределах от /ном до 4/иом;
регулируемой интенсивностью;
3) динамическое торможение с
4) регулирование скорости в диапазоне 1 : 10.
Станции типа ТСУР имеют защиту от коммутационных перенапряжений в пи-
тающей сети и защиту от перегрузки.
Рис. 16-26. Схемы соединений тиристоров силовых блоков станций управления
серии ТСУР.
а — нереверсивная; б — реверсивная.
Защита от перегрузки (рис. 16-27) обеспечивает выдержку времени, обратно*
зависимую от тока. Защита обладает аккумулятивной способностью, т. е. вы-
§ 16-8] Трансформаторы для преобразовательных установок
119
держка времени уменьшается, если имела место предшествующая перегрузка, не
вызвавшая срабатывания защиты. Кроме того, станции управления имеют защиту
от к. з. и нулевую защиту.
Конструкция отдельных блоков выполнена на основе унифицированной блоч-
ной конструкции.
Кроме силового блока тиристорная станция в зависимости от модификации
имеет блок питания (БП), блок управления (БУ), блок режима (БР), блок обрат-
ной связи (БОС), блок защиты (БЗ), устрой-
ство токоограничивающее (УТ), блок пульта
управления (БПУ).
Управление станцией может произво-
диться дистанционно (пуск, реверс, тормо-
жение, регулирование скорости).
16-8. ТРАНСФОРМАТОРЫ ДЛЯ
ПРЕОБРАЗОВАТЕЛЬНЫХ УСТАНОВОК
Преобразовательные трансформаторы
классифицируются: а) по типовой мощности:
I габарит—10—100 кВ-А, II габарит —
125—630 кВ-А, III габарит—800—6300 кВ-А,
IV габарит — 8000 кВ • А и более; б) по числу
фаз и схеме соединения вторичных обмоток:
однофазные, трехфазные, шестифазные и мно-
гофазные; в) по возможности регулирования
напряжения: нерегулируемые, с переключе-
нием без возбуждения (ПБВ), регулируемые
Рис. 16-27. Защита электродви-
гателей от перегрузок станция-
ми управления серии ТСУР.
под нагрузкой (РПН); г) по конструктивно-
му исполнению: масляные, с заполнением
негорючей жидкостью, с воздушным охлаж-
дением.
В условном обозначении преобразова-
тельных трансформаторов используются обо-
значения силовых трансформаторов общего
назначения с добавлением буквы Р (ртутные)
или П (полупроводниковые) после буквы,
обозначающей вид охлаждения, или после
1 — время-токовая характеристика
защиты от дерегрузок; 2 — зона, в
которой расположены характери-
стики перегрузочной способности
электродвигателей типов А2 и АО2
до 100 кВт.
буквы Н для трансформаторов с РПН. Если уравнительный реактор встраивает-
ся в общий бак с трансформатором, то и обозначении добавляют букву У. Для
трансформаторов специальных исполнений может быть предусмотрено дополни-
тельное буквенное обозначение. Эта буква указывается после цифр, характери-
зующих мощность и класс напряжения сетевой обмотки, например П — для пи-
тания печей, Ж — для электрифицированного железнодорожного транспорта.
Обозначение схем обмоток трансформатора отражает соединение его сетевых
и вентильных обмоток. В трехфазных трансформаторах применяются только две
схемы соединения сетевых обмоток: звезда и треугольник. Схемы вентильных об-
моток делятся на простые и сложные. Различаются следующие простые схемы вен-
тильных обмоток:
а) разомкнутые или лучевые: простая звезда, двойная звезда, простой зиг-
заг, двойной зигзаг; схемы зигзаг могут выполняться равносторонними и разно-
сторонними, согласными и встречными;
б) замкнутые: треугольник и шестиугольник.
Сложные схемы представляют собой совокупность не связанных между со-
бой простых схем или их комбинаций. На рис. 16-28 представлены наиболее ча-
сто встречающиеся схемы соединения сетевых и вентильных обмоток трансфор-
маторов.
Схемы соединения обмоток Диаграммы векторов з.д.с. обмоток Условное обозначе- ние
сетевой. Вентильной. сетевой вентильной
^Д <»Х ЕГ А X ра lag \/-0 / I-5
у у уС X Y Z ЩИ В А^С b а Д V
и ОО <j>b у В А&С i (L^-C А/ Лг-я
у у у у у у В b Y/
А^С а-Д^с /у-о
X Y Z х У. г
у у у ра рЬ рс В А^С V а Y/ /Д-17
X Y Z р Uy uz
и я^ЬзСгрдрОг rpj2 Xi Уз г5 §4 ЬбС2 В А&С Ьз 'о-ч с2' с5 а? bg д/ 4г/?’5
di bi ci аг Ьг eg в hv
у у у X Y . Z |*Я \У1 (г, ]хг(Уг]г А^С ? а2 С1 Y/ /AY~7-ff
ОД р5 рС ШЫг а? Ь/ ci agbgcg в А&С г ЬгЬ, а1Гс"г аг Д/ /aY-O-77
ш и в А&С b д/ /д-0
ОД о/? ре ш ра оЬ ос (х (у (z В А^С b У"0 а д / /Y-77
Рис. 16-28. Схемы соединения сетевых и вентильных обмоток преобразователь-
ных трансформаторов.
§ 16-8]
Трансформаторы для.преобразовательных установок.
121
В соответствии с общими техническими требованиями ГОСТ 16772-77 «Обо-
рудование трансформаторное для преобразовательных устройств» схемы и группы
соединения обмоток трансформаторов должны соответствовать данным, приве-
денным на рис. 16-28. Изготовление сетевых обмоток с соединением в треуголь-
ник допускается для трансформаторов с междуфазным напряжением 0,38 кВ,
а также 6 и 10 кВ при мощности сетевой обмотки 800 кВ-А и выше, 35 кВ — при
4000 кВ А и выше, 110 кВ — при 6300 кВ • А и выше, 220 кВ — при 16 000 кВ • А
и выше. Допускается изготовление трансформаторов с переключением обмоток
с треугольника на звезду для сетевых обмоток с междуфазными напряжениями
0,38; 6; 10 и 35 кВ.
Трансформаторы с трехфазной вентильной обмоткой по схеме зигзаг могут
изготовляться для преобразователей мощностью до 250 кВт включительно. Транс-
форматоры для преобразователей мощностью выше 4000 кВт должны выпол-
няться со схемами обмоток, обеспечивающими эквивалентный 12-фазный режим
преобразования. Трансформаторы для мощных преобразователен могут выпол-
няться с расщепленной на две и более части вентильной обмоткой, допускающей
питание двух и более преобразователей, соединенных параллельно или последо-
вательно.
Исходными данными для расчета преобразовательного агрегата являются
средние значения выпрямленного напряжения в режиме холостого хода Ur/fi и
тока la, а также действующее значение напряжения питающей сети UL. Фор-
мулы для расчета трансформаторов в различных схемах неуправляемых венти-
лей представлены в табл. 16-5, а обобщенные характеристики трансформато-
ров — в табл. 16-6.
Конструкция преобразовательных трансформаторов. Особенности конструк-
ции трансформатора определяются необходимостью обеспечить заданное число
фаз схемы преобразователя, заданные аварийные токи, надежную работу при на-
грузочных и аварийных режимах, характерную для преобразовательной уста-
новки. Эти особенности влияют на конструкцию большинства узлов трансформа-
тора: обмоток, деталей их установки и крепления, магнитопроводов, отводов,
масляных баков. Ниже рассматриваются особенности элементов конструкции
трансформаторов с масляным охлаждением.
При выборе конструкции обмоток трансформатора руководствуются требо-
ваниями обеспечения их высокой механической прочности в связи с большими
усилиями при обратных зажиганиях в ртутных выпрямителях, пробоях вентилей
в полупроводниковых выпрямителях и коротких замыканиях в цепях отдель-
ных частей вентильных обмоток.
Для преобразовательных трансформаторов первостепенное значение имеет
электродинамическая стойкость конструкции. Опа обеспечивается типом испол-
нения и технологией производства обмоток, а также конструкцией их крепления
на магнитопроводе.
Трансформаторы для преобразовательных установок работают с высоким
коэффициентом использования при большом числе часов включения. Активное
сечение магнитопровода образуется в результате набора пластин холодноката-
ной электротехнической стали толщиной 0,35 мм. Холоднокатаная электротехни-
ческая сталь большей толщины (0,42; 0,5 мм), а также горячекатаная электротех-
ническая сталь для преобразовательных трансформаторов не применяются.
Для пластин магнитопроводов применяется сталь марок Э-330, Э-ЗЗОА.
В последние годы применяется только рулонная электротехническая сталь
шириной 750—1000 мм.
Для переключения без нагрузки сетевых обмоток с треугольника в звезду
и обратно используются переключатели диапазонов.
В преобразовательных трансформаторах с регулированием напряжения
под нагрузкой в настоящее время применяются два типа переключающих уст-
ройств: реакторные типа РНТ-13 и быстродействующие с токоограничивающим
резистором типа РНТВ.
Таблица 16-5
Формулы для расчета преобразовательных трансформаторов в различных схемах
Схема соединения Действующее значение э. д. с. вто- ричной обмот- КН £2ф Коэффи- циент трансфор- мации k Действующее значение тока вентиль- ной обмотки 1 s Действующее значение тока сетевой обмотки /j Мощность сетевой обмотки Si Мощность нагруз- КИ Pd2 Мощность вентиль- ной об- мотки S2 Расчетная (типовая) мощ- ность преобразо- вательного транс- форматора ST
Однофазная двух- полупериодная со средней точкой = ^Хф/^ф = /2 It/K. SX='1^ = = >•11^0 Pdb = =udJd s2= =M= St = 0,5(S1+S2)= ^l,34Pd0
Однофазная мосто- вая — ^2~^d Л = /2/Х = ~'d'* St=S2 == ='1%= — - St = 0,5(S1+S2)= “1.1’Pdo
Трехфазная со сред- ней точкой *2 = ^ £2ф l^vlId i 1 3K d 51=3/1ф^1ф== = 1,21/><to — VI Х/2£2ф = Si=0,5(S1+S2)= = 1-4№£zo
Шестифазная — зве- зда две обратные зве- зды — — / =-L; а 2/3 d ^=-—1 1 K/6 d sx=3'i% = = l.O45Pdo — Ss = = 6/2£2ф“ = M8Pd() St = 0,5(S1+S2)= = 1.26Pd0
Трехфазная мосто- вая — N> 11 Co) to) ,-b-L- 1 к. K. -/I'» — — — ST = S1 = S2 = = 1.045Рй
Силовые преобразовательные установки [Разд. Гб
Т а б л и ц а 16-6
Обобщенные характеристики трансформаторов для преобразовательных установок
Область применения Напряжение, В Выпрямленный ток, А Типовая мощ- ность транс- форматора, кВ-А Напряжение сетевой обмотки, кВ Регули- рование напр я- жения Исполнение трансформаторов
Электролизные уста- новки 75; 150; 450; 300; 600; 850 6300; 12 500; 25 000; 50 000; 63 000 25000— 80 000 6; 10; 35; (ПО) (220) РПН; дн Масляные с естествен- ным дутьевым и цирку- ляционным охлаждением
Вакуумные дуговые и плазмотронные электри- ческие печи 75; 300; 460; 600; 825 3200; 6300; 10 000; 12 500; 25 000; 40 000; 50000 2000— 25 000 6; 10 РПН Масляные с естествен- ным и дутьевым охлаж- дением
Электрифицированный промышленный и внутри- цеховой транспорт 230; 275; 600; 1650 500; 1000; 1600; 2000; 3200; 4000 400—6300 6; 10; 35 ПБВ Масляные с естествен- ным охлаждением; совто- ловые; сухие
Гальванотехника, элек- трохимическая обработка металлов 6; 12; 24; (36); 48 100; 320; 400; 630; 1000; 1600; 3200; 6300; 12 500; 25 000 10—4000 0,38; 6; 10 ПБВ Сухие; совтоловые; мас- ляные с естественным охлаждением
Электропривод посто- янного тока 115; 230; (345); 460; 660; 825; 1050 25; 50; 100; 320; (400); 500; 800; 1000; 1600; (2000) Ю—40 000 0,38; 6; 10; (35); 110 ПЕВ; РПН Сухие; совтоловые; мас- ляные с естественным и дутьевым охлаждением
Статическое возбужде- ние синхронных машин 110—825 Ю0—4000 100—6300 0,38; 3; 6; 10; 15; 20 ПБВ Сухие; масляные с есте- ственным охлаждением
§ 16-8] Трансформаторы для преобразовательных установок
124
Силовые преобразовательные установки
[Разд. 16
Трансформаторов мощностью до 6300 кВ-А включительно выполняются
с естественным масляным охлаждением, а трансформаторы больших мощностей
как правило — с дутьевым масляным охлаждением.
Особенности расчета преобразовательных трансформаторов. Преобразова-
тельные трансформаторы имеют следующие особенности, отличающие их от сило-
вых трансформаторов общего назначения:
а) большой номинальный ток вентильной обмотки, достигающий десятков
тысяч ампер;
б) повышенное напряжение к. з.;
в) возможность регулирования напряжения в широких пределах;
г) повышенная механическая прочность крепления обмоток и отводов, рас-
считанная па частые толчки тока и короткие замыкания;
д) более низкие нормированные превышения температуры обмоток и масла
над температурой окружающей среды.
Известно, что задача создания трансформатора может быть решена много-
значно. Так, при одних и тех же исходных данных, но различных соотношениях
между основными размерами трансформатора можно получить различные вари-
анты его исполнения. Эти варианты могут различаться как основными размерами
трансформатора, так и электромагнитными нагрузками, массой и стоимостью
активных материалов, механической прочностью и нагревостойкостью обмоток.
Выбор наилучшего решения при расчете отдельных частей трансформатора произ-
водится путем сравнения различных расчетных вариантов.
Трансформаторы для питания выпрямителей электролизных установок в цвет-
ной металлургии и химической промышленности. К преобразовательным тран-
сформаторам предъявляют жесткие требования в отношении бесперебойности
электроснабжения, так как электролизные установки относятся к ответствен-
ным потребителям электрической энергии.
Преобразовательные трансформаторы должны обеспечивать надежное регу-
лирование напряжения при пуске, изменении количества ванн или электролизеров
и их ремонте, выгрузке готовой продукции, изменении напряжения питающей
сети и изменении напряжения на электролизерах или ваннах по технологическим
соображениям. Во многих случаях требуется регулирование напряжения до 85 %
номинального выпрямленного напряжения. Регулирование напряжения осуще-
ствляется в преобразовательных трансформаторах в основном двумя способами:
с помощью автотрансформатора, включенного перед преобразовательным трансфор-
матором, или непосредственно преобразовательным трансформатором со встро-
енным РПН.
Типовые мощности трансформаторов для преобразовательных агрегатов
электролизных производств достигают в настоящее время 40 МВ-А в единице,
а в ближайшие годы достигнут 200 МВ-А. Выпрямленные напряжения возра-
стут до 1250 В, а токи — до 50—100 кА [16-14, 16-15—16-17].
Все выпрямительные агрегаты с ртутными вентилями, а в последнее время
и агрегаты с полупроводниковыми вентилями при выпрямленных напряжениях
75 и 150 В выполняются по схеме две обратные звезды с уравнительным реакто-
ром. При напряжениях 300 В и более агрегаты выполняются по трехфазной мо-
стовой схеме. При напряжениях 300—600 В экономичной является также схема
две обратные звезды с уравнительным реактором. В установках для электролиза
используется, как правило, 12-фазный режим выпрямления. При схеме две обрат-
ные звезды с уравнительным реактором условный но воздействию на сеть 12-фаз-
ный режим осуществляется чередованием трансформаторов со схемой соединения
первичной обмотки в звезду и треугольник. В мостовой схеме для получения
12-фазного выпрямления применяются вентильные обмотки, секционированные
на несколько четных частей, каждая из которых питает отдельный выпрямитель,
при этом половина частей вентильной обмотки соединяется в звезду, а половина —
в треугольник.
Для питания электролизных установок применяют трансформаторы серий
ТДНП, ТДНПВ, ТДНПУ. Конструкция и габариты показаны на рис. 16-29—
§16-8]
Трансформаторы для преобразовательных установок.
125
16-31. Основные параметры преобразовательных трансформаторов представлены
в табл. 16-7.
Трансформаторы для вентильного электропривода. Недостатком вентиль-
ного электропривода постоянного тока является низкий коэффициент мощности
при глубоком регулировании. Одновременно увеличивается пульсация выпрям-
ленного напряжения и тока, что отрицательно влияет на работу приводного элек-
тродвигателя, в частности иа его коммутацию. Кроме того, при регулировании
мощных вентильных электроприводов происходят значительные колебания на-
пряжения в питающей сети, связанные с колебаниями реактивной мощности, и
толчки тока передаются в сеть практически без сглаживания.
Особенности вентильных электроприводов потребовали создания специаль-
ных трансформаторов, уравнительных, сглаживающих и ограничивающих реак-
торов и анодных делителей. В установках ионного электропривода мощностью
до 1000 кВт используются трехфазные нулевые схемы выпрямления. При этом вен-
тильные обмотки трансформаторов выполняются по схеме зигзаг. Применяются
совтоловые или сухие трансформаторы мощностью не более 1600 кВ-А.
Рис. 16-29. Внешний вид и габариты Рис. 16-30. Внешний вид и габариты
трансформатора ТДНП-16000/10. трансформатора ТДНПВ-10000/10-1.
В установках мощностью свыше 1000 кВт более экономичной является схема
две обратные звезды с уравнительным реактором. Для нереверсивных электропри-
Таблица 16-7
Технико-экономические данные трансформаторов для преобразовательных установок
Тип Напря- жение сетевой обмотки, кВ Выпрям- ленное напряже- ние, В Выпрямлен- ный ток, А Номи- нальная мощность, кВ-А «к7/х. % К-п. д., % Общая масса, т Цена, руб. коп. Прейскурант
Трансформаторы для полупроводниковых выпрямительных установок
электролиза цветных металлов и химической промышленности
ТДНПВ-10000/10-1 ТДНПВ-12500/10-1 6, 6, 10 10 300 450 12500 12 500 4590 6850 6,6/3,3 10,1/1,91 27,0 34,0 22 000 32 000
ТДНПВ-16000/10-1 6, 10 300 25 000 9300 11,65/1,4 — 33,7 15-05, ч. I 1973 г.
ТДНПВ-16000/10-1 6, 10 300 25 000 9450 — — 39,5 15-05, ч. I 1973 г.
ТДНПВ-25000/10-1 10 400 25000 13 640 11,2/11,8 — 47,7 15-05, ч. I 1973 г.
ТДНПВ -25000/35-1 35 450 25 000 13 400 9,25/1,94 — 50,0 43 000
ТДНПВ-40000/10 10 260—850 25 000 25 000 — — 71,2 15-05, ч. I 1973 г.
ТДНП-4000/6,10 6, 10 75, 150 12 500, 6300 — 6,1/5,5 95,0 17,7 15-05, ч. I 1973 г.
• 96,0 17,6
ТДНП-8000/6,10 6, 10 75 25 000 — 9,5/— 96,0 26,0 —
ТДНП-8000/6,10 6, 10 150 12 500 — 6,0/— 96,5 26,1 —
ТДНП-10000/6,10 6, 10 300 12 500 — 6,6/— 98,3 27,1 —
ТДНП-12500/6,10 6, 10 450 12 500 — 9,9/— 98,8 32,3 —
ТДНП-12500/6,10 6, 10 150 25 000 — 9,0/— 98,7 35,0 —
ТДНП-16000/10 6, 10 300 25 000 9400 11,6/1,0 98,7 44,3 15-05, ч. I 1973 г.
ТДНП-25000/10 6, 10 450 25 000 13 650 11,1/1,08 98,9 52 15-05, ч. I 1973 г.
ТДНП-25000/35 35 450 25 000 13 700 10,7/— 99,0 58,8 15-05, ч. I 1973 г.
ТДНП-32000/10 10 600 25 000 17 800 10,9/1,2 99,0 63,0 15-05, ч. I 1973 г.
Т ДНП-40000/10 10 850 25 000 25 000 10,9/0,8 99,3 75,7 81 000
ТДНПУ-1000/6,10 6, 10 230 2000 — — — 6,15 —
ТДНПУ-2000/10 10 230 4000 — — 8,75 —
Силовые преобразовательные установки [Разд. 16
Тип
Напря-
жение
сетевой
обмотки,
кВ
Выпрям-
ленное
напряже-
ние, В
Выпрямлен-
ный ток, Л
Номи-
нальная
мощность,
кВ-А
К-п. д.,
%
Продолжение табл. 16-7
Общая
масса,
г
Цена, руб. коп.
Прейскурант
Трансформаторы для вентильного
ТМР-1600/10 6,10 460 2240
ТМРУ-2000/10 6,10 660 1600 —
825 1250 —
ТМР-3200/10) 10 460 4000 —
ТМРУ-40 000/10 6,10 660 3200 2490
825 2500 2400
1050 2000 —
ТМР-6300/10 6,10 660 6300 —
ТМРУ-8000/10 6,10 825 5000 —
1050 4000 —
ТМРУН-4000/10 6,10 825 1500 1430
460 2800 1510
345 2800 1145
ТМРУН-8000/10 6,10 825 3000 2862
ТМРУН-16000/10 6,10 900 6500 6770
ТДР-12500/10 6,10 660 2x6300 —
825 2x5000 —
ТДР-12500/110 но 1050 2 x 4000
ТДР-2000/10 10 825 2x8000 7750
1050 2x6300 —
ТДРУН-25000/10 10 1050 2 x 4500 11 000
ТДРУН-40000/10 10 825 2x10 000 19 650
910 2 x 9000 20 400
ТДНРУХ-40000/10 10 825 2хЮ000 2 x 9822
ТСЗП-200/0,7 0,38 320 630 181
ТСЗП-400/10 6,10 460 630 355
ТЗСП-800/10 6,10 230 1250 352
электропривода
7,0/— — 6,62 —
— — 6,62 15-05, ч. I 1973 г.
— — 6,62 —
8,3/— — 12,36 —
— 12,36 15-05, ч. I 1973 г.
— — 12,36 15-05, ч. I 1973 г.
13,83 15-05, ч. I 1973 г.
9,2/— . 19,0 —
— 19,0 15-05, ч. I 1973 г.
— 20,6 15-05, ч. 1 1973 г.
16,95 13 300
— — 16,95 —
— — 16,95 —
— — 24,4 17 600
— — 39,0 —
ЭДУ- — 35,8 ——
ЭД/— — 35,8 ——
8,2/— — 53,2 —
10,8/— .— 44,6 ——
— — 44,6 —
63,5 —
— — 92,2 —
11,8/2,85 — — —
10170
8 700
— — 4,26 10 500
§ 16-8] Трансформаторы для преобразовательных установок
Продолжение табл. 16-7
Тип Напря- жение сетевой обмотки, кВ Выпрям- ленное напря- жение, В Выпрямлен- ный ток, А Номи- нальная мощность, кВ-А «к"х- % К. п. д, % Общая масса, т Цена, руб. коп. Прейскурант
Трансформаторы для гальваностегии и размерной обработки металлов
ТСП-800/10 6,10 48 6300 — — —- 3,8 —
ТСЗПУ-250/0,7Г 0,38 12 6300 113 — . — 1,63 5700
ТСЗПУ-500/0,7Г 0,38 12 12 500 224 — — 3,3 8500
ТСЗПУ-500/0,7Г 0,38 24 6300 226 — — 2,6 8500
ТСЗПУ-500/0,7Г 0,38 36 6300 262 — — 2,8 8500
ТНПУ-1000/10Г 6,10 48 6300 402 — — 7,3 —
ТИПУ-1000/1 ог 6,10 24 12 500 398 — — 7,3 —
ТМПУ-2000/10Г 6,10 24 25 000 796 — — 12,0 —
ТМПУ-2000/10Г 6,10 48 12 500 796 — —. 11,2 —
АТВП-25000/10 10 24 25 000 — — — 9,5 —
Трансформаторы для дуговых вакуумных печей
ТМНПВ-4000, юп 10 75 12 500 1260 6,2/4,0 — 17,5 —
ТМНПВ-8000/10П 10 75 25 000 2520 7,38/— —— 26,0 —
ТДНПВ-12500/10П 10 75 37 500 3790 — — 34,3 —
ТМНПУ-4000/10П 10 75 12500 1263 7,18/— 97,0 17,23 —
ТМНРУ-8000/10П 10 75 25 000 2520 7,5/2,2 97,3 25;6 —
ТМНПУ-12500/ЮП 10 75 37 500 3788 6,86/— 97,4 36,6 —
ТДНПУ-12500/10П _ — — 3x12500 3790 7,65/2,2 — — —
Силовые преобразовательные установки [Разд. 16
под ред. А. А. Федорова, Г. В. Сербиновского
Продолжение табл, 16-7
Тип Напря- жение сетевой обмотки, кВ Выпрям- ленное напря- жение, В Выпрямлен- ный ток, А Номи- нальная мощность, кВ-А к. п. д. % Общая масса, т Цена, руб. коп. Прейскурант
Трансформаторы для установок статического возбуждения синхронных машин
УТМРУ-2600/10 10 842 1450 1372 — — 8,2 15-05, ч. I 1973 г.
УТРРУ-3500/35В 35 460 2100 . 1464 — — 13,8 15-05, ч. I 1973 г.
УТМРУ-6300/35В 35 485 3200 2410 — — 20,27 15-05, ч. I 1973 г.
ТСЗВ-320/0,7 0,38 — — 320 —. — — —
Трансформаторы для комплектно-выпрямительных подстанций цеховых сетей
ТНПУ-1000/10 6,10 230 2000 520 — — 6,15 7 600
230 1600 417 — — 6,15 14 060
ТНПУ-2000/10 6,10 230 4000 1054 — — 8,75 10 400
230 3200 840 — — 6,75 19 200
ТСЗПУ-ЮОО/Ю 6,10 230 2000 527 — — 9,06 12 300
ТСЗПУ-2000/10 6,10 230 4000 1054 — — 8,03 19 700
§ 16-8] Трансформаторы для преобразовательных установок 129
130
Силовые преобразовательные установки
[Разд. 16
Ряс. 16-31. Внешний вид и габариты
трансформатора ТДНПУ-12500/10П.
водов применяют масляные трансформаторы мощностью 200—8000 кВ • А со встро-
енным уравнительным реактором.
Для реверсивных ионных электроприводов по встречно-параллельной схеме
при питании двух комплектов вентилей от одного трансформатора создана серия
масляных трансформаторов типовой
мощностью 1600—20 000 кВ-А по схе-
ме две обратные звезды. Трансформа-
торы этой серин прн мощности до
6300 кВ-А имеют одну активную часть,
а при мощности 12 500 кВ-А и более—
две активные части в одном баке. По-
следние позволяют осуществить экви-
валентную 12-фазную схему выпрям-
ления благодаря соединению сетевых
обмоток активной части в звезду, а
второй части в треугольник. Для ре-
версивных электроприводов уравните-
льные реакторы не встраиваются в
общин бак с трансформатором.
Трансформаторы для установок
электропривода постоянного тока от-
личаются большой номенклатурой и
выпускаются в сравнительно неболь-
ших количествах. Большое внимание
уделяется вопросам унификации кон-
структивных узлов. Так, трансформа-
торы серии ТМРУ для нереверсивных
установок полностью унифицированы
с трансформаторами серии ТЛ1Р для
реверсивных электроприводов, за ис-
ключением уравнительных реакторов.
Кроме того, применяются трансформа-
торы серий ТМНР, ТМНРУ, ТДРУ с
РПН без уравнительных реакторов и
со встроенными уравнительными реак-
торами.
Широкое применение получили тиристорные преобразователи. Для питания
таких преобразователей мощностью до 1000 кВт применяют сухие и совтоловые
трансформаторы. Для питания реверсивных и нереверсивных электроприводов
большой мощности на напряжения 460—1050 В и токи 2500—25 000 А приме-
няют масляные трансформаторы серий ТМП, ТМНГ1, ТДН, ТДНП, ТМПД,
ТДПД.
Трансформаторы для питания вакуумных дуговых печей должны удовлет-
ворять следующим требованиям: регулировать ток нагрузки в диапазоне (0,1 4-
4- 1,0) /цРМ; стабилизировать ток нагрузки во всех режимах работы печн с точ-
ностью 1—2 % номинального значения, обеспечивать высокую надежность ра-
боты всей установки.
С внедрением полупроводниковых выпрями гелей созданы мощные преобра-
зовательные агрегаты на низкие напряжения посгояипого тока до 75—80 В и вы-
прямленные токи до 50 кА и более. Регулирование напряжения осуществляется
с помощью специального силового трансформатора. В таких установках приме-
няется комбинированное плавно-ступенчатое и плавное бесконтактное регулиро-
вание. Стабилизация тока осуществляется с помощью специального параметри-
ческого источника тока [16-4].
Промышленностью выпускаются преобразовательные трансформаторы мощ-
ностью 4000, 8000, 12 500 кВ-А. Типовая мощность трансформаторов определена
с учетом суммарной мощности трансформатора с глубоким РПН и встроенного
§ 16-9] Применение полупроводниковых преобразовал, в пром-сти
131
Уравнительного реактора. Преобразование переменного тока в постоянный осу-
ществляется по схеме две обратные звезды с уравнительным реактором. Номиналь-
Рис. 16-32. Внешний вид и габариты
трансформатора ТМНПВ-4000/1011.
ные выпрямленные токи приняты кратными 12,5 кА и соответственно равны 12,5;
25; 37,5; 50 кА. Агрегат на 50 кА комплектуется двумя трансформаторами на
ток 25 кА.
Для преобразовательных установок дуговых вакуумных печей использу-
ются трансформаторы серий ТМНПУ, ТМНПВ (рис. 16-32, 16-33).
16-9. ОБЛАСТИ ПРИМЕНЕНИЯ ПОЛУПРОВОДНИКОВЫХ
ПРЕОБРАЗОВАТЕЛЕЙ В ПРОМЫШЛЕННОСТИ
Области промышленности, где применяются полупроводниковые преобразо-
ватели установки, обширны и разнообразны.
К основным потребителям электроэнергии, питающимся от полупроводни-
ковых преобразовательных установок, в промышленности относятся:
1) электролизные установки цветной металлургии и химической промыш-
ленности;
132
Силовые преобразовательные установки
[Разд. 16
Таблица 16-8
Типы преобразовательных установок для промышленных потребителей
Область применения Напря- жение питающей сети, кВ Выходное напряже- ние уста- новки, В Номиналь- ный ток установки, А Рекомендуемый тип преобразовательной установки
Электролиз цвет- ных металлов и хи- мических продук- тов 0,38; 6; 10; 35 75-850 1000—25 000 Серии ВАКВ2, ВАКД, ВАКЭЛ 1250/250-1, ВАКЭЛ 1000/250-2, ВАКЭЛ 1250/230-3, ВАКЭЛ 1250/115-4
Гальваника и электрохимическая обработка металлов 0,38; 6; 10 3—30 100—12 500 Серии ВАК, ВАКР, ВАКГ, ВАС-600/300
Электропривод постоянного тока 0,22; 0,38; 6; 10 230—460 50—2500 Серии AT, АТВ, LATE3, АТК, ATP, АТРВ, АТЕРЗ, АТРК
Тиристорный асинхронный элек- тропривод с частот- ным управлением 0,38 20—800 20—1550 Серии ПЧС, ТПЧ-15, ТПЧ-40, - ТПЧ-63, ТПЧ-100, ТПЧ-125/220, ТПЧ-160/220, ТПЧ-160/380, ТПЧ-500-2,4У 4, ТПЧ-630-1/0.5У4, ТПЧ-800-1/0,5У4
Тиристорный асинхронный элек- тропривод с фазо- вым управлением 0,22; 0,38 0—380 4—1250 Серии ТСУ-Р, ПТ-16-380 (Р)-У5, ПТ-40-380 (Р)-У5, ПРБУ-380-50, ПРБУ-380-100, АТДЕ2-50/380Р-2У4, АТДЕ2-100/380Р-2У4, РНТТ-330-250, Pl ITT-330-600, ПАВК-400-630-У4, ПАВК-400-1250-У 4
Цеховые сети по- стоянного тока 6; 10 230 2000—4000 МВЦС-230-2000, КВПП-2000, ВАК-3000/230Н, КВПП-400
§ 16-9] Применение полупроводниковых преобразоват. в пром-сти
133
Продолжение табл. 16-8
Область применения Напряже- ние пи- тающей сети, кВ Выходное напряже- ние уста- новки, В Номиналь- ный ток установки, А Рекомендуемый тип преобразовательной установки
Электрифициро- ванный промыш- ленный транспорт 6; Ю; 35 275—1650 500—2000 УВКП-1М, АТП-500/275М, ВУР-400-1000М
Зарядка аккуму- ляторных батарей 0,22; 0,38; 0,66 6—380 6—200 ЗУК-75/120, ЗУК-155/230М, ВАЗ-6/12У4, ВАЗ-70-150, ВАЗП-380 (260-40)80, УЗЛ-150-80, УЗЛ-80-110, УЗЛ-250-100, ЗПУ-1А, ЗПУ-2УТЗ
2) установки для гальваники и электрохимической обработки металлов;
3) индивидуальный электропривод машин и механизмов;
4) цеховые сети постоянного тока;
5) электрифицированный промышленный транспорт;
6) установки для зарядки аккумуляторных батарей.
Рекомендуемые типы полупроводниковых преобразовательных установок
для питания промышленных потребителей приведены в табл. 16-8.
1. Из всех перечисленных видов приемников постоянного тока наиболее
энергоемкими являются электролизные установки, применяемые в цветной метал-
лургии и химической промышленности.
Полупроводниковые выпрямители применяются в цветной металлургии для
питания установок электролиза алюминия, магния, никеля, меди, цинка и других
металлов.
В химической промышленности основным потребителем постоянного тока
является электролиз аммиака и воды.
Внедрение в эти области промышленности полупроводниковых выпрямитель-
ных устройств дает значительную экономию электроэнергии.
Технико-экономические данные полупроводниковых выпрямительных уст-
ройств для электролизных установок цветной металлургии и химической про-
мышленности приведены в табл. 16-9.
2. В машиностроении и приборостроении значительное место занимают галь-
ваническое покрытие и электрохимическая обработка металлов. Особенностью
гальванических процессов является применение низкого напряжения (до 48 В)
и постоянного тока до нескольких десятков тысяч ампер при автоматическом под-
держивании заданной плотности тока.
Для улучшения процессов производства применяется автоматическое ревер-
сирование тока.
В полупроводниковых установках применено тиристорное регулирование
выпрямленного напряжения с установкой тиристоров на низкой стороне преобра-
зовательного трансформатора, что обеспечивает бесконтактное реверсирование
тока.
134
Силовые преобразовательные установки
[Разд. 16
Таблица 19-6
Технико-экономические данные полупроводниковых выпрямительных
агрегатов для электролизных установок цветной металлургии
п химической промышленности
Тип выпрямитель- ного агрегата Поми- нальная мощ- ность, кВт Напряжение Номи- нальный выпрям- ленный ток, А К.П.Д., % Коэффи- циент мощно- сти Цена, руб.
питающей сети, кВ выпрям- ленного тока, В
ВАКВ2-12500/75 037,5 6; 10 75 12 500 94,5 0,92 10 800
ВЛ КВ2-12500/150 1875 6; 10 150 12 500 95,2 0,92 11 000
ВАКВ2-12500/300 3750 6; 10; 35 300 12 500 97,0 0,93 17 000
ВАКВ2-12500/450 5625 6; 10; 35 450 12 500 97,2 0,93 17 500
ВАКВ2-12500/600 7500 6; 10 600 12 500 97,7 0,95 18 000
ВАКВ2-12500/850 10 625 6; 10; 35 850 12 500 98,2 0,95 16 500
ВАКВ2-12500/75 1875 6; 10 75 25 000 94,7 0,92 18 100
ВАКВ2-25000/150 3750 6; 10 150 25 000 95,5 0,92 18 700
ВАКВ‘2-2500/300 7500 6; 10; 35 300 25 000 97,2 0,93 30 000
ВАКВ2-25000/450 11 250 6; 10; 35 450 25 000 97,5 0,83 30 500
ВАКВ2-25000/600 15 000 10; 35 600 25 000 98,0 0,95 34500
ВАКВ2-25000/850 21 250 10; 35 850 25 000 98,5 0,95 37 000
ВАКД-12500/300 3750 6; 10; 35 300 12 500 97,0 0,93 15 440
ВАКД-12500/450 5625 6; 10; 35 450 12 500 97,2 0,93 15 540
ВАКД-12500/600 7500 6; 10 600 12 500 97,7 0,95 16 000
ВАКД-12500/850 10 625 6; 10; 35 850 12 500 98,2 0,95 17 000
ВАКД-25000/300 7500 6; 10; 35 300 25 000 97,2 0,93 30 000
ВАКД-25000/450 И 250 6; 10; 35 450 25 000 97,5 0,93 30 500
ВАКД-25000/600 15 000 10; 35 600 25 000 98,0 0,95 31 000
ВАКД-25000/850 21 250 10; 35 850 25 000 98,5 0,95 31 500
ВАКЭЛ-1250/250-1 287,9 0,38 230 1250 93,5 0,86 2140
ВАКЭЛ-1000/250-2 250 0,38 250 1000 93,5 0,86 1350
ВАКЭЛ-1250/230-3 287 6; 10 230 Г.?50 93,5 0,86 —
ВАКЭЛ-1250/115-4 141 0,38 115 1250 93,5 0,86 —
Примечания: 1. Выпрямительные агрегаты серии ВАЦВ2 имеют водяное
охлаждение по замкнутому циклу.
2. Выпрямительные агрегаты серии ВАЦЭЛ имеют водяное охлаждение по разомк-
нутому циклу.
3. Выпрямительные агрегаты серии ВАКД имеют воздушное принудительное охла-
ждение по разомкнутому циклу.
Выпрямительные агрегаты, питающие ванны для гальваники и электрохи-
мической обработки металлов, работают в двух режимах: при увеличенном на-
пряжении и увеличенном токе.
Технико-экономические показатели данных выпрямиц'льпых агрегатов
приведены в табл. 16-10.
3. Тиристорный электропривод применяется во многих отраслях промышлен-
ности. Это прокатные станы металлургических заводов, подъемные краны общего
назначения, различные станки в машиностроении, легкой промышленности
и т. д.
Особенностью электропривода постоянного тока является пиковая нагрузка,
а в реверсивных схемах — еще и знакопеременная нагрузка. Все это налагает вы-
сокие требования к преобразовательным установкам, питающим электрические
двигатели постоянного тока.
Т а б л и ц а 16-10
Технико-экономические данные полупроводниковых выпрямительных агрегатов для гальваники
и электрохимической обработки металлов
Тип выпрямитель- ного агрегата Номи- нальная мощ- ность, кВт Выпрямлен- ное напря- жение, В Выпрям- ленный ток, А 1К.П.Д., % Коэф- фициент мощно- сти Вид охлаждения Габариты, мм Масса, кг Цена, руб-
мини- । мяль- ное номи- наль- ное мини- маль- ный номи- наль- ный
ВАКЕ-18/9-320-4 5,76 2,88 12 3 18 9 75 320 70 67 0,64 0,67 Воздушное при- нудительное 169x870x495 300 800
ВАКГ-12/6-630-4 7,56 3,78 9 3 12 6 150 630 70 63 0,73 0,68 То же 169x87x495 350 800
ВАКЕ-12/6-1600-4 19,2 9,6 9 3 12 6 400 1600 72 65 0,7 0,68 Общее — воздуш- ное, вентилей — водяное 177x916x752 650 1380
ВАКГ-12/6-3200-4 38,4 19,2 9 3 12 6 750 3200 75 70 0,7 0,68 То же 177x916x890 850 1800
ВАК-100-12-4 1,2 0,6 6 з 12 6 10 100 78 72 0,82 0,81 Естественное 1000 x 850 x 570 180 940
ВАК-ЮО-24-4 2,4 1,2 12 3 24 12 10 100 84 80 0,82 0,81 > 1565x765x515 250 1650
ВАК-630-24-4 15,1 7,5 12 3 24 12 63 630 88 85 0,9 Общее — воздуш- ное, вентилей — водяное 1790x108x600 550 2330
ВАК-1600-24-4 38,4 12 24 1600 87 82 — То же 1700x176x800 1155 2700
ВАК-3200-24-2 76,8 12 24 — 3200 89 84 — То же 1900x2315x900 2340 3720
§ 16-9] Применение полупроводниковых преобразоват. в пром-сти
Продолжение табл. 16-10
Тип выпрямитель- ного агрегата Номи- нальная мощ- ность, кВт Выпрямлен- ное напря- жение, В Выпрям- ленный ток, А К.П.Д., % Коэф- фициент мощно- сти Вид охлаждения Габариты, мм Масса, кг Цена, руб-
мини- маль- ное номи- наль- ное мини- маль- ный номи- наль- ный
ВАК-12500-12-4 150 3 12 1250 12 500 84 0,89 Трансформатора— 2375х2945х 5650 9557
совтоловое, Х2400
ВАК-12500-24-4 300 6 24 1250 12 500 88 0,87 вентилей — водя- 3300х2650X 9700 10 000
ное хзооо
ВАКР-Ю0-12-4 1,2 6 12 10 100 78 0,82 Естественное 1000 x 850 x 570 190 1280
ВАКР-320-18-4 5,76 9 18 32 320 79 0,82 Воздушное 1600x870x530 230 825
2,88 2 9 72 0,81 принудительное
ВАКР-630-12-4 7,56 3 12 63 630 82 0,83 1600x870x530 260 975
3,78 2 6 73 0,83
ВАКР-1600-12-4 19.2 3 12 160 1600 82 0,91 Общее — естест- 1980Х1275Х 1100 4500
9,6 2 6 70 0,86 венное, венти- Х840
лен — водяное
ВАКР-3200-12-4 38.4 3 12 320 3200 83 0,91 То же 1980х1275х 1300 5800
19,2 2 6 71 0,86 Х840
ВАКР-6300-12-4 75,6 3 12 630 6300 84 0,89 Трансформатора— 1980х2510х 4100 10 398
37,8 2 6 70 1 совтоловое, венти- Х2460
лей — водяное
ВАС-600/300 9.0 15 30 300 600 75 0,8 Воздушное при- 1000x530x612 170 290
7.2 12 24 300 600 72 0,8 нуднтельное
8,1 — 27 — 300 82 0,93
Примечания! 1. Напряжение питающей среды выпрямителей ВАКР-6300-12-4, ВАК-12500-12-4, ВАК-12500-24-4 6 кВ, осталь-
ных выпрямительных агрегатов — 0,38 кВ.
2. Расход охлаждающего воздуха выпрямителей ВАКГ-18/9-320-4, ВАКГ-12/6-630-4, В АКР-320-18-4, ВАКР-630-12-4 2000 м3/ч;
расход охлаждающей воды ВАКГ-12/6-1600-4, ВАКГ-12/6-3200-4, ВАК-630-24-4, ВАК-1600-24-4 8 л/мин, ВАК-3200-24-4, ВАКР-3200-12-4,
ВАКР-6300-12-4 16 л/мин, В А К-12500-12-4, ВАК-12500-24-4 5 м’/ч.
Силовые преобразовательные установки [Разд. 16
Таблица 16-11
Технико-экономические данные тиристорных преобразовательных агрегатов для питания индивидуального
электропривода постоянного тока
Тип преобразователь- ного агрегата, преобразователя Номи- нальная мощность, кВт Напряжение Номи- нальный выпрям- ленный ток, А К-п.д., % Коэффи- циент мощности Габариты, мм Масса, кг Цена, руб.
питающей сети, кВ выпрям- ленного тока, В
Нереверсивные преобразовательные агрегаты
АТВ-320/230-1 73,6 0,38 230 320 89 0,83 1950x1120x2480 I960
АТВ-500/230-1 115 0,38 230 500 90 0,83 1950x1120x2480 2550
АТВ-800/230-1 184 6; 10 230 800 90 0,85 3230x1190x2500 3380
АТС-200/230-2 46 0,2 230 200 88 0,84 1000x1100x2500 760 3700
АТ В-320/230-2 73,6 9,2 230 320 89 0,84 1000x1100x2500 920 3700
АТВ-500/230-2 115 0,2 230 500 90 0,84 1000x1100x2500 920 4000
АТВ-500/460-1 230 6; 10 460 500 95 0,83 3230x1100 x 2500 3310
АТВ-800/460-1 368 6; 10 460 800 95 0,83 3230x1260x2500 4990
АТВ-200/460-2 92 0,38 460 200 92 0,83 1000x1100 x 2500 760 4000
АТВ-320/460-2 147,2 0,38 460 320 95 . 0,83 1000x1100x2500 920 4800
АТВ-500/460-2 320 0,38 460 500 95 0,83 1000x1100x2500 920 4100
АТ-320/230-1 73,6 0,38 230 320 89 0,82 2650x1120x2480 2260 6300
АТ-500/230-1 115 0,38 230 500 90 0,82 2650x1120x2480 2550 7000
АТ-800/230-1 184 6; 10 230 800 91 0,85 3930x1120x2480 4300 8600
АТ-1000/230-1 230 6; 10 230 1000 92 0,85 3930x1120x2480 4300 7000
АТ-200/230-2 46 0,2 230 200 88 0,85 1700x1120x2480 1320 2400
АТ-320/230-2 73,6 0,2 230 320 90 0,85 1700x1120x2480 1420 6000
АТ-500/230-2 115 0,2 230 500 90 0,85 1700x1120x2480 1490
АТ-800/230-2 184 0,2 230 800 — 1700x1120x2480 1490
АТ-800/230-2 184 0,2 230 800 — —
АТ-1000/230-2 230 0,2 230 1000
АТ-500/460-1 230 6; 10 460 500 94 0,85 3930x1120x2480 4420 7000
АТ-800/460-1 368 6; 10 460 800 94 0,85 3980x1320x2480 6130 8600
§ 16-9] Применение полупроводниковых преобразовал, в пром-сти
Продолжение табл. 16-11
Тип преобразователь- ного агрегата, преобразователя Номи- нальная мощность, кВт Напряжение Номй- нальный выпрям- ленный ток, А К.п.д., 0/ /О Коэффи- циент мощности Габариты, мм Масса, кг Цена, руб.
питающей сети, кВ выпрям- ленного тока, В
АТ-1000/460-1 460 6; 10 460 1000 94 0,85 3980x1320x2480 6130 8700
АТ-1600/460-1 736 6; 10 460 1600 95 0,85 6525х 1740x 2500 8030 10 500
АТ-2500/460-1 1150 6; 10 460 2500 -— — — 1400
АТ-100/460-2 46 0,38 460 100 91 0,85 1000 x 900 x 2500 460 2900
АТ-200/460-2 92 0,38 460 200 92 0,85 1700x1120x2480 1680 6000
АТ-320/460-2 147,2 0,38 460 320 93 0,85 1700x1120x2480 1680 6000
АТ-500/400-2 230 0,38 460 500 95 0,85 - 6500
АТ-800/460-2 368 0,38 460 800 10 200
АТ-1000/460-2 460 0,38 460 1000 —
АТЕЗ-50/230Р-У4 11,5 0,19; 0,22 230 50 95 — 700x655x955 250 996
АТЕЗ-50/230Р-2У4 11,5 0,19; 0,22 230 50 95 800x800x1900 350 1132
АТЕЗ-50/460Р-У4 23 0,38 460 50 95 700 x 655 x 955 250 1049
АТЕЗ-50/460Р-2У4 23 0,38 460 50 95 800x800x1900 350 1185
АТЕЗ-100/230Р-У4 23 0,19; 0,22 230 100 95 — 700x655x955 250 1232
АТЕЗ-100/230Р-ЗУ4 23 0,19; 0,22 230 100 9э — 800x800x1900 350 1372
АТЕЗ-100/460Р-У4 46 0,38 460 100 95 — 700x655x955 250 1297
АТЕЗ-100/460Р-2У4 46 0,38 460 100 95 800х800х 1900 350 1433
АТЕЗ-200/230Р-У4 46 0,19; 0,22 230 200 95 — 700х655х 1340 350 1647
АТЕЗ-200/230Р-2У4 46 0,19; 0,22 230 200 95 — 800x800x1900 400 1783
АТЕЗ-200/460Р-У4 92 0,38 460 200 ,95 —. 700х655х 1340 350 1770
АТЕЗ-200/460Р-2У4 92 0,38 460 200 95 — 800x800x1900 900 1906
АТК-Ю0/230М-1У2 23 0,38 230 100 85 0,81 . 800 x 750x1700 900 3400
АТК-100/460М-2У2 46 0,38 460 100 87 0,83 800x750x1700 900 2900
АТК-Ю0/230М-1У2 36,8 0,38 230 160 86 0,83 800x750x1700 900 4400
АТК-160/460М-2У2 73,6 0,38 460 160 87 0,84 800x750x1700 900 3900
АТК-250/230М-1У2 57,5 0,38 230 250 91 0,84 800x750x1700 900 3900
АТК-250/460М-2У2 115 0,38 460 250 94 0,85 800 x 750x1700 900 3900
Силовые преобразовательные установки [Разд. 16
Продолжение табл. 16-11
Тип преобразователь- ного агрегата, преобразователя Номи- нальная мощность, кВт Напр питаю- щей сети, кВ яженне выпрям- ленного тока, В Номи- нальный выпрям- ленный ток, А .К-п.д., % Коэффи- циент мощности Габариты, мм Масса, кг Цена, руб.
Реверсивные преобразовательные агрегаты
АТРВ-320/230-2С 73,6 0,2 230 320 93 0,83 1700x1120x2480 1330 6200
АТРВ-320/460-2С 147,2 0,38 460 320 92 0,82 1700x1120x2480 1390 6800
АТР-320/230-1Р 736 0,38 230 320 87 0,82 2650x1120x2480 2350 8000
АТР-500/230-1Р 115 0.38 230 500 87 0,82 2650x1120 x 2480 2640 8000
АТР-800/230-1Р 184 6; 10 230 800 88 0,85 4230x1120x2480 4470 10 000
АТР-1000/230- 1Р 230 6; 10 230 1000 88 0,85 4230x1120x2480 4470
АТР-200/230-2Р 46 0.2 230 200 87 0,85 1700x1120x2480 1370 6300
АТР-320/230-2Р 736 0,2 230 320 87 0,85 1700x1120x2480 1550 6600
АТР-500/230-2Р 115 0,2 230 500 87 0,85 1700x1120x2480 1550 6600
АТР-1000/230-2Р 184 02 230 800
АТР-1 ООО/230-2С 230 0,2 230 1000 —
АТР-500/460-1Р 230 6; 10 460 500 92 0,85 3830x1120x2480 4520 7800
АТР-800/460-1Р 368 6; 10 460 800 92 0,85 4280x1320x2480 6920 10 000
АТР-1000/460-1Р 460 6; 10 460 1000 93 0,85 4280x1320x2480 6920 10 600
АТР-1600/460-1Р 736 6; 10 460 1600 94 0,85 7225x1720x2500 8870 16 500
АТР-200/460-2Р 92 0.38 460 200 90 0,85 1700x1120x2480 1390 7000
АТР-320/460-2Р 147,2 0,38 460 320 92 0,85 1700x1120x2480 1700 8000
АТР-500/460-2Р 230 0,38 460 500 93 0,85 1700x1120x2480 2000 8500
АТР-800/460-2Р 368 0,38 460 800 —
АТР-200/230-1С 46 0,38 230 200 87 0,80 2400x1120x2480 2280
АТР-320/239-1С 73,6 0,38 230 320 87 0,80 2950x1120x2480 2810
АТР-500/230-1С 115 0.38 230 500 87 0,80 2950x1120x2480 3270 10 390
АТР-800/230-1С 184 6; 10 230 .800 88 0,83 4930x1120x2480 5690 10 390
АТР-1000/230-1С 230 6; 10 230 1000 88 0,83 4930x1120x2480 5690 10 900
АТР-320/320-2С 73,6 0,2 230 320 87 0,83 2000x1120x2480 1900 8500
АТР-500/230-2С 115 0,2 230 500 87 0,83 2000x1120x2480 2190 8700
АТР-500/460-lC 230 6; 10 460 500 92 0,82 4230x1120x2480 4720 7320
§ 16-9] Применение полупроводниковых преобразовав в пром-<сти
Продолжение табл. 16-11
Тип преобразователь- ного агрегата, преобразователя Номи- нальная мощность, кВт Напряжение Номи- нальный выпрям- ленный ток, А К-п.д., % Коэффи- циент мощности Габариты, мм Масса, кг Цена, руб
питаю- щей сети, кВ выпрям- ленного тока, В
АТР-800/460-1С 368 6; 10 560 800 92 0,85 4980x1120x2480 7330 10 740
АТР-1000/460-1С 460 6; 10 460 1000 93 0,85 4980x1120x2480 7330 10 740
АТР-1600/460-1С 736 6; 10 460 1600 — — — — —
АТР-500/460-2С 230 0,38 460 500 92 0,83 1700x1120x2480 1940 8540
АТР-32О/460-2С 1472 0,38 460 320 92 0,83 2000x1120x2480 1950 8190
АТЕРЗ-50/230Р-У4 11,5 0,19; 0,22 230 50 95 — 700 х6э5х 1300 300 1304
АТЕРЗ-50/230Р-2У4 11,5 0,19; 0,22 230 50 9о. — 800 x 800 x 900 400 1440
АТЕРЗ-50/460Р-У4 23 0,38 4&0 50 95 — 700x655x1300 300 1411
АТЕРЗ-50/460Р-2У4 23 0,38 460 50 95 — 800 x 800x1900 400 1547
АТЕРЗ-100/23ОР-У4 23 0,19; 0,22 230 100 95 — 700 х65ох 1300 300 1647
АТЕРЗ-Ю0/230Р-2У4 23 0,19; 0,22 230 100 95 — 800x800x1900 400 1750
АТЕРЗ-100/460Р-У4 16 0,38 460 100 95 — 700x655x1300 300 1733
АТЕРЗ-100/460Р-2У4 46 0,38 460 100 9о — 800 x 800x1900 400 1874
АТЕРЗ-200/230Р-У4 46 0,19; 0,22 230 200 95 — 700x660x2135 400 2284
АТЕРЗ-200/230Р-2У4 46 0,19; 0,22 230 200 95 —— 800x800x2200 500 2420
АТЕРЗ-200/460Р-У4 92 0,38 460 200 95 — 700x660x2135 400 2531
АТЕРЗ-200/460Р-2У4 92 0,38 460 200 95 — 800x800x2200 500 2667
АТЕРЗ-100'230-1 У2 23 0,38 230 100 85 0,81 800x750x1700 900 3900
АТРК-Ю0/460-2У2 46 0,38 460 100 87 0,83 800x750x1700 900 3100
АТРК-160/230-1У2 36,8 0,38 230 160 , 86 0,83 800x750x1700 900 —
АТРК-160/460-2У2 73,6 0,38 460 160 87 0,84 800x750x1700 900 4100
АИРК-250/230-1У2 57,5 0,38 230 250 91 0,84 800x750x1700 900 5100
АТРК-250/460-2У2 115 0,38 460 250 94 0,86 800x750x1700 900 4100
АТРК-500/230-1У2 115 0,38 230 500 94 0,85 2000x750x1700 — 10 500
АТРК-500/460-2У2 230 0,38 460 500 95 0,87 2000x750x1700 — 800
Примечания: 1. Нереверсивные преобразовательные агрегаты имеют диапазоны регулирования 0—100 %, реверсивные—
100-0—100 %.
2. Преобразовательные агрегаты серий АТ(В) и АТ(Р)В имеют воздушное принудительное охлаждение.
Силовые преобразовательные установки [Разд. 16
Таблица 16-12
Технико-экономические данные тиристорных преобразователей частоты
Тип изделия Номиналь- ная потребляе- мая мощ- ность, кВ-А Выходная ча- стота, Гц Выходное напряже- ние, В Габариты, мм Масса, кр Цена, руб.
ТПЧ-15 15 5—60 20—230 700x 990x1970 560 2580
ТПЧ-40 40 6—60 20—30 700 x 920 x 2060 820 3785
ТПЧ-63 63 5—60 20—230, 38—380 600x1000x2120 945 5400
ТПЧ-100 100 5—60 38—380 700x1000x2120 1000 7000
ТПЧ-125/220 — 15—60 220 —
ТПЧ-160/220 — 15—60 220 — — —-
ТПЧ-160/380 100 5—80 380 1250x1000x2530 1450 —
ТПЧ-630-1/0.5У4 630* 500, 1000 800 6210x900x2745 3900 20 360
ТПЧ-500-2.4У4 500* 2400 600 1100х800х 2200+П00х х 800 х 2200J-800 х 800 х 2200 500+1000-1-500
ТПЧ-800-1/0.5У4 800* 500, 1000 800 1010х500х2217+1600х X 900Х 2742-1000 х 900х 2680 400+1000+ +1000+2000 27 000
ПЧС-4,0-150/200/400-36А 4 150, 200, 400 36 940x610x888 230 980
ПЧС-4,0-150/200/400-36П 4 150, 200, 400 36 650 x 568 x 987 230 950
ПЧС-4,0-150/200/400-230А 4 150, 200, 400 230 940 x 615 x 888 230 980
ПЧС-10- 150/200/400-230П 4 150, 200, 400 230 650 x 568 x 987 230 950
ПЧС-10-150/200/400-36А 10 150, 200, 400 36 1110X698X1018 350 1350
ПЧС-10-150/300/400-36П 10 150, 200, 400 36 760 x 678x1196 350 1250
ПЧС-10-150/200/400-230А 10 150, 200, 400 230 1110x698x1018 350 1350
ПЧС-10-150/200/400-230П 10 150, 200, 400 230 760 x 678x1196 350 1250
ПЧС-25-150/200/400-230-У2 25 150, 200, 400 230 — — 3260
Номинальная выходная мощность, кВт.
Примечания: 1. Напряжение читающей сети тиристорных преобразователей частоты 0,38 кВ.
2. Преобразователи частоты типов ПЧС и ТПЧ-15 имеют естественное охлаждение, ТПЧ-500-2,4У4, ТПЧ-800-1/0.5У4 — водяное
принудительное, остальные — воздушное принудительное.
3. Преобразователи частоты типа ПЧС выпускаются для работы в помещениях (исполнение П) и на открытом воздухе (испол-
нение А).
§ 16-9] Применение полупроводниковых преобразовав в пром-сти
142
Силовые преобразовательные установки
[Разд. 16
Т а б л и ц а Технико-экономические данные тиристорных пускателей и регуляторов напряжения 16-13
Тип изделия Напряжение питающей сети Номи- нальный ток, А Габариты, мм Масса, кг Цена, руб-
ПТ-16-380-У5 0,38 • 16 239x190x388 18 200
ПТ-16-380Р-УЗ 0,38 16 348x190x388 24 280
ПТ-40-380-У5 0,38 40 314x190x388 ' 25 210
ПТ-40-380Р-У6 0,38 40 374x190x388 37 300
ПРБУ-380-50 0,38 50 800 x 800 x 2400 500 2960
НРБ У-380-100 0,38 100 800x800x2400 550 3450
АТДЕ2-50/380Р-2У4 0,38 50 800x800x2200 500 2400
АТДЕ2-100/380Р-2У4 0,38 100 800x800x2200 550 2700
PHI I -330-250 0,38 250 670 x 425 x 930 95 550
РНТТ-330-600 0,38 600 670 x 425 x 930 95 800
ПАВК-400-0630-У4 0,38 630** 1550x800x2800 950 6085
ПАВК-400/2-0630-У4 0,38* 630** 3050x800x2800 1620 11186
ПАВ К -400-1250-У4 0,38 1250** 3050x800x2800 1550 9916
ПАВК-400/2-1250-У4 0,38x2* 1250** 5300x800x2800 2900 18351
ТСУР-Р-1011 УЗ 0,22/0,38 4 700x000x1400 270 1800
ТСУР-Р-1012УЗ 0,22/0,38 10 700x600x1400 270 1800
lei Р-Р-10ГЗУЗ 0,22/0,38 16 700x000x1400 270 1900
ТСУР-Р-Ю14УЗ 0,22/0,38 25 700x600x1400 270 1900
ТсУ Р-Р-1015УЗ 0,22/0,38 40 700 x 600x1^00 320 2000
ТОР-Р-1016УЗ 0,22/0,38 63 700x600x1400 320 2000
ТСУР-Р-1017УЗ 0,22/0,38 100 700x600x1800 380 2100
ТСУР-Р-2С01УЗ 0,22/0,38 4 700 x 600x1400 270 1800
ТСУР-Р-2002УЗ 0,22/0,38 10 700x600x1400 270 1800
ТСУ Р-Р-2003У 3 0,22/0,38 16 700x600x1400 270 1900
ТСУР-Р-2С04УЗ 0,22/0,38 25 700x600x1400 270 1900
ТСУР-Р-2С05УЗ 0,22/0,38 40 700x600x1400 320 2000
ТСУР-Р-2006УЗ 0,22/0,38 63 700x600x1400 320 2100
ТСУР-Р-2007УЗ 0,22/0,38 100 700x600x1800 380 2200
ТСУР-Р-2101УЗ 0,22/0,38 4 700x600x1400 270 1800
ТСУР-Р-2102УЗ 0,22/0,38 10 700x600x1400 270 1900
ТСУР-Р-21ОЗУЗ 0,22/0,38 16 700x600x1400 270 2000
ТСУР-Р-2104УЗ 0,22/0,38 25 700 x 600x1400 270 2000
ТСУ Р-Р-4105УЗ 0,22/0,38 40 700x600x1400 320 2100
ТСУР-Р-21С6УЗ 0,22/0,38 63 700x600x1400 320 2200
ТСУР-Р-2107УЗ 0,22/0,38 100 700x600x1800 380 2300
ТСУР-Р-2121УЗ 0,22/0,38 4 700x600x1400 270 1800
1 СУ Р-Р-2122 УЗ 0,22/0,38 10 700x600x1400 270 1900
ТСУР-Р-2123УЗ 0,22/0,38 16 700x600x1 100 270 2000
ТСУР-Р-2124УЗ 0,22/0,38 25 700 X 600 х 1400 270 2100
ТСУР-Р-2125УЗ 0,22/0,38 40 700 х 600 v 1400 320 2200
ТСУР-Р-2126УЗ 0,22/0,38 63 700X600V 1400 320 2300
ТСУР-Р-2127УЗ 0,22/0,38 100 700x600)' 1800 380 2400
* Преобразователи получают питание от двух кои стороне трансформаторов гальванически не связанных на низ-
Номинальный ток фазы роторно! цепи.
типоГпр'ну6 АТПГ %ЛрТ"ристорнь1е пускатели типа ПТ п тиристорные регуляторы типов нрьу, АТДЕ, ТСУР имеют естественное охлаждение. н 1 о т« РегУлят°РЬ1ТНГГа ПАВК имеют принудительное воздушное охлаждение. ние, Ссхо'д'воды1—енеемеиеЯеТ3Рл/м™ьа РНТТ ИМеЮТ принудительнойводяное oz/ажде-
§ 16-9] Трансформаторы для преобразовательных установок 143
Таблица 16-14
Технико-экономические данные полупроводниковых выпрямительных установок
для питания цеховых сетей постоянного тока
Тип выпрямительной установки Номиналь- ная мощ- ность, кВт Выпрямлен- ное напря- жение, В Номиналь- ный выпрям- ленный ток, А К- П. д., % Габариты, мм Масса, кг Цена, руб.
МВЦС-230-2000 * 460 230 2000 98,0 850 X 750x2240 500 2280
КВПП-2000 460 230 2000 95,0 1100x1100 x 2400 745 2470
ЕАК-3000/230Н 690 230 3000 96,0 1400х 830x2400 750 4900
К ВПП-4000 920 230 4000 96,0 1900x1100x2400 1135 4950
* Поставляется взамен ртутных выпрямителей.
Примечав и я: 1. Напряжение питающей сети G и 10 кВ.
2. Охлаждение выпрямительных установок — воздушное принудительное.
Таблица 16-15
Технико-экономические данные полупроводниковых выпрямительных агрегатов
для питания электрифицированного промышленного транспорта
Тип выпрямительного агрегата Номиналь- ная мощ- ность, кВт Выпрямлен- ное напряже- ние, В Номиналь- ный выпрям- ленный ток, А К- П. д., % Коэффициент мощности Габариты, мм Масса, кг Цена, руб.
УВКП-1М 3300 1650 2000 98,0 0,92 3650x900x2500* 2360 * 5900
АТП-500/275М 137,5 275 500 96,0 0,94 1100x740x1950 402 1740
ВУР-400-1000М 340 280—340 1000 98,5 — 920x720x1970 300 1475
* Размеры п масса указаны только для выпрямительного шкафа.
Примечания: 1. Напряжение питающей сети агрегата УВКП-1 35 кВ,
АТП-500/25М, ВУР-400-1000 6 кВ.
2. Охлаждение выпрямительных агрегатов — воздушное принудительное.
Технико-экономические данные преобразовательных установок для питания
индивидуального электропривода постоянного тока указаны в табл. 16-11.
Для питания асинхронного электропривода все шире внедряются тиристор-
ные преобразовательные установки. Это прежде всего наиболее экономичный
тиристорный асинхронный электропривод с частотным управлением (табл. 16-12)
станков, прядильных машин, электроинструмента и т. д. Преобразователи ча-
стоты применяют также для питания электротермических устройств.
Тиристорный асинхронный электропривод с фазовым управлением
(табл. 16-13) находит широкое применение для машин и механизмов с большим
числом включения, во взрывоопасных и агрессивных средах и в условиях тряски
и вибраций.
4. Для питания постоянным током различных вспомогательных приводов,
144
Силовые преобразовательные установки
[Разд. 16
системы управления и сигнализации на промышленных предприятиях не тре-
буется изменение напряжения сети постоянного тока.
Сеть постоянного тока напряжением 220 В питается от полупроводниковых
выпрямительных устройств, технико-экономические данные которых приведены
в табл. 16-14.
5. Электрифицированный промышленный транспорт применяется как для
внутрицеховых, так и для открытых и подземных горных разработок. Это руднич-
ные электровозы, троллейвозы, питающиеся от сети постоянного тока напряже-
нием до 1650 В.
Особенностью сети питания электрифицированного транспорта является на-
личие пиковых изменений нагрузок. Поэтому полупроводниковые преобразо-
вательные установки, питающие контактную сеть, рассчитаны на значительные
кратковременные перегрузки (табл. 16-15).
6. Полупроводниковые зарядные устройства широко применяются для
зарядки различных щелочных и кислотных аккумуляторных батарей шахтных
электровозов, электропогрузчиков, автомобилей и т. д.
Номинальные параметры (зарядный ток и напряжение) определяются типом
аккумуляторной батареи и числом заряжаемых элементов.
Зарядные устройства работают при стабилизации зарядного тока на несколь-
ких ступенях напряжения питания в зависимости от типа аккумуляторной ба-
тареи.
Для зарядки аккумуляторных батарей применяются полупроводниковые
диодные и тиристорные выпрямительные устройства, технико-экономические дан-
ные которых приведены в табл. 16-16.
Т а б л и ц а 16-16
Технико-экономические данные полупроводниковых выпрямительных
агрегатов для зарядки аккумуляторных батарей
Тип выпрямительного агрегата Номинальная мощность, кВт Выпрямлен- ное напря- жение» В Номиналь- ный выпрям- 1 ленный ток, А К. п. д„ % Коэффициент мощности Габариты, мм । Масса, кр Цена, руб.
ВАЗ-6/12-6-У4 0.15 6-12 0,1-6 70 175x319x185 8 24,9
ВАЗ-70-150 10,5 30—70 60-150 80,0 0,81 750 x 570x1885 320 600
ЗУК-75/120 9,0 120 75 86,0 0,82 620x650x1068 251 480
ЗУК-155/230М 40.0 230 155 88—93 0,82—0,88 730x754x1662 512 1115
ВАЗП-380 (260-40) 80 30,4 220—260 4-80 91,0 —- 850x600x1900 430 1110
260—380 4—40 — .
УЗА-150-80 12,0 32-50 63—150 81,0 0,81 617x590x1695 275 820
УЗА-80-110 8,8 70—96 32—80 86,0 0,75 616 x 590x1695 285 —
96-110 16—40 — — —
УЗА-250-100 26.0 50—100 125—250 85,0 0,82 750x620x1900 450
ЗПУ-1А 63,3 110-210 55 — —— 880x1020x1700 850 1850
ЗПУ-2УТЗ 63,3 110-210 20 -200 —• — — — 2900
Примечания: 1. Напряжение питающей сети агрегатов ЗУК-75/120 и
ЗУК-155/230М 0,6 и 0,38 кВ, остальных агрегатом 0.38 кВ.
2. Охлаждение ВАЗ-6/12-6-У4, ЗУК-75/120, ВЛЗП-380/260-10/80, УЗА-80-110, ЗПУ
естественное, остальных агрегатов — воздушное принудительное.
Список литературы
16-1. Каганов И. Л. Промышленная электроника.—М.: Высшая школа,
1968. — 556 с.
16-2. Семчинов А. М. Ртутно-преобразовательные и полупроводниковые
подстанции. — М.: Энергия, 1968. — 256 с.
§ 17-1]
Общие положения
145
16-3. Ситник Н. X. Силовая полупроводниковая техника. — М.: Энергия,
1968. — 320 с.
16-4. Справочник по электроснабжению промышленных предприятий. / Под
ред. А. А. Федорова и Г. В. Сербиновского. — М.: Энергия, 1973. — т. 1. 520 с.
16-5. Полупроводниковые выпрямители / Под ред. Ф. И. Ковалева и Г. П.
Мостоковой. 2-е изд.—М.: Энергия, 1978.— 474 с.
16-6. Вишневский А. Н., Рудеико В. С., Платонов А. П. Силовые ионные
и полупроводниковые приборы.—М.: Высшая школа, 1975. — 343 с.
16-7. Вентили серии В штыревые на токи 10—500 А. Каталог 05.04.34. —
75. — М.: Информэлектро. — 11 с.
16-8. Вентили высокочастотные серии ВЧ на токи 160—200 А. Каталог
05.04.39—75. —М.: Информэлектро. — 12 с.
16-9. Тиристоры серии Т штыревые на токи 25—200 А. Каталог 05.04.41—75.—
М.: Информэлектро. — 10 с.
16-10. Тиристоры высокочастотные серии ТЧ штыревые на токи 20—125 А.
Каталог 05.04.43—75.—М.: Информэлектро.—51 с.
16-11. Агрегаты выпрямительные серий В А КД и ВАКВ2. Каталог 05.03.125—
74. — М.: Информэлектро. — 19 с.
16-12. Асинхронный электропривод с тиристорными коммутаторами / Л. П.
Петров, В. А. Ладензон, М. П. Обуховский, Р. Г. Подзолосв — М.: Энергия,
1970. — 128 с.
16-13. Шубенко В. А., Браславский Н. Я. Тиристорный асинхронный элек-
тропривод с фазовым управлением.—М.: Энергия, 1972.— 200 с.
16-14. Фишлер Я. Л., Урманов Р. Н. Преобразовательные трансформа-
торы. — М.: Энергия, 1974. — 224 с.
16-15. Трансформаторы серии ТДНП мощностью 16 000—40 000 кВ • А
напряжением 10 кВ. Каталог 03.05.78 — 72. —М.: Информэлектро. —6 с.
16-16. Трансформаторы мощностью от 10 000 до 25 000 кВ • А для питания
полупроводниковых выпрямительных агрегатов. Каталог 03.05.62—73. — М.:
Информэлектро. — 11с.
16-17. Трансформаторы ТМНПВ-4/10П, ТМНПУ-8000/10П и ТДНПУ-12500/
10П для питания полупроводниковых преобразователен дуговых вакуумных
печей. Каталог 03.05.79—72. — М.: Информэлектро. — 5 с.
i
Раздел семнадцатый
ВЫБОР СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ
17-1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
Правильный, технически и экономически обоснованный выбор числа и мощ-
ности трансформаторов для главных понизительных и цеховых подстанций про-
мышленных предприятий имеет существенное значение для рационального по-
строения схемы электроснабжения этих предприятий.
При выборе числа и мощности силовых трансформаторов пользуются дан-
ными годовых приведенных затрат по выражению (2-5), которые получаются
из капиталовложений и годовых эксплуатационных расходов. Важными, иногда
решающими показателями при выборе числа и мощности трансформаторов явля-
ются также надежность питания, расход цветного металла и потребная транс-
форматорная мощность.
При выборе мощности основных трансформаторов в системе электроснаб-
жения (не считая вспомогательных) следует стремиться к применению не более
двух-трех стандартных мощностей. Это облегчает замену поврежденных транс-
форматоров и ведет к сокращению складского резерва их. Желательна при этом
146
Выбор силовых трансформаторов
[Разд. 17
установка трансформаторов одинаковой мощности. Однако такое решение не всегда
выполнимо.
Удешевление подстанций 35 кВ и выше типа ГПП или ГРП достигается
путем отказа от установки выключателей на стороне высшего напряжения. Все
тупиковые подстанции, за исключением особых случаев, можно проектировать
без установки выключателей на стороне высшего напряжения (по схеме блока
линия — трансформатор) с установкой короткозамыкателя на конце питающей
линии.
В целях упрощения и удешевления для цеховых трансформаторов следует
широко применять присоединение трансформаторов только через разъедини-
тели или присоединение по схемам разъединитель — предохранитель, выключа-
тель нагрузки — предохранитель.
Конструктивно цеховые трансформаторные подстанции следует выполнять
в виде подстанций, пристроенных к степам цехов. Основа помещения — каркас
из стального профиля, расположенный па фундаменте, покрытый сверху тон-
кой листовой сталью, с боков — стальная сетка. Такое решение является наи-
более дешевым, обеспечивает быстрый монтаж (5—10 дней) и позволяет пол-
ностью использовать перегрузочную способность трансформаторов в после-
аварийных режимах. Трансформаторы следует применять с изоляторами для
наружной установки. При агрессивных наружных средах следует отдавать пред-
почтение комплектным подстанциям внутренней установки.
Выбор числа трансформаторов связан с режимом работы станции или под-
станции. График нагрузки может быть таким, при котором по экономическим
соображениям необходимо установить не один, а два трансформатора. Такие
случаи, как правило, имеют место при плохом коэффициенте заполнения гра-
фика нагрузки (0,5 и ниже). В этом случае установка отключающих аппаратов
необходима для оперативных действий (производящихся дежурным персоналом
или происходящих автоматически) с силовыми трансформаторами при соблюде-
нии экономически целесообразного режима их работы.
17-2. ВЫБОР ЧИСЛА ТРАНСФОРМАТОРОВ
Главные понизительные и цеховые подстанции желательно выполнять с чис-
лом трансформаторов не более двух. Для потребителе"!’ трётьей ^частично вто-
рой категории можно рассматривать вариант установки одного трансформатора
с резервным питанием от соседней трансформаторной подстанции. В этом слу-
чае резервная подстанция является второй подстанцией и должна иметь запас
мощности.
При выборе числа трансформаторов следует, иметь в. виду, что сооружение
однотраисформаторных подстанций не всегда обеспечивает наименьшие затраты.
Если по условиям резервирования питания потребителей необходима установка
более чем одного трансформатора, то нужно стремиться к тому, чтобы число транс-
форматоров па подстанции не превышало двух.
Двухтрансформаторпые подстанции экономически более целесообразны,
'чем подстанции с одним или большим числом трансформаторов. При сооружении
двухтрапсформаторных подстанций всегда желательно выбирать наиболее про-
стую схему электрических соединений со стороны ri.ieniero папряжепияуХ-юеыд.
врнведетшшм. рис. 17--1,Лг-болес-преяночтительиа из-за простоты. Применение
простых схем с числом выключателей, меныним числа присоединений, особенно
выгодно, когда стоимость выключателя на стороне высшего напряжения соиз-
мерима со стоимостью установки трансформатора.
Все остальные решения (подстанции с тремя и большим числом трансформа-
торов) являются обычно более дорогими. Однако они могут быть необходимы,
когда приходится строить подстанция для питания потребителей, требующих
разных напряжений.
При проектировании подстанции необходимо учитывать требования резер-
вирования, исходя из следующих основных положений.
§ 17-3]
Выбор мощности трансформаторов
147
а)
Рис. 17-1.
трических
зительных
Потребители первой категории должны иметь питание от двух независимых
источников электроэнергии, при этом может быть обеспечено резервирование
питания и всех других потребителей. При питании потребителей первой кате-
гории от одной подстанции для обеспечения надежности питания необходимо
иметь минимум по одному трансформатору на каждой секции шин, при этом
мощность трансформаторов должна
быть выбрана так, чтобы при выходе
из строя одного из них второй (с уче-
том допустимой перегрузки) обеспечи-
вал питание всех потребителей первой
категории.
Одновременно следует отметить,
что на цеховых подстанциях с двумя
трансформаторами рабочие секции шин
низшего напряжения целесообразно
держать в работе раздельно. При та-
ком режиме ток к. з. уменьшается в
2 раза и облегчаются условия работы
аппаратов напряжением до 1000 В.
При
щих
мает
гос я
ного
тання для потребителей первой кате-
гории должен осуществляться автома-
тически.
Потребители второй категории
должны быть обеспечены резервом,
отключении одного из работаю-
трансформаторов второй припи-
на себя нагрузку отключивше-
в результате включения секцнон-
автомата. Ввод резервного пи-
Однолинейные схемы элек-
соедннений главных пони-
подстанций с двумя транс-
форматорами.
а — с выключателями на стороне высше-
го напряжения; б — без выключателей на
стороне высшего напряжения.
вводимым автоматически или в резуль-
тате действий дежурного персонала. При питании от одной подстанции следует
иметь два трансформатора или «складской» резервный трансформатор для не-
скольких подстанций, питающий потребителей второй категории, при условии,
что замена трансформатора может быть произведена в течение нескольких ча-
сов. На время замены трансформатора может вводиться ограничение питания
потребителей с учетом допустимой перегрузки оставшегося в работе трансфор-
матора.
Потребители третьей категории могут получать питание от однотрансфор-
маторной подстанции при наличии «складского» резервного трансформатора.
17-3. ВЫБОР МОЩНОСТИ ТРАНСФОРМАТОРОВ
В системах электроснабжения промышленных предприятий мощность сило-'
вых трансформаторов в нормальных условиях должна обеспечивать питание
всех приемников.
При выборе мощности трансформаторов следует добиваться как экономи-
чески целесообразного режима работы, так и соответствующего обеспечения яв
ного или неявного резервирования питания приемников при отключении одного
из трансформаторов, причем нагрузка трансформатора в нормальных условиях
не должна (по нагреву) вызывать сокращения естественного срока его службы.
Мощность трансформаторов должна обеспечивать потребную мощность в режиме
работы после отключения поврежденного трансформатора в зависимости от тре-
бований, предъявляемых потребителями данной категории.
В Советском Союзе, как правило, все промышленные предприятия из года
в год увеличивают свою производительность и расширяются за счет или строи-
тельства новых производственных площадей, или более рационального исполь-
11Я Выбор силовых трансформаторов [Разд. 17
зования существующих. Как в том, так и в другом случае потребная мощность
предприятия растет. Поэтому для учета увеличения потребляемой мощности
целесообразно предусматривать возможность увеличения мощности подстанций
за счет замены трансформаторов более мощными, т. е. предусматривать воз-
можность установки трансформаторов большей на одну ступень мощности.
Например, если устанавливают два трансформатора по 6300 кВ-А, то фунда-
менты и конструкции должны предусматривать возможность установки двух
трансформаторов по 10 000 кВ-А без существенных переделок подстанции.
Надежность электроснабжения предприятия (разд. 19) достигается за счет
установки па подстанции двух трансформаторов (второй в нормальном режиме
работы может быть как отключен, так и включен). При этом любой из остав-
шихся в работе, трансформаторов (при аварии с другим) обеспечивает полную
потребную мощность. I (окрытис потребной мощности может осуществляться
пс только за счет использования номинальной мощности трансформаторов, но
и за счет их перегрузочной способности (в целях уменьшения установленной
мощности трансформаторов).
Номинальной мощностью трансформаторов называют мощность, на кото-
рую он может быть нагружен непрерывно в течение всего срока службы (при-
мерно 20 лет) при номинальных температурных условиях охлаждающей среды.
Этими условиями согласно ГОСТ 14209-69 и 11677-75 являются следующие:
1) температура охлаждающей среды должна быть равна 20 °C;
2) превышение средней температуры масла над температурой охлаждающей
среды должно составлять: для систем охлаждения М и Д 44 °C, для систем ох-
лаждения ДЦ и Ц 36 °C;
3) превышение температуры наиболее нагретой точки обмотки над сред-
ней температурой обмотки должно быть равно 13 °C;
4) отношение потерь короткого замыкания к потерям холостого хода должно
быть равно пятикратному (принимается наибольшее значение для обеспечения
запаса по нагреву изоляции);
5) при изменении температуры изоляции на 6 °C от среднего ее значения
при номинальной нагрузке, равной 85 °C, срок службы изоляции изменяется
вдвое (сокращается при повышении температуры или увеличивается прн ее по-
нижении);
6) во время переходных процессов в течение суток наибольшая температура
верхних слоев масла пе должна превышать 95 °C и наиболее нагретой точки
металла обмотки 140 °C. Необходимо отметить, что это условие справедливо
только для эквивалентной температуры охлаждающей среды, равной 20 °C.
При резком снижении этой температуры необходимо следить за нагрузкой транс-
форматора по контрольно-измерительным приборам и во всех случаях не допу-
скать превышения нагрузки сверх 150 % номинальной (см. ГОСТ 14209-69).
При повышении температуры охлаждающей среды над эквивалентной тем-
пературой для имеющегося графика нагрузки определяют повышенный износ
изоляции в соответствии с кривой зависимости, приведенной на рис. 17-2, и
решают вопрос о допустимости этого износа. Если повышенный износ недопу-
стим, то нагрузка па трансформатор должна быть соответственно уменьшена
или выбран трансформатор большей мощности.
Пр и мер 17-1. Трансформатор с системой охлаждения М и постоянной
времени нагрева масла т — 3,5 ч работает при начальной нагрузке, равной 50 %
номинальной, и температуре окружающей среды Ор.с ~ 20 °C.
В послеаварийном режиме трансформатор должен нести нагрузку 140 %
его номинальной мощности 5,5 ч в течение суток. Эта нагрузка должна продол-
жаться пять дней подряд.
Следует выяснить, насколько сократится срок службы трансформатора
при работе в этих условиях. Находим, при какой температуре перегрузка на 40 %
в течение 5,5 ч возможна для данного трансформатора без повышенного износа
изоляции. При 7СН = 0,5 и 6о,с=0оС (ГОСТ 14209-69, чертеж 4, приложе-
ние I) перегрузка возможна в течение 5,7 ч, разность температур 20 °C — 0 °C =
§ 17-3]
Выбор мощности трансформаторов
149
Рис. 17-2. Кривая для определения
повышенного износа изоляции транс-
форматора по сравнению с нормаль-
ным износом в зависимости от повы-
шения температуры охлаждающей
среды.
Ф — относительный повышенный износ
изоляции; ДО о с — повышение темпера-
туры охлаждающей среды над температу-
рой, соответствующей нормальному износу
изоляции.
= 20 °C. В соответствии с рис. 17-2 относительный износ изоляции при темпера-
туре 90,с = 20 °C равен 10 вместо 1,0 при 0О,С = 0 °C. Отсюда следует, что за
5 сут изоляция будет изношена так, словно трансформатор работал в номиналь-
ных условиях 50 дней, или срок его службы сократится, если считать срок службы
20 лет’ на ~2'0
ГОСТ 14209-69 предусматривает проверку допустимости действительного
графика нагрузки для трансформатора, выбранного для обеспечения электро-
снабжения предприятия по методу, изложенному в этом ГОСТ (см. ГОСТ 14209-69,
п. 4).
Для цеховых трансформаторов мощностью до 1000 кВ-А, особенно старых
выпусков, можно применять упрощенный способ определения требуемой номи-
нальной мощности трансформатора.
Этим способом можно проверять мощ-
ность трансформаторов (типа ТМ) при
установке его на открытом воздухе в
том случае, если изменяющаяся тем-
пература охлаждающей среды 90,с не
превышает 35 °C, а среднегодовая тем-
пература равна 5 “С. При этих усло-
виях превышение температуры обмо-
ток не должно превосходить 70 °C.
Отсюда наибольшая допускаемая тем-
пература металла обмоток составляет
35 + 70 = 105 °C. Эта температура
имеет место только при 90,с = 35 °C и
при совпадении ее с максимумом на-
грузки трансформатора. Практически
максимум нагрузки приходится на
зимние месяцы (декабрь — январь), и
60,с в это время много ниже 35 °C.
Если не принимать во внимание
указанного выше обстоятельства, мож-
но считать, что в данных темпера-
турных условиях температура верх-
них слоев масла (принимая перепад
температур в изоляции равным 10 °C) не должна превышать 95 °C, которая до-
пустима только при 6о.с=35°С.
В зимнее время контроль за нагрузкой трансформатора ведут по измери-
тельным приборам и нагрузка трансформатора в естественных условиях охлаж-
дения не должна превышать 430 % его поминальной мощности, при форсировке
охлаждения—140%. Если трансформатор будет иметь температуру верх-
них слоев масла 95 °C при температуре окружающей среды, например, —50 °C,
то он не проработает и двух-трех дней, так как эти условия буду соответство-
вать нагреву металла обмоток приблизительно до 200 °C.
Отсюда следует, что температура верхних слоев масла — показатель кос-
венный. Поэтому при 90,с< 35 °C необходимо следить за нагрузкой трансфор-
матора по измерительным приборам.
В местностях, где среднегодовая температура отличается от 9сг = 5°С,
номинальная мощность трансформатора или снижается с повышением темпера-
туры 60,с и 6СГ, или повышается с понижением 90,с и 9СГ.
Номинальная мощность трансформатора определяется по выражению
е ________________________с (1 । 9СГ
°ПОМ--°НОМ> П I 1 Т jqq
где SH0M номинальная мощность трансформатора; SH0H,n — номинальная
паспортная мощность трансформатора для 6СГ = 5 °C и 90,с = 35 °C.
г .11
Выбор силовых трансформаторов
[Разд. 17
Когда 6 npM.0,с > 35 "С, номинальная мощность трансформатора допол-
нительно снижается на 1 % на каждый градус повышения температуры охлаж-
дающей среды в пределе/ S пред_0,с= 45 °C.
При дальнейшем повышении 6 прел.о.с
обязательно применение форсированного
воздушного или водяного охлаждения.
Выбор мощности трансформатора с
учетом перегрузки. Мощность трансфор-
матора целесообразно определять с уче-
том его перегрузочной способности. Ес-
ли не принимать во внимание перегру-
зочную способность трансформатора, то
можно без необходимости завысить его
установленную мощность. Перегрузочная
способность определяется в зависимости
от графика нагрузки потребителей пи-
тающихся от устанавливаемых трансфор-
Рис. 17-3. Кривая для определе-
ния допустимой аварийной пере-
грузки трансформаторов Кд.п в за-
висимости от продолжительности
этой перегрузки t„ (зависимость
дана для трансформаторов с систе-
мами охлаждения М, Д, ДЦ, Ц).
предсьс
маторов.
Допускаются перегрузки трансфор-
матора: аварийная и систематическая в
условиях эксплуатации.
Перегрузка аварийная. В соответст-
вии с ГОСТ 14209-69 для трансформато-
ров с системами охлаждения М, Д, ДЦ и
Ц можно допускать независимо от дли-
тельности предшествующей нагрузки,
температуры охлаждающей среды и места
установки кратковременную перегрузку в соответствии с кривой зависимости,
представленной на рис. 17-3. Для сухих трансформаторов допустимая кратковре-
менная перегрузка определяется по кри-
вой зависимости на рис. 17-4.
Когда нагрузка трансформаторов (для
систем охлаждения М, Д, ДЦ и Ц) до
аварийной neper рузки не превышала 0,93
ею паспортной мощности, его можно пере-
гружать в срок до 5 сут на 40 %. Однако
при этом продолжительность перегрузки
в каждые сутки не должна превышать 6 ч
(суммарная продолжительность перегруз-
ки подряд или с разрывами). В этом случае
следует применять все средства для форси-
Рис. 17-4. Кривая для определе.
ния допустимых аварийных пере-
грузок дД1П для сухих трансфор-
маторов в зависимости от длитель-
ности перегрузки in.
рования охлаждения.
Перегрузка систематическая. Как бы-
ло сказано выше, мощность трансформа-
торов целесообразно определять с уче-
том их перегрузочной способности. Си-
стематическая перегрузочная способность
трансформатора с масляным охлаждением
типов ТМ, ТМД, ТДГ и других старых выпусков зависит от особенностей графи-
ка нагрузок, который характеризуется коэффициентом заполнения графика
к —ЕЕ
''з, г— “5
13 м
Зная продолжительность максимальной нагрузки t„ м, по кривым на рис. 17-5
определяют допустимую перегрузку, которой можно подвергать трансформатор
§ 17-3]
Выбор мощности трансформаторов
151
ежедневно в часы максимума его нагрузки. Сухие трансформаторы можно пере-
гружать в соответствии с кривыми зависимостей, приведенными на рис. 17-6.
Допустимую перегрузку трансформатора можно определить и по формуле,
кВ-А,
' -5ДОП = -5ном (1 ^з,г)0>3,
где 5Д0ГГ — допустимая дополнительная нагрузка трансформатора в часы мак-
симальной нагрузки сверх номинальной паспортной мощности за счет непол-
ного использования трансформато-
Рис. 17-5. Кривые кратностей допусти-
мых перегрузок Кд,п силовых транс-
форматоров с масляным охлаждением
в зависимости от коэффициента запол-
нения графика нагрузки н про-
должительности максимума
ра в течение остального времени
суток.
Кроме того, трансформатор
может быть перегружен зимой за
счет снижения его нагрузки в лет-
нее время, т. е. когда нагрузка
снижается вообще и естественный
срок службы трансформатора уве-
личивается за счсг снижения тем-
Рис. 17-6. Кривые кратности допусти-
мых перегрузок Кдп сухих силовых
трансформаторов в зависимости от ко-
эффициента заполнения графика К31Г
и продолжительности максимума /п,м.
пературы металла обмоток при летних нагрузках. В соответствии с этим допу-
скается перегрузка в зимнее время на 1 % на каждый процент недогрузки в лет-
нее время, но всего за этот счет не более чем на 15%. Обе перегрузки допу-
скается суммировать, но общая перегрузка не должна превышать 50%, т. е.
^догг, S 1’5 ^НОМ'
Более точно систематические перегрузки для трансформаторов с системами
охлаждения М, Д, ДЦ и Ц можно определять в соответствии с указаниями
ГОСТ 14209-69.
В приложении I к этому ГОСТ дано 36 графиков, которые приведены на
рис. 17-7. На этих графиках приведены зависимости коэффициентов допустимой
перегрузки трансформаторов Кд,п = Ка в функции:
1) коэффициента нагрузки Л'н = Ki, имевшего место до периода времени,
когда должна последовать перегрузка трансформатора;
2) продолжительности перегрузки ?п,п-
152
Выбор силовых трансформаторов
[Разд. 17
Рис. 17-7.
§ 17-3]
Выбор мощности трансформаторов
153
- и 1,и и U.U О U,3 ки
16 17 18 •
Рис. 17-7,
IM
Выбор силовых трансформаторов
[Разд. 17
Рис. 17-7.
§ 17-3]
Выбор мощности трансформаторов
155
32
33
Рис. 17-7. Кривые зависимости коэффициента допустимой перегрузки Кд,п = Ка
силовых трансформаторов (исполнения М, Д, ДЦ, Ц) от продолжительности
перегрузки /п>п и коэффициента нагрузки трансформатора Кц = KL от пред-
шествующей перегрузки. (Для удобства и возможности ссылки и проверки чер-
тежи пронумерованы, как в ГОСТ 14209-69.)
156
Выбор силовых трансформаторов
[Разд. 17
Графики построены для постоянных времени нагрева трансформаторов, рав-
ных 2,5 и 3,5 ч, и эквивалентной температуры охлаждающей среды от —10 до
+ 40 °C.
Указания к пользованию графиками приведены в табл. 17-1,
Таблица 17-1
Указания к пользованию графиками зависимости, приведенными на рис. 17-7
Система охлажде- ния Постоян- ная вре- мени на- грева трансфор- матора, ч Эквивалентная температура охла- ждающей среды, °C Мощность трансформа- тора, кВ • А
-10 ° 10 20 30 40
Номер графика по ГОСТ 14209-69
м 2,5 3,5 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1—1000 От 1000 до 32 000
Д 2,5 3,5 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 От 6 300 до 32 000 От 32000 до 63 000
дц, ц 2,5 3,5 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 От 100 000 до 125 000 Выше 125 000
Примечая и я: 1. Шкала мощностей трансформаторов указана только для опре-
деления ориентировочной постоянной времени нагрева. '
2. При промежуточных — не кратных 10 °C температурах и промежуточных значе-
ниях-длительности перегрузки коэффициент допустимой перегрузки и длительности ее
определяют методом интерполяции. При значениях /<2= /< > 1,5 кривые графиков нане-
сены пунктиром. Эти участки кривых могут быть использованы только при разрешении
завода-изготовителя.
Пример 17-2. Трансформатор с естественным масляным охлаждением ра-
ботает с коэффициентом нагрузки = 0,8; после этого он в течение 2 ч нагру-
жается па 135 "о, пли 1,35 SHnM.n. Определить, допустим ли такой режим работы?
Постоянная времени нагрева т = 2,5 ч, эквивалентная температура охлаж-
дающей среды 0о.с,9-- 20 °C. По графику на рнс. 17-7,7 (см. ГОСТ 14209-69,
приложение 1, чертеж 7) К2 ~ 1,35, следовательно, указанный режим работы
трансформатора допустим.
При пользовании чертежами 1—36 на рисунке 17-7, который взят из ГОСТ
14209-69, следует иметь в виду, что он содержит 36 чертежей и для них приме-
нена следующая система обозначений; например чертеж 13 обозначается рис.
17-7,13 и т. д.
Расчет параметров, требующих по ГОСТ 14209-69
для определения систематической допустимой перегрузки
трансформатора
Определение постоянной времени трансформатора. Постоянная времени
трансформатора т определяется из выражения, ч,
-______Св» -
ДРХ + ДРК ’
где С — теплоемкость трансформатора, Вт-ч/°С; ДРХ— потери холостого хода,
Вт; ДРК — потери короткого замыкания, Вт; 0М — превышение температуры
верхних слоев масла над температурой охлаждающей среды, °C,
§ П-3]
Выбор мощности трансформаторов
157
Теплоемкость трансформаторов с об-
мотками из меди определяется из выра-
жения бмд = 132 Go + 1-08 Gg,p+ 545GM+
+ 133GMar; для трансформаторов с об-
мотками из алюминия GajI = 288 Go +
+ 108 6б,р+ 545 GM+ 133 GMar, где GMar—
масса магнитопровода, т; GM — масса мас-
ла, т; Об,р — масса бака с радиаторами, т;
Go — масса обмоток, т.
Определение эквивалентной темпера-
туры охлаждающей среды. Эквивалентная
температура для определения допустимо-
го режима нагрузки трансформатора для
длительного периода работы его, когда
температура охлаждающей среды сущест-
венно изменяется (например, в течение
нескольких месяцев или в течение всего
года), определяется по формуле
Рис. 17-8. График эквивалентных
месячных температур 0 э.м в зави-
симости от среднемесячных темпе-
ратур 0с,м.
®охл. »— 20 1g
0ОХЛ1
0ОХЛ2
врхлд
2 6 -1-2 6 +...4-2 е
где 6 0ХЛ1, ®охЛ2» еохлз. 0 охлп — месячные эквивалентные температуры, °C,
которые допускается принимать равными среднемесячным температурам; N —
число месяцев.
Рис. 17-9. График эквивалентных ме-
сячных температур О 91М в зависимо-
сти от среднегодовых температур 0С1Г.
Рис. 17-10. График эквивалентных лет-
них, зимних и годовых температур
0 э.л.з.г в зависимости от среднегодо-
вых температур 0С,Г.
Эквивалентные годовые и месячные температуры, а также эквивалентные
летние (апрель — август) и осенне-зимние температуры воздуха допускается
определять приближенно по графикам зависимости эквивалентных температур
от средних (рис. 17-8 — 17-10).
Для упрощения и облегчения расчетов в ГОСТ 14209-69 приведены карты
европейской и азиатской частей СССР с нанесением на них среднегодовых тем-
ператур (рис. 17-11 и 17-12). Для выбора номинальной мощности трансформато-
ра по ГОСТ 14209-69 нагрузка его должна быть задана двухступенчатым пря-
моугольным графиком с начальной нагрузкой 7Э,Н = Кп1иаы и перегрузкой
7В,П = Кд.п/ном в течение времени Тп.
Здесь 7Э,Н=/ (Ki) —ток начальной нагрузки, А; /9,п=/(д2) — ток перегрузки,
’А; К„ — коэффициент начальной нагрузки; Ка,п — коэффициент допустимой
перегрузки; 7Н0М — номинальный ток трансформатора, А.
158
Выбор силовых трансформаторов
[Разд. 17
Рис. 17-11. Карта среднегодовых температур европейской части СССР.
Рис. 17-12. Карта среднегодовых температур азиатской части СССР.
160
Выбор силовых трансформаторов
[Разд. 17
По параметрам т и 60,л с учетом вида системы охлаждения трансформа-
тора выбирают один из 36 графиков, помещенных на рис. 17-7. На этом графике
строится прямая по уравнению
К — ^9|Н К
— г П’
*э, п
В точке пересечения кривой перегрузки (с заданной длительностью Тп)
с указанной прямой определяют значения Ка и КЛ,п. Номинальный ток транс-
форматора определяют по формуле
/ — и пи 1 — ^э,п
1 ном—Т? 'ном — т?
Ап Ад,п
По поминальному току и напряжению находят нужную номинальную мощ-
ность трансформатора в киловольт-амперах.
При проектировании и в условиях эксплуатации следует предусматривать
экономически целесообразный режим работы трансформаторов. Сущность эко-
номически целесообразного режима состоит в том, что при наличии на подстан-
ции нескольких трансформаторов, могущих работать на общие шины, число
включенных трансформаторов определяется условием, обеспечивающим минимум
потерь мощности в этих трансформаторах при работе их по заданному графику
нагрузки. При этом должны учитываться не только потери активной мощности
в самих трансформаторах, ио и потери активной мощности, которые возникают
в системе электроснабжения по всей цепочке питания от генераторов электро-
станции до рассматриваемых трансформаторов из-за потребления трансформа-
торами реактивной мощности (см. рис. 9-1). Эти потери называются приведен-
ными в отличие от потерь в самих трансформаторах, определяемых по выра-
жению
ДРт = ДРх + ^ дрК(
и подсчитываются согласно выражению
Д?; = ДРх + ^ ДРк,
(17-1)
где ДР' = ДРг. + й Д(?х — приведенные потери холостого хода трансформа-
тора, учитывающие потери активной мощности как в самом трансформаторе,
так и создаваемые им в элементах всей системы электроснабжения в зависи-
мости от реактивной мощности, потребляемой трансформатором; ДР^ = ДРк +
+ ^и.цДСк — приведенные потери к. з.; ДРХ — потери мощности холостого
хода (в расчете их приближенно полагают равными потерям в стали трансфор-
маторов); ДРК — потери мощности к. з. (приближенно потери в меди обмоток
трансформатора); £н,п — коэффициент изменения потерь (см. разд. 9); k3 =
= Snr/SII( „ — коэффициент загрузки; SHr — фактическая или расчетная нагрузка
трансформатора; S110M — номинальная мощность трансформатора; Д(\ =
= SH0M — реактивная мощность холостого хода трансформатора; AQK =
1,ом 100
— реактивная мощность, потребляемая трансформатором при номи-
нальной паспортной нагрузке; 7Х — ток холостого хода трансформатора, %;
ик — напряжение к. з. трансформатора, %.
Кривые приведенных потерь мощности трансформаторов в зависимости
от изменения нагрузки SHr показаны на рис. 17-13.
Выражение (17-1) можно представить в иной форме:
ДР
ДРт = Д^х 4—5нг«
S НОМ
§ 17-3]
Выбор мощности трансформаторов
161
Для упрощения дальнейшей записи обозначим:
ДРх = а и -=-*-=Ь, (17-2)
Shom
тогда ДР' = а + bS^r.
Это уравнение параболы, и поэтому на рнс. 17-13 точки пересечения А, Б
и В, соответствующие нагрузкам Si, S2, S3, лежащие каждая одновременно
иа двух параболах (например, точка А), имеют координаты, удовлетворяющие
совместному решению уравнений АР'п = ах + bjS^ и ДР'а = а2 + Var в этих
уравнениях индексы 1 и 2 соответствуют цифровым обозначениям кривых на
Рис. 17-13. Зависимость приведенных
потерь активной мощности ДР' в си-
ловых трансформаторах от изменений
нагрузки.
1 и 2 — кривые потерь активной мощно-
сти в трансформаторах 1 п 2 при разде-
льной работе; 3 — кривая суммарных по-
терь активной мощности в трансформато-
рах 1 и 2 при параллельной работе;
ДРХ1 и ДРх2 — приведенные потери ак-
тивной мощности холостого хода в транс-
форматорах 1 и 2.
рис. 17-13. В общем случае это может быть любая пара подобных кривых, при-
чем каждая соответствует определенному количеству параллельно включенных
трансформаторов.
Для точки А справедливо равенство
ДРт1,А= ДРтг.А»
т. е.
01ЬуБнг, А = “Ь ^2^нг, А»
откуда
или, что равносильно,
S„.4=]/^- !|М>
Из выражения (17-3) для п трансформаторов одинаковой мощности полу-*
чаем:
<1М">
у Лг'к
Точка А и соответствующая ей нагрузка SHr А могут быть найдены как
графическим, так и аналитическим способами. Аналитический способ является
более удобным, так как обычно в расчетах интересуются только точками А, Б
и В и соответствующими им нагрузками Si, S2 и S3.
• Выражением (17-3) пользуются:
6 под ред. А. А. Федооова, Г. В. Сербнновского
162
Выбор силовых трансформаторов
[Разд. 17
1) для установления экономически целесообразного режима работы двух
параллельно работающих трансформаторов;
2) для решения вопроса об экономической целесообразности присоединения
к группе трансформаторов дополнительно еще одного трансформатора.
Для группы трансформаторов величины а и & в общем виде определяются
из выражений
1=1
^=-7^----------
I 2 ^иом.1)
U=i /
где п — количество трансформаторов в группе; t = 1, 2, 3, .... п — порядко-
вый номер трансформатора; 2 — индекс, означающий, что величины в данном
случае являются общими для всей группы, состоящей из п трансформаторов.
Заметим, что задачу целесообразности добавления к группе работающих
трансформаторов еще одного трансформатора удобнее решать путем вычисления
разности приведенных потерь ДРр после присоединения дополнительного транс-
форматора по формуле
дрр = ДРд -| । ~ Д^д == а2 +1— as + -i-l ~ &’) ‘’«г’
или ДРр = ап+1 + (й2+1-й2)$2г. (17-4)
Здесь индекс 2 означает отношение b к группе, состоящей из п трансфор-
маторов, индекс 2+1 — к группе, состоящей из п + 1 трансформаторов.
Индекс n + 1 означает отношение величины только к (л + 1)-му, т. е. добавляе-
мому, трансформатору.
Необходимо указать, что разность всегда отрицательна, в соот-
ветствии с чем величина ДРр может принимать либо положительные, либо отри-
цательные значения. Во втором случае присоединение дополнительного трансфор-
матора будет целесообразным.
17-4. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОТЕРЬ МОЩНОСТИ И ЭНЕРГИИ
В СИЛОВЫХ ТРЕХОБМОТОЧНЫХ ТРАНСФОРМАТОРАХ
В системах электроснабжения нередко прибегают к установке трехобмоточ-
ных трансформаторов для обеспечения питания потребителей на разных напря-
жениях. Для выбора наиболее целесообразного решения приходится сопостав-
лять экономически два, три и более варианта, пользуясь формулой
3-СЭ -| 0,12/С
Подсчет капиталовложений А не представляет трудностей, а определение
стоимости годовых эксплуатационных расходов С5, в которую входят потерн
электроэнергии, осложняется тем, что в справочных материалах потери мощ-
ности в трехобмоточных трансформаторах даны суммарно на весь трансформатор
при условии 100%-ной загрузки всех трех обмоток (высшего, среднего и низ-
шего напряжений). В действительных условиях загрузка обмоток трансфор-
матора не имеет такого соотношения. Например, когда нагрузка обмоток
высшего напряжения (примем ее питающей) равна 100 %, сумма нагрузок обмо-
§ 17-4J Определен, потерь мощности и энергии в трансформаторах
163
ток среднего и низшего напряжений должна быть равна тоже 100 % (НН — 30 %,
СН — 70 ?6, или НН — 40 %, СН — 60 %, или другие подобные сочетания).
Таким образом, вследствие того, что до настоящего времени в каталожных
данных потери в металле обмоток трехобмоточных трансформаторов приво-
дятся для одновременной загрузки на 100 % каждой обмотки, расчетные потери
для трехобмоточных трансформаторов получаются не соответствующими дей-
ствительным с ошибкой в сторону превышения. Как показано ниже, вследствие
этого могут получаться ошибочные решения, особенно при экономическом сопо-
ставлении трехобмоточного трансформатора с двумя двухобмоточными на соот-
ветствующие напряжения и мощность (см. пример 17-3).
Для правильного определения потерь мощности в трехобмоточных транс-
форматорах следует пользоваться выражением
ДРТ,Т = ДРХ + ДРо.у + Кзвн Af>Ki вн + кз, сн ДРк, сн + кз, ННДРк, НН’ (17'5)
где ДРХ — потери мощности холостого хода трансформатора; АР0,у — мощность
охлаждающих устройств; ДРК вН — потери мощности в металле обмоток выс-
шего напряжения при 100 %-ной загрузке; k3 вн — коэффициент загрузки
обмотки высшего напряжения; ЛРК С11 — потери мощности в металле обмотки
среднего напряжения при 100 %-пой загрузке; АзСН — коэффициент загрузки
обмотки среднего напряжения; ДРК нн — потери мощности в металле обмотки
низшего напряжения при 100%-ной загрузке; k3 нн—коэффициент загрузки
обмотки низшего напряжения.
В настоящее время потери мощности в трехобмоточных трансформаторах
даются по форме, приведенной в табл. 17-2. Вместо этой формы следует, поль-
зуясь приведенными ниже формулами (17-7) — (17-9), составлять расчетные
данные по форме, приведенной в табл. 17-3.
Таблица 17-2 Таблица 17-3 Потери мощности Потери мощности в трехобмоточных трансформаторах, в трехобмоточных которые следует подсчитать тпансгЬопмятппах.
которые п в настоян эиводятся jee время ДРХ, к®т Л/>о, у кВт Потери в металле обмоток ДРК, кВт
ДРХ, кВт ДР1(, кВт ВН сн нн
Только после составления этих данных можно правильно производить даль-
нейшие подсчеты потерь мощности электроэнергии и стоимости потерь. При
этом уравнение (17-5) преобразуют, как и для двухобмоточных трансформато-
ров, к виду, соответствующему учету потерь активной мощности от реактив-
ной нагрузки трансформатора, а именно:
Д^, т = ДРх + ДРо.у+< ВН ДР'К, вн +
+ *3, СН ДРк, Сн+4, НН ДРк, НН- (17-6)
Величина АР0,у Должна учитываться только для времени, -когда нагрузка
трансформатора имеет значение 70 % номинальной мощности и более, т. е. когда
по режиму работы трансформатора охлаждающие установки работают.
6*
164
Выбор силовых трансформаторов
[Разд. 17
Так как в каталогах, заводских данных и других литературных источниках
даются сведения о ДРК вн, ДРК сн и ДРК нн, то приводим методику их опре-
деления, основанную на том, что в исходных технических данных по трехоб-
моточным трансформаторам потери мощности в металле обмоток задаются по-
парно: APrbh-hh — потери мощности в обмотках высшего и низшего напря-
жений; ДРК вн - сн — потери мощности в обмотках высшего н среднего напряже-
ний; ДРК сн . нн — потери мощности в обмотках среднего и низшего напряже-
ний.
Для определения потерь при нагрузке каждой обмотки на номинальную
мощность трансформатора составляем уравнения
ДРк, ВН-СН ^ЛРк. Вн + ДРк, СН>
ДРк, ВИ-НН =ДРк, Вн + ДРк, НЬР
ДРк, СН - НН = ДРк, СН + ДРк, НН-
Решая эти уравнения, получаем:
Лп ЛРК, ВН-Сн + ДРк, ВН-НН-ДРк, СН-НН ,
в н--------------------2-------------------’ 11' ’ О
АГ1 ДРК, ВН-Сн+ДРк,СН-НН — ДРк, ВН-НН о,
л/к, сн--------------------2-------------------’
лп ДРК, ВН-НН + ДРк, СН-НН-ДРк, вн-сн m
Д'к, НН =------------------2----------‘------- (17'9)
Для использования в дальнейших расчетах величины в выражениях (17-7)—
(17-9) должны быть с помощью йИ1П пересчитаны в приведенные. Данные этих
расчетов сводятся в табл. 17-3 в виде приведенных потерь. После определения
потерь мощности следует определить стоимость потерь электроэнергии.
Пример 17-3. Сравнить целесообразность установки двух двухобмоточ-
ных трансформаторов напряжения 110/35 и 110/6 кВ по 31,5 МВ -А (2 X 31,5 =
= 63 МВ -А) с установкой одного трехобмоточного трансформатора. Обмотки
принимаем в исполнении 100/100/100 %. Нагрузку трансформаторов в обоих
вариантах принимаем равной 50 МВ -А. Для упрощения расчета потери мощ-
ности принимаем фактическими, а не приведенными. Для уточнения и сопо-
ставимости капитальных затрат и годовых эксплуатационных расходов по мощ-
ности при сравнении вариантов 63 и 60 МВ -А принимаем за основу мощность
63 МВ -А.
В этом случае коэффициент пересчета для сопоставимости вариантов будет
равен:
63 " , Ле
^псресч — "go 1 »05.
Производим пересчет капиталовложений и эксплуатационных расходов
при неточных исходных данных о трехобмоточных трансформаторах.
Данные потерь мощности трехобмоточного трансформатора 60 МВ -А;
ДРхв0=155 кВт; ДРкв0 = 498 кВт.
Определяем потери при нагрузке 50 МВ -А:
ДРТ, т = ДРХ, т, т+4 ДРк, т. т = 155 4- (0,83)2 498 500 кВт}
«,=^-0.83.
§ 17-4] Определен, потерь мощности и энергии в трансформаторах
165
При стоимости 1 кВт-ч, равной 0,01 руб., и числе часов работы трансфор-
матора в год 8760 стоимость потерь составит:
С'п,т,т = 500 • 8760 • 0,01 = 43,8 тыс. руб/год.
Амортизационные отчисления (при Кт.т =76 тыс. руб.)
Са.т.т — Ат,тф=76 • 0,1 = 7,6 тыс. руб/год.
Общие годовые эксплуатационные расходы
Сэ,т,т = С'п,т,т + Са,т.т = 43,8 + 7,6 = 51,4 тыс. руб/год при Кт,т = 76 тыс. руб.
Приведенные к мощности 63 МВ -А данные трехобмоточного трансформатора:
Сэ, т, Т = СЭ,Т,т =/Спересч = 51,4 • 1,05 = 54 тыс. руб/год.
Капиталовложения
Кт, т = 76 • 1,05 = 80 тыс. руб.
Подсчитываем капиталовложения и эксплуатационные расходы при пра-
вильном учете потерь в трехобмоточном трансформаторе.
Капиталовложения К' т = 80 тыс. руб. (из предыдущего расчета).
Эксплуатационные расходы Са,т,т = 7,6 тыс. руб/год (из предыдущего рас-
чета).
Подсчитываем новую стоимость годовых потерь, предварительно определив
новые (уточненные) потери мощности:
ДРт,т=ДРх,т,т+ЛРо,у + Кэ( ВН ДРк, Вн+Ч СН ДРк, СИ +к1, НН ДРк, НН =
= 155+ 12 + (0,83)2.231 +(0,41)2.90 + (0,42)2 . 119=
= 167 + 160+15 + 21=363 кВт.
Стоимость потерь Сп,т,т = 363-0,01 -8760 = 31,8 тыс. руб/год.
Полная стоимость эксплуатационных годовых расходов
Сэ.т,т = Са,т,т + Сп,т,т = 7,6 + 31,8 = 39,4 тыс. руб/год.
Стоимость годовых эксплуатационных расходов, приведенная к мощности
63 МВ-А, С;тт= 1,05-39,4 = 41,4 тыс. руб/год.
Подсчитываем капиталовложения и годовые эксплуатационные расходы
для двух двухобмоточных трансформаторов по 31,5 МВ-А.
Один трансформатор 31,5 МВ-А стоит 41,6 тыс. руб., два трансформатора
стоят 2- 41,6 = 83,2 тыс. руб.
Амортизационные отчисления
С „ - = 83,2-0,1=8,3 тыс. руб/год.
*01,0
Стоимость потерь в одном трансформаторе 31,5 МВ-А
ДР31,5 = Д^31,5 + ДРо.У + К1ДРк->
ДРЗЬ5 = 86 + 5 +(0,83)2- 200 = 229 кВт;
др2-з 1,5 = 2‘ 229 = 458 кВт;
Сп2.31,5 = 8760-458-0,1=40,6 тыс. руб/год;
сэ2-31 5 = 8,3 + 40,6 ==49 тыс. руб/год.
Сравниваем вариант установки двух двухобмоточных трансформаторов и
одного трехобмоточного.
166
Выбор силовых трансформаторов
[Разд. 17
а) При ошибочном подсчете потерь в трехобмоточном трансформаторе
К2-31 5 = 83,2 тыс. руб;
Квз=80,0 тыс. руб;
СЭ2.з1,5 = 49 тыс. РУб/год;
Сэвзт.1 — 54 тыс. руб/год.
т _ 83,2-80 _ 3,2
Г°'к 54 — 49 5 ~0,6 да’
Таким образом, при неточном подсчете потерь оказывается выгодно уста-
новить два двухобмоточпых трансформатора.
б) При правильном подсчете потерь в трехобмоточном трансформаторе
К2-31 5 = 83,2 тыс, руб;
7<взт,т = 8О тыс. руб;
Сэ2.31,5 = 49 тыс. руб/год;
сэозт, т = 41,4 тыс. руб/год.
Так как К3,318 > /<63т т и Сэз . 3I s > Сэ63тт, то следует установить одни
трехобмоточный трансформатор, так как он имеет меньшие капитальные затраты
и меньшие эксплуатационные расходы.
17-5. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОТЕРЬ МОЩНОСТИ И ЭНЕРГИИ
В АВТОТРАНСФОРМАТОРАХ
Для автотрансформаторов в каталогах указывают потери в металле обмоток
из опытов к. з. на обмотках высшего и среднего напряжений ДРК вн . сн, ана-
логично АРК. вн-нн и Дрк, сн-нн- ПРИ этом потери ЛРК)Вн-сн в соот‘
ветствии с условиями опытов к. з. относятся к номинальной мощности трансфор-
матора S„OM, а АРК> вн - нн и ^Рк сн - нн — к типовой мощности, равной
*8тип ^*8ном> причем
^вн ~ усн
а~ ^вн ’
где t/BH — высшее напряжение автотрансформатора; t/CH —среднее его напря-
жение.
Потери мощности в каждой обмотке находят по формулам
АР . ДРк. 1Ш-ПН Д/>к,СП-НН ^к.вп-сн 4- - а2 вн 2 ; (17-10)
Лр ДРк, CH-1I1I ДРк,ВН-НН ВН-СН 1 а2 ДРК, сн 2 ’ (17-11)
„ ДРк.ВН-НН . ДРк, СН-НН ДГк, ВН-СН -г а2 1 аа . дрк, нн 2 ‘ (17-12)
fj 3-2] Несинусоидальность формы кривой напряжения 167
При наличии гармоник в кривой напряжения процесс старения изоляции про-
текает более интенсивно, чем в случае работы электрооборудования при синусои-
дальном напряжении. Это объясняется ускорением при высоких частотах элект-
рического поля физико-химических процессов, обусловливающих старение ди-
электриков. Так, например, при кнс = 5%, что допустимо согласно ГОСТ 13109-67,
через 2 года эксплуатации tg 6 конденсаторов увеличивается в 2 раза.
Высшие гармоники тока и напряжения влияют на показания электроизмери-
тельных приборов. В практике эксплуатации существенное значение имеет уве-
личение погрешностей индукционных счетчиков активной и реактивной энергий.
В большинстве случаев ее значение при несинусоидалыюм напряжении может
достигать 10%.
Наличие высших гармоник затрудняет и в рядё случаев делает невозможным
использование силовых цепей в качестве каналов для передачи информации. Выс-
шие гармоники ухудшают работу телемеханических устройств и вызывают сбои
в их работе, если силовые цепи используются в качестве каналов связи между полу-
комплектами диспетчерского и контролируемого пунктов. Затрудняется исполь-
зование простой и дешевой системы циркуляционного телеуправления по линиям
распределительных сетей с использованием четных гармоник. Наблюдались также
случаи ложной работы устройств релейной защиты, в которой использовались
фильтры токов обратной последовательности,
Несинусоидальность формы кривой напряжения отрицательно сказывается
на работе вентильных преобразователей, ухудшая качество выпрямленного тока.
Наиболее ощутимое влияние высшие гармоники оказывают на работу батарей
конденсаторов. Практика работы отечественных и зарубежных промышленных
предприятий свидетельствует о том, что батареи конденсаторов, работающие при
несинусоидальном напряжении, довольно часто быстро выходят из строя. Причи-
ной разрушения конденсаторов является перегрузка их токами высших гармоник,
которая появляется, как правило, при возникновении в сети резонансного режима
на частоте одной из гармоник.
Учитывая отрицательное влияние выешцх гармоник на работу электрообо-
рудования, ГОСТ 13109-67 ограничивает несинусоидальность формы кривой на-
пряжения. Как указывалось выше (§ 3-1), в соответствии с ГОСТ 13109-67 на зажи-
мах любого приемника электроэнергии действующее значение всех высших гар-
моник не должно превышать 5% действующего значения напряжения основной
частоты. На зажимах асинхронных двигателей допустимая несинусоидальность
кривой напряжения (более 5%) определяется (с учетом других влияющих факто-
ров) по условию допустимого нагрева при данном коэффициенте загрузки.
3. Анализ уровней высших гармоник в системах
внутризаводского электроснабжения. Целью расчета
уровней высших гармонических в электрических сетях является определение не-
синусоидальности формы кривой напряжения в узлах системы электроснабже-
ния, выявление загрузки элементов систем электроснабжения токами высших
гармоник, определение целесообразности применения тех или иных средств и ме-
тодов уменьшения уровней высших гармоник и выбор параметров необходимого
для этого оборудования.
Необходимость учета активных сопротивлений н емкостных проводимостей
элементов систем электроснабжения, распределенности параметров воздушных
линий и влияние вытеснения тока в проводниках на, активные и индуктивные
сопротивления элементов значительно усложняет анализ уровней высших гар-
моник. В связи с этим решение данной задачи в полной мере возможно лишь при
автоматизации расчетов. В то же время в ряде случаев возникает необходимость
приближенной оценки уровней высших гармоник в электрических сетях. Такая
оценка с учетом ряда допущений может быть выполнена с помощью простейших
вычислений. Ниже приводится методика расчета уровней высших гармоник в
электрических сетях, позволяющая определить коэффициенты несинусоидальности
напряжения с погрешностью, не превышающей 25%. Методика предназначена для
оценки уровней высших гармоник, обусловленных работой вентильных преобразо-
168
Основные показатели, опред. качество электр. энергии [Разд. 3
вателей. В основу методики положены результаты исследований, опубликованные
в [3-3, 3-4].
При расчетах принимаются следующие основные допущения:
система электроснабжения предполагается симметричной и линейной;
вентильные преобразователи считаются симметричными трехфазными на-
грузками, генерирующими в сеть токи высших гармоник;
активными сопротивлениями элементов систем электроснабжения при расче-
тах режимов высших гармоник пренебрегают, а коэффициенты Кх, учитывающие
влияние вытеснения тока в проводниках на индуктивные сопротивления элемен-
тов, считаются неизменными на рассматриваемом диапазоне частот.
Принятые допущения позволяют рассматривать режим для каждой гармоники
независимо от режима другой и использовать для определения амплитудных
спектров токов и напряжений принцип наложения.
Расчет производится для канонических гармоник (v = 5; 7; И; 13; 17; 19 ...).
Если в системе электроснабжения имеются преобразователи только с 6-фазиой
схемой выпрямления, то производится вычисление амплитуд гармоник не менее
чем до 19-го порядка включительно. При наличии преобразователен с 12-фазными
схемами выпрямления или при применении 12-фазного эквивалентного режима
работы вентильных агрегатов необходимо определять уровни гармоник не менее
чем до 25-го порядка. Канонические гармоники более высоких порядков и анор-
мальные учитываются при расчетах коэффициентов несинусоидальности кривой
напряжения с помощью поправочных коэффициентов и к2.
Для анализа уровней высших гармоник необходимо иметь схему электроснаб-
жения промышленного предприятия, сведения о параметрах и режимах работы
пассивных (с точки зрения генерации высших гармоник) элементов систем элект-
роснабжения, сведения о режимах работы и параметрах вентильных преобразо-
вателей.
Расчет установившегося режима высших гармоник производится в таком по-
рядке.
а) Составляется схема замещения системы электроснабжения для токов выс-
ших гармоник. Схема замещения составляется на одну фазу и имеет нейтраль,
к которой присоединяются нулевые точки схем замещения генераторов, обобщен-
ных нагрузок, двигателей, батарей конденсаторов и емкостных проводимостей
кабельных и воздушных линий напряжением выше 1000 В. Схемы замещения
элементов системы электроснабжения приведены на рис. 3-5.
Рис. 3-5. Схемы замещения элементов системы электроснабжения для токов
высших гармоник.
а — силовой трансформатор, реактор, воздушная линия; б — синхронная машина,
асинхронный двигатель, цеховая подстанция, эквивалентная асинхронная нагрузка;
в — одна или несколько кабельных линий, подключенных к одной секции подстанции,
батарея конденсаторов; г — сдвоенный реактор; д — электрическая система,
Вентильные преобразователи замещаются источниками токов высших гар-
моник бесконечной мощности. Если к одной секции (системе шин) подключено
несколько преобразователей, то производится их эквивалентирование. При этом
все преобразователи разделяются на две группы: реверсивные и нереверсивные.
§ 17-7]
Выбор числа и мощности силовых трансформаторов
169
Так как допустимая перегрузка должна составлять не более 50 %, прини-
маем 5д,п = 0,5 Show -
Намечаем два варианта мощности трансформаторов.
Первый вариант: два трансформатора по 16 тыс. кВ -А (2 SH0M =
= 2-16 = 32 МВ -А). В нормальном режиме трансформаторы будут с неполной
загрузкой. Коэффициент загрузки их в часы максимума равен:
к = —= о 7я
3 4SnQ№ 2-16 0,78 •
Второй вариант: два трансформатора по 10 тыс. кВ -A (2SH0M =
= 2-10=20 МВ-А). С учетом нормальной перегрузки, определенной выше,
оба трансформатора в нормальном режиме смогут пропустить всю потребляе-
мую мощность во время максимальной нагрузки завода, поскольку допусти-
мая максимальная мощность двух трансформаторов составит:
SM, т= 1,5 • 2SH0M= 1,5-2- 10 = 30 MB-А.
С точки зрения работы в нормальном режиме оба варианта приемлемы,
3. Проверяем возможность перегрузки намеченных трансформаторов при
отключении одного из них.
Первый вариант. При отключении одного из трансформаторов
16 МВ -А оставшийся в работе сможет пропустить мощность 1,4 SH0M = 1,4-16 =
= 22,4 МВ -А, т. е. 90 % всей потребляемой заводом мощности, что приемлемо.
Коэффициент 1,4 учитывает допустимую предельную перегрузку трансформа-
тора в аварийном режиме.
Второй вариант. При отключении одного из трансформаторов
10 МВ-А оставшийся в работе трансформатор сможет пропустить мощность
1,4-10 = 14 МВ-А.
С учетом того, что в этом режиме питание потребителей первой категории
не нарушается, а потребители второй и третьей категорий допускают перерыв
в питании на некоторое время, считаем второй вариант также приемлемым.
4. Определяем экономически целесообразный режим работы трансформато-
ров.
Технические данные трансформаторов 35/6 кВ [17-8]:
Первый вариант: SII0M = 16 МВ -А; ДРХ = 21 кВт; ДРК = 85 кВт;
ик =10,5%; /х=0,85%; ДРх=10,5%; К1е = 13,05 тыс. руб.
Второй вариант: SH0M = 10 МВ -А; ДРХ = 18 кВт; ЛРК = 60 кВт;
7Х = 0,9 %; «к = Ю,5 %; Кю = 10,45 тыс. руб.
Определяем потери мощности и энергии в трансформаторах за год при ра-
боте их в экономически целесообразном режиме. Принимаем при расчетах £И1П =
= 0,05 кВт/квар (задан энергосистемой для данного завода в соответствии с его
местоположением).
Первый вариант:
&Qx = S„QM
==16000^- = 136квар;
AQk = SH0M = 16 0001^-= 1680 квар;
ДР; = ДРх+ки пД(2х = 21+0,05-136 = 28 кВт;
ДР'=ДРк+«и пД(?к = 85 + 0,05-1680=169 кВт.
Приведенные потери мощности в одном трансформаторе, кВть
ДР'16 = ДР^+№ЭДР'=28+«|-169.
В двух параллельно работающих трансформаторах
Д752 • 16 = 2Api + 2/сз о, 5 дрк = 56+к“ 0 52 • 169 = 56 0,5 - 338 кВт.
170
Выбор силовых трансформаторов
[Разд. 17’
Здесь Лз0.г. — новый коэффициент загрузки за счет разделения нагрузки
пополам между двумя одинаковыми трансформаторами.
Второй вариант:
О 9
AQX =10 000-^-= 90 квар;
10 ч
AQK = 10 ООО75У=1050 кваР’>
ДР^= 18 + 0,05 • 90 = 22 квт;
ДР' =б0.-|-0,05- 1050=112 кВт;
ЛР'10-22-| • 112 кВт;
ДР'.1о = 44 + к|.о15-224 кВт.
Находим нагрузку, при которой необходимо переходить на работу с двумя
трансформаторами:
1) .для трансформатора 16 000 кВ-A (первый вариант)
/ ДРГ , Г~28
5л = 5ном|/ п(п-1) -др|=16|/ 2-^9,3 МВ-А;
2) для трансформаторов 10 000 кВ-А (второй вариант)
S£ = 10]/2^^6,3MB-A.
На рис. 17-15 показано графическое определение величин и Sg. Совпаде-
ние результатов расчета получается достаточно удовлетворительным. Расчеты
Рис. 17-15. Кривые зависимости
приведенных потерь для одного и двух транс-
форматоров.
а — для двух трансформаторов по 16 МВ -А; б — для двух трансформаторов по 10 МВ -А.
по определению годовых потерь мощности и энергии сведены в табл. 17-4 для
первого варианта и в табл. 17-5 — для второго. Технико-экономическое сопостав-
ление вариантов трансформаторов приводится ниже.
Первый вариант: Капитальные затраты: Aj = 2А1в = 2-13,05 =
— 26,1 тыс. руб.
§ 17-7]
Выбор числа и мощности силовых трансформаторов
171
Таблица 17-4
Потери электрической энергии в трансформаторах
№ ступени нагрузки Нагруз- ка, кВ • А кз к3 0,5 Продолжи- тельность ступени нагрузки, ч/год Потери мощности в трансфор- маторах, кВт Потери элек- троэнергии в трансфор- маторах, кВт - ч/год
2x16 МВ-А
1 1250 0,078 760 28,0 21 900
2 2500 0,156 750 32,0 23 900
3 8750 0,547 2000 78,5 157 000
4 ' 12 500 0,39 1250 113,0 141 000
5 17 500 — 0,547 1500 157,0 236 000
6 22 500 — 0,703 1250 223,0 278 000
7 25 000 — 0,782 1250 262,0 327 000
Всего за год ДЭа1в = 1 185 000 кВт • ч
2x10 МВ- А
1 1250 0,125 760 24,2 18 400
2 2500 0,25 750 29,5 22 100
3 8750 0,438 2000 88,2 176 000
4 12 500 0,625 1250 132,0 165 000
5 17 500 0,875 1500 217,0 326 000
6 22 500 1,125 1250 329,0 412000
7 25 000 — 1,25 1250 396,0 495 000
Всего за год ДЗа10 = 1 615 000 кВт • ч
и амортизационные расходы: Са1в = (р/4 =
Годовые эксплуатационные
= 0,1-26,1 = 2,6 тыс. руб/год.
Стоимость потерь при Со = 0,02 руб/кВт-ч
Сп16 = СоДЗа16 = О,О2 • 1 185 000®= 23,7 тыс. руб/год.
Суммарные годовые, расходы
Сэ1в — ^aie "Ь^-п1б= 2,6 -f-2о,7 = 26,3 тыс. руб/год.
Второй вариант. Капитальные затраты = 2К10 = 2-10,45 =
= 20,9 тыс. руб.
Годовые эксплуатационные и амортизационные расходы: Са2 = <рК2 =
= 0,1-20,9 ®= 2,1 тыс. руб/год.
Стоимость потерь электроэнергии: Сп2 = С0ДЗа,г = 1615 000 0,02 =
= 32,3 тыс. руб/год.
Суммарные годовые эксплуатационные расходы
Сэ, г = 2,1 4-32,3=34,4 тыс. руб/год.
Определяем срок окупаемости:
К,-Кг 26,1- 20,9
Т°к~ С2 —Q ~ 34,3-26,3 0,65 года-
172
Выбор силовых трансформаторов
[Разд. 17
Таблица 17-5
Классификация видов охлаждения трансформаторов
Внд охлаждения Условное обозначение
Сухие трансформаторы
Естественное воздушное при открытом исполнении Естественное воздушное при защищенном исполнении Естественное воздушное при герметичном исполнении Воздушное с дутьем с сз сг сд
Масляные трансформаторы
Естественная циркуляция воздуха и масла Принудительная циркуляция воздуха и естественная цирку- ляция масла Естественная циркуляция воздуха и принудительная цирку- ляция масла Принудительная циркуляция воздуха и масла Принудительная циркуляция воды и естественная циркуля- ция масла Принудительная циркуляция воды и масла м д мц ДЦ МВ ц
Трансформаторы с негорючим жидким диэлектриком
Естественное охлаждение негорючим жидким диэлектриком Охлаждение негорючим жидким диэлектриком с дутьем н нд
Срок окупаемости значительно меньше нормативного Тн = 7-4-8 лет,
поэтому первый вариант по экономическим соображениям является более рацио-
нальным. Учитывая заданные условия о будущем расширении завода, оконча-
тельно останавливаемся на варианте установки двух трансформаторов по 16 МВ-А.
Пример 17-5. Опгедеаить число и мощность трансформаторов, питаю-
щих завод черной металлургии. Расчетная мощность завода 22 МВ-А.
График равномерный, его коэффициент заполнения практически равен еди-
нице. В будущем завод будет расширяться.
1. Определяем число трансформаторов на ГПП завода. Нагрузки завода
по требованиям надежности электроснабжения относятся к первой категории,
поэтому на ГПП должны быть установлены два трансформатора.
2. Намечаем два варианта мощности трансформатора.
Первый вариант. Два трансформатора по 16 МВ-А каждый. Загрузка
трансформаторов в нормальном режиме составит:
к- 22 22 лго
Кз и-Р—2Лб - 32 ~-0’69-
Второй вариант. Два трансформатора по 25 МВ-А. Загрузка со-
ставит:
К — — — = 0 44
Аз, к. р-2.25 - 50 U’
3. Проверяем возможность работы намеченных трансформаторов при отклю-
чении одного из них.
§ 17-7]
Выбор числа и мощности силовых трансформаторов
173
Первый вариант. При отключении одного из трансформаторов
мощностью 16 тыс. кВ-А оставшийся в работе трансформатор с учетом допу-
стимой 40 %-ной аварийной перегрузки сможет пропустить 1,45НОМ = 1,4-16»*
«* 22,4 МВ-А, т. е. всю потребляемую заводом мощность.
Второй вари? н т. При отключении одного из трансформаторов мощ-
ностью 25 МВ-А оставшийся в работе трансформатор сможет пропустить без
перегрузки всю потребляемую мощность
Shom = 25 > 22 МВ А.
4. Определяем годовые потери мощности и энергии в трансформаторе.
Первый вариант. SH0M = 16 МВ-А, напряжение 35/6 кВ; ДРХ =
= 21 кВт; ДРК = 90 кВт; /х = 0,75 %; ик = 8 %; К1е = 13,05 [17-8].
0 75
Принимаем кИ.п = 0,05 кВт/квар; AQX= 16 000-^-= 120 квар; Д(?к =
= 16000 1280 квар; ДРх = 21+0,05 • 120 = 27 кВт; ДРк = 90 + 0,05х
X 1280= 154 кВт; ДР'.16 = 54 + ЗО8А=0 5 кВт.
При круглосуточной работе завода с нагрузкой 22 МВ-А потери мощности
и энергии в обоих трансформаторах составят:
ДР[е = 54 + 308 (0,69)3 = 54+ 146,6 = 200,6 кВт;
ДЭп1в= 200,6 • 8760=5= 1 752 000 кВт • ч.
Второй вариант. SH0M = 25 тыс. кВ - А, напряжение 35/6 кВ; ДРХ =
= 29 кВт; ДРК = 125 кВт; /х = 0,7 %; ик = 8 %; К25 = 17,2 тыс. руб. [17-8];
Д(?х = 25 000 ^-= 175 квар; AQK = 25 000 = 2000 квар;
ДРх = 29+ 0,05- 175 = 37,8 кВт;
ДРк = 125 + 0,05 2000 = 225 кВт; ДРг-25 = 2 • 37,8+(0,44)3 - 2 • 225= 162,5 кВт;
ДЭП26= 162,5 • 8760= 1 422 000 кВт • ч.
5. Проводим технико-экономическое сопоставление намеченных вариантов.
Первый вариант:
7^ = 2 • 13,05 = 26,1 тыс. руб;
Са1 = <рЛ1 = 0,1 -26,1-2,6 тыс. руб/год;
Сп1 = 0,02 • 1 752 000 = 35,04 тыс. руб/год;
Сэ1 = 2,6 + 35,04 = 37,64 тыс. руб/год.
Второй вариант:
Л2=2- 17,2 = 34,4 тыс. руб.;
Са2=0,1 -34,4 = 3,44 тыс. руб/год;
Сп2 = 0,02 • 1 422 000 = 28,4 тыс. руб/год;
Сэ2 = 3,4 + 28,4 = 31,8 тыс. руб/год;
_ K2-Kt 34,4-26,1 8,3 , л
'о* Сх — С2 37,64-31,8 5,84 !>4 года-
С учетом предполагаемого расширения завода выбираем вариант с двумя
трансформаторами по 25 мВ-А.
174
Выбор силовых трансформаторов
[Разд. 17
Пример 17-6. Несимметричный режим работы трансформатора. Дан
трехфазный трансформатор с соединением обмоток звезда — треугольник. На-
грузка на стороне треугольника двухфазная (междуфазная). При этом на сто-
роне звезды нагрузка будет:
/в = /с==0;5/л,
Тогда
г г ________________1,525_________________________ _< ।or
А ном |/ 1 +0,45[ 1 + (0,5)1 2 3 4 5 6 7 + (0,5)2] ’ Н0М‘
Пример 17-7. Дан трансформатор с Соединением обмоток звезда —
звезда. Нагрузка на стороне низшего напряжения присоединена между фазами
А и В; следовательно, на стороне высшего напряжения получаем:
Л? = о> !A~fBr
отсюда
= / ______1’525 _1
А ном ]Л1+о,45 (1 + 1) ’ ном>
17-8. ТЕХНИЧЕСКИЕ ДАННЫЕ СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ
И АВТОТРАНСФОРМАТОРОВ
Условное обозначение трансформаторов
1. Условное обозначение трансформаторов должно включать:
а) буквенное обозначение, характеризующее число фаз, вид охлаждения,
.число обмоток и вид переключения ответвлений;
б) обозначение номинальной мощности и класса напряжения;
в) обозначение года выпуска рабочих чертежей трансформатора данной
конструкции; указываются последние две цифры;
г) обозначение климатического исполнения и категории размещения.
Между частями условного обозначения, перечисленными в подпунктах «а»,
«б», «в», проставляется тире.
2. Буквенное обозначение трансформатора должно содержать следующие
данные в указанном порядке:
а) число фаз — для однофазных О; для трехфазных Т;
б) вид охлаждения (см. табл. 17-5);
в) число обмоток (для обозначения трехобмоточного трансформатора при-
меняют букву Т);
г) выполнение одной из обмоток с устройством РПН обозначают дополни-
тельной буквой Н.
3, Для обозначения автотрансформатора впереди добавляют букву А.
4. Трансформатор с естественным масляным охлаждением с защитой при
помощи азотной подушки, без расширителя, обозначается буквой 3 после вида
охлаждения, например ТМЗ.
5. Трансформатор с расщепленной обмоткой НН обозначается буквой Р
после числа фаз, например ТРДН.
6. Исполнение для собственных нужд этектростанций обозначается бук-
вой С, например ТРДНС.
7. Номинальная мощность и класс напряжения указываются в виде дроби,
числитель которой — номинальная мощность в киловольт-амперах, а знамена-
тель — класс напряжения обмотки ВН в киловольтах.
Двухобмоточные трансформаторы
Технические данные двухобмоточных масляных трансформаторов Таблица 17-6
Тип Мощ- ность, кВ • А Напряжение обмотки, кВ Потерн, кВт Напря- жение ‘коротко- го замы- кания, % Ток холостого хода, % Цена, руб.
вн нн холостого хода коротко- го замы- кания
Варианты материала маг- иитопровода
А | Б
Мощностью от 25 до 630 кВ • А на напряжение до 20 кВ включительно
тм 25 6,3; 10,5 0,4; 0,23 0,13 0,135 0,6—0,69 4,5—4,7 3,2 230
ТМ-30/6 * 30 6,3 0,4 0,25 0,85 5,5 8 150
ТМ-30/10* 30 10 0,4 0,3 — 0,85 5,5 9 200
тм. 40 6; 10 0,4 0,175 0,19 0,88—1,0 4,5—4,7 3,0 270
ТМ-50/6 * 50 6,3 0,525 0,35 1,325 5,5 7,0 180
ТМ-50/10* 50 10 0,4 0,44 1,325 5,5 8,0 230
ТМ-50/20 * 50 20 0,4 0,5 5,5 9
ТМ 63 6,3; 10 0,4 0,24 0,265 1,28—1,47 4,7 4,5 310
тм 63 20 0,4; 0,23 0,245 0,29 1,28—1,47 5—5,3 4,43 580
ТМ-100/6* 160 6,3 0,525 0,6 — 2,4 5,5 6,5 257
ТМ-100/10* 100 10 0,525 0,73 — 2,4 5,5 7,5 300
тм 100 6,3; 10 0,4; 0,23 0,33 0,365 1,97—2,27 4,5—4,7 2,6 405
тм 160 6,3; 10 0,4; 0,23; 0,69 0,42 0,465 1,97—2,27 6,5—6,8 2,6 550
ТМФ 160 6,3; 10 0,4; 0,23; 0,69 0,51 0,565 2,65—3,1 4,5—4,7 2,4 550
ТМ-180/6* 180 6,3 0«525 1,0 4,0 5,5 6,0 385
ТМ-180/10* 180 10 0,525 1,2 4,1 5,5 7,0 410
тм 250 6; 10 0,4; 0,23; 0,69 0,74 0,82 3,7—4,2 4,5—4,7 2,3 750
ТМФ 250 6; 10 0,4; 0,23; 0,69 0,74 0,82 3,7—4,2 4,5—4,7 2,3 780
ТМ-320/6* 320 6,3 0,525 1,6 6,07 5,5 6,0 510
ТМ-320/10* 320 10 0,525 1,9 6,2 5,5 7,0 540
ТМ 400 6; 10 0,23; 0,4; 0,69 0,92 1,08 5,5—5,9 4,5—4,7 2,3 1080
ТМФ 400 6; 10 0,23; 0,4; 0,69 0,92 1,08 5,5—5,9 4,5—4,7 2,3 1110
тмн 400 6; 10 0,23; 0,4; 0,69 0,92 1,08 5,5—5,9 4,5—4,7 2,3
тм 630 6; 10 0,23; 0,4; 0,69 1,42 1,68 7,6—8,5 5,5 2,0—3,0 1600
ТМФ 630 6; 10 0,23; 0,4; 0,69 1,42 1,68 7,6—8,5 5,5 2,0—3,0 1650
§ 17-8] Технические данные силовых трансф. и автотрансформаторов
Продолжение табл. 17-6
Тип Мощ- ность, кВ • А Напряжение обмотки, кВ Потери, кВт Напря- жение коротко- го замы- кания, % Ток холостого хода, % Цена, руб.
вн НН холостого хода Варианты ма- териала маг- нитопровода А | Б коротко- го замы- кания
Мощностью от 1000 до 16 000 кВ А на напряжение до 20 кВ включительно
тм 1000 10 0,4; 0,525; 0,69; 3,15; 2,1 2,45 — 2320
6,3
20 0,4 — 2,75 12,6 6,5 1,5 2320
20 0,69 — 2,75 12,2 6,5 1,5 2990
20 6,3; 10,5; 11 — 2,75 11,6 6,5 1,5 2990
.тмн 1000 10 0,525; 0,69; 3,15; 6,3; 2,1 2,45 12,2 5,5 1,4 —
10,5
20 0,4; 0,69; 6,3; 10,5; 11 — 2,75 12,2 6,5 1,5 8800
тм 1600 10 0,4; 0,69 2,8 з,з 18 5,5 1,3 3200
10 3,15; 6,3 2,8 3,3 16,5 5,5 1,3 3200
20 0,4; 0,69 — 3,65 18 6,5 1,4 4030
20 6,3; 10,5; 11 — 3,65 16,5 6,5 1,4 4030
тмн 1600 10 0,4; 0,69 2,8 3,3 18 5,5 1,3 —
10 3,15; 6,3 2,8 3,3 16,5 5,5 1,3 .
20 0,4; 0,69 —- 3,65 18 6,5 1,4 9600
20 6,3; 10,5; 11 — 3,65 16,5 6,5 1,4 9600
ТМ-1800/10* 1800 10 6,3 —- 8,0 24,0 5,5 4,5 2380
тм 2500 10 0,4; 0,69 3,9 4,6 25 5,5 1,0 4600
10 3,45; 10,5 3,9 4,6 23,5 5,5 1,0 4600
20 0,69 — 5,1 25 6,5 1,1 5150
20 6,3; 10,5 — 5,1 23,5 6,5 1,1 5150
тмн 2500 10 0,4; 0,69 3,9 4,6 25 5,5 1.0 —
10 3,15; 6,3; 10,5 3,9 4,6 23,5 5,5 1,0
20 0,69 — 5,1 ‘ 25 6,5 1,1 И 600
20 6,3; 10,5; 11,0 — 5,1 23,5 6,5 1,1 11 600
Выбор силовых трансформаторов [Разд. 17
Продолжение табл. 17-6
Тип Мощ- ность, кВ • А Напряжение обмотки, кВ Потери, кВт Напря- жение коротко- го замы- кания, % Ток холостого хода, % Цена, руб-
ВН НН холостого хода коротко- го замы- кания
Варианты ма- териала маг- нитопровода
А Б
ТМ-3200/10* 3200 10 6,3 11 37 5,5 4 3140
ТМ 4000 10 3,15; 6,3 5,45 6,4 33,5 6,5 0,9 6400
20 6,3; 10,5; 11,0 — 6,7 33,5 7,5 1,0 6750
ТМН 4000 10 3,15; 6,3 5,45 6,4 33,5 6,5 0,9 —-
20 6,3; 10,5; 11,0 — 6,7 33,5 7,5 1,0 13 600
ТМ-5600/10* 5600 10 6,3 18 — 56 5,5 4,0 4400
ТМ 6300 10 3,15; 6,3; 10,5 7,65 9,0 46,5 6,5 0,8 8500
20 6,3; 10,5; 11,0 — 9,4 46,5 7,5 0,9 8550
ТМН 6300 10 3,15; 6,3; 10,5 7,65 9,0 46,5 6,5 0,8 —
20 6,3; 10,5; 11,0 — 9,4 46,5 7,5 0,9 16100
тмнс 6300 10,5 6,3 8,0 9,4 46,5 8,° 0,9 —
тднс 10 000 10,5; 13,8; 15,75; 18,0 3,15; 6,3 12,3 14,5 85 14,0 0,8 19 500
тднс 16 000 10,5; 13,8; 15,75; 18,0 6,3 17,8 21 105 10,0 0,75 25 100
С высшим напряжением 35 кВ
ТМ 100 35 0,4; 0,23 ' 0,63 0,69 1,97—2,27 4,5—4,7 2,6 760
ТМ 160 Зэ 0,4; 0,23; 0,69 0,62 0,7 2,65—3,1 6,5—6,8 2,4 1150
ТМ-180/35* 180 35 10,5 1,5 — 4,1 5,5 6,0 410
ТМ 250 35 0,23; 0,4; 0,69 0,9 1,3 3,7-4,2 6,5—6,8 2,3 1440
ТМ-320/35 * 320 35 10,5 2,3 — 6,2 6,5 7,5 1100
ТМ 400 35 0,23; 0,4; 0,69 1,15 1,82 5,5—5,9 6,5 2,1 1830
ТМ-560/35 * 560 35 10,5 3,35 .— 9,4 6,5 6,5 1000
ТМ-560/35 * 560 35 0,4 6,0 — 10,5 6,5 — 1000
ТМ 630 35 0,4; 0,69 2,7 - — 7,6 6,5 1,97 2200
§ 17-8] Технические данные силовых трансф. и автотрансформаторов
Продолжение табл. 17-6
Тип Мощ- ное ъ, кВ • А Напряжение обмотки, кВ Потерн, кВт Напр я- жеиие коротко- го замы- кания, % Ток холостого хода, % Цена, руб-
вн НН холостого хода коротко- го замы- кания
Варианты ма- териала маг- нитопровода
А Б
ТМ 1000 35 0,4; 0,69; 3.15; 6,3; 10,5; 11,0 2,35 2,75 12,2; 11,6 6,5 1,5 2990
тмн 1000 35 0,4; 0,69; 3,15; 6,3; 10,5; 11,0 2,35 2,75 12,2; 11,6 6,5 1,5 8800
тм 1600 35 0,4; 0,69; 3,15; 6,3; 10,5; 11,0 3,1 3,65 18,0; 16,5 6,5 1,4 4030
тмн 1600 35 0,4; 0,69; 3,15; 6,3; 10,5; 11,0 3,1 3,65 18,0; 16,5 6,5 1,4 9600
ТМ-1800/35* 1800 35 10,5 8,3 24.0 6,5 5,0 2450
ТМН-1800/35* 1800 . 35 10,5 9,0 — 24,0 6,5 5440
ТМ 2500 35 0,69; 3,15; 6,3; 10,5; 11,0 4,35 5,1 25,0; 23,5 6,э 1,1 5150
ТМН 2500 35 0,69; 3,15; 6,3; 10,5; 11,0 4,35 5,1 25,0 6,5 1,1 11 600
ТМ-3200/35 * 3200 35 10,5 11,5 37 7,0 4,5 3370
ТМН-32СО/35 * 3200 35 10,5 13,2 34 7,0 4,5 6250
ТМ 4000 35 3,15; 6,3; 10,5; 11,0 5,7 6,7 33,5 7,5 1,0 6750
ТМН 4000 35 3,15; 6,3; 10,5; 11,0 5,7 6,7 33,5 7,5 1,0 13 600
ТМ-5600/35 * 5600 38,5 10,5 18,5 57,0 7,5 4,5 4850
ТМН-5600/35 * 5600 35 10,5 19,5 — 57,0 7,5 4,5 ——
ТМ 6300 35 3,15; 6,3; 10,5; 11,0 8,0 9,4 46,5 7,5 0,9 8550
ТМН 6300 Зэ 3,15; 6,3; 10,5; 11,0 8,0 9,4 46,5 7,5 0,9 16 100
ТМ-7500/35 * 7500 38,5 И 24 75 7,5 3,5 5800
тд ' 10 000 38,5 6,3; 10,5 12,3 14,5 65 7,5 0,8 12 350
ТДН-10000/05* 10 000 38,5 11 24 90 14,4 4,0 11 000
ТД-15000/35 * 15 000 38,5 11 39 122 8,0 3,0 8800
Выбор силовых трансформаторов [Разд, 17
Продолжение табл. 17-6
Тнп Мощ- ность, кВ • А Напряжение обмотки, кВ Потери, кВт Напря- жение коротко- го замы- кания, % Ток холостого хода, % Цена, руб-
вн НН холостого хода коротко- го замы- кания
Варианты ма- териала маг- нитопровода
А Б
ТДН-15000/35 * 15 000 38,5 6,6 40 120 8,2 4,0 13 900
ТДНС-15000/35* 15 000 38,5 6,6 40 — 125 8,2 4,0 —
тд 16 000 38,5 6,3; 10,5 17,8 21,0 90,0 8,0 0,6 18 600
ТДНС 16 000 36,75 6,3 17,8 23,0 105 10,0 0,75 26 000
ТД-20000/35 * 20 000 38,5 11,0 48 — 148 2,5 1,5 10 400
ТДН-20000/35 * 20 000 38,5 6,6 50 — 130 8,3 3,5 15 600
тдн 25 000 36,75 10,5 24,5 29,0 125 8,0 0,7 —
ТД-31500/35 * 31 500 38,5 11,0 73 — 180 8,0 2,0 16 000
ТДН-31500/35 * 31 500 38,5 10,5 73 — 160 8,0 3,5 —.
ТДНС-315ОО/35 * 31 500 38,5 10,5 73 — 200 8,0 3,5 —
ТД 40 000 38,5 6,3; 10,5 31,0 36,0 165 8,5 0,4 —•
ТД-40500/35 * 40 500 38,5 11,0 94,0 —. 220 8,5 2,3 19 600
ТД-75000/35 * 75 000 38,5 10,5 130 — 322 8,5 3,0 —
тдц 80 000 38,5 6,3; 10,5 53,0 60,0 280 9,5 0,3 73 660
С высшим напряжением ПО кВ
ТМН 2500 НО 6,6; 11 5,5 6,5 22 10,5- 1,5 21 000
ТДН-2500/110 * 2500 НО 11 16 — 23 10,0 6,0 —
ТАМН-2500/110 * 2500 но 11 16 — 23 10,0 6,0 —
ТМГ-5600/110 * 5600 121 38,5 25,5 — 62,5 10,5 4,5 8400
ТМН 6300 115 6,6; 11 10 13 49 10,5 0,9 28 700
ТМГ-7500/110 * 7500 121 38,5 33,0 — 77 . 10,5 4 96 000
ТДН 10 000 115 6,6; 11 14 18,8 60 10,5 0,85 36 500
ТДГ-10000/110 * 121 38,5 38,5 — 97,5 10,5 3,5 11 000
ТАМН-10000/ПО* 10 000 115 11 37 — 74 10,5 4,0 —
ТДНГ-10000/110* 10 000 121 11 38 — 95 13,2 -4,5 18 900
§ 17-8] Технические данные силовых Трансф.'и автотрансформаторов
Продолжение табл. 17-6
00
Тип Мощ- ность, кВ • А Напряжение обмотки, кВ Потери, кВт Напря- жение коротко- го замы- кания, о/ /0 Ток холостого хода, % Цена, руб-
вн НН холостого хода коротко- го замы- кания
Варианты ма- териала маг- нитопровода
А Б
ТДГ-15000/110 * 15 000 121 38,5 50 133 10,5 3,5 13 500
ТДН-15000/110* 15 000 115 6,6; 11 40 — 130 10,5 4,5 32 000
ТДНГ-15000/110 * 15000 112 6,6 50 — 115 10,7 4,5 23 000
TAMH-15000/1I0 15 000 115 И 50 —- 130 10,э 4,5 —
ТД-16000/ПО* 16 000 121 6,3; 10,5 48 58 104 10,о 2,8 . 27 000
тдн 16 000 115 6,6; 11 21 26 90 10,5 0,8 42 000
ТДГ-20000/ПО* 20 000 121 38,5 60 — 163 10,5 3,0 16 300
ТДН-20000/110* 20 000 112 И 62 —— 153 10,5 4,5 —
ТДНГ-20000/110 * 20 000 112 11 62 — 150 11,6 4,5 25 600
тдн 25 000 115 38,5 29 36 120 10,5 0,75 58 300
ТДГ-31500/110* 31 500 121 38,5 86 — 200 10,5 2,7 19 800
ТДН-31500/110* 31 500 115; НО 11; 6,6 57 — 195 11,6 4 48 000
ТДНГ-31500/110* 31500 112 10,5 95 —_ 195 11,6 4 33 000
тдн 32 000 115 38,5 35 44 145 10,5 0,7 ——
тдн 40000 115 38,5 42 52 175 10,4 0,65 —
ТДН-40000/110 * 40 000 115 6,6; 11 80 ПО 215 10,5 4,0 58 300
ТДГ-40500/110 * 40 500 121 38,5 115 222 10,5 2,6 24 400
ТДН-40500/П0* 40500 115 11 125 — 220 10,5 3,6 ——
ТДГ-60000/110* 60 000 121 38,5 150 —. 300 11,5 3,6 32 800
ТДН-60000/110* 60 000 115 11 150 —- 275 10,5 4,0 —
ТДНГ-60000/110 * 60 000 115; 112 6,3; 11 ПО — 275 10,5 4,0 62 000
тдцн 63 000 115 38,5 59 73 245 10,5 0,6 —
ТДНГ-63000/110 * 63 000 115 6,6; 11 59 73 260 3 0,65 65 000
ТДГ-70000/110* 70 000 121 13,8 135 390 13,2 3,5 -—
ТДГ-75000/110 * 75000 121 10,5 — — — 10,5 .—
тдц 80000 121 3,15; 6,3; 10,5; 13,8 70 89 310 10,5 0,55
Выбор силовых трансформаторов [Разд. 17
о
Продолжение табл. 17-6
Тип Мощ- ность, кВ • А х Напряжение обмотки, кВ Потерн, кВт Напря- жение коротко- го замы- кания, % Ток холостого хода, % Цена, руб.
вн НН холостого хода коротко- го замы- кания
Варианты ма- териала маг- нитопровода
А Б
ТДЦНГУ-80000/110* 80 000 115 6,3; 10,5 130 350 82 000
тдц 125 000 121 10,5; 13,8 100 120 400 10,5 0,5
ТДЦГ-180000/110* 180 000 121 18 420 — 680 10,5 3,2 —
тдц 200 000 121 13,8; 15,75; 18,0 140 170 550 10,5 0,5
тдц 250 000 121 15,75 160 200 640 10,5 0,5 —
тдц 400 000 121 20 260 320 900 10,5 0,45 220 000
С высшим напряжением 150 кВ
ТДН-2500/150 * 2500 150 11 17 —. 26,5 11,0 6,0
Т АМН-2500/150 * 2500 150 11 17 — 26,5 11,0 6.0
ТМН 4000 158 6,6; 11 8,4 10 35 10,5 1,2 .—
ТДГ-10000/150* 10 000 154 3,3 42 — 95 14,6 4,0 —
ТДГ-15000/150 * 15 000 154 3,3; 6,6 63 — 127 11,5 4,6 30 600
ТДН 16 000 158 6,6; 11 19 21 88 11,0 0,8 42 000
ТДГ-70000/150 * 70 000 169 13,8 178 — 362 14,0 3,3
ТДЦ 125 000 165 10,5; 13,8 100 но 380 11,0 0,э
ТДЦ 250 000 165 10,5; 13.8; 15,75 170 190 640 11 0,5 227 000
ТДЦ 400 000 165 20 240 270 930 11 0,5 —
С высшим напряжением 220 кВ
ТДГ-31500/220* 31 500 220 11 115 220 14,0 4,2
ТДГ-40500/220 * 40 500 220 11 125 350 14,0 4,2
ТДГ-60000/220 * 60 000 242 13,8 125 — 390 14,0 4,0
ТД-70000/220 * 70 000 230 10,5 75 — 260 10,6 0,6 —
§ 17-8] Технические данные силовых трансф. и автотрансформаторов
Продолжение табл. 17-6
Тип Мощ- ность, кВ • А Напряжение обмотки, кВ Потери, кВт Напря- жение коротко- го замы- кания, % Ток холостого хода, % Нена руб
вн НН холостого хода коротко- го замы- кания
Варианты ма- териала маг- нитопровода
А Б
тдц 80 000 242 6.3; 10,5; 13,8 80 105 320 11,0 0,6 90 000
ТДЦГ-90000/220* 90 000 242 6,3; 10,5; 13,8 255 — 400 Р2 3,8 108 000
ТДЦ (ТЦ) 125 000 242 10,5; 13,8 115 135 380 11,0 0,5 162 000
ТДЦГ-180Э0Э/220 * 180 000 242 18; 15.75 320 — 760 12,0 3,2 152 000
ТДЦ 200 000 242 13,8; 15,75; 18,0 170 200 580 11,0 0,45 181 000
ТДЦ (ТЦ) 250 000 242 13,8: 15,75 210 240 650 11,0 0,45 320 000
ТДЦГ-275000/220 * 275 000 242 15,75 435 — 1050 11,0 3,0 —
ТДЦГ-360000/220 * 360 000 242 20 475 — 1450 13,0 2,5 233 000
ТДЦ (ТЦ) •100 000 242 13.8; 15,75 280 330 880 11,0 0,4 —
ТЦ 630 000 242 15,75; 20 320 380 1300 11,0 0,35 505 000
С высшим напряжением 330 кВ
ТДН 32 000 330 38,5 70 82 170 11,0 0,85 —
ТДН 63 000 330 38,5 ЮЗ 120 265 11,0 0,7 —
ТДЦ 125 000 347 10,5; 13,8 125 145 360 11,0 0,5 —
ТДЦ 200 000 347 13,8; 15,75; 18,0 187 220 560 11,0 0,45 —
тдц 250 000 347 13,8; 15.75 205 240 605 11,0 0,45 —
тдц 400 000 347 15,75; 20,0 310 365 810 11,0 0,4 —
ТЦ 630 000 347 15,75; 20,0 345 405 1380 11,0 0,3 —
ТЦ 1000 000 347 24 480 — 2200 11,0 0,3 —
ТЦ 1250 000 347 27 — — — — — —
С высшим напряжением 500 кВ
ТДЦ (ТЦ) 206 000 525 15,75; 20 145 175 700 13,0 0,35 261 000
ТДЦ (ТЦ) 250 000 525 13.8; 15,75; 20 205 250 60Q 13,0 0,45 —
ТДЦ (ТЦ) 400 000 525 13,8; 15,75; 20 320 385 800 13,0 0,4 398 000
ТЦ 630 000 525 13,8; 15,75; 20 420 500 1300 14,0 0,35 —
Выбор силовых трансформаторов [Разд. 17
Продолжение табл. 17-6
Тип Мощ- ность, кВ • А Напряжение обмотки, кВ Потери, кВт . Напря- жение коротко- го замы- кания, о/ /о Ток холостого хода, 0/ /0 Цена, руб.
вн нн холостого хода Варианты ма- териала маг- нитопровода А | Б коротко- го замы- кания
Однофазные двухобмоточные трансформаторы
ОДГ-10500/110* 10 500 121 11 29,5 — 81,5 3,3 10,5 9500
ОДГ-10500/110 * 10 500 110 6,6; 11 29,5 — 81,5 3,3 10,5 —
ОДГ-20000/1Ю * 20 000' 121 11 47 — 129 2,85 10,5 14 200
ОДГ-20000/150* 20 000 160 10,5 63,2 — 119,7 2,9 Н,4 —
ОДГ-20000/220 * 20 000 242 6; 11 71 — 128 3,25 13 —
ОДГ-30000/150* 30 000 165 13,8 92,55 — 150,55 2,9 10,5 —
ОДГ-40000/110* 40 000 121 13,8 84 — 216 2,5 10,5 24 500
ОДГ-40000/220 * 40 000 242 13,8 105,6 — 202,4 2,32 13,6 —
ОДГ-50000/1Ю* 50 000 121 13,8 107 — 222 2 10,5 28 700
ОДГ-50000/220* 50 000 242 10,5 146 — 217 2,94 12,3 —
ОДГ-60000/220 * 60 000 242 18 145 — 279,75 2,4 13,82 —
ОД-66667/220 66 667 230 II — — — — 12,6 83 000
ОДЦГ-135000/500 * 135 000 500 13,8 500 — 600 4 13,4 —
О ДЦ-150000/400 150 000 20/3 15/15 120 — 485 0,5 12,5 —
ОДЦГ-210000 210 000 525 15,75; 20 — — — — 13,3 170 000
ОЦ-417000/500 417 000 525/3 15,75 290 — 1200 0,4 13 326 000
Старого типа.
§ 17-8] Технические данные силовых трансф. и автотрансформаторов
Таблица 17-7
Технические данные трансформаторов с расщепленной обмоткой НН
Тип Мощ- ность, кВ-А Напряжение обмоток, кВ Потери, кВт Напряжение к. з. на номинальной ступени, % Ток х. х., % Цена, руб.
вн НН холостого хода корот- кого замы- кания
варианты материала магнито- провода
А Б
ТРДНС 25 000 10,5 6,3—6,3 21 25 125 BH-HH 9,5 HHj—НН2 15 0,5 —
15,75; 6,3—6,3; 6,3—10,5 24,9 29 145 ВН—НН 9,5 0,7 30 500
18; 20 НН]—НН2 15
ТРДНС 32 000 15,75 6,3—6,3; 6,3—10,5 26 30 155 ВН—НН 11,5 НН2—НН2 20 0,45 38 500
20; 24 6,3—6,3; 6,3—10,5 — 30 145 ВН—НН 11,5 НН]—НН2 20 0,45 38 500
ТРДНС 40 000 20 6,3—6,3 33 39 225 ВН—НН 14 НН]—НН2 15 0,4 48 800
24 10,5—10,5; 6,3—6,3 — 36 170 ВН—НН 11,5 0,4 48 800
27 6,3—6,3; 6,3—10,5 ННХ—НН2 20
ТРДНС 63 000 20; 24; 6,3—6,3; 6,3—10,5 44 50 250 ВН—НН 11,5 0,35 90 700
27 НН]—НН2 20
ТРДНС или ТРДЦНС 80 000 24; 27 6,3—6,3; 6,3—10,5 55 62 300 ВН—НН 1.1,5 НН]-НН2 20 0,3 —
ТРДН-32000/35 32 000 36,75 10,5—10,5 28 33 — ВН—НН 11,5 НН]—НН2 20 0,7 37 000
ТРДН-40000/35* 40 000 36,75 10,5—10,5; 6,3—6,3; 33 39 225 . ВН—НН 9,5 2 47 100
6,3—10,5 НН]—ННа 15
Выбор силовых трансформаторов [Разд. 17
Тип Мощ- ность, кВ-А Напряжение обмоток, кВ
вн НН
ТРДН-63000/35* 63 000 36,75 10,5—10,5
ТРДН 25 000 115 6 3—6,3; 10,5—6,3; 6,3—10,5
ТРДН 32 000 115 6,3—6,3; 10,5—10,5; 6,3—10,5
ТРДН 40 000 115 6,3—6,3; 10,5—10,5; 6,3—10,5
ТРДЦН 63 000 115 6,3—6,3; 10,5—10,5; 6,3—10,5
ТРДЦН 80 000 115 6 3—6,3; 10,5—10,5; 6,3—10,5
ТРДЦН 125 000 115 10,5—10,5
ТРДН-31500/110* 31500 115 22; 38,5; 6,3
ТРДНГУ-40500/110 40 500 115 —
ТРДН-63000/110* 63 000 115 6,3—6,3; 10,5—10,5; 6,3—10,5; 22; 38,5
ТРДН-80000/110* 80 000 115 6,3—6,3; 10,5—10,5
ТРДН 32 000 158 6,3—6,3; 10,5—6,3; 10,5—10,5
ТРДН 63 000 158 6,3—6,3; 10,5—10,5; 10,5—6,3
Продолжение табл. 17-7
Потери, кВт Напряжение к. з. на номинальной ступени, % Ток х. X,, % Цена, руб.
холостого хода корот- кого замы- кания
варианты материала магнито- провода
А Б
48 55 280 ВН-НН 11,5 НН!—НН, 20 — —
25 30 120 ВН—НН 10,5 HHt—НН2 15 0,75 60 050
32 40 145 ВН—НН 10,5 HHi-HH2 15 0,7 67 500
42 50 175 ВН—НН 10,4 HHj—НН, 15 ВН—НН “10,5 0,65 74 800
59 70 245 0,6 93 760
HHj—НН2 15
70 85 310 ВН—НН 10,5 HHt—НН2 15 0,55 10 400
100 120 400 ВН—НН 10,5 HHi—НН2 15 0,55 —
— 95 195 ВН—НН 10,5 HHi—НН2 20 4 —
87 210 — 55 000
59 73 260 ВН—НН 10,5 0,65 —
100 120 520 ВН—НН 10,5 0,55 —
ВН—НН 10 0,7 61 000
31 35 145 HHt—НН2 16,5 91 000
52 59 235 ВН—НН 10 HHi—НН2 16,5 0,65
§ 17-8] Технические данные силовых трансф. и автотрансформаторов
Продолжение табл. 17-7 ?
Тип Мощ- ность, кВ-А Напряжение обмоток, кВ Потерн, кВт Напряжение к. з. на номинальной ступени, % Ток X- х., % Цена, руб.
вн НН холостого хода корот- кого замы- кания
варианты материала магнито- провода
А в
ТРДН-32000/150* 32 000 158 6,3—11 72 105 175 ВН-НН 10,5 HHi—НН2 20 3,5 55000
ТРДН 32 000 230 66—6,6; II—11; 6,6—11; 38,5 43 53 167 ВН-НН 12 0,9 85000
ТРДЦН 63 000 230 6,6—6,6; 11—II; 6,6—II; 38,5 67 82 300 ВН—НН 12 0,8 109000
ТРДЦН 100 000 230 11—II; 38,5 94 115 360 ВН—НН 12 0,7 —
ТРДЦН 160 000 230 11—11; 38,5 140 167 525 ВН—НН 12 0,6 —.
ТРДН-32000/220* 32 000 230 10,5—10,5; 6,3—6,3; 38,5 —. 125 215 ВН—НН 12 4,5
ТРДНГ-32000/220* 32 000 230 10,5—10,5; 6,3—6,3; 6,3—10,5; 38,5 — 125 215 ВН—НН 12 4,5 69000
ТРДЦНГ-63000/220* 63 000 230 6,3—6,3; 10,5—10,5; 22; 38,5 — 137 345— 360 ВН—НН 12,2 4 111000
ТРДН 32 000 330 6,3—6,3; 6,3—10,5; 10,5—10,5 70 82 170 ВН-НН 11 НН]—НН2 19 0,85 100000
ТРДН 63 000 330 6,3—6,3; 6,3—10,5; 10,5—10,5 ЮЗ 120 265 ВН—НН 11 НН]—НН2 19 0,7 —
ТРДН 125 000 330 10,5—10,5 155 180 420 ВН—НН 11 НН]—НН2 19 0,5 —
ТРДЦН 200 000 330 10,5—10,5 — — — — — —
Примечания? 1. Условные обозначения силовых трансформаторов см. табл. 17-5.
2. Трансформаторы типа ТРДНС имеют расщепленные обмотки НН, прн этом мощностьобмоток рддна: ВН—100%, НЩи НН2—по 50%.
3. Для трансформаторов мощностью 25000—80000 кВ-A напряжение к. з. отнесено к мощности, равной половине номинальной (при
включении одной из частей обмотки НН), при обеих закороченных обмотках НН напряжение к. з. ВН (HHi—НН2) увеличивается на 10%.
Выбор силовых трансформаторов [Разд. 17
Таблица 17-8
Масса и размеры двухобмоточных масляных трансформаторов и трансформаторов с расщепленной обмоткой НН
Тип Мощность, кВ-А Максимальные размеры, м Масса, т- Номер рисунка
Длина В Ширина Г Высота полная А Высота до крышки Б нли до втулки полная масла транс- портная
Мощностью от 25 до 630 кВ А на напряжение до 20 кВ включительно
ТМ 25 IJ2 0,44 1,21 0,775 0,365 — —. 17-17, а
ТМ 40 1,075 0,465 1,25 0,815 0,47 — — 17-17, б
ТМ-50/6* .50 1,06 0,835 1,32 1,0 0,6 — 0,6 17-16, а
ТМ-50/10* 50 1,27 0,79 1,495 1,065 0,75 — 0,75 —
ТМ-63/10 63 1,075 0,53 1,385 0,945 0,6 — — 17-17, б
ТМ-63/20 63 0,992 0,775 1,68 1,16 0,7 — 0,711 17-17, в
ТМ-100/6* 100 1,17 0,85 1,485 1,055 0,89 — 0,89 17-19, а
ТМ-100/10* 100 1,3 0,89 1,56 1,13 1,0 — 1,0 17-19, а
тм 100 1,15 0,8 1,485 1,005 0,715 — —— 17-17, б
тм 160 1,21 1,0 1,585 1,15 1,1 — — 17-17, д
ТМ-180/6* 180 1,62 1,05 1,505 1,06 1,23 — 1,23 17-19, а
ТМ-180/10* 180 1,57 0,91 1,695 1,22 1,36 — 1,36 17-19, а
ТМ 250 1,265 1,04 1,72 1,225 1.3 —- — 17-17, д
ТМ-320/6-10* 320 1,86 1,21 1,695 1,22 1,73 — 1,73 17-19, а
ТМ 400 1,345 1,12 1,8 — 1,8э —- — 17-20, а
тм 630 1,75 1,275 1,95 — 2,9 — — 17-20, б
Мощностью от 1000 до 16 000 кВ А на напряжение до 20 кВ включительно
ТМ-1000/6—10 1000 2,7 1,75 3,0 1,7 5 — — 17-20, в
ТМ-1000/20 1000 2,6 1,5 2,85 1,85 5,43 — — 17-20, в
ТМН-1000/10 1000 3,45 2,0 3,4 1,85 8,0 — — 17-20, в
ТМ-1600/10 1600 2,45 2,3 3,4 2,15 7,0 — — 17-20, г
ТМ-1600/20 1600 2,27 2,185 3,12 2,15 7,1 — — 17-20, г
ТМН-1.600/6—10 1600 3,45 2,0 3,6 2,1 8,5 — — 17-20, г
§ 17-8] Технические данные силовых трансф. и автотрансформаторов
Продолжение табл. 17-8
Тип Мощ- и ость, кВ-А Максимальные размеры, м Масса, т Номер рисунка
Длина В Ширина Г Высота полная А Высота до крышки Б или до втулки полная масла транс- портная
ТМН-1600/20 1600 3,5 1,81 3,265 2,15 9,6
ТМ-1800/10* 1800 2,96 1,74 3,43 2,42 8,91 — 8,91 17-19, г
ТМ-2500/6—10 2500 3,5 2,26 3,6 2,33 8,00 — — 17-21, б
ТМ-2500/20 2500 3,595 2,235 3,4 2,265 8,95 — 17-21, б
ТМН-2500/6—10 2500 3,65 2,23 4,0 2,25 12,2 — 1 — 17-21, б
ТМН-2500/20 2500 3,65 2,224 3,55 2,258 12,265 — — 17-21, б
ТМ-3200/10* 3200 4,15 2,6 4,0 2,83 13,13 — 11,7 17-22, а
ТМ-4000/10 4000 3,9 3,65 3,9 2,45 13,2 —. 9,7 17-21, в
ТМ-4000/20 4000 3,9 3,6 3,72 2,42 13,15 — — 17-21, в
ТМН-4000/10 4000 ' 3,88 3,58 4,0 2,45 16,0 — — 17-21, в
ТМН-4000/20 4000 3,875 3,575 3,715 2,422 16,28 — — 17-21, в
ТМ-5600/10* 5600 4,3 3,76 4,0 2,83 18,96 — 16,44 "
ТМ-6300/10 6300 4,3 3,7 4,05 2,55 17,3 — — 17-21, в
ТМ-6300/20 6300 4,05 3,632 3,85 2,54 19,6 — — 17-21, в
ТМН-6300/10 6300 4,1 3,65 4,2 2,55 19,0 — — 17-21, в
ТМН-6300/20 6300 4,05 3,632 3,85 2,54 19,6 — —— 17-21, в
ТМНС-6300/10,5 6300 4,125 3,61 4,2 2,35 18,2 — — —
ТДНС < 10 000 4,54 3,92 5,59 3,34 29,9 — —— —
тднс 16 000 5,58 3,97 6,0 3,82 39,3 — —• —
С высшим напряжением 35 кВ
ТМ 100 1,19 0,895 2,13 1,42 1,215 0,46 1,225 17-17, г
ТМ-180/35* 180 2,34 1,06 2,065 1,375 2,04 — 2,04 17-19, а
ТМ 250 1,5 1,25 2,32 1,67 2,0 0,71 — 17-17, е
ТМ-320/35* 320 2,39 1,39 2,14 1,45 2,75 — 2,75 17-17, б
ТМ 400 1,65 1,35 2,5 1,76 2,675 0,8 — 17-17, в
ТМ-560/35* 560 2,38 1,27 2,45 1,69 3,93 *— 3,93 17-19, в
Выбор силовых трансформаторов [Разд. 17
Тип Мощ- ность, кВ-А Максимальные размеры, м
Длина В Ширина Г Высота полная А Высота до крышки Б или до втулки
ТМН-560/35* 560 3,72 1,28 3,47 2,265
ТМ 630 2,1 1,45 2,75 2,0
ТМ 1000 2,7 1,57 3,15 1,86
ТМН 1000 3,7 1,85 3,8 1,86
ТМ 1600 2,65 2,3 3,4 2,15
ТМН 1600 2,65 2,5 3,4 2,15
ТМ-1800/35* 1800 2,96 1,74 3,43 2,42
ТМН-1800/35* 1800 4,0 1,75 3,89 2,72
ТМ 2500 3,8 2,45 3,8 2,25
ТМН 2500 3,7 3,5 4,0 2,25
TM-3200/35* 3200 4,15 2,6 4,0 2,83
ТМН-3200/35* 3200 4,23 3,7 3,99 2,82
ТМ 4000 3,9 3,6 3,9 2,4
ТМН 4000 3,95 3,6 4,2 2,45
ТМ-5600/35* 5600 4,3 3,76 4,0 2,83
ТМН-5600/35* 5600 5,1 3,8 4,05 2,88
ТМ 6300 4,3 3,7 4,05 2,75
тмн 6300 4,15 3,65 4,4 2,55
TM-7500/35* 7500 5,05 3,74 4,19 2,995
ТД 10 000 3,0 3,76 4,35 2,96
ТДН-10000/35* 10 000 5,23 3,99 5,1 3,51
ТД-15000/35* 15 000 4,27 3,9 4,615 3,235
ТДН-15000/35* 15 000 5,33 3,93 5,46 3,86
ТДНС-15000/35* 15 000 5,33 3,93 5,7 3,9
ТД 16 000 3,95 3,97 4,86 3,25
ТДНС 16 000 5,58 3,97 6,0 3,82
ТД-20000/35* 20 000 4,47 3,9 5,03 3,435
Продолжение табл. 17-8
Масса, т Номер рисунка
полная масла транс- портная
6,65 6,65 17-19, а
3,5 1,о — 17-20, б
6,0 2,02 — 17-19, г
8,1 2,9 — 17-29, а
7,1 2,43 6,38 17-20, д
9,6 3,35 — 17-23, б
9,07 9,07 17-19, г
11,61 — 11,61 17-19, а
9,6 2,7 7,18 17-21, г
12,3 4,02 — 17-23, в
13,36 — 11,96 17-22, а
17,26 15,52 17-29, б
13,2 4,1 9,7 17-21, в
16,3 4,9 14,7 17-23, в
19,2 — 16,68 17-23, а
22,3 —. 19,78 17-29, в
17,4 4,8 12,15 17-21, в
19,6 6,0 15,3 17-23, в
22,5 —. 15,0 17-24, б
21,8 5,2 16,9 17-24, ж
29,6 — 23,6 17-26, а
31,1 8,7 23,2 17-24, а
42,0 11,5 32,6 17-26, б
42,4 33,0 17-26, б
31,3 8,2 24,7 17-24, ж
39,3 9,42 33,0 17-26, д
37,0 9,0 27,9 17-24, а
со
§ 17-8] Технические данные силовых трансф. и автотрансформаторов
Продолжение табл. l/-t>
Тип Мощ- ность, кВ-А Максимальные размеры, м Масса, т Номер рисунка
Длина В Ширина Г Высота полная А Высота до крышки В ИЛИ до втулки полная масла транс- портная
ТДН-20000/35* 20 000 5,59 4,03 5,965 4,125 50,5 12.8 40,2 17-26, б
ТД-31500/35* 31 500 5,4 4,14 5,5 3,9 54,0 14,5 39.8 17-24, а
ТДН-31500/35* 31 500 5,92 5,0 5,73 4,17 54,6 13,0 42,0 17-26, б
ТД 40 000 5,3 4,4 5,7 3,97 52,3 — — —
ТД-40500/35* 40 500 6Д 4,3 6,225 4,38 66,0 16,1 50,9 17-24, а
ТДЦ 80 000 5,95 4,55 6,1 4,25 78,8 11,9 67,4 —
С высшим напряжением 110 кВ
ТМН 2500 5,15 3,54 4,09 24,5 10,15 22 17-27, а
ТАМН-2500/110* 2500 5,115 2,81 3,7 2,07 21,5 6,15 21,0 17-27, а
ТМГ-5600/110* 5600 5,00 4,43 4,69 2,815 35,3 10,5 26,0 17-24, в
ТМН 6300 6,08 3,17 5,15 2,9 37,3 14,7 32 17-27, б
ТМГ-7500/110* 7500 5,5 4,4 4,955 3,08 40,3 11,7 30,3 17-24, г
тдн 10 000 5,9 4,27 5,38 2,8 38 12,9 31,4 17-26, е
ТДГ-10000/110* 10 000 5,36 4,4 5,105 3,23 40 10,5 32,5 17-24, в
ТДНГ-10000/И0* 10 000 4,9 4,94 6,24 4,365 53 14,5 43,3 17-26, в
ТДГ-15000/110* 15 000 5,12 4,45 5,94 3,8 52 12,5 41,7 17-24, в
ТДН-15000/110* 15 000 4,83 4,93 . 7,12 4,58 63,5 18,22 50,1 17-26, в
ТДНГ-15000/110* 15 000 4,7 5,03 6,83 4,58 61,4 — 48,0 17-26, в
ТДН 16 000 6,91 4,47 6,3 3,53 54,5 19,7 46 —
ТДГ-2О0ОО/11О* 200 000 5,6 4,45 5,43 3,58 59,6 15,1 45,9 17-24, в
ТДНГ-20000/110* 20 000 5,6 4,97 6,74 4,88 65,5 18,0 56,5 17-26, в
ТДН 25 000 6,58 4,65 5,82 3,38 67,2 20 ' 57 —
ТДГ-31500/110* 31 500 6,45 4,6 5,95 4,11 72,0 18 55,9 17-24, в
ТДН-31500/110* 31 500 7,68 4,82 6,386 3,876 84,5 — 67,0 17-24, г
ТДН 40 000 6,93 4,85 6,19 3,58 91,2 27 • 79 ——
ТДГ-40500/110* 40 500 6,84 4,69 6,58 4,54 90,5 . 23,1 70,6 17-24, в
Выбор силовых, трансформаторов [Разд. 17
' Продолжение табл. 17-8
Тип Мощ- ность, кВ-А Максималэные размеры, м Масса, т Номер рисунка
Длина В Ширина Г Высота полная А Высота до крышки Б или ЦО втулки полная масла транс- портная
ТДГ-60000/110* 60 000 6,51 4,98 6,87 4,6 115 29 66,5 17-24, в
ТДНГ-60000/110* 60 000 9,32 5,42 6,145 4,11 115 28,4 89,8 17-26, и
тдцн 63 000 8,3 4,4 6,5 4,2 107,2 28,5 94,7 —
ТДНГ-63000/110* 63000 8,36 5,06 6,88 4,37 113,1 — 91,69 —
ТДГ-70000/110* 70 000 8,44 4,98 7,22 4,95 122,3 34,0 66,5 17-24, в
тдц 80 000 7,8 5,4 7.0 4,5 НО 23 70 —
ТД-80000/110* 80 000 7,45 5,41 7,058 — 104 24,04 78 17-24, е
тдц 125 0С0 8.0 4,7 7,0 4,8 133 23 114 17-31, е
тдц 200 0С0 7,56 3,55 7,1 4,72 187,6 27,3 143 17-31, а
тдц 400 000 14,6 С 8,3 высшим 7,75 напряжена ем 150 кВ 296,8 49 219 17-31, г
ТАМН-2500/150* 2500 5.96 3,67 4,0 2,91 30,3 8,9 28,0 17-27, а
ТДГ-10000/150* 10 000 6,59 4,71 6,46 4,22 61,3 16,5 49,0 17-24, е
ТДГ-15000/150* 15 000 7,48 4,8 6,65 4,43 72,3 18,1 60,0 17-24, в
тдн 16 000 6.7 4,5 6,5 3,7 59 18 48,5 ——
ТДГ-70000/150* 70 000 6,3 3,8 7,05 — 122 21,5 112 17-30, а
ТДЦ 125 000 7,9 3,2 8,4 —> 146 30 129 —
тдц 400 000 10,6 С 3,8 высшим 7/2 напряжена 4,4 ем 220 кВ 297 55 220 17-31, в
ТД-70000/220* 70 000 8,85 5,19 6,88 4,17 4,91 159,3 — 95,5 17-34, в
ТДЦГ-90000/220* 90 000 7,85 5,2 6,97 155,2 25,5 101,5 17-31, в
ТДЦ (ТЦ) 125 000 9,5 5,6 7,14 — 169,7 (168,5) — — —
ТДЦГ-180000/220* 180 000 9,8 5,82 6,99 4,68 252,5 — 152,0 17-31, б
ТДЦ 20 000 12,6 6,34 7,36 — 195,0 39 — —
§ 17-8] Технические данные силовых трансф. и автотрансформаторов
Продолжение табл. 17-8
Тип Мощ- ность, кВ-А Максимальные размеры, м Масса, т Номер рисунка
Длина В Ширина Г Высота полная А Высота до крышки Б или до втулки полная масла транс- портная
ТДЦ (ТЦ) 250 000 11,7 5,65 8,8 248 (245) 41,7
ТДЦГ-275000/220* 275 000 9,43 5,36 7,2 4,78 262,0 54 290 17-31, д
ТДЦГ-360000/220* 360 000 10,6 5,0 7,74 5,64 380 49 225 17-31, б
ТДЦ (ТЦ) 400 000 12,55 4,48 7,97 — 352 (345) — — 17-30, б
ТЦ 630 000 12,2 С 5,19 высшим 8,1 гапряжени ем 330 кВ 374,2 75 — —
тдц 400 000 13,14 4,11 9,45 — 361 63 — 17-31, г
ТЦ 630 000 14,81 5,2 9,08 — 450 — 365 17-32, б
ТЦ 1000 000 14,71 С 5,2 высшим 9,28 шпряжени ем 500 кВ 515 — 400 17-32, б
ТДЦ (ТЦ) 206 000 10,9 6,8 10,25 — 285 67
ТДЦ (ТЦ) 400 000 16,2 (12,8) 7,3 9,9 — 410 — — —
тдц (ТЦ) 630 000 13,75 7,07 С расшрпл 10,3 енной обм откой НН 484 — — —
ТРДНС-25000/10—20 25 000 6,6 4,3 5,35 3,34 55 — 17-27, г
ТРДНС-32000/15—20 32 000 6,5 4,3 5,35 3,34 57,7 —
ТРДНС-40000/20—27 40 000 6,0 4,3 5,45 3,0 67,0 — —
ТРДНС-63000/20—27 63 000 7,0 4,6 6,1 3,9 90,7 — —
ТРДН-32000/35* 32 000 5,88 4,56 6,33 4,26 60 14,2 48 17-27, в
ТРДН-40000/35* 40 000 6,0 4,33 5,45 3,0 67 — 55 17-27, г
ТРДН-25000/П0 25 000 6,58 4,65 5,82 3,38 67,2 — . 17-27, г
ТРДН-40000/110 40 000 6,93 4,85 6,19 3,58 91,2 — — 17-27, г
Выбор силовых трансформаторов [Разд. 17
Продолжение табл. 17-8
под ред. А. А. Федорова, Г. В. Сербиновского
Тип Мощ- ность, кВ-А Максимальные размеры, м Масса, т Номер рисунка
Длина В Ширина Г Высота пол ная А Высота до крышки Б или до втулки полная масла транс- портная
ТРДЦН-63000/110 63 000 8,3 4,4 6,5 4,2 107,2 17-33, а
ТРДН-32000/150 32 000 6,8 4,8 7,6 4,2 92,1 — — 17-27, г
ТРДН-32000/220 32 000 8,9 5,5 8,35 5.0 150 — — 17-27, д
ТРДЦН-63000/220 63 000 8,0 5,55 8,6 41 145 — — .17-33, а
ТРДНГ-32000/220* 32 000 8,9 5,5 8,35 5,0 159 — — 17-27, д
ТРДЦНГ-63000/220*. 63 000 8,9 5,55 8,6 41 145 — — 17-33, а
Однофазные трансформаторы
ОДГ-10500/110* 10 500 5,44 3,565 4,39 4,06 31,5 13,5 25,5 17-25, а
ОДГ-20000/110* 20 000 6,1 3,85 5,55 4,7 47,0 20,5 35,0 17-25, а
ОДГ-20000/150* 20 000 6,34 — 4,75 4,62 64,0 28 53,0 17-25, а
ОДГ-20000/220* 20 000 7,94 — 5.38 4,9 85,0 30,6 69,6 17-25, а
ОДГ-30000/150* 30 000 7,135 — 6,62 4,59 76,3 31,95 60,5 17-25, а
ОДГ-40000/110* 40 000 7,1 — 6,4 4,5 72,0 35,0 57,0 17-25, а
ОДГ-40000/220* 40 000 8,005 — 6,82 5,2 112,0 45,0 60,5 17-25, а
ОДГ-50000/110* 50 000 7,41 — 6,05 4,69 85,1 39,0 66,1 17-25, а
ОДГ-50000/220* 50 000 7,865 — 6,9 5,5 130,4 55,9 70,3
ОДГ-60000/220* 60 000 8,0 — 7,75 5,5 133,8 55,4 59,8
ОДЦГ-135000/500* 135 000 10,05 — 11,6 6,2 235,0 140,0 165,0
ОДЦ-150000/400 150 000 9,75 4700 8,5 5,5 198,0 109,5 160,0 17-25, в
ОЦ-417000/500 417 000 10,2 — 11,4 4,7 361,0 230,0 271,0 17-25, *
§ 17-8] Технические данные силовых трансф. и автотрансформаторов
Таблица 17-9
Технические данные, масса и размеры сухих трансформаторов общего назначения
с естественным воздушным охлаждением
Тип Коми* наль- иая мощ- ность, кВ- А Сочетания напряжений, кВ Потери, Вт На- пряже- ние К. 3., % Ток х. х., % Габариты, мм Масса транс- форма- тора, кг Цена, руб-
холостого хода корот- кого замы- кания
вн нн Дли- на Шири- на Высо- та
Уро- вень А Уро- вень Б
Мощностью 10—160 кВ А на напряжение до 660 В (ГОСТ 18619-73)
ТСЗ-10/0,66 10 0,38; 0,5; 0,66 0,23; 0,4 75 90 280 4,5 7,0 700 440 650 150 —
ТСЗ-16/0,66 16 0,38; 0,5; 0,66 0,23; 0,4 100 125 400 4,5 5,8 760 480 680 180 —
ТСЗ-25/0,66 25 0,38; 0,5; 0,66 0,23; 0,4 140 180 560 4,5 4,8 820 520 720 240 —
ТСЗ-40/0,66 40 0,38; 0,5; 0,66 0,23; 0,4 200 250 800 4,5 4,0 890 540 820 320 —
ТСЗ-63/0,66 63 0,38; 0,5; 0,66 0,23; 0,4 280 355 1090 4,5 3,3 970 580 920 440 —
ТСЗ-100/0,66 100 0,38; 0,5; 0,66 0,23; 0,4 400 500 1500 4,5 2,7 1060 620 980 580 —
ТСЗ-160/0,66 160 0,38; 0,5; 0,66 Мощностью 0,23; 0,4 160-1600 кВ. 570 А на н 710 апряже 2060 ние 6- 4,5 -15,75 к 2,3 В (ГО 1150 СТ 140 680 74-76) 1150 800 —
TC3-160/I0 160 6,3; 10,5 0,23; 0,4 700 — 2700 5,5 4,0 1800 950 1700 1400 2800
ТС-180/10* 180 10,5 0,525 1600 — 3000 5,5 4,0 1800 950 1790 1790 2000
ТСЗ-250/10 250 6,3; 10,5 0,23; 0,4; 0,69 1000 — 3800 5,5 3,5- 1850 1000 1850 1800 3500
Выбор силовых трансформаторов [Разд. 17
Продолжение табл. 17-9
Тип Номи- наль- ная мощ- ность, кВ-А Сочетания напряжений, кВ Потери, Вт На- пряже- ние К. 3., % Ток X. X., % Габариты, мм Масса транс- форма- тора, кг Цена, руб.
холостого хода корот- кого замы- кания
вн НН Дли- на Шири- на Высо- та
Уро- вень А Уро- вень Б
TC3-25Q/15 250 13,8; 15,75 0,4 1100 — 4400 8,0 4,0 2300 1200 1850 2200 —
ТС-320/10* 320 10,5 0,525 2600 — 4900 5,5 3,5 — — — 2407 2400
ТСЗ-400/Ю 400 6,3; 10,5 0,23; 0,4; 0,69 1300 — 5400 5,5 3,0 2250 1000 2160 2400 5000
ТС-560/10* 560 10,5 0,525 3500 — 7400 5,5 3,0 2250 1000 2160 3488 3400
TC3-630/10 630 6,3; 10,5 0,4; 0,69 2000 — 7300 5,5 1,5 2250 1000 2300 3400 6800
TC3-630/15 630 13,8; 15,75 0,4 2300 — 8700 8,0 2,0 2450 1350 2350 4000 —
TC3C-630/10 630 6,3; 10,5 0,4 2000 — 8500 8,0 2,0 2250 1100 2300 3800 6800
ТС-750/10* 750 10,5 0,525 4900 — 8800 5,5 2,5 2250 1100 2300 4483 3900
ТСЗ-1000/10 1000 6; 10 0,4; 0,69 3000 — 11200 5,5 1,5 2400 1350 2550 4600 9300
ТСЗ-1000/15 1000 13,8; 15,75 0,4 3200 — 12 000 8,0 2,0 2550 1350 2750 5000 —
ТСЗС-1000/10 1000 6; 10 0,4 3000 — 12 000 8,0 2,0 2400 1350 2550 5600 —
ТСЗ-1600/10 1600 6; 10 0,4; 0,69 4200 — 16 000 5,5 1,5 2650 1350 3200 6500 13 000
ТСЗ-1600/15 1600 13,8; 15,75 0,4 4300 — 16 000 8,0 2,0 2600 1350 3200 6800 —
* Старого типа.
Примечания: 1. Трансформаторы с напряжением ВН 500 В изготовляют по согласованию между предприятием-изготовителем
и потребителем для существующих установок.
2. По заказу потребителя для существующих электроустановок на напряжение 3 кВ допускается изготовлять трансформаторы
мощностью 400, t>?0 и 1000 кВ «А с сочетанием напряжений 3,15/0,4.
3. Уровень Б относится к трансформаторам, в которых использована электротехническая сталь толщиной 0,35 мм марки Э-ЗЗОА
с жаростойким покрытием.
§ 17-8] Технические данные силовых трансф. и автотрансформаторов
196
Выбор силовых трансформаторов
[Разд. 17
Таблица 17-10
Технические данные трансформаторов герметичных масляных и
с негорючим жидким диэлектриком (ГОСТ 16555-75)
Условное обозначенис ! Номинальная ! мощность, кВ • А Номинальные напряжения, кВ Потери, Вт Ток х. х., % Напряжение к. з., % Цена, руб.
холостого хода короткого замыкания
вн НН
гиг гост а по 11677-75 X а> и о < Л о и о о.
ТМЗ; ТНЗ 250 6; 10 0,4; 0,69 6G0 780 3700 2,3 4,5 2160
ТМЗ; тнз 460 6; 10 0,4; 0,69 920 1080 5500 2,1 4,5 3000
ТМЗ; ТНЗ 650 6; 10 0,4; 0,69 1420 1680 7600 1,8 5,5 3990
ТМЗ; ТНЗ 1000 6; 10 0,1; 0,69 2200 2450 10 600 1,4 5,5 2950
ТМЗ; ТНЗ 1600 6; 10 0,4; 0,69 2800 3300 18 000 1,3 5,5 9350
ТМЗ; ТНЗ 2500 6; 10 0,4; 0,69 3900 4600 24 000 1,0 5,5 —*
П рвмел а н и е. Упог.епь А потерь холостого хода относится к трансформато-
рам, изготовленным из электротехнической стали с удельными потерями Р15/50 не более
0,9 Вт/иг, уровень Б --не более 1,1 Вт/кг.
Таблица 17-11
Габариты и полная масса трансформаторов герметичных масляных
и с негорючим жидким диэлектриком (ГОСТ 16555-75)
Условное обозначение типа трансформатора по ГОСТ 11677-75 Номинальная хищность, кВ-А Габариты, мм, не более Полная мас- са, кг» не более
Полная высота Длина Ширина
ТМЗ 250 1750 1800 1400 1700
ТНЗ 2000'
ТМЗ 400 1860 2000 1400 2100
ТНЗ 2600
ТМЗ 630 2000 2190 1400 2900
ТНЗ 3400
ТМЗ 1000 2300 2320 1500 4170
ТНЗ 5600
ТМЗ 1600 2700 2560 1600 6500
ТНЗ 8000
ТМЗ 2500 2900 2900 1800 10 000
ТНЗ 12 000
Примечание. Для трансформаторов е негорючим жидким диэлектриком пол-
ная масса указана при заполнении совтолом 10.
Таблица 17-12
Трехобмоточные трансформаторы
Технические данные трехфазных трехобмоточных трансформаторов
Тип Номи- наль- ная мощ- ность, кВ «А Верхний предел номинального напряжения обмоток, кВ Напряжение к. з. при номинальных ступенях, % Потерн, кВт Ток X. X-, % Цена, руб.
вн сн нн [-СН к к 1 -нн X. х. к. 3.
Варианты материала магнито- провода нн—1
к X X
CQ CQ о А 1 Б CQ
С высшим напряжением 35 кВ
тмтн 6300 35 10,5; 15,75 13,8; 6,3 7,5 7,5 16 10 12 55 1,2 20 600
ТМТН-6300/35* 6300 35 10,5; 13,8 6,3 7,5 7,5 16,5 13 55 2,3
ТДТН или ТМТН 10 000 36,75 10,5; 15,75 13,8; 6,3 8,0 16,5 7 16 19 75 1,0 —
ТДТН или ТМТН 16 000 36,75 10,5; 15,75 13,8; 6,3 8,0 16,5 7 23 28 115 0,95 34 500
ТДТН или ТДТНГ или ТДТНГЭ 25 000 36,75 6,3 6,3 9,5 9,5 1,5 62 — 145 25 —
С высшим напряжением 110 кВ
ТМТГ-5600/110* 5600 121 38,5 11 17 10,5 10,5 17 6 30 29 — 69,5 5 И 700
ТМТ-6300/110* 6300 110; 121 38,5 6,6; 11 17; 10,5 10,5; 17,0 6 32 — 65 4,8 20 000
тмтн 6300 115 22; 38,5 6,6; 11 10,5 17 6 14 17 60 1,2 31 535
тмтн 6300 115 38,5 6,6; 11 10,5 17 6 14 17 58 1,2 34 500
ТМТГ-7500/110* 7500 121 38,5 11 17 10,5 10,5 17 6 6 35 35 82 81,5 4,6 4,6 14 000 14 000
ТМТН-10000/110* 10 000 115 22 6,6 10,5 17 6 23 80 1,1
ТДТН 10 000 115 38,5 6,6; И 10,5 17 6 19 23 76 1,1 46 000
§ 17-8] Технические данные силовых трансф. и автотрансформаторов
Тип । Номи- наль- ная мощ- ность, кВ - А Верхний предел номинального напряжения обмоток, кВ
ВН сн НН
ТДТГ-10000/110* 10 000 121 38,5 11
тдтн 10 000 110; 115 22; 38,5 • 6,6; 11
тдтн 10 000 115 38,5 11
ТДТНГ-10000/110* 10 000 115 38,5 11
ТДТНГЭ-10000/110* 10 000 115 38,5 11
ТДТГ-15000/110* 15 000 121 38,5 11
ТДТН-15000/110* 15 000 115 38,5 11
ТДТНГ-15000/110* 15 000 112 38,5 11
ТДТНГ-15000/110* 15 000 115 38,5 11
ТДТНГЭ-15000/110* 15 000 115 38,5 11
тдтн ТДТГ-20000/110* 16000 20 000 115 121 38,5 38,5 6,6; 11 И
Продолжение табл. 17-12
Напряжение к. з. при номинальных ступенях, % Потери, кВт Ток х. х., % Цена, руб.
BII-CH ВН-НН сн—НН х. х. к. з.
Варианты материала магнито- провода ВН-НН
А Б
17 10,5 6 45 97 4,4 16 200
10,5 17 43 — 97 4,4 16 200
10,5 17 6 19 23 80 1,1 31 500
17 10,5 6 26 32 105 1,05 —
17; 10,5 10,5; 17 6 47 — 72 5 31 500
17; 10,5 Ю,5; 17 6 47 — 72 5 23 200
17; 10,5 10,5; 17 6 47 — 72 5 —
17; 10,5 10,5; 17 6 63 — 132 4 19 600
10,5; 17 17; 10,5 6 65 — 140 5 —
10,8; 18,2 18,2; 10,2 6 65 — 137 5 27 500
10,5; 17 17; 10,5 6 65 — 140 5 —
10,5; 17 17; 10,5 6 65 — 140 5 —
10,5 17 6 26 29 96 1,0 50 000
17; 10,5 10,5; 17 6 76 163 3,5 28 800
Выбор силовых трансформаторов [Разд. 17
Тип Номи- наль- ная мощ- ность, кВ-А Верхний предел номинального ~ напряжения обмоток, кВ
вн СН НН
ТДТН-20000/110* 20 000 115 38,5 6,6; 11
ТДТНГ-20000/110* 20 000 115 38,5 11
ТДТНГ-20000/110* 20 000 112 38,5 6,3
ТДТНГЭ-20000/110* 20 000 115 38,5 11
ТДТН 25 000 115 11; 38,5 6,6; 11
ТДТГ-31500/110* 31 500 121 38,5 11
ТДТН-31500/110* 31 500 115 38,5 11
ТДТН-31500/110* 31 500 115 6,3 6,3
ТДТНГ-31500/11С* 31 500 115 6,3 6,3
ТДТНГЭ-31500/110* 31500 115 6,3 6,3
ТДТНГ-31500/110* 31500 115 38,5 11
ТДТНГЭ-31500/110* 31 500 НО 27,5 11
ТДТНГЭ-31500/110* 31 500 115 38,5 11
ТДТН 40 000 115 11; 38,5 6,6 6,6 или 11
Продолжение табл. 17-12
Напряжение к. з. при номинальных ступенях, % Потери, кВт Ток X. X., % Цена, руб-
вн—сн вн-нн сн-нн х. х. К. 3.
Варианты материала магнито- провода вн-нн
А Б
10,5; 17 17; 6 45 127 2,5 48 000
10,5; 17 10,5 17; 6 45 127 2,5 47 000
11,7; 10,5 19; 6,7; 78 181 5 32 000
18,4 10,5; 17 11,2 17; 6,5 6 45 127 2,5
10,5 10,5 17 6 36 42 140 0,9 62 000
17; 10,5 10,5; 6 ПО; 233 3 30 830
17,4; 17 10,5; 6,2 105 75 225 5 58 000
10,7 10,5 17,1 10,5 20 95 195 4
10,5 10,5 20 95 195 4
10,5 10,5 20 95 — 195 4
17,4 10,5 6,2 125 260 5 39 760
10,7 10,5 17,1 17 6,2 6 125 125 255 5 39 760
17,4; 10,5; 6,2 125 __ 255 5
10,7 10,5 17,1 17 6 50 63 255 200 5 0,8 81 000
§ 17-8] Технические данные силовых трансф. и автотрансформаторов
Тип Номи- наль- ная мощ- ность, кВ-А Верхний предел номинального напряжения обмоток, кВ
вн СН нн
ТДТГ-40500/110* 40 500 121 38,5 И
ТДТН-40500/110* 40 500 112 38,5 11
ТДТНГ-405С0/110* 40 500 112 38,5 11
ТДТНГ-40500/110* 40 500 112 38,5 10,5; 11
ТДТНГЭ-40500/110* 40 500 112 38,5; 27,5 11
ТДТГ-60000/110* 60 000 121 38,5 13,5
ТДТН-60000/110* 60 000 115 38,5 13,5
ТДТНГЭ-60000/110* 60 000 115 38,5 13,8; 6,6
ТДТН 63 000 115 И; 38,5 6,6; 6,6 или 11
ТДТГ-75000/110* 75 000 121 38,5 10,5
ТДТН-75000/1Ю* , 75 000 115 38,5 10,5
Продолжение табл. 17-12
Напряжение к. з. при номинальных ступенях, % Потери, кВт Ток х. х., % Цена, руб.
ВН—сн вн-нн сн-нн X. х. К. 3.
Варианты материала магнито- провода вн- нн
А Б
17; 10,5 10,5; 17 6 130 —* 300 3 32 000
17; 10,5 10,5; 17 6 130 — 300 3 32 000
17 10,5 6 135 — 300 4 61 000
18,4; 10,6 Ю,9; 18,2 7; 6,9 145 — 305 4 37 800
17; 10,5 10,5; 17 6' 135 — 300 4 —
17 10,5 6 150 — 410 3 43 800
17,5 10,5 7 190 —* 355 4 80 000
17,5; 12,5; 19,5 10,5; 19,5; 12,5 7; 6 190 — 355 4 —
10,5 17 6,5 70 87 290 0,7 104 000
17 10,5 6 170 — 530 4 —
20 12 7,5 210 — 450 4 90 000
Выбор силовых трансформаторов [Разд. 17
кэ
о
Продолжение табл. 17-12
Тип Номи- наль- ная мощ- ность, кВ-А Верхний предел номинального напряжения обмоток, кВ Напряжение к. з. при номинальных ступенях, % Потери, кВт Ток X. Х-, % Цена, руб.
вн сн нн вн—сн 1 вн-нн сн-нн X. X. К. 3.
Варианты материала магнито- провода я я 1 я В)
А Б
ТДТНГ-75000/110* 75 000 115 38,5 10,5 20 12 7,5 210 — 450 4 90 000
ТДТНГЭ-75000/110* 75 000 115 38,5 10,5 6,6 20 10,5 12 17 7,5 6 210 210 — 450 450 4 4 —
ТДТН 80 000 115 11; 38,5 6,6 или 1 1 10,5 17 6,5 82 102 390 0,6 114 000
ТДЦТН 80 000 115 38,5 6,6; 11 17 10,5 6 82 102 390 0,8 114 000
ТДТНГ 80 000 115 38,5 С высши 6,6; 11 м напряж И ением 150 18 кВ 6,5 95 115 390 1,6 —
ТДТГ-15000/150* 15 000 150 38,5 11 12,5; 17,5 17,5; 12,5 5 83 — 122 6 47 000
ТДТН 16 000 158 38,5 6,6; 11 10,5 18 6 21 25 96 1 53 000
ТДТН 25 000 158 38,5 6,6; 11 10,5 18 6 29 34 145 0,9 64 000
ТДТНГЭ-25000/150* 25 000 154 38,5 27,5 18 11,5 5,8 120 — 190 6 —
ТДТГ-31500/150* 31 500 150 38,5 6,3; 6,6; 11 12,5; 17,5 17,5; 12,5 5 135 — 245 4,5 —
ТДТН 40 000 158 38,5 6,6; 11 10,5 18 6 44 53 185 0,8 81 500
ТДТГ-60000/150* 60 000 150 38,5 11 12,5; 19,5 19,5; 19,5 6 190; 214 — 355; 386 4; 5 —
§ 17-8] - • Технические данные силовых трансф. и автотрансформаторов
Продолжение табл. 17-12
Тип Номи- наль- ная мощ- ность, кВ-А Верхний предел номинального напряжения обмоток, кВ Напряжение к. з. при номинальных ступенях, % Потери, кВт Ток х. х., % Цена, руб-
ВН СН НН вн-сн 1 ВН-НН сн-нн X. х. к. 3.
Варианты материала магнито- пров ода ВН-НН
А Б
ТДТГ-60000/150* 60 000 154 38,5 6,6 19,5 12,5 6 214 — 386 5 81 000
тдтн 63 000 158 38,5 6,6; 11 10,5 18 6 56 67 285 0,7 106 000
тдцтн юосоо 158 115 6,6; 11 — 11 — — 220 680 — —
С высшим напряжением 220 кВ
ТДТНГ-20000/220* 20 000 230 38,5 11; 6,6 12,5 18,9; 19,1 6,1; 6,3 95 — 145; 154 (ВН- СН) 5,5; 5,7 66 000
ТДТН 25 000 230 22; 38,5 6,6; 11 12,5 20 6,5 41 50 135 1,2 101 700
тдтн 40 000 230 22; 38,5 6,6; 11 12,5 22 9,5 54 66 240 1,1 127 600
тдцтн 63000 230 22; 38,5 6,6; 11 12,5 24 10,5 75 91 320 1,0 —
* Старого типа.
Примечания: 1. Потери к. з. для трехобмоточных трансформаторов и автотрансформаторов указаны при нагрузке, соот-
ветствующей номинальной мощности обмотки ВII, и таких же нагрузках обмоток СН и НН, при которых получаются максимальные
потери. Действительные потери следует определять методом, указанным в § 17-4.
2. Сведения о потерях однофазных трансформаторов не приведены по причине их нестабильности.
202 Выбор силовых трансформаторов [Разд. 17
Таблица 17-13
Технические данные однофазных трансформаторов
Тип Мощ- ность, кВ-А Верхний предел номинального напря- жения обмоток, кВ Напряжение к. з. при номинальных ступенях, % Потери, кВт Ток х. X., % Цена, руб.
вн сн НН ВН—СН вн-нн сн—нн х. X. К. 3.
Однофазные трехобмоточные трансформаторы
ОМТГ-5000/110* 5000 121 38,5 11 17 10,5 6 20,5 54,5 4,2 10 500
ОМТГ-5000/110* 5000 121 38,5 11 10,5 17 6 20,5 54,5 4,2 10 500
ОМТГ-6667/1Ю* 6667 121 38,5 11 17 10,5 6 27 66 4
6667 121 38,5 11 10,5 17 6 25 66 4 10 700
ОДТГ-10500/1Ю* 10 500 121 38,5 11 17 10,5 6 35,5 96,5 3,6 12 800
121 38,5 11 17 10,5 6 32,5 96,5 3,6
ОДТГ-13500/110* 13 500 121 38,5 11 17 10,5 6 41 116 3 14 600
121 38,5 11 10,5 17 6 38,5 116 3
ОДТГ-20000/110* 20 000 121 38,5 11 17 10,5 6 59 147 2,8 16 300
121 38,5 11 10,5 17 6 55 147 2,8 —
ОДТГ-30000/220* 30 000 220 115 38,5 13,45 22 8,1 110,8 192,3 3,1 —
ОДТГ-33333/220* 33 333 220 115 15,75 14,04 22,24 7,7 112 215,63 4,7 —
ОДТГ-33333/220* 33 333 242 66 16,5 20 13 7 125 205,95 3,9 —
ОДТГ-40000/220* 40 000 242 121 13,8 22 14 8 130 242,75 4,5 —
ОДТГ-40000/220* 40 000 242 121 13,8 22,4 14,16 8 130 175,4 3,47 —
ОДТГ-46667/220* 46 667 242 121 13,8 21 13 8 157 27,9 3,7 —
ОДТГ-60000/220* 60 000 220 115 11 14,5 23 7,4 198 280,2 3,51 —
ОЦТГ-82500/220* 82 500 242 121 13,8 22 14 8 274 435 3,7 —
Старого выпуска.
§ 17-8] Технические данные силовых трансф. и автотрансформаторов
Таблица 17-14
Масса И размеры трехобмоточных -трансформаторов
Тип Мощ- ность, кВ-А Максимальные размеры, м Масса, т № рисунка
Длина В Ширина Г Высота А Высота до крыш- ки Б или до втулки полная масла транс- портная
с высшим напряжением 35 кВ
тмтн 6300 5,2 4,2 4,5 2,7 25,0 7,28 19,8 —
ТМТН-6300/35* 6300 4,86 3,96 3,9 2,56 23,7 7,28 19,8 17-32, а
ТДТН или ТМТН 10 000 6,0 4,3 5,2 3,05 35,0 9,85 26,4 17-32, а
ТДТН или ТМТН 16 000 6,5 4,5 5,5 3,48 47,0 12,63 34,62 17-32, а
С высшим напряжением НО кВ
ТМТГ-5600/110* 5600 5,49 4,54 5,09 3,215 43,0 17,9 35,5 17-24, г
ТМТ-6300/110* 6300 7,0 4,5 4,95 — 38,946 14,26 29,6 17-24, г
ТМТН-6300/110 6300 6,24 3,465 5,395 3,054 42,5 15,4 37,64 17-32, б
тмтн 6300 _ 6,2 3,5 5,4 3,0 42 15 7 17-32, б
ТМТГ-7500/110* 7500 6,46 4,64 5,21 3,37 48,6 18,1 37,3 17-24, г
ТМТН-10000/110* 10 000 7,147 3,376 5,864 3,594 57,0 22,34 48,375 17-28, б
ТДТН 10 000 6,9 3,75 5,4 2,9 52,0 17,0 46,0 —.
ТДТГ-10000/110* 10 000 5,735 4,59 5,245 3,39 51,2 18,5 41,6 17-24, д
ТДТН-10000/110* 10 000 6,58 3,75 5,432 2,882 52,2 16,7 16,0 17-30, в
ТДТН-10000/по* 10 000 6,9 3,75 5,4 3,18 52,3 16,8 46,0 17-30, б
ТДТНГ-10000/по* 10 000 5,1 5,18 6,355 4,475 71,0 27,0 60,0 17-28, б
ТДТГ-15000/110* 15 000 5,885 4,7 5,4 3,515 60,8 20,7 ' 50,1 17-24, д
ТДТНГ-15000/110* 15 000 5,85 5,28 6,645 4,77 77,0 27,2 63,5 17-28, а
Выбор силовых трансформаторов [Разд. 17
Тип Мощ- ность, кВ-А' Максимальные размеры, м
Длина В Ширина Высота А Высота до крыш- ки Б или до втулки
ТДТНГ-15000/НО* 150 000 — —
тдтн 16 000 7,2 4,4 6,2 —
ТДТГ-20000/110* 20 000 6,0 4,7 5,555 3,70
ТДТН-20000/110* 20 000 7,4 4,44 6,16 . 3,62
ТДТНГ-20000/110* 20 000 5,84 5,27 6,64 4,785
ТДТНГ-20000/110* 20 000 6,44 4,725 5,685 4,0
ТДТН 25 000 7,4 4,6 6,4 3,6
ТДТГ-31500/110* 31 500 7,1 4,85 6,075 4,04
ТДТН-31500/110* 31 500 8,55 5,112 6,435 4,065
ТДТНГ-31500/110* 31 500 8,9 5,1 6,435 4,206
ТДТНГ-31500/110* 31 500 6,27 . 4,78 7,17 4,888
ТДТНГЭ-31500/110* 31 500 8,9 5,1 6,435 4,2
тдтн 40 000 7,5 4,9 6,3 4,0
ТДТГ-40500/110* 40 500 6,92 4,99 7,06 5,0
ТДТНГ-40500/110* 40 500 8,71 5,06 6,485 4,27
ТДТНГ-40500/110* 40 500 7,24 5,72 7,60 5,8
ТДТГ-60000/110* 60 000 8,12 5,13 7,665 - 5,355
ТДТНГ-60000/110* 60 000 10,83 5,86 ' 7,3 4,65
Продолжение табл. 17-14
Масса, т
№ рисунка
полная масла портная
77,2 27,2 63,2 17-28, д
66,0 21,2 60,0 17-30, в
70,0 22,5 57,0 17-24, д
72,0 24,0 59,0 17-30, в
85,0 28,0 68,5 17-28, а
84,0 28,0 68,5 17-28, г
78,0 23,6 60,0 —
98,7 29,5 78,4 17-24, д
117,5 35,2 61,6 17-28, в
117,5 35,2 95,0 17-28, в
93,0 26,5 72,5 17-28, е
119,44 35,3 95,0 17-28, в
104,0 28,0 97,0 —
116,0 35,7 63,0 17-24, д
119,0 33,8 71,2 17-28, в
128,0 39,2 66,0 17-28, а
144,0 39,1 80,0 17-24, д
156,5 50,0 84,5 17-28, в
ьо
§ 17-8] Технические данные силовых трансф. и автотрансформаторов
сл
Продолжение табл. 17-14
Тип Мощ- ность, кВ-А Максимальные размеры, м Масса, т № рисунка
Длина В Ширина Г Высота А Высота до крыш- ки Б или до втулки полная масла транс- портная
ТДТН 63 000 8,2 4,7 7,0 4,7 131,0 35,0 109,0 —
ТДТНГ-75000/110* 75 000 9,77 5,85 7,18 4,96 170,5 51,7 94,7 17-28, в
ТДТН 80 000 9,6 4,8 7,2 4,6 146,0 37,0 125,0 —
С высшим напряжением 150 кВ
ТДТГ-15000/150 15 000 7,2 5,04 6,602 4,087 80,0 31,3 65,6 17-24, д
ТДТН 16 000 8,0 5,48 6,9 4,05 114,0 36,7 87,1 17-28, в
ТДТН 25 000 — — — — — — — —
ТДТНГЭ-25000/150* 25 000 8,0 5,48 6,82 4,05 114,0 36,7 87,1 17-28, в
ТДТГ-31500/150* 31 500 8,04 5,2 7,011 4,766 130,6 45,3 67,1 17-24, д
ТДТН 40 000 — — — — — — —
ТДТГ-60000/150* 60 000 9,3 5,69 7,67 4,7 159,7 50,49 86,65 17-24, е
ТДТН 63000 — — — .— — — — —
тдцтн 100 000 — — — — —’ — — —
С высшим напряжением 220 кВ
ТДТНГ-20000/220* 20 000 9,5 5,5 8,0 — 133,0 50,0 65,0 17-30, е
ТДТН 25 000 10,16 5,12 8,4 — 114,3 50 ‘ — —
ТДТН 40 000 И,1 5,4 7,51 — 169,8 61,9 — .—
тдцтн 63 000 — — — — — — — —
* Старого выпуска.
Выбор силовых трансформаторов • [Разд. 17
КЗ
о
Автотрансформаторы
Т а б л и ц а 17-15
Технические данные автотрансформаторов
Тип Мощ- ность, кВ-А Верхний предел номинального напряжения обмоток, кВ Напряжение к. з. при номинальных ступенях, % Потери, кВт Ток х. х., % $НН- кВ'А Цена, руб.
К CQ К О нн вн-сн ВН—нн сн-нн X. х. К. 3.
Вариан- ты ма- териала магнито- провода А । Б BH-CH | вн-нн сн-нн
Трехфазные автотрансформаторы с высшим напряжением 150 кВ
ТДТГА-180000/150* 180 000 165 121 10 6,02 4,71 38,6 183,4 — 316 0,82 — —
АТДТГ-180000/150* 180 000 150 121 10; 6,3 3,62 42 37,6 183 — 226 0,82 - -
С высшим напряжением 220 кВ
АТДТНГ-30000/220* 30 000 230 121 6,6; 11; 10,2 15 9,9 60 100 190 115 2.8 __ 73 000
38,5
АТДТН 32 000 230 121 6,6; 113 И 34 21 27 3'2 145 — — 0,6 16 000 81 500
АТДТНГ-60000/220* 60 000 220 121 38,5 11; 38,5;, 6,3 Ю.5; 38,5 9,35 34 22,9 82,5 — — — 265 2 — 94 000
АТДЦТНГ-630000/220* 63 000 230 121 12,05; 18,85; 12,81; 85 380 2,3 92 000
12,1 18,9 12,8
АТДЦТН 63 000 230 121 6,6; 11! 38,5 11; 6,3 11 35 22 37 45 215 — — 0,5 32 000 108 700
АТДТГ-90000/220* 90 000 220 121 8; 10,5 27,2; 17,4; 150 260 3
АТДЦТН 100 000 230 121 6,6; 11; 36,3 23
38,5 11 31 19 65 75 260 0,5 50 000
АТДЦТГ-120000/220* 120 000 220 121 11; 38,5 10,5; 36,3; 23; 25 150 — — 500** 3 109000
11,2 39,5
АТДЦТН ‘ АТДЦТН 125 000 230 121 6,6; 11; 13,8; 38,5 11 31 19 75 85 290 — — 0,5 63 000 185 000
160 000 230 121 6,6; 11; 13,8; 15,75; 11 32 20 85 100 380 — — 0,5 80 000 —
ТДЦТГ А-180000/220* 180 000 242 121 38,5 10,5; 18 12,4 11,55 17,7 350 490 3 150 000
АТДЦТГ-180000/220* 180 000 230 121 38,5; 11 11; 10,2 36 22 250 —- — 650** 2
АТДЦТН 200 000 230 121 6,6; 11; 13,8; 15,75; 10,5 32 19,5 105 125 430 — — 0,5 10 000 228 000
38,5
§ 17-8] Технические данные силовых трансф. и автотрансформаторов
Продолжение табл. i7»iS
Тип Мощ- ность, кВ-А Верхний предел номинального напряжения обмоток, кВ Напряжение к. з. при номинальных ступенях, % Потери, кВт Ток х. х., % SHH’ кВ'А Цена, руб.
на К о НН вн-сн вн—НН CH—нн X. X. К. 3.
Вариан- ты ма- териала магнито- провода вн-сн ВН-НН СН-НН
А Б
АТДЦТГ-240000/220* 240 000 230 121 38,5; 10,5 10,65 35,5 22,8 380 730** 3 159 000
ТДЦТГА-240000/220* 240 000 242 121 13.8; 10,5 13.5 12,5 18,8 460 500*** 3 175 000
А ТДЦТН 250 000 230 121 11; 13.8; 1575; 38,5 11 32 20 120 145 520 — 0,5 125 000
С высшим напряжением 330 кВ
АТДЦТН АТДЦТГ-120000/330* 63 000 120 000 330 330 115 121 6,6; 11; 15,75; 38,5 И; 38,5 10,0 9,7 32 23,5 21,5 12 60 265 70 280 — 410 0,6 2,5 32 000 158 000
АТДЦТН-125000/330* 125 000 330 115 10,5; 38,5 9,85 33,2 21,7 164 000
АТДЦТН 125 000 330 155 6,6; 11; 15,75; 38,5 10,0 35,0 22,0 100 115 370 —’ — 0,5 63 000 195 000
АТДЦТН 200 000 330 115 6,6; 11; 15,75; 38,5 10,0 34,0 22,5 155 180 600 — — од 80 000 214 000
АТДЦТГ-240000/330* 240 000 347 242 38,5; 11 9,4 74 63,5 350 — — — 750 1,5 — 161 000
АТДЦТГ-240000/330* 240 000 330 165 38,5; 10,5 11,5 39 24,2 161 000
АТДЦТ 250 000 347 165 13,8 — — — — 130 630 — — — —
С высшим напряжением 500 кВ
АТДЦТН 1 125 000 I 500 I 121 1 6,6; II; 38,5 1 Ю.5 1 24 1 13 I 125 1 150| 3301 — 1 - -1 0,5 1 50 000 1 —
АТДЦТН 1 250 000 1 500 | 121 11; 38,5 1 Ю,5 1 24 1 13 1 225 1 270| 550| — 1 — 1 0,45 1 100 000 1 —
Однофазные автотрансформаторы
ОДТГА-40000/220* понижающий 40 000 220 121 11 10,5 32,8 21,8 53 — — — 170 2,5 — —
ОДТГА-40000/220* понижающий 40 000 220 121 36,5 8,35 29,35 19,55 80 — 169 1,85
Выбор силовых трансформаторов [Разд. 17
Продолжение табл. 17-15
Тнп Мощ- ность, кВ-А Верхний предел номинального напряжения обмоток, кВ Напряжение к. з. при номинальных ступенях, % Потери, кВт Ток х. х., % $ни- кВ-А Цена, руб.
Н0 Е О 1 1 НН ВН-СН ВН-НН сн-нн X. X. Вариан- ты ма- териала магннто- провода А 1 Б ( ВН-СН ВН-НН х СН-НН
Ос нофаеные автотрансформаторы
ОДТГА-40000/220* повышающий АОДТГ-40000/220* 40 000 40 000 242 220 121 121 6,3 6,3 10,8 8,2 30,5 30,5 18,6 18,6 77 77 — — — 173.1 116 1,68 2,7 — —
АОДТГ-60000/220* 60 000 220 121 И 8,5 27,4 18,4 84 - 162 2
ОДТГА-80000/220* понижающий 80 000 220 ПО 11 13 34 23 ИЗ — — — 319 2,5 — —
ОДТГА-80000/220* повышающий 80 000 242 121 13,8 12 11,7 18 120 — — — 370 1.5 — —
АОДТГ-80000/220* 80 000 220 121 11 6,2 22,4 15,8 . 129 — 210 4,5
АОДЦТН 95 000 23П//3 138//3 11 10 80 310 0,5 38 000
ОДГТА-138000/220» 1 38 000 242 121 13,8 С высшим 15,5 напряо 14,2 кением 21 330 кВ 208 — 306 2,8 —
АОДЦТН 83 000 330//3 158//3 11; 15,75; 38,5 — — — — — — — — — 33 000 —
АОДЦТН 83 000 330//3 230//3 6.6; 11; 15,75; 38,5 — — —• — — — — — — 27 000 —
АОДЦТН 133 000 330//3 158//3 11; 15,75; 38,5 — — — — — — — — — 53 000 —
АОДЦТН 133 000 330//3 230//3 И; 15,75; 38,5 — — — — — — — — — 33 000 —
С высшим напряжением 400 кВ
АОДТ Г-9(1000/400* 90 000 420—440 121 — 115 11 9,5 18,5 9 208 | — 292 2,24
АОДТГ-167000/400* 167 000 420—400 242 II 10,5 48,5 37,6 331,4 — 437,1 1,4 —
АОПТГА-167000/400* 167 0С0 420—400 242 13.8; 10.5 10,5 51 40,5 336 — 100 439; 90 2
ДОДЦТН-210000/400» 210 000 4G0 330 36.75; 10,5 9,9 — — 80 — 350 — — 0,2 — —
С высшим напряжением 500 кВ
АОДТГ-90000/500* 1 90 000 | 500 I ПО 1 Н I 11,4 1 20,7 I 8,6 1 265 366 1 3.5 1
АО ДЦТГ-90000/500* 90 000 500 121 11; 38,5 9,5 18,5 8 265 1 — 1 — — 1 320 3,5 — 1 —
§ 17-8] Технические данные силовых трансф. и автотрансформаторов
Продолжение табл. 17-15
Тип Мощ- ность, кВ-А Верхний предел номинального напряжения обмоток, кВ Напряжение к. з. при номинальных Потери, кВт Ток х. х., % у.дм ‘НН^ Цена, руб.
ступенях, %
вн X о нн ВН-СН ВН-НН СН-НН X. X. к. з.
Вариан- ты ма- териала магнито- провода ВН-СН ВН-НН СН-НН 1
А Б
АОДЦТН (АОЦТН) 107 000 500/Уз 230/Уз По техннче ским условиям
АОДЦТН (АОЦТН) 167 000 500/УЗ 230/УЗ 11; 38,5 9,5 29 17,5 105 125 325 95 80 0,4 50 000 188 000
АОДЦТН (АОЦТН) 167 000 500//3 230/Уз 13,8 9,5 29 17,5 105 125 325 158 130 0,4 67 000 188 000
АОДЦТН (АОЦТН) 167 000 500/УЗ 230/Уз 15,75; 20 9,5 29 17,5 105 125 325 220 185 0,4 83 000 188 000
АОДЦТН (АОЦТН) 267 000 500/УЗ 230/УЗ 11; 13,8; 38,5 8,5 23 12,5 130 160 420 90 80 0,35 67 000 280 000
АОДЦТН (АОЦТН) 267 000 500/УЗ 230/ УЗ 15,75 8,5 23 12,5 130 160 420 115 90 0,35 83 000 280 000
АОДЦТН (АОЦТН) 267 000 500/УЗ 230/УЗ 20 8,5 23 12,5 130 160 420 20 95 0,35 120 000 280 009
АОДЦТН (АОЦТН) 417 000 500/УЗ 230/УЗ 11; 38,5 По техних 1еск 1М у СЛОБИЯМ
АОДЦТН (АОЦТН) 417 000 500/УЗ 230/Уз 15,75 То же 107 000 —
АОДЦТН (АОЦТН) 417 000 500//3 230/Уз 20 То же 120 000 —
АОДЦТН (АОЦТН) 167 000 500//3 ззо/Уз 11; 38,5 9,5 67 61 58 70 320 0.3 33 000 —
АОДЦТН (АОЦТН) 267 000 500/УЗ ззо/Уз 11; 15,75; 38,5 По техническим условиям
С высшим напряжением 750 кВ
АОДЦТН I 333 000 | 750/УЗ I ЗЗО/УЗ I 15,75 I 10 1 - I — I 250 I — I 58ol — I — I 0,351 120 000 I 365 000
АОДЦТН [ 417 000 [ 750/УЗ | 500/Уз | 15,75 | 11 | — | — | 135 [ — [ 730| — [ — | 0,1 [ 50 000 [ —
* Старого типа.
• * Потери к. з. даны для расчета ВН—СН»
• ** Потери к. з. даны для режима ВН—НН—СН.
Примечание. Источники — каталог 03.02.38—75 и Прейскурант Na 15-05 с дополнениями.
Выбор силовых трансформаторов [Разд. 17
Таблица 17-16
Масса и размеры автотрансформаторов
Тип Мощ- ность, кВ-А Максимальные размеры, м Масса, т № рисунка
Длина В Ширина Г Высота полная А Высота до крыш- ки Б или до втулки полная масла транс- портная
Трехфазные автотрансформаторы с высшим напряжением 150 кВ
ТДТГА-180000/150* 180 000 10,46 6,0 I 6,78 160 47 127
АТДТГ-180000/150* 180 000 10,46 6,0 | 6,78 158 47,8 127
С высшим напряжением 220 кВ
АТДТНГ-30000/220* 30 000 11,6 5,7 7,6 4,2 145,6 61 66,1 17-34, а
АТДТН 32 000 11,6 5,7 7,6 — 145,6 61 -—. —
АТДНГ-60000/220* 60 000 9,41 6,887 8,386 166,3 66,2 75,67 —
АТДЦТНГ-63000/220* 63 000 10,75 5,3 7,65 — 150,2 57 79,9 17-34, б
АТДЦТН 63 000 10,75 5,3 7,65 — 150 57 — .—
АТДТГ-90000/220* 90 000 12,58 7,685 7,61 192,7 54 99,8 —
АТДЦТН 100 000 — — —. — — — — —
АТДЦТГ-120000/220* 120 000 7,7 6,1 7,35 — 162,5 44,6 94 17-35, а
АТДЦТН 125 000 13,1 6,0 8,05 — 187 .— 17-35, б
АТДЦТН 160 000 — — — — —. -— — —
АТДЦТГ-180000/220* 180 000 9,305 3,74 7,565 4,805 197 49 123,1 17-35, в
ТДЦТГА-180000/220* 180 000 9,11 6,0 6,83 4,24 242 60,0 162,1 17-35, в
АТДЦТН 200 000 13,6 6,0 8,15 — 255 — — —
АТДЦТГ-240000/220* 240 000 10,36 6,01 6,80 — 248,9 6,2 153,5 17-35, г
ТДЦТГА-240000/220* 240 000 11,5 6,5 6,65 4,2 29,04 62,5 196,5 17-35, г
С высшим напряжением 330 кВ
АТДЦТН 63 000 — — — — — — — —
АТДЦТГ-120000/330* 120 000 10,3 4,3 7,9 4,59 196,4 51,8 115 —
АТДЦТН-125000/330* 125 000 11,14 5,225 7,03 4,626 211,15 57,0 116,3 17-35, б
АТДЦТН 200 000 9,28 7,31 7,295 4,745 234 53 — 17-35, е
§ 17-8] Технические данные силовых трансф. и автотрансформаторов
Продолжение табл. 17-/6
Тип Мощ- ность, кВ-А Максимальные размеры, м Масса, т № рисунка
Длниа В Ширина Г Высота полная А Высота до крыш- ки Б нлн до втулки полная масла транс- портная
АТДЦТГ-240000/330* 240 000 11,0 8,5 7,52 280 80 165
АТДЦТГ-240000/330* 240 000 11,6 4,5 7,95 4,91 210,8 59 120 17-35, д
АТДЦТ 250 000 — — — —
АТДЦТГ-24000/330* 24 000 10,25 4,15 7,97 4,728 227 55 152 17-35, д
С высшим напряжением 500 кВ
АТДЦТН 125 000 — — . — —
АТДЦТН 250 000 16,9 6,8 9,96 338 — —
АТДЦТН-250000/500* 250 000 13,4 7,25 И,7 5,263 380 80 255 17-35, ж
Однофазные автотрансформаторы с высшим напряжением 220 кВ
ОДТГА-40000/220* 40 000 6,65 5,5 7,45 92,0 34,8 75
ОДТГА-40000/220* 40 000 6,34 5,25 7,45 _— 86,5 33,0 74 —
АОДТГ-40000/220* 40 000 6,34 5,24 7,553 — 91,5 35,3 74,3 —
АОДТГ-60000/220* 60 000 7,10 5,50 7,62 — 128,7 44,3 66,3 —
ОДТГА-80000/220* 80 000 8,12 5,80 7,62 — 131,0 45,1 66,5 —
ОДТГА-80000/220* 80 000 7,5 5,8 8,3 — 150,0 48,0 123,0 —
АОДТГ-80000/220* 80 000 7,81- 6,23 8,175 — 153,0 51,0 76,2 —
АОДЦТН 95 000 9,3 5,82 8,3 — 143,0 — — —
ОДТГА-138000/220* 138 000 9,45 6,25 8,65 — 188,5 63,2 90,3 —
С высшим напряжением 330 кВ
АОДЦТН 83 000 — — — — — — — —
АОДЦТН 83 000 — — — — — — — —
АОДЦТН 133 000 — — — — — — — —
АОДЦТН 133 000 —• — — — — — — —
Выбор силовых трансформаторов [Разд. 17
Продолжение табл. 17-16
Тнп Мощ- ность, кВ «А Максимальные размеры, м Масса, т № рисунка
Длина В Ширина Г Высота полная А Высота до крыш- ки Ь или до втулки полная масла транс- портная
АОДТГ-90000/400* 90 000 С выси 10,5 лим напря 6,5 жением 4( 10,2 10 кВ 225,0 67,0 120,0
АОДТГ-167000/400* 167 000 12,5 7,77 11,01 — 360,0 110,0 175,0 —
ОЦТГА-167000/400* 167 000 11,3 4,9 10,7 — 280,0 82,0 170,0 —
АОДТГ-90000/500* 90 ОСО С выа 10,5 ним напря 6,66 жением 5/. 10,43 10 кВ 205,0 53,0 118,0
АОДЦТГ -90000/500* 90 000 8,75 5,7 10,5 4,335 175,0 37,0 120,0 —
АОДЦТН (АСЦТН) 167 000 — — — — 188 45 — 17-36, а
АОДЦТН (АОЦТН) 267 000 16,3 10,6 10,1 — 241 51 — —
АОДЦТН (АОДТН) 267 000 16,3 6,0 10,1 — 241 51 — —
АОДЦТН (АОЦТН) АОДЦТН (АОЦТН) АОДЦТН (АОЦТН) АОДЦТН (АОЦТН) АОДЦТН 417 000 417 000 167 С00 267 000 333 000 С ьыс 15,7 иим напр) 9,1 По Пс гжением 7 11,3 техничен техничес! 50 кВ СИМ уСЛОВ! СИМ усЛОВ] 352 1ЯМ 4ЯМ 232
АОДЦТН 417 000 16,8 9,0 11,3 — 330 — 270 —
§ 17-8] Технические данные силовых трансф. и автотрансформаторов
ND
со
Шахтные и буровые трансформаторы
Таблица 17-17
Технические данные трансформаторов для шахтных и буровых установок
Тип i Номи- нальная мощность, кВ-А Верхний предел номинального напряжения обмоток, В Потери, Вт Ток X. х., % Напря- жение к. з., % Цена, руб-
ВН нн X. х. к. 3.
ТСШ-2,5/0,66 2,5 380; 660 133; 230 65 70 16 4,5 90,0
ТСШ-4,0/0,5 4,0 220; 380 133; 230 90 90 20 4,5 104
ТСШ-4,0/0,7 4,0 660; 380 133; 230 90 90 20 4,5 НО
ТМШ-50/6 50 6000 525 350 1325 7 5,5 310
ТМШ-75/6 75 6000 525 490 1875 6,5 5,5 330
ТМШ-100/6 100 6000 525 600 2400 6,5 5,5 385
ТСШВ-100/6 100 6000 83,3; 144,3 — — — -— 3185
ТСШВ-160/6 160 6000 400; 690 — — —- .— 3200
ТМШ-180/6 180 6000 525 1000 4000 6 5,5 570
ТМШ-320/6 320 6000 525 1600 6070 6 5,5 530
ТМРШ-180/6 , 132,6 6000 380 1000 3520 8 4,3 750
ТМБ-320/6 300 6000 525 1600 5400 6 4,8 —
ТСШВ-400/6 400 6000 400; 690 — — — .— 4200
ТСШВ-630/6 630 6000 690 — — — .— 6610
ТСШВ-630/6/6 630 6000 6200 — — — .— 7500
ТКШВ-40 40 6000 400; 690 275 805 5,2 3,45 —
ТКШВ-75/6 75 6000 400; 690 600 850 — 2,4 —
ТКШВ-100/6 100 6000 400; 690 620 1385 1 з,о —
ТКШВС-200/6 200 6000 400; 690 875 2530 —. 2,425 —
ТКШВС-250/6 250 6000 400; 690 815 3430 — 2,57 —
Выбор силовых трансформаторов [Разд. 17
Продолжение табл. Т7-П
Тнп Номи- нальная мощность, кВ-А Верхний предел номинального напряжения обмоток, В Потерн, Вт Ток X. X., % Напря- жение К. 3., % Цена, руб.
ВН нн х. х. | к. з.
ТКШВС-160/6 160 6000 400; 690 730 2190 — 2,9 —
ТКШВС-320/6 320 6000 400; 690 1100 3685 — 3,0 —
ТСШВ-400/6 400 6000 690 2100; 2500 2900 4,5 3,7 —
ТМЭ-40/10-3 40 10 000; 6300; 3000 400; 230 240 880 4,5 4,5 —
ТМЭ-63/10-3 63 10 000; 6300; 3000 400; 230 360 1280 4,5 4,5 —
ТМЭ-100/10-3 100 10 000; 6300; 3000 400; 230 490 1970 4,5 4,15 —
ТМЭ-160/10-3 160 10 000; 6300; 3000 400; 230 730 2650 4,5 3,85 —
ТМЭ-250/10-3 250 10 000; 6300; 3000 400; 230 1050 3700 4,5 3,7 —
ТМБ-250/6 250 6000 400 1050 3700 4,5 3,7 —
ТМЭ (Б)-400/6 400 6000 400 1080 5500 2,1 4,5 —
ТМЭ (Б)-630/6 630 6000 525 1680 7600 2 5,5 —
Подстанции трансформаторные1
ТСШВП-100/6 100 6000 ± 5 % 400; 690 — — — — 4650
ТСШВП-160/6 160 6000 ± 5 % 400; 690 — — — — 5000
ТСШВП-250/6 250 6000 5 % 400; 690 — — — — 5200
ТСШВП-400/6 400 6000 ± 5 % 400; 690 — — — — 6800
ТСШВП-630/6 630 6000 ± 5 % 400; 690 — — — — 7750
1 Предназначены для питания трехфазным током приемников электрической энеогии угольных и сланцевых шахт, опасных по
газу (метану) и угольной пыли. Вид н уровень взрывозащиты РВ-4В, напряжение 3 В.
§ 17-8] Технические данные силовых трансф. и автотрансформаторов
Таблица 17-18
Масса и размеры трансформаторов для шахтных и буровых установок
Тип Масса, к.г Размеры, мм (рис. 17-38) ,
полная выемной части масла А Б в Г Д Е
ТСШ-2,5/0,66 ' 115 60 55
ТСШ-4,0/0,5 115 - -
ТСШ-4,0/0,7 136 — — 650 — 555 415 по
ТМШ-50/6 650 250 190 1355 955 1140 810 630 70
ТМШ-75/6 820 345 240 1395 1035 1310 840 630 70
ТМШ-100/6 910 385 250 1395 1035 1440 845 630 70
ТМШ-180/6 1480 540 520 1740 1380 1580 960 750 75
ТМШ-320/6 2000 770 650 1815 1140 1870 1060 750 85
ТМРШ-180/6 1480 540 520 1740 1380 1580 935 750 75
ТМБ-320/5 2050 780 750 1970 1440 1870 1060 65
ТКШВС-40 960 — — 1300 — 590 900
ТКШВ-75/6 2330 — 2160 ИЗО 1250
ТКШВ-100/6 2350 2160 ИЗО 1250
ТКШВС-250/6 290/ — 2300 — ИЗО 1300
ТКШВС-320/6 3600 2750 ИЗО 1475
ТКШВС-160/6 2500 — 2300 — ИЗО 1300
ТСШВ-400 3400 — 1530 — 2630 ИЗО 1200 __
ТМЭ-40 485 205 1250 815 1075 670 500
ТМЭ-63 575 270 1350 930 1075 670 500
ТМЭ-100 730 350 1425 1005 И50 810 550 __
ТМЭ-160 1015 490 1540 1230 1040 550
ТМЭ-250 1340 645 1675 1190 1265 1140 550
ТМБ-250 1340 645 1675 1190 1265 1140 550
ТМЭ (Б)-400 2100 — 1770 1780 1120
ТМЭ (Б)-630 3100 — 2000 — 2130 1256 — —
Выбор силовых трансформаторов [Разд. 17
Трансформаторы для электропечных установок
Таблица 17-19
Технические данные электропечных трансформаторов с естественным масляным охлаждением
Тип Мощность» кВ-А Напряжение, кВ Потери, кВТ Масса, т Цена, тыс. руб.
вн нн X. X. К. 3. полная масла выем- ной части кожу- ха
Трехфазные трансформаторы для питания дуговых сталеплавильных электропечей
ЭТМПК-650/10 400 6; 10 0,11—0,213 3 10; 10,5 5,5 2,0 2,55 0,95 4,0
ЭТМПК-1000/10 630—308 6; 10 0,216—0,098 —— —- 6,4 — — — 5,6
ЭТМНК-1100/10 485—200 6 0,078—0,0292 — — 8,14 — — — 6
ЭТМП-1250/10 1000—200 10 — — 6,4
ЭТМПК-1600/10 1000 6; 10 0,118—0,225 5,3 20,5; 21,5 9,3 3,5 4,1 1,67 5,9
1000
ЭТМН-1600/10 1200—807 10 0,01—0,068; 0,203—0,136; 0,117—0,079 — — 9,9 — — — 7,8
ЭТМН-2000/10 1600—335 6; 10 1,057—0,211; 1,02—0,204 0,225—0,103 — — 10,5 — — — 12,0
ЭТМПК-2000/10 1250—610 6; 10 — — 8,5 — — 6,9
ЭТМПК-2700/10 1800 6; 10 0,1235—0,2445 8,2; 8,1 28,1; 28,4 12,4 4,3 5,8 2,34 7,62
ЭТДЦН-3200/10 2500—500 6; 10 2,034—0,406; 1,957—0,389 — — 12,7 — -— 11,74
ЭТМПК-3200/10 2000—963 6; 10 0,243—0,116 — — 13,0 — — — 9,5
ЭТМПК-4200/10 2800 6; 10 0,1485—0,257 13,5 41,5; 40,8 18,7 5,9 8,8 3,9 9,5
ЭТДЦПК-6300/10 4000—1680 6; 10 0,281—0,118 — — 15,0 — — 14,2
ЭТЦПК-7500/10 5000 6; 10 0,278 17,5 84,6; 82,6 19,5 5,7 11,4 2,3 —
ЭТЦПК-12500/10 8000—3020 6; 10 0,318—0,12 18 24,98 — — — 14,2
ЭТЦПК-13500/10 9000 6; 10 0,1385; 0,3175 32,7 114,4 35 11,6 18,8 3,8 23,7
ЭТЦНК-20000/10 12 500—3054 10 0,37—0,09 — —- 65 — — 60
ЭТЦНК-20000/35 12 500—4323 35 0,37—0,128 — — 65 — — — 60
ЭТЦНК-24000/35 15 000 35 0,126—0,368 59,5 139 56,05 16,7 32,2 7,4 42,6
ЭТЦН-32000/35 20 000—7100 35 0,407—0,144 — — 65,5 — — — 57,0
ЭТЦНК-40000/35 25 000 35 0,417 85,6 217 89,1 27 49 7,4 44,0
ЭТЦН-52000/35 32 000—10 950 35 0,4(5—9,159 — — 70,56 — — — 71,0
ЭТЦНК-90000/35 45 0С0—12 490 35 0,591—0,164 70,5 285 41 12 21,8 7,2 —
ЭТДЦН-63000/110 50 000—25 000 НО 38,6—19,3 — — — — — —• —
§ 17-8] Технические данные силовых трансф. и автотрансформаторов
Таблица 17-20
Технические данные трансформаторов для дуговых электрических печей
Тип трансформаторного агрегата Номинальное значение Потери, кВт Ток X. X. агрега- та, % номи- наль- ного Напряженке к. з., % номи- нального Цена, руб.
мощности, кВ-А напряжения, кВ к. 3. агре- гата х. х. при но- минальном первичном токе агрегата
вн НН транс- форма- тора агре- гата
Однофазные трансформаторы для ЭПОМ-175/10 | 175 13; 6,3; 10,5 | питания дуговых мед 0,1 еплавш гьных печей - 1 - - 484
ЭПОМ-350/Ю 285—400 3; 6,3; 10,5; 11 0,296—0,415 — — — — 1800
ЭПОМ-390/10 250 3; 6,3; 10,5 0,11 — — — — — 1800
ЭОМК-390/10 250 6,0 6,0 10 10 0,117 0,095 0,118 0,095 5,2 6,7 5,2 6,7 1,8 1,1 1,8 1,1 8,2 8,2 5,2 6,6 5,3 6,8 30,2 31,6 30,3 31,8 2000
ЭПОМ-500/Ю 400—294 10 0,411—0,302; 0,248—0,182; 0,124—0,091; — — — — — 2800
ЭОМК-600/10 ЭОМН-1500/10 400 Однофазные mi 1300 6 6 10 10 эансформатор 6; 10 0,131 0,102 0,131 0,102 ы для электропечей разлш 1,16 | 9,1 12,0 9,1 13,0 того н 22 2,3 1,3 2,3 1,2 означен 4,1 7,3 7,3 ия 3 5,4 7,2 5,3 7,1 9,2 25,4 27,2 25,3 27,1 2850 4500
ЭОМН-2000/Ю 1000 1000 6 10 0,0937 0,0714 18 29 6,1 6 4,5 — 7670
ЭОМН-2700/10 1600—400 6; 10 0,527—0,105; 1,054—0,21; — — — — — 8700
ЭОМН-3500/10 2500; 1200 10 1,175; 0,686 21 6 3,5 7,7 — —
ЭОМН-4200/10 2500 6 10 0,211—1,05 1 0,422—2,1 1 — 64 1 1 — — 11 000
Выбор силовых трансформаторов [Разд. 17
Таблица 17-21
Характеристика однофазных трансформаторов для питания электропечей по выплавке корунда,,
цинковых концентратов, возгонки желтого фосфора, наплавления закиси никеля и др.
Тип Мощность, кВ-А Напряжение, кВ Потери, кВт Напря- жение к. 3.» % Ток X. X., % Масса, кг Цена, руб-
ВН нн X. X. К. 3. полная масла выем- ной ча- сти кожу- ха
ЭОЦН-8200/Ю 4000 5500 10 0,408 0,205 22,5 22,5 26,5 56 3,2 4,75 5,5 17 600 5230 10 070 1755 17 500
ЭОЦН-14000/35 8000 35 0,120 0,240 28 155 86 6,2 4,93 3,5 27 360 8680 13 340 4200 23 480
ЭОЦН-25000/35 16 667 35 0,360; 0,800 46,5 78,5 5,25 3,5 38 375 11 140 20 280 4652 25 000
ЭОЦН К-27000/ПО 13 333—9341 ПО 0,247—0,147 — — — ' — 71 770 — — — —
ЭОЦН-ЗОООО/35 16 667 35 0,500 32,5 75,5 4,6 1,25 42 300 11 300 23 350 7650 —
ЭОЦНК-40000/150 21 000 154/КЗ 0,230 0,188 0,137 32 40 250 11,9 19,0 37,0 3 82 250 24 500 42 200 14 850 86 600
ЭОЦНК-54000/110 26 700—7971 110 0,649—0,149 40—45 225 7,4 — 82 230 — — — 86 000
§ 17-8] Технические данные силовых трансф. и автотрансформаторов
Таблица 17-22
Комплектные трансформаторные подстанции
Тип Номинальная мощность, кВ-А Сочетания напря- жений, кВ Габаритные размеры, мм, не более Масса, кг Цена, руб.
вн нн Длина Ширина Высота
Однотрансформаторные
КТП-25—6/0,4 25 6 0,4 1300 1300 2740 740 255
КТП-25—10/0,4 25 10 0,4 1300 1300 2740 740 255
КТП-40—6/0,4 40 6 0,4 1300 1300 2740 845 255
КТП-40-10/0,4 40 10 0,4 1300 1300 2740 845 255
КТП-63—6/0,4 63 6 0,4 1300 1300 2740 995 320
КТП-63—10/0,4 63 10 0,4 1300 1300 . 2740 995 320
КТП-100—6/0,4 100 6 0,4 1300 1300 2740 1100 330
КТП-100—10/0,4 100 10 0,4 1300 1300 2740 1100 330
КТП-100—10/0,4 100 10 0,4 1300 1300 2740 1100 330
КТП-160—6/0,4 160 6 0,4 1300 1300 2740 1385 340
КТП-160-10/0,4 160 10 0,4 1300 1300 2740 1385. 340
КТП-250—10/0,4 250 10 0,4 1500 2100 2900 1850 585
КТП-100-35/0,4 100 35 0,4 5300 — 11 980 2190 600
Выбор силовых трансформаторов [Разд. 17
Продолжение табл. 17-22
Тип Номинальная мощность, кВ-А Сочетания напря- жений, кВ Габаритные размеры, мм, не более Масга, кг Цена, руб.
вн нн Длина Ширина Высота
О< ~)нотраисф орматорнь /е
КТП-400—6/0,4 400 6 0,4 —. — — 2310 1778—1940
КТП-400—10/0,4 400 10 0,4 — — — 2310 1778—1940
КТП-630—6/0,4 630 6 0,4 — — — — 2823—2985
КТПМ-630-6/0,4 630 6; 10 0,4 — — . — — 3018—3180
КТПН-400 400 6; 10 0,4 — — — 2865 —
КТПН-630 630 6; 10 0,4 — — — 2865 280
КТПН-1000 1000 6; 10 0,4 — — — 280
Двухтрансформаторные
КТП-250—6/0,4 2x250 6; 10 0,4 — — — — 3041—3365
КТП-400—6/0,4 2x400 6; 10 0,4 — — — — 4031—4355
КТП-630—6/0,4 2x630 6 0,4 — — — — 5496—6820
КТП-630—6/0,4 2x630 10 0,4 — — — — 6648—6972
КТПМ-630—10/0,4 630 6 0,4 — — — — 6886—7210
КТПМ-630/10/0,4 630 10 0,4 — — — — 7038—7362
Примечание. Буква М в обозначении типа трансформатора означает магистральные КТП, а Н — КТП наружной установки.
§ 17-8] Технические данные силовых трансф. и автотрансформаторов
222
Выбор силовых трансформаторов
[Разд. 17
Примеры условных обозначений
ТМ-100/10-78У1 —трехфазный двухобмоточный трансформатор, с охлажде-
нием М, номинальной мощностью 100 кВ-А, класса напряжения 10 кВ, кон-
струкции 1978 г., исполнения У, категории 1 по ГОСТ 15150-69;
Рнс. 17-16. Трансформаторы.
а — ТМ-20—ТМ-50; б — ТМВМ-250.
ТСЗ-100/10-79УЗ — трехфазный сухой трансформатор защищенного испол-
нения, номинальной мошносгью 100 кВ-А, класса напряжения 10 кВ, конструк-
ции 1979 г.Л исполнения У, категории 3 по ГОСТ 15150 69.
§ 17-8] Технические данные силовых трансф. и автотрансформаторов
Рис. 17-17. Трансформаторы.
а — ТМ-25/6 —10; б — ТМ-100/6-10; ТМ-40/6 —10; в — эскиз крышки ТН-63/20. ТМ-100/20; г — эскиз крышки ТМ-100/35; д —
ТМ-250/6 —10; г — ТМ-250/35. ТМ-400/35.
224
Выбор силовых трансформаторов
[Разд. 17
Рис. 17-18 Трансформаторы.
а — эскиз крышки ТНЗ-25/10, ТНЗ-40/10; б — ТНЗ-250/40 — TH3-630/10; в
ТНЗ-1000/10, ТНЗ-1600/10.
§ 17-8] Технические данные силовых трансф. и автотрансформаторов
225
ЕЖЗ
Рис. 17-19. Трансформаторы. Рис. 17-20. Трансформаторы.
ТМ-100, ТМ-320/6—10; б— эскиз крышки ТМ-130/35, ТМ-320/35; °— TM-400/I0; б— эскиз крышки ТМ-630/10,
эскиз крышки ТМ-560/10, ТМ-560/35; г — эскиз крышки ТМ-750— ТМ-630/20—3; в — эскиз крышки ТМ-1С00/10: г —
ТМ-1800. эскиз крышки ТМ-1600/10: д — эскиз крышки
ТМ-1000/35, ТМ-1600/35.
I I
□ ъ
8 под ред. А. А. Федорова, Г. В. Сербиновского
Выбор силовых трансформаторов
[Разд. 17
Рис. 17-21. Трансформаторы.
а — ТМ-1000/35А, ТМ-1000/10А; б — ТМ-1600/10—35Л, ТМ-2500/10—35А; s —
ТМ-4000/10— 35, ТМ-6300/10 —35; г — ТМ-2500/35.
8*
Рис. 17-22. Трансформаторы.
а— ТМ-3200/10 — 35; б — эскиз крышки ТМ-6300/Ц0-
228
Выбор силовых трансформаторов
[Разд. 17
Рис. 17-24. Транс
крышки ТМ-7500/35; в — эскиз крышки
а — ТД-10000/35 — ТД-40500/35; б — эскиз крышки ТМ-7500/35; в — эскиз крышки
^jr-MOO/l10 - ТМТГ-7500/1 10; д - эскиз крышки ТДТГ-10000/110 - ТДТМОООО/П 0
I (3 uUv I о О . ’
§ 17-8] Технические данные силовых трансф. и автотрансформаторов
229
Ж)
Д
форматоры.
т пг 1П000/11 0 — ТДГ-70000/110; г — эскиз крышки ТМГ-5600/110 — ТМГ-7500/110 и
ТДГ 65000/150. ТДТВ 60000/150, ТДТГВ-60000/15, ТД-80000/110; ж - ТД-10000/35-
230
Выбор силовых трансформаторов
[Разд. 17
Рис. 17-23. Трансформаторы.
а — ТМ-5600/10—35; б — ТМН-1000/35, ТМН-1600/35; в — эскиз крышки ТМН-2500/35—
6300/35; 1 — ввод ВН; 2 — ввод НН; 3 — регулятор напряжения; 4 — привод регул»
тора напряжения.
§ 17-8] Технические данные силовых трансф. и автотрансформаторов
231
7
<0
В
г)
Рис. 17-25. Трансформаторы.
а — ОДГ-10500/1 10 — ОДГ-50000/110;'
б — ОМТГ-50000/110—6667/110 и
ОДТГ-Ю500/110 — ОДТГ-20000/110;
в — ОДЦ-150000/400; г — эскиз крыш-
ки ОЦ-417000/500; / — ввод нейтрали
ВН 35 кВ; 2 — ввод ВН 500 кВ; 3 —
ввод НН 120 кВ; 4 — охлаждающее
устройство типа ДЦ.
у
Рис. 17-26. Трансформаторы с регулированием напряжения под
нагрузкой.
а — ТДН-10000/35; б — эскиз крышки ТДН-15000/35 — 20000/35
ТДН-31500/35; в— ТДНГ-10000/1 10- ТДНГ-20000/110, ТДН-15000/110;
г — эскиз крышки ТДНГ-31500/110, ТДН-31500/1 10; д — эскиз крыш-
ки ТДНС-10000/35, ТДНС-16ООО/35; е —эскиз крышки ТДН-10000/1 10;
ж — эскиз крышки тДнГ-60000/1 10; / — приводной механизм РПН;
2 — коробка контактов; 3 — электродвигатель вентилятора обдува;
4 — термосифонный фильтр.
§ 17-8] Технические данные силовых трансф. и автртр’ансформаторов 233
Рис. 17-27. Трансформаторы с регулированием напряжения под нагрузкой.
а— ТАМН-2500-/1 10, ТАМН-2500/150, ТМН-2500/110; б — эскиз крышки ТМН-6300/110 —
ТМН-10000/1 10; в — ТРДН-25000/35, ТРДН-32000/35; г — ТРДН-32000/110,
ТРДН-32000/150, ТРД Н-40000/110; ТРДН-25000/1 10; д — эскиз крышки
ТРД НГ-32000/220.
Рис. 17-28. Трансформаторы с регулированием напряжения под нагрузкой.
а — ТДТНГ-15000/110 — ТДТН Г-40500/110; б — эскиз крышки ТДТНГ-10000/110: а — ТДТНГ-25000/150, ТДТНГЭ-25000/150,
ТЛТНГ-31500/110, ТДТНГЭ-31500/1 10, ТДТН-31500/1 10, ТДТН Г-40500/1 10 — ТДТНГ-60000/1 I 0; г - эскиз крышки ТДТНГ-20000/1 10;
3 — эскиз крышки ТДТНГ-15000/1 10; е — эскиз крышки ТДТНГ-31500/110.
§ 17-8] Технические данные силовых трансф. и автотрансформаторов
235
Рис. 17-29. Трансформаторы с регулированием напряжения под нагрузкой.
а _ ТМН-560/35, ТМН-Ю00/35, ТМН-1800/35; б — эскиз крышки ТМН-3200/35; в —
эскиз крышки ТМН-5600/35; 1 — переключающее устройство; 2 — газовое реле; 3 —
термосигнализатор; 4 — заземление; 5 — съемная рукоятка переключающего устройства.
23G
Выбор силовых трансформаторов
[Разд. 17
§ 17-8] Технические данные силовых трансф. и автотрансформаторов 237
а — эскиз крышки
ТДЦГ-360000/220; в
ТДЦ-400000/150; г
Рис. 17-30. Трансформаторы.
ТДНТ-20000/1 10, ТДНГЭ-20000/110; б — ТДЦГ-90000/220 —
— эскиз крышки ТДЦГ-1 25000/220, ТЦ-630000/220, ТДЦ-200000/110,
— ТДЦ-400000/1 10, ТДЦ-400000/220, ТДЦ-400000/330; д —
ТДЦГ-275000/220; е — эскиз крышки ТДЦ-125000/110.
ьо
Рис. 17-31. Трансформаторы.
а— ТЦГ-10000/150, ТЦГ-70000/150; б — ТДТН-10000/110; в — эскиз крышки ТДТН-16000/110 — ТДТН-25000/110; г — ТДН-80000/35;
° — эскиз крышки ТДТН-40000/110, ТДТН-63000/1 10; е — эскиз крышки ТДТНГ-20000/220, ТДТНГ-20000/220; ж — эскиз крышки
ТДТНГ-40000/220.
Выбор силовых трансформаторов [Разд. 17
§ 17-8] Технические данные силовых трансф. и автотрансформаторов
Рис. 17-32. Трансформаторы.
а — ТМТН-6300/35 —16000/35; б — эскиз крышки ТМТН-6300/110, ТМТН-10000/110; в — ТДЦ-400000/500; г — ТДЦ-205000/500,
ТЦ-205000/500.
Рис. 17-35. Автотрансформаторы.
а — ЛТДЦТГ-120000/220; б — АТДЦТН-125000/220: с — эскиз крышки ТДЦТГА-180000/220. АТДЦТГ-180000/220;
г — АТДЦТГ-240000/220, ТДЦТ ГА-240000/220; д — эскиз крышки АТДЦТГ-240000/330/220, АТДЦТГ-240000/330/150; е — эскиз крышки
АТДЦТН-200000/330; ж — эскиз крышки АТДЦТН-250000/500.
Рис. 17-36. Автотрансформаторы.
а — АОДЦТН-167000/500; б — эскиз крышки АОДЦТН-250000/500; в
эскиз крышки АОДЦТН-417000/750/300.
снятых роликах
В
Рис. 17-37. Сухой силовой трансформатор ТС.
§ 17-8] Технические данные силовых трансф. и автотрансформаторов
243
6)
Рис. 17-38. Трансформаторы.
а — ТСШ-2,5 (0,5), в скобках ТСШ-4 (0,5); б — ТМШ, ТМРШ, ТМБ, ТМЭ.
Рис. 17-39. Трансформатор печной ЭТМПК-650/10, в скобках ЭТМПК-1600/10.
244
Выбор напряжений
[Разд. 18
Список литературы
17-1. ГОСТ 11677-75, 18619-73, 14074-76, 11920-73, 12965-74, 17546-72,
17545-72, 17544-72, 15957-70, 12022-76, 16555-75, 18619-73.
17-2. Федоров А. А., Каменева В. В. Основы электроснабжения промышлен-
ных предприятий. 3-е изд., перераб. и доп. — М.: Энергия, 1979. — 408 с.
17-3. Залышкин Н. Д. Выбор трансформаторов в энергетических системах. —
М.: Госэнергоиздат, I960. — 94 с.
17-4. Петров Г. Н. Электрические машины. Ч. 1. Трансформаторы.—М.:
Госэнергоиздат, 1956. — 224 с.
17-5. Полевой В. А. Схемы замещения трансформаторов с расщепленными
обмотками. — Электричество, 1949, № 10, с. 44 —46.
17-6. Костенко М. П., Пиотровский Л. М. Электрические машины.—М.:
Госэнергоиздат, 1958. — 464 с.
17-7. Справочник энергетика промышленных предприятий / Под ред. А. А.
Федорова, Г. В. Сербиновского и Я. М. Большама. —М.: Госэнергоиздат, т. 1,
1962. — 840 с.
17-8. Федоров А. А. Электроснабжение промышленных предприятий. —
М.: Госэнергоиздат, 1961. — 744 с.
17-9. Каталоги ВНИИЭМ «Информэлектро» 03.01; 03.02; 03.03; 03.04; 03.05.
Трансформаторы силовые.
17-10. Прейскуранты № 15-05, 1967 г. и 1973 г. с дополнениями к ним.
17-11. Номенклатурный справочник НС03.001-78. Трансформаторы. — Ин-
формэлектро. 1978. — 186 с.
Раздел восемнадцатый
ВЫБОР НАПРЯЖЕНИЙ
18-1. ПОСТАНОВКА ВОПРОСА
Комплекс главных вопросов при проектировании системы электроснабжения
промышленного предприятия наряду с выбором общей схемы питания и опре-
делением целесообразной мощности силовых трансформаторов включает в себя
выбор рациональных напряжений для схемы, поскольку их значениями опре-
деляются параметры линий электропередачи и выбираемого электрооборудова-
ния подстанций и сетей, а следовательно, размеры капиталовложений, расход
цветного металла, потери электроэнергии и эксплуатационные расходы [18-1
и 18-8].
Необходимые для электропередачи от источников питания к приемникам
электроэнергии капитальные затраты К зависят от передаваемой мощности S,
расстояния I между источником питания и местом потребления или распределе-
ния. Капитальные затраты на сооружение системы электроснабжения выра-
жаются суммой
К = Кл + К'об + Кд, в. (18'0
где Кл — капитальные затраты на сооружение воздушных и кабельных линий
(Кл = 7<О7); К.го — стоимость сооружения 1 км линий; I — длина линии; Коб —
капитальные затраты на установку оборудования (выключатели, разъедини-
тели, отделители, короткозамыкатели, измерительные трансформаторы, реак-
торы, шины, разрядники, силовые трансформаторы и т. п.); Кд,в — дополни-
тельные капитальные вложения в источники электроэнергии на покрытие потерь
мощности в системах электроснабжения.
§ 18-1]
Постановка вопроса
245
Эксплуатационные расходы
— Сп4-Са -|- Соп
(18-2)
складываются из стоимости потерь электрической энергии Сп, стоимости амор-
тизационных отчислений Са и стоимости содержания эксплуатационного пер-
сонала Соп.
Рис. 18-1. Кривые зависимостей капитальных затрат и эксплуатационных рас-
ходов от напряжения.
Капитальные затраты в обшем случае изменяются по кривой К = f (U)
и имеют свой минимум при определенном значении напряжения, которое можно
назвать рациональным напряжением по капитальным затратам и обозначить
^рац.к’ На рис. 18-1, а величина t/ к равна UА. Кривые зависимости К =
== f (U) построены при условии, что расчетная мощность Зр и длина линий I
постоянны, а также при неизменяющейся схеме питания.
В свою очередь эксплуатационные расходы изменяются (при Sp = пост.,
I = пост, и при постоянной схеме питания) тоже по некоторой кривой зави-
симости Сэ = f (U) и имеют свой мини-
мум ежегодных эксплуатационных расхо-
дов при напряжении, которое можно на-
звать рациональным. Обозначим это на-
пряжение {7оац д. На рис. 18-1, а величи-
на ^ц.э равна иБ-
Как правило, точка 5 должна нахо-
диться правее точки А, т. е. £/рац обыч-
но выше, чем UomtK.
При использовании стандартных на-
пряжений 6, 10, 20, 35, НО кВ может
иметь место Прзц |; ~ {7рац.э (рис. 18-1,6).
Если пользоваться данными капи-
тыс.руб.
Рис. 18-2. Кривая зависимости то-
тальных затрат и ежегодных эксплуа- довых затрат от напряжения,
тационных расходов, то определение ра-
ционального напряжения данной си-
стемы электроснабжения при рассмотрении двух вариантов производится по фор-
муле (18-1). Когда число вариантов больше двух, для расчетов удобнее поль-
зоваться формулой ежегодных затрат (18-3):
3 = Сэ + 0,12К.
(18-3)
В этом случае можно получить рациональное напряжение более простым
путем. На рис. 18-2 представлена кривая зависимости ежегодных затрат в функ-
ции напряжения. Эту кривую зависимости можно описать несколькими мето-
246
Выбор напряжений
[Разд. 18
дами, используя интерполяционные полиномы. В зависимости от постановки
вопроса для практических вычислений можно использовать полиномы Ньютона,
Лагранжа, Бесселя, Стирлинга и др. В нашем случае удобно воспользоваться
методикой Ньютона или Лагранжа (интерполяционный полином Ньютона и
Лагранжа см. разд. 1).
Следует отметить, что вопросу нахождения нестандартного рационального
напряжения аналитическим путем за рубежом уделяют большое внимание.
В зарубежной практике предложены следующие выражения для нестандартного
рационального напряжения.
ГДР. Инженер Вейкерт предложил определять нестандартное рациональное
напряжение по формуле, кВ,
17 = 3 /з +0,5!,
где 3 — передаваемая мощность, тыс. кВ'А; I — расстояние, км.
США. В американской практике применяется формула Стилла
+=4,34 // + 16Д, (18-4)
где Р — передаваемая мощность, тыс. кВт; I — расстояние, км.
Формула Стилла была преобразована С. Н. Никогосовым и приведена к бо-
лее удобному виду: _
U =16 УР1. (18-5)
Швеция. По справочникам шведских инженеров
U==17Vl6 + P> (18‘6)
где Р — передаваемая мощность, тыс. кВт; I — расстояние, км.
Заметим, что формулы (18-4) и (18-6) практически совпадают.
Изложенные решения все же не дают удовлетворительного результата и
не могут быть приняты в нашей практике, так как они не учитывают других
факторов, влияющих на рациональное напряжение, кроме 3 и I или Р и I.
18-2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ РАЦИОНАЛЬНОГО НАПРЯЖЕНИЯ
АНАЛИТИЧЕСКИМ РАСЧЕТОМ
При решении задачи о рациональном напряжении в общем случае следует
предварительно определить нестандартное напряжение, при котором имели бы
место минимальные затраты (см. рис. 18-2). Зная такое напряжение, можно вер-
нее выбрать целесообразное стандартное напряжение применительно к каж-
дому конкретному случаю. Расчеты по определению нестандартного рациональ-
ного напряжения, безусловно, необходимы, так как по опыту таких расчетов,
выполненных автором, экономический эффект при правильном решении этого
вопроса весьма значителен.
Для нахождения рационального нестандартного напряжения предлага-
ется методика, основанная на том, что, используя результаты определения за-
трат при стандартных напряжениях, с одной стороны, и математические интер-
поляционные теории — с другой, можно составить уравнение для кривой зави-
симости 3 — f (+) (см. рис. 18-2).
Найдя первую производную этого уравнения и приравняв ее нулю, можно
найти теоретический минимум затрат и соответствующее ему нестандартное ра-
циональное напряжение. Интерполяционные методы приведены в разд. 1 и 3.
а) Применение интерполяционной теории Ньютона для определения рацио-
нального напряжения. Любая зависимость двух взаимно связанных величин,
если известны координаты п точек, может быть выражена аналитически с опре-
§ 18-2] Определение рац. напряжения аналитическим расчетом
247
деленной степенью точности интерполяционной формулой Ньютона, представ-
ляющей собой степенную функцию (п — 1)-го порядка,
y = l/i+71i(x —х1) + В1(х—хг) (х—x2) + Ci (х—xj (х—х2)(х —х3) + ...
+ (х—xi) (х —х2)... (х—х„). (18-7)
Это уравнение представляет собой кривую (см. рис. 2-3, 2-4), проходящую
через точки Xj, yL, х2, у2, х3, у3 и т. д., выражающие капитальные затраты /С,
эксплуатационные расходы Сэ или годовые затраты 3 при различных стандарт-
ных напряжепях, в частности UY = 6 кВ, U2 = 10 кВ,П3 = 20 кВ, (Л = 35 кВ,
(Д = ПО кВ.
В общем случае уравнение записывается в соответствии с выражением (18-7)
в следующем виде:
3=3i+ Л (U - + В, (U - Ur) (U - U2)+Cr(U~ Ur) (U - U2) (U - U3) 4-
+ ох (U~Ur)(U-U2) (U-U3) (U-Ur). (18-8)
Ниже приводится методика определения рационального напряжения по
трем стандартным напряжениям.
Рассмотрим случай, когда кривая годовых затрат проходит через три точки:
Sj, Ur, 32, U 2, З3, U3.
Для приведенных затрат и соответствующих им напряжений уравнение
годовых затрат в соответствии с выражением (18-8) записывается в следующем
виде:
3 = 3,+ Ar(U-Ur) + Br (U-Ur) (U-U2). (18-9)
Для нахождения коэффициентов А, и Вг составляем табл. 18-1.
Т а б л и ц а 18-1
Коэффиценты к полиному Ньютона для выбора напряжения по трем точкам
3 и &.3 дс/ А ДА A'U В
3r Ur г1 11 Со At/x = = U г — Ur А А1Д AAi= \'Ur=^
32 и2 ~-А2 — Аг ~U3 — Ur D
Д32 — \и2=-- . аз2
= 33 — 3g — U3 Ur А(/2
з3
Из табл. 18-1 находим:
A3t _ А2-Ar A32At/i-A3xAt/2
1 \Ur' 1 U2-Ur \U^U2\'Ur ‘
Преобразуем выражение (18-9) к виду
3 = 3, + Ar (U - Ur) + В г [(Л - U (Ur + U2) + UrU2).
(18-10)
(18-11)
Для нахождения рационального напряжения по годовым затратам дифферец
цируем (18-11):
^ = Ar+2BrU-Br (Ur + U,).
248
Выбор напряжений
[Разд. 18
Приравняв правую часть этого равенства нулю и решив его относительно
напряжения, получим:
2В1(7рац == (f/j + (72) — Alt
откуда
_Ut + U2
^ргц 2 2В/
Подставив вместо коэффициентов и Вх их значения из табл. 18-1, полу-
чим:
_П1+П2 АВх SUp\U2\'Ul
р:!Ц 2 2Д{/Х АЗаДС/'
Произведя дальнейшие преобразования, получим:
1/рац — ^3i&U1 \
ИЗхАПа )
Обозначив
A3p\U,__.
ДЗ^Па ’
получим:
, ____t/i + t/2 A'i/j
₽ац- 2 2а •
(18-12)
б) Применение интерполяционной теории Лагранжа для определения рацио-
нального напряжения. Когда при выборе рационального напряжения нельзя
ограничиться рассмотрением трех вариантов, определение нестандартного ра-
ционального напряжения осуществляется с использованием интерполяционной
формулы Лагранжа. Эта формула в общем виде может быть записана следующим
образом:
F (x) = F0 (х) y0-]-Fi W + W Уп. (18-13)
Коэффициенты выражения (18-13) определяются следующими формулами
Р (у) _ (у — Хх) (х — х2) ... (х — х„) .
° (х0 — хх) (х0 — х2)... (хэ — х„) ’
Р _ (х-х0)(х-х2)...(х-хл) .
1 ; (Xt--X0) (Xt-X2) ... (Хх —х„) ’ (
Р /И = (х л'п) (х-хх)... (X - Хп t) .
П (.хп хо) (хп xl) • • (xn xn-l)
(18-14)
Степень многочлена определяется эмпирически. Это уравнение представ-
ляет собой кривую (см. рис. 2-3, 2-4), проходящую через точки х0, у0; хь ур, х2,
z/2; ...;-хл, уп.
Используя этот метод для определения рационального напряжения, необ-
ходимо связать аналитической зависимостью стандартные напряжения и при-
веденные годовые затраты Ut, Зр, U2, В2; ...; Un, Зп, где U2, ..., Un — стан-
дартные напряжения; 3lt В2....Зп — приведенные годовые затраты, соответ-
ствующие этим напряжениям.
§ 18-2] Определение рац. напряжения аналитическим расчетом
249
По этим исходным данным по аналогии с (18-13) может быть составлено
уравнение
F (I/)=Fj ({/) Зх+F2 ({/) 32 +...+Fп (U) Зп,
где
Р (U-U2)(U-U3)...(U-Un) .
(5/1-5/2)(5/1-5/3)...(5/1-5/„) ’
Р „п (U-U1)(U-U3)...(U-Un) .
- (O2 — Uy)(U3 — U3)...(U2—Un)’
(18-15)
(18-16)
Р (U-UJlU-Uzh-.tU-Un-i)
п(’ (Un-UJlUn-UJ-.-tUn-U^-
Уравнение (18-15) показывает общую зависимость между U и 3 для любого
числа вариантов электроснабжения, а их из практики проектирования известно
пять.
1. Определение рационального напряжения по пяти точкам. Для пяти точек
01, 31, U2, 32; U3, З3; Uit 34; U-a, З3 уравние Лагранжа записывается в виде
F (U) = Ft (U) 3t+F2 (U) 32+F3 (U) 33 +Ft (t/) 34 +F5 (U) 33. (18-17)
Коэффициенты Ft (U), F2 (U), F3 (U), F4 (t/), F3 (U) определяются следую-
щим образом:
Л ({/) = -J- (I/ - U2) (U - U3) (U - Ut) (U - и5у,.
F2(U) = ~(U-U1)(U-U3)(U-Ui)(U-U3y,
F3(U) = -$(U- Oi) (U - U2) (U-Ut)(U- u3y,
Fi (U) = (U - Ui) (U - U2) (U - U3) (U - u3y,
F3 (U-U2) (U — U3) (U-Ui)-,
Л = ({/х-{/2) (t/r —1/3) (Lh-Ui) (Ui-U,)-,
B = (U2-UJ (U2-U3) (U2-U1) (U2-5/6);
Q—(U3 Ui) (U3 U2) (U3 — U3) (U3 —1/5);
D = (Ui - Ui) (Ui - U2) (Ui - U3) (Ui - U5y,
E^fUs-UJ (U5-U2) (Us-U3) (U3-U3). .
(18-18)
(18-19)
Продифференцировав выражение (18-17) по напряжению, приравняв произ-
водную нулю и произведя соответствующие преобразования, получим уравне-
ние
а5/3 + р5/2+у7/-)-б = 0,
(18-20)
250
Выбор напряжений
[Разд. 18
где
Р — — 3 (^2 + ^з+ Ui 4-£Д>) + -g-- (£А4~ £44~ £Л4-£/8) +
4" q3 (£Д4~£^2 + Uj, 4~£Д) 4- -j*- (£/1+^2 + £A4~ £4) 4*
+ -£- (£A 4-£4 4-£4 4-£4)];
7=2 Г—4- {U2U3 + U^Ui + UzUc,-{-U3U4 + U3U-a4-UiU5) +
L **
4~ (£A£44- U^Ui + UiUt, + U3UU3U3-^и+
+ - J- (U1U2 + UlUi + + U2Ui + и2иъ + £/4£/6) +
4~ (U 1^2 + U1U3 + + U2U3 + UzUb 4- U3Д5) +
+ —£- (U1U2 + U1U3-] U1U4 4- £/a£Z3 - f- £4£Д4- £4£A)j^;
6=- [4~ + U2U3U3 4- U2utu6 4- W6) 4-
4" в (££1££з£Д4-££1££з££54*lUiU^-^-UsUiUs)4~
4- (PiUJLJi 4- иги2иъ 4- UrUtU^ 4- и2и^з) 4-
4- {UXU2U3 4- £7i£/2£76 4- 4- ^3^3) 4-
4- 4- IWA 4- £/i£/3£/4 4- IWA)1 •
(18-21)
Подсчитав по формуле (18-21) коэффициенты a, P, у, 6 и решив это урав-
нение относительно £/, получим рациональное напряжение по приведенным
годовым затратам £7рац.
Определение коэффициентов уравнения и решение кубического уравнения
являются довольно трудоемкими процессами. Лучше всего эти вычисления произ-
водить на счетно-вычислительных машинах, программы которых составлены
в МЭИ.
2. Определение рационального напряжения по четырем точкам. Для опре-
деления рационального напряжения часто бывает достаточно рассмотреть четыре
варианта электроснабжения. Уравнение для определения рационального напря-
жения получается квадратичным, и его решение не представляет затруд-
нений.
Уравнение Лагранжа для четырех точек, заданных координатами f/j,, 34;
£72> 32; U3, З3; Ut, 34, записывается в виде
F (U)=F1 (U) В,, 4- F2 (£/) 32 4- Fa (U) З3 4- Ft (U) 34, (18-22)
§ 18-2] Определение рац. напряжения аналитическим расчетом
251
где
Fr (U) = ~ (U - 1/2) (</ - U3) (U - Ur);
/1
F2 (U)=-~ (U— Ur) (U - U3) (U - Ur);
F3 (1/) = 4 (1/ - Ur) (U - U2) (U—Ur);
Fr(U)=~(U-Ur) (U-U2) (U-U3);
A = (Ut-U2) (Ur-U3) (Ur-Ur);
B = (U2 — Ur) (U2 - U3) (U2 - Ur)-,
Q=(U3-Ur) (U3-U2) (U3-Ur);
D --- (Ur - Ur) (Ur - U2) (Ur- U3).
(18-23)
(18-24)
Продифференцировав уравнение (18-22), приравняв производную нулю н
произведя соответствующие преобразования, получим:
al/2+₽l/+y=0,
где
а _ о ( $г । з2 З3 Зг \
“~3VT + 1T + 'Q'+DJ’
₽ = - 2 (t/2 +1/3 + 1Л) + 4г + ^) +
+ (Ur + U2 + Ur) + (Ur + U2 +1/3)];
V = -|р- (U2U3 + U2Ur + U3Ur) + J (UrU3 + UrUr +
+ U3Ur) +'77 (UrU2 -)-UrUr -)-U3Ur) +
+ -J OAtAs'l UrU3-\-U2U3).
(18-25)
(18-26)
3. Определение рационального напряжения по трем точкам. В практике
проектирования и эксплуатации редко встречаются случаи, когда для определе-
ния рационального напряжения необходимо сравнивать варианты систем элек-
троснабжения на большом количестве напряжений, например 6, 10, 20, 35,
ПО кВ. Для выбора величины рационального напряжения достаточно ограни-
читься тремя напряжениями или, реже, иногда четырьмя, например 6, 10, 20
или 10, 20, 35 кВ и т. д. Вопрос о том, какие напряжения выбрать для срав-
нения, решается с помощью цифрограмм или номограмм (см. § 18-3).
При рассмотрении вариантов электроснабжения на трех напряжениях опре-
деление рационального напряжения значительно упрощается. Для вывода ана-
литического выражения для определения рационального напряжения по при-
веденным годовым затратам по трем точкам, т. е. трем координатам в декартовой
системе координат Ur, Зх; U2, 32, U3, З3, уравнение Лагранжа записывается
в виде
F (U) = Fr (U) 3r+F2 (U) 32 + F3 (U) 33,
(18-27)
252
Выбор напряжений
[Разд. 18
где
F. (б/)=^(б/-б/2) (б/-б/3);
F2(IJ) = ~(U-UJ(U~U3)-, •
f3(6^ = -i-(6/-6/1) (.U-U^,
A = (U1-Ui)(U1-U3); т
B = (6/2-6/1)(6/2-6/3); }
Q=(6/3-6/1)(6/3-6/2). J
(18-28)
(18-29)
После преобразований уравнение (18-27) запишется в виде
F №=4 [и- - и (6/2+и3)+ад] 4- A {i/2 _ и ([/1+из)++
+-^ [6/2-67(6/,+ t/2) +ад]. (18-30)
Затем дифференцируем уравнение (18-30) по напряжению и приравниваем
его нулю:
Jy ) — [267 — (64 + 6/3)] 4- -g- [2U — (6/14~ 673)j 4-
4--J-[26/-(6/14-6/2)] = 0, (18-31)
откуда
4- (64 4- t/з) + 4 (64 + 6/3) 4- 4
^оац =--------------7-5----о ’—о—\-------------• (13-32)
О / ^1 । I \
Л А + В + Q /
Обозначив
a = 2f—4- — 4-—V
\ А Н В + Q )'
Р = _^-(64 4-64) 4~(64 +6/3) 4~ (64 4-64) > (18-33)
получим:
6/рац-Р. .(18-34)
Выражения (18-20), (18-25) и (18-34) дают возможность определить нестан-
дартное рациональное напряжение с учетом всех факторов, влияющих на напря-
жение, по точкам стандартного напряжения с неравными интервалами. Нали-
чие цифрограмм и номограмм позволяет правильно выбрать стандартное рацио-
нальное напряжение не только при проектировании систем электроснабжения,
но и при реконструкции систем электроснабжения:
Пример 18-1. Определение годовых приведенных затрат. Исходные
данные для расчета: расчетная мощность предприятия 5000 кВ-А; расстояние
от пункта питания до места потребления электроэнергии 0,9 км; линии питания
воздушные; питание потребителей по двум линиям; в начале и в конце линий
§ 18-2] 1 Определение pat±. напряжения аналитическим расчетом 253
установлены выключатели при наличии иа приемной подстанции секционного
выключателя; стоимость электрической энергии 0,011 руб/ (кВт-ч); трансформа-
ция в конце питающей линии отсутствует.
Рассматривается случай, когда питание можно производить на напряже-
ния 6, 10, 20, 35 и 110 кВ. Для сокращения объема расчетов подробно рассма-
тривается определение годовых затрат только на напряжении 10 кВ. Годовые
затраты на остальных напряжениях приводятся только цифрами окончательных
результатов подсчета. При определении годовых эксплуатационных расходов
в соответствии с материалами разд. 2 их величина для каждого года равна:
Сэ/= Ср + Ск, р + См + Сэ>
ИЛИ
Сэ/ = Са + См + Сэ-
Амортизационные расходы на реновацию Ср в расчетах ниже не учиты-
ваются, поскельку срок службы системы электроснабжения принимается не ме-
нее 30 лет (воздушные линии на бетонных пасынках обеспечивают данный срок
эксплуатации).
Годовые расходы С' на эксплуатацию, включающие в себя расходы на
текущий ремонт, заработную плату,- общепроизводственные расходы, прини-
маются для эксплуатации одинаковыми и исключаются из расчетов как
не влияющие иа выбор напряжения в вариантах 6, 10, 20, 35 и 110 кВ. Годовые
расходы См принимаются равными стоимости потерь электрической энергии
в линиях Сп. Годовые расходы на капитальный ремонт Ск,р принимаются рав-
ными амортизационным отчислениям Са. Для воздушных линий амортизацион-
ные отчисления принимаются равными 6%, для подстанций 10%. Следова-
тельно, Сэ = Сп + Са.
В соответствии с изложенным выше годовые затраты принимаем по выра-
жению
3 = Сэ4-0,12/С
Определим затраты при напряжении 10 кВ.
1. Капиталовложения = Ал10 + а10, где Кл10 — стоимость соору-
жения воздушных линий 10 кВ (линии на деревянных опорах); Кэ,а10 — стои-
мость электрической аппаратуры напряжением 10 кВ. Все капиталовложения
определяем по укрупненным технико-экономическим показателям (разд. 2).
Определим Кл10. Для определения капиталовложений по сооружению двух
цепей линии 10 кВ необходимо знать сечение проводов линий. Выбор сечения
проводов производим из расчета обеспечения питания предприятия по одной
линии в случае повреждения или отключения другой. Принимаем допустимую
перегрузку линии в аварийном режиме равной 1,3, тогда сечение линии должно
соответствовать пропускаемой мощности: Зл = Зр = 500 : 1,3 = 3860 кВ-А.
Принимаем две цепи линии 10 кВ с проводами А (3 X 70). Для данного
сечения линии ее пропускная способность в нормальном режиме работы равна
4600 кВ-А. При полной загрузке потери ЛРНОМ = 116 кВт/км. Стоимость ли-
нии 1,56 тыс. руб/км. Принимая допустимые потери напряжения в аварийном
режиме в размере 10 %, получаем допустимую длину передачи упрощенным ме-
тодом:
-$д0П 4600
Z-=^At/«ons^=0.49-105^-4KM,
что больше действительного расстояния, равного 0,9 км, более чем в 4 раза.
Проверка воздушных линий на термическую стойкость к токам к. з. не произ-
водится. Механическая прочность и минимальные потери на коронирование
на напряжение 10 кВ при сечении 70 мм2 обеспечены. Таким образом, по тех-
254
Выбор напряжений
[Разд. 18
ническим условиям выбираем две линии .3 X .70 из деревянных опорах с желе-
зобетонными пасынками.
Выбор экономического сечения линий производим упрощенным способом
на основании ПУЭ по экономической плотности -тока. Для нашего случая /э =
= 1 А/мм2.
Определим экономическое сечение:
Sp 5 103
5Э=—у-------- =-------------- = 144 мм3.
2V3f/I1OM/j 2-1,73-10-1
Хотя по техническим условиям было бы достаточно передавать заданную
мощность по двум линиям с проводами Л (3 X 70) мм2, но по экономическим
соображениям требуется увеличить сечение этих линий до 120 мм2, поэтому
окончательно останавливаемся на выборе двух линий с проводами А (3 X 120) мм2
на деревянных опорах с данными
Кл0=1,94 тыс. руб.; /<л10 = 2 • 0,9 • 1,94 = 3,48 тыс. руб.
Определим Аэ,аю- Расчетное напряжение 1/р = 10 кВ. Расчетный ток
S„ 5000
/р=----------=---------------220 А.
1,ЗУЗ£/ИОМ 1,3- 1,73 -10
Задаваясь условием, что отключающая способность выключателя должна
лежать в пределах до 350 тыс. кВ-A, выбираем выключатель типа ВМГ-10 в ком-
плектном исполнении (КРУ) с приводом ПС-40 стоимостью 1,57 тыс. руб. (см.
разд. 2).
Капиталовложения в электрическую аппаратуру составляют:
А9, аю= 5АВ = 5 1,57 = 7,85 тыс. руб.
Итого капиталовложения в систему электроснабжения 10 кВ
Ахю= Ал10 + Кэ, aio = 3>48 +7,85= 11,33 тыс. руб.
2. Эксплуатационные расходы определяются по формуле
Сэ = Сп+'Са.
Определим потери мощности и энергии в линиях 1'0 кВ сечением (3 X 120) на
1 км. При полной загрузке потери APIlSM = 136 кВт. Номинальная загрузка
линии SH0M = 6,5 тыс. кВ-А, расчетная загрузка SD = 2,5 тыс. кВ-А, при этом
к3 = 2,5/6,5 ~ 0,38.
Определим расчетные потери мощности в двух линиях:
ЛРр = 2/ДРНОм«1 = 2 • 0,9 • 136 • (0,38)2 «= 39,2 кВ.
Задавшись числом часов работы, определим расход электроэнергии на по-
тери при /пот = 5000 ч:
Д5а10= ДРр/пот = 39,2 • 5000 = 195 000 кВт • ч/год.
Стоимость потерь составит:
Сп10= ДЭа10с0= 195 000 • 0,11 • 103 = 2,1 тыс. руб.
Определим годовые амортизац-иоизшые расходы. Амортизационные отчисления
по линиям принимаем 6 %, по подстанции 10%. Следовательно,
С’а,л1о = АЛ1о<рл = 3,48-0,06 = 0,208 тыс. руб/год;
Са, Э1О = АЭ, аюФп —7,85-0,1 = 0,785 тыс. руб/год;
Саи ==Са,л1о+Са, это=0^08+©,785=0.93 тыс. руб/год.
§ 18-2] Определение рац. напряжения аналитическим, расчетом
255
В разд. 10 приведена более точная' методика определения экономически
целесообразного сечения провода.
Суммарные эксплуатационные расходы СЭ10 = Сп10 + Cai0 = 2,1 + 0,93 =
= 3,03 тыс.руб/год.
В итоге при передаче электроэнергии на напряжении 10 кВ получим: =
= 11,33 тыс. руб.; Сэ10 = 3,03 тыс. руб/год.
Годовые затраты по варианту 10 кВ
310 = Сэ1о+0,12Х2|0 = 3,03 + 0,12-- 11,33 = 4,67 тыс. руб/год.
Подсчитав аналогичным образом годовые затраты на напряжения 6, 20, 35
и ПО кВ, получим:
3в = 6,35; 31О = 4,67; 320 = 4,39;
З36 = 6,76; 3110= 15,20 тыс. руб.
Пример 18-2. Определение рационального напряжения по пяти, четы-
рем и трем стандартным напряжениям и соответствующим нм значениям годовых
приведенных затрат с применением метода Лагранжа:
t/x = 6 кВ; 31 = 6,35тыс. руб;
t/2=10 кВ; 32 = 4,67 тыс. руб;
t/3 = 20 кВ; 33 = 4,39 тыс. руб;
1/4 = 35 кВ; 34 = 6,76 тыс. руб;
t/5=110 кВ; 35= 15,20 тыс. руб.
1. Определение рационального напряжения по пяти точкам.
Коэффициенты а, Р, у, 6 определяем из уравнения (18-21):
,Г 6,35 4,67 4,39
“ [168 896 + (—100000) ^189000'
+ (=^^ + ™Ж05]-(,'“0227;
р=-3[»1б(,1,+2,>+35+11,>’-1®ТЯ>‘6 + 20 + 35+"") +
+ i®TB>(G+l0+33+ll0>-81S5('!-|-|l,-|'2t’|-,|0) +
+ 7Тйн»1‘+в+!0+»>]-“
[А ЧЧ
, (10-20+10.35+10- 110 + 20.35 + 20 * 110 + 35 • 110) —
loo оУо
—(6 • 20 + 6 • 35 + 6 • ПОф-гО • 354-20 • 11° + 35 • 11°) +
+ ^^-(6.10 + 6-35 + 6 •П°+Ю-35+Ю • 110 + 35-ПО)-
_ (6- 10 + 6-20 + 6- 110+10-20+10- 110 + 20- 110) +
о15 625
+ т++о(6'1°+6'20+6-35+1°'20+1° 35 + 20-35)] = 0,122;
256
Выбор напряжений
[Разд. 18
6 = — [yg6g gg6~ (Ю • 20 • Э5 + 1° 2° • 1104-6 • 35 • 11° + 2° • 35 • ПО) —
4,67
~ fob ООО (6-20 35 + 6-20- ИО + 6.35-1104-2° - 35 - 110) +
4 S9
+ (яоппп (6- 10-35 + 6- 10- 110 + 6-35- IIO4-10-35- ПО) —
(6- 10-20 + 6- 10- 110 + 6-20- 110+10-20- 110) +
о 1D -
+ ™onnnnn <6' 1° 20+6 10-35 + 6-2°. 35+10-20-35)] = - 1,20.
Величины А, В, Q, D, Е определяют из выражения (18-19):
А = (6 — 10) (6—20) (6 — 35) (6 -110) = 168 896;
В = (Ю —6) (10—20) (10 —35) (10—110) = — 100 000;
Q = (20 — 6) (20 -10) (20 - 35) (20 — 110) = 189 000;
D=(35-6) (35-10) (35-20) (35-110) = —815625;
В = (110-6) (ПО-10) (110-20) (110-35) ==70 200 000.
Подставив значения коэффициентов а, р, у, 6 в выражение (18-20), полу-
чим: 0,0000227 U3 — 0,0032(7= | 0,122(7 -1,2 0,
Решив полученное уравнение относительно U, получим:
t/j = 15,4 кВ; U2 = 38,7 кВ; (/3 = 38,2 кВ.
Теперь найденные значения (7j, (/2, U3 надо подставить в выражение для
затрат и выбрать (/рац, для которого затраты минимальны. Однако в данном
примере преимущество напряжения U = 15,4 кВ является очевидным.
2. Определение рационального напряжения по четырем точкам.
Коэффициенты а, Р, у определяем из уравнения (18-26):
„ Г 6,35 , 4,67 , 4,39 , 6,76 1 .
“ 1624 + 1000 + — 2100 + 10 875.] °’002 ’
₽=-2 <10 + 20 + 35)+та (6+20+33) +
4 QQ R ЧЧ 1
+ ^Tbb (6+ 10 + 35) + ТУ875- (6+ 10 + 2°)] = °’ 108;
Y=- тДт (10 • 20+ 10 • 35 + 20 - 35) + (6 • 20 + 6 • 35 + 20 - 35) -
1 1 vvv
“Ж (6'10 + 6- 35 + 10 -35)+ЖЖ(6- 10 + 6 •20+1°-20) = -1.11-
Величины А, В, Q, D определяются из выражения (18-24):
А=(6—10) (6-20) (6-35) =—1624;'
В = (10 — 6) (10 — 20) (10 — 35) = 1000;
(?=(20-6) (20-10) (20-35) = —2100;
D = (35 — 6) (35 —10) (35 - 20) = 10 875.
§ 18-3] Приближенное определение рационального напряжения
257
Подставив значения а, Р, у в выражение (18-25), получим:
—0,002 If/2 4-0,1087/— 1,11=0;
7/2 —517/4-528 = 0;
7/1, а = 25,5 zt /25,52—5281
7^!= 15,5 кВ;
7/2 = 35,5 кВ.
Сопоставив затраты при 15,5 и 35,5 кВ, найдем, что
7/рац— 15,5 кВ.
3. Определение величины рационального напряжения по трем точкам.
В соответствии с выражением (18-32) запишем уравнение
+ С/з) + (JA + 7/3) + -(7/1 + Т/2)
^(104-20)-^(64-20)4-4if (64-Ю) 0>859
= 9 Г6’35 4,67 4,391 0,0549 ~ 5,6
Z L 56 40 ‘ 140 J
Сравнивая расчеты по пяти (15,4 кВ), четырем (15,5 кВ) и трем точкам
(15,6 кВ), видим, что результаты практически одинаковы. Из изложенного сле-
дует, что определение величины рационального напряжения, как правило, доста-
точно производить по трем точкам.
8-3. ПРИБЛИЖЕННОЕ ОПРЕДЕЛЕНИЕ РАЦИОНАЛЬНОГО НАПРЯЖЕНИЯ
Рис. 18-3. Схема системы электроснабже-
ния к примеру 18-1 (разъединители для
упрощения показаны наклонной чертой).
Опыт проектирования позволяет интуитивно оценивать ожидаемое значе-
ние рационального напряжения. Однако при таком способе решения вопроса
ошибки часты. В то же время трудоемкие расчеты по определению затрат для
всей шкалы напряжений требуют
большой дополнительной работы.
Для экономии затрат труда на оп-
ределение рационального напряже-
ния были выполнены многочислен-
ные расчеты, в которых нагрузка,
потребляемая промышленными
предприятиями, изменялась в пре-
делах от 1000 до 100 000 кВ-А,
расстояние от источника питания
до предприятия — от 1 до 100 км,
стоимость электрической энергии—
от 0,4 до 1,1 коп/ (кВт-ч). Схемы
были даны для систем питания без
трансформации (рис. 18-3) и с трансформацией напряжения. Линии прини-
мались воздушные и кабельные. Из всех этих расчетов для сроков окупаемости
6—12 лет были составлены приводимые ниже номограммы, которые позволяют
быстро определять приближенное значение рационального напряжения (рис. 18-4).
Зная приблизительно стандартное рациональное напряжение, можно взять
для расчетов еще два ближайших стандартных напряжения (одно — выше, Дру-
9 под ред. А. А. Федорова, Г. В. Сербиновского
258
Выбор напряжений
[Разд. 18
О 1 2 3 3- 5 6 7 8 3 10 20 30 W SO 60 70 80 30км
Рис. 18-4. Номограммы для приблизительного определения рационального на
передаваемой мощности Sn, длины питающих линий /, схемы питания, конструю
а, г, ж, з, и — с0 — 1,1 коп/(кВт -ч); б, д— с„ = 0,8коп/(кВт -ч); в, е — с0 = 0,4 коп/(кВт -ч);
с трансформацией на 6 кВ; ж — то же на
пряжения электроснабжения промышленных предприятий в зависимости от
тивного выполнения линии и стоимости электроэнергии.
а, б, в — для выбора напряжения без трансформации в конце питающем линии; г, д, е >
10 кВ; з — то же на 20 кВ; и — то же на 35 кВ.
9*
260
Выбор напряжений
[Разд. 18
гое — ниже) и получить, таким образом, только те три точки, по которым необ-
ходимо определять точное значение нестандартного рационального напряжения.
Это дает возможность значительно, сократить расчеты.
Вместо номограмм, представленных на рис. 18-4, можно применять также
цифрограммы. Пример цифрограммы при стоимости электрической энергии
с0= 1,1 коп/ (кВт-ч) для системы электроснабжения без трансформации в конце
питающей линии приведен в табл. 18-2.
Таблица 18-2
Области ориентировочного значения рационального напряжения
Длина линии I, км
кВ-А 1 2 3 4 1 5 10 20 30 40 60 80 100
1000 10 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20
2000 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 35
3000 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 35 35
4000 20 20 20 20 20 20 35 35 35 35 35 35
5000 20 20 20 20 20 20 35 35 35 35 35 35
10 000 20 20 35 35 35 35 35 ПО ПО ПО НО ПО
20 000 20 35 35 110 ПО 110 ПО ПО НО 110 ПО ПО
30 000 ПО 110 ПО ПО 110 ПО ПО НО 110 ПО ПО ПО
40 000 НО НО 110 ПО 110 НО 110 110 110 110 ПО ПО
60 000 ПО ПО ПО 110 ПО ПО ПО 110 ПО ПО ПО ПО
80 000 ПО НО 110 НО 110 110 110 НО 110 110 110 НО
100000 110 НО ПО 110 ПО ПО ПО ПО ПО 110 ПО ПО
18-4. ВЫБОР РАЦИОНАЛЬНОГО НАПРЯЖЕНИЯ
ПРИ РАВНОМЕРНО РАСПРЕДЕЛЕННОЙ НАГРУЗКЕ
В результате определения рационального напряжения ряда промышлен-
ных предприятий с равномерной нагрузкой по площади цехов, а также для ряда
районов Москвы и других городов с различными коэффициентами застройки,
разной этажностью установлено, что хотя эти показатели и влияют на выбор
рационального напряжения, но решающим фактором в определении /7рац явля-
ется удельная нагрузка (кВт/м2) площади, занимаемой строениями.
На рис. 18-5 приведена номограмма, по которой можно определять рацио-
нальное напряжение в зависимости от удельной нагрузки (на 1 м2 рассматри-
ваемой поверхности) и стоимости электроэнергии 0,001—0,01 руб/ (кВт-ч).
Для городов данная номограмма составлена с учетом коэффициента застройки
0,1—0,15. С учетом того, что рост нагрузки происходит во времени и может быть
заменен плановыми перспективами во времени по годам, можно на номограмме
удельную нагрузку заменить годом, когда ожидается эта нагрузка. На номо-
грамме, приведенной на рис. 18-5, это для примера и сделано.
Пользуясь данными таких номограмм, можно решать вопрос о выборе ра-
ционального напряжения с учетом перспективы, что очень важно, так как элек-
трические сети служат до перехода на новое напряжение примерно 20—30 лет.
Так, например, если принять какие-то конкретные условия, то при стоимости
электрической энергии в 1960 г. с0 = 1 коп/ (кВт-ч) (удельная нагрузка 20 Вт/м2)
рациональное напряжение составило 14,5 кВт. При нагрузке 40 Вт/м2 в 1970 г.
и стоимости электроэнергии 0,8 коп/ (кВт-ч), рациональное напряжение было
21 кВ; наконец, при нагрузке 60 Вт/м2 и ожидаемой стоимости электроэнергии
§ 18-5] Определ. рац. напряжения методом планиров. эксперимента
261
0,6 коп/ (кВт-ч) рациональное напряжение составит 18,5 кВ. Таким образом,
в данном конкретном случае оказывается, что в течение 20 лет рациональное
напряжение держится примерно почти иа одном уровне.
Рис. 18-5. Номограмма для приблизительного определения рационального на-
пряжения в зависимости от удельной нагрузки на 1 м2 площади и в перспективе
от времени.
18-5. ОПРЕДЕЛЕНИЕ РАЦИОНАЛЬНОГО НАПРЯЖЕНИЯ
С ПРИМЕНЕНИЕМ МЕТОДОВ ПЛАНИРОВАНИЯ ЭКСПЕРИМЕНТА
Метод оптимизации систем электроснабжения промышленных предприятий
с использованием получившей в последнее время широкое применение во всех
областях науки и техники теории планирования эксперимента был разработан
в МЭИ [18-8 — 18-10] н состоит в получении математических моделей, связываю-
щих значение оптимизируемого параметра с рядом наиболее влияющих факто-
ров. В данном случае в качестве оптимизируемого параметра выбрано значение
рационального напряжения для систем внутризаводского электроснабжения.
Наиболее важными факторами, влияющими на рациональное напряжение,
являются: — суммарная нагрузка предприятия, кВ-A; Zcp — средняя длина
линии распределительной сети, км; у — стоимость 1 кВт в год потерь электро-
энергии, руб/(кВт-год); Р — отношение нагрузки высокого напряжения потре-
бителей (6 кВ) ко всей нагрузке предприятия, %; а — отношение числа часов
работы предприятия в году (Тг) к числу часов использования максимума на-
грузки Т„.
Приводимые ниже математические модели для определения рационального
напряжения разработаны для предприятий средней и отчасти большой мощ-
ности, работающих в две смены и более [18-8— 18-11].
262
Выбор напряжений
[Разд. 18
Т а б л и ц а 18-3
Диапазоны варьирования
Факторы Базовый уровень Xi, б Шаг варьи- рования Верхний уровень Xi max Нижний уровень Xi min
Хх — Ss, кВ • А 30 000 20 000 50 000 10000
X2-Zcp, км 0,6 0,4 1,0 0,2
Х3 — у, руб/(кВт • год) 70 30 40 100
Х4-₽, % 6 4 10 2 ч
Х5 —а, отн. ед. 1,3 0,1 1,4 1,2
В соответствии с этим были выбраны диапазоны варьирования по каждому
влияющему фактору (табл. 18-3), позволяющие охватить большинство промыш-
ленных предприятий (кроме очень малых и особо больших).
Все влияющие факторы в математических моделях используются в кодиро-
ванном виде, переход к которому осуществляется по формуле
(18'35)
где xi — кодированное значение данного фактора; X,- — действительное значе-
ние фактора; X(-,g — базовый уровень данного фактора; ДХг- — шаг варьирова-
ния данного фактора.
Кроме' факторов, перечисленных выше, на выбор рационального напряже-
ния решающее значение оказывает схема распределения электроэнергии по тер-
ритории промышленного объекта.
С учетом всего перечисленного ниже приводятся математические модели
для наиболее распространенных схем внутризаводского электроснабжения:
для радиальной одноступенчатой схемы
£Уроц=7,59+0,74х1+1,21х2+0,27л:3—
—.1,18X4 + 0,61х1.т2-Н),22х2-<з+0,20л'2л:4; (18-36)
для магистральной схемы с двойными сквозными магистралями
1/рац=8,07-|-0,92х1 -|-1,45х2-|-0,37х3—
— 1,33X4 —0,14х6-р0,67х1х2 + 0,20х1х3+0,24х2х3 + 0,29х2Х4. (18-37)
При выборе 1/рац, кВ, по математическим моделям (18-36) и (18-37)'расчет-
ное рациональное напряжение, как правило, получается нестандартным.
Для определения рационального стандартного напряжения необходимо
определить приведенные затраты для ближайшего большего и ближайшего мень-
шего к расчетной величине нестандартных t/paa.
Приведенные затраты для стандартных напряжений определяют также
с помощью математических моделей, полученных с применением теории плани-
рования эксперимента для радиальной и магистральной схем с учетом всех вли-
яющих факторов, перечисленных выше. Математические модели приведены
для рациональных напряжений 6, 10, 20 кВ, которые являются наиболее приме-
нимыми для систем внутризаводского электроснабжения.
Затраты, тыс.руб/год, определяют:
§ 18-5] Определ. рац. напряжения методом планиров. эксперимента
263
для радиальной одноступенчатой схемы
3s6=87,33+42,43xi+10,93х2 +12,37*3—2,13x4+5,99^+7,71ЗД (18-38)
3210 = 87,15 + 41,20хх + 8,27х2 +11,95*4 + 3,88*4*2+7,43х1х31 (18-39)
3220 = 107,94 + 45,13*4+14,27*2+10,61*3 + 3,14*4 + 4,55*4*2 + 6,44*4*3; (18-40)
дли магистральной схемы с двойными сквозными магистралями
3S6 = 89,67+ 46,31*1+10,22*2 +13,31*з — 2,96*5 + 6,04*i*3 + 8,25*1*3; (18-41)
32 ш=88,55 + 44,48*1 + 7,05*2 + 12,46*3 — 2,61*6 + 3,69*1*2+7,57*i*3; (18-42)
3S20= 106,21+47,90*1+9,79*2—11,23*з —2,41*5+3,12*1*2 + 6,60*1*3. (18-43)
Анализ соотношений между затратами на стандартных напряжениях поз-
воляет аргументированно обосновать выбор рационального стандартного на-
пряжения.
Предложенная методика определения рационального напряжения может
быть использована для расчетов систем электроснабжения на ЭВМ МИР, для
которой в МЭИ разработана и опробована программа.
Рис. 18-6. Генеральный план промышленного предприятия с радиальной схемой
электроснабжения.
1 — цеховые ТП; 2 — РП 6 кВ; 3 — кабельные липин.
Пример 8-3. Определение рационального напряжения при радиальной
схеме внутреннего электроснабжения. На рис. 18-6 в масштабе 1:5000 представ-
лен генеральный план промышленного предприятия с нанесенной на него схе-
мой электроснабжения. Из расчета электрических нагрузок и задания на проект
известны следующие исходные данные: сумма расчетных нагрузок цеховых
подстанций 23р,Т1П = 43 540 кВ-А, сумма расчетных нагрузок двигателей 6 кВ
264
Выбор напряжений
[Разд. 18
2Sp.j= 2600 кВ-А, стоимость 1 кВт-ч потерь электрической энергии с0 =
= 0,012 руб/(кВт-ч), продолжительность работы предприятия в году Тг =
= 6400 ч; число часов использования максимума нагрузки Та = 4850 ч, коэф-
фициент разновременности максимумов нагрузки на шинах ГПП Ар.и = 0,95.
Преобразуем натуральные значения факторов (исходные данные) к коди-
рованному виду. С этой целью воспользуемся формулой (18-35) и табл. 18-3.
Фактор — суммарная нагрузка на шинах ГПП
52 = (SSp, т, п + ESp, д) Кр, „ = (43 540 + 2600) 0,95 = 43 900 кВ • А;
_ Ах-Ххб _ 43 900-30 000
Х1 ' ЬХг 20 000 -и>ьу-
Фактор Х2 — средняя длина кабельной линии ч
п
(18-44)
где п — общее число кабельных линий, отходящих от ГПП к цеховым ТП или
РП 6 кВ; li — длины этих линий, определяемые по генеральному плану,
Отметим, что на рис. 8-6 показана половина общего числа линий (п = 38)
с учетом того, что цеховые ТП — двухтрансформаториые, а РП 6 кВ — двух-
секционные. На практике соблюдение этого условия не является обязательным.
Определив Ц по генеральному плану и подставив их значения в (18-44),
найдем:
0,12 - 24-0,15- 2 + 0,14 -2+0,21 • 2+0,29 - 2+0,23 -2 +
+ 0,28-2+0,42-2+0,21 -2 + 0,27-2+0,53-2 +
+ 0,53-2 + 0,37-2 + 0,36-2 + 0,14-2+0,14-2 +
, +0,70-2 + 0,20-2 + 0,15-2 _ О0,
/ср =------------1----------jg-----1-------------------- 0,286 км;
Х2-Х2б 0,286-0,6
- дх2 = —б+—=~0,78-
Фактор
Фактор
приятия
Х3— стоимость 1 кВт-год потерь электрической энергии
Y = Co7’r = O,O12 • 6400 = 77 руб/(кВт • год);
Х3-Хзб 77-70
Хз-----ЬХ3 39-
Х4 — отношение нагрузки двигателей 6 кВ ко всей нагрузке пред-
Е Sp. д 2600
₽= ЕЗр,т,п + ЕЯр,д = 43540+2600 100 = 5>63 %!
Xi = Л'4~(Л'46 = —= 0,09.
Подставляя найденные значения факторов в модель (18-36), получаем:
t/Pau = 7,59+ 0,74 • 0,69+1,21 (—0,78)+0,27 0,23-1,18 (—0,09) +
+ 0,61 -0,69 (—0,78)+0,22 (—0,78)0,23 + 0,20 (—0,78)-(0,09) = 6,97 кВ.
Для определения стандартного рационального напряжения воспользуемся
математическими моделями (18-38) и (18-39), т. е. рассчитаем годовые затраты
§ 18-5] Определ. рац. напряжения методом планиров. эксперимента
265
для ближайшего большего и ближайшего меньшего стандартных напряжений:
326 = 109,30 тыс. руб/год;
3210= 111,17 тыс. руб/год.
Рациональным стандартным напряжением для данной системы электро-
снабжения является 6 кВ.
Пример 18-4. Определение рационального напряжения при магистраль-
ной схеме внутреннего электроснабжения. Предполагается, что на рассмотрен-
ном выше предприятии решено выполнить схему с двойными сквозными маги»
стралями (рис. 18-7). Значения всех факторов, кроме Х2, здесь сохраняются
неизменными; Х2 (Zcp) вычисляется следующим образом. В формулу (18-44) под-
ставляют длины /ц' магистральных линий от ГПП до первых по этим линиям
ТП и длины линий от ГПП до РП 6 кВ. Расстояния между смежными по од-
ной магистральной линии ТП не учитывают, поскольку их средние значения
заложены в модели (18-37).
Определив /1(- по генеральному плану по (18-44) (с учетом п = 18), находим:
0,12-2 + 0,14-2-1-0.21 -2 + 0,28-2 + 0,21-2 +
+ 0,53-2 + 0,14-2 + 0,14-2 + 0,15-2 . О1₽
ср=-----------------------То--------1-----------=0,215 км;
_Х2-Х2б _ 0,214-0,6
*3 ДЛ2 0,4
266
Выбор напряжений
[Разд. 18
Фактор Х-о — неравномерность графика электрических нагрузок
„ Х5-Х56 _ 1,32-1,30 _ 0 „
ДХ6 ~ 0,1 - *
Подставляя значения факторов в модель (18-37), получаем:
t/pau=8,07 + 0,92-0,69+1,45 (— 0,96)+0,37 0,23 — 1,33 (— 0,09)—0,14 • 0,20 +
+ 0,67 0,69 (— 0,96) +0,20 • 0,69 0,23 + 0,24 (— 0,96) 0,23 +
+ 0,29 (— 0,96) (+ 0,09) = 7,05 кВ;
^26 = 111,77 тыс. руб/год;
^210=113,80 тыс. руб/год;
f/pau = 6 кВ.
В примерах 17-3 и 18-4 затраты на систему электроснабжения оказались
меньше примерно на 2 % по сравнению с системой электроснабжения 10 кВ,
т. е. годовые затраты примерно одинаковы. Если предполагаются дальней-
шее расширение предприятия и увеличение его мощности, то в качестве рацио-
нального напряжения с учетом динамики развития предприятия может быть
выбрано напряжение 10 кВ.
Список литературы
18-1. Федоров А. А. Выбор рациональных напряжений для систем электро»
снабжения промышленных предприятий. — Промышленная энергетика, 1959,
№ 9, с. 18—19.
18-2. Справочник энергетика промышленных предприятий / Под ред. А. А.
Федорова, Г. В. Сербиновского и Я. М. Большама, — М.: Госэпергоиздат,
1961. — т. 1. 741 с.
18-3. Федоров А. А. Основы электроснабжения промышленных предприя-
тий. — М.: Энергия, 1967. — 416 с.
18-4. Каменева В. В. О методике выбора величины рационального напря-
жения в системах электроснабжения промышленных предприятий. — Про-
мышленная энергетика, 1970, № 7, с. 38—39.
18-5. Вейкерт Ф. Установки высокого напряжения. — Лейпциг: 1955. —
106 с.
18-6. Федоров А. А. Электроснабжение промышленных предприятий. —
М.: Госэнергоиздат, 1961. — 743 с.
18-7. Электротехнический справочник / Под ред. М. Г. Чиликина, — М.:
Госэнергоиздат, 1955.—т. II. 624 с.
18-8. Федоров А. А. Основы электроснабжения промышленных предприя-
тий. — М.: Энергия, 1972. — 415 с.
18-9. Карпов В. М. Методика выбора рациональных напряжений в системах
электроснабжения промышленных предприятий на основе теории планирования
эксперимента: Автореф. дисс. на соиск. учен, степени канд. техн. наук. — М.:
1976. — 19 с.
18-10. Федоров А. А., Катарская А. А. Основы электроснабжения промыт»
ленных предприятий. Ч. I, изд. МЭИ, 1975. — 228 с.
18-И. Инструкция по проектированию электроснабжения промышленных
предприятий. СИ 174-75. — М.: Стройиздат, 1976. — 57 с.
§ 19-2]
Выбор схем по условиям надежности питания
267
Раздел девятнадцатый
ВЫБОР СИСТЕМ И СХЕМ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
ПРОМЫШЛЕННЫХ ПРЕДПРИЯТИЙ
19-1, ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
Системы электроснабжения выбирают в первую очередь по условиям надеж-
ности. Надежность определяется в зависимости от категории приемников, имею-
щихся на данном предприятии.
Если на предприятии имеется хотя бы один приемник первой категории,
то система питания должна быть обеспечена не менее чем двумя источниками пи-
тания.
При выборе схемы электроснабжения промышленных предприятий суще-
ственную помощь может оказать картограмма нагрузок, которая помогает
контролировать выбор места положения питающих подстанций, как главной,
так и цеховых. Центр электрических нагрузок может быть определен математи-
чески.
19-2. ВЫБОР СХЕМ ПО УСЛОВИЯМ НАДЕЖНОСТИ ПИТАНИЯ
Для обеспечения надежности питания могут применяться различные спо-
собы, включая резервирование. В общем случае требуемая надежность пита-
ния для систем электроснабжения промышленных предприятий может быть
Рис. 19-1. Схематическое размещение на территории промышленного предприя-
тия подстанций по топографическим данным, совпадающим с центрами электри-
ческих нагрузок соответствующих цехов. Схема каждой подстанции отвечает
требованиям надежности электроснабжения.
обеспечена необходимым количеством генераторов, трансформаторов, секций
шин, питающих линий и средствами автоматики. Рассмотрим это подробнее.
Проектирование схем электроснабжения промышленных предприятий всегда
начинается с определения электрических нагрузок отдельных узлов потребле-
268
Выбор систем и схем электроснабжения промпредприятпй [Разд. 19
№2
№3
ния электрической энергии (обычно будущих цеховых подстанций и главной
понизительной подстанции). Так, например, рассмотрим систему электроснаб-
жения, приведенную на рис. 19-1. Про-
ектирование схемы для этой системы
электроснабжения начинается прежде все-
го с решения вопросов о выборе числа
и мощности трансформаторов в узлах 1—
7. После того как будет решен этот во-
прос, переходят к определению числа и
пропускной способности линий, связы-
вающих указанные узлы нагрузок с ис-
точниками питания. Этот вопрос может
решаться одновременно с выбором числа
и мощности трансформаторов, что в об-
щем случае и делается. На рис. 19-1 при-
ведены узлы питания, в которых сосре-
доточены нагрузки.
Топографически это выглядит в вп-'
де картограммы нагрузок на генераль-
ном плане промышленного предприятия.
Рассмотрим наиболее простые схемы
и на их примере докажем общность
выводов для более сложных случаев
проектирования схем электроснабжения
промышленных предприятий. Электрические нагрузки вместо их картограммы
будем характеризовать числом стрелок, отходящих от шин подстанции.
а; б)
Рис. 19-2. Типичная схема электро-
снабжения.
а — с одной цепью питания; б — с
двумя цепями.
Рис. 19-3. Кривые зависимости го-
довых приведенных затрат 3 и ущер-
ба У в зависимости от надежности
электроснабжения Р.
Рассматривая вопрос о выборе чис-
ла и мощности трансформаторов в уз-
ле 1 (рис. 19-1), будем считать его пи-
тающим (будущей ГПП). По техническим
соображениям (токи к. з., номинальные
токи, напряжения и т. д.) следует уста-
новить в этом узле трансформаторы с
выключателями на сторонах высшего и
низшего напряжения с шинными разъ-
единителями. Для этого узла могут быть
запроектированы две схемы (рис. 19-2, а
и б).
Предположим, что с технической точ-
ки зрения в соответствии с ПУЭ обе
схемы могут быть достаточно обоснова-
ны. Задача заключается в том, чтобы
из двух намеченных схем выбрать одну
с наилучшими техиико-экономическимн
показателями.
Оптимальный вариант схемы выбирается иа основе сравнения расчетных
приведенных затрат по каждому варианту:
3; — кн, ЭК(- -J- Сэ, , + У,,
где ки,э — нормативный коэффициент эффективности капитальных затрат; Ki —
капитальные затраты (основные и оборотные средства) по каждому варианту;
Cs,i — годовые эксплуатационные расходы; У, — годовой убыток от перерывов
электроснабжения.
Обычно капитальные затраты К, и годовые эксплуатационные расходы Сэ.;
по сравнению с годовым ущербом У, находятся в обратной зависимости (рис. 19-3).
С ростом затрат увеличивается надежность схемы электроснабжения и, следо-
§ 19-2]
Выбор схем по условиям надежности питания
269
вательно, уменьшается значение годового убытка от перерывов электроснаб-
жения.
Убыток потребителя электроэнергии от перерывов электроснабжения со-
стоит из двух составляющих: убытка от самого факта перерыва электроснабже-
ния (независимо от продолжительности перерыва) и убытка, пропорционального
длительности перерыва электроснабжения. С учетом сказанного суммарный годо-
вой убыток потребителей можно определить по формуле
У = У^+У2^, (19-1)
где — убыток от самого факта перерыва электроснабжения; У2 — убыток
на единицу длительности перерыва электроснабжения; N — число перерывов
электроснабжения за год; t-% — суммарная продолжительность перерывов элек-
троснабжения в течение года, ч.
Выражение для расчетных затрат может быть переписано с учетом (19-1)
в виде
3f = Kii, + / + , (19-2)
Таким образом, для выбора оптимального варианта системы электроснабже-
ния необходимо решить три взаимосвязанные технические и технико-эконо-
мические задачи:
1) определение 'надежности рассматриваемых вариантов системы электро-
снабжения;
2) определение капитальных затрат и годовых эксплуатационных расходов,
соответствующих каждому варианту системы электроснабжения;
3) оценка убытка потребителя от перерывов электроснабжения в зависимости
от надежности питания.
Количественные характеристики надежности
систем электроснабжения
Под надежностью системы электроснабжения в соответствии с ГОСТ 13377-67
понимается свойство системы выполнять заданные функции, сохраняя свои
эксплуатационные показатели в заданных пределах, в течение требуемого про-
межутка времени или требуемой наработки. Являясь комплексным свойством,
надежность системы электроснабжения не может с достаточной полнотой харак-
теризоваться одним каким-либо показателем. Для объективной количественной
характеристики надежности системы электроснабжения выбирается ряд пара-
метров, определяющих одну из сторон надежности электроснабжения:
безотказность — свойство системы электроснабжения сохранять работо-
способность в течение некоторой наработки без вынужденных перерывов;
ремонтопригодность — свойство системы электроснабжения, заключаю-
щееся в приспособленности ее к предупреждению, обнаружению, устранению
отказов и неисправностей путем проведения технического обслуживания и ре-
монтов;
работоспособность — состояние системы электроснабжения, при котором
она способна выполнять заданные функции с параметрами, установленными
требованиями технической документации.
В частности, для рассматриваемого класса систем электроснабжения, являю-
щихся системами длительного использования с восстановлением, принимаются
следующие основные характеристики надежности:
со — параметр потока отказов электроснабжения, определяемый средним
количеством отказов системы в единицу времени (например, за год);
Тв — среднее время восстановления системы электроснабжения, опреде-
ляемое как среднее время вынужденного перерыва электроснабжения, вызван-
ного отысканием и устранением одного отказа;
270
Выбор систем и схем электроснабжения промпредприятий [Разд. 19
Р (т) — вероятность безотказной работы системы электроснабжения, опре-
деляемая как вероятность того, что в течение времени не возникнет отказа си-
стемы;
Кг — коэффициент готовности системы электроснабжения, определяемый
вероятностью того, что она будет работоспособна в произвольно выбранный
момент времени в промежутках между выполнениями планового технического
обслуживания.
Помимо указанных основных характеристик надежности в некоторых слу-
чаях для отражения тех нли иных свойств конкретной системы электроснабже-
ния могут использоваться некоторые дополнительные характеристики. К ний
относятся: длительность <р и периодичность цр планово-предупредительных
ремонтов, стационарная вероятность нахождения системы электроснабжения
в состоянии простоя, коэффициент простоя Кп н др.
Между количественными характеристиками надежности существует опре-
деленная взаимосвязь. Вероятность безотказной работы системы электроснабже-
ния при произвольном законе распределения времени работы системы между
отказами может быть определена как
( т2 1
Р(т) = ехр<— J о>(т)с/т>,
I T1 J
откуда для экспоненциального распределения (<о пост.)
Р (т) = схр {—сот}, (19-3)
Среднее время работы системы между отказами
00
T = j P(T)d(T),
О
а для экспоненциального закона распределения
со
т= у (19-4)
о
откуда видна взаимосвязь времени работы и параметра потока отказов.
Коэффициент готовности системы электроснабжения
— у' при Т Тв,
отсюда коэффициент простоя
Кп=^=®Тв; Кг+Кд=1. (19-5)
Оценивая надежность электроснабжения отдельного потребителя, практи-
чески невозможно рассматривать всю схему, начиная с агрегатов электростан-
ции. Энергетическая система (или отдельная станция) в этом случае должна рас-
сматриваться как элемент системы электроснабжения (источник питания) с за-
данной степенью надежности.
Основной задачей анализа надежности электроснабжения является оценка
количественных показателей надежности электроснабжения системы, вклю-
чая и источник питания, если различные варианты систем предусматривают
использование различных источников. Для этого прежде всего реальная си-
стема электроснабжения заменяется структурной схемой или блок-схемой, в ко-
торой элементы системы электроснабжения представляются в виде отдельных
блоков.
§ 19-2] Выбор схем по условиям надежности питания
271
Блок-схема заменяет реальные связи между элементами системы электро-
снабжения условными, отражающими влияние надежности каждого отдельного
элемента на надежность системы в целом.
Соединение блоков в блок-схеме может быть последовательным, когда отказ
каждого из элементов приводит к отказу системы, и параллельным, когда отказ
системы наступает только в том случае, если одновременно отказывает хотя бы
по одному элементу в каждой це-
пи. Параллельное и последователь-
ное соединения в различных соче-
таниях образуют все многообра-
зие блок-схем систем электроснаб-
жения.
Для расчета показателей на- Рис. 19-4. Блок-схема, соответствующая
дежности системы электроснабже- электрической схеме на рис. 19-2, а.
ния необходимо в качестве исход-
ной информации иметь числовые показатели о надежности всех входящих, в си-
стему элементов: трансформаторов, воздушных и кабельных линий, разъедини-
телей, выключателей, шин и т. д. Числовые показатели отдельных элементов
системы электроснабжения обычно получаются в результате обработки ме-
тодами математической статистики опытных данных об отказах и восстанавли-
ваемости.
Статистический параметр потока отказов i-ro элемента
где mi — число отказов элементов i-ro типа к'моменту времени т; щ — коли-
чество элементов, по которым обрабатывается информация.
Среднее время восстановления элемента
m.
2 ^И|7
т
где iB.ij — время восстановления системы электроснабжения при /-м отказе i-ro
элемента, ч.
Планово-предупредительный ремонт характеризуется длительностью пла-
ново-предупредительного ремонта элемента i-ro типа ч, и параметром потока
(периодичностью) планово-предупредительных ремонтов элемента i-ro типа ppi,
1/ч.
Указанные характеристики являются базовыми и дают возможность опре-
делить другие характеристики надежности, например вероятность работы эле-
мента за период времени т [формула (19-3)].
Блок-схема электроснабжения при отсутствии резервирования имеет вид,
показанный на рис. 19-4, и представляет собой одну цепь последовательно сое-
диненных элементов в системе. Это может быть система электроснабжения в це-
лом, показанная на рис. 19-2, а, или одна резервная цепь системы, показанная
на рис. 19-2, б.
Определим параметры надежности рассматриваемой блок-схемы.
В соответствии с теоремой умножения вероятностей появления независи-
мых событий имеем для вероятности безотказной работы системы электроснаб-
жения
Р (Т) = П Р> (т> = П (19-6)
4 = 1 4 = 1
где b — число элементов в системе электроснабжения.
272
Выбор систем и схем электроснабжения промпредприятий [Разд. 19
Отсюда легко определить параметр потока отказов системы электроснабже-
ния:
Ь
е~ах=е <°'Т
или
ь
<o = 2w». (,9^)
»=1
Среднее время восстановления питания в системе электроснабжения при
отсутствии резервирования можно определить как математическое ожидание
суммы значений времени восстановления питания систем электроснабжения при
отказах каждого элемента с учетом нх параметра потока отказов (<в,) системы
(со), т. е. доли участия в формировании потока отказов системы электроснабже- (
ния;
b
5"в = 2 Qi^ai,
i — 1
где Qi — <o//<o — вероятность того, что отказ системы электроснабжения прои-
зошел из-за отказа t-го элемента, отсюда
ь
= ~--------- (19-8)
Коэффициент простоя системы электроснабжения при отсутствии резерва
ь Ь
= 2 2 Kni' (19-9)
i=l i=l
Пример 19-1. Рассчитать надежность системы электроснабжения, пока-
занной на рис. 19-2, а, и надежность одной цепи системы электроснабжения по
рис. 19-2, б. Параметры надежности элементов цепи берутся нз табл. 19-1.
В цепь входят следующие элементы: № 1 — РУ 110 кВ; № 2 — РУ 10 кВ;
№ 3 — трансформатор двухобмоточный 110/10 кВ. Параметр потока отказов
одной цепи (или системы — рис. 19-2, а)
<Оц = <О14-со24-<Оз = 0,03 + 0,01 -(-0,005 = 0,045 1/год.
Среднее время восстановления питания по одной цепи
<о^в1 , 0>2/в2 , ®3/в3 _ 0,03 • 25 , 0,01 • 90 , 0,005 15 оо „
в,ц о,, <оа + ®ц 0,045 + 0,045 0,045 ’
Коэффициент простоя одной цепи
Кп, ц = ЮцТ’в, Ц=°’°84^о38 ~ 0,0002 = 2 • 10-*.
Потребное годовое число часов на восстановление одной цепи
(в, Г = Кп, цТ’гОД.
Вероятность безотказной работы за время т одной цепи подсчитываем по
формуле
Рц (т) =ехр {— 0,045т},
§ 19-2]
Выбор схем по условиям надежности питания
273
Таблица 19-1
Параметры надежности элементов цепи
Оборудование Ожидаемое число поврежде- ний (для линий на 100 км), раз в год Продолжительность ремонта
аварийного, ч планового, ч в год
Трансформаторы двухобмоточные, кВ: НО и выше 0,01 90 25
20 — 35 0,02 90 20
6—10 0,05 60 10
Трансформаторы трехобмоточные, кВ: НО .и выше 0,015 90 25
Камеры распределительных устройств с выключателями, кВ: линейные 110 и выше 0,03 25 25
20 — 35 0,02 20 20
3 — 10 0,005 15 15
Камеры генераторов и трансформа- торов, шиносоединительные и секци- онные: НО и выше 0,01 25 25
20 — 35 0,007 20 20
6—10 0,002 15 15
Камеры распределительных устройств с отделителями, кВ: 110 и выше 0,006 15
35 0,004 10 —
Воздушные линии, кВ: 220 0,15—0,25 10
110 0,5—0,7 8—10 —
35 с подвесными изоляторами 0,8—1,0 8—10 —
35 со штыревыми изоляторами 1,0—1,5 4—6 —
Кабельные линии 6—10 3,5; 2—4 4—6; 10—15 —‘
Таблица 19-2
Вероятность безотказной работы
Количество цепей Время работы, лет
1 2 3 4
Одна 0,96 0,92 0,88 0,84
Две 0,9998 0,9996 0,9994 0,9992
274
Выбор систем и схем электроснабжения промпредприятий [Разд. 19
Результаты расчета сводим в первую строку табл. 19-2.
График зависимости изменения вероятности безотказной работы цепи Рц (т)
показан на рис. 19-5. Если требуется высокая надежность электроснабжения,
например, потребителей первой категории, то
1,050
1,000
0,950 -
0.900 ~
0,850 z
0,800 L
Рис. 19-5. Кривые зависимости
надежности электроснабжения
от времени работы схемы t и
числа цепей.
Рц (т) соответствует одной цепи
(схема на рис. 19-2, а); Р (т) соот-
ветствует двум цепям (схема на
рис. 19-2, б).
бот, а прн автоматическом вводе
чающих устройств автоматики и
тического резервирования снижает
вероятность аварийного простоя в
сотни раз.
Блок-схема системы электро-
снабжения при однократном по-
используется резервирование, которое сокра-
щает время перерыва питания. Наиболее
распространенным вариантом резервирова-
ния в системах электроснабжения промыш-
ленных предприятий является использо'ва-
ние резервных трансформаторов, систем,
шин и линий.
К важнейшим видам резервирования от-
носятся постоянное резервирование и резер-
вирование замещением. При постоянном
резервировании резервные элементы присо-
единены к основным в течение всего времен’?
работы и находятся в одинаковом с ннмн ра-
бочем режиме. В случае резервирования
замещением резервные элементы (устройст-
ва, линии) замещают основные после их от-
каза, при этом замещение может происхо-
дить автоматически или путем переключения
обслуживающим персоналом.
Использование резервирования не ис-
ключает перерыва электроснабжения. . При
постоянном резервировании возможны пере-
рывы, например, в момент ремонтных ра-
резервных элементов из-за отказа переклю-
релейной защиты. Однако введение автома-
стоянном равнонадежном резерве
(дублировании) (см. рис. 19-2, б)
представлена на рис. 19-6.
Параметр потока отказов ре-
зервированной (дублированной) си-
Рис. 19-6. Блок-схема для схемы электро-
снабжения, приведенной на рис. 19-2, б.
стемы электроснабжения будет оп-
ределяться путем взаимного наложения отказов элементов в дублирующих
цепях и отказов одной цепи на планово-предупредительный ремонт другой.
Первую составляющую параметра можно определить на основе полученных
в [19-8] двух характеристик для резервированных восстанавливаемых систем.
Среднее время работы дублированной системы между отказами
и среднее время восстановления системы
__^в. п
Ув-С----7Г’
где п — кратность резервирования; соц — параметр потока отказов цепи; Тви —
среднее время восстановления каждой резервной цепи.
275
§ 19-2]
Выбор схем по условиям надежности питания
С учетом того, что для систем электроснабжения характерно значительное
превышение времени работы по сравнению с временем восстановления, т. е.
Л>, о
приведенные выше выражения можно упростить. Для дублированной системы
(и = 2) будем иметь:
Т — * и Т —TiuS.,
2а>цТв, ц 2
Как известно, при (1 + ТЛТпЛ)п 1 закон распределения времени^без-
отказной работы системы несущественно отличается ~~ ....
И в этом случае параметр потока отказов, может быть
от экспоненциального,
найден как
®с — 2<дцТв, ц,
J с
Для получения окончательного выражения первой составляющей параметра
потока Ьтказов дублированной системы электроснабжения необходимо заме-
нить характеристики .надежности цепи в последней формуле характеристиками
надежности входящих в цепь элементов. С учетом ранее приведенных выра-
жений (19-7) и (19-8) окончательно имеем:
, / Ь \2 ь
Гос = 2&цГв, ц = 2 1 2 ) У]
\4 == 1 / ® —= 1
Вторую составляющую параметра можно найти, исходя из следующих со-
ображений: число случайных событий, приходящихся иа определенный интер-
вал времени, можно определить как произведение параметра потока данных
событий на величину рассматриваемого интервала времени:
/ Ь \
®с = I Уд ) ^р> цРр. ц«
V = 1 /
При этом предполагается, что элементы каждой дублированной цепи выво-
дятся в планово-предупредительный ремонт одновременно и его продолжитель-
ность равна максимальной продолжительности ремонта одного элемента.
Окончательно имеем:
, ь / ь \
®С = ®С Д2о>; - 2 2 2 „Ир, ц (19-10)
i--i v^i /
илн с учетом выражений для параметров надежности одной цепи системы элек-
троснабжения
®с = 2<0ц (Кп, д -J- Кр, ц);
здесь Кр,ц = ^р.цЦр.ц — коэффициент простоя одной цепи в планово-предУпРе"
днтельном ремонте.
Коэффициент простоя дублированной системы электроснабжения с учетом
как взаимного наложения отказов, так и наложения отказов на планово-предупре-
дительные ремонты резервных цепей определится суммой
/ Ь \2 /6 \
Кп,с = j] Kni +2VИ] Kni К₽,ц. Р9’11)
V=1 / \» = 1 /
Формула (19-11) с учетом (19-9) может быть записана в виде
Кд, с“Кп, ц-ф2уКп, ц-^р.
276 Выбор систем и схем электроснабжения промпредприятий [Разд. 19
[19-12)
здесь V — коэффициент, учитывающий возможность сдвига во времени пла-
ново-предупредительного ремонта одной цепи при отказе другой.
Значение коэффициента у с помощью характеристики надежности системы
электроснабжения нетрудно получить, определив его физический смысл: у —
относительное число наложений отказов одной цепи системы электроснабжения
на планово-предупредительные ремонты другой цепи по сравнению с общим чис-
лом возможных наложений отказов и планово-предупредительных ремонтов
(без учета сдвига последних во времени).
За период времени т число наложений отказов одной цепи на планово-пре-
дупредительный ремонт второй можно определить как произведение параметров
потока отказов первой цепи на суммарное время планово-предупреднтельйого
ремонта второй цепи за время т:
А/ = 0)ц (/р, ц|.1р, цт).
Без вмешательства оператора (человека) возможное наложение планово-
предупредительного ремонта одной цепи на отказы другой определялось би
аналогично:
М = Цр, ц (Тв, цСйцТ).
В этих формулах 4р,ц, Тв,ц, рр,ц> юц — характеристики надежности резер-
вированных цепей в системе электроснабжения.
Интересующий нас коэффициент у может быть получен из приведенных
соотношений на основе его физического смысла:
сОц^р, цЦр, цТ
А/ ф- А4 цЦр, цт -{-Цр, цТв, *
откуда
___ ip, а
? ^>. ц + Т’в, ц
Пользуясь взаимозависимостью коэффициента простоя системы, параметра
потока отказов и среднего времени восстановления, определяем следующую
важную характеристику надежности дублированной системы по выражению
т Кп.с Ки, С +2уКп, ЦКР, и
в,ц ®с “ 2®ц (Ка, Ц + Кр, п) ’ - ( )
Следующие один за другим через случайные промежутки времени отказы
системы электроснабжения образуют поток случайных событий, который с до-
статочной для инженерных расчетов степенью точности можно полагать про-
стейшим пуассоновским потоком, поскольку выполняются три основных усло-
вия:
1) ординарность — вероятность двух или большего числа отказов в огра-
ниченный промежуток времени пренебрежимо мала по сравнению с вероятностью
возникновения одного отказа;
2) стационарность — вероятность возникновения отказа в работе системы
электроснабжения в установившемся режиме не зависит от времени;
3) отсутствие последствия — число отказов системы электроснабжения
на предыдущем промежутке не влияет на число отказов на последующих промежут-
ках времени эксплуатации.
Первое условие определяется высокой надежностью систем электроснабже-
ния — факт отказа является редким событием (простейший поток — поток
несовпадающих событий). Второе условие предполагает, что система обслужи-
вания обеспечивает поддержание надежности системы электроснабжения иа ста-
бильном уровне. Третье условие предъявляет требования к восстановлению си-
§ 19-2]
Выбор схем по условиям) надежности питания
277.
стемы электроснабжения при отказе — надежность системы восстанавливается
до первоначального уровня. " - ;
Вероятность безотказной работы дублированной системы электроснабжения
при простейшем пуассоновском потоке отказов определится экспоненциальной
зависимостью Рс (т) = ехр <ост}.
Пример 19-2. Рассчитать надежность системы электроснабжения, пока-
занной на рис. 19-2, б, пользуясь результатами оценки надежности каждой цепи
системы, прн условиях примера 19-1, приняв (лр,ц=1,2- 10“4, 1/ч.
Получим параметр потока отказов дублированной системы электроснабжения
юс=2юц (Кп,и + Кр,ц)=2 - 0,045(0,0002 + 0,003) = 2,9 • 10-* 1/год.
Коэффициент простоя дублированной системы электроснабжения
Кп, с = Кп, ц + 2уКп, цКр, ц= Кп, ц + 2 - Кп, цКр, ц =
Ц“Г 1 в, ц
25
= (0,0002)24-2—-^0,0002-0,003^4 - 10 «4-48 • 10 8-0,52- ЮЛ
1“ «5о
t
Среднее время восстановления дублированной системы электроснабжения
при отказе
„ КП. с 0,52-10-е
В'Ц ~29.10-4-’-
’ 8760
15,7 ч.
Потребное годовое число часов на восстановление дублированной системы
tB.r. д = -Кп> с7'год = 0,52- 10 6.8760 = 4,55. IO"3 ч.
Вероятность безотказной работы дублированной системы электроснабжения
за время т определяется по формуле
Рс(т) = ехр{—2,9-10 4}. (19-14)
Результаты расчета сведены во вторую строку табл. 19-2.
Оценка убытка потребителя от аварийных пере-
рывов электроснабжения. Продолжительность перерыва электро-
снабжения потребителя состоит из времени, необходимого для ликвидации при-
чины перерыва электроснабжения, и времени, необходимого па восстановление
электроснабжения для рассматриваемой технической установки.
Перерыв электроснабжения приводит к убытку потребителя только в том
случае, если время перерыва превышает пли равно некоторому предельному
времени /пр, различному для разных потребителей и определяющему минималь-
ную продолжительность перерыва электроснабжения, которая отражается на
работе рассматриваемого потребителя, т. е. Тв /пр.
Время /пр определяет требования к показателям надежности системы элек-
троснабжения. Для потребителей первой категории по условиям безопасности,
способности восстановления и большому экономическому убытку технологиче-
ского процесса недопустим перерыв в электроснабжении больше времени /пр.
. Для таких потребителей должно выполняться условие, чтобы ожидаемое
время перерыва электроснабжения было меньше предельного, т. е. /0,п ^пр.
Выполняется это условие при использовании резервного питания. Допустимый
перерыв в питании потребителей, не относящихся к первой категории, может быть
определен в результате технико-экономического сравнения различных вариантов
электроснабжения.
Трудность решения задачи состоит в том, что для большинства отраслей
промышленности отсутствуют числовые показатели о надежности систем элек-
278
Выбор систем и схем электроснабжения промпредприятий [Разд. 19
троснабжения. Относительно полные данные имеются только для предприятий
горной промышленности.
Технико-экономические расчеты с учетом надежности могут найти рас-
пространение после получения достоверных исходных данных о показателях
безотказности и восстанавливаемости элементов внутризаводских Систем элек-
троснабжения (кабельных сетей, шинопроводов, шин, трансформаторов, выклю-
чателей и другого оборудования).
Время /Пр в условиях проектирования определяется по данным технологи-
ческой части проекта предприятия с учетом информации об эксплуатации 'ана-
логичных потребителей. На действующих предприятиях /,,р определяется на
основе анализа статистических данных о перерывах электроснабжения.
Время фактического простоя потребителя /п состоит из времени перерыва
электроснабжения TR и времени, необходимого для наладки и доведения тех-
нологического процесса до номинального режима, /тек:
/п = Т'в 4~^тех- (19-15)
Недовыпуск продукции, вызванный перерывом электроснаоження, опре-
деляется из выражения
АП = notn -j- 77gp Пуех’
где По — часовой выпуск продукции при номинальном режиме работы потре-
бителя; 77бр — количество продукции, попадающей в брак нз-за перерыва элек-
троснабжения; /7ТСХ — объем продукции, выпускаемой за период наладки и до-
ведения технологического процесса до номинального режима.
Величину недовыпуска продукции можно определить в виде
АП = П0(/п+/6р-4х). (19-16)
где /gp = П6?Ш0 — время, необходимое для производства в нормальном режиме
продукции, попадающей в брак при перерыве электроснабжения; /т'ех = ^тех/^0 —
время, необходимое для производства продукции в нормальном режиме, выпускае-
мой в период наладки и доведения технологического процесса до номинального
режима.
Убыток потребителя от перерыва электроснабжения можно разделить на две
части:
1) убыток от расстройства технологического процесса, брака продукции,
порчи сырья и материалов, аварий, выхода из строя и сокращения срока службы
инструмента и оборудования, ухудшения технико-экономических показателей
технологического процесса, увеличения затрат материалов, энергии и труда
на единицу выпускаемой продукции, простоя персонала, занятого ведением
технологического процесса, и т. п. Этот вид убытка называется прямым (непо-
средственным) У„;
2) убыток от недовыпуска продукции, вызванный простоем производства
или разладкой технологического процесса. Этот вид убытка называется допол-
нительным Уд.
Дополнительный убыток потребителя от перерыва электроснабжения зави-
сит от возможности и способа компенсации недовыпуска продукции.
По структуре дополнительного убытка всех потребителей можно разделить
на следующие четыре группы:
1 группа — перерыв электроснабжения приводит к недовыпуску продукции,
и восполнения недовыпущенной продукции не происходит;
II группа — перерыв электроснабжения приводит к недовыпуску продукции,
а восполнение недовыпущенной продукции происходит за счет организации
в дальнейшем сверхурочных работ;
III группа — перерыв электроснабжения приводит к недовыпуску продук-
ции, а восполнение недовыпущенной продукции происходит за счет форсирова-
ния в дальнейшем режима работы установки;
§ 19-2]
Выбор схем по условиям надежности питания
279
IV группа — перерыв электроснабжения не приводит к недовыпуску про-
дукции н восполняется за счет резерва по производительности без дополнитель-
ных затрат.
Дополнительный убыток потребителей I группы от перерыва электроснаб-
жения
У
д1 —
“н
где Cai — постоянная часть годовых эксплуатационных расходов производства,
не зависящая от объема выпущенной продукции; К — основные и оборотные
фонды предприятия; Па — годовой плановый выпуск продукции.
Подставив в полученное выражение значение недовыпуска продукции
(19-16) и разделив числитель и знаменатель на По, получим:
Уд! = (Ув + ^тех + ^бр — ^гех)> (19-17)
* пл
где 7”пл — плановое число часов работы предприятия в год.
Дополнительный убыток потребителей II группы
yalI = (P~ljY3-n + PC°^B, (19-18)
где Р — коэффициент, учитывающий увеличение оплаты за работу в сверхуроч-
ное время; С3гП — годовой тарифный фонд зарплаты производственных рабочих,
работающих сверхурочно; Со — годовой фонд зарплаты персонала, связанного
с обслуживанием оборудования, привлекаемого к сверхурочным работам: fCB =
= Тк + /тех + <бр — /'ех — продолжительность сверхурочных работ, вызванных
необходимостью компенсации недовыпуска продукции из-за перерыва электро-
снабжения.
Дополнительный убыток потребителей III группы
удш = Сэ0/70(6 — 1) у/ф, (19-19)
где Сэо — переменная часть эксплуатационных расходов производства на еди-
ницу продукции, меняющаяся при формировании производственного режима;
6 — коэффициент, учитывающий увеличение затрат на единицу продукции при
форсировке производственного режима; у — кратность форсированного режима,
равная отношению выпуска продукции в форсированном режиме к выпуску
продукции в нормальном режиме за форсированное время (продолжительность
работы предприятия в форсированном режиме);
. ^в + ^тех + ^бп— ^тех
-------
Дополнительный убыток потребителей IV группы равен нулю.
Технологический процесс потребителя во времени может быть неоднороден:
каждой зоне процесса может соответствовать свой убыток, при этом средний
убыток вычисляется как математическое ожидание:
У= S (19-20)
г=1
280
Выбор систем и схем электроснабжения промпредприятий [Разд. 19
где У(- — убыток потребителя при попадании перерыва электроснабжения в i-ю
зону технологического процесса; Fi — вероятность попадания перерыва электро-
снабжения в i-ю зону технологиче-
Рис. 19-7. Кривые зависимости удельной
повреждаемости в различное время года
по сезонам и времени суток по данным
одной из систем электроснабжения.
ского процесса; m — число зон про-
цесса с различными значениями
убытка.
При равномерном распределе-
нии перерыва электроснабжения в
течение суток вероятность Г; можно
вычислить по соотношению дли-
тельности зон технологического про-
цесса:
(19-21)
где ti — длительность i-й зоны
технологического процесса потре-
бителя.
Однако, как правило, распре-
деление перерыва электроснабже-
ния в течение суток неравномерно.
На рис. 19-7 приведен пример рас-
пределения удельной повреждаемо-
сти (параметра потока отказов) воз-
душных линий 35 кВ в течение су-
ток по данным одной энергоси-
стемы.
В этом случае вероятность по-
падания перерыва электроснабже-
ния в зону технологического процесса с момента начала и до конца trrl
вычисляется как интеграл ог плотности распределения f (I) перерывов во време-
ни суток в интервале времени ... tm:
, {т-1
(19-22)
Получено в результате исследований и расчетов значение математического
ожидания убытка потребителя от перерыва электроснабжения
т
У=5 (Уп + Уд)//7/.
С- 1
(19-23)
которое соответствует значению среднего времени восстановления системы элек-
троснабжения при отказе Тп. Убыток представляем в виде двучлена ах + Ь.
Значение Ь будет соответствовать убытку У2 потребителя, пропорциональному
длительности перерыва электроснабжения, а ах — убытку Уг потребителя от са-
мого факта перерыва электроснабжения. В табл. 19-3 приведены значения Ух
и У2 для отдельных производств.
Пользуясь результатами оценки надежности системы электроснабжения,
число перерывов электроснабжения за год и их суммарную продолжительность
можно представить в виде
Л/ = ш и /в = ш7'в.
§ 19-2]
Выбор схем по условиям надежности питания
281
Таблица 19-3
Ориентировочные данные об убытках
У1 и У2 для некоторых видов производства
Предприятие У t, тыс. руб (от- ключе- ние) У 2, руб. (час пе- рерыва) Предприятие Уь тыс. руб (от- ключе- ние) У2, руб. (час пе- рерыва)
Азотнотуковый завод Машиностроительный завод Электротехнический завод Шинный завод Химико-фармацевти- ческий завод 33 4,2 1,8 29 230 19 1,2 0,1 1 0,2 Текстильный комбинат Ситценабивная фаб- рика Завод железобетонных изделий Сахарный завод Консервный завод Мельничный комбинат 8,5 18 0,05 1,8 7,2 40 2 12 2,3 1,8 47 15
В соответствии с этим выражение для суммарного годового убытка потре-
бителя (19-1) перепишется в виде
У = +У2(УГа == (^1+У 2^ з) (19-24)
Пример 19-3. Определить ожидаемый годовой убыток потребителя си-
стемы электроснабжения при условиях, приведенных в примерах 19-1 и 19-2.
Система электроснабжения питает ситценабивную фабрику (см. табл. 19-1):
I вариант:
^1 = (У1+ц) = (18+12 • 38) 0,045 «= 21,3 тыс. руб/год;
II вариант:
УИ = (Ух + У2ТВ) <ов = (18 + 12 • 15,7) • 2,9 • 10-4 «а 60 руб/год.
Пользуясь результатами расчетов в примерах 19-1 — 19-3, определяем
приведенные затраты по каждому варианту системы электроснабжения:
I вариант:
3j =кн, э^1 +Сэ1 +^I= 12,82 + 21,3—34,1 тыс. руб/год;
II вариант:
Зп =кн, э^П + Сэ11 +^П = 25,64+0,06 25,7 тыс. руб/год;
Из сравнения приведенных затрат следует сделать вывод, что второй ва-
риант является предпочтительным.
Выбор уровня надежности электроснабжения
потребителей нулевой категории. Рассмотренная методика
выбора оптимального варианта схемы электроснабжения применима только
в том случае, когда перерыв электроснабжения приводит к убытку потребителя
в виде экономического убытка и количественно-качественного ограничения
продукции. Когда перерыв электроснабжения потребителя создает опасность
для жизни и здоровья людей (взрывы, пожары, отравления и т. д.), а также если
перерывы недопустимы из-за их роли в жизни государства (транспорт, связь
и т. д.), выбор варианта системы электроснабжения на основе технико-эконо-
мического анализа с учетом убытка теряет смысл. Потребителей такого рода
принято в последнее время относить к нулевой категории по надежности элек-
282
Выбор систем и схем электроснабжения промпредприятий [Разд. 19
троснабжения. Для них необходимо устанавливать минимально допустимый
достаточно высокий уровень надежности электроснабжения и при проектирова-
нии производить расчет надежности системы электроснабжения, выбирая вариант,
обладающий равной или большей надежностью.
Выбор количественного показателя надежности системы электроснабжения
в подобных случаях определяется особенностями потребителей данного класса
и требованиями, налагаемыми ими на систему электроснабжения. Таким обра-
зом, основным требованием при этом является безотказность системы, в коли-
чественном отношении характеризующаяся вероятностью безотказной работы
системы электроснабжения.
Заданный уровень надежности электроснабжения может быть достигнут
различными способами, затраты на которые могут также быть различны: резер-
вированием отдельных элементов системы (в том числе и источников питания),
созданием резервных связей, применением элементов повышенной надежности,
использованием средств автоматики и т. д.
Очевидно, что достижение нормированного уровня надежности электро-
снабжения должно осуществляться при минимальных народнохозяйственных
затратах. Возникающая в данном случае технико-экономическая задача выбора
оптимальной системы электроснабжения не ниже допустимого уровня, т. е.
3 = min (Л'и, 9К + СЭ) при Р (т)> Ря(т), (19-25)
где Рд (т) — заданная специальными нормами минимально допустимая вероят-
ность безотказной работы системы электроснабжения.
При произвольном числе параллельных цепей системы электроснабжения
вероятность безотказной работы системы определится выражением
Рс(т) = 1-[1-Рц(т)]», (19-26)
(19-27)
где я — 1 — число резервных цепей в системе.
При помощи данной формулы нетрудно определить кратность резервирова-
ния п, при которой выполнялось бы условие (19-25), т. е. надежность системы
была бы равна или выше допустимого уровня:
[1-Рц(т)л]^1-Рд(т);
n In [1 — Рц (т)] 2sln [1 — Рд (т)];
1п[1— Рд (т)]
In [1- Рц(т)]’
Таким образом, найдено необходимое число резервных цепей при известном
значении вероятности безотказной работы каждой цепи для достижения мини-
мально допустимого уровня надежности электроснабжения.
Пример 19-4. Вероятность безотказной работы одной цепи системы элек-
троснабжения Рц (т) за время т равна 0,55. Найти необходимое число резервных
цепей, чтобы обеспечивалась надежность системы электроснабжения не ниже 0,70
за то же время.
Ответ получим, подставляя значения вероятностей в неравенство (19-27):
п^1п(1-0,7)
" In (1 — 0,55) ’
Отсюда следует, что достаточно взять (я — 1)-ю резервную цепь и поставлен-
ная цель по обеспечению уровня надежности электроснабжения будет достигнута.
Для расчета надежности при обработке статистических данных, выявле-
нии законов распределения отказов и времени восстановления, прогнозирования,
а также при выполнении технико-экономических расчетов с учетом показате-
лей надежности (см. разд. 2) используются цифровые ЭВМ. Однако здесь еле-
§ 19-4]
Картограмма нагрузок
283
дует заметить, что данные, полученные в результате этого расчета, несколько
меньше, чем действительная надежность, которая имеет место, н поэтому в буду-
щем это подлежит некоторому уточнению.
19-3. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ ВЫБОРА МЕСТОПОЛОЖЕНИЯ
ПИТАЮЩИХ ПОДСТАНЦИЙ
Подстанция (главная понизительная ГПП, главная распределительная ГРП,
цеховая трансформаторная ТП) является одним из основных звеньев системы
электроснабжения любого промышленного предприятия. Поэтому оптимальное
размещение подстанций на территории промышленного предприятия — важней-
ший вопрос при построении рациональных систем электроснабжения. При проек-
тировании систем электроснабжения предприятий различных отраслей промыш-
ленности разрабатывается генеральный план проектируемого объекта, на который
наносятся все производственные цехи. Расположение цехов определяется тех-
нологическим процессом производства.
На генеральном плане указываются установленные или расчетные мощ-
ности всего предприятия. Кроме того, в проекте имеются графики электриче-
ских на/рузок указанных выше цехов н всего предприятия. Одной из основных
задач проектирования является оптимальное размещение ГПП, ГРП и ТП на
территории промышленного предприятия. Это означает, что размещение всех
подстанций должно соответствовать наиболее рациональному сочетанию капи-
тальных затрат на сооружение системы электроснабжения и эксплуатационных
расходов.
Для определения местоположения ГПП, ГРП и ТП при проектировании
системы электроснабжения на генеральный план промышленного предприятия
наносится картограмма нагрузок.
19-4. КАРТОГРАММА НАГРУЗОК
Картограмма нагрузок предприятия представляет собой размещенные по
генеральному плану окружности, причем площади, ограниченные этими окруж-
ностями, в выбранном масштабе равны расчетным нагрузкам цехов. Для каж-
дого цеха наносится своя окружность, центр которой совпадает с центром на-
грузок цеха. Центр нагрузок цеха или предприятия является символическим
центром потребления электроэнергии цеха (предприятия). Главную понизитель-
ную, распределительную и цеховые подстанции следует располагать как можно
ближе к центру нагрузок, так как это позволяет приблизить высокое напряже-
ние к центру потребления электрической энергии и значительно сократить про-
тяженность как распределительных сетей высокого напряжения предприятия,
так и цеховых электрических сетей низкого напряжения, уменьшить расход
проводникового материала и снизить потери электроэнергии.
Картограмма электрических нагрузок позволяет проектировщику доста-
точно наглядно представить распределение нагрузок по территории промышлен-
ного предприятия. Как уже отмечалось, картограмма нагрузок предприятия
состоит из окружностей и площадь, ограниченная каждой нз этих окружностей,
в выбранном масштабе m равна расчетной нагрузке соответствующего цеха:
Pi=nrim.
Из этого выражения радиус окружности
где m — масштаб для определения площади круга.
284
Выбор систем и схем электроснабжения промпредприятий [Разд. 19
Каждый круг может быть разделен на секторы, соответствующие освети-
тельной, силовой и другим нагрузкам. В этом случае картограмма дает пред-
ставление не только о величине нагрузок, но и их структуре. Общий вид карто-
Рис. 19-8. Генеральный план промышленного предприятия с картограммой и
центром электрических нагрузок.
Незаштрихованная часть площадей кругов — в масштабе нагрузки от элек-
трического освещения цеха, заштрихованная часть кругов — силовая нагрузка
каждого цеха.
/—/5 — номера цехов.
Пунктиром нанесены цеха, которые должны быть построены с учетом перспективы раз*
вития, и картограмма электрических активных нагрузок с учетом расширения произ-
водства на определенный срок: А — центр электрических нагрузок без учета расширения;
At — ЦЭН с учетом расширения.
грамм дан на рис. 19-8, а. Однако картограммы следует наносить на генеральный
план промышленного предприятия отдельно для активной и реактивной нагру-
зок (рис. 19-8, б и 19-9). Причиной этого является то обстоятельство, что питание
активных и реактивных нагрузок производится от разных источников.
Рис. 19-9. Генеральный план промыш-
ленного предприятия с картограммой
электрических реактивных нагрузок.
Центр реактивных электрических на-
грузок найден для случая, когда воп-
рос о компенсации реактивной мощ-
ности будет решаться централизован-
но (с использованием для этой цели
синхронных компенсаторов).
1—7 — номера цехов.
Питание активных нагрузок обеспечивается или от собственных электро-
станций промышленного предприятия, или от подстанций энергосистемы. Пита-
ние реактивных нагрузок осуществляется от конденсаторных батарей, распола-
гаемых в местах потребления реактивной мощности (индуктивного характера),
§ 19-5] Определение условного центра электрических нагрузок
285
от перевозбужденных синхронных двигателей или синхронных компенсаторов,
которые, как правило, располагаются вблизи мест потребления реактивной
мощности. В этом случае следует находить центр или центры потребления реак-
тивной мощности. Неправильный выбор места установки синхронных компен-
саторов вызывает перемещение потоков реактивной мощности по элементам
системы электроснабжения промышленного предприятия и значительные потери
электроэнергии. На основании изложенного рекомендуется1 иметь два генплана:
один с картограммой активных и второй с картограммой реактивных нагрузок.
Первый вариант необходим для выбора рационального места расположения
питающей подстанции ГПП (ГРП), второй помогает определить рациональное
размещение компенсирующих устройств (синхронных компенсаторов) в кон-
кретной системе электроснабжения промышленного предприятия. На рис. 19-8, б
представлен пример выполнения картограммы для активных нагрузок. На рис. 19-9
представлен пример выполнения картограммы для реактивных нагрузок того же
предприятия.
19-5. ОПРЕДЕЛЕНИЕ УСЛОВНОГО ЦЕНТРА ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК
В настоящее время имеется ряд математических методов, позволяющих
аналитическим путем определить центр электрических нагрузок (ЦЭН) как
отдельных цехов, так и всего промышленного предприятия, к которым относятся
следующие основные методы.
Первый метод [19-1] и [19-7], использующий некоторые положения теорети-
ческой механики, позволяет определить ЦЭН цеха (предприятия) с большей
или меньшей точностью (приближенно) в зависимости от конкретных требо-
ваний.
Так, если считать нагрузки цеха равномерно распределенными по площади
цеха, то центр нагрузок можно принять совпадающим с центром тяжести фигуры,
изображающей цех в плане.
Если учитывать действительное распределение нагрузок в цехе, то центр
нагрузок уже не будет совпадать с центром тяжести фигуры цеха в плане, и нахо-
ждение центра нагрузок сведется к определению центра тяжести данной системы
масс.
Наличие многоэтажных зданий цехов обусловливает учет в расчетах третьей
координаты г.
Проведя аналогию между массами и электрическими нагрузками цехов Р;,
координаты их центра можно определить в соответствии со следующими форму-
лами:
п п
-----• (19-29)
S pi S Pi
i~ 1 i— I
Как показала практика проектирования систем электроснабжения промыш-
ленных предприятий, учета третьей координаты г, как правило, не требуется.
Определение центра нагрузок предприятия производится аналогично. Этот
метод отличается простой наглядностью, легко реализуется на цифровых ЭВМ
(при значительном числе цехов), однако обеспечиваемая им точность находится
в пределах 5—10 %.
Второй метод [19-2], являющийся разновидностью первого, учитывает не
только электрические нагрузки потребителей электроэнергии, но и продолжи-
тельность работы этих потребителей в течение расчетного периода вре-
мени.
286
Выбор систем и схем электроснабжения промпредприятий [Разд. 19
Формулы для определения ЦЭН по этому методу записываются следующим
образом:
п п
S PiXiTi 2 PiyiTi
.
s PiTi 2 piTi
i= 1 4=1.
(19-30)
Третий метод [19-3], согласно которому рациональное размещение ГПП,
ГРП или ТП должно соответствовать минимуму приведенных годовых затрат,
предусматривает для определения центра электрических нагрузок решение си1,
стемы алгебраических уравнений методом простой итерации.
Порядок расчета координат центра электрических нагрузок в этом случае
следующий:
1) проверка возможного совпадения центра нагрузок с местоположением
одного из цехов (потребителей) по уравнению
’ п \ 2
V 3,-(*&—*<) \
V Сч-ч?+Ом -W
j
3j(yk-yi)
y^k-Xiy^ + ^k—yi)2
(19'31)
где 3; — приведенные годовые затраты на единицу длины линии: 3/ — пост.;
хь У, — координаты i-ro цеха; х/;, yk — координаты ЦЭН;
2) определение положения новой системы координат, при которой итера-
ционный процесс будет заведомо сходящимся, по уравнениям (19-32) и (19-33):
п п
S 3iXi S
;
S 3« Я 3<
1= 1 >•=1
У 3, (Xi х„) (yt у0)
[K(*i-^)2 + (l/i-l/o)2]3
tg 2₽=1=1--------------------------,
2зг[(х,—х;р-(№-уу-]
! [К{xi - *о)2 + {Vi — 1/S)2]3
(19-32)
(19-33)
где х'о, у'а — начала новой системы координат; f — угол между осями абсцисс
(положительное.направление) новой и старой систем координат;
§ 19-5] Определение условного центра электрических нагрузок
287
3) определение искомых координат путем решения следующей системы урав-
нений методом простой итерации:
У 3М
i=\ K(x-+-)2+d/-</<)2
У Л
У (X- *г)“ + ((/-(/;)а
(19-34)
Анализируя третий метод определения ЦЭН, следует указать на значитель-
ную трудоемкость расчетов, особенно в случае сложных систем электроснабже-
ния. Однако по сравнению с описанными выше данный метод обеспечивает боль-
шую точность решения (до 5 %).
Ниже приводится пример определения центра электрических нагрузок по
первому методу.
Пример 19-5. Определить положение центра электрических нагрузок
завода.
а) Определение положения центра активных нагрузок завода (см. рис. 19-8, б).
В целях упрощения расчетов принимаем, что центры нагрузок цехов совпадают
с центрами тяжести площадей цехов в плайе, и не делаем различия между ви-
дами активных нагрузок (объединяем силовую, осветительную нагрузки и т. д.).
Решение. Проводим произвольно оси координат, как указано на
рис. 19-8, и находим координаты центров нагрузок цехов (размеры х и у в метрах,
генплан дан в масштабе 1 : 10000):
Xi =150;
*5 = 760;
</2 = 680;
(/в = 200;
* 2 = 150;
* в = 580;
Уз = 330;
t/7 = 800;
х3= 170;
* , = 950;
(/4 = 650;
Рх=330;
* 4 = 600; 1
1/1 = 830;
t/5—440;
Р2 = 540;
Р3 = 850; Р4 = 600; ' Р5 = 400; Рв = 380; Р; = 200 кВт.
Начерченные на генплане пунктиром цеха 8, 9 и 10 и пунктирные окруж-
ности на картограмме отражают динамику роста нагрузок, учитываемую ниже.
Подставив в формулу (19-29) соответствующие величины, получим координаты
центра активных нагрузок завода *Оа, обозначенные на рис. 19-8, а точкой А:
150 • 330 +150 • 540+170 • 850 + 600 • 600 +
+ 760 400 + 580 380 + 950 • 200_. _ .
330 + 540+850 + 600 + 400 + 380 + 200 М<
830 • 330+680 • 540 + 330 • 850 + 650 • 600 +
+ 440 • 400 + 200 • 380 + 800 • 200
Уоа =----±3300 —------------------------= 522 М-
288
Выбор систем и схем электроснабжения промпредприятий [Разд. 19
б) Определение положения центра реактивных нагрузок завода (рис. 19-9).
Центр реактивных нагрузок определяется аналогично приведенному выше и
имеет координаты хОр « 394 м; уОр 555 м.
Центр реактивных нагрузок найден для сравнения технико-экономических
показателей двух вариантов компенсации реактивной мощности. Один вариант —
с размещением компенсирующих устройств в каждом цехе и второй —-с установ-
кой синхронного компенсатора вблизи точки В (рис. 19-9).
В последние годы при решении задач построения рациональных систем эле-
ктроснабжения получили распространение новые математические методы опти-
мизации планирования экстремальных экспериментов [19-4] (метод крутого во-
схождения, градиентный, случайного поиска, симплексный и т. п.), которые
позволяют решать самые разнообразные задачи проектирования, связанные с на-
хождением оптимальных значений различных параметров. Так, например, с по-
мощью симплексного метода можно определить ЦЭН, построить модель рас-
сматриваемой системы с учетом всех существенных факторов, влияющих 'на вы-
бор координат центра нагрузок. Этот метод проще по своей структуре, чем ите-
ративный (с учетом всех дополнительных условий и ограничений, которые свя-
заны с последним при использовании его в третьем методе определения центра
нагрузок).
Следует учесть, что во всех описанных выше методах определения ЦЭН ли-
ния (кабельная или воздушная), связывающая потребителей электроэнергии
с подстанцией (ГПП, ГРП и ТП), координаты которой мы находим, принимается
прямолинейной.
В действительности, если схема электроснабжения задана, то в зависимости
от характера технологического процесса производства и топографического^ раз-
мещения цехов на генплане предприятия конфигурация распределительной сети
промышленного предприятия будет такова, что линии в большей или меньшей
степени будут отклоняться от прямолинейных. Поэтому после определения тео-
ретического ЦЭН в формулы для нахождения ЦЭН следует подставить дейст-
вительные длины линий.
Все известные методы нахождения ЦЭН сводятся к тому, что центр электри-
ческих нагрузок определяется как некоторая постоянная точка на генплане про-
мышленного предприятия. Как показали исследования [19-5], такое положение
нельзя считать правильным и ЦЭН следует рассматривать как некоторый услов-
ный центр, так как определение его еще не решает до конца задачи выбора место-
положения подстанций. Дело в том, что положение найденного по тому или иному
математическому методу условного центра электрических нагрузок не будет
постоянным.
Это объясняется следующими причинами, вызывающими постоянное смеще-
ние ЦЭН:
1) изменениями потребляемой отдельным приемником, цехом, предприя-
тием мощности в соответствии с графиком нагрузок; график нагрузок претерпе-
вает постоянные изменения в связи с изменениями технологического процесса
производства, внедрением новых, прогрессивных производственных процессов,
изменениями удельного потребления электроэнергии иа единицу продукции, по-
вышением использования оборудования за счет интенсификации и автоматизации
производственных процессов и т. д.;
2) изменениями сменности промышленного предприятия;
3) развитием предприятия.
В соответствии со сказанным выше ЦЭН описывает на генплане промышлен-
ного предприятия фигуру сложной формы. Поэтому правильнее говорить не о ЦЭН
цеха (предприятия) как некоторой стабильной точке на генеральном плане,
а о зоне рассеяния ЦЭН.
Для построения зоны рассеяния ЦЭН в зависимости от требуемой точности
расчетов используется та или иная формула определения условного центра эле-
ктрических нагрузок. Следует отметить, что задачи, связанные с построением
рациональных систем электроснабжения промышленных предприятий, относятся
§ 19-6] Определение зоны рассеяния центра электрических нагрузок
289
к числу оптимизационных, которые решаются с помощью ряда математических
методов (линейного, динамического программирования, планирования экспери-
мента и т. д.).
В настоящее время существуют два подхода к решению оптимизационных
гадач в промышленной энергетике: статический и динамический. При статическом
подходе к решению технико-экономических задач проектирования не учиты-
вается изменение электрических нагрузок, что может привести иногда к приня-
тию неоптимальных вариантов проектируемой сети.
При динамическом подходе получаемые решения являются более обоснован-
ными, так как при этом учитываются динамика систем электроснабжения на до-
статочно длительный период времени (15—20 лет) и изменения ее параметров.
Как показала практика проектирования и эксплуатации систем электроснаб-
жения объектов различных отраслей промышленности, процесс проектирования
необходимо вести с учетом динамики электрических нагрузок как отдельных
цехов, так и предприятия в целом. Исходя из изложенного выше, можно сказать,
что выбор оптимальных параметров системы электроснабжения, таких, как на-
пряжение, сечение, число и местоположение подстанций и т. п., следует рассмат-
ривать как задачи динамического проектирования.
19-6. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЗОНЫ РАССЕЯНИЯ
ЦЕНТРА ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК
ДЛЯ СТАТИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ СИСТЕМЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
ПРОМЫШЛЕННЫХ ПРЕДПРИЯТИЙ
Для определения зоны рассеяния ЦЭН необходимо прежде всего найти закон
распределения координат ЦЭН/ Исследования показали, что распределение слу-
чайных координат ЦЭН следует нормальному закону распределения (закону
Гаусса — Лапласа), т. е.
f(x) = —2о* ; (19-35)
ахУ 2 л
(У~°г/)2
/(!/) = —2а? , (19-36)
affy 2л •
где ах, ау — математические ожидания случайных координат; о®, а- — диспер-
сии случайных координат, или
/ (х) =-у=-е—• (19-37)
У л
f(y)=—£=e М , (19-38)
У л
где hx, hy — меры точности случайных величин:
L=.; <Ц-Г2’ (19-39)
. 1 hu = (19-49)
Плотности распределения вероятностей случайных координат изображаются
в прямоугольной системе координат в виде кривой нормального распределения.
ю вод ред. А. А. Федорова, Г. В. Сербиновского
290
Выбор систем и схем электроснабжения промпредприятий [Разд. 19
Двумерная плотность распределения вероятностей случайных независимых
координат выражается формулой
/(х^)=-^- e-(h^+h^). (19-41)
Выражение (19-41) получено при условян, что начало координат совмещено
с математическими ожиданиями. Функция f (х, у) может быть изображена в си-
стеме хуг поверхностью, носящей название поверхности нормального распре-
деления.
Как видно из выражения (19-41), нормальный закон распределения опре-,
деляется в случае независимых координат четырьмя параметрами: математиче-
скими ожиданиями ах и ау, определяющими положение условного ЦЭН, и сред-
ними квадратичными отклонениями сгл, ау или мерами точности hx, hy. л
Обычно при определении теоретического закона распределения эти величины
неизвестны и при их определении предполагается, что они совпадают с соответ-
ствующими величинами эмпирического распределения.
Для определения эмпирического закона распределения случайных координат
расположим статистическую совокупность случайных координат х в порядке воз-
растания:
*1, х2, х3....хп, (19-42)
Абсолютное количество вычислений, измерений, наблюдений, дающее ка-
ждое из возможных значений х, называется частотой появления данного значения
«!, m2, ms, .... mn, (19-43)
причем, очевидно, что
m1 + m2 + m3 + ... + m„ = m, (19-44)
где m — общее число вычислений, измерений, наблюдений.
Эмпирическая вероятность или эмпирическая частость определяет в относи-
тельных единицах долю значения во всей совокупности:
Р1=~; р2=—; Рз=—; ; Рп=—• (19-45)
Количество значений, приходящееся на единицу ширины интервала, назы-
вается эмпирической плотностью распределения:
ЛЦ = 0;
Л42 = т1;
Л43 = т1 + /?!2;
Л4Я == «1 + +/п3 +... -|-
(19-46)
Относительная плотность распределения определяемая как отношение
эмпирической плотности распределения к частоте появления данного значения,
равна:
г _ Mi. г _М2 .
(19-47)
F
Выражение (19-47) определяет эмпирический закон распределения коорди-
наты х центра электрических нагрузок, записанный с помощью вариационного
ряда. Иногда эмпирический закон распределения удобнее записать с помощью
таблицы. Аналогично может быть найден эмпирический закон распределения слу-
чайной координаты у. Числовые характеристики найденного эмпирического рас-
§ 19-6] Определение зоны рассеяния центра электрических нагрузок 291
пределения определяются из следующих выражений:
п
ах= У 5
fe=l х
п
ОтГ* S VkPk J’
k=i у
(19-48)
п
°х= 3 Pk
/г=1 *
п
а>= S Pku (Ук-a^i
fe=i ~у
. 1
hx =---т~;
о^2*
(19-49)
, 1
/г„=--у—.
У ^/2
(19-50)
После Нахождения закона распределения случайных координат центра элек-
трических нагрузок и его числовых характеристик определим зону рассеяния
ЦЭН. Для этого пересечем поверхность нормального распределения [см. (19-41)]
горизонтальной плоскостью Н, параллельной плоскости хоу. Проекция получен-
ного сечения на плоскость X0Y ограничена кривой, которая описывается выра-
жением
я=С2е-(4*Ч^)
или
1п^-=Л|№4-Л|Г% (19-51)
где
Q=—(19-52)
Уравнение (19-51) представляет собой уравнение эллипса, полуоси которого
равны Rx, Ry.
Обозначив
определим вероятность попадания случайных координат внутрь эллипса:
ln-^- = V, (19-54)
получим уравнение эллипса, который назовем Х-эллипсом:
rf=hsxX2+hsyY2. (19-55)
Вероятность Р (X) попадания случайных координат х, у внутрь Х-эллипса
равна:
Р (X) =-^- J J + НУу2 dxdy. (19-56)
10*
292
Выбор систем и схем электроснабжения промпредприятий [Разд. 19
где SX — площадь, ограниченная Х-эллипсом;
P(X) = l-e-x“.
(19-57)
Из соотношения (19-57) видно, что вероятность попадания случайной точки х,
у в Х-эллипс есть возрастающая функция параметра X. ч
Приняв в качестве доверительной вероятности значение Р (X) = 0,95 и решив
уравнение (19-57), получим X2 = 3. Следовательно,
R--v: R«-v- (,9's8>
Здесь следует указать, что доверительной вероятностью того, что случайная
точка (х, у) попадает в данный Х-эллипс, называется такое значение этой вероят-
Рис. 19-10. Образование зоны рассеяния ЦЭН предприятия.
а — составляющая зоны рассеяния ЦЭН предприятия от влияния цеха 1; б — часть зоны
рассеяния ЦЭН предприятия, созданная влиянием цехов 1 и 2. Дальнейшее построение
производится аналогично; 1 — эллипс рассеяния ЦЭН предприятия, получившийся от
влияния цеха 1; 2 — то же от влияния цеха 2.
ности, которое считается достаточно близким к единице. Близость доверительной
вероятности к единице означает, что попадание случайной точки (х, у) в Х-эллипс
практически достоверно.
Исходя из изложенного выше, можно сделать следующие выводы.
Зона рассеяния центра электрических нагрузок промышленного предприя-
тия представляет собой эллипс. Форма эллипса зависит от соотношения вели-
чин hx н hy. При hx = hy эллипс превращается в круг. Для построения зоны рас-
сеяния ЦЭН промышленного объекта достаточно осуществить параллельный
перенос осей координат так, чтобы начало новой системы совпало с величинами
математических ожиданий ах, ау. Из найденного выражения (19-58) определяются
значения полуосей эллипса, совпадающих по направлению с осями новой системы
координат, и строится зона рассеяния координат ЦЭН.
Местоположение главной понизительной или главной распределительной
подстанции иа генеральном плане выбирается в любой наиболее удобной точке
построенной зоны рассеяния ЦЭН. При проектировании систем электроснабже-
ния, у которых наряду с крупной сосредоточенной нагрузкой имеется нагрузка,
распределенная по всей территории предприятия, зоны рассеяния ЦЭН следует
определять отдельно для сосредоточенной и распределенной нагрузок. После
определения зои рассеяния ЦЭН для сосредоточенных и распределенных потре-
§ 19-7]
Определение ориентации координатных осей
293
бителей находится общая зона рассеяния ЦЭН, если такое объединение целе-
сообразно по технико-экономическим расчетам.
Кроме того, электрические нагрузки могут быть размещены по территории
промышленного предприятия неравномерно, например сосредоточены в двух
или более местах. В этих случаях зоны рассеяния ЦЭН следует определять от-
дельно, разбив на генплане территорию предприятия на части с отдельными
сосредоточенными нагрузками. На таких предприятиях для построения рацио-
нальной системы электроснабжения чаще всего сооружается не одна ГПП или
ГРП, а две или несколько в зависимости от генплана предприятия и распределе-
ния нагрузки по его территории. Этот вопрос решается на основании технико-
экономических расчетов.
При построении зоны рассеяния ЦЭН промышленного предприятия следует
учитывать, что ЦЭН цеха представляет собой тоже эллипс рассеяния, создавае-
мый отдельными приемниками или группами приемников. Отсюда следует, что
ЦЭН цеха посылает свои возмущения не из одной точки (условный ЦЭН), а из
разных точек так, как будто ЦЭН цеха скользит по своему эллипсу рассеяния
[19-18]. В связи с этим зона рассеяния ЦЭН предприятия, во-первых, увеличи-
вается в размерах и, во-вторых, с учетом поворота осей эллипсов рассеяния цехов
приближаемся к окружности. На рис. 19-10, а показано влияние электрических
нагрузок первого цеха на создание зоны рассеяния ЦЭН предприятия, на
рис. 19-10,6 — влияние электрической нагрузки второго цеха и т. д. Поворот
осей производится в соответствии с выражениями (19-59) и >(19-63).
19-7. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОРИЕНТАЦИИ КООРДИНАТНЫХ ОСЕЙ,
ОСЕЙ ЭЛЛИПСА РАССЕЯНИЯ И ПОСТРОЕНИЕ ЭЛЛИПСА
Выше было показано, что координаты ЦЭН X0Y0 можно рассматривать как
случайные величины, подчиняющиеся нормальному закону распределения, при-
чем было принято допущение о независимости этих координат. В связи с этим
оси эллипса рассеяния строились параллельно осям координат. В общем случае
координаты ЦЭН следует рассматривать как зависимые величины.
Известно, что для связанных случайных величии характерна вероятностная
(«стохастическая») зависимость, которая может быть, более или менее тесной
[19-6]. Эта зависимость определяется коэффициентом корреляции, причем по-
следний характеризует степень тесноты линейной вероятностной связи. В теории
вероятностей доказывается, что две независимые случайные величины всегда
являются некоррелированными, однако из некоррелированности случайных ве-
личин не всегда следует их независимость.
Если известен ряд значений пары чисел X;, К/, то эмпирический, т. е. полу-
ченный на основании экспериментальных данных, коэффициент корреляции можно
определить по следующей формуле [19-7J:
п
2 (Х'“ ax)(Xt~ ау)
Кк =----J=1 (19-59)
/ п п
у 5
где п — количество пар чисел статистической совокупности; ах, ау — эмпи-
рические математические ожидания, определяемые из выражения (19-48).
В общем случае коэффициент корреляции может иметь значения в пределах
-1<Кк<1. (19-60)
Исходя из этих соображений можно сказать, что оси эллипса рассеяния обра-
зуют с осями координат некоторый угол а, который определяется следующим
294
Выбор систем и схем электроснабжения промпредприятий [Разд. 19
образом:
2/’Скод.<Ту
(19-61)
где а®, о® — эмпирические дисперсии, определяемые из выражения (19-49).
Следовательно, для ориентации осей эллипса рассеяния необходимо по фор-
муле (19-61) найти угол а, который составляют оси эллипса рассеяния с осью
абсцисс произвольно взятой системы координат. Угол а может быть положи-
тельным или отрицательным в зависимости от выбранного положения осей коор-
динат; значение его находится в прямой зависимости от коэффициента корреляции.
Необходимо заметить, что коэффициент корреляции не изменяется при изме-
нениях начала отсчета и масштаба измерения случайных величин. Обычно' при
выборе координатных осей стараются заранее сориентировать координатные оси
так, чтобы они примерно совпали с осями симметрии эллипса рассеяния. В этом
случае нормальный закон распределения будет определяться выражением (19-41),
а его числовые характеристики—формулами (19-48) — (19-50).
Когда это сделать заранее невозможно, для построения эллипса рассеяния
начало координат необходимо перенести в точку ах, ау, а координатные оси по-
вернуть на угол а, определяемый выражением (19-61). При этом нормальный
закон распределения в новой системе координат ф, <р будет иметь вид:
Фа ф2
/(Ф.ф) = 0^-6 2а*- (19-625
Величины ф и <₽ выражаются через средние квадратичные отклонения в преж-
ней системе координат формулами
Оф=Ох cos2 а sin 2а +сг| sin2 а;
Стф =ах sin2 а — Ккахоу sin 2аcos2 а.
Полуоси эллипса определяются в этом случав следующим образом:
^ф=-Р-; /?<₽=-р-»
V Лф Л<Р
где
Пример 19-6. Для промышленного предприятия, генплан которого при-
веден на рис. 19-11, построить зону рассеяния ЦЭН (рис. 19-12).
Исходные данные (координаты, м; мощности, кВт):
Xi = 55; х2 = 60; х3— 114; х4 = 124; х6=184; ха = 188}
{/1 = 50; 1/2=193; р3=161; г/4= 104; t/e = 197; ув = 50;
Р1 = 57; Р2= 124; Р3 = 238; Р4 = 201; А, = 294; Рв = 300;
х, = 272; х3 = 274; х9 = 311; х10 = 326; р, = 90; у3 — 169;.
{/9 = 208; {/10= 139; Р, = 92; Р8 = 48; Рв = 254; Р10 = 225.
Для сокращения объема примера суточные графики электрических нагру-
зок не приводятся.
(19-63)
(19-64)
§ 19-7]
Определение ориентации координатных осей
295
1. Определим координаты ЦЭН в соответствии с суточным графиком электри-
ческих нагрузок по формуле (19-29)
55 • 57 + 60 • 124 +114 • 238 +124 201 +184 • 294+
„ __ -I-188 300 Н-272 - 92 + 274 • 48Н-311 -254 + 326-225 „
Хм----------------------------1833 ----------------------198’36-'
50-57+193- 124+161 -238 + 104-201 + 197-294 +
„ +50-300 + 90-92+169-48+208-254+139-225
J/oi=--------------------jagg---------------------- 141,53.
Остальные точки находятся аналогично.
Рис. 19-11. Генеральный план предприятий с зоной рассеяния при некоррели-
рованных величинах х н у с учетом корреляции (оси <р и ф; угол а дан для най-
денного коэффициента корреляции).
2. Определяем параметры нормального закона распределения по выраже-
ниям (19-48) и (19-50):
ах = 202,29; /^ = 0,148; ау= 140,55; 7^ = 0,239;
0-2=22,72; о- =4,76; 0-2 = 8,74; о-,=2,95.
Л к-Л У у
3. Определяем полуоси эллипса рассеяния по формуле (19-57):
K* = ll,6; Ry=7,2.
4. Прежде чем перейти к построению зоны рассеяния ЦЭН, необходимо опре-
делить коэффициент корреляции и угол а в соответствии с формулами (19-58)
и (19-59):
57,87 2 0,17-4,76-2,95 _ .
/(к==Ж5 = 0’17, tg2“ 22,72-8,74 -°’34'
a s«9®.
296
Выбор систем, и схем электроснабжения промпредприятий [Разд. 19
5. Определяем параметры нормального закона распределения в новой системе
координат по формулам (19-62) и (19-63):
0^ = 22,72 0,982 + 0,17 • 4,76 • 2,95 - 0,30+8,74 0,1562 = 22,74;
а2 =22,72 • 0,1562 — 0,17 • 4,76 2,95-0,30 + 8,74 • 0,982 = 8,127
А*= 2-22,74 :=йз0’147; АЧ>= 2-8,12 °’247’
/?*== 0,147 ~ Н’7’ /?<р= 0,247 ^7‘
Таким образом, из приведенного расчета видно, что оси координат сориенти-
рованы так, что коэффициент корреляции и угол а получаются незначительными.
Величины Rq, и Rt практически не меняются.
Для построения зоны рассеяния в данном случае достаточно перенести оси
координат параллельно самим себе в точку ах, ау и по осям хну отложить соот-
ветственно Rx и Ry.
Для сравнения на рис. 19-11 нанесен эллипс рассеяния с учетом коэффициента
корреляции.
19-8. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЗОН УВЕЛИЧЕНИЯ
ПРИВЕДЕННЫХ РАСЧЕТНЫХ ГОДОВЫХ ЗАТРАТ
ПРИ СМЕЩЕНИИ ПОДСТАНЦИИ ИЗ ЗОНЫ РАССЕЯНИЯ
ЦЕНТРА ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК
Прежде всего следует заметить, что в литературе вместо термина «зоны уве-
личения приведенных расчетных годовых затрат» может встречаться термин «зоны
погрешностей».
Как показала практика проектирования и эксплуатации систем электро-
снабжения промышленных предприятий, расположить подстанцию в зоне рас-
сеяния ЦЭН не всегда оказывается возможным по многим причинам. Так, напри-
мер, зона рассеяния ЦЭН может попасть на территорию какого-либо цеха или
другого производственного помещения, на линию железных дорог н т. д. Иногда
расположить подстанцию в зоне рассеяния ЦЭН нельзя по техническим, геоло-
гическим условиям, архитектурным и другим соображениям. Таким образом,
определение зоны рассеяния ЦЭН не решает полностью вопроса о выборе место-
положения ГПП или ГРП.
Исследования показали, что смещение подстанции из зоны рассеяния ЦЭН
приводит к ухудшению технико-экономических показателей системы электро-
снабжения и является нежелательным.
При невозможности расположения ГПП или ГРП в зоне рассеяния ЦЭН
необходимо оценить, к чему приводит смещение, и на основании этого, оконча-
тельно решить вопрос о местоположении подстанции. С этой целью вся терри-
тория проектируемого объекта на генплане разбивается на отдельные зоны,
которые можно назвать зонами увеличения расчетных годовых затрат. Если при-
нять hx = hy — h (такое допущение справедливо в том случае, если погрешность
замены ие превышает 10%; в противном случае замена эллипса окружносТью-
является недопустимой и зоны следует определять в виде эллипсов), то эллипс
преобразуется в доверительный круг, радиус которого определяется по выра-
жению
т/З
- (19'65)
§ 19-8]
Определение зон увеличения приведенных затрат
297
где
h=^T~
(19-66)
Так как зона рассеяния ЦЭН представляет собой круг, то при определении
эон удобнее их представить также в виде кругов с радиусами Rlt /?2, R3, Rn.
Это вполне оправдано. Как показали исследования, смещение подстанции на
одно и то же расстояние в любом направлении при прочих одинаковых условиях
дает практически одинаковое уве-
личение приведенных расчетных
затрат.
Круг радиуса Rt является кру-
гом рассеяния координат ЦЭН и
для него выполняется неравенство
О А г: 0,05.
Для следующей зоны, ограни-
ченной окружностями с радиусами
Ri и R2, выполняется неравенство
0,05 s: д s:0,10, т. е. увеличение
приведенных расчетных затрат в
этой зоне не превышает 10 %. Да-
лее выполняется неравенство в сле-
дующей зоне R2 и R3 0,10 =ss A =sS
ss 0,20 и т. д.
Продолжая анализ далее, по-
лучаем для каждой зоны соответ-
Рис. 19-12. Зона рассеяния центра элект-
рических активных нагрузок одного из
промышленных предприятий.
ствующие неравенства, характеризующие пределы изменения приведенных рас-
четных затрат. Радиусы/? являются-функцией Д. Анализ зависимости /?=/(Д)
показал, что наиболее простым аналитическим выражением, соответствующим
полученным данным исследования, является дробно-линейная функция вида
/(Д)=
КД
1-Д ’
(19-67)
где К > 1 — коэффициент пропорциональности, характеризующий меру вог-
нутости кривой.
Коэффициент К определяется из условия, что при определении зоны рассея-
ния координат ЦЭН
/?1 = Л—-; Д = 0,005,
1 Л ’
откуда
К = 32,8 4;
h ’
32,8 Д
? Л(1 —Д)*
(19-68)
(19-69)
Пользуясь соотношением (19-69), получаем искомые значения радиусов зон.
Полученные выражения (19-65) и (19-68) позволяют определить зону рассеяния
координат ЦЭН и зоны увеличения приведенных расчетных годовых затрат.
На рис. 19-12 зоны увеличения приведенных расчетных затрат для системы элект-
роснабжения заданного промышленного объекта не даны.
Пример 19-7. Определение зон увеличения приведенных расчетных
затрат промышленного предприятия, зона рассеяния которого определена в при-
мере 19-6.
298
Выбор систем и схем электроснабжения промпредприятий [Разд. 19
1. Определяем h из выражения (19-66):
>_ 0.l48+0.239 0||93.
2. Определяем радиус зон увеличения приведенных расчетных затрат соот-
ветственно для:
0=== A eg 0,05
32-0,05
К1 0,193(1-0,05) ’
0,05 < •; А 0,10 0,10 Д 0,20
п 32,8-0,10 ,п о 32,8-0,20
0,193(1-0,10) ~14’ Кз 0,193(1-0,20)
0,20 sg Л sg 0,30
п _ 32,8-0,30 _
0,193(1-0,30) ’
0,30 -А Д 0,40
32,8 - 0,40
0,193(1—0,40)
= 114 и т. д.
19-9. ОПРЕДЕЛЕНИЕ МЕСТОПОЛОЖЕНИЯ ГПП (ГРП)
С УЧЕТОМ ДИНАМИКИ СИСТЕМЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
ПРОМЫШЛЕННЫХ ПРЕДПРИЯТИЙ
Проектирование систем электроснабжения промышленных предприятий без
учета перспективы роста электрических нагрузок приводит к тому, что уже вскоре
после введения предприятия в эксплуатацию питающие и распределительные
сети в определенной степени ие отвечают изменившимся условиям. Многочислен-
ные работы по анализу систем электроснабжения промышленных предприятий
подтверждают это положение в полной мере. Принимать завышенные мощности
трансформаторов, линий и другого электрооборудования с перспективой его
использования через 10—15 лет нецелесообразно.
Необходимо отметить, что производить реконструкцию системы электро-
снабжения в условиях эксплуатации очень сложно, а иногда почти невозможно.
В то же время даже незначительное изменение (увеличение) потребляемой мощ-
ности приводит к тому, что условие экономической и технической целесообраз-
ности систем электроснабжения применительно к новому, повышенному потребле-
нию мощности нарушается. Здесь уместно сказать, что обычно рационально ре-
конструированная или новая система электроснабжения окупается, как правило,
в 1—2 года.
Обычно главными затруднениями при реконструкции системы электроснаб-
жения промышленных предприятий являются необходимость изменения поло-
жения ГПП (ГРП) и необходимость перехода на другое напряжение.
Здесь рассматривается один вопрос — положение ГПП (ГРП) на территории
промышленного предприятия с учетом развития системы промышленного элект-
роснабжения. Для построения рациональной системы электроснабжения про-
мышленного предприятия необходимо уже при проектировании учитывать ее
возможное развитие. Для оптимального выбора местоположения ГПП или ГРП
с учетом роста электрических нагрузок на генплан промышленного предприятия
следует нанести:
1) зону рассеяния ЦЭН, соответствующую статическому состоянию системы
электроснабжения промышленного предприятия;
2) зону рассеяния ЦЭН,- соответствующую развитию предприятия на пла-
нируемый срок (обычно 15—20 лет) без учета изменения геометрии генплана пред-
§ 19-10] Определение местоположения питающих подстанций
299
приятия (строительства новых цехов и освоения прилежащих к территории пред-
приятия новых площадей);
3) зону рассеяния ЦЭН, соответствующую перспективному развитию пред-
приятия и росту электрических нагрузок при условии изменения геометрии ген-
плана предприятия.
Методика построения указанных зон рассеяния ЦЭН приведена в § 19-6.
Нанесение зон рассеяния ЦЭН на генплан проектируемого промышленного
объекта позволяет не только определить местоположение ГПП (ГРП), но и наме-
тить их количество. Чем больше рас-
стояние между зонами рассеяния на
генплане, тем больше вероятность эко-
номической и технической целесооб-
разности сооружения двух и более
ГПП (ГРП).
Следует отметить, что изменение
геометрии генплана промышленного
предприятия может привести к изме-
нению ориентации осей симметрии эл-
липса рассеяния, соответствующего ди-
намике (росту) электрических нагру-
зок предприятия. Как видно из рис.
19-13, оси симметрии эллипса рассея-
ния ЦЭН Э3 для нагрузок 1990 г. (с
учетом изменения геометрии генплана)
образуют с осями симметрии эллипсов
рассеяния ЦЭН для нагрузок 1980 г.
и нагрузок 1990 г. Э2 (без учета из-
менения геометрии генплана) некото-
рый угол а. Эго связано с изменив-
шейся конфигурацией генплана, в ко-
тором учтено намеченное строитель-
Рис. 19-13. Нанесение на генплан зон
рассеяния.
а — эоны рассеяния (эллипс Э,). харак-
теризующие электрические нагрузки на
определенный период (1980 г.); 6 — зоны
рассеяния (эллипс Э2) с учетом роста по-
требления электрической энергии на оп-
ределенное время (10—20 лет) без учета
строительства; в—зоны рассеяния (эллипс
Э3) с учетом строительства новых цехов.
ство новых цехов.
На основании изложенного выше материала можно сделать следующие
обобщающие выводы:
1. Распределение координат ЦЭН для объектов различных отраслей про-
мышленности подчиняется нормальному закону.
2. Координаты ЦЭН испытывают рассеяние, которое будет различным для
разных промышленных предприятий и для разных исходных условий.
3. Зона рассеяния ЦЭН в общем случае представляет собой эллипс, причем
в зависимости, например, от изменения исходных данных, генплана предприятия
соотношение полуосей эллипса может быть различным: hx hy.
4. Наибольшее количество точек разброса группируется вокруг точки с ко-
ординатами ах, аи, количество точек, выходящих за пределы эллипса, составляет
2-5 %.
5. Наиболее правильной постановкой задачи является определение место-
положения ГПП (ГРП) с учетом динамики (развития) как отдельных цехов, так
и всего промышленного предприятия.
19-10. ОПРЕДЕЛЕНИЕ МЕСТОПОЛОЖЕНИЯ ПИТАЮЩИХ ПОДСТАНЦИЙ
В ТРЕХ ОСЯХ КООРДИНАТ
Особое значение имеет определение рационального местоположения питаю-
щих подстанций для предприятий, которые находятся под землей (шахты, руд-
ники и т. д.). Неправильное размещение подстанций довольно значительно ска-
зывается на экономических показателях системы электроснабжения.
Для рационального размещения питающих подстанций на территории подоб-
ного рода предприятий необходимо определить зону рассеяния центра электри-
300
Выбор систем и схем электроснабжения промпредприятий [Разд. 19
ческих нагрузок. В этих случаях необходимо учитывать третью координату,
которая характеризует глубину залегания подземных разработок. Для опреде-
ления зоны рассеяния ЦЭН находится условный ЦЭН предприятия не только
на поверхности, но и учетом третьей координаты, т. е.
х0 =
п
2 Piyi
п ’
i=l
(19-70)
Исследованиями установлено, что распределение случайных координат ЦЭН
следует нормальному закону распределения. Главная особенность нормального
закона по сравнению с другими состоит в том, что он является предельным зако-
ном, к которому приближаются другие законы распределения.
Плотности распределения вероятностей случайных координат х, у, г можно
записать при помощи следующих выражений:
/(*)
/(у)
Ж
Ц~тх)2
1 „ 2аг
=---х ;
охУ 2л
(«-'"г/)2
= —1—е 2оу ; '
Оу V 2л
(г~тг)
1 „ 20?
=---Г— е •
о- К2л
(19-71).
Считая, что случайные координаты независимы, а начало координат совме-
щено с точкой, определяемой значениями математических ожиданий, исполь-
зуется следующая формула для трехмерной (объемной) плотности распределения
случайных координат:
£/ 1
Цх, у, г) =------575-------е
(2л)3/а охойог
(19-72)
После нахождения закона распределения случайных координат ЦЭН можно
переходить непосредственно к решению задачи определения зоны рассеяния ЦЭН
предприятия подземного типа. Для этого необходимо определить значения вели-
чин, характеризующих функцию трехмерной плотности нормального распреде-
ления. После этого определяются форма, геометрические размеры и местополо-
жение зоны рассеяния.
Эмпирические числовые характеристики найденного закона распределения
(математическое ожидание и дисперсия) определяются из следующих выражений:
п п п
S х‘ S У1 S г1
= ; ту=—-—; тг =—— ; (19-73)
У U-m.v)2 У (yt-тдУ ~ У (?/-тг)2
; ^=^4^1—’ —• <19-74)
§19-10] Определение местоположения питающих подстанций
301
Рассмотрим (19-72), определяющую форму зоны, в которой случайные коор-
динаты распределяются с одинаковой плотностью, т. е. так называемую зону
рассеяния ЦЭН. Для этого, приняв объемную плотность распределения за не-
которое постоянное значение, т. е.
f(x, у, z) — H,
и прологарифмировав выражение (19-72), получим:
у2 $»2
4 у uz
(19-75)
(19-76)
где
1
№ = 2 1п-------.
(2л)3'2 охоуогН
(19-77)
Формула (19-76) представляет собой уравнение эллипсоида в каноническом
виде. В этом случае полуоси эллипсоида соответственно равны:
Rx~R^x’> Rz-~R^Z' (19-78)
Таким образом, зоной рассеяния ЦЭН является эллипсоид с осями, парал-
лельными осям координат, и центром, определяемым значениями математических
ожиданий.
Вероятность попадания случайных координат х, у, г внутрь данного /(-эллип-
соида равна:
1
dxdydz, (19-79)
к
где Bk — объем, ограниченный /(-эллипсоидом.
Перейдя к сферической системе координат и проинтегрировав по частям вы-
ражение (19-79), получим:
___ £2
Р(К)=2Ф°(К)-11/ <19'80>
1 С ~'-с
где Ф° (К) —лапласиан вида I е 2 dr.
(19-81)
Приняв в качестве доверительной вероятности, т. е. вероятности, при кото-
рой попадание случайных величин в зону, ограниченную данным эллипсоидом,
считается практически достоверным, величину Р (К) = 0,95, получим:
К = 2,8; Rx = 2,8qx; Ry = 2,8dy; /?г = 2,85.. (19-82)
Изложенные положения справедливы при допущении, что случайные вели-
чины независимы, и тогда ориентация главных осей рассеяния эллипсоида за-
ранее известна и все преобразования производятся в системе координат, оси кото-
рый параллельны главным осям рассеяния. Поскольку на практике не всегда
можно определить ориентацию главных осей рассеяния даже ориентировочно,
рассмотрим случай, когда случайные величины х, у, z коррелированы и напра-
вление главных осей рассеяния заранее неизвестно. В этом случае рекомендуется
следующий порядок решения задачи:
1. Произвольно выбираются ориентация и положение координатных осей.
2. Производится расчет, в котором не учитывается зависимость между вели-
чинами х, у, г:
302
Выбор систем и схем электроснабжения промпредприятий [Разд. 19
а) определяются тх, ту, тг координат х, у, z;
б) производится перенос начала координат в точку, определяемую величи-
нами тх, ту, тг',
в) осуществляется расчет случайных величин х, у, г в связи с переносом
осей по следующим формулам:
х( = Х1 — тх\ yi=yi — mg; &1 = г — тг. (19-83)
Определяются оА-, оу, oz величин х, у, z:
ЛГ 2^
У (19^4)
ау, ох определяются аналогично.
3. Производится расчет с учетом зависимости между случайными величи-
нами х, у:
а) коэффициента корреляции между этими величинами
п
2
Кк.ж.^-^4—5 J19'85?
б) угла поворота а вокруг оси г:
а= arctg-^--- <; '(19-86)
z ах ау
в) параметров и числовых характеристик новой системы координат х', у'
по следующим формулам:
х' = х cos а + у sin а;
у' it sin а + у cos а;
= а2х cos2 а+Кк> Xi уохёу sin 2а + sin2a;
(19-87.)
4. Производится расчет с учетом зависимости между случайными величи-
нами х' и z:
а) коэффициента корреляции между случайными величинами х', г
п
2 x'ih
(19-88)
б) угла поворота Р вокруг оси у’г
~ 1 , 2Кк V'
0 = у arctg —-х, 1 (19-89)
z ах, аг
в) параметров и числовых характеристик новой системы координат по сле-
дующим формулам:
х" = х' cos р 4-z sin р‘>
г" = —х'sin Р-|-z cos Р‘>
= cos2 Р 4-Кк х,. zox,oz sin 2 р +d| sin2 Р'> (19-90)
^, = 5^4.о|-о^.
§ 19-10] Определение местоположения питающих подстанций
303
5. Производится расчет с учетом зависимости между случайными величи-
нами у' и г":
а) коэффициента корреляции между у' и г"
S »><•
<19-91)
б) угла поворота у вокруг оси х":
y = iarctg--V^-g-gg^.; (19-92)
в) параметров и числовых характеристик новой системы координат х", y"'t
у"' = у’ cos у + г" sin у;
г"' — — у' sin у 4- г" cos у;
cos2 у 4- Кк еЪцюг» sin 2у + о2-, sin у;
S2„, = S2,+al„-o2’,„.
(19-93)
Поскольку ориентация осей х'', у"', Z1" получена из условия, что случайные
величины х", у'", попарно независимы, полученные оси будут являться глав-
ными осями рассеяния. Определение полуосей эллипсоида, представляющего
собой зону рассеяния ЦЭН, производится в соответствии со следующими выра-
жениями:
—XcXjj*; Ry'"—Rz-"—
(19-94)
Эллипсоид рассекается плоскостями, что соответствует уровню какого-либо
горизонта, и в сечении получается эллипс, в котором целесообразно размещать
подстанцию. Уравнение эллипса при г = с имеет вид:
^ + -^-=К2- —
°х +
Обозначив
с2
К2-£- = Л2
а2
получим полуоси эллипса
Rx—^Cxt Ry — ^xjy
(19-95)
(19-96)
Если х, у значительно больше г, можно пренебречь корреляционной зависи-
мостью г, х и г, у.
Для производства расчетов по указанной выше методике применяются циф-
ровые ЭВМ.
Таким образом, для промышленных предприятий, которые размещаются под
Землей, зоной рассеяния ЦЭН является эллипсоид. Для рационального распо-
ложения питающих подстанций предприятий указанного типа необходимо раз-
мещать их внутри этого эллипсоида, что обеспечивает минимальные годовые
приведенные затраты и, следовательно, является экономически целесообразным.
304
Выбор систем и схем электроснабжения промпредприятий [Разд. 19
19-11. ХАРАКТЕРНЫЕ СХЕМЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
ПРОМЫШЛЕННЫХ ПРЕДПРИЯТИЙ
Внешнее электроснабжение, а) Питание от энергосистемы
без собственных электростанций. На рис. 19-14 приведены основные характерные
схемы электроснабжения промышленных предприятий, питание которых произ-
водится только от энергосистем.
На рис. 19-14, а представлена схема радиального питания.
Здесь напряжение сети внешнего электроснабжения совпадает с высшим
напряжением сети на территории внутри предприятия (система внутреннего(элек-'
троснабжения), благодаря чему не требуется трансформация для предприятия
в целом. Такие схемы электроснабжения характерны при питании прежде всего
на напряжениях 6, 10 и 20 кВ.
На рис. 19-14, б приведена схема так называемого глубокого ввода 35—ПО
и редко 220 кВ, когда напряжение от энергосистемы без трансформации вводится
по схеме двойной транзитной сквозной магистрали на внутреннюю территорию
предприятия. В этой схеме при напряжении 35 кВ понижающие трансформаторы
устанавливаются непосредственно у зданий цехов и имеют низшее напряжение
0,69—0,4 кВ. Однако при напряжениях энергосистемы 110—220 кВ непосредст-
венная трансформация на 0,69—0,4 кВ для цеховых сетей оказывается обычно
нецелесообразной из-за сравнительно малой суммарной мощности потребителей
отдельного цеха. В таких случаях может оказаться целесообразной промежуточ-
ная трансформация на напряжение 6—20 кВ на нескольких промежуточных пони-
зительных подстанциях, каждая из которых должна питать свою группу цехов.
В случае крупных печных или специальных преобразовательных установок боль-
шой мощности может оказаться целесообразным трансформировать напряжение
ПО или 220 кВ непосредственно на технологическое напряжение (обычно отлич-
ное от 0,69 или 0,4) с установкой специальных для этого назначения понижаю-
щих трансформаторов непосредственно у зданий цехов.
На рис. 19-14, в приведена возможная схема электроснабжения промышлен-
ного предприятия с наличием трансформации, осуществляемой в месте перехода
от схемы внешнего к схеме внутреннего электроснабжения. Схема характерна
для предприятий значительной мощности и большой территории.
На рис. 19-14, г дана схема при условии трансформации на два напряжения,
что характерно для мощных предприятий, а также в случае совместного питания
предприятий, находящихся иа значительном расстоянии друг от друга.
б) Питание от энергосистемы при наличии на промышленном предприятии
собственной электростанции. На рис, 19-15 приведены характерные схемы элект-
роснабжения промышленных предприятий при наличии на предприятии собст-
венной электростанции. На рис. 19-15, а дана схема для случая, когда место рас-
положения электростанции совпадает с центром электрических нагрузок пред-
приятия и питание предприятия от энергосистемы осуществляется на генераторном
напряжении. На рис. 19-15, б приведена схема для случая, когда электро-
станция находится в удалении от центра его электрических нагрузок, но питание
от системы происходит на генераторном напряжении. На рис. 19-15, в предста-
влена схема для случая, когда питание от системы осуществляется на повышен-
ном напряжении и распределение электроэнергии по территории предприятия
происходит на генераторном напряжении.
Электростанция предприятия помещена вне центра электрических нагрузок.
На рис. 19-15, г изображена схема, аналогичная схеме, представленной на
рис. 19-15, в, но трансформация производится на два напряжения.
В схемах на рис. 19-14, виги 19-15, виг для питания от системы на напря-
жениях 35—220 кВ могут применяться варианты, приведенные на рис. 19-16.
Схема на рис. 19-16, а (без выключателей на стороне высшего напряжения) реко-
мендуется как более дешевая в исполнении и не менее надежная в эксплуатации,
чем схема на рис. 19-16, б. Однако применение схемы на рис. 19-16, а возможно
только для тех случаев, когда операция по включению и отключению трансфор-
Рис. 19-14. Характерные схемы электроснабжения промышленных предприятий при питании их только от энер-
госистемы.
§ 19-11] Характерные схемы электроснабжения промпредприятий
Рис. 19-15. Характерные, схемы электроснабжения предприятий, питающихся от энергосистемы и собственных элект-
ростанций.
Выбор систем и схем электроснабжения промпредприятий [Разд. 19
§ 19-11] Характерные схемы электроснабжения промпредприятий
307
маторов не проводится ежедневно по причине соблюдения экономически целесо-
образного режима работы.
Если отключение и включение трансформаторов происходят ежедневно,
следует выбрать схему, представлен-
ную на рис. 19-16, б.
в) Питание только от собствен-
ной электростанции. Схема питания
потребителей и приемников предприя-
тия только от собственной электро-
станции приведена на рис. 19-17. Это
имеет место часто для предприятий,
удаленных от сетей энергосистем, но
по мере развития электрификации ко-
личество таких случаев будет все вре-
мя уменьшаться.
Внутреннее электро-
снабжение. Схемы электроснаб-
жения, обеспечивающие питание пред-
приятия иа его территории, из-за боль-
шой разветвленности и большого ко-
личества аппаратов должны обладать в
значительно большей степени, чем схе-
мы внешнего электроснабжения, деше-
визной и надежностью одновременно.
Это положение обеспечивается тем,
ваний обеспечения приемников и потребителей применяются различные схемы
питания.
Схемы радиального питания. Радиальными
а)
торых электрическая энергия от центра
Рис. 19-17. Характерная схема элект-
роснабжения при питании промышлен-
ного предприятия только от собствен-
ной электростанции, расположенной
на его территории.
чается для питания потребителей тре-
тьей или второй категории с пониженной ответственностью, где допустим пе-
рерыв в электроснабжении на срок до 1—2 суток, схема иа рис. 19-18, б—для
Рис. 19-16. Схемы присоединения тран-
сформаторов ГПП к сети энергосисте-
мы напряжением 35—220 кВ.
что в зависимости от конкретных требо-
являются такие схемы, в ко-
питания (электростанция предприятия,
подстанция или распределительный
пункт) передается прямо к цеховой
подстанции, без ответвлений на пути
для питания других потребителей.
Из сказанного видно, что такие
схемы должны обладать большим ко-
личеством отключающей аппаратуры
и иметь значительное число питаю-
щих линий. Исходя из этого основ-
ного положения, характеризующего
схемы радиального питания, можно
сделать вывод, что применять эти схе-
мы следует только для питания доста-
точно мощных потребителей. На рис.
19-18 приведены характерные схемы
радиального питания для систем как
внешнего, так и внутреннего электро-
снабжения промышленных предприя-
тий.
Схема на рис. 19-18, а предназна-
потребителей второй категории, перерыв питания у которых может быть допу-
щен в пределах не более 1—2 ч.
Схема на рис. 19-18, в предназначается для электроснабжения потребителей
первой категории, но такие схемы часто используются и для питания потребителей
второй категории, перерыв в питании которых влечет за собой недоотпуск про-
308
Выбор систем и схем электроснабжения промпредприятий [Разд. 19
Рис. 19-18. Характерные радиальные
схемы питания промышленного пред-
приятия (схемы внутреннего электро-
снабжения).
Рис. 19-19. Характерная магистраль-,
ная схема питания промышленного
предприятия в системе внутреннего
электроснабжения.
2-Я секция
Рис. 19-20. Характерная схема питания сквозными двойными магистралями
в системе внутреннего электроснабжения предприятия.
Список литературы
309
Рис. 19-21. Схема смешанного пита-
ния потребителей в системе внутрен-
него электроснабжения промышленно-
го предприятия.
дукции, имеющей народнохозяйственное значение в масштабе страны, напри-
мер выпуск подшипников.
б) Схема магистрального питания. Магистральные схемы применяются
в системе внутреннего электроснабжения предприятий в том случае, когда по-
требителей достаточно много и радиальные схемы питания явно нецелесообразны.
Обычно магистральные схемы обеспечивают присоединение пяти-шести подстан-
ций с общей мощностью потребителей
не более 5000—6000 кВ-А. На рнс.
19-19 приведена типичная схема маги-
стрального питания. Эти схемы харак-
теризуются пониженной надежностью
питания, но дают возможность умень-
шить число отключающих аппаратов
высокого напряжения и более удачно
скомпоновать потребители для питания
в группе по пять-шесть подстанций.
Когда необходимо сохранить пре-
имущества магистральных схем и обе-
спечить высокую надежность питания,
следует прибегать к так называемой
системе двойных транзитных (сквоз-
ных) магистралей (рис. 19-20). В этой
схеме при повреждении любой из пи-
тающих магистралей высшего напря-
жения питание надежно обеспечивает-
ся во второй магистрали путем автома-
тического переключения потребителей
на секцию шин низшего напряжения
трансформатора, оставшегося в работе.
Это переключение происходит со вре-
менем не более 0,1—0,2 с, что практи-
чески не успевает отразиться на элек-
троснабжении потребителей.
в) Схемы смешанного питания. В
практике проектирования и эксплуа-
тации промышленных предприятий
редко встречаются схемы, построенные
только по радиальному или только
магистральному принципу питания.
Обычно крупные и ответственные потребители или приемники питаются по
радиальной схеме. Средине и мелкие потребители группируются, их питание
проектируется по магистральному принципу. Такое решение позволяет создать
схему внутреннего электроснабжения с наилучшими технико-экономическими по-
казателями. На рис. 19-21 приведена такая комбинированная схема.
Список литературы
19-1. Федоров А. А. Основы электроснабжения промышленных предприя-
тий. — М.: Энергия, 1967. — 416 с.
19-2. Бутков А. Н. Определение центра электрических нагрузок при выборе
местоположения источника электроэнергии. — Электричество, 1957, № 6, с. 8—12.
19-3. Чмутов А. П. Оптимальное размещение источника питания электро-
энергией.— Электричество, 1969, № 12, с. 1—4.
19-4. Налимов В. В., Чернова Н. А. Статистические методы планирования
экстремальных экспериментов. —М.: Наука, 1965. — 340 с.
310
Релейная защита в системах электроснабжения
[Разд. 20
19-5. Каменева В. В. Определение зоны рассеяния центра электрических
нагрузок. Изд. МЭИ, 1972. — 169 с.
19-6. Вентцель Е. С. Теория вероятностей. —М.: Наука, 1969. — 576 с.
19-7. Румынский Л. 3. Элементы теории вероятностей.—М.: Наука,
1970. — 240 с.
19-8. Михайлов В. В., Эдельман В. И. Оценка надежности резервированных
систем электроснабжения. — Промышленная энергетика, 1968, № 10, с. 24—28.
19-9. Веселов1 С. И., Михайлов В. В., Эдельман В. И. Методика определения
ущерба потребителя от перерывов электроснабжения. — Промышленная энерге-
тика, 1967, № 12, с. 29—32. л
19.10. Гиедеико Б. В., Беляев Ю. К., Соловьев А. Д. Математические методы
в теории надежности. —М.: Наука, 1965. — 524 с.
19-11. Половко А. М. Основы теории надежности. —М.: Наука, 1964.—
446 с.
19-12. Каменева В. В. Определение местоположения главных понизитель-
ных и распределительных подстанций промышленных предприятий. — Электри-
чество, 1970, № 9, с. 85—87.
19-13. Муравьев В. П., Разгильдеев Г. И. Надежность электрооборудования
в системах электроснабжения подземных разработок шахт. — М.: Недра, 1970. —
145 с.
19-14. Справочник по надежности / Пер. с аигл., в 3-х томах. — М.: Мир,
1970. — 340 с, 304 с, 376 с.
19-15. Федосенко Р. Я. Надежность электроснабжения и электрические на-
грузки. — М.: Энергия, 1967. — 160 с.
19-16. Федоров А. А. Основы электроснабжения промышленных предприя-
тий. — М.: Энергия, 1972. — 415 с.
19-17. Федоров А. А., Каменева В. В. Труды VII Международной конфе-
ренции по промышленной энергетике. — Киев: август 1972.
19-18. Федоров А. А., Каменева В. В., Хмель С. Р. Труды VIII Международ-
ной конференции по промышленной энергетике. — г. Гданьск: сентябрь 1975.
Раздел двадцатый
РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА,
ЗАЩИТА ПРЕДОХРАНИТЕЛЯМИ
И АВТОМАТАМИ
В СИСТЕМАХ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
ПРОМЫШЛЕННЫХ ПРЕДПРИЯТИЙ
20-1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ
В сетях напряжением до 1000 В плавкие предохранители являются основным
видом защиты. Применяются плавкие предохранители и в сетях напряжением
выше 1000 В, если они удовлетворяют требуемым параметрам и условиям эксплуа-
тации. Назначением плавких предохранителей является защита от к. з. и пере-
грузок линий электропередачи, трансформаторов, двигателей и другого электро-
оборудования при следующих условиях: их номинальные напряжения и ток,
а также предельный отключаемый ток соответствуют параметрам сети, при этом
обеспечиваются необходимые чувствительность и избирательность их действия;
использование предохранителей не препятствует применению автоматики (АПВ,
АВР и др.). Плавкие предохранители устанавливают на трех фазах между вы-
§ 20-1]
Общие сведения
311
ключателем нагрузки или разъединителем и защищаемым элементом для того,
чтобы замену перегоревших плавких вставок производить со снятием напряжения.
Наряду с плавкими предохранителями в сетях напряжением до 1000 В для
защиты от к. з. и перегрузок широко применяют автоматические воздушные вы-
ключатели. В отличие от предохранителей автоматические выключатели всегда
готовы к быстрому включению после отключения защищаемой цепи, поэтому
их применяют в схемах АПВ и АВР. Кроме того, автоматические выключатели
одновременно отключают все три фазы защищаемого элемента, в то время как
при использовании предохранителей возможно их перегорание только в одной
фазе, что,-как правило, приводит к опасному для двигателей режиму работы на
двух фазах.
Для непрерывного контроля за состоянием и режимом работы всех элемен-
тов системы электроснабжения на промышленных предприятиях применяется
релейная защита, которая является основным видом электрической автоматики.
Релейной защитой называют специальные защитные устройства, выполняе-
мые при помощи реле и других аппаратов и предназначенные для отключения
выключателем в установках напряжением выше 1000 В или автоматическим вы-
ключателем в установках напряжением ниже 1000 В поврежденного элемента
системы электроснабжения, если данное повреждение представляет собой непо-
средственную опасность для этой системы, или воздействующие на сигнализацию,
если опасность отсутствует.
К релейной защите предъявляют следующие основные требования:
1) избирательность (селективность) действия — это способность релейной
защиты отключать только поврежденный участок электрической цепи;
2) быстродействие — это способность защиты отключать поврежденный уча-
сток электрической цепи за наименьшее возможное время; в случае необходи-
мости ускорения действия защиты допускается ее неизбирательная работа с по-
следующим действием АПВ и АВР;
3) надежность действия — это правильная и безотказная работа релейной
защиты при всех повреждениях и ненормальных режимах работы элементов,
которая обеспечивается применением наименьшего числа устройств с наиболее
простыми схемами, наименьшим количеством реле, цепей и контактов;
4) чувствительность — это способность защиты отключать участки электри-
ческой цепи, которые она защищает, в самом начале их повреждения; в случае
необходимости релейная защита должна действовать при повреждениях на смеж-
ных участках.
Основными параметрами схем релейной защиты являются:
1) /с,з, /с,р — токи срабатывания защиты и реле соответственно, представ-
ляющие собой минимальные токи (соответственно первичный ток трансформатора
тока и ток в обмотке реле), при которых надежно срабатывает защита и реле:
Г ^СХ^Н t
С’Р_3 h с’3’
^ВОЗ^Т,т
где #сх, kn, kB03, /гт,т — коэффициенты схемы, надежности, возврата и трансфор-
мации трансформатора тока соответственно. Аналогично определяются напряже-
ние и мощность срабатывания;
- 2) kzx — представляет собой отношение тока в обмотке реле к току во вторич-
ной обмотке трансформатора тока в нормальном режиме;
3) ka — учитывает погрешность работы реле и трансформатора тока, воз-
можные кратковременные перегрузки в цепи и неточности расчетов; значение ka
принимается в зависимости от назначения защиты и типа реле;.
4) ^воз — Для максимальных защит представляет собой отношение тока (или
напряжения) возврата к току (или напряжению) срабатывания реле:
Ь — ^воз или k. — ^303
«ВОЗ.Т— г или "воз, И — •
Jc,p Ыс.р
312
Релейная защита в системах электроснабжения
[Разд. 20
Чем выше #воа, тем чувствительнее релейная защита;
5) /Воз — максимальный ток, при котором подвижные части реле возвра-
щаются в исходное положение;
6) k4 — представляет собой отношение минимального тока к. з. в конце за-
щищаемой зоны IK min к /с,3:
ь /к min.
кч— г
1 С. 3
При проектировании релейной защиты следует учитывать наиболее веррят,-
ные случаи повреждения и режимы работы элементов системы электроснабжения.
20-2. ВЫБОР ПРЕДОХРАНИТЕЛЕЙ И АВТОМАТИЧЕСКИХ ВЫКЛЮЧАТЕЛЕЙ
Номинальное напряжение предохранителей и их плавких вставок С/П,в,ном
независимо от места установки должно выбираться равным номинальному напря-
жению сети £7НОМ:
//п. В. НОМ = //ном-
Предельно отключаемый ток плавких вставок /п,в,пр Должен быть равен
или больше максимального расчетного тока к. з. /к тах, проходящего по цепи,
защищаемой предохранителем:
/п, в, пр 25 /к max'
Номинальный ток плавких вставок /п,в.ном должен быть больше максималь-
ного длительного тока нагрузки /нг тах:
/п. в, ном = н/нг maxi *
где &х,н — коэффициент, зависящий от характера нагрузки; при постоянной
нагрузке kx,H = 1,1 4- 1,2.
При переменной нагрузке, имеющей место, например при пуске или само-
запуске двигателей, плавкая вставка не должна перегорать. Поэтому ток плавкой
вставки /п.в.ном следует выбирать таким, чтобы при прохождении по ней тока
перегрузки /пг время ее перегорания было больше времени перегрузки tnr. Это
определяется следующим соотношением:
г ____ / ПГ
I 1П, В, НОМ-Т »
кпг
где fenr — коэффициент перегрузки, равный 2,5 при легких (£пг « 2 4-3 с) и
1,5—2 при тяжелых (/пг = 10 с) условиях пуска.
После выбора /п,в,ном необходимо убедиться, что плавкая вставка надежно
защищает участок сети, на котором она установлена. При к. з. в наиболее удален-
ной точке сети плавкая вставка должна быстро расплавиться. Кратность тока
однофазного к. з. в сетях с заземленной нейтралью и двухфазного к.-з. в сетях
с изолированной нейтралью должна быть не менее трех по отношению к /п.в,Ном-
К выбору предохранителей, защищающих двигатели напряжением 380 и
660 В, предъявляется дополнительное требование, согласно которому время пере-
горания плавкой вставки не должно превышать 0,15—0,2 с. Это соответствует
току к. з. /к, в 10—15 раз большему /п,в,ном:
/к//п> в, ном 10-5- 15.
Одним из основных условий выбора предохранителей является обеспечение
избирательности их действия между собой и с релейной защитой. При проверке
избирательности плавких вставок следует учитывать разброс защитных харак-
§ 20-3] Защита отдельных элементов систем электроснабжения
313
теристик предохранителей на напряжение до 1000 В, равный 50 %. Для предо-
хранителей на напряжение выше 1000 В такой разброс составляет ±20 %.
Номинальный ток для плавких вставок, устанавливаемых в цепях оператив-
ного тока или вторичных цепях трансформатора напряжения, принимается мень-
шим максимального тока нагрузки /нг тах в 2,5 раза, т. е.
г _ Iнг max
г п, В, НОМ ' "
Если по техническим условиям плавкие предохранители применить нельзя,
в сети устанавливают автоматические выключатели, которые представляют собой
аппарат, состоящий из выключателя с мощной контактной системой для отклю-
чения тока к. з. и реле защиты, действующих при повреждениях или перегрузках.
В зависимости от типа автоматического выключателя в них устанавливаются
различные реле защиты прямого действия (расцепители): электромагнитный рас-
цепитель — для защиты от к. з., тепловой — от перегрузки. Комбинированный
расцепитель состоит из электромагнитного и теплового расцепителей.
При выборе автоматических выключателей исходят из того, что его номиналь-
ное напряжение С7а,ном должно быть выше или равно номинальному напряжению
сети С7ПОМ:
ПОМ UНОМ'
Предельный допустимый ток автоматического выключателя /а,пр выбирают
большим максимального тока к. з. /к тах, проходящего по защищаемому эле-
менту:
А. пр ^к, max-
Номинальный ток расцепителя должен быть равен или больше длительного
максимального тока нагрузки /нг, тах, проходящего по защищаемому элементу,
с учетом возможной перегрузки:
1р, ном^ Air, max-
Ток уставки электромагнитного расцепителя /уст,э принимается на 20—30 %
выше наибольшего тока кратковременной перегрузки, возможной, например, при
пуске двигателей.
Ток уставки теплового расцепителя /уст,т отстраивается от /нг, тах Лгст.т
2= (1,25 -т- 1,5) /нг, тах-
Проверка надежности работы расцепителя производится по току к. з., про-
ходящему через расцепитель, в самой удаленной точке защищаемой цепи. В сетях
с изолированной нейтралью чувствительность электромагнитных расцепителей
автоматических выключателей проверяют по кратности тока двухфазного к. з.
в конце защищаемой зоны к /уст,э; в сетях с глухозаземленной нейтралью — то
же, но по кратности однофазного тока к. з.; k4 должен быть не меньше 1,5.
Неизбирательные автоматические выключатели обеспечивают защиту от к. з.
без выдержки времени, а от перегрузки — с выдержкой времени. Избирательные
автоматические выключатели действуют с выдержкой времени при к. з. и пере-
грузках.
При согласовании релейной защиты с предохранителями необходимо учиты-
вать разброс их характеристик. Для защит, имеющих независимую характери-
стику, ток срабатывания защиты 1Г,3 должен быть не меньше 1,3 /п,в,ном; Для
;защит с зависимой характеристикой /с,3 2s 1,4 /п.в.вом-
20-3. ЗАЩИТА ОТДЕЛЬНЫХ ЭЛЕМЕНТОВ СИСТЕМ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
В большинстве случаев устройства релейной защиты подключаются к цепям
тока и напряжения с помощью измерительных трансформаторов тока и напря-
жения. Последние в зависимости от требуемых технических условий соединяют
314
Релейная защита в системах электроснабжения
[Разд. 20
в различные электрические схемы. Основные сведения по защите отдельных эле-1
ментов систем электроснабжения приведены в табл. 20-1.
Таблица 20-1
Защита отдельных элементов системы электроснабжения
Характер повреждений элементов системы электроснабжения
Защищаемые
элементы
Генераторы мощно-
стью:
более 1000 кВт
менее 1000 кВт
Трансформаторы
иа напряжение
выше 2 кВ
Кабельные линии
на напряжение
2—10 кВ
Воздушные линии
на напряжение;
2—10 кВ
35 кВ
110—250 кВ
Сборные шины
Двигатели на нап-
ряжение:
до 1000 В
выше 1000 В
С/О2
С/О2
с/о
С/О3 4 * * 7
О/С8
С»о
О
О
1 Устанавливается при емкостном токе замыкания на землю в сети генераторного
напряжения 5 А н более н действует на отключение;! прн токах замыкания на землю
менее 5 А защита может не устанавливаться. Для сигнализации замыкания на землю
используется устройство контроля изоляции.
2 Защита должна действовать на сигнал. На гидроэлектростанциях без постоянного
обслуживающего персонала с меньшими выдержками времени — на сигнал и снижение
тока возбуждения, а с большими — на отключение генератора н АГП.
8 Устанавливается на турбогенераторах. Как правило, выполняется с действием на
сигнал, а на турбогенераторах с проволочными бандажами, повышенной вибрацией
н т. д. — на отключение.
4 Устанавливается только у гидрогенераторов и у двигателей постоянного тока,
если повышение частоты вращения может привести к опасности для жизни людей или
повреждению оборудования н значительным убыткам.
8 Устанавливается, когда это требуется по условиям работы, в сети с большим то-
ком замыкания на землю.
° Газовая защита устанавливается на трансформаторах мощностью 1000 кВ-А и вы-
ше; на цеховых трансформаторах мощностью 400 кВ-А и выше действует также при
понижении уровня масла.
7 Защита выполняется; а) на отключение, если это требуется по условиям техники
безопасности; б) на сигнал — в сложных сетях, где при помощи устройства контроля
изоляции не обеспечивается достаточно быстрое отыскание места повреждения;
в остальных случаях не устанавливается.
» Устанавливается только тогда, когда по режиму возможны опасные перегрузки.
§ 20-4]
Защита генераторов
315
Продолжение табл. 20-1
9 Устанавливается в сетях, где отыскание места повреждения при помощи устройств
контроля изоляции затруднительно.
ю Не устанавливается: а) прн повторно-кратковременном режиме работы; б) при
номинальном токе» меньшем 4 А, если защита осуществляется плавкой вставкой на 4 А;
в) прн длительном режиме, если перегрузка по условиям работы электропривода малове-
роятна (не перегружающиеся вентиляторы, центробежные насосы н т. п.).
11 Устанавливается: а) при недопустимости прямого включения в сеть; б) при недо-
пустимости самозапуска; в) у двигателей, отключение которых при прекращении пита-
ния необходимо для надежного самозапуска ответственных двигателей.
12 Для двигателей с малой длительностью пуска допускается в качестве защиты от
понижения напряжения использовать защиту от перегрузки.
13 Устанавливается только при токах замыкания на землю 10 А и более.
14 Может действовать и на разгрузку.
15 Защита действует на отключение при невозможности ресинхронизации илн автома-
тического повторного пуска и при выпадении из синхронизма.
Примечание. О — защита действует на отключение поврежденного элемента;
С — защита действует на сигнал.
20-4. ЗАЩИТА ГЕНЕРАТОРОВ
На генераторах, работающих па сборные шины генераторного напряжения,
мощностью более 1000 кВт устанавливается релейная защита от следующих ви-
дов повреждений и ненормальных режимов работы:
1) многофазных к. з. в обмотке статора и на ее выводах;
2) однофазных замыканий на землю в обмотке статора;
3) замыканий между витками одной фазы в обмотке статора;
4) замыканий на землю в двух точках цепи ротора (для турбогенераторов);
5) замыканий на землю в одной точке цепи ротора (для гидрогенераторов);
6) прохождения в обмотке статора тока выше номинального (сверхтока),
обусловленного внешним к. з.;
7) прохождения в обмотке статора тока, обусловленного симметричной пере-
грузкой;
8) повышения напряжения в обмотке статора (для гидрогенераторов).
Для защиты от многофазных к. з. в обмотке статора генератора устанавли-
вается быстродействующая продольная дифференциальная защита, действующая
на отключение. Сети генераторного напряжения в СССР работают с изолирован-
ной нейтралью и поэтому дифференциальная защита может выполняться на двух
фазах. Однако в этом случае не обеспечивается отключение генератора при двой-
ных замыканиях на землю (одно из замыканий в сети, другое — на фазе генера-
тора, не имеющей дифференциальной защиты). Поэтому дополнительно к двух-
фазной дифзащите предусматривают релейную защиту от замыканий на землю.
На генераторах мощностью 100 МВт и более с целью повышения надежности их
защиты целесообразнее устанавливать трехфазную дифзащиту. Для генераторов,
не имеющих выводов со стороны нейтрали статора, а также для генераторов мощ-
ностью до 1000 кВт, работающих параллельно с другими генераторами, преду-
сматривается, как правило, токовая отсечка без выдержки времени. Для генера-
торов мощностью до 1000 кВт, работающих изолированно, применяют макси-
мальную токовую защиту, устанавливаемую со стороны нейтрали генератора.
Для защиты генератора от однофазных замыканий на землю в обмотке ста-
тора применяется специальная высокочувствительная максимальная токовая за-
щита нулевой последовательности, которая при токах замыкания на землю 5 А
и менее выполняется с действием на сигнал, а при больших токах — на отклю-
чение генератора. Для увеличения чувствительности в этой защите применяются
специальные трансформаторы тока нулевой последовательности шинного (ТНПШ)
и кабельного (ТНП) типов с подмагничиванием. Расчетные уставки защиты выби-
раются в соответствии с табл. 20-2.
Для защиты от витковых замыканий на генераторах, имеющих параллельные
ветви иа фазу и выведенные концы этих ветвей (обмоток), применяется попереч-
316
Релейная защита в системах электроснабжения
[Разд. 20
Таблица 20-2
Основные технические данные защиты от замыканий на землю
Тип транс- форматора тока Данные защиты
от однофазных замыканий от двойных замыканий
Тип реле защиты • Вторичный ток срабаты- вания при ми- нимальной уставке ре- ле, А Тип реле защиты Ток срабаты- вания реле, А Первичный . ток срабаты- вания защи- ты, А
ТНПШ-1 ТНПШ-2 РТЗ-50 (примечание) 0,01 РТ-40 2,3 100—125
1,2
тнпш-з
ТНП-2 4,0
ТНП-4 3,3
ТНП-7
ТНП-2
ТНП-6
Примечание. Защита выполняется с помощью специального реле РТЗ-50, об-
ладающего высоким коэффициентом возврата п сопротивлением, обеспечивающим доста-
точную чувствительность.
ная дифзащнта, основанная на сравнении токов двух параллельных ветвей ста-
тора. В СССР получила распространение односистемная схема защиты, выполняе-
мая с помощью одного дифференциального реле, сравнивающего сумму токов
параллельных ветвей 7 трех фаз с такой же суммой токов параллельных ветвей 8
(рис. 20-1). Для предотвращения неизбирательной работы защиты при двойных
Рис. 20-1. Схема поперечной дифференциальной защиты генератора на опера-
тивном постоянном токе с одним токовым реле.
1 — реле тока типа ЭТ; 2 — фильтр для отстройки от воздействия гармоник, кратных
трем; 3 — реле указательное; 4 — переключающее устройство; 5 — реле промежуточ-
ное; 6 — трансформатор тока; 7,8 — параллельные ветви статора; 9 — импульс от дру-
гих защит; 10 — действие на сигнал.
Таблица 20-3
Выбор и расчет защиты генераторов напряжением выше 1000 В
Характер повре- ждения или нару- шения нормаль- ного режима ра- боты Наименование и исполнение защиты Уставка времени, с Защита отстраива- ется от Расчетная формула оп- ределения параметра срабатывания защиты Значения коэффициентов Зона действия защиты
Многофазное К. 3. Продольная диф- ференциальная 0 Номинального то- ка. генератора / — Ь ^иом С,р И^,Т &й=1,3 для за- щиты, выпол- ненной с реле (РНТ или РТ); £н = 1,5 для за- щиты, выпол- ненной с дру- гими типами реле От нейтрали генераторов до выключателя. Для гидрогене- раторов зона действия огра- ничивается вы- водами генера- тора
Токов небаланса при внешних к. з. 7 h Л16 max /С.р «Н- Кт, т (примеч. 1) йн=1,4 —1,5
Замыкания на землю Максимальная то- ковая защита ну- левой последова- тельности 0,5-1,5 (примеч. 2) См. табл. 20-2 Обмотка ста- тора
§ 20-4] Защита генераторов
05
Характер пов- реждения или нарушения нор- мального режима работы Наименование и исполнение защиты Уставка времени, с Защита отстраива- ется от
Витковое за- мыкание Поперечная диф- ференциальная при двух ветвях на фазу в статоре 0' Максимального то- ка небаланса
Сверхтоки при внешних к. з. Фильтровая об- ратной последо- вательности (примеч. 3) Номинального то- ка генератора
Максимальная то- ковая с пуском от реле минималь- ного напряжения Номинального то- ка генератора
То же Режима самозапус- ка двигателей и асинхронного ре- жима работы
Перегрузка Максимальная то- ковая в одной фа- зе (примеч. 4) До 10 Номинального тока генератора
Продолжение табл. 20-3
со
00
Расчетная формула оп- ределения параметра срабатывания защиты Значения коэф- фициентов Зона действия защиты
/с,р = (0,2 4-0,4)^ Обмотка ста- тора
/С.Р= (0,34-0,7) &Т, «г От нейтрали генератора до точки к. 3.
т h Л1ОМ. с,р Н^воз^г,т йн= 1,34-1,4
Для турбогенераторов U с, з = (0,5 4- 0,6)£/иом Для гидрогенераторов Uс. з = (0,64-0,7) (7И0М
/ — ъ ^ыом * с» р — дн Т «т, т йн= 1,24-1,25 1 Генератор
Релейная защита в системах электроснабжения [Разд. 20
Продолжение табл, 20-3
Характер пов- реждения или нарушения нор- мального режима работы Наименование и исполнение защиты Уставка времени, с Защита отстраи- вается от Расчетная формула оп- ределения параметра срабатывания защиты Значения коэф- фициентов Зона действия защиты
Замыкание на землю в одной точке обмотки ротора Сигнализация за- мыкания на землю в одной точке — — — — Обмотка ротора гидрогенератора
Замыкание на землю в двух точках обмот- ки ротора Максимальная то- ковая по схеме моста — — — — Обмотка ротора турбогенератора
Повышение напряжения Максимального напряжения 0,5 Кратковременного повышения напряжения t/c.3 = (1,5-5-1,7) f/иом —
Примечания! 1. Выбор уставок срабатывания реле по первому способу обычно обеспечивает его отстройку от токов неба-
ланса. Для уменьшения токов небаланса в схемах продольной дифзащиты применяют специальные токовые реле, включающие в себя
НТ или дополнительные резисторы.
2. Защита выполняется с выдержкой времени 0,5 — 1,5 с, для того чтобы при выборе тока срабатывания защиты ие учитывать пе-
реходных емкостных токов генератора при внешних замыканиях на землю.
3. На одну ступень больше, чем выдержка времени у выключателей отходящих линий, трансформаторов и двигателей генератор-
ного напряжения.
4. На гидростанциях без постоянного дежурного персонала защита с меньшими выдержками времени должна действовать на
сигнал и снижение тока возбуждения генератора» а с большей выдержкой времени — на отключение выключателей генератора и АГП.
5. Трансформаторы тока во всех случаях выбираются по току первичной обмотки в нормальном режиме работы установки. / —
ток срабатывания реле; ^ном — ток нагрузки генератора при номинальном режиме работы; Uc>3 — напряжение срабатывания защиты;
^иом — номинальное напряжение генератора; feBO3 — коэффициент возврата реле; kTT — коэффициент трансформации трансформатора
тока; k„ — коэффициент надежности; /иЛ — наибольший ток небаланса.
** но щах
§ 20-4] Защита генераторов
со
^0
320
Релейная защита в системах электроснабжения
[Разд. 20
Рис. 20-2. Схема защиты на постоянном оперативном токе турбогенератора
6—10 кВ мощностью выше 1000 кВт с соединением обмоток статора в звезду.
1—3 — трансформаторы тока; 4 — трансформатор тока нулевой последовательности
типа ТНПШ; 5, 8, //, 7, 14, 17, 18 — реле тока; 6 — добавочное сопротивление для сни-
жения тока небаланса (5, 6 — продольная дифференциальная защита); 9, 15, 21 — реле
промежуточные; 10, 12, 19 — реле времени; 8—10 — защита от замыканий на землю,
выполненная с ТНПШ; 13 — фильтр-реле тока обратной последовательности; 16 — реле
напряжения; //—(3 — токовая защита обратной последовательности с приставкой для
действия при трехфазных к. з. (реле 14 и 16); 17—19 — защита от перегрузки, выпол-
ненная с помощью реле тока, включенных соответственно на ток обратной последова-
тельности и фазный ток; 20 — реле промежуточное (сигнализация нарушения сетей на-
пряжения); 22 — реле промежуточное (входное реле защиты); 23 — резистор типа ПЭ;
24 — реле указательное; 25 — к измерительным приборам; 26 — к устройству компаун-
дирования; 27 — к защите шин 6—10 кВ; 28 — на сигнал с выдержкой времени; 29 —
к выходным РП защиты трансформатора; 30 — на сигнал; 31 — от защиты шип 6 — 10 кВ,
§ 20-4]
Защита генераторов
321
замыканиях на землю в цепи обмотки
возбуждения генератора эта защита
должна переводиться на сигнал при
появлении в цепи возбуждения гене-
ратора одного замыкания на землю.
Для защиты цепей возбуждения
(ротора) генератора от замыкания на
землю предусматривают специальную
релейную защиту; действие ее основа-
но на принципе моста постоянного то-
ка, плечи которого составляют сопро-
тивления цепи возбуждения и специа-
льного потенциометра. Защита вклю-
чается в работу только при появлении
устойчивого замыкания на землю в од-
ной точке цепи возбуждения и являет-
ся защитой от появления второго за-
мыкания иа землю в цепи возбужде-
ния. Защита предусматривается в од-
ном комплекте на всю станцию, ко-
торый выполняется переносным. При
замыкании на землю в одном месте
цепи возбуждения генератор может
продолжать работать. В измеритель-
ной цепи устанавливается максималь-
ная токовая защита, действующая на
сигнал, а на турбогенераторах с по-
вышенной вибрацией — на отключе-
ние.
Для защиты от прохождения в об-
мотке статора генератора тока выше
номинального, обусловленного внеш-
ним к. з., применяется максимальная
токовая защита с выдержкой времени
и с блокировкой от реле минимального
напряжения, или фильтровая защита
обратной последовательности, имею-
щая большую чувствительность, ре-
зервирующая основные защиты гене-
ратора и непосредственно реагирую-
щая на опасные для ротора генера-
тора токи обратной последовательно-
сти.
Для защиты обмотки статора ге-
нератора от симметричной перегрузки
предусматривается максимальная то-
ковая защита, устанавливаемая в од-
ной фазе, действующая с выдержкой
времени; фильтровая защита обратной
последовательности, применяемая для
защиты генератора от внешних к. з., используется также для защиты генератора
от несимметричных перегрузок.
Для защиты гидрогенераторов от повышения напряжения предусматривается
защита максимального напряжения с выдержкой времени, действующая на от-
ключение генератора. На турбогенераторах эта защита не устанавливается.
В табл. 20-3 приведены основные сведения по выбору и расчету релейной
защиты генераторов напряжением выше 1000 В.
11 под ред. А. А. Федорова, Г. В. Сербииовского
322
Релейная защита в системах электроснабжения
[Разд. 20
Для генераторов мощностью 1000 кВт и менее должны предусматриваться те
же устройства релейной защиты, что и для генераторов мощностью выше 1000 кВт,
кроме пп. 3, 6, 7 и 8.
Защиту генераторов мощностью 1000 кВт и ниже и напряжением до 1000 В
с незаземленной нейтралью от всех видов повреждений и ненормальных режимов
допускается осуществлять установкой на выводах автоматического выключатся
с максимальными расцепителями пли выключателя с максимальной токовой за-
щитой в двухфазном исполнении.
Для указанных генераторов, но с глухозаземленной нейтралью, защита
должна предусматриваться в трехфазном исполнении или в дополнение к защите
в двухфазном исполнении должна предусматриваться максимальная токовая за-
щита нулевой последовательности (она может быть выполнена с одним ТНП).
Для генераторов мощностью 1000 кВт и ниже напряжением до 1000 В, рабо-
тающих параллельно с другими генераторами или электрической системой и
повышенными требованиями к надежности и избирательности действия защиты
в случае внутренних повреждений допускается дополнительно устанавливать
токовую отсечку без выдержки времени со стороны выводов к сборным шинам.
На рис. 20-2—20-6 приведены принципиальные схемы защиты генераторов.
Некоторые сведения по этим схемам даны ниже.
Блокировка защиты от замыканий на землю (рис. 20-2) от внешних к. з,
осуществляется при помощи реле 2П, которое срабатывает при внешних к. з.
6-10кВ
Рис. 20-3. Схема максимальной токовой защиты с блокировкой минимального
напряжения и защиты от перегрузки на постоянном токе.
1,6 — реле тока; 2 — реле напряжения; 3 — реле промежуточное; 4. 5, 7 — реле вре-
мени (/ — 4 максимальная токовая защита с блокировкой минимального напряжения;
6, 7 — защита от перегрузки); 8 — вспомогательный контакт выключателя ВВ; 9 — на
сигнал; 10 — к регулятору напряжения.
§ 20-5]
Защита силовых трансформаторов
323
и размыканием своего контакта выводит защиту из действия. К ТНПШ подклю-
чена также защита от двойных замыканий на землю (реле 2Т), действующая на
отключение генератора без выдержки времени. Для исключения длительного
самоудерживания реле 12 после отключения генератора при несимметричном
к. з., сопровождающемся снижением напряжения и срабатыванием реле 16, пре-
дусмотрено реле 15. Для предотвращения ложного действия защиты обратной
последовательности при нарушении в цепях измерительных приборов приборы
включаются в цепь через промежуточные трансформаторы тока.
Реле 5 (рис. 20-3) предназначено для сигнализации о неисправностях в це-
пях напряжения; вспомогательный контакт 8 подает питание на реле времени 5
и необходим для предотвращения действия сигнализации при отключенном гене-
раторе.
Схема защиты (рис. 20-4) дана для случая, когда емкостный ток сети генера-
тора меньше 5 А, в связи с чем защита от замыканий на землю не предусматри-
вается. Дифференциальная защита выполнена трехфазной для обеспечения ее
действия при замыканиях между фазами и при двойных замыканиях на землю;
схема дана для автоматизированной гидростанции, где предусмотрено автомати-
ческое пожаротушение, в связи с чем защита действует на включение последнего
и отключение выключателя. На генераторе установлено устройство автоматиче-
ской разгрузки; при неэффективности разгрузки это устройство действует па
отключение генератора с выдержкой времени, создаваемой реле 16.
При токе замыкания на землю более 5 А (рис. 20-5) реле 6 действует на от-
ключение.
Реле 15 (рис. 20-6) предназначено для блокировки защиты от замыканий на
землю, пускается от реле 9 при несимметричных к. з. и от реле 5 — при симмет-
ричных к. з. Конденсатор С создает задержку возврата блокировки после отклю-
чения к. з. Промежуточные реле 18, 19 установлены для повышения надежности
релейной защиты, на 18 действуют основные защиты генератора, на 19 —резерв-
ные. Резистор R необходим для увеличения тока в указательных реле до значения,
достаточного для их действия.
20-5. ЗАЩИТА СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ
Для силовых трансформаторов с обмоткой высшего напряжения больше 1000 В
предусматривается релейная защита от следующих видов повреждении и ненор-
мальных режимов работы:
1) многофазных замыканий в обмотках и на их выводах;
2) внутренних повреждений (витковых замыканий в обмотках и «пожара
стали» магпитопровода);
3) однофазных замыканий иа землю;
4) сверхтоков в обмотках, обусловленных внешними к. з.;
5) сверхтоков в обмотках, обусловленных перегрузкой (если она возможна);
6) понижения уровня масла.
При выполнении защит трансформатора необходимо учитывать некоторые
особенности его нормальной работы: броски тока намагничивания при включе-
нии трансформатора под напряжение, влияние коэффициента трансформации и
схем соединения обмоток трансформатора.
Для защиты от многофазных замыканий в обмотках и на выводах трансфор-
маторов мощностью 6300 кВ-А и выше, работающих одиночно, мощностью
4000 кВ-А и выше, работающих параллельно, а также мощностью 1000 кВ-А
и выше, если токовая отсечка не обеспечивает необходимой чувствительности
(k4 < 2), максимальная токовая защита имеет выдержку времени более 0,5 с
и отсутствует газовая защита, предусматривается продольная дифференциальная
защита с циркулирующими токами, действующая на отключение выключателей
силового трансформатора без выдержки времени. Особенностью дифзащиты тран-
сформаторов по сравнению с дифзащнтой генераторов, линий и т. п. является
11*
324
Релейная защита в системах электроснабжения
[Разд. 20
неравенство первичных токов разных обмоток трансформатора и их несовпаде-
ние в общем случае по фазе.
Для компенсации сдвига токов по фазе вторичные обмотки трансформаторов
тока, установленных со стороны звезды силового трансформатора, соединяют
в треугольник, а вторичные обмотки трансформаторов тока, установленных со
стороны треугольника силового трансформатора, — в звезду. Компенсация не-
равенства первичных токов достигается правильным подбором коэффициентов
трансформации трансформаторов тока. Когда нельзя подобрать коэффициент тран-
сформации трансформаторов тока таким образом, чтобы разность вторичных то-
ков в плечах днфзагцнты была меньше 10 % (так как трансформаторы тока имеют
§ 20-5]
Защита силовых трансформаторов
325
стандартное значение коэффициента трансформации), при выполнении защиты
для компенсации неравенства токов используют дифференциальные реле типа
РНТ, реже — выравнивающие трансформаторы и автотрансформаторы.
Если не предусматривается продольная дифференциальная защита (как пра-
вило, на одиночно работающих трансформаторах мощностью ниже 6300 кВ-А и
параллельно работающих трансформаторах мощностью ниже 4000 кВ-A), то
в этих случаях со стороны источника питания устанавливается токовая отсечка
без выдержки времени, охватывающая часть обмотки трансформатора. На рабочих
и резервных трансформаторах собственных нужд тепловых электростанций при-
меняется продольная дифзащита, при мощности 4000 кВ-А допускается токовая
Рис. 20-4. Схема защиты на постоянном оперативном токе гидрогенератора 3—
10 кВ мощностью выше 1000 кВт с соединением обмотки статора в звезду.
1—4 — трансформаторы тока; 5 — реле тока типа РНТ с насыщающимся трансформато-
ром; 6, 13 — реле тока; 7, // — реле напряжения; 8, 9, 15, 17, 18 — реле промежуточ-
ные; 10. 14 — реле времени (6, 7, 9, 10 — максимальная токовая защита с пуском мини-
мального напряжения от внешних токов к. з.; 8 — сигнализация нарушения цепей на-
пряжения); 12 — реле времени (защита от повышения напряжения); 16 — реле времени
(защита от перегрузки); 19 — реле указательное; 20 — к измерительным приборам; 21 —
к корректору регулятора возбуждения; 22 — к защите шин 6—10 кВ; 23 — к станции
автоматики; 24 — к устройству компаундирования; 25 — от устройства автоматической
разгрузки; 26 — на сигнал с выдержкой времени; 27 — к защитам повышающих тран-
сформаторов от внешних к. з.; 28 — от реле аварийного сброса; 29 — к устройству авто-
матического тушения пожара; 30 — к реле остановки турбин; 31 — к АГП генератора;
32 — к АГП возбудителя; 33 — на сигнал.
326
Релейная защита в системах электроснабжения
[Разд. 20
Рис. 20-5. Схема защиты на постоянном оперативном токе генератора мощностью
менее 1000 кВт при отсутствии выводов со стороны нулевой точки и при приме-
нении реле с зависимой характеристикой и отсечкой.
/ — трансформатор тока; 2 — трансформатор тока типа ТНП; 3 — реле тока типа РТ-80;
4 — реле тока; 5 — реле промежуточное; 6 — реле указательное; 7 — на сигнал.
отсечка. Наиболее простой схемой выполнения продольной дифзащиты является
дифференциальная токовая отсечка, которая применяется в случаях, когда она
удовлетворяет требованиям чувствительности. Если это условие не выполняется,
в продольной дифзащите используют реле типа РЫТ. Реле РНТ имеют насыщаю-
щиеся трансформаторы (НТ), обеспечивающие снижение токов, обусловленных
бросками тока намагничивания, и токов небаланса, возникающих во время пере-
ходного процесса при внешних к. з., и компенсирующие неравенство вторичных
токов трансформаторов тока.
На трансформаторах с регулированием напряжения под нагрузкой или мно-
гообмоточных трансформаторах с несколькими питающими обмотками, когда
вследствие больших токов небаланса в реле при внешних к.з. защита с насы-
щающимися трансформаторами не обеспечивает требуемой чувствительности,
предусматривается дифзащита с торможением и установкой реле типа ДЗТ или
их заменяющими. Предварительно защита рассчитывается для случая примене-
ния реле без торможения. Если она оказывается недостаточно чувствительной,
применяют реле с минимальным числом тормозных обмоток, обеспечивающих
требуемую чувствительность. Расчет защиты с реле типа ДЗТ приведен в [1].
Ток срабатывания продольной дифзащиты должен быть отстроен от токов намаг-
ничивания и токов небаланса.
В общем случае ток небаланса равен:
Лгб — Л1б. т, т 4- Л1б> ат + Л1б, т + ^иб. регй
§ 20-5]
Защита силовых трансформаторов
327
где Тцб.т.т — ток небаланса, вызванный различными характеристиками тран-
сформаторов тока; /„б,ат — ток небаланса, обусловленный током намагничива-
ния автотрансформатора; 7нб,т — ток небаланса, обусловленный током намагни-
чивания силового трансформатора; 7^,6.per — ток небаланса, обусловленный из-
менением коэффициента трансформации силовых трансформаторов.
Для защиты от внутренних повреждений (витковых замыканий в обмотках,
сопровождающихся выделением газа) и от понижения уровня масла на трансфор-
маторах мощностью 6300 кВ-А и выше, а также на трансформаторах мощностью
1000—4000 кВ-А, не имеющих дифзащиты или отсечки, и если максимальная
токовая защита имеет выдержку времени 1 с и более, применяется газовая защита
с действием на сигнал при слабых и на отключение при интенсивных газообразо-
ваниях. Применение газовой защиты является обязательным на внутрицеховых
трансформаторах мощностью 630 кВ-А и выше независимо от наличия других
быстродействующих защит.
Газовая защита устанавливается на трансформаторах, автотрансформаторах
и реакторах с масляным охлаждением, имеющих расширители, и осуществляется
с помощью поплавковых, лопастных и чашечных газовых реле. Газовая защита
является единственной защитой трансформаторов от «пожара стали» магиито-
провода, возникающего при нарушении изоляции между листами стали.
Допускается действие газовой защиты па сигнал как при слабом, так н при
сильном газообразовании на трансформаторах, имеющих дифзащиту или отсечку,
не имеющих выключателей, а также на внутрицеховых мощностью 1600 кВ-А и
меньше при наличии защиты от к. з. со стороны источника питания.
Для защиты от однофазных замыканий на землю повышающих трансформа-
торов мощностью 1000 кВ • А и более, присоединенных к сетям с большими токами
замыкания на землю, а также на понижающих трансформаторах с заземленной
нейтралью предусматривается максимальная токовая защита нулевой последо-
вательности от токов внешних замыканий на землю, действующая на отключение.
В связи с широким применением трансформаторов 6—10/0,4—0,23 кВ со
схемой соединения обмоток треугольник — звезда, имеющих глухозаземленную
нейтраль на стороне 0,4 кВ, у которых реактивное и активное сопротивления
нулевой последовательности равны сопротивлениям прямой последовательности,
токи однофазных к. з. на стороне 0,4 кВ будут равны токам трехфазных к. з. при
к. з. на зажимах трансформатора или вблизи них. При этих токах может работать
максимальная токовая защита, установленная на стороне ВН, с достаточной чув-
ствительностью, и защиту в нейтрали трансформатора допустимо не устанавли-
вать, оставив ее только для защиты трансформатора при схеме блока трансфор-
матор — магистраль при протяженном шинопроводе магистрали. Ток срабатыва-
ния реле защиты от однофазных к. з. трансформаторов при к. з. на стороне 0,4 кВ
(защита присоединена к трансформатору тока в пулевом проводе у нейтрали тран-
сформатора) должен составлять для соединения обмоток:
У/Уц ^С. р = 0,25ЙНЙП/НОМ, т/^ВОЗ^Т. Т>
Д/УН, У^и Л. Р ” 0»/5&дйп/ном> т/^воз^т. т>
где ka — коэффициент надежности, равный 1,15—1,25; /гп — коэффициент, учи-
тывающий перегрузку и равный 1,3 для масляных и 1,4 для сухих трансформа-
торов при отсутсгвии расчетных данных; kB03 — коэффициент возврата реле;
йт.т — коэффициент трансформации трансформатора тока; /НОм.т — номиналь-
ный ток силового трансформатора.
В сетях с малыми токами замыкания на землю защита от однофазных замы-
каний на землю с действием на отключение устанавливается на трансформаторах
в том случае, если такая защита имеется в сети.
Рис. 20-6. Полная схема защиты турбогенератора мощностью 60—100 МВт,
/ — продольная дифференциальная защита в трехфазном исполнении О реле типа
землю с ТНП с подмагничиванием с грубым и чувствительным реле (/, 2, 3, 4 — релей
щита с блокировкой минимального напряжения от внешних трехфазных к. з.; 7, 8, 9
и внешних к. з.; 10 — защита от симметричной перегрузки с действием на сигнал; // —
для контроля за изоляцией статора при работе генератора на х. х.; 13 — указательное
/7 — реле напряжения; 21 — к измерительным приборам; 22 — к АРВ; 23 — к защите
от технологических защит; 27 — на отключение секционного выключателя; 28 — иа сиг
33 — остановка
§ 20-5]
Защита силовых трансформаторов
329
работающего на шины генераторного напряжения,
Р'НТ-565; 2 — поперечная дифференциальная защита; 3, 4 — защита от замыканий на
ная защита от повреждении в статоре); 5, б — однофазная максимальная токовая за-
трехступенчатая защита обратной последовательности от несимметричных перегрузок
вольтметр, включенный на напряжение 3трансформатора напряжения типа ТН2,
реле; 12, 15, 18, 19, 20 — промежуточные реле; 14 — реле времени; 16 — реле тока;
шнн 6—10 кВ; 24 — к возбудителю; 25 — на отключение форсировки возбуждения; 26 —
нал; 29 — от защиты шин 10 кВ; 30 — к защите; 31 — от АГП; 32 — отключение АГП;
турбины.
азо
Релейная защита в системах электроснабжения
[Разд. 20
Для защиты понижающих трансформаторов от токов, обусловленных внеш-
ними к. з., предусматривается максимальная токовая защита без пуска или с пус-
ком от реле минимального напряжения, действующая на отключение выключа-
теля. Вследствие низкой чувствительности максимальная токовая защита без
пуска от реле минимального напряжения применяется только на трансформаторах
мощностью до 1000 кВ-А.
Для защиты повышающих трансформаторов от внешних к. з. применяется
максимальная токовая защита с пуском от реле минимального напряжения или
токовая защита нулевой последовательности.
Максимальная токовая защита с пуском от реле минимального напряжения
для повышающих многообмоточных трансформаторов получается довольно слож-
ной (из-за наличия нескольких комплектов реле минимального напряжения) и
недостаточно чувствительной по току. В этом случае применяется токовая защита
нулевой последовательности. Последняя рекомендуется на повышающих тран-
сформаторах мощностью 1000 кВ-А и более с глухозааемленной нейтралью.
Если защита повышающих трансформаторов не обеспечивает требуемой чувст-
вительности, то для защиты трансформаторов допускается использовать токовые
реле соответствующей защиты генераторов.
В ряде случаев для защиты мощных трансформаторов применяется токовая
защита обратной последовательности, которая легко согласуется с аналогичной
защитой генераторов.
На многообмоточных трансформаторах с питанием с нескольких сторон для
обеспечения избирательности действия защита выполняется направленной. •
Для защиты от перегрузки параллельно работающих нескольких трансфор-
маторов мощностью по 400 кВ-А и более, а также при раздельной работе и на-
личии АВР предусматривается однофазная максимальная токовая защита, дей-
ствующая на сигнал.
На необслуживаемых подстанциях защита может выполняться с действием
на автоматическую разгрузку или отключение трансформатора.
Защита трансформаторов напряжением 35—6/0,4—0,23 кВ, мощностью
1000/1600 кВ-А (1600 кВ-А при вторинном напряжении 0,69 кВ) и ниже имеет
следующие особенности. Для защиты трансформаторов мощностью до 1000 кВ-А
при напряжении 10 кВ и не более 4000 кВ-А при напряжении 35 кВ от внутрен-
них повреждений и междуфазных к. з. на выводах может применяться токовая
защита плавкими предохранителями типа ПК (для наружных установок напря-
жением 35 кВ — типа ПСН). При выборе плавкой вставки предохранителя необ-
ходимо согласовывать ее характеристики с характеристиками релейной защиты
на отходящих линиях.
Применение плавких предохранителей типа ПК для защиты цеховых тран-
сформаторов, особенно ггрн последовательном включении их с выключателями
нагрузки, значительно упрощает и удешевляет всю установку.
Защита трансформаторов без выключателей на стороне высшего напряжения
также имеет свои особенности. В схемах тупиковых и отпаечных подстанций иа
стороне высшего напряжения 35 и 110 кВ вместо выключателей устанавливаются
короткозамыкатели с отделителями. В этом случае при повреждении трансфор-
матора его защита действует на включение короткозамыкателя для создания искус-
ственного к. з. однофазного — в сетях с большими токами замыкания на землю
и двухфазного — в сетях с малыми токами замыкания па землю. При этом дей-
ствует зашита линии, отключающая линейный выключатель, затем отключается
трехфазный отделитель, отсоединяющий поврежденный трансформатор, и произ-
водится АПВ линии.
Для предотвращения возможной работы трансформатора на двух фазах после
действия АПВ линии на стороне низшего напряжения трансформатора следует
установить защиту напряжения обратной последовательности, действующую
с выдержкой времени на отключение выключателя низшей стороны.
В табл. 20-4 даны основные сведения по выбору и расчету защит силовых
трансформаторов напряжением 220—35/35—6 кВ.
т а б л и ц а 20-4
Выбор и расчет защиты силовых трансформаторов на напряжение 220-35/35-6 кВ
Характер повреж- дения или наруше- ния нормального режима работы Мощность трансформатора. кВ-А Наименование и исполнение защиты Параметры срабатывания
С чем согласуется защита Расчетная формула определения параметра срабатывания защиты Значения коэффи- циентов
Многофазное к. з. в обмотках трансформатора и на его выводах 10 000 и выше; 6300 и выше на трансформаторах, ра- ботающих параллель- но, н на трансформа- торах собственных нужд; 1000-63 000 (токовая отсечка не удовлетво- ряет требованиям чув- ствительности) Дифференциаль- ная отсечка Отстраивается от токов намагничива- ния и небаланса при внешних к. з. Лшм, т ;с.Р=Йн^т (примеч. 1) йн = 3~4
Дифференциаль- ная с токовыми реле типа РНТ Отстраивается от тока периодической составляющей тока небаланса ном,т Zc,p-*H£T>T йн = 1,4-2
Дифференциаль- ная с реле, име- ющими торможение — Zc, p = f (Zt, о) (примеч. 4) —
На всех трансфор- маторах, где не пре- ду см атр и в ается диф- защита Максимальная токовая отсечка со стороны питания (и максимальная токовая защита с выдержкой времени со стороны прием- ников электроэнер- гии) Отстраивается от максимального тока к. з. при к. з. за трансформатором Ъ I сх к тах с, р ~k к т, т feH = l,3—1,6 (в зависимос- ти от типа то- ковых реле)
Отстраивается от броска намагничи- вающего тока при включении транс- форматора под на- пряжение S 1 О ь S -се II а £н = 3-5
§ 20-5] Защита силовых трансформаторов
Характер повреж- дения пли наруше- ния нормального режима работы Мощность трансформатора, кв-А Наименование и исполнение защиты
Витковые замы- кания и другие по- вреждения внутри кожуха трансфор- матора, связанные с выделением газа и понижением уро- вня масла 10000 и выше; 1000—6300 и выше прн отсутствии быстро- действующей защиты; внутрицеховые тран- сформаторы Газовая
Однофазные за- мыкания на землю на стороне высшего напряжения 1000 и выше на по- вышающих трансфор- маторах и понижаю- щих трансформаторах, присоединенных к сети с большим током за- мыкания на землю, при заземленной ней- трали Максимальная токовая нулевой последовательности
Однофазные за- мыкания на землю со стороны низшего напряжения 400 и выше на по- нижающих трансфор- маторах с соединением обмоток звезда—звезда с заземленной нейтра- лью Защита от токов, обусловленных вне- шними к. з. и спе- циальная защита нулевой последова- тельности
Сверхтоки при внешних к. з. Повышающие транс- форматоры с двусто- ронним питанием Максимальная токовая с пуском от реле минималь- ного напряжения
Продолжение табл. 20-4
Параметры срабатывания
С чем согласуется защита Расчетная формула определения параметра срабатывания защиты Зиачеиия коэффициен- тов
При заземлен- ной нейтрали тран- сформатора с защи- той всей сети
С токовыми от- сечками на двига- телях — —•
Отстраивается от номинального тока трансформатора kn Iном, т С’ Р Йвоз &т,т йн = 1,1-5-1,2 ^ВОЗ = 0>^5
ьо
Релейная защита в системах электроснабжения [Разд. 20
Характер повреж- дения или наруше- ния нормального режима работы Мощность трансформатора, кВ «А Наименование и исполнение защиты
Фильтровая об- ратной последова- тельности
Понижающие транс- форматоры мощностью выше 1000 Максимальная то- ковая с пуском от реле минимального напряжения
Максимальная токовая (примеч. 2)
Продолжение табл. 20-4
Параметры срабатывания
С чем согласуется защита Расчетная формула определения параметра срабатывания защиты Значения коэффициен- тов
Напряжение сра- батывания из усло- вия возврата реле при минимальном рабочем напряже- нии Up mln С’ Р kl! &БОЗ &т,н /гн = 1,14-1,2 квоз —
Отстраивается от токов небаланса; токов, возникаю- щих при обрыве фазы линий; защита согласуется по чув- ствительности с за- щитами других эле- ментов /с,р = (0,54-0,8)^^ »г \ «т,т
Прн заземленной нейтрали трансфор- матора с защитой всех сетей См. эту же защиту для повышающих трансформаторов —
Отстраивается от максимальных то- ков нагрузки; из условия возврата реле после сниже- ния тока до макси- мального тока на- грузки foi/нг max С’ Р &В03 &т,т feH = 1,14-1,2 квоз — 0,85
§ 20-5] Защита силовых трансформаторов
Продолжение табл. 20-4
Характер повреж- дения или наруше- ния нормального режима работы Мощность трансформатора, кВ-А Наименование и исполнение защиты Параметры срабатывания
С чем согласуется защита Расчетная формула определения параметра срабатывания защиты Значения коэффициен- тов
До 1000 на повы- шающих и понижаю- щих трансформаторах Максимальная токовая То же
Перегрузка Все трансформаторы, имеющие релейную за- щиту, если по режиму работы возможны дли- тельные опасные для трансформатора пере- грузки Максимальная токовая с одним реле в одной фазе Из условия воз- врата токового реле при номинальном токе трансформа- тора S о ® о *££ И II О. &н = Ь05 &воз = 0,85
Примечания! 1. Трансформаторы тока, на которые включается дифзащнта, должны удовлетворять кривым 10%-ной погреш-
ности. Прн этих условиях ток срабатывания реле, выбранный по условиям отстройки от тока намагничивания, обеспечивает отстройку
и от токов небаланса.
2. При выборе уставок максимальной токовой защиты трансформатора, питающего двигатель, ток срабатывания реле выбирается
из условий отстройки от режима самозапуска двигателей. В этом случае ток срабатывания реле максимальной токовой защиты
определяется по формуле
г ^н^сх^с.з ^нг max
р =---------т---т--------,
КТ, ТК воз
где &н=1,2—1,4 в зависимости от типов реле, на которых выполнена защита; &воз —коэффициент возврата (feBO3 =0,85 для реле типа ЭТ;
£воз=0.7 Для Реле типа ртв)» &сх~К0ЭФФициент схемы; kC3 — коэффициент, учитывающий токи самозапуска двигателей.
3. При наличии у трансформатора выносного добавочного трансформатора для регулирования напряжения под нагрузкой необ-
ходимо дополнительно к указанным защитам предусматривать следующие защиты: газовую защиту добавочного трансформатора; токо-
вую защиту с блокировкой или торможением при внешних к. з.: днфзащнту. охватывающую трансформатор без его регулирующей
части, или максимальную защиту нулевой последовательности, охватывающую обмотку основного трансформатора и соединенную
последовательно с ней обмотку добавочного трансформатора.
4. /ном т — номинальный ток трансформатора; /к тах — максимальный ток к. з. при к. з. за трансформатором; —минималь-
ное рабочее напряжение; /нг тах —максимальный ток нагрузки.
Релейная защита в системах электроснабжения [Разд. 20
§ 20-5]
Защита силовых трансформаторов
335
На рис. 20-7—20-12 приведены принципиальные схемы защиты трансформато-
ров. Некоторые сведения по этим схемам даны ниже.
Для надежности работы реле трансформаторы тока (рис. 20-7) соединяются
последовательно по два на фазу. Газовая защита выполнена с самоудерживанием
выходного промежуточного реле для обеспечения надежного отключения силового
трансформатора при кратковременном замыкании контактов газового реле; сня-
тие самоудерживания осуществляется вспомогательными контактами коротко-
замыкателя 110—35 кВ. Токовая отсечка из-за ограничения числа реле, встроен-
ных в привод, для трансформатора не предусмотрена; для быстрого отключения
повреждений в трансформаторе предусматривается газовая защита.
Рис. 20-7. Схема защиты на переменном оперативном токе трансформатора НО—
35/6—10 кВ на ответвлении от линии с короткозамыкателем и отделителем мощ-
ностью 10 000 кВ-А и менее для одиотрансформаторных подстанций, а также
двухтрансформаторных подстанций при раздельной работе трансформаторов на
стороне 6—10 кВ.
1 — отделитель; 2 — короткозамыкатель; 3 — выключатель с дистанционным приводом;
4 — встроенный трансформатор тока на стороне ВН; 5 — трансформатор тока 6—10 кВ;
6 — реле типа РТ-80 (защита от перегрузки); 7 — реле газовое; 8 — реле промежуточ-
ное; 9, 10 — реле указательное; 11 — переключающее устройство (7 — 11 — газовая за-
щита); 12—15 — реле тока типа РТВ (12, 13 — максимальная токовая защита со сто-
роны НН); 16t 17 — катушки отключения; 18 — добавочное сопротивление; 19 — на
сигнал; 20 — к измерительным приборам.
336
Релейная защита в системах электроснабжения [Разд. 20
Рис. 20-8. Схема защиты на оперативном постоянном токе трансформатора НО—
наличии расщепленного
/ — 4 — выключатели соответственно НО, 6—10, 35 кВ; 5,6 — трансформаторы тока,
матор тока, встроенный в выключатель 35 кВ; 10 — реле тока типа РНТ; //, 16, 19, 27 —
10, 11 — дифференциальная защита: 13, 17, 24 — реле тока; 14 — реле времени; 15 —
реле времени (17—19 — максимальная токовая защита стороны 6—10 кВ для первого
ная токовая защита второго ответвления 6—10 кВ); 23— реле времени (реле, действую
щита от перегрузки: 26 — реле газовое; 28 — испытательный блок; 29 — к измеритель
теля 4; 32 — запуск АПВ выключателя 4; 33 — к защите шин ПО кВ; 34 — от защиты
§ 20-5]
Защита силовых трансформаторов
337
Реле времени 14 (рис. 20-8) создает две выдержки времени; с первой дейст-
вует на отключение выключателя 4, со второй — па выходное промежуточное
реле защиты трансформатора. Промежуточное реле 15 подает импульс на вклю-
чение трансформатора от устройства АПВ трансформатора при отключении вы-
ключателя 4.
Защита от внешних к. з. (рис. 20-9) имеет два пусковых органа, питание
которых осуществляется от трансформаторов напряжения, установленных на
шинах НН каждой из расщепленных обмоток. Реле напряжения питаются через
комбинированные фильтр-реле напряжения обратной последовательности.
На подстанциях, оборудованных воздушными выключателями (рис. 20-11),
должны предусматриваться устройства резервирования отказа выключателей
(УРОВ). Пуск УРОВ производится при действии продольной и поперечной диф-
защиты, чувствительной зашиты от замыканий на землю и др. Для создания вы-
держки времени, необходимой для фиксации отказа выключателя, предусматри-
35/6—10 кВ мощностью 40 000 кВ'А и выше с питанием со стороны ПО кВ при
реактора на стороне НН.
встроенные в выключатель ПО кВ; 7,8 — трансформаторы тока 6—10 кВ; 9 — трансфер-
реле указательные; 12 — реле промежуточное (выходное реле защиты трансформатора);
реле промежуточное (максимальная токовая защита на стороне 110 кВ): 18, 21, 25 —
ответвления); 20—22 — обозначения аналогичны соответственно 17, 18, 19 (максималь-
щее со второй выдержкой времени иа выходное промежуточное реле 1 ПУ, 24. 25 — за-
ным приборам; 30 — на сигнал; 31 — от реле ускорения защиты после АПВ выключа-
шии ПО кв; 35 — к шииам 110—35 кВ; 36 — к шинам 35 кВ.
338
Релейная защита в системах электроснабжения
[Разд. 20
д/д/д-0-0
67 77 87
Рис. 20-9. Схема защиты рабочего трансформатора собственных нужд 10,5/6,3 кВ
генераторного напряжения
1 — 3 — выключатели; 4—7 — трансформаторы тока; 8, 9. 20—24 — максимальная то
обмотки ВН; 10, 11, 25, 26 — максимальная токовая защита от симметричных перегру
стороне НН; 16—18 — продольная дифференциальная защита с реле РНТ-565, дейст
30 — реле промежуточные; 31 — 35 — реле указательные; 36—40 — устройства *отклю
сторы добавочные; 46 — от пускового органа минимального напряжения устройства
ответственно I и II секции шин 6 кВ; 51 — к измерительным
§ 20-5]
Защита силовых трансформаторов
339
вается реле времени. Для фиксации отказавшего выключателя в устройстве
используется трехфазное реле тока типа РТ-40/Р.
Испытательные блоки, используемые в схемах (рис. 20-9, 20-11), предна-
значаются для выведения соответствующих защит из действия при оперативных
переключениях.
На тепловых электрических станциях с генераторами 30—300 МВт исполь-
зуются трансформаторы собственных нужд 4—32 МВ-А с расщепленными обмот-
ками иа стороне НН, а также 160—1000 кВ-А напряжением 6/0,4 кВ. Подробные
мощностью 25 МВ-А с группой соединения Л/Л/Л-0-0, присоединенного к шинам
и имеющего устройство РПН.
ковая защита с пуском по напряжению от внешних к. з., устанавливаемая со стороны
зок; 12—15, 27, 28 — максимальная токовая защита шин, устанавливаемая иа каждой
вующая иа отключение всех выключателей трансформатора; 19 — газовая защита; 29,
чения; 41 — устройство переключения; 42, 43 — испытательные блоки; 44, 45 — рези-
АВР; 47 — на сигнал; 48 — к амперметру; 49, 50 — от трансформатора напряжения со-
приборам; 52 — к защите шин 10 кВ; 53 — от защиты шин 10 кВ.
340
Релейная защита в системах электроснабжения
[Разд. 20
0,4-0,23кВ
Рис. 20-10. Схема защиты рабочего трансформатора собственных нужд 6/0,4 кВ
мощностью 160—1000 кВ-A с группой соединения обмоток Y/Y-0, питающего
одну секцию шин РУ СИ 0,4 кВ.
/ — выключатель; 2 — автоматический выключатель; 3—5 — трансформаторы тока;
6, 13 — максимальная токовая защита от симметричных перегрузок; 7,8 — токовая от-
сечка; 9, 10, 14 — максимальная токовая защита от внешних многофазных к. з.; 11. 15 —
максимальная токовая защита с независимой выдержкой времени от однофазных к. з.
на стороне НН. подключенная к нейтрали обмотки ПН через трансформатор тока; 12 —
газовая защита; 16 — реле промежуточное; 17 — устройство сигнализации замыканий
на землю линии; 18—21 — реле указательные; 22 — устройство переключения; 23, 24 —
резисторы добавочные; 25 — иа сигнал; 26 — к измерительным приборам; 27 — от пу-
скового органа минимального напряжения устройства АВР.
20-6. ЗАЩИТА СИНХРОННЫХ И АСИНХРОННЫХ ДВИГАТЕЛЕЙ
Для двигателей напряжением до 1000 В должна предусматриваться защита
от многофазных замыканий, в сетях с глухозаземленной нейтралью защита от
однофазных замыканий на землю, защита от токов перегрузки (при систематиче-
ской технологической перегрузке и при особо тяжелых условиях пуска и само-
запуска), защита минимального напряжения (при недопустимости самозапуска
§ 20-6]
Защита синхронных и асинхронных двигателей
341
по условиям технологического процесса или техники безопасности). Защита от
многофазных замыканий действует на отключение и осуществляется предохра-
нителями с плавкими вставками или автоматическими выключателями. Для
двигателей с легкими условиями пуска /п/^п.н.цпм = 2,5; с тяжелыми условиями —
/п//п.в.ноМ = 2—1,6; последняя цифра принимается для ответственных двига-
телей независимо от условий пуска.
Двигатели, подключаемые к сети через контакторы, защищаются от к. з.
токовой отсечкой с помощью токовых реле косвенного действия, применяемых для
двигателей мощностью более 100 кВт. Токовые реле включаются в каждую фазу
статора непосредственно или через трансформаторы тока. В сетях с изолирован-
ной нейтралью ограничиваются двумя реле. Ток срабатывания реле /с.р =
= ki,kcxIп/^т.т, где — коэффициент, учитывающий влияние апериодической
составляющей тока к. з.; /г., = 1,24-1,3 при использовании реле типа РТ-40;
k-d = 1,5-4- 1,6 — РТ-80; = 1,84-2- РТМ.
Защита от перегрузки выполняется с помощью теплового реле магнитного
пускателя или теплового расцепителя автоматического выключателя, осуществ-
ляется с выдержкой времени и действует на отключение, па сигнал или иа раз-
грузку механизма.
В четырехпроводных сетях 380/220 В, где нейтрали обычно глухо зазем-
ляются, однофазное замыкание па землю является к. з. и должно отключаться
защитой без выдержки времени, функции которой могут осуществляться трехфаз-
ной защитой от многофазных к. з.
Для синхронных двигателей защита от асинхронного режима совмещается
с защитой от перегрузки по току статора. Все виды защиты двигателей выпол-
няются соответствующими расцепителями, встроенными в один аппарат. Уста-
новка защиты двигателя от работы на двух фазах допускается на основе технико-
экономического обоснования.
Двигатели напряжением выше 1000 В, обслуживающие неответственные ме-
ханизмы, при незначительной их мощности (до 200—300 кВт) могут защищаться
плавкими предохранителями. Выбор предохранителей в этих случаях произво-
дится по кривым рис. 20-13. Из кривых следует, что при /п,в „Ом > /д Ном и при
кратности пускового тока /п//а,ном ^64-7 предохранители обеспечивают время
пуска двигателя 4—60 с в соответствии с условиями пуска; здесь /п,в,ном— но-
минальный ток плавкой вставки; /а.нпм — номинальный ток двигателя при пол-
ной загрузке. Если плавкие предохранители не обеспечивают требований, предъ-
являемых к защите двигателей, применяют релейную защиту.
На синхронных и асинхронных двигателях напряжением выше 1000 В уста-
навливают релейную защиту от следующих видов повреждений и ненормальных
режимов работы:
1) многофазных замыканий в обмотке статора п иа ее выводах;
2) замыканий на землю в обмогке статора;
3) токов перегрузки;
4) снижения напряжения;
5) замыкания между витками одной фазы обмотки статора.
Для синхронных двигателей предусматривается, кроме того, защита от асин-
хронного режима и замыкания в цепи возбуждения.
Для защиты от многофазных к. з. в обмотках статора двигателей мощностью
до 5000 кВт используется токовая отсечка без выдержки времени мощностью
5000 кВт и выше — продольная дифференциальная защита. Обе защиты дейст-
вуют на отключение выключателей или другого отключающего аппарата, а для
синхронных двигателей и на автомат гашения поля (АГП). Токовая отсечка вы-
полняется одним реле, включенным на разность фазных токов (для электродви-
гателей мощностью до 2000 кВт), или двумя реле, включенными на фазные токи
для двигателей мощностью 2000—5000 кВт). Продольная дифференциальная
защита в двухфазном исполнении применяется для двигателей мощностью 5000 кВт
и более, а также для двигателей мощностью менее 5000 кВт, если токовая отсечка
не удовлетворяет требованиям чувствительности. Для двигателей мощностью
Рис. 20-11. Схема защиты резервного трансформатора собственных нужд ПО—
с группой соединения Y0/A-ll, присоединенного к шинам ПО—220 кВ воздуш
устройство
1 — 6 — выключатели; 7—13 — трансформаторы тока: 14 — трансформатор напряжения;
та от симметричных перегрузок, устанавливаемая на стороне обмотки ВН; 16, 17, 32 —
них к. з., устанавливаемая со стороны обмотки ВН; 18, 19, 33 — максимальная то
мая на каждом вводе резервного питания к секциям шин 6 кВ (аналогично 20, 21,
продольная дифференциальная защита с реле РНТ-565; 28 — газовая защита; 29, 30 —
защиты 16, 17, 32’, 37—39 — реле промежуточные; 40—46 — реле указательные; 47—
устройство переключения; 53, 54 — испытательные блоки; 55, 56 — резисторы доба
перметру; 59 — к измерительным приборам: 60 — от УРОВ 110 кВ; 61 — к УРОВ
63 — к измерительным приборам и устройству регулирования напряжения; 64 — от за
65 — на отключение обход
220/6 кВ мощностью 6,3—16 МВ-А
ным выключателем и имеющего
РПН.
15, 31 — максимальная токовая защи-
максимальная токоъая защита от внеиь
ковая защита шин НН, устанавливав-
34; 22, 23, 35; 24, 25, 36); 26, 27 —
реле напряжения — пусковой орган
51 — устройства отключения; 52 —
вочные; 57 — на сигнал; 58 — к ам-
110 кВ; 62 — к защите шин 110 кВ;
щит на обходном выключателе ПО кВ;
ного выключателя.
5000 кВт и более, не имеющих мгновенной
защиты от замыканий на землю, продоль-
ная дифференциальная защита выполня-
ется трехфазной. На мощных ответствен-
ных двигателях мощностью 10 000 кВт и
выше для отстройки от тока небаланса
при пуске может оказаться целесообраз-
ным выполнение продольной дифферен-
циальной защиты с реле РНТ в двухфаз-
ном исполнении. Токсрабатывания защиты
при этом принимается равным /с,3 =
= (0,5 -J- 1) /д.ном*
Для защиты от однофазных замыка-
ний на землю обмотки статора двигателя
применяется максимальная токовая защи-
та нулевой последовательности, выпол-
няемая с помощью одного токового реле
которое подключается к трансформатору
тока пулевой последовательности типа
ТИП. Эга защита предусматривается при
токах замыкания на землю 10 Л и более
для двигателей мощностью до 2000 кВт
или 5 А и более для двигателей мощно-
стью свыше 2000 кВт.
Ток срабатывания защиты выбирает-
ся равным /с,3 2= AHAg/c, где /с — соб-
ственный емкостный ток двигателя; kn=
= 1,2 4- 1,3; Ад — коэффициент, учиты-
вающий бросок емкостного тока двигате-
ля при внешних перемежающихся замы-
каниях на землю; для релейной защиты
без выдержки времени Ag = 3 4- 4. Если
при расчетах /с,3 получается больше 10 А
для двигателей мощностью до 2000 кВт
или 5 А — мощностью свыше 2000 кВт,
то принимают Ag = 1,5 4-2. Защита при
этом должна выполняться с выдержкой
времени 1—2 с. Для мгновенной защиты
от двойных замыканий на землю на дви-
гателях с продольной дифзащнтой в двух-
фазном исполнении и с выдержкой вре-
мени к вторичной обмотке ТИП подклю-
чается дополнительное токовое реле с пер-
вичным током срабатывания 50— 100А.
Защита от токов перегрузки выпол-
няется как однофазная или двухфазная
максимальная токовая защита и устанав-
ливается только на двигателях, подвер-
женных технологическим перегрузкам,
как правило, с действием на сигнал или
разгрузку механизма. В установках без
обслуживающего персонала она дейст-
вует на отключение двигателя механиз-
ма. Эта защита должна также устанавли-
ваться на отдельных двигателях с особо
тяжелыми условиями пуска и самозапуска
(длительность прямого пуска от сети
примерно 20 с и более), когда необхо-
димо предотвратить чрезмерное увели-
чение длительности пускового периода
в случае понижения напряжения сети.
344
Релейная защита в системах электроснабжения
[Разд. 20
Защита от снижения напряжения выполняется для надежности действия
с помощью трех реле минимального напряжения и устанавливается для|отклю-
чения неответственных двигателей, обеспечивая тем самым самозапуск ответст-
венных двигателей. При длительном отсутствии напряжения релейная защита
отключает и ответственные двигатели, что необходимо, например, для пуска
схемы АВР двигателей или по технологии производства. В некоторых случаях
релейная защита отключает ответственные двигатели, самозапуск которых недо-
пустим, например, по условиям техники безопасности или опасности поврежде-
ния приводимых механизмов. Выдержка времени релейной защиты отстраи-
Рис. 20-12. Полная принципиальная схема защиты трансформатора мощностью
10 000 кВ-А, подключенного к ответвлению от линии ПО кВ без выключателя
на стороне ПО кВ.
1 _ отделитель; 2 — короткозамыкатель; 3 — выключатель; 4 — 7 — трансформаторы
тока; 8, 9 -— реле тока типа РНТ (8, 9, 22 — дифференциальная защита); 10 — 13 — реле
тока; (10, 21 — защита от перегрузки; 10, 12, 15, 23, 24 — максимальная токовая защита);
14 — газовое реле; 15 — реле времени; 16—19 — промежуточные реле; 14, 16 — газовая
защита; 20 — промежуточное реле замедленного действия; 21 — 25 — указательные реле;
13, 20. 25 — блокировка отключения отделителя; 26 — зарядное устройство для заряда
конденсаторов Ct, С2, С2; 28 — устройство переключения; 29—31 — добавочные рези-
сторы; 32, 33 — выпрямитель; 37—44 — катушки отключения; 45 — питание оператив-
ных цепей защиты; 46 — к измерительным приборам.
§ 20-6] Защита синхронных и асинхронных двигателей 345
вается от отсечек двигателей и устанавливается равной 0,5—1,5 с. „Выдержка
времени на отключение ответственных двигателей принимается равной 10—15 с,
для того чтобы релейная защита не действовала на их отключение при снижении
напряжения, вызванного к. з. или самозапуском двигателей. Когда длительность
346
Релейная защита в системах электроснабжения
[Разд, 20
Рис. 20-13. Зависимость времени работы плавких вставок предохранителей с
кварцевым заполнением от тока к. з. и номинального тока плавких вставок.
Рис. 20-14. Схема защиты двигателей напряжением до 1000 В.
а — при помощи автоматического выключателя; б — при помощи предохранителя и
теплового реле магнитного пускателя; 1 — катушка максимальных расцепителей (мак-
симальные реле прямого действия); 2 — катушка минимального расцепителя (реле ми-
нимального напряжения прямого действия); 3 — рубильник; 4 — плавкие предохра-
нители для защиты от к. з.; 5 — магнитный пускатель (/ ТР — тепловое биметаллическое
реле, встроенное в магнитный пускатель; К— контактор магнитного пускателя).
§ 20-6]
Защита синхронных и асинхронных двигателей
347
самозапуска больше 15 с, в цепь обмотки реле времени, действующего на отклю-
чение ответственных двигателей, включается контакт четвертого реле минималь-
ного напряжения с (/с,р = (0,4 4-0,5) £/ыом (рис. 20-19).
На синхронных двигателях устанавливается также защита от асинхронного
режима работы, осуществляемая в зависимости от условий работы двигателя и
его характеристик следующим образом:
1) с помощью реле, реагирующего на увеличение тока в обмотках статора;
при этом для двигателей с отношением к. з. ОКЗ Зг 1 допускается максимальная
токовая защита с зависимой от тока выдержкой времени. Максимальная токовая
защита с независимой от тока выдержкой времени допускается при ОКЗ 0,6.
Кроме токового реле в максимальную токовую защиту вводится промежуточное
реле с замедлением на отпадание контактов для надежного действия защиты при
биениях тока асинхронного режима;
мощностью до 5000 кВт.
В — выключатель; Д — защищаемый двигатель; ITT, ТТ — трансформаторы тока;
77- 2Т — реле тока типа PT-40; ЗТ — реле тока типа PT-80; Т — реле тока типа РТЗ-50;
1П, 2/7 — реле промежуточные типа РП-252; У — реле указательное; /У— ЗУ реле
указательные сериесные типа РУ-21; 1 — на сигнал; 2 — иа отключение В', 3 — в цепь
включения В.
2) с помощью специальной защиты, реагирующей на появление переменного
тока в цепи обмотки ротора.
Защита от асинхронного режима действует с выдержкой времени на одно
из следующих устройств:
а) схему ресинхронизации (т. е. восстановления синхронизма);
б) автоматическую разгрузку механизма;
в) отключение двигателя с последующим АПВ.
При невозможности осуществления этих устройств или их ненадобности за-
щита от асинхронного режима действует на отключение синхронного двигателя.
В табл. 20-5 и 20-6 даны основные сведения по выбору и расчету защиты синх-
ронных и асинхронных двигателей напряжением до 1000 В и выше соответственно.
На рис, 20-14—20-19 приведены принципиальные схемы защиты двигателей,
Некоторые сведения по этим схемам даны ниже.
Таблица 20-5
Выбор и расчет защиты синхронных и асинхронных двигателей напряжением до 1000 В
Характеристика по- вреждения или нару- шения нормального режима работы Наименование и исполнение защиты Уст авка времени, с Параметры срабатывания Зона действия защиты
Многофазные к. з. Токовая, предохранителями 1 По ампер- секундной характерис- тике плавкого предохрани- теля Ток плавкой вставки: 1) для двигателей с нормальным пуском у — ^п . П-В^2Г5 ’ 2) для двигателей с тяжелым пуском / _ 7п /п’в “ 1“б^-2Д) Двигатель и про- вода до места установ- ки предохранителей на щите
Максимальная токовая, с макси- мальным расцепителем автоматичес- кого выключателя 2 0 Ток уставки максимального рас- цепителя автоматического выключа- теля /а> 1.2 /п Двигатель и про- вода до места уста- новки автомата
Многофазные замы- кания и кратко- временное снижение напряжения Минимального напряжения, при помощи расцепителя минимального напряжения автоматического вы- ключателя на оперативном перемен- ном токе 3 0 Напряжение уставки расцепи- теля минимального напряжения автоматического выключателя f/a < 0>8£УНОМ От источников пи- тания (шины) до дви- гателя
1 Защита одними предохранителями обычно осуществляется для двигателей малой мощности (до 20—59 кВт).
2 Применяется для двигателей мощностью до 1000 кВт.
3 Применяется для отключения малоответственных двигателей, для обеспечения самозапуска ответственных двигателей и для тех
двигателей, режим самозапуска которых не должен иметь места по технологическим условиям.
Обозначения: j пв — ток плавкой вставки: /а — ток уставки автоматического выключателя; /п — пусковой ток двигателя; Ua — на.
пряжение уставки автоматического выключателя; £7 ном — номинальное напряжение двигателя.
Релейная защита в системах электроснабжения [Разд. 20
Таблица 20-6
Выбор и расчет защиты синхронных и асинхронных двигателей иа напряжение выше 1000 В
Характер повреждения или наруше- ния нормаль- ного режима работы Наименование н исполнение защиты Мощность двигателя, кВт Устав- ка вре- мени, с Параметры срабатывания защиты
Отстраивается от Расчетная формула определения пара- метра срабатывания Значения коэффициентов Зона действия защиты
Многофазные к. з. в двига- теле и на его выводах Токовая отсечка с одним реле, вклю- ченным на разность фазных токов До 2000 0 Бросков тока в первый момент к. з. в сети; пускового тока двигателя при полном напряжении сети и вы- веденном резисторе в цепи ротора Для защиты, выпол- ненной с реле типа РТ 1 _ *сх Г ь Лвоз Лт,т СМ ОО —* о' 11 II з Двигатель и кабель до места уста- новки предо- хранителей
Токовая отсечка с двумя реле, включен- ными на фазные токи Свыше 2000. име- ющих три вывода 0 Для защиты, выпол- ненной с реле типа РТ __ ^сх £ц 1 >8 zc,p ь УП йт,т 1,8—коэффициент, учитывающий апериодическую составляющую пускового тока
Продольная диффе- ренциальная с тремя реле Свыше 5000 0 , ;иом zc,p~ (1>5—2) т
Продольная диффе- ренциальная с двумя или одним реле До 5000, име- ющих шесть выво- дов, если токовая отсечка не удовле- творяет требова- ниям чувствитель- ности 0
Замыкания на землю Максимальная то- ковая нулевой после- довательности а) До 2000 б) Свыше 2000 — о < V/ V/ СО СО и и — Двигатель и кабель от трансформато- ра тока нуле- вой последо- вательности до двигателя
§ 20-6] Защита синхронных и асинхронных двигателей
Продолжение табл. 20-6
Характер повреждения или наруше- ния нормаль- ного режима работы Наименование и исполнение защиты Мощность двигателя, кВт Уставка времени, с Параметры срабатывания защиты
Отстраивается от Расчетная формула определения параметра срабатывания Значения коэффициентов Зона действия защиты
Сверхтокн перегрузки Однофазная или двухфазная макси- мальная токовая См, § 20-6 Выбирается нз условий отстройки от времени пуска н самозапуска (у двигателей, для которых предусмотрен самозапуск) Номинального тока двига- теля ^с, р = ь т и ' ном ^воз ^т,т = 1.1 4- 1,2 (для защиты, действующей на сигнал) = 1,5 1,75 (для защиты, действующей на отключение) Двигатель
Снижение напряжения при к. з. или при ошибоч- ных дей- ствиях персонала Защита минималь- ного напряжения Для всех двига- телей, не рабо- тающих в режиме самозапуска, и для ответственных двигателей, пуск которых невозмо- жен по техноло- гическим усло- виям после длительного снижения напряжения См. § 20-6 Напряжение срабатывания выбирается таким, чтобы обеспечить Самозапуск ответственных двигателей Uc, р = = (0,6 4- 0,7) х X ^ном От источника питания до двигателя
Асинхронный режим работы (для синхрон- ных двигате- лей) Максимальная то- ковая от сверхтоков перегрузки 1. Для двигателей с Относительно спокойным харак- тером нагрузки, имеющих ОКЗ > 0,8 2. Для двнгателой с толчковой или ударной нагруз- кой с ОКЗ ^0,8 Выдержка времени должна быть больше време- ни затухания пусковых токов двигателя ^с,р = — — К5) 7НОМ Двигатель
Обозначения: 7П — максимальное значение периодической составляющей пускового тока двигателя; /н0М'— номинальный ток
двигателя; 7с р — ток срабатывания реле; t7H0M— номинальное напряжение двигателя; Uc,р — напряжение срабатывания реле; #в03 —
коэффициент возврата реле; kT т — коэффициент трансформатора тока.
Релейная защита в системах электроснабжения 'I Разд. 20
§ 20-6]
Защита синхронных и абинхронных двигателей
351
Защита от однофазных замыканий на землю (рис. 20-17) устанавливается при
токах замыкания на землю в сети более 10 А. Токовая отсечка, защита от пере-
грузки и защита от асинхронного режима работы (последняя только у синхрон-
ных двигателей) выполнены с помощью реле типа РТ-80, включенного по схеме
на дешунтирование отключающей катушки.
Для отстройки от толчков тока (рис. 20-18), возникающих в цепи ротора
в момент включения, защита выполнена с выдержкой времени 0,5—1,0 с (реле 12);
с помощью переключающего устройства защита может действовать на отключе-
ние двигателя, на ресинхронизацию или на автоматическую разгрузку механиз-
мов.
Рис. 20-16. Схема продольной дифференциальной защиты двигателя»
д _ двухфазная двухсистемная дифференциальная отсечка; б — двухфазная двухсистем-
ная дифференциальная защита; в — трехфазная трехсистемная дифференциальная за-
щита: В — выключатель; Д — защищаемый двигатель; ITT, 211 — трансформаторы
тока; IT, 2Т — реле тока типа РТ-40 или РТМ; 1РНТ—ЗРНТ - реле тока с промежу-
точным насыщающимся трансформатором.
352 Релейная защита в системах электроснабжения [Разд. 20
Рис. 20-17. Схема защиты на переменном оперативном токе с реле косвенного
действия асинхронного (синхронного) двигателя 6—10 кВ мощностью 200 кВт
для привода механизма с вентиляторным или постоянным моментом сопротивле-
ния, подверженного технологической перегрузке.
/ — трансформатор тока; 2 — реле тока типа РТ-80; 3 — трансформатор тока типа ТНП:
4 — реле тока; 5 — реле промежуточное (3— 5 — защита от однофазных замыканий на
землю); РТМ — реле тока прямого действия; РНВ — реле напряжения прямого дейст-
вия; 6 — от трансформатора напряжения: 7 — к измерительным приборам; 8 — на сигнал
Рис. 20-18. Схема защиты на постоянном оперативном токе с реле косвенного
действия синхронного двигателя 6—10 кВ мощностью 5000 кВт и более с ударной
нагрузкой.
/, 2 — трансформаторы тока; 3 — реле тока; 4, 8, 13, 19 — реле указательные (3, 4 —
продольная дифференциальная защита двигателя): 5 — реле промежуточное (выходное
реле защиты); 6 — трансформатор тока типа ТНП; 7, 11 — реле тока (6 — 8 — защита
от однофазных замыканий на землю); 9 — реле тока типа РТ-80 (защита от токов пере-
грузки); 10 — трансформатор тока тина ТКФ; 12 ~ реле времени (/0—13 — специальная
защита от асинхронного режима работы); 14, 13 — реле тока; 16 — вспомогательный
контакт контактора поля (14 —16 — защита от обрыва поля); 17 — реле напряжения;
/5 _ реле времени (17— /9 — защита от длительного исчезновения напряжения); 20 —
на сигнал; 21 — от трансформатора напряжения; 22 — к автоматике пуска двигателя;
23 — к измерительным приборам.
Рис. 20-19. Схема защиты минимального напряжения на постоянном оператив-
ном токе.
lt2 — реле напряжения; 3, 4 — реле времени; 5 — на отключение неответственных дви-
гателей; 6 — на отключение ответственных двигателей.
§ 20-01
Защита синхронных и асинхронных двигателей
353
6~10кВ
Рис. 20-13.
Рис. 20-19.
j2 под ред. А. А. Федорова, Г. В. Сербиновского
354
Релейная защита в системах электроснабжения
[Разд. 20
20-7. ЗАЩИТА СИНХРОННЫХ КОМПЕНСАТОРОВ
Для синхронных компенсаторов, работающих непосредственно на шины,
предусматривается такая же защита, как и для генераторов соответствующих
мощностей (§ 20-4), но со следующими особенностями:
1) защита от внешних многофазных к. з. не предусматривается;
2) защита от перегрузки во время пуска компенсаторов выводится из дейст-
вия или переводится на сигнал;
3) защита минимального напряжения, действующая на отключение выклю-
чателя синхронного компенсатора, должна иметь выдержку времени примерно 10 с;
напряжение срабатывания Uc,3 защиты минимального напряжения выбирается
по условию 47с,3 = 0,4 £/ном; после отключения компенсатора защита автомати-
чески снова включает компенсатор при восстановлении напряжения;
4) при длительном понижении напряжения в сети (при наличии на компен-
саторе автоматического регулятора напряжения и отсутствии постоянного дежур-
ного персонала) устанавливается токовая защита от перегрузки, действующая
с меньшей выдержкой времени на снижение тока возбуждения и отключение ре-
гулятора напряжения, и с большей — на отключение выключателя синхронного
компенсатора. На подстанциях с дежурным персоналом защита от перегрузки
может действовать на сигнал;
5) на синхронном компенсаторе должна устанавливаться блокировка, отклю-
чающая выключатель синхронного компенсатора при потере возбуждения (на
подстанциях без постоянного дежурного персонала).
20-8. ЗАЩИТА КОНДЕНСАТОРНЫХ УСТАНОВОК
Для конденсаторных установок, предназначенных для улучшения коэффи-
циента мощности в системе электроснабжения и присоединяемых параллельно
приемникам электроэнергии с индук-
тивным характером нагрузки, преду-
сматривается защита от следующих
видов повреждений и ненормальных
режимов:
1) многофазных к. з.;
2) сверхтоков перегрузки;
3) повышения напряжения в уста-
новке;
4) однофазных замыканий на зем-
лю.
Для защиты конденсаторных уста-
новок на напряжение выше 1000 В
от многофазных к. з. предусматривает-
ся максимальная токовая защита мгно-
венного действия в двухфазном одно-
или двухрелейном исполнении. Ток
срабатывания реле определяется в со-
ответствии со следующей формулой:
Рис. 20-20. Схема защиты конденса-
торной установки при помощи предо-
хранителей.
/ — рубильник или разъединитель; 2 —
предохранитель для групповой защиты;
3 — предохранитель для индивидуальной
защиты; 4 — конденсатор.
Л. Р — ^СХ&ЗЗП^К, у, ном/^т. т>
где &зап — коэффициент запаса, учи-
тывающий бросок тока при включении
конденсаторной установки и равный
2 2,5, ^к.у.ном — номинальный ток
конденсаторной установки.
Кроме защиты всей конденсаторной установки конденсаторы в батареях
с параллельным соединением снабжаются групповой защитой плавкими предо-
§ 20-8]
Защита конденсаторных установок
355
хранителями от токов к. з. (номинальный ток одной группы при этом не должен
превышать 100 А). Групповая защита плавкими предохранителями не устанавли-
вается, если конденсаторы снабжены встроенной индивидуальной защитой сек-
ций. Для защиты конденсаторных установок на напряжение до 1000 В приме-
няются плавкие пред®,хранители.
Для защиты конденсаторных установок от сверхтоков перегрузки, которая
предусматривается в тех случаях, когда возможна перегрузка конденсаторов выс-
шими гармониками тока, применяется максимальная токовая защита в двухфаз-
ном трехрелейном исполнении. Защита имеет выдержку времени и отключает
Рис. 20-21. Схема защиты на переменном опе-
ративном токе с реле прямого действия конден-
саторной установки мощностью до 6000 квар.
/ — трансформатор тока; 2 — траЕ1сформатор напря-
жения; 3 — реле тока типа РТМ (защита от мно-
гофазных замыканий всей конденсаторной установ-
ки); 4 _. плавкие предохранители (для индивидуаль-
ной или групповой защиты конденсаторов); 5 —
конденсаторы; 6 — реле гака; 7 - - реле промежу-
точное; 5 — к и мерительным приборам.
действующем значении тока, превышающем
1 >3 1 к.у ном*
Для защиты конденсаторной установки от повышения напряжения, уста-
навливаемой в тех случаях,'когда уровень напряжения сети в месте присоедине-
ния конденсаторной установки может превышать 1,1 L/к.у.мом (ПРИ включенных
конденсаторах), предусматривается защита максимального напряжения, деист-
вующая на отключение с выдержкой времени 3—5 мин. При этом применяется
специальная автоматика, осуществляющая включение конденсаторной установки
после восстановления нормааыюго (номинального) уровня напряжения.
Для защиты конденсаторной установки на напряжение выше 1000 В от одно-
фазных замыканий на землю (при токах замыкания на землю 20 А и выше) преду-
сматривается максимальная токовая защита с действием на отключение без вы-
держки времени.
Токовое реле защиты включается на трансформатор тока нулевой последо-
вательности. Защита от замыканий на землю может не устанавливаться на кон-
12*
356
Релейная защита в системах электроснабжения
[Разд. 20
денсаторной установке, соединяемой со сборными шинами без кабельной вставки.
В этом случае для защиты от замыканий на землю используется устройство конт-
роля изоляции на шинах подстанции.
Для зашиты конденсаторной установки на напряжение до 1000 В от одно-
фазных замыканий на землю устанавливаются плавкие предохранители, общие
Рис. 20-22. Схема защиты конденсаторной установки.
ITT—ЗТТ — трансформаторы тока; 6Т — реле тока типа РТ-40; КЗ — комплект за-
щиты типа КЗ-13; Н — реле максимального напряжения типа PH-58; 1С — резистор;
/, 2 — накладки контактные; ВВ — выключатель; TH — трансформатор напряжения;
3 — цепи напряжения; 4 — на отключение выключателя ВВ.
для всей установки. Конденсаторные установки должны также защищаться от
грозовых перенапряжений.
Принципиальные схемы защиты конденсаторных установок приведены на
рис. 20-20—20-22. В качестве разрядных резисторов Р (рис. 20-20) обычно исполь-
зуются трансформаторы напряжения.
20-9. ЗАЩИТА ПРЕОБРАЗОВАТЕЛЬНЫХ АГРЕГАТОВ
На ртутно-преобразовательных агрегатах предусматривается релейная за-
щита от следующих видов повреждений и ненормальных режимов работы
(табл. 20-7):
1) к. з. на стороне выпрямленного и переменного токов;
2) обратных зажиганий в выпрямителе;
3) внутренних повреждений (витковых замыканий, понижения уровня масла)
тр ансформаторов;
4) сверхтоков перегрузки;
5) замыканий на землю на стороне выпрямленного тока.
Для защиты преобразовательных агрегатов от к. з. на стороне выпрямлен-
ного и переменного токов, а также от обратных зажиганий в выпрямителе преду-
сматривается максимальная токовая защита мгновенного действия, ток срабаты-
Выбор и расчет основных защит ртутно-преобразовательных агрегатов
Таблица 20-7
Характер повре- ждения или нару- шения нормального режима работы Характеристика агрегата и установки Наименование исполь- зуемой защиты Параметры срабатывания
Отстраивается от Расчетная формула опре- деления пара- метра срабаты- вания защиты Значения коэффициента
Повреждения внут- ри трансформатора Мощность трансформа- торов до 250 кВ-А Предохранители высо- кого напряжения — — —
Мощность трансформа- тора 1000 кВ-А и выше Газовая с действием на сигнал и отключение — — —
Сверхтоки пере- грузки Для агрегатов на под- станциях с постоянным обслуживающим персо- налом нли при телеуп- равлении Максимальная токовая с выдержкой времени с действием на сигнал Рабочих токов с учетом бросков тока о а W Л- к Ч О S &п (примеч. 5); йн = 1,25; *303 = °,85
Для агрегатов прн на- личии резерва и отсут- ствии телеуправления илн обслуживающего пер- сонала (примеч. 1) Максимальная токовая с выдержкой времени с действием на включение резервного агрегата То же Упрощенно может приниматься /с,р = --1,5 — 2,г/‘t0M'T- /?Т т
Обратные зажига- ния в выпрямителе и иа стороне перемен- ного и выпрямленно- го тока а) Для одиночно рабо- тающих агрегатов мощ- ностью 250 кВ-А (при- меч. 2) Максимальная токовая мгновенного действия со стороны переменного то- ка Токов намагничи- вания при включении трансформатора Г т 7с.р k т, т Ан = 3-Н
б) Для параллельно ра- ботающих агрегатов об- щего назначения с вып- рямленным напряжением ниже 1650 В Быстродействующие ав- томатические выключате- ли в катодной цепи, дей- ствующие при внешнем токе обратного зажига- ния, и максимальная то- ковая при внутренних токах обратного зажига- ния
§ 20-9] Защита преобразовательных агрегатов
П родолжение табл. 20-7
Характер повре- ждения или нару- шения нормаль- ного режима работы Характеристика агре- гата и установки Наименование исполь- зуемой защиты Параметры срабатывания
Отстраивается от Расчетная фор- мула определе- ния параметра срабатывания защиты Значения коэффициента
» в) Для параллельно ра- ботающих агрегатов с выпрямленным напряже- нием выше 1650 В По п. «б», но с добав- лением быстродействую- щих реле в анодных це- пях, воздействующих на сетку выпрямителя и ликвидирующих внутрен- ний ток обратного зажи- гания Токов намагничива- ния при включении трансформатора То же с добавлением защиты в анодных це- пях при помощи быст- родействующего реле типа РАБ. Реле поста- вляется с неизменяе- мой уставкой для дан- ного агрегата
г) Мощные агрегаты электролизных установок По п. «б», но с уста- новкой анодных быстро- действующих автомати- ческих выключателей, реагирующих на внеш- ние и внутренние токи обратных зажиганий, и максимальная токовая мгновенного действия , ^н^цом» т 1 с, р k н «-тт
Ионные электроприво- ды по схеме блока вып- рямитель — двигатель для нереверсивных электро- приводов Максимальная токовая мгновенного действия. Анодные быстродейству- ющие автоматические вы- ключатели прямого дей- ствия на стороне выпрям- ленного тока (примем. 3) Лн = 34-3,5
Замыкания на зем- лю на стороне вы- прямленного тока при напряжении 1650 В и выше Для агрегатов на тяго- вых подстанциях Максимальная токовая с выдержкой времени t С 0,5 с
Примечания: 1. При защите трансформаторов выпрямительных установок плавкими предохранителями другая защита от
перегрузки не устанавливается.
2. Защита трансформаторов выпрямительных установок мощностью ниже 250 кВ-А осуществляется плавкими предохранителями
высокого напряжения.
3. Для защиты от токов самозапуска двигателей при полном напряжении устанавливается защита минимального напряжения с
выдержкой времени / = 0,5_с.
4. Рекомендации по уставкам анодных и катодных автоматических выключателей не даны, так как они рекомендуются или жест-
ко определяются заводами, поставляющими быстродействующие воздушные выключатели (БАБ) на стороне постоянного тока.
5. kB—коэффициент перегрузки, определяющий перегрузку в зависимости от ее продолжительности, принимается по техническим
условиям, ГОСТ или специальным техническим условиям; 7НОМ> т — номинальный ток трансформатора; — коэффициент надежности;
^воз ~ коэффициент возврата.
Релейная защита в системах электроснабжения [Разд. 20
§ 20-9]
Защита преобразовательных агрегатов
359
вания которой отстраивается от толчков тока намагничивания при включении
ненагруженного трансформатора и от возможных толчков тока нагрузки. Защита
выполняется в двухфазном двухрелейном исполнении для агрегатов, имеющих
схему соединения обмоток трансформатора звезда — две обратные звезды с урав-
нительным реактором. Для трансформаторов с соединением обмоток треугольник
две обратные звезды с уравнительным реактором защита выполняется в трехфаз-
ном двухрелейном или двухфазном трехрелейном исполнении (если двухфазная
двухрелейная защита не обеспечивает требуемой чувствительности).
Для защиты от обратных зажиганий в выпрямителе кроме максимальной то-
ковой защиты на стороне переменного тока в зависимости от режима работы агре-
гата, его назначения, выпрямленного напряжения и т. д. устанавливаются быст-
родействующие автоматические выключатели в катодной цепи, действующие при
внешнем токе обратного зажигания, быстродействующие реле в анодной цепи от
внутренних токов обратного зажигания, быстродействующие автоматические
выключатели, реагирующие на внешние и внутренние токи обратных зажиганий,
и т. д. Классификация защит, применяемых от обратных зажиганий агрегатов
различных типов и назначений, приведена в табл. 20-7. При наличии быстродей-
ствующей защиты от обратных зажиганий (например, сеточная защита, защита
анодными автоматическими выключателями и т. д.) выдержка времени устанав-
ливается 0,2—0,3 с для отстройки от защиты при обратных зажиганиях, для кото-
рых данная защита является резервной. В этом случае для защиты трансформатора
должна быть предусмотрена токовая отсечка от токов к. з. на стороне вторичного
напряжения.
Для защиты от внутренних повреждений трансформаторов мощностью
1000 кВ-А и ниже устанавливается газовое реле, имеющее две ступени срабаты-
вания. Первая ступень действует на сигнал, вторая — на отключение. Для тран-
сформаторов мощностью 100 кВ-А и ниже защита осуществляется предохраните-
лями высокого напряжения.
Для защиты от сверхтоков перегрузки на всех агрегатах предусматривается
максимальная токовая защита с выдержкой времени. Защита действует на сигнал
на подстанциях с постоянным обслуживающим персоналом или на телеуправляе-
мой подстанции. При наличии резервного агрегата на необслуживаемой подстан-
ции защита действует на включение резерва.
При наличии системы телеуправления автоматическое включение резерва
необязательно.
Для защиты от замыканий иа землю на стороне выпрямленного тока уста-
навливается максимальная токовая защита с выдержкой времени менее 0,5 с.
Эта защита должна предусматриваться для всех агрегатов подстанций напря-
жением 1650 В и выше. Защита устанавливается па перемычке, связывающей
магистрали заземления распределительного устройства постоянного тока с об-
щими магистралями заземления подстанции.
Кроме защит, перечисленных выше, на ртутно-преобразовательных агрега-
тах предусматриваются вспомогательные защиты от повреждений и ненормаль-
ных режимов работы, приведенные в табл. 20-8.
На полупроводниковых преобразовательных агрегатах в установках с пер-
вичным напряжением выше 1000 В применяется релейная защита от следующих
видов повреждений и ненормальных режимов работы:
1) многофазных к. з. в пределах полупроводниковых преобразовательных
агрегатов, включая к. з. на первичной и вторичной стороне питающего трансфор-
матора и пробой вентилей одной или нескольких ветвей;
2) недопустимых перенапряжений;
3) витковых замыканий в обмотках, внутренних повреждений и понижения
уровня масла в трансформаторах;
4) к. з. на стороне выпрямленного тока;
5) сверхтоков перегрузки полупроводниковых преобразовательных агре-
гатов;
6) повышения давления в баке;
360
Релейная защита в системах электроснабжения
[Разд. 20
7) замыканий на землю в распределительных устройствах выпрямленного
напряжения 600 В и выше;
8) превышений допустимой температуры выпрямителя или питающего тран-
сформатора.
Таблица 20-8
Дополнительные виды защит для ртутно-преобразовательных агрегатов,
кроме защищаемых предохранителями высокого напряжения
Характер повреждения или нарушения нормального режима работы Реле или устройство защи- ты, обеспечивающее соот- ветствующее действие защиты Защита действует при авто- матическом или телемехани- ческом управлении
Неполное включе- ние агрегата Реле времени На отключение с выдержкой времени
Погасание дуги воз- буждения Токовое реле На отключение сеток с выдержкой времени (при- меч. 1) или на отключе- ние всего агрегата при погасании дуги в двух и более выпрямителях
Ухудшение режима работы: повышение тем- пературы циркуляцион- ной воды или снижение ниже допустимых преде- лов Термосигпализация (от термореле) На сигнал
То же при аварий- Термосигнализация На отключение без
ном повышении темпера- туры циркуляционной во- ды или снижении ниже допустимых пределов (от термореле) выдержки времени
Ухудшенный ваку- ум Вакуумное реле На сигнал и вклю- чение форвакуумного аг- регата
Аварийный вакуум То же На отключение без выдержки времени
Обрыв цепи ртутно- го насоса Токовое реле На отключение с выдержкой времени
Отключение сеток Реле напряжения, средства автоматизации и блокировки То же
Прекращение про- тока воды через корпус ртутного выпрямителя Струйные реле (примеч. 2) То же
Перегрев трансфор- матора Термосигнализиру- ющее устройство На сигнал
Примечания: 1. Повторное включение сеток'производится только после возбуж-
дения на всех анодах. Защита устанавливается для предотвращения перегрузки от-
дельных анодов.
2. Ртутный насос при прекращении протока охлаждающей воды через него с выдерж-
кой времени 2—3 мин отключается при помощи термореле. После отключения ртутно-
го насоса отключается весь агрегат с выдержкой времени 10 с.
3. При ручном управлении все устройства действуют иа сигнал-
§ 20-9]
Защита преобразовательных агрегатов
361
Для защиты от многофазных к. з. используется максимальная токовая защита
мгновенного действия, отключающая автоматический выключатель на первичной
стороне полупроводниковых преобразовательных агрегатов и осуществляемая,
как правило, в двухфазном трехрелейном исполнении с помощью реле тока типов
РТ-40 или РНТ-565, причем последнее обеспечивает большую чувствительность
при отстройке от токов намагничивания трансформаторов при включении их вхо-
лостую.
Если перегрузочная способность полупроводниковых вентилей недостаточна
при протекании через них тока к. з. (на стороне выпрямленного тока) в течение
времени действия мгновенной максимальной токовой защиты и времени действия
масляного выключателя, то кроме этой защиты предусматриваются специальные
Рис. 20-23. Схема защиты выпрямительных агрегатов от коммутационных пере-
напряжений с помощью защитного конденсатора.
а, б — точки подключения защитного конденсатора; е — включение резистора для пре-
дотвращения резонансных явлений.
быстродействующие короткозамыкатели, устанавливаемые в цепи вторичного
напряжения между трансформатором и выпрямителем. Основной недостаток по-
следней защиты — отсутствие избирательности отключения при повреждении
вентилей.
Наиболее распространенной является избирательная защита вентилей полу-
проводниковых преобразовательных агрегатов с помощью быстродействующих
токоограничивающих предохранителей, устанавливаемых последовательно с вен-
тилями в каждую параллельную цепь выпрямителя.
При внутреннем к. з. в результате пробоя одного из вентилей весь ток про-
ходит через предохранитель поврежденного вентиля, вызывая его перегорание.
Для контроля перегорания предохранителен предусматривается выполнение их
с контактами, действующими в зависимости от нагрузки выпрямителя на сигнал
или на отключение агрегата. В настоящее время применяются предохранители
серии ПБН на напряжение до 660 В. Короткозамыкатели и предохранители
обычно поставляются комплектно с полупроводниковыми преобразовательными
агрегатами. Для защиты мощных выпрямителей, имеющих большое число парал-
лельно включенных вентилей и, как правило, работающих параллельно с другими
такими же выпрямителями, применяют и предохранители, и короткозамыкатели,
причем время срабатывания короткозамыкатели должно быть меньше времени
перегорания предохранителей.
362
Релейная защита в системах электроснабжения
[Разд. 20
Защита преобразовательных агрегатов может быть осуществлена включением
в анодные и катодные цепи выпрямителей быстродействующих выключателей.
Использование быстродействующих выключателей вместо предохранителей сни-
жает избирательность защиты и применяется иногда при замене -ртутных выпря-
мителей кремниевыми с сохранением остального оборудования выпрямительного
агрегата.
6~10кВ
1ТТа 1РТН
1ТТс п
-с*ъ-2РТН
1ТТ
Яутт ¥7
&тт
£ 47
ЗТ
т
1Т I
2Т'
L5
ЗТ
Токовая
отсечка,
защита
от пере-
грузки.
Токовая
отсечка,
защита
от пере-
грузка
Защита
от замы-
кании
на
землю
Цепи
отключе-
ния от
защит
Токовая
отсечка
Защита
от замы-
каний
на землю
Защита
от пере-
грузки
Газовая
защита
трансфор-
матора
Термо-
сигнали-
затор
7 К катусике 30
УУ
1Т
27
3
Рис. 20-24. Схема защиты полупроводникового преобразовательного агрегата,
предназначенного для питания цеховых сетей 220 В.
ITT, 2ТТ — трансформаторы тока; ЗТТ — трансформатор тока нулевой последователь-
ности; 1РТН, 2РТН — реле тока типа РНТ-56Б (вариант IT, 2Т — релетока типа РТ-40);
ЗТ — реле тока типа PT-84; Т — реле тона типа РТЗ-50; П — реле промежуточное типа
РП-255 (вариант П — реле промежуточное типа РП-251); /У, ЗУ, 6У, 9У — реле ука-
зательные сериесные типа РУ-21; 4У, ТУ, 8У, /О'У — реле указательные шунтовые типа
РУ-21; Г — реле газовое; — термоепгнализатор; С, IC — резисторы; 1Н, 211 — на-
кладки; ЗП — контакт промежуточного реле типа PI1-23 технологических защит.
Защита вентилей от перенапряжений осуществляется с помощью конденса-
торов, включаемых параллельно .индуктивностям схемы питания и выпрямителю.
На рис. 20-23 показаны различные способы включения защитного конденсатора.
Для предотвращения резонансных явлений, могущих -иметь место при нвлвнии
индуктивности трансформатора и защитного .конденсатора, последовательное кон-
денсаторами включают рааистары. Для защиты.от внутренних-поарежденнй (вит-
ковых замыканий в обмотках и понижения уровня -масла) в трансформаторах
применяется газовая защита, устанавливаемая на трансформаторах мощностью
1000 кВ-А п белее, н для внутренних преобразовательных установок на масля-
ных трансформаторах мощностью 400 кВ-А и более.
§ 20-9]
Защита преобразовательных агрегатов
363
Рис. 20-25. Схема защиты вентилей
. быстродействующими предохраните-
лями.
а — внутреннее к. з.; б — внешнее к. з.
Рис. 20-26. Схема защиты на перемен-
ном оперативном токе с реле прямого
действия ртутно-выпрямительного аг-
регата с трансформатором типовой
мощностью до 1000 кВ-А.
/ — трансформатор тока; 2 — реле тока
прямого действия типа РТМ (максималь-
ная токовая защита); 3 — реле тока (защи-
та от перегрузки); 4 — иа сигнал с выдер-
жкой времени; 5 — к измерительным при-
борам.
364
Релейная защита в системах электроснабжения
[Разд. 20
Для защиты полупроводниковых преобразовательных агрегатов от сверх-
токов перегрузки агрегата, если она имеет место, используется максимальная
токовая защита с выдержкой времени, действующая на отключение или на сигнал.
Эта же защита может действовать на включение резервного агрегата и на сигнал.
Повышение давления в баке герметизированных трансформаторов без расшири-
6-10 кВ
Рис. 20-27. Схема защиты на переменном оперативном токе с реле прямого дей-
ствия ртутно-выпрямительного агрегата с трансформатором типовой мощности
1000 кВ-А.
/ _трансформатор тока; 2 — реле тока типа РТМ (максимальная токовая защита);
3 _ реле тока (защита от перегрузки); 4 — температурный сигнализатор типа ТС; 5 —
реле газовое; 6 — реле указательное; 7 — реле промежуточное (5 — 7 — газовая защита):
8 — автоматический быстродействующий выключатель в катодной цепи (для отключе-
ния внешнего тока обратного зажигания): 9 — на сигнал с выдержкой времени; 10 —
на сигнал; II — к измерительным приборам.
телей контролируется с помощью реле давления, действующего на сигнал для тран-
сформаторов мощностью до 630 кВ-А и на отключение — более 630 кВ-А.
Защита от однофазных замыканий на стороне 6—10 кВ осуществляется с по-
мощью реле тока типа РТЗ-50 или реле тока типа РТ-40 с действием без выдержки
времени на отключение агрегата.
Превышение допустимой температуры выпрямителя или питающего тран-
сформатора контролируется с помощью термометрического сигнализатора пли
терморезисторной тепловой защиты, действующей на отключение выключателя.
§ 20-10]
Защита кабельных и воздушных линий
365
Рис. 20-28. Схема защиты на постоянном оперативном токе ртутно-выпрями-
тельного агрегата типовой мощностью 4000—6300 кВ-А.
1 — трансформатор тока; 2 — реле тока; 3, 10 — реле указательные (2, 3 — максималь-
ная токовая защита от к. з. иа стороне переменного и выпрямленного тока, а также от
обратных зажиганий в выпрямителе); 4 — реле промежуточное (выходное реле защит);
5 — реле тока (защита от перегрузки); 6 — температурный сигнализатор типа ТС; 7 —
реле обратного зажигания; 5 — автоматический быстродействующий выключатель (для
отключения внешнего тока обратного зажигания в выпрямителе); 9 — реле газовое; 12 —
на сигнал с выдержкой времени; 11 — иа сигнал; 13 — к измерительным приборам.
На рис. 20-24—20-29 приведены принципиальные схемы защиты преобразо-
вательных агрегатов.
Быстродействующая защита в анодной цепи (рис. 20-28) предназначена для
ликвидации внутреннего тока обратного зажигания; эта защита не всегда ликви-
дирует обратное зажигание в выпрямителе, в результате чего необходимо резер-
вирование ее максимальной токовой защитой.
20-10. ЗАЩИТА КАБЕЛЬНЫХ И ВОЗДУШНЫХ ЛИНИЙ
На кабельных и воздушных линиях напряжением 6—35 кВ, работающих
в сетях с малыми токами замыкания на землю, устанавливается релейная защита
от следующих видов повреждений и ненормальных режимов работы:
1) многофазных замыканий;
366
Релейная защита в системах электроснабжения
[Разд. 20
2) однофазных замыканий на землю;
3) сверхтоков перегрузки.
Для защиты от многофазных замыканий одиночных нереактированных ли-
ний одностороннего питания с питающей стороны предусматривается максималь-
ная токовая защита со ступенчатой настройкой выдержек времени в сочетании
с токовой отсечкой. Защита действует на отключение выключателя и осуществ-
ляется в двухфазном одно- или двухрелейном исполнении в зависимости от тре-
бований к чувствительности защиты. Для повышения избирательности действия
и предотвращения ложного срабатывания (при двойных замыканиях на землю)
трансформаторы тока должны включаться в одноименные фазы. На одиночных
нереактированных кабельных линиях, питающихся от шин электростанций про-
Рис. 20-29. Схема защиты вы-
прямительных агрегатов быст-
родействующими автоматически-
ми выключателями.
мышленных предприятий или мощных ГПП,
рекомендуется применение токовых отсечек
без выдержки времени, отстроенных от к. з.
за трансформаторами подстанций. При нали-
чии АПВ и АВР допускается неизбиратель-
ность действия защиты. Зона действия токо-
вой отсечки определяется из условия сниже-
ния напряжения на шинах электростанций
промышленных предприятий ниже 0,6 UHOm
при отключении многофазных замыканий.
Для защиты одиночных реактированных
линий одностороннего питания от многофаз-
ных замыканий рекомендуется применение
отсечек по току и напряжению как без вы-
держки, так и с выдержкой времени. На ре-
актированных линиях, выключатели которых
не обеспечивают отключения к. з., происхо-
дящего до реактора, токовые отсечки не уста-
навливают. На всех линиях одностороннего
питания максимальная токовая защита уста-
навливается только на питающих концах за-
щищаемых участков сети.
Для защиты линий двустороннего пита-
ния в системах электроснабжения промыш-
ленных предприятий предусматриваются мак-
симальная токовая защита и отсечки по то-
ку п напряжению. Для повышения избира-
тельности действия рекомендуется в случае
необходимости применять направленные защиты. Для коротких одиночных линий
в случае, если применяемая релейная защита не удовлетворяет требованиям изби-
рательности, чувствительности и быстроты действия, допускается применять в ка-
честве основной продольную дифзащнту. В целях упрощения защиты рекомен-
дуется автоматически делить сеть на радиальные участки одностороннего
питания.
Для защиты от однофазных замыканий па землю воздушных линий 'исполь-
зуются устройства контроля изоляции, действующие на сигнал. Исключение
составляют линии, требующие отключения по условиям техники безопасности.
Для осуществления избирательности защиты линии снабжаются кабельными
вводами. Для защиты кабельных линий от замыканий на землю используются
специальные трансформаторы тока нулевой последовательности (максимальная
токовая защита нулевой последовательности). Защита от замыкапий на землю и
в этом случае работает на сигнал. Действие защиты на отключение поврежден-
ного участка используется только в случае, когда отключение поврежденного
участка необходимо по условиям техники безопасности или когда отключение
линии не вызывает перерыва в питании потребителя, имеющего двустороннее
питание или резервирование.
§ 20-10]
Защита кабельных и воздушных линий
367
Для защиты линий от перегрузки, обусловленной технологическими особен-
ностями производства, устанавливается защита от перегрузки в однорелейном
Рис. 20-30. Схема защиты линии напряжением 6—10 кВ (двухступенчатая мак-
симальная токовая защита).
ВВ — выключатель; ITT, ТТ — трансформаторы тока; 1Т — 4Т — реле тока типа РТ-40;
УСЗ — устройство сигнализации при замыкании на землю; В — реле времени; П —
реле промежуточное; 1 У, 2У — реле указательные сериесные типа РУ-21; 1 — на сигнал;
2 — на отключение выключателя ВВ.
исполнении, действующая на сигнал, пли, если это необходимо, с выдержкой
времени на отключение. Последняя относится к кабельным линиям (предотвра-
щает разрушение изоляции кабеля
от чрезмерного повышения темпе-
ратуры жил кабеля).
В целях упрощения схем за-
щиты линий допускается осуществ-
лять защиту линий предохраните-
лями высокого напряжения в соче-
тании с разъединителями или вы-
ключателями нагрузки. Плавкие
вставки предохранителей выбирают-
ся по рабочему току линии с уче-
том токов пуска или самозапуска
двигателей, установленных в конце
защищаемой линии. Применение
плавких предохранителей для за-
щиты линий исключает необходи-
мость проверки линий на термиче-
скую стойкость к токам к. з.
В табл. 20-9 даны выбор и рас-
чет защиты, а на рис. 20-30—20-40
— принципиальные схемы защиты
кабельных и воздушных линий на-
пряжением 6—35 кВ в сетях с ма-
лыми токами замыкания на землю.
На рис. 20-34 дан частный случай
радиального питания цеховой под-
станции потребителя первой или
второй категории от шин ГПП или
Рис. 20-31. Схема поперечной дифферен-
циальной защиты на постоянном опера-
тивном токе сдвоенной кабельной линии
при одном общем выключателе и отдель-
ных разъединителях.
1 — иа сигнал.
Таблица 20-9
Выбор и расчет защиты кабельных н воздушных линий на напряжение 6—35 кВ
в сетях с малыми токами замыкання на землю
Характер повреж- дения или на- рушения нормаль- ного режима работы Характеристика линии Наименование н исполнение защит Параметры срабатывания защиты
С чем согласуется защита Расчетная формула Значения коэффициентов
Много- фазное к. 3. Одиночная нереак- тированная воздуш- ная линия односто- роннего питания Максимальная токо- вая со ступенчатой на- стройкой выдержек времени в сочетании с токовой отсечкой Максим 1. Отстраивается от максимального тока линии 2. Защита должна надежно срабатывать прн к. з. на всем про- тяжении защищаемой линии альная токовая защита &ьУр max /с,р /г k 'ЪВОЗКТ- т (примеч. 2) /гн=1,1 -5-1,2
Токовая Отстраивается от то- ка к. з. в конце ли- нии или другой опре- деленной точке отсечка feH=l,2-j-l,3 для реле типа РТ-40; /гн = 1,4 4- 1,5 для реле типа РТ-80
Одиночная нереак- тированная кабельная линия, отходящая от шин подстанции Токовая отсечка без выдержки времени Ток срабатывания отсечки должен быть выбран исходя из ус- ловий сохранения на- пряжения на шинах подстанций при к. з. на линии не менее (0,5-0,6) 4/ген Ориентировочно I (0’4 0’5) ^ном c’pS xs (примеч. 3)
Релейная защита в системах электроснабжения [Разд. 20
Характер повреж- дения или на- рушения нормаль- ного режима работы Характеристика ЛИНИН Наименование и исполнение защит
- Одиночная реакти- рованная кабельная или воздушная линия одностороннего пита- ния, выключатель ко- торой не рассчитан на отключение к. з. до реактора Максимальная токо- вая с выдержкой вре- мени
То же, но с выклю- чателем, рассчитанным на отключение к. з. и до реактора Максимальная токо- вая со ступенчатой на- стройкой выдержек времени в сочетании с токовой отсечкой
Сдвоенная кабель- ная линия, включен- ная под один выклю- чатель Поперечная дифза- щита с циркулирую- щими токами
Продолжение табл. 20-9
Параметры срабатывания защиты
С чем согласуется защита Расчетная формула Значения коэффициентов
1. Отстраивается от максимального тока лннин 2. Защита должна надежно срабатывать при к. з. на всем про- тяжении защищаемой линии Ipmax /с’₽ " k b KQO3 КТ.Т feH = 1,1 4-1,2
Аналогично защите одиночной нереактированной воздуш-
ной линии одностороннего питания
§ 20-10] Защита кабельных и воздушных линий
Отстраивается от максимального тока небаланса р — Wнб max (примеч. 7) /гн = 1,2о
СО
о о
Характер повреж- дения или на- рушения нормаль- ного режима работы Характеристика линии Наименование и исполнение защит
Две воздушные или кабельные линии од- ностороннего питания, присоединенные под разные выключатели Поперечная направ- ленная дифзащита
То же, частный слу- чай защиты двух па- раллельных линий при двухступенчатом одно- стороннем питании Максимальная токо- вая со ступенчатой на- стройкой выдержек времени в сочетании с токовой отсечкой без выдержки времени на секционном выключа- теле и защитой от ми- ним ального нап р яже- ния с выдержкой вре- мени
Продолжение табл. 20-9
Параметры срабатывания защиты
G чем согласуется защита Расчетная формула Значения коэффициентов
Отстраивается от: 1) токов небаланса нормального режима и при сквозном к. з.; 2) максимального то- ка нагрузки в режиме, когда на одном койне линии включены вы- ключатели обеих ли- ний, а на втором —од- ной линии 7с,р k k ^воз/<:т,т kiJpmax /с,р k k /гн = 1,15-4-1,25 (примеч. 4)
Отстраивается от: 1) рабочего тока при работе одной из линий; 2) бросков тока при самозапуске двигате- лей иа цеховой под- станции kiJpmax /с.р— ь ' *В03кТ> т 47с,р^=(0,34-0,4)4/ном йн = 1,1 4-1,2 для реле типа РТ-40; йн = 1,44-1,5 для реле типа РТ-80
370 Релейная защита в системах электроснабжения [Разд. 20
Характер повре- ждения или на- рушения нормаль- ного режима работы Характеристика линии Наименование н исполнение защит
Параллельные ли- нии двустороннего пи- тания Максимальная токо- вая со ступенчатой на- стройкой выдержек времени с делением токовой отсечкой на подстанции На две ра- диальные линии одно- стороннего питания или поперечная диф- ференциальная с при- емной стороны. Для коротких линий допу- скается применение продольной дифзащи- ты
Кольцевые радиаль- ные двустороннего пи- тания Ступенчатая токо- вая направленная или ступенчатая токовая с делением кольца токо- вой отсечкой на ради- альные линии одно- стороннего питания
Замы- кания на землю Максимальная токо- вая нулевой последо- вательности
Продолжение табл. 20-9
Параметры срабатывания защиты
С чём согласуется защита Расчетная формула Значения коэффициента
Отстраивается от: 1) максимального ра- бочего тока линии; 2) максимального то- ка небаланса k Г' , н м С'Р“ *т.т ^с. р = Мнб max k„= 1,2 4- 1,3 для реле типа РТ-40; Ан= 1,4-4-1,5 для реле типа РТ-80 йн = 1,25
Отстраивается от максимальных рабо- чих токов линии (при- меч. 8) kdgmax Z’P — k k /ЬВОЗ^Т» т feH=l,l 4-1,2 для реле типа РТ-40; £и=1,4 -=-1,5 для реле типа РТ-80
Отстраивается от: 1) тока небаланса при максимальной на- грузке линии; , Me (см. примеч. 5) fen=4 4-5 (примеч. 6)
§ 20-10] Защита кабельных и воздушных линий
Продолжение табл. 20-9
Характер повре- ждения илн на- рушения нормаль- ного режима работы Характеристика линии Наименование и исполнение защит Параметры срабатывания защиты
С чем согласуется защита Расчетная формула Значения коэффициентов
2) емкостного тока данной линии при по- вреждении на другой линии
Пере- грузка Кабельные линии, на которых возможны по режиму работы си- стематические пере- грузки Максимальная токо- вая в одиорелейном исполнении Отстраивается от максимального допу- стимого тока нагруз- ки линии г ^нЛ10М УС,р— ’г- “ /<Т,Т feH = 1,2-5-1,4
Примечания: 1. Распространяется н на защиту блоков линия — трансформатор (допустимая протяженность линии до 3 км)
если у трансформатора ие требуется более сложная защита.
2. Ток срабатывания защиты должен быть проверен по второму условию;
feq= к >2, где k4 — коэффициент чувствительности.
т< т с * р
3. При таком выборе тока срабатывания защита может оказаться неизбнрательной, что является допустимым при наличии уст-
ройства АПВ н АВР.
4. Второе условие является, как правило, определяющим-
5. Отстройка от собственного емкостного тока всегда обеспечивает выполнение условия отстройки от токов небаланса.
6. Для систем с изолированной нейтралью.
7. Ток небаланса обусловливается погрешностью трансформатора тока н неравенством сопротивлений параллельных линий.
8. Во избежание неправильной работы отсечки при качаниях ее ток срабатывания должен быть отстроен от токов качания;
Е 1 £*0
I. , где £„==1,2-4-1,3; I = -1J~—Е,— э. д. с. первого источника питания; Ег — э. д. с. второго источника питания;
с, р н нач н кач
—суммарное сопротивление от одного источника питания до другого, включая н сопротивление самих источников питания.
9. /р —максимальный ток нагрузки при наиболее тяжелом режиме работы линии; /^ — наибольший ток к. з. от одного нз
двух источников питания; feR —коэффициент надежности; /с — собственный емкостный ток линии при однофазном замыкании на дру-
гой линии; /Hgтах — максимально возможный ток небаланса прн повреждении в незащищенной зоне; /ном —поминальный ток линии;
—результирующее сопротивление системы до шин в относительных единицах, отнесенное к номинальному току линии; /С(р —
ток срабатывания реле; &воз — коэффициент возврата реле.
Релейная защита в системах электроснабжения [Разд. 20
§ 20-10]
Защита кабельных и воздушных линий
373
электростанции промышленного предприятия. Питание — одностороннее, за-
щита построена по ступенчатому принципу выбора выдержек времени. На вы-
ключатель В-5 действует токовая отсечка без выдержки времени. При к. з.
в зоне и вне ее выключателем В-5 система делится на обычные радиаль-
ные линии одностороннего питания. После срабатывания выключателя В-2 или
В-4 от их вспомогательных контактов работает устройство АПВ однократного
Рис. 20-32. Схема защиты на переменном оперативном токе двух кабельных ли-
ний 6—10 кВ, присоединенных к шинам подстанции через общий реактор и вы-
ключатель, не допускающий отключения к. з. до реактора.
1 — трансформатор тока; 2 — трансформатор тока типа ТНП: 3 — отключающие ка-
тушки; 4 — реле тока типа РТ-80; 5 — реле тока; 6 — реле указательное; 7 — к изме-
рительным приборам; 8 — на сигнал.
действия, воздействующее на выключатель В-5, который, сработав, восстанавли-
вает напряжение на шинах секции, питающейся от поврежденной линии.
Схемы защиты линий с двумя реле (рис. 20-36, б) применяются, когда схемы
с одним реле не удовлетворяют требованиям чувствительности. В схеме защиты
линии (рис. 20-38, б) при токе срабатывания отсечки, меньшем восьмикратного
тока срабатывания максимальной токовой защиты, может быть применен комплект
реле типа РТ. Токовая отсечка устанавливается в том случае, если выключатель
обеспечивает отключение к. з. до реактора. На рис. 20-39 приведена схема защиты
одной рабочей линии собственных нужд ТЭЦ, присоединенной к сборным шинам
генераторного напряжения и питающей секцию 1. Для защиты от повреждений
на линии и на шинах 6 кВ, а также для резервирования защит и выключателей
37 >
Релейная защита в системах электроснабжения
[Разд. 20
Рис. 20-33. Схема поперечной направленной дифференциальной защиты парал-
лельных линий на постоянном оперативном токе.
1 — трансформатор тока класса Д; 2 — реле тока; 3 — реле направления мощности;
4 — реле промежуточное; 5 — реле указательное; 6 — от трансформатора напряжения.
Рис. 20-34. Схема защиты двух параллельных линий, присоединенных под раз-
ные выключатели.
а - схема с расстановкой реле защиты; б - схема блокировки реле защита В-2 и В-4
от снижения напряжения на шинах ГПП или электростанции, 1 — на отключени .
§ 20-10]
Защита кабельных и воздушных линий
375
элементов, питаемых от секции 1, предусмотрена максимальная токовая защита
с выдержкой времени, действующая на отключение выключателей IB, 2В (реле 1,
2, 3, 4, 5). Для защиты от замыканий на землю используется устройство УСЗ-2/2,
Рис. 20-35. Упрощенные схемы защиты линий на оперативном переменном токе.
а — защита линий при наличии разъединителя и предохранителя; б — защита линий
при наличии выключателя нагрузки и предохранителя с дистанционным отключением;
в — защита линии при наличии выключателя нагрузки н предохранителя с использо-
ванием выключателя нагрузки в качестве отключающего устройства при замыканиях
на землю и работе защиты; / — на сигнал.
подключаемое к трансформатору тока типа ТЗЛ. На рис. 20-40 приведена схема
защиты ввода резервного питания к секции собственных нужд. Реле 3, 4, 8, 11 —
максимальная токовая защита, действующая на отключение выключателя 2В.
Со стороны питания установлена максимальная токовая защита с пуском от реле
минимального напряжения (реле 1, 2, 5, 6, 7, 9, 10), действующая на отключение
выключателя 1В. Для обеспечения действия релейной защиты при опробовании
Рис. 20-36. Схема защиты на переменном оперативном токе линий с малым то-
ком замыкания на землю.
а — с дешунтированием отключающей катушки при включении реле на разность токов
двух фаз; б — с двумя реле, включенными на фазные токи п одним ПИТ, включенным
на разность токов двух фаз; / — трансформатор тока; 2 — реле тока типа РТ-80; 3 —
промежуточный насыща.ющнйся'трансформатор тока (ПНТ); 4 — отключающие катушки.
376
Релейная защита в системах электроснабжения
[Разд. 20
Рис. 20-37. Схема защиты на постоянном
оперативном токе с реле косвенного дей-
ствия реактироваиной кабельной линии
напряжением 6—10 кВ с выключателем,
не допускающим отключения к. з. до ре-
актора.
1 — на сигнал.
2) необходимость ухода за батареей;
резервной линии после ремонта,
когда Р отключен, в схеме преду-
смотрено шунтирование контактов
реле 6 вспомогательными контак-
тами Р, замкнутыми при отклю-
ченном Р.
20-11. ОПЕРАТИВНЫЙ ТОК В
ЦЕПЯХ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ
Для питания цепей релейной
защиты применяют источники опе-
ративного постоянного, выпрямлен-
ного и переменного тока. В качест-
ве источников постоянного опера-
тивного тока служат аккумулятор-
ные батареи напряжением 110—
220 В, а иа небольших подстанциях
24—48 В, преимуществом которых
является независимый и устойчивый
уровень напряжения. К основным
недостаткам систем оперативного
постоянного тока относятся сле-
дующие:
1) удорожание стоимости под-
станции за счет аккумуляторной ба-
тареи и сооружения для нее специ-
ального отапливаемого помещения;
3)
наличие разветвленной сети постоянного тока, затруднительность отыска-
ния в ней замыканий на землю, возможность ложных отключений из-за появления
обходных цепей, двойных замыканий па землю. Область применения постоянного
оперативного тока — электростанции и подстанции с выключателями, оборудо-
ванными мощными электромагнитными приводами и со сложными защитами.
В качестве источников оперативного переменного тока служат трансформа-
торы собственных нужд подстанций, трансформаторы тока и напряжения, пред-
варительно заряженные конденсаторы. Источниками выпрямленного тока являются
специальные блоки питания (БП).
Основными преимуществами переменного и выпрямленного оперативных то-
ков перед постоянным являются следующие:
1) отсутствие отдельного независимого источника питания, что снижает
стоимость установки и эксплуатационные расходы;
2) отсутствие общей электрически связанной сети оперативного тока, что
снижает капитальные затраты н повышает надежность работы установки; исклю-
чаются ложные действия защиты;
3) возможность применения схем с реле прямого действия для максималь-
ных и дифференциальных защит, которые являются наиболее распространенными,
особенно в системах электроснабжения напряжением 3—35 кВ.
Область применения переменного и выпрямленного оперативных токов —
питание схем релейной защиты и электромагнитов управления выключателями
высокого напряжения непосредственно или в сочетании с вспомогательными уст-
ройствами: промежуточными трансформаторами, выпрямительными блоками пи-
тания и зарядными устройствами.
Питание от трансформатора собственных нужд применяется для понизитель-
ных подстанций напряжением 35/6—10 кВ и для подстанций напряжением НО кВ
с двухобмоточными или трехобмоточными трансформаторами без выключателей
§ 20-11] Оперативный ток в цепях релейной защиты 377
на стороне ВН. Место подключения трансформаторов собственных нужд и их
количество в общем случае определяются схемой электрических соединений под-
станций, числом и мощностью установленных силовых трансформаторов и режи-
Рис. 20-38. Схема защиты на оперативном постоянном токе с реле косвенного
действия линии с малым током замыкания па землю.
а — схема соединения трансформаторов тока на разность токов двух фаз и токовой отсеч-
кой; б — схема соединения трансформаторов тока в неполную звезду с токовой отсеч-
кой (при наличии реактора) и защитой от перегрузки; / — трансформатор тока; 2 — тран-
сформатор тока типа ТНП; 3 — реле тока для защиты от многофазных к. з.; 4 — реле
тока для токовой отсечки; 5 — реле тока для защиты от перегрузки; 6 — реле тока для
защиты от замыканий на землю: 7 — реле времени; 8 — реле промежуточное; 9 — реле
указательное; 10 — на сигнал.
мом их работы, количеством питающих линий и другими факторами, обусловлен-
ными конкретными условиями работы подстанции. Питание от трансформаторов
напряжения широко не используется в связи с их малой мощностью и отличием
378
Релейная защита в системах электроснабжения
[Разд. 20
их напряжения от напряжения аппаратуры управления, сигнализации и авто-
матики. Исключением являются трансформаторы напряжения ПО кВ и выше,
обладающие достаточной мощностью для питания оперативных цепей. Питание
от трансформаторов тока применяется в основном для выключателей, снабжен-
ных приводами типов КАМ, ПРБА, ПГМ, и т. д., в которые встроены отключаю-
щие катушки или реле прямого действия.
Рис. 20-39. Схема защиты линий напряжением 6 кВ с общим реактором.
1,2 — реле тока типа РТ-40; 3 — реле времени: 4 — реле промежуточное; 5 — реле ука-
зательное: 6 — к шинам 6 кВ; 7 — от защиты шин 6 кВ; 8 — к измерительным приборам;
9 — к УСЗ-2/2; 10 — от AJ3P; 11 — к релейной защите и измерительным приборам;
12 — на сигнал.
На практике встречаются дае схемы питания от трансформаторов тока с не-
посредственным питанием и с питанием от вспомогательных — промежуточных
насыщающихся трансформаторов тока (ПНТ).
Схемы питания оперативных цепей от ПНТ приведены в табл. 20-10. Наряду
с этим применяются схемы питания оперативных цепей -с дешунтированием отклю-
чающей катушки выключателя, где вместо ПНТ используются реле типа РТ-80,
имеющие мощные контакты. Постоянный ток для питания оперативных цепей
§ 20-11]
Оперативный ток в цепях релейной защиты
379
релейной защиты может быть получен путем выпрямления переменного тока
полупроводниковыми и другими выпрямителями. В этом случае сохраняются
преимущества постоянного тока, заключающиеся в применении более совершен-
ной в конструктивном отношении релейной и другой аппаратуры, и отпадает
потребность в аккумуляторной батарее как источнике постоянного тока.
К ULU.H0.M 6кВ
Рис. 20-40. Схема защиты резервной линии собственных нужд, присоединенной
к шинам генераторного напряжения.
1 — 4 — реле тока; 5 — фильтр-реле напряжения обратной последовательности; 6 —
реле напряжения; 7, 8 — реле времени; 9 — реле промежуточное; 10, 11 — реле ука-
зательные; 12 — к измерительным приборам; 13 — к УСЗ-2/2; 14 — на сигнал; 15 —
к другим секциям 6 кВ; 16 — к защите шин 6 кВ; 17 — от защиты шин 6 кВ; — разъе-
динитель.
380
Релейная защита в системах электроснабжения
[Разд. 20
Таблица 20-10
Наиболее распространенные схемы максимальной токовой защиты
Схема
Область применения
Для защиты концевых участков радиальных
линий с малыми токами замыкания на землю.
Для защиты силовых трансформаторов до
1000 кВ • А. Для защиты электродвигателей
Для защиты радиальных линий, двигателей и
силовых трансформаторов, когда первая схема
не обладает достаточной чувствительностью
Для защиты радиальных линий, двигателей
и силовых трансформаторов, когда по условию
чувствительности требуется включение реле на
фазные токи, а ПНТ для надежного срабаты-
вания привода выключателя —на разность то-
ков двух фаз
Для защиты в сетях с заземленной нейтралью
линий, а также силовых трансформаторов
То же
Основным недостатком выпрямленного оперативного тока является зависи-
мость его от переменного напряжения на входе выпрямителя.
Питание от трансформатора напряжения или трансформатора собственных
нужд обеспечивает действие защиты при повреждениях, не вызывающих общего
снижения напряжения на шинах подстанции. Питание от трансформатора тока
обеспечивает надежное действие защиты при к. з. В этом случае надежно работают
§ 20-11]
Оперативный ток в цепях релейной защиты
381
такие виды защит, как максимальная токовая, токовая отсечка, продольная диф-
ференциальная защита и т. п. При недостаточной отдаваемой мощности трансфор-
матора тока для действия катушки отключения используют разряд предвари-
тельно заряженных конденсаторов. Емкость последних подбирают такой, чтобы
ток разряда конденсатора был достаточным для действия катушки отключения
выключателя.
Для получения выпрямленного напряжения применяются БП, подключаемые
к измерительным трансформаторам или к трансформаторам собственных нужд
подстанции. БП позволяет получать выпрямленное напряжение при всех возмож-
ных видах к. з., в том числе при трехфазных к. з., сопровождающихся значитель-
ным снижением напряжения во всех фазах. Блоки питания делятся на токовые
блоки БПТ и блоки напряжения БПН. Токовый БП состоит из промежуточного
насыщающегося трансформатора тока
и выпрямительного моста.
Параллельно вторичной обмотке
ПНТ включается конденсатор, ем-
кость которого вместе с индуктивно-
стью цепи намагничивания образуют
феррорезонансный контур. Этот кон-
тур позволяет при изменении в широ-
ких пределах тока на входе БП стаби-
лизировать напряжение на его выходе
и является, таким образом, феррорезо-
нансным стабилизатором напряжения.
Токовые блоки включаются в цепи
трансформатора тока и являются ис-
точниками питания только в режиме
к. з., когда ток в цепи оказывается
достаточным для обеспечения необхо-
димой мощности на выходе блока.
Блок напряжения состоит из про-
межуточного трансформатора напряже-
ния и выпрямительного моста. Блоки
напряжения подключаются ктрансфор-
БПТ-11
Рис. 20-41. Схемы включения блока
питания типа БПТ-11.
маторам напряжения или к трансфор-
маторам собственных нужд и являются
источниками питания в режимах с до-
а — включение на фазные токн; б—вклю-
чение иа разность фазных токов.
статочно высоким уровнем напряжения.
Выпрямленное напряжение иа выходе БП равно 24, 48 или ПО В, а для мощ-
ных БП типов БПТ-1000 и БПН-1000 это напряжение составляет ПО и 220 В.
Блоки питания типа БП-10 (БПТ-10, БПН-10) предназначаются для питания
устройств релейной защиты, выполненных на номинальные напряжения 24 и
ПО В и имеющих номинальную мощность не более 25 Вт. В связи с этим блоки
питания БП-10 можно использовать в защитах присоединений напряжением
2—10 кВ, оборудованных выключателями с легкими приводами, а также в схе-
мах с дешунтированием отключающих катушек в сетях напряжением 2—35 кВ.
Блок питания БПТ-10 включается последовательно с токовыми цепями защиты.
При этом трансформаторы тока должны быть проверены по кривым 10 %-ной
погрешности с учетом сопротивления БПТ, которое зависит от тока в его первич-
ной обмотке. Выбор числа витков первичной обмотки БПТ-10 производится в за-
висимости от #т,т.
С помощью ответвлений на первичной обмотке БПТ-10 ток уставки может
быть выбран равным 5; 7,5; 10 А. Потребляемая мощность БПН-10 в режиме х. х.
не превышает 9 В-А; блок питания БПТ-10 может включаться по одной из сле-
дующих схем:
а) соединенные последовательно-согласно секции первичной обмотки вклю-
чаются на разность токов двух фаз;
382
Репейная защита в системах электроснабжения
[Разд. 20
б) секции включаются на фазные токи с учетом полярности так, что резуль-
тирующий магнитный поток в сердечнике БПТ определяется разностью фазных
токов.
Такое включение осуществляется для схем защиты, в которых невозможно
соединять токовые цели на разность фазных токов, или для уменьшения потреб-
ляемой мощности, если чувствительность достаточна.
Первичная обмотка БПН включается на одно из линейных напряжений изме-
рительных трансформаторов напряжения. Схемы включения первичных обмоток
Рис. 20-42. Схемы включения блоков питания типов БПН-11/1 и БПН-11/2.
а — с раздельным включением элементов; б — с параллельным включением элементов
на стороне переменного и выпрямленного напряжений; в — с включением на два линей-
ных напряжения; г — с включением по симметричной трехфазной выпрямительной
схеме; д — с последовательным включением элементов для получения выходного напря-
жения 48 или 220 В.
трансформаторов тока и напряжения согласуются между собой таким образом,
чтобы обеспечить необходимое выпрямленное напряжение как при различных
видах к. з., так п в нормальном режиме.
Блоки питания типа БП-100 (БИТ-100, БПН-100) предназначаются для пи-
тания устройств защиты, выполненных на поминальные напряжения 24, 48 и
ПО В и имеющих номинальную мощность не более 160—240 Вт в кратковремен-
ном режиме работы; блок Б.П-100 можно использовать для включения и отключе-
ния аппаратов на напряжение 35 кВ, оборудованных приводами, имеющими малое
собственное потребление (ШПК, ШППО й др.), а также для отключения выклю-
чателей с электромагнитным приводом (ПС-10, ПЭ-2 и др.); блок БПТ-100 при-
меняют для присоединений, оборудованных трансформаторами тока, отдаваемая
мощность которых при двукратном номинальном токе составляет не менее 500 В • Л.
Сюда относятся практически все отечественные трансформаторы тока, за исклю-
чением встроенных £ малым Ь-,.-;. Включение реле защиты и измерительных при-
боров на трансформаторы тока, используемые для питания БПТ-100, не допу-
§ 20-11]
Оперативный ток в цепях релейной защиты
383
скается. Выбор схемы включения блоков БПТ-100 и БПН-100 определяется зна-
чением токов и напряжений при к. з., режимом работы сети и требованиями,
предъявляемыми к релейной защите. Блок БПТ-100 независимо от номинального
тока присоединения должен включаться на ответвление 200/5 встроенных тран-
сформаторов тока ТВ-35 и ТВД-35, специально предназначенных для этого.
Блоки БПТ-100 и БПН-100 можно использовать как для совместной, так и для
раздельной работы. В сетях с малыми токами замыкания на землю, если не тре-
буется оперативное напряжение в нормальном режиме, можно использовать в ка-
Рнс. 20-43. Схема включения блоков питания типа БПТ-101 и БПН-102.
а — на разность фазных токов (БПТ-102); б— на линейное напряжение (БПН-100);
в— на разность фазных токов (БПТ-101) и на линейное напряжение (БПН-101); г —
на разность фазных токов (БПТ-101) и на ток третьей фазы (БПТ-101); д — на ток средней
фазы (БПТ-101) и ла линейные напряжения (БПН-101).
честве блока питания только блок БПТ-100, включенный на разность фазных
токов.
Следует иметь в виду, что при такой схеме включения блока питания защита
не будет реагировать на некоторые'двухфазные замыкания за трансформатором
со схемой соединения Y/Д. Когда к защите предъявляется требование реагировать
на эти повреждения, используются одновременно блоки БПТ-100 и БПН-100.
При отсутствии трансформатора напряжения могут быть использованы два
БПТ-100, один из которых включается на разность токов двух фаз, а второй —
на ток третьей фазы. Когда требуется иметь оперативное напряжение не только
при к. з., но и в нормальном режиме, необходимы также блоки БПН-100. Потреб-
ляемая мощность БПН-100 при х. х. составляет 5 В-А; при минимально допусти-
мом сопротивлении нагрузки (50 Ом для БПН-101/1; 2,5 и 10 Ом для БПН-101/2) —
350 В-А.
Блоки питания типа БП-1000 (БПТ-1000 и БПН-1000) предназначаются для
питания устройств релейной защиты, выполненных на номинальное напряжение
384
Релейная защита в системах электроснабжения
[Разд. 20
Рис. 20-44. Схемы включения
блоков питания БП-1002.
ПО и 220 В и имеющих номинальную мощность до 1500 Вт в кратковременном и
до 300 Вт в длительном режимах.
Блоки БПТ-1000 включаются на комплекты трансформаторов тока, исполь-
зование которых для других целей не допускается. В блоках БПТ-1000 можно
изменять числа витков первичной обмотки промежуточного трансформатора
(от 25 до 200) в зависимости от типа трансформатора тока и требуемого значения
тока надежной работы. Блок БПТ-1000 применяется для надежной работы релей-
ной-защиты и электромагнитов отключения выключателей при близких трехфаз-
ных к. з. В блоках БПН-1000 значение выходного напряжения регулируется
переключением ответвлений на вторичных
обмотках.
Блок питания типа БПНС предназначает-
ся для питания выпрямленным стабилизиро-
ванным напряжением устройств релейной
защиты, выполненных на номинальное на-
пряжение 220 В и имеющих номинальную
мощность до 1500 Вт в кратковременном ре-
жиме; блок БПНС подключается к транс-
форматорам напряжения или собственных
нужд, что обеспечивает надежное питание
релейной защиты при всех видах несиммет-
ричных к. з., а также при трехфазном к. з.,
когда напряжение на входе БПНС не мень-
ше половины поминального; БПНС может
включаться совместно с БПТ-1000.
Следует отметить, что перечисленные
выше БП могут использоваться для пита-
ния не только цепей релейной защиты, но
и автоматики, и телемеханики. Ниже ' при-
водится краткая характеристика устройств,
применяемых для указанных выше целей.
Зарядное устройство типа УЗ-401 предна-
значено для заряда конденсаторных батарей
напряжения 400 В. Блоки конденсаторов ти-
общей емкостью до 1000 мкФ до г ... .... _____ _________г__
па БК-400 служат для создания запаса энергии, используемой для приведения
в действие отключающих электромагнитов приводов выключателей, реле за-
щиты и т. д. Блоки питания типа БПРУ-66
и выпрямительные устройства типа КВУ-66
преобразуют переменный ток в постоянный
и применяются для питания электромагни-
тов включения приводов выключателей вы-
сокого напряжения. Устройства могут рабо-
тать параллельно на общие шины выпрям-
ленного тока для резервирования питания
и для получения тока более 300 Л. Блоки
питания и заряда типов БГ13-401 и БГ13-402
могут работать в двух режимах: режиме за-
рядного устройства для заряда конденсатор-
ных батарей и режиме блока питания. Они
могут заменять собой блоки питания типов БПН-101/1, БПТ-101/1, БПТ-101/3 и
зарядное устройство типа УЗ-401.
В табл. 20-11—20-16 приведены основные параметры, а на рис. 20-41—20-45
даны схемы рассмотренных блоков питания и схемы их включения.
Рис. 20-45. Схема Включения
блоков БПНС-1 и БПТ-1002.
§ 20-11]
Оперативный ток в цепях релейной защиты
385
Таблица 20-11
Основные параметры блоков питания типа БП-11
Параметры БПТ-11 БПН-11/1 БПН-11/2
Номинальный ток первичных обмоток промежуточного трансформатора тока, А Номинальное входное напряжение, В: 5 У Д' — —
параллельное соединение секций — по но
последовательное соединение секций — 220 220
Номинальное выходное напряжение, В ПО; 24 ПО 24
Уставки на ток надежной работы, Л 5; 7,5; 10 — —
Длительно допустимый ток блока при последовательном соединении первич- ных обмоток и токе нагрузки 0,2 А при выходном напряжении НО В и 0,35 А при выходном напряжении 24 В, А 9,5 —
Длительно допустимое напряжение при токе нагрузки 0,15 А при выходном напряжении 110 В и 0,5 А при выход- ном напряжении 24 В Выходное напряжение, В (для БПТ-11 при токе, равном 1,2 тока надежной работы, и последовательном соедине- нии первичных обмоток; для блока БПН-11 при подведении к каждому элементу напряжения 105 В): Ы ^ном bl
холостой ход блока (не более) 118 27 160 32
нагрузка блока (не менее):
600 Ом 92 — — —
300 Ом 100 —
200 Ом —- — 90 —
30 Ом — 20 — —.
25 Ом — — 23
10 Ом — — — 19
Потребление при холостом ходе, В • А 95 (при после 9 (для каждого
довагельно со- элемента) единенных пер- вичных обмотках и токе 9,5 А)
Размеры (длинаХширинаХвысота), мм 175x195x180
Масса, кг 2,5 | 3,5
Примечание. Блок БПТ-11 допускает протекание 15-кратного тока надежной
работы при сопротивлении нагрузки 200 Ом (ПО В), 10 Ом (24 В) в течение 3 с.
13 под ред. А. А. Федорова, Г, В. Сербнновского
386
Релейная защита в системах электроснабжения
[Разд. 20
Таблица 20-12
Основные параметры блоков питания типа БН-101
Параметры БПТ-101/1; Б ПТ-102/3 БПТ-101/2 БПТ-Ю1/4 БПН-101/1 БПН-101/2
Номинальное входное напряже- ние, В: параллельное соединение секций — — — 100; 110; 127 100; НО; 127
последовательное соединение сек- ций Номинальное выходное напряже- — — — 220 220
но 24; 48 24; 48 но 24; 48
ине, В Среднее значение выходного напря- жения, В: в режиме холостого хода (не бо- 130 31; 62 31, 62 130 31; 62
лее) при минимально допустимом со- 94 20; 40 20; 40 94 20; 40
противлении нагрузки (не менее) Минимально допустимое сопротнв- 50 3,5; 14 2,5; 10 50 2,5; 10
ление нагрузки, Ом Сопротивление длительно включен- 200 10; 40 10; 40 200 20
ной нагрузки (ие менее), Ом Допустимый ток в первичной об- 75 - для БПТ-101/1; 75 100
мотке насыщающихся трансфор- маторов в течение 5 с прн мини- мально допустимом сопротивле- нии нагрузки, А Длительно допустимое напряжение, 100 —для БИТ-101/3 но но
% номинального входного Потребление, В-А: при холостом ходе 5 5
при минимально допустимом со- — — —— 350 зьО
противлении нагрузки Размеры (длинах шири нах высота), мм Масса, кг 8 8 220 8 к 138x190 5,5 5,5
Таблица 20-13
Основные параметры блоков питания типа БП-1002
Параметры БПТ-1002 БПН-1С02
Номинальное входное напряжение, В 100; 220; 380
Номинальное выходное напряжение, В Среднее значение выходного напряжения, В: НО, 220 ПО; 220
в режиме холостого хода (не более) 136; 260 140; 280
при нагрузке (не менее) 90; 180 80; 86; 160; 172
Сопротивление нагрузки, Ом 10; 40 5; 10; 20; 40
Длительно допустимый ток нагрузки, А 7; 3,5 6,4; 3,2
Допустимый ток в первичной обмотке насыщаю- щегося трансформатора в течение 5 с при ука- занном сопротивлении нагрузки, А 50
§ 20-11]
Оперативный ток в цепях релейной защиты
387
Продолжение табл. 20-13
Параметры БПТ-1002 БПН-1002
Намагничивающая сила первичной обмотки насы- щающегося трансформатора блока, при которой наступает феррорезонанс при отсутствии на- грузки, А • w Длительно допустимый ток в первичной обмотке насыщающегося трансформатора при отсутствии нагрузки, А: 840—1000 —
до наступления феррорезонанса Не превы- шает тока феррорезо- паиса
после наступления феррорезопапса, при полном числе витков первичной обмотки 9,5 —
Длительно допустимое напряжение, % номиналь- ного входного Потребление па фазу, В • А: по
при холостом ходе (не более) — 25
при нагрузке 750 1500; 750
Размеры (длинахширинахвысота) 340x354x302
Масса, кг 3
Т аблица 20-14
Основные параметры блоков питания типа БПНС-1
Параметры БПНС-1
Номинальное напряжение, В: входное 400; 230; 100
выходное 220
Диапазон допустимого изменения входного напряжения 50-110
при трехфазиом питании в режиме х.х. и при номи- нальной нагрузке 40 Ом, % (/ном То же при однофазном питании, % UU0M'. при соединении разделительного трансформатора по 70-110
схеме Y/Y при соединении разделительного трансформатора по 75—110
схеме д/у Диапазон изменения среднего значения выходного на- 85—110
пряжения при трехфазном и однофазном питании в режиме х.х, и при .номинальной нагрузке 40 Ом, % ^/|1ОМ Выходная мощность блока, Вт: длительная при напряжении 220 В , 650
в течение 30 мин 1200
кратковременная в течение 1 с 1500
Потребление на фазу, В А, при х.х. 140
Размеры (длинахширинахвысота), мм 1100 x 600 x 350
Масса, кг 150
13*
388
Релейная защита в системах электроснабжения
[Разд. 20
Таблица 20-15
Основные параметры блоков питания типа БПРУ-66 и
выпрямительных устройств типа КВУ-66
Параметры БПРУ-66/220 БПРУ-66/380 КВУ-66-2 КВУ-66-3
Номинальное входное напряже- ние питающей сети, В 220 380 (с за- земленной нейтралью) 220 380 (с за- землен- ной ней- тралью)
Длительно допустимое напря- жение, % номинального вход- ного ПО ПО ПО по
Частота питающей сети, Гц Среднее значение выходного напряжения, В: 50 50 50 50
при х.х. 296 258 295 258
под нагрузкой 220 220 220 220
Пределы выпрямленного тока при напряжении на нагрузке 220 В, А Количество выходов на нагруз- ку с максимальным током: 55—300 55—300 55—300 55—300
300 А 2 2 1 1
150 А Предельный режим нагрузки: 4 4 2 2
максимальная мощность в импульсе, кВт 66 66 66 66
длительность импульса включения, с 1 1 1 1
минимально допустимое вре- мя между импульсами, с Количество импульсов в цикле (не более) при токе: 0,5 0,5 0,5 0,5
300 А 4 4 4 4
150 А 6 6 5 5
100 А —, — 10 10
Время между циклами, мин 10 10 10 10
Размеры (длинах ширинах вы- сота), мм 900x600x1200 600 x 350 x 800
Масса, кг 130 55
Таблица 20-16
Основные параметры блоков питания и заряда типов БПЗ-401
и БПЗ-402
Параметры БПЗ-401 БПЗ-402
Уставки по току наступления феррорезо- нанса х, А Номинальное входное напряжение, В 100; ПО; 127; 220 4,65; 6; 8,5; 9,3; 11,8; 17 и
Список литературы
389
Продолжение табл. 20-16
Параметры
БПЗ-401
БПЗ-402
Номинальная частота, Гц
Номинальное выпрямленное напряжение, В
Номинальное напряжение заряда, В
Время заряда конденсаторов емкостью
200 мкФ до напряжения 0,8 номиналь-
ного, мс
Длительно допустимое сопротивление на-
грузки при Ua, выпр, Ом:
НО В
220 В
Минимально допустимое сопротивление на-
грузки при Uu, ВЫ|1Р, Ом:
110 В
220 В
Пятисекундный первичный ток термической
стойкости при минимально допустимом
сопротивлении нагрузки, А
Потребляемая мощность, В-А:
при отсутствии нагрузки
при минимальном сопротивлении на-
грузки
при длительном сопротивлении нагрузки
в установившемся режиме (заряженный
конденсатор)
Размеры (длинаХширинаХвысота), мм
Масса, кг
50
ПО; 220
400x5%
Не более 70
Не менее 150
Не менее 000 Не менее 520
50
200
Не более 5
Не более 400
Не более 200
Не более 20
282x240x147
7
1 Резонанс в схеме наступает при намагничивающей силе в первичной обмотке
промежуточного трансформатора тока блока, равной 1200_t.l00 А «се».
Список литературы
1. Электротехнический справочник / Под общ. ред. П. Г. Грудинского,
Г. Н. Петрова, М. М. Соколова. — М.: Энергия, 1972. — Т. 2. — Кн. 1. — 488 с.
2. Байтер И. И. Релейная защита и автоматика питающих элементов соб-
ственных нужд тепловых электростанций. —М.: Энергия, 1975. — 121 с.
3. Беркович М. А., Семенов В. А. Основы техники и эксплуатации релейной
защиты. — М.: Энергия, 1971. — 583 с.
4. Правила устройства электроустановок. —М.: Энергия, 1965. — 464 с.
5. Справочник по электроснабжению промышленных предприятий / Под
общ. ред. А. А. Федорова и Г. В. Сербиновского. — М.: Энергия, 1973. — Кн. 1. —
520 с.
6. Какуевицкий Л. И., Смирнова Т. В. Справочник реле защиты и автома-
тики. — М.: Энергия, 1972. — 344 с.
7. Чериобровов Н. В. Релейная защита. — М.: Энергия, 1974. — 680 с.
8. Андреев В. А., Бондаренко Е. В. Релейная защита, автоматика и теле-
механика в системах электроснабжения. —М.: Высшая школа, 1975. — 376 с.
9. Федосеев А. М. Релейная защита электрических систем. — М.: Энергия,
1976. — 560 с.
390
Автоматика в системах электроснабжения
[Разд. 21
Раздел двадцать первый
АВТОМАТИКА
В СИСТЕМАХ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
ПРОМЫШЛЕННЫХ ПРЕДПРИЯТИЙ
21-1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
В системах электроснабжения промышленных предприятий для повышения
надежности работы применяют следующие виды автоматики: автоматическое
повторное включение (АПВ), автоматическое включение резервного питания и
оборудования (АВР), автоматическое регулирование мощности компенсирующих
устройств, автоматическая аварийная разгрузка по частоте (АЧР), самозапуск
синхронных и асинхронных двигателей.
Устройства автоматики в системах электроснабжения выполняются как на
оперативном переменном, так и на оперативном постоянном токе. При проекти-
ровании новых схем автоматики предпочтение следует отдавать в первую очередь
оперативному переменному току. Оперативный постоянный ток должен приме-
няться в особо ответственных установках. Путем выпрямления переменного тока
можно применять стандартную аппаратуру постоянного тока. Характерные схемы
устройств автоматики приведены в § 21-2—21-5.
Характеристика и условия применения или действия устройств автоматики
приведены в табл. 21-1.
21-2. АВТОМАТИЧЕСКОЕ ПОВТОРНОЕ ВКЛЮЧЕНИЕ (АПВ)
Автоматическое восстановление питания систем промышленного электроснаб-
жения (п. э.) при помощи повторного включения и включения резерва элементов
системы (п. э) излагаются ниже.
Сущность АПВ состоит в том, что элемент системы электроснабжения, отклю-
чившийся при срабатывании релейной защиты, через определенное время (0,5—
1,5 с) снова включается под напряжение (если нет запрета на обратное включение),
и если причина, вызвавшая отключение элемента, исчезла, то он остается в работе.
Среди наиболее частых причин, вызывающих неустойчивые повреждения
элементов системы электроснабжения, можно назвать перекрытие изоляции ли-
ний при атмосферных перенапряжениях, схлестывание проводов при сильном
ветре или пляске, замыкание линий или шин различными предметами, отключе-
ние линий или трансформаторов вследствие кратковременных перегрузок или
неизбирательного срабатывания релейной защиты и т. д. В связи с этим АПВ
с большим успехом может применяться для воздушных и кабельных линий, сек-
ций или систем шин, двигателей и одиночных трансформаторов.
Однако при применении АПВ трансформаторов в схеме АПВ должен быть
наложен запрет АПВ при отключении трансформаторов под действием газовой
или дифференциальной защиты.
Стоимость устройства АПВ ничтожно мала по сравнению с убытками произ-
водства, вызываемыми перерывами в электроснабжении. Применение устройства
АПВ различных элементов системы электроснабжения значительно повышает
надежность электроснабжения даже при одном источнике питания. В системах
электроснабжения промышленных предприятий в основном применяются устрой-
ства АПВ однократного действия, как наиболее простые и дешевые. С увеличе-
нием кратности действия АПВ их эффективность уменьшается. Так, эффектив-
ность применения однократного АПВ для воздушных линий в энергосистемах
§ 21-2]
Автоматическое повторное включение
391
Т а б л и ц а 21-1
Характеристика и условия применения или действия
устройств автоматики
Автоматические устройства
Условия применения автоматических
устройств
Устройства АПВ
АПВ воздушных линий одно-
стороннего питания
АПВ воздушных линий дву-
стороннего питания
АПВ кабельных линий
АПВ трансформаторов
АПВ сборных шин
Несинхронное АПВ
Действует после отключения любыми ви-
дами защиты
Действует после отключения любыми ви-
дами защиты. Осуществляется с предвари-
тельной проверкой синхронизма или отсут-
ствия напряжения на приемном коние ли-
нии. Проверка синхронизма необязательна
при следующих условиях:
1) при повреждении на линии элемента
передачи между энергосистемой и промыш-
ленным предприятием, когда электростан-
ция предприятия с частью нагрузки, не пре-
вышающей ее мощности, отделяется от энерго-
системы путем отключения секционного или
между шинного выключателя; остальная часть
нагрузки (на другой секции или системе
шин) после АПВ присоединяется к энерго-
системе;
2) когда при повреждении на линии элек-
тропередачи генераторы электростанции
предприятия отключаются и переводятся
в асинхронный режим; после АПВ линии
генераторы автоматически подключаются
к энергосистеме по методу самосинхрони-
зации;
3) при наличии на линии быстродействую-
щего устройства АПВ (длительность пол-
ного цикла 0,2—0,3 с)
Аналогично воздушным линиям приме-
няется для потребителей I категории, но
может быть рекомендовано и для II кате-
гории. Как правило, однократного действия
Действует при отключении трансформа-
тора любыми видами защит, кроме газовой
и дифференциальной
Действует при отключении шин защитой
от к.з. на шинах. Применяется в первую
очередь для открытых подстанций
При достаточно больших сопротивлениях
линий электропередачи, связывающих элек-
тростанции или части энергосистемы, несин-
хронное включение этих линий не представ-
ляет опасности для оборудования. В этом
случае могут применяться устройства АПВ
без проверки синхронизма, которые, обеспе-
чивая обратное включение всех отключив-
392
Автоматика в системах электроснабжения
[Разд. 21
Продолжение табл. 21-1
Автоматические устройства Условия применения автоматических устройств
АПВ электродвигателей шихся во время аварий линий, в ряде слу- чаев предотвращают перегрузку оставшихся линий и нарушение устойчивости. Несин- хронные АПВ допустимы, если кратность тока несинхронного включения, возникшего при включении с углом расхождения век- торов э.д.с., равным 180°, к номинальному току генераторов не превышает: для тур- богенераторов 5; для гидрогенераторов 3 Находят применение для осуществления автоматического пуска двигателей, отклю- чаемых для обеспечения самозапуска, когда наряду с отключением двигателей неответ- ственных механизмов отключается и ряд двигателей ответственных механизмов
Устройства АВР
АВР кабельных и воздушных
линий
АВР сборных шин
АВР электродвигателей
Действует при исчезновении напряжения
или при отключении питающей линии, при
отключении рабочего трансформатора лю-
быми видами защиты или при ошибочном
его отключении вручную; АВР трансфор-
матора может происходить также под воз-
действием программного реле, обеспечиваю-
щего экономически целесообразный режим
работы трансформатора
Действует при исчезновении напряжения
на данной секции или системе шин: для
открытых подстанций целесообразно приме-
нение АВР сборных шин также при отклю-
чении их защитой
Действует при отключении от любого
вида защиты
Автоматизация работы компенсирующих устройств
Автоматическое регулирова-
ние мощности конденсаторных
установок по напряжению
Автоматическое регулирова-
ние мощности конденсаторных
установок по току нагрузки
Автоматическое регулирова-
ние мощности конденсаторных
установок по направлению реак-
тивной мощности
Автоматическое регулирова-
ние мощности конденсаторных
установок по времени суток
Применяется, когда одновременно жела-
тельно обеспечить и регулирование напря-
жения
Применяется для тех приемников, у кото-
рых в суточном графике происходит резкое
изменение потребления реактивной мощ-
ности
Применяется на отдельных удаленных
тупиковых подстанциях
Применяется при хорошо известном и до-
статочно постоянном суточном графике реак-,
тивной мощности
§ 21-2]
Автоматическое повторное включение
393
Продолжение табл. 21-1
Автоматические устройства
Условия применения автоматических
устройств
Устройства АЧР
АЧР потребителей на сторо-
нах высокого (6—35 кВ) и низ-
кого напряжений
Действует при снижении частоты до
48—45 Гц и ниже путем отключения отдель-
ных линий и трансформаторов, питающих
менее ответственных потребителей (II и
III категорий)
Самозапуск двигателей
Самозапуск синхронных и
асинхронных двигателей
Применяется при кратковременном (до
10 с) исчезновении напряжения на шинах
питающих, распределительных и цеховых
подстанций
СССР составляет 60—75 %, при двукратном 10—15 % и при трехкратном всего
лишь 1—3 % .
Многократное АПВ может применяться на одиночных длинных (свыше
10 км) воздушных линиях, питающих потребителей II и III категорий, когда на
приемной подстанции не предусматривается автоматическое включение резерв-
ного ввода и выключатель рассчитан для работы в условиях многократного АПВ.
Автоматическое повторное включение (АПВ) выполняется как на постоянном,
так и на переменном оперативном токе.
На оперативном постоянном токе устройства АПВ выполняются при наличии
электромагнитных или пневматических приводов.
Устройство однократного АПВ на оперативном переменном токе выпол-
няется, как правило, с применением пружинных приводов (ППМ-10, ПП-61 и др.)
и происходит за счет энергии сжатой пружины.
Для упрощения и увеличения надежности устройств АПВ применяют ком-
плекты АПВ с реле типов РПВ-58, РПВ-258, РПВ-358 и их модификаций.
Автоматическое повторное включение линий. Авто-
матическое повторное включение линий с применением комплектов типов РПВ-58,
РПВ-258 и РПВ-358. Устройство РПВ-58 состоит из следующих элементов
(рис. 21-1): реле времени 1В, создающего выдержку времени от момента пуска
АПВ до замыкания цепи включающей катушки выключателя; промежуточного
реле 1П, подающего импульс на электромагнит включения ЭВ; конденсатора С,
обеспечивающего однократность действия АПВ; резистора /у, обеспечивающего
термическую стойкость реле 1В; резистора г2, предназначенного для ограниче-
ния скорости заряда конденсатора С; резистора г3 через который происходит раз-
ряд конденсатора С, при наличии запрета АПВ.
Устройство РПВ-258 (рис. 21-4) отличается от устройства РПВ-58 наличием
указательных реле 1У и 2У. Для ограничения скорости заряда конденсаторов 1С
и 2С предназначены соответственно резисторы г2 и г3. Разряд конденсаторов 1С
и 2С при наличии запрета АПВ происходит соответственно через резисторы г4
и г5.
Устройство РПВ-358 (рис. 21-5) отличается от РПВ-58 лишь наличием диода
1Д типа ДГ-Ц27, имеющего большое сопротивление в обратном направлении.
Номинальные напряжения устройства типов РПВ-58 и РПВ-258 ПО и 220 В по-
стоянного тока, РПВ-358 — ПО В (выпрямленное, среднее). Номинальные токи
удерживания последовательной обмотки реле 1П 0,25; 0,5; 1 и 2,5 А. Выдержка
394
Автоматика в системах электроснабжения
[Разд. 21
РПВ-58
| Запрет АПВ
Ускорение
2~ защиты ?
На сигнал
5П
От
трансформа-
тора
напряжения
От устройства
отбора напряжения
S
о
Рис. 21-1. Схема устройства АПВ линий с двусторонним питанием и с примене-
нием комплекса типа РПВ-58 (схема показана для включенного положения вы-
ключателя).
РПВ-58 — комплект устройства АПВ; 4П — реле промежуточное типа РП-23; 5П —
реле промежуточное типа PII-232; КУ — ключи управления; 7СН — реле контроля
синхронизации: <8// — реле минимального напряжения типа ЭН-529; ПУ — переклю-
чающие устройства; ЮЛ — лампа неоновая. Схема включения устройства типа РПВ-58
для линий с односторонним питанием отличается от указанной выше отсутствием сле-
дующих элементов: 7СН, 8Н, 9ПУ, ЮЛ. В некоторых приводах (ПС-10) АПВ действует
не на соленоид включения, а на контактор включения.
§ 21-2]
Автоматическое повторное включение
395
времени реле 1В регулируется в пределах 0,5—9 с для устройства типов РПВ-58
и РПВ-358 и 1—20 с для РПВ-258.
Время заряда конденсатора равно 15—25 с для устройств РПВ-58 и РПВ-358
и 60—100 с для РПВ-258. Устройства типов РПВ-58 и РПВ-358 надежно работают
при напряжении 0,7 Un, РПВ-258 — при напряжении 0,8
Схема АПВ линий с применением комплекта типа РПВ-58 (рис. 21-1).
Устройства типа РПВ-58 применяются для линий с односторонним и двусторон-
ним питанием при наличии на подстанции постоянного оперативного тока и вы-
ключателей с дистанционным управлением. Устройство РПВ-58 совместно с Дру-
гими элементами схемы обеспечивает однократное действие АПВ.
На рис. 21-1 приведена схема включения устройства типа РПВ-58 для линий
с двусторонним питанием. Для линий с односторонним питанием должен отсут-
ствовать элемент схемы, обведенный на рис. 21-1 пунктиром, и точка ML должна
быть соединена с точкой Л12. Пуск устройства АПВ производится во всех случаях
аварийного отключения выключателя, т. е. во всех случаях возникновения не-
соответствия положения выключателя и его ключа управления КУ.
Схема устройства типа РПВ-58 для линий с односторонним питанием работает
следующим образом.
При срабатывании релейной защиты (замыкается контакт РЗ) подается на-
пряжение на электромагнит отключения выключателя ЭО, и выключатель отклю-
чается. Контакт выключателя В в цепи электромагнита включения ЭВ замы-
кается и срабатывает реле 4П. При срабатывании реле 4П замыкается его контакт
в цепи реле 1В, реле 1В срабатывает и происходит пуск устройства АПВ.
При замыкании контакта 1В в цепи реле 1П происходит разряд конденса-
тора С на параллельную обмотку реле 1П, вызывая его кратковременное сраба-
тывание. Замыкающий контакт 1П в цепи ЭВ замыкается, по электромагниту
включения ЭВ протекает ток и выключатель включается. Благодаря наличию
последовательной обмотки реле 1П самоудерживается во включенном состоянии
до момента включения выключателя, чем обеспечивается надежное включение
выключателя.
После включения выключателя размыкающий контакт В размыкается, реле 4П
обесточивается и размыкает свой контакт в цепи 1В. Если АПВ оказывается
неуспешным, то повторного включения выключателя не происходит; после замы-
кания контакта 1В в цепи 1П оно не срабатывает, так как конденсатор С еще
не успел зарядиться. Готовность устройства АПВ к следующему действию опре-
деляется временем заряда конденсатора С, которое при заданной емкости конден-
сатора определяется значением га:
^зар — ггС 1п ——,
ОII U с р
где UH — напряжение питания, В; (7ср — напряжение срабатывания реле 1П, В.
При оперативном отключении выключателя ключом КУ АПВ не происходит,
так как цепь реле 1В будет разомкнута контактом ключа управления. Реле 5П
предназначено для предупреждения многократной работы выключателя при
неисправностях цепей включения.
Для линий с двусторонним питанием дополнительно устанавливается реле
синхронизации 7СН, реле минимального напряжения 8Н и сигнальная лампа ЮЛ
(обведены на схеме пунктиром)..
Схема устройства АПВ для линий с воздушными выключателями (рис. 21-2).
Нормальная работа воздушных выключателей возможна лишь в том случае,
если имеющийся в его резервуарах сжатый воздух находится под определенным
давлением, определяемым минимально допустимым давлением для данного типа
выключателей (для выключателей отечественного производства 15—16 кгс/см2).
В связи с тем, что каждая операция по отключению выключателя связана с боль-
шим расходом воздуха, а следовательно, н с понижением давления в резервуа-
рах, применять устройства АПВ на линиях с воздушными выключателями можно
только в тех случаях, когда емкость резервуара выключателя достаточна для
396
Автоматика в системах электроснабжения
[Разд. 21
выполнения следующего цикла: отключение — включение (с помощью средств
АПВ)—отключение (О—В—О).
Расход воздуха для включения выключателя очень мал и практически ие
сказывается на понижении давления. Наличие достаточного давления воздуха
для второго отключения необходимо в том случае, если включение выключателя
произошло на неустранившееся к. з.
Контроль давления, необходимого для выполнения АПВ, может осущест-
вляться по-разному.
На рис. 21-2 приведена схема устройства АПВ воздушного выключателя
с пуском при давлении, достаточном для выполнения операции О—В—О с про-
веркой давления во время пуска устройства АПВ. Контроль давления осуществ-
ляется с помощью электроконтактного манометра (на схеме контакты манометра
Рис. 21-2. Схема устройства АПВ линий, оборудованных воздушными выключа-
телями.
РПВ-58 — комплект устройства АПВ; 2П — реле типа РП-211; КУ — ключ управле-
ния; Д — контакт электроконтактного давления.
обозначены Д). Уставка манометра выбирается из расчета, чтобы после одного
отключения давление в резервуаре было не меньше минимально допустимого зна-
чения. Так как контакты электроконтактных манометров имеют малую отклю-
чающую способность, то все операции в оперативных цепях осуществляются с
помощью промежуточного реле 2П. Нормально реле 2П обесточено, и его контакты
разомкнуты.
При первом отключении выключателя замыкающий контакт выключателя
в цепи 2П замыкается, и если давление в резервуаре достаточно (контакт Д замк-
нут), то реле 2П срабатывает и замыкает свои контакты. Контакт 2П блокирует
контакты Д и замыкающий контакт В и удерживает реле 2П во включенном со-
стоянии до тех пор, пока не произойдет включения выключателя. Происходящее
после отключения понижение давления уже не оказывает влияния на состояние
реле 2П, и оно, зафиксировав наличие необходимого давления перед первым
отключением, дает импульс на пуск устройства АПВ.
Реле 2П должно быть быстродействующим, например реле типа РП-211,
чтобы замыкание контактов 2П происходило быстрее размыкания контакта Д,
иначе не сможет произойти пуск устройства АПВ. '
Иногда для большой надежности вместо одного реле 2П можно применять
еще дополнительное реле с замедлением при возврате, используемое как повтори-
§ 21-2]
Автоматическое повторное включение
397
тель контакта электромагнитного манометра (на схеме не показано). После за-
мыкания контакта 2П в цепи реле 1В осуществляется пуск устройства АПВ,
выполненного с применением комплекта РПВ-58, и схема работает, как и схема
рис. 21-1.
При новом отключении выключателя реле 2П не может сработать, так как
давление в резервуаре после двух отключений понижается ниже минимально
допустимого и контакт манометра Д будет разомкнут.
Возможность нового АПВ после успешного срабатывания предыдущего опре-
деляется не только временем возврата устройства АПВ, но и временем восста-
новления давления в резервуарах» для чего требуется сравнительно большое
время. Поэтому при частых отключениях выключателя (например, во время
грозы, сильных, ветров и т. д.) возможны отказы АПВ. Для предотвращения
срабатывания АПВ при оперативном включении выключателя на устойчивое
к. з. в цепь резистора г3, через которое происходит разряд конденсатора при по-
даче команды на включение, включен замыкающий контакт выключателя В.
Схема АПВ линий с релейными схемами управления (ВГПИ ТЭП, рис. 21-3).
Поскольку применяемые в схемах автоматического управления ключи управле-
ния с мощными контактами, остающимися замкнутыми после подачи оператив-
ных команд, являются довольно сложными и дорогими, то выпускаемые в настоя-
щее время достаточно надежные и недорогие малогабаритные ключи управления
с маломощной контактной системой находят сейчас очень большое применение
в промышленности, и, в частности, в схемах автоматического управления.
Так как мощность контактов маломощных ключей управления мала, то все
операции'в схеме управления осуществляются с помощью промежуточных реле
типа РП-23, цепи обмоток которых включаются в цепь через контакты ключа
управления. Для создания цепей несоответствия (маломощные ключи управле-
ния не имеют цепей, остающихся замкнутыми после прекращения подачи команды
на включение) в схеме используются контакты двухпозиционного реле типа
РП-352.
Схемы дистанционного управления с применением промежуточных реле и
двухпозиционных реле для оперативного управления разработаны ВГПИ Теп-
лоэлектропроект и получили название релейных схем управления.
На рис. 21-3 приведена схема релейного управления устройства АПВ с ис-
пользованием реле РПВ-58. Нормальное включение и отключение выключателя
осуществляется с помощью промежуточных реле 2П и ЗП типа РП-23, катушки
которых получают питание через контакты маломощного ключа управления КУ.
При любом отключении выключателя получают питание реле 4П и замыкает
свои контакты в цепи реле РПВ-58. Однако пуск устройства произойдет только
в том случае, если контакт 7/7, подающий плюс оперативного тока на реле РПВ-58,
будет замкнут. В качестве реле 7П используется двухпозиционное реле типа
РП-352, якорь которого перебрасывается в то или иное положение при подаче
соответствующей оперативной команды. Обмотка реле находится под напряже-
нием только в течение времени срабатывания реле, так как в цепь каждой обмотки
реле включены его собственные контакты.
При аварийном отключении выключателя контакт 7П в цепи реле РПВ-58
замыкается и устройство АПВ начинает работать аналогично описанному выше для
схемы рис. 21-1. Если же отключение включателя будет произведено ключом
управления, то контакт 7П в цепи устройства АПВ будет разомкнут и АПВ
ад произойдет.
В случае неуспешного АПВ приведение реле 7П в соответствие с положе-
нием выключателя может осуществляться не только ключом управления КУ,
но и путем подачи соответствующей команды с пункта управления через
шинку ШСМ.
Схема АПВ линий с применением комплекта типа РПВ-258 (рис. 21-4).
Устройство автоматического повторного включения типа РПВ-258 применяется
для линий одно- и двустороннего питания на подстанциях, работающих на опе-
ративном постоянном токе и оборудованных выключателями с дистанционным
398
Автоматика в системах электроснабжения
(Разд. 21
управлением. РПВ-258 в отличие от устройства типа РПВ-58 обеспечивает дву-
кратное действие АПВ; по своему построению и принципу оно аналогично
РПВ-58.
В схеме двукратного АПВ для осуществления первого цикла используется
проскальзывающий контакт реле времени 1В, а второго — конечный контакт 1В.
Схема включения устройства типа РПВ-258 для линии с двусторонним питанием
Рис. 21-3. Схема устройства АПВ с применением комплекта типа РПВ-58 для
выключателей с релейной схемой управления.
РПВ-58 — комплект устройства АПВ: 211, ЦП, 411, fill — репе промежуточное типа РП-23;
5П — реле типа РП 232; 7П — реле типа PII-352.
показана на рис. 21-4. Схема включения устройства типа РПВ-258 для линий
с односторонним питанием отличается от указанной выше отсутствием элементов,
обведенных на рис. 21-4 пунктиром; при этом точка М схемы должна быть при-
соединена непосредственно к минусу.
Подача импульса для действия АПВ после отключения выключателя от за-
щиты происходит так же, как и для схемы, показанной на рис. 21-1. После сра-
батывания реле 1В замыкается его проскальзывающий контакт 1В и конденса-
тор 1С разряжается на параллельную обмотку реле 1П и обмотку указательного
§ 21-2]
Автоматическое повторное включение
399
реле 1У, вызывая их кратковременное срабатывание. Затем схема работает ана-
логично схеме с реле РПВ-53. При неуспешном АПВ в первом цикле защита вновь
срабатывает и на реле времени 1В подается напряжение. Проскальзывающий
контакт 1В замыкается, ио реле 1П не срабатывает, так как конденсатор 1С не
успевает зарядиться. При замыкании замыкающего контакта 1В, имеющего
для включенного положения выключателя).
РПВ-258 — комплект устройства АПВ. Все остальные обозначения аналогичны обозна-
нениям по схеме на рис. 21-1.
выдержку времени при замыкании, происходит разряд конденсатора 2С, срабаты-
вание реле 1П и 2У и выключатель включается так же, как и в первом цикле.
Неуспешное действие устройств АПВ приводит к новому пуску устройства
РПВ-258, однако при замыкании замыкающих контактов 1В реле 1П не сраба-
тывает, так как конденсаторы не успели зарядиться.
Реле 4П и РПВ-258 остаются во включенном состоянии до отключения клю-
чом управления. Контакт 4П включен непосредственно на минус для предупре-
ждения заряда конденсатора 1С и неправильного третьего включения выключа-
400
Автоматика в системах электроснабжения
[Разд. 21
теля при возврате реле времени в исходное состояние, происходящего после от-
ключения ключом управления.
Схема АПВ линий с применением комплекта типа РПВ-358 (рис. 21-5).
Устройство повторного включения типа РПВ-358, так же как РПВ-58 и РПВ-258,
применяется для линии одностороннего и двустороннего питания, но оно может
применяться на подстанциях, работающих на оперативном переменном токе и на
оперативном постоянном токе 24 и 48 В, оборудованных выключателями с ди-
РПВ-358 — комплект устройства АПВ; 5/7 — реле промежуточное типа РП254; ПП —
реле промежуточное типа РП-23. Остальные обозначения аналогичны обозначениям по
схеме на рис. 21-1.
станционным управлением. Устройство РПВ-358 обеспечивает однократное дей-
ствие АПВ.
На рис. 21-5 приведена схема включения устройства типа РПВ-358 для линий
с двусторонним питанием.
Устройство типа РПВ-358 отличается от РПВ-58 наличием диода 1Д (типа
ДГ-Ц27) в цепи заряда конденсатора С, предназначенного для его разряда при
понижениях напряжения на блоке питания при близких к. з. Питание устрой-
ства РПВ-358 и других элементов в данной схеме предусматривается от специаль-
ного выпрямительного устройства с номинальным выходным напряжением ПО В,
присоединяемого к цепям напряжения.
Питание электромагнита отключения выключателя производится либо от
аккумуляторной батареи напряжением 24 и 48 В, либо от заряженных коиден-
§ 21-2]
Автоматическое повторное включение
401
саторов и устройств питания. В связи с принятым способом питания в схему
введено промежуточное реле 11П, необходимое для разделения цепей. Для пре-
дупреждения отказа блокировки от многократного срабатывания выключателя
при близких к. з. реле 577 выполняется с замедлением на возврат (типа РП-254).
Схема АПВ выключателей с электромагнитными приводами для потребите-
лей, отключаемых под действием устройств АЧР (ВГПИ ТЭП, рис. 21-6).
АПВ потребителей, отключаемых под действием устройств АЧР (см. § 21-5),
Рис. 21-6. Схема устройства АПВ выключателя с электромагнитным приводом
для присоединений, отключаемых под действием устройства АЧР (ВГПИ «Тяж-
промэлектропроект»).
РПВ-58 — комплект устройства АПВ; 2П, 4П — реле типа РП-23; ЗП — реле типа
РП-252.
может быть выполнено на оперативном постоянном токе с применением реле
РПВ-58 аналогично схеме рис. 21-1. Схема рис. 21-6 отличается от нее наличием
дополнительного промежуточного реле 2П типа РП-23, подключаемого к вспо-
могательным шинкам 1ВШ, 2ВШ, которые получают питание при срабатывании
устройства АЧР. При срабатывании реле 2П его замыкающий контакт в цепи ЭО
замыкается и выключатель отключается. При восстановлении частоты до задан-
ного значения реле 277, отпадая, замыкает свой размыкающий контакт в цепи
реле РПВ-58. Дальше схема работает аналогично схеме рис. 21-1. Если АПВ
после срабатывания устройства АЧР не должно работать, то в цепь запрета уст-
ройства АПВ должен быть включен контакт реле 277 (на схеме не показан).
При невозможности одновременного включения большого числа выключа-
телей (например, из-за недостаточной мощности аккумуляторной батареи) по-
следовательность включения может достигаться либо установкой специальных
реле в схемах устройства АЧР, либо выбором различных уставок реле времени
402
Автоматика в системах электроснабжения
[Разд. 21
устройства АПВ, либо .установкой устройств АЧР не на выключателях отдельных
потребителей, а на выключателях трансформаторов, питающих шины этих по-
требителей (если это возможно по другим соображениям).
Ускорение защиты при наличии устройства АПВ. Ускорение действия
защиты до АПВ осуществляется быстродействующей неизбирательной защитой,
устанавливаемой на защищаемой линии вместе с основной защитой. После работы
устройства АПВ быстродействующая защита автоматически выводится из дейст-
вия на время, большее времени срабатывания основной избирательной защиты
линии.
Ускорение защиты до АПВ (рис. 21-7, а) применяется при допустимости
иеизбирательиого отключения выключателей, например в несложных радиальных
системах с малым числом ступеней и ответвлений, питающих потребителей II и
III категорий. Ускорение защиты после АПВ позволяет осуществить немедленное
отключение линий после включения ее устройством АПВ на неустранившееся к. з.
Рис. 21-7. Схемы соединения релейной защиты с устройствами АПВ.
а — с ускорением защиты до АПВ; б — с ускорением защиты после АПВ; в — с ускоре-'
пнем защиты до и после АПВ; г — без ускорения защиты; ПОЗ — пусковой орган за-
щиты (может состоять из нескольких реле); В — реле времени защиты, П — реле проме-
жуточное с выдержкой времени при возврате около 0,25 с.
Защита, которой производится немедленное отключение линий после АПВ
вводится автоматически на время, необходимое для отключения поврежденной
линии. После отключения поврежденной линии ускоренная защита автоматически
выводится из действия.
Ускорение защиты после АПВ (рис. 21-7, б) применяется во всех случаях,
если выключатель способен разрывать ток короткого замыкания в течение 0,2—
0,5 с с момента возникновения к. з.
АПВ линий, оборудованных выключателями с пружинными приводами. Кон-
струкция выпускаемых ранее грузовых и пружинных приводов (УГП-51, ПГ-10,
ПГМ-10, ППМ, ППР-21) предусматривала наличие в них специального механи-
ческого устройства, которое при помощи встроенных в привод реле производит
АПВ выключателя без выдержки времени. АПВ с помощью этих приводов проис-
ходит после отключения выключателя релейной защитой, а также при дистан-
ционном отключении, если механизм заведен. Повторное включение происходит
за счет энергии падающего груза (грузовые приводы) или энергии пружины (пру-
жинные приводы). При ручном отключении АПВ не происходит (имеется меха-
ническая блокировка).
Механические устройства АПВ можно использовать для дистанционного
включения, если завести механизм при отключенном выключателе. Это позволяет
применять их в схемах АВР (см. § 21-3).
Конструкция существующих механических устройств АПВ позволяет осу-
ществлять однократные и двукратные АПВ. Механическое устройство АПВ не
требует дополнительной релейной аппаратуры.
§ 21-2]
Автоматическое повторное включение
403
Однако, как показала эксплуатация, устройства механического АПВ без
выдержки времени действуют не всегда надежно. Это объясняется тем, что вклю-
чение выключателя происходит еще до того, как все механизмы придут в состоя-
ние покоя после отключения. Эффективность механических АПВ 50—60 %,
поэтому в пружинных приводах, выпускаемых в настоящее время, обычно уст-
ройства механического АПВ отсутствуют.
Схема АПВ мгновенного действия с запретом завода пружины после неуспеш-
ного АПВ (ВГПИ ТПЭП, рис. 21-8). Схема рис. 21-8 предусматривает устрой-
ство АПВ мгновенного действия с использованием аппаратуры, встроенной непо-
средственно в пружинный привод. Включение и отключение выключателя осуще-
ствляется с помощью электромагнитов ЭВ и ЭО. При любом включении выклю-
чателя вспомогательный контакт Б КА, предусмотренный в механизме привода
для фиксирования аварийного отключения выключателя, замыкается, подготав-
ливая к включению электромагнит ЭВ при аварийном отключении выключателя.
К источнику оперативного тока
।-------------В цепь .ускорения действия
Т КГП ’ заициты после АПВ
I 1 В цепь ускорения действия .
' ’ заициты до АПВ
Рис. 21-8. Схема устройства мгновенного АПВ выключателя с пружинным при-
водом, с запретом завода пружины после неуспешного АПВ.
Прн аварийном отключении выключателя электромагнит ЭВ получает пита-
ние благодаря замыканию размыкающего контакта В через контакт готовности
привода КГП, замкнутый при полном натяжении пружины, и вспомогательный
контакт Б КА, который остается замкнутым, так как отключение выключателя
происходит под действием средств защиты. В случае неуспешного АПВ повтор-
ного включения выключателя не происходит, так как контакт КГП в цепи элект-
ромагнита ЭВ будет разомкнут до тех пор, пока снова не произойдет полного на-
тяжения пружины. Для нового полного натяжения пружины выключатель В
должен быть включен после АПВ в течение времени, необходимого для полного
натяжения пружины, иначе его замыкающий контакт В в цепи двигателя Д будет
разомкнут и натяжения пружины не произойдет.
Для подготовки к включению выключателя после неуспешного АПВ на-
кладка И переводится в положение 2, размыкая цепь АПВ. Двигатель Д начинает
работать, натягивая пружину до нужного состояния, после чего он отключается
конечным выключателем ВК, встроенным в привод, а накладка переводится
в положение 1. Схема готова к новому АПВ. При оперативном отключении выклю-
чателя АПВ не происходит, так как вспомогательный контакт БКА замыкается
прн любом включении выключателя, а размыкается при отключении выключа-
теля вручную пли дистанционно.
Схема АПВ линий мгновенного действия, оборудованных выключателями
с пружинным приводом ПП-61 (ВГПИ ТПЭП, рис. 21-9). Эта схема отличается
от схемы рнс. 21-8 наличием проскальзывающего вспомогательного контакта В,
404
Автоматика в системах электроснабжения
[Разд. 21
имеющегося в приводе ПП-61, кратковременно замыкающегося при изменении
положения выключателя. Наличие этого контакта позволяет подготовлять при-
вод к новому действию на включение после АПВ независимо от успешного дей-
ствия АПВ, что является более удобным и простым при эксплуатации.
Недостатками электрических схем мгновенного действия, как и механиче-
ских схем мгновенного действия, является то, что операция включения может
К источнику ^переменного тока.
Рис. 21-9. Схема устройства мгновенного АПВ выключателя с пружинным при-
водом типа ПП-61.
начаться еще до того, как все механизмы придут в состояние покоя после отклю-
чения, вследствие чего включение сопровождается возникновением ударных на-
грузок, уменьшающих надежность работы привода.
Схема АПВ линий с выдержкой времени, оборудованных выключателями с пру-
жинным приводом, с автоматической подготовкой привода к действию только после
успешного АПВ (ВГПИ ТПЭП, рис. 21-10). Схема рис. 21-10 отличается от схемы
Рис. 21-10. Схема устройства АПВ с выдержкой времени для выключателей
с пружинным приводом с автоматической подготовкой привода к действию только
после успешного АПВ.
рис. 21-8 только тем, что включение выключателя после аварийного отключения-
происходит не сразу, а с определенной выдержкой, определяемой временем замы-
кания контакта реле времени 1В. После отключения выключателя реле 1В полу-
чает питание и, замыкая с выдержкой времени свой контакт, дает команду на пуск
устройства АПВ. Дальше схема работает аналогично рис. 21-8.
Схема АПВ линий с выдержкой времени, оборудованных выключателями с пру-
жинным приводом с автоматической подготовкой привода к действию, независима,
от успешности АПВ (ВГПИ ТПЭП, рис. 21-11). Схема аналогична схема,
рис. 21-10 с той лишь разницей, что однократность действия АПВ обеспечивается
применением специальных реле времени типа РВ-238 или РВ-248, имеющих
§ 21-2]
Автоматическое повторное включение
405
проскальзывающий контакт. Однократность действия АПВ в этой схеме дости-
гается ограничением длительности включаемого импульса. Для обеспечения на-
дежного действия устройства АПВ выдержка времени реле времени 1В должна
быть такой (5 с и выше), чтобы размыкание цепи электромагнита ЭВ производилось
контактом выключателя В, а не проскальзывающим контактом реле 1В.
Схема АПВ линий с выдержкой времени, оборудованных выключателем с пру-
жинным приводом (рис. 21-12). При отключении линии от защиты или дистанцион-
ном отключении контакт выключателя В в цепи электромагнита включения замы-
кается и реле 1П получает питание. Реле 1П, замыкая свой замыкающий контакт
1П в цепи реле времени 1В, производит пуск устройства АПВ. Включение осу-
ществляется через замыкающий контакт реле времени 1В и контакт натяжения
пружины Krnt.
После успешного АПВ реле времени обесточивается, двигатель натягивает
пружину и схема снова готова к действию. При повторном отключении выключа-
Рис. 21-11. Схема устройства АПВ с выдержкой времени для выключателей
с пружинными приводами с автоматической подготовкой привода к действию не-
зависимо от успешности АПВ.
теля нового пуска устройства АПВ не происходит, так как при вторичном срабаты-
вании реле 1В контакт КГП} еще разомкнут, а КГП2 замкнут вследствие того, что
время'завода пружины больше, чем время действия защиты и АПВ. Включения
выключателя не происходит, а срабатывает промежуточное реле 2П, которое
самоудерживается через свой контакт 2П и разрывает цепь включения выключа-
теля размыкающим контактом 2П. Таким образом, предотвращается включение
выключателя на устойчивое к. з., даже если пружина будет натянута и контакты
КГПХ и КГП2 вернутся в положения, соответствующие натянутой пружине. Для
предотвращения многократного включения выключателя при недостаточно на-
дежном контакте КГП2 в схеме предусмотрен разрыв цепи двигателя от промежу-
точного реле 1П (размыкающий контакт реле 1П).
Для ускорения релейной защиты до АПВ используются размыкающие кон-
такты реле Ш; ускорение защиты после АПВ осуществляется с помощью проме-
жуточного реле (на схеме не показано), пускаемого от контакта реле времени.
Схема находит широкое применение при отсутствии комплектов АПВ.
- Схема АПВ выключателей с пружинным приводом для потребителей, отклю-
чаемых под действием АЧР (ВГПИ ТПЭП, рис. 21-13). При понижении частоты
сети до определенного значения, определяемого уставкой реле частоты, срабаты-
вает устройство АЧР и подает питание на вспомогательные шинки 1ВШ, 2ВШ.
Реле 1П (типа РП-25) устройства АПВ срабатывает, замыкает свои замыкающие
контакты в цепи электромагнита отключения ЭО тех выключателей, которые
должны быть отключены при данной частоте, и размыкает размыкающий контакт
1П в цепи электромагнита включения ЭВ. Электромагнит отключения ЭО сраба-
тывает и выключатель отключается. При отключении выключателя под действием
406
Автоматика в системах электроснабжения
[Разд. 21
устройства АЧР вспомогательный контакт БКА пружинного привода размыкается
и включения выключателя от действия АПВ, как это было в схеме рис. 21-8, не
происходит.
Одновременно со срабатыванием реле 1П срабатывает двухпозиционное
реле 2П (типа РП-351), фиксируя срабатывание устройства АЧР и подготовляя
к включению электромагнит включения ЭВ при повышении частоты. При повыше-
нии частоты до нормального значения реле 1П обесточивается, его контакт в це-
пи ЭВ замыкается и по цепи 1П, 2П, КГП, В, ЭВ происходит включение выключа-
теля. Подготовка схемы к новому срабатыванию осуществляется так же, как
Рис. 21-12. Схема АПВ линий с выдержкой времени для выключателей с пру-_
жинными приводами и с двигателем для завода пружины.
/ — ускорение защиты после АПВ; 2 — от блока питания; 3 — от источника питания
оперативных цепей защиты; 4 — в цепь завода пружины; 5 — ускорение защиты до АПВ.
в схеме рис. 21-8. При отключении выключателя вручную или дистанционно
включения его при восстановлении частоты не происходит, так как замыкающий
контакт 2П в цепи ЭВ будет разомкнут, поскольку это реле срабатывает только
при отключении выключателя под действием устройства АЧР. Схема предназна-
чается для линий 6—10 кВ (и иногда 35 кВ) или трансформаторов.
Автоматическое повторное включение трансфер»
м а т о р о в предусматривается для автоматического восстановления их нормаль-
ной работы после аварийных отключений, не связанных с внутренними поврежде-
ниями трансформатора (неустойчивые к. з. на выводах, ложное действие защиты
и т. д.).
Автоматическое повторное включение трансформаторов является обязатель-
ным на однотрансформаторных подстанциях с односторонним питанием. На двух-
трансформаторных подстанциях с односторонним питанием АПВ трансформаторов
целесообразно устанавливать в том случае, если отключение одного из трансфор-
§ 21-2]
Автоматическое повторное включение
407
маторов вызывает перегрузку другого, и в связи с этим часть потребителей должна
отключиться.
Схема АПВ трансформатора с использованием модернизированного комплекта
типа РПВ-58 (рис. 21-14). Для обеспечения необходимой длительности импульса
на включение любого из отключающихся выключателей в комплекте РПВ-58
промежуточное реле 1П имеет две последовательные обмотки (вместо одной по
типовой схеме комплекта РПВ-58), включаемые через свои замыкающие контакты
на две независимые цепи включения выключателей 6 и 35 кВ (напряжения 6 и
35 кВ взяты условно для удобства изложения).
Назначение цепей схемы на рис. 21-14: 1—2а и 1—2Ь — цепи устройства АПВ;
1—4 — цепь реле блокировки выключателя 35 кВ; 1—6 — цепь включения вык-
лючателя 35 кВ от устройства АПВ; 7—8 — цепь отключения выключателя 35 кВ
Рис. 21-13. Схема устройства АПВ выключателя с пружинным приводом для
присоединений, отключаемых под действием устройства АЧР.
1П — реле типа РП-25; 2П — реле типа РП-351.
от дифференциальной и газовой защит, при срабатывании ЗП (катушка ЗП на схе-
ме не показана); 9— 8 — цепь отключения выключателя 35 кВ от любой защиты,
кроме дифференциальной и газовой; 11—10 — цепь выходного реле газовой и
дифференциальной защит; 13—15—17—12 — цепи максимальной токовой защиты;
19—14 — цепь выходного реле максимальной токовой защиты; 1—16 — цепь
включения выключателя 6 кВ от устройства АПВ; 23—18 — цепь отключения вы-
ключателя 6 кВ от газовой или дифференциальной защит; 25—18 — цепь отключе-
ния выключателя 6 кВ от любого вида защит, кроме дифференциальной и газовой.
Запуск устройства АПВ производится при несоответствии положения ключей
управления 1ДУ и 2КУ и вспомогательных контактов выключателей 35 или
6 кВ 1ВК и 2ВК. Срабатывание устройства АПВ происходит при отключении вы-
ключателя 35 или 6 кВ от любой защиты, кроме дифференциальной или газовой.
Для предотвращения действия устройстваАПВ при внутренних повреждениях
трансформатора в схеме предусмотрен запрет АПВ при срабатывании дифферен-
циальной и газовой защит (конденсатор С разряжается при срабатывании ЗП на
резисторе г3). Недостатком такого метода запрета АПВ является то, что в случае
неустойчивого к. з. на выводах в зоне дифференциальной защиты или ложного
срабатывания газовой защиты АПВ трансформатора не произойдет.
408
Автоматика в системах электроснабжения
[Разд. 21
Для устранения этого недостатка можно осуществлять пуск устройства АПВ
трансформатора во всех случаях срабатывания релейной защиты, а запрет АПВ
только при замыкании сигнального контакта газового реле трансформатора,
который замыкается при любых внутренних повреждениях трансформатора.
Рис. 21-14. Схема устройства АПВ трансформатора с применением модернизи-
рованного реле типа РПВ-58.
Для предотвращения подачи многократных импульсов на включение выклю-.,
чателя 35 кВ («прыгание»), что может иметь место при заклинивании контактов1'''
1П в цепи включения выключателя 35 кВ при устойчивом к. з. на стороне 35 кВ,
предусматривается реле 5П с двумя обмотками.
§ 21-2]
Автоматическое повторное включение
409
Данная схема рекомендуется к широкому применению там, где необходимо
АПВ трансформатора (например, на однотрансформаторных подстанциях). Схема
относительно проста и имеет высокую надежность.
Схема трехфазного АПВ линий и трансформаторов, работающая при нали-
чии напряжения на шинах подстанции при питании устройства АПВ и привода
выключателя от переменного тока через выпрямительную установку (рис. 21-15).
Учитывая, что в большинстве случаев устройства АПВ должны действовать при
наличии напряжения на шинах, питание устройства АПВ и привода выключателя
301
Э02
Рис. 21-15. Схема устройства трехфазного АПВ лилий и трансформаторов, ра-
ботающая при наличии напряжения на шинах подстанции при питании устрой-
ства АПВ и привода выключателя от переменного тока через выпрямительную
установку.
можно осуществить от переменного тока через выпрямительную установку, мощ-
ность которой должна быть достаточной для работы оперативных цепей.
При использовании выключателей с пружинными приводами, имеющими
малое потребление энергии включающих катушек, электрические устройства АПВ,
включая и АПВ шин, могут быть выполнены с помощью специальных реле времени
и конденсаторов, заряженных в нормальном режиме работы. Для включения вык-
лючателей с приводами с неэлектрическим включением схема, приведенная на
рис. 21-15, может быть применена при наличии мощного источника питания элект-
ромагнита включения. Срабатывание реле времени 1В и промежуточного реле 1П
(от тока разряда конденсатора) должно быть обеспечено при минимально возмож-
ном напряжении на шинах подстанции после отключения короткого замыкания.
Ддя предотвращения разряда конденсатора через обратный резистор выпрями-
телей при значительных понижениях напряжения, вызванных коротким замыка-
нием, необходимо устанавливать дополнительное реле минимального напряжения,
410
Автоматика в системах электроснабжения
[Разд. 21
разрывающее своими контактами цепь питания схемы АПВ (Я). При определении
напряжения на конденсаторе Uc следует учесть, что расчетной величиной явля-
Ппосл
Ппа.р
1Ппа,р
КУ-1 п 1П
О о. В, В J!
_ На
______ — Включени.е1В
уу~2 . поел
7//
2/7 t—уЗПцар
ется не среднее значение выпрямленного напряжения, а его амплитуда.
Выпрямление переменного тока производится по схеме Ларионова. Выпрям-
ленное напряжение на выходе моста составляет около 135 В при напряжении на
TH 100 В. Амплитудное значение напряжения, определяющее заряд конденсатора,
примерно на 15 % выше среднего. Данная схема АПВ надежно работает при пони-
жении напряжения до 70 -75 %. Уставка реле минимального напряжения Н вы-
бирается в пределах 85—100 В, что соответствует напряжению на TH 65—75 В.
Блокировки от «прыгания» для грузовых приводов без автоматического двигатель-
ного редуктора (АМР) для подъема груза не
требуется. При наличии АМР блокировка вы-
полняется с помощью промежуточного реле
577 (цепь показана пунктиром), срабатываю-
щего при подаче импульса на электромаг-
нит включения и разрывающего цепь АМР.
Для приводов типа ПС блокировка от
«прыгания» выполняется по схеме, приня-
той для постоянного оперативного тока. Ра-
бота данной схемы аналогична работе схемы
на оперативном постоянном токе, выполнен-
ной с помощью РПВ-58 (рис. 21-1).
Автоматическое повторное
включение шип заключается в 'том,
чго после отключения шин подстанции сред-
ствами защиты необходимо произвести пов-
торную подачу напряжения на шины и обе-
спечить при неустойчивых повреждениях на
шинах восстановление нормального питания
- всех потребителей, подключенных к этим ши-
нам. Обычно эта задача решается путем АПВ
выключателя одной из питающих линий. На
подстанциях, где возможны частые неустой-
чивые повреждения шин (подстанции химиче-
ских, металлургических предприятий), или
на негелемеханизировапных подстанциях без
постоянного обслуживающего персонала не-
обходимо в случае успешного АПВ выклю-
чателя одной питающей линии и восстанов-
—I г——т пп
1—1 Включение 2В
КУ—3 2П ЗПпосл
На
Включение ЗВ
ЗП
*- На
включение УВ
Рис. 21-16. Схема устройства
АПВ шип.
В — реле типа ЭВ-132; 77,
ЗП — реле типа РП-255;
контакт выходного реле
шии.
1П, 2П,
РЗШ ~
защиты
ления напряжения на шинах подстанции обе-
спечнвагь АПВ выключателей всех питающих линий, отключенных средства-
ми защиты.
Схема устройства АПВ шин на оперативном постоянном токе, обеспечиваю-
щая последовательное включение выключателей всех питающих линий (устройство
Мосэнерго, рис. 21-16). Схема предусматривает АПВ всех питающих подстанцию
линий, если АПВ выключателя одной питающей линии оказалось успешным и на
шинах подстанции восстановилось напряжение.
Так как на подстанциях с большим числом питающих линий время цикла
АПВ получается довольно значительным не только при к. з. на шинах, но и при
к. з. на линиях (из-за невозможности одновременного включения выключателей
всех присоединений, выдержки времени устройства АПВ выключателей выбирают-
ся различными), в данной схеме предусматривается специальное устройство АПВ
шин, разработанное в системе Мосэнерго. Устройство АПВ шин обеспечивает
включение выключателей питающих линий в определенной последовательности и
позволяет избежать увеличения времени цикла АПВ при повреждениях на линиях.
Устройство АПВ шин состоит из реле времени В типа ЭВ-132, промежуточ-
ного двухобмоточного реле П типа РП-255 и двухобмоточных промежуточных реле
§ 21-2]
Автоматическое повторное включение
411
Рис. 21-17. Схема устройства
АПВ шин для выключателей,
оборудованных пружинными
приводами, при отсутствии на-
пряжения после обесточения
шин в сети оперативного тока.
1П, 2П, ЗП типа РП-255, количество которых определяется количеством линий,
включаемых при АПВ шин.
При срабатывании релейной защиты шин (контакт РЗШ) срабатывает реле В
и своим проскальзывающим контактом подает напряжение на реле 77. Уставка
реле В должна быть больше времени возврата защиты шин после отключения.
При срабатывании реле П замыкает свои замыкающие контакты в цепи параллель-
йой и последовательной обмоток реле /77. Однако реле 777 не срабатывает, так
как обмотки этого реле включены встречно и магнитные потоки обмоток взаимно
компенсируются. После успешного включения выключателя 1В параллельная
обмотка реле /77 обесточивается (она будет
разомкнута размыкающим контактом выклю-
чателя 1В, на схеме не показано). Последо-
вательная обмотка реле 777 срабатывает и за-
мыкает свои контакты в цепи обмоток реле
2/7, производя включение выключателя 2В.
Дальше схема работает аналогично, произво-
дя последовательное включение выключате-
лей всех присоединений, отключенных защи-
той шин. После включения всех выключате-
лей устройство АПВ шин возвращается в
исходное положение, так как реле В будет
зашунтировано своим замыкающим с выдерж-
кой времени контактом. Ключ КУ обеспечи-
вает включение только тех выключателей,
которые в момент отключения шин были
включены. При неуспешном АПВ первого
выключателя 1В, т. е. при устойчивом к. з.
на шинах, включения выключателей осталь-
ных присоединений не происходит, так как
при повторном действии защиты производит-
ся шунтирование реле времени В последова-
тельной обмоткой реле 77. Действие устрой-
ства АПВ шин прекращается (размыкается .
мгновенный контакт реле В). Шунтирование '
реле В будет продолжаться до момента воз-
врата релейной защиты шин.
Схема устройства АПВ шин на опера-
тивном переменном токе для выключателей,
оборудованных пружинными приводами при
отсутствии напряжения после обесточения
шин в сети оперативного тока (рис. 21-17).
Схема предусматривает оперативное отклю-
чение выключателя с помощью электромагни-
та отключения 1Э0, питаемого от трансформатора собственных нужд или транс-
форматора напряжения. Оперативное и автоматическое включение выключате-
ля, а также отключение выключателя при действии релейной защиты осуществ-
ляются за счет энергии конденсатора Ct, для заряда которого предусмотрено за-
рядное устройство типа УЗ-401.
Конденсатор С, кроме функции источника питания катушки включения вы-
полняет функцию конденсатора, применяемого в реле РПВ-58 (обеспечение одно-
кратности действия блокировки АПВ при включении на к. з.). С этой целью цепь
заряда конденсатора выполнена с постоянной времени, обеспечивающей время
заряда 15—20 с. Для обеспечения действия устройства АПВ при отсутствии напря-
жения на шинах пусковое промежуточное реле П (типов РП-25, РП-26) и спе-
циальное реле времени В (ЭВ-235, ЭВ-225) должны в нормальном режиме нахо-
диться под напряжением, а при пуске устройства — обесточиваться. По этой же
причине пусковое промежуточное реле П включено последовательно не с катуш-
412 Автоматика в системах электроснабжения [Разд. 21
кой включения, а с катушкой отключения 30j и соответствующим вспомогатель-
ным контактом выключателя. Специальное реле времени В и пусковое промежу-
точное реле П могут подключаться либо непосредственно к цепям трансформатора
напряжения TH или трансформатора собственных нужд ТСН, как показано на
схеме, либо через выпрямители.
При срабатывании защиты реле П обесточивается и своим з-амыкаюццш
контактом разрывает цепь питания реле В. Реле В обесточивается и через опреде-
ленный промежуток времени своим размыкающим контактом замыкает цепь раз-
ряда конденсатора С] через контакт КУ на электромагнит включения ЭВ1( что
вызывает включение выключателя. При устойчивом повреждении выключатель
вновь отключится от защиты, однако повторного включения не произойдет, так
как время заряда конденсатора составляет 15—20 с и он не успевает зарядиться.
Дистанционное включение выключателя от КУ может также производиться
путем разряда конденсатора на 9Blt что обеспечивает однократность включения
при наличии устойчивого к. з. на шинах.
Наложение запрета на действие устройства АПВ при работе соответствующих
видов релейной защиты выполняется путем разряда конденсатора С\ на разрядное
сопротивление г2 = 300 4- 500 Ом. Параметры зарядного.устройства выбирают
исходя из соображений, которые были описаны выше. Для сглаживания напря-
жения заряда на выходе зарядного устройства включается сглаживающая емкость
С2 = 2 мкФ.
Сопротивление ту в цепи заряда конденсатора = 30 ~ 40 мкФ составляет
около 400—500 кОм. Когда после обесточепня шин напряжение в сети оперативного
тока сохраняется (например, при питании ее от трансформаторов, подключенных
до выключателя в цепи ввода питания на шины), для осуществления АПВ шин мо-
гут быть использованы схемы АПВ, приведенные на рис. 21-10, 21-11. При этом
АПВ выключателя первой питающей линии может быть осуществлено без проверки
отсутствия напряжения на шинах. АПВ последующих присоединений для исклю-
чения возможности многократного АПВ следует производить с проверкой наличия
напряжения на шинах.
Автоматическое повторное включение электро-
двигателей. АПВ электродвигателей применяется для осуществления пов-
торного пуска электродвигателей, отключаемых для обеспечения самозапуска
электродвигателей ответственных механизмов. Эго необходимо в тех случаях,
когда при особо тяжелых условиях самозапуска наряду с отключением двигателей
неответственных механизмов отключается и ряд двигателей ответственных меха-
низмов.
Повторный пуск ответственных механизмов целесообразно осуществлять
после восстановления напряжения с помощью устройств АПВ. АПВ двигателей
может осуществляться с использованием реле РПВ-58. В качестве пускового
органа АПВ используется реле напряжения, контролирующее напряжения на
шинах. АПВ электродвигателей должно осуществляться после того, как закон-
чится самозапуск двигателей ответственных механизмов, не отключаемых от шин.
Для обеспечения этого условия пуск устройства АПВ осуществляется при замы-
кании контакта реле напряжения при напряжении на шинах, близком к номиналь-
ному, включенного в цепь реле времени РПВ-58.
Когда к шинам подстанции наряду с асинхронными электродвигателями
подключены синхронные, пуск устройства АПВ осуществляется не от реле па пр яд
жения, а от реле частоты.
В некоторых случаях пуск устройства АПВ двигателей может осуществляться
без проверки напряжения на шинах подстанции по истечении определенного вре-
мени после отключения двигателей. Выдержка времени определяется временем
самозапуска неотключившихся двигателей. Устройство АПВ в этом случае сра-
батывает только при наличии несоответствия ключа управления и положении
выключателя электродвигателя.
Схема группового АПВ двигателей высокого напряжения на оперативном по-
стоянном токе (рис. 21-18). Пуск устройства АПВ осуществляется от защиты
§ 21-2]
Автоматическое повторное включение
413
минимального напряжения, которая отключает часть двигателей не ответственных
механизмов для обеспечения самозапуска оставшихся двигателей.
При срабатывании защиты минимального напряжения срабатывает и самоудер-
живается реле 1П типа РП-23. После восстановления напряжения до 0,8—0,9 Йн
срабатывает реле напряжения И и замыкает цепь реле времени В. Реле времени
срабатывает, замыкает свой проскальзывающий контакт в цепи промежуточного
реле 2П типа РП-252, которое дает импульс на включение двигателей, отключив-
гцйхся под действием защиты минимального напряжения. Реле 2П имеет замедле-
ние на возврат 0,1—0,2 с, что необходимо для обеспечения надежного включения
выключателей двигателей. Возврат схемы в исходное положение осуществляется
после замыкания замыкающего с выдержкой времени контакта реле В.
Схемы устройства АПВ двигателей низкого напряжения до 1000 В (ВГПИ,
ТПЭП, рис. 21-19). На рис. 21-19, а представлена схема повторного пуска элект-
Рис. 21-18. Схема АПВ электродвигателя высокого напряжения.
родвигателя с питанием оперативных цепей от независимого источника перемен-
ного тока. Управление двигателем производится через двухпозиционное реле П
типа РП-351 (см. рис. 21-3). Реле П своими контактами производит замыкание
или размыкание цепи контактора, который осуществляет включение и отключе-
ние электродвигателя. Время, в течение которого двигатель может повторно вклю-
чаться, определяется уставкой реле В типа ЭВ-235. При исчезновении напряжения
на шинах подстанции реле В, замыкая с выдержкой времени свой размыкающий
контакт, переводит реле П в положение, при котором цепь обмотки контактора
размыкается, и тем самым при последующем восстановлении напряжения возмож-
ность повторного пуска электродвигателя исключается.
На рис. 21-19, б представлена схема повторного пуска двигателя с питанием
оперативных цепей от источника постоянного тока. При включении двигателя
ключом КУ срабатывает реле 1П типа РЭВ-883 и своим контактом включает об-
мотку контактора. Контактор К включает двигатель и, самоудерживаясь, обеспе-
чивает нахождение под током реле 1П. При исчезновении напряжения на шинах
подстанции катушка контактора К обесточивается. Рере 1П также обесточивается,
не его замыкающий контакт в цепи катушки контактора К-остается некоторое
время замкнутым (реле имеет выдержку времени на отпускание). Если в течение
этого времени напряжение на шинах подстанции восстановится, то произойдет
повторный пуск двигателя.
При оперативном отключении двигателя ключом КУ контактом 2П размы-
кается цепь катушки контактора К (продолжительного действия команды на оста-
новку двигателя не требуется, так как реле 2П самоудерживается до момента воз-
врата реле /77). При исчезновении напряжения в цепи оперативного тока двигатель
продолжает работать, так как контактор К самоудерживается своим контактом.
414
Автоматика в системах электроснабжения
[Разд. 21
Схема устройства А ПВ синхронного двигателя или компенсатора (рис. 21-20).
Для предотвращения несинхронного включения синхронных двигателей или ком-
пенсаторов, приводящего к повышенным механическим нагрузкам машин, при
автоматическом повторном включении питающей линии необходимо сочетать
устройство АПВ линии с автоматическим устройством, отключающим синхронные
машины или снимающим возбуждение с этих машин при исчезновении напряже-
ния и обеспечивающим обратное включение синхронных машин, работающих
в режиме самозапуска, при успешном АПВ питающей линии и восстановлении
Рис. 21-19. Схема устройства повторного пуска электродвигателей низкого на-
пряжения.
а — при использовании независимого переменного тока; б — при использовании посто-
янного оперативного тока; В — реле типа ЭВ-235; 1П — реле типа РЭВ-883; 2П — реле
типа РП-23; П — реле типа РП-351.
напряжения. Для обеспечения успешной работы автоматического устройства и
АПВ время АПВ выключателя питающей линии должно быть больше времени
отклонения синхронных машин или снятия с них возбуждения и гашения поля.
Автоматическое устройство, устанавливаемое на синхронных двигателях или
компенсаторах, срабатывающее прн исчезновении напряжения питающей линии,
может быть выполнено по следующим принципам:
1. Устройство, реагирующее на скорость изменения частоты. Основано на
различии в скоростях изменения частоты при возникновении дефицита мощности
в системе и при исчезновении напряжения питающей линии.
2. Устройство, реагирующее на частоту напряжения, поддерживаемого син-
хронными двигателями или компенсаторами при отключении питающей линии.
В качестве устройства, реагирующего на частоту напряжения, обычно использует-
ся реле частоты, уставка срабатывания которого выбирается меньше уставки послед-
ней очереди устройства АЧР (см. § 21-5).
§ 21-2]
Автоматическое повторное включение
415
3. В качестве устройства, реагирующего на изменение направления активной
мощности, обычно используется реле активной мощности, включаемое на ток пи-
тающей линии и напряжение шин приемной подстанции. При малых мощностях
реле мощности может быть заменено реле тока.
Часто устройство автоматики, устанавливаемое на синхронных машинах,
может быть выполнено комбинированно с использованием нескольких принципов.
На рис. 21-20 приведена схема автоматического устройства синхронного
двигателя или компенсатора с последующим обратным включением после АПВ
питающей линии.
<И
Ь
Рис. 21-20. Схема устройства АПВ синхронного двигателя или компенсатора.
мошности)"а?ПРЯпАпри:п/г _.Ре5';?,ОЩИОСТИ (|,а схсме покааа» только контакт М реле
« реле частоты, 4. 5 — реле времени; 6 — промежуточное реле; 7 — реле
времени с замедлением на возврат; 8. 9, Ю — сигнальные реле; В — замыкающий контакт
выключателя питающей линии.
Отключение синхронного двигателя или синхронного компенсатора и АПВ
построено на использовании двух принципов: изменение направления активной
мощности, на которое реагирует реле мощности 2 (на схеме показан только кон-
такт реле мощности М), и понижение частоты при отключении питающей линии
на которое реагирует реле частоты 3.
Уставка реле частоты 3 выбирается равной 47—48 Гц для ускорения отключе-
ния сд и All! при исчезновении напряжения. Во избежание ложного срабатыва-
ния устройства при возникновении дефицита мощности в системе и понижения
частоты в результате этого напряжение на реле времени 4 подается дополнительно
Ч®Де3 к°нтакт м Реле мощности 2, который замкнут при отсутствии перетока
активной мощности к шинам подстанции. При отключении питающей линии про-
исходит отключение синхронного двигателя и АГП.
416
Автоматика в системах электроснабжения
[Разд. 21
При успешном АПВ питающей линии восстанавливается напряжение на шинах
подстанции и происходит восстановление первоначальной схемы.
Принципиальная схема АПВ двигателя до 1000 В на бесконтактных элементах
(рис. 21-21). АПВ двигателей происходит за счет энергии конденсатора. Подго-
товка устройства АПВ к действию осуществляется с помощью кнопки Пуск. При
нажатии на кнопку Пуск транзистор Т2 закрывается, конденсатор С заряжается.
При исчезновении напряжения конденсатор разряжается через резистор г,.
При восстановлении напряжения транзистор открывается и конденсатор начинает
разряжаться через тиристор, который открывается и включает пусковой аппарат
двигателя.
Рис. 21-21. Принципиальная схема АПВ двигателя до 1000 В на бесконтактных
элементах.
Т1 — тиристор типа Т-10 КЛ 8: Т2 — транзистор типа КТ-603 А; / — резистор на 300 —
400 кОм; 2 — резистор на 15—25 кОм; 3 — резистор на 200 Ом; 4 — резистор на 300—
400 кОм; С — конденсатор типа К50-6 на 200 мкА; 50 В; Д1 и Д2 — диоды типа Д211.
Все расчетные параметры даны для двигателей напряжением 380 В.
Для успешного действия устройства АПВ время исчезновения напряжения
должно быть меньше выдержки времени действия устройства АПВ. Время дей-
ствия АПВ при кратковременном исчезновении напряжения составляет 8—10 с
при плавной посадке напряжения до нуля и его восстановлении около 5—7 с.
Время отключения кнопкой Стоп при номинальном напряжении сети составляет
0,1 с. За это время конденсатор разряжается через открытый транзистор до тока,
меньшего тока открывания тиристора.
21-3. АВТОМАТИЧЕСКОЕ ВКЛЮЧЕНИЕ РЕЗЕРВА (АВР)
Автоматическое включение резервного питания или оборудования должно
предусматриваться во всех случаях, когда перерыв в электроснабжении вызывает
убытки, значительно превышающие стоимость установки устройства АВР.
Устройства АВР применяются только в тех случаях, когда имеется в наличии
или проектируется дополнительный (резервный) источник питания, например
трансформатор, линия, секция шин. В этом случае при отключении рабочего ис-
точника устройством АВР включается второй источник питания, нормально нахо-
§ 21-3]
Автоматическое включение резерва
417
дящийся в резерве. Такие системы действуют надежно, но требуют для своего осу-
ществления значительных капитальных затрат.
Для устранения этого недостатка чаще всего применяются устройства АВР
для оборудования, которое в нормальном режиме тоже работает, но используется
не полностью, что часто отвечает экономически целесообразному режиму рабо-
ты этих установок, например к. п. д. трансформатора максимален при 60—80 %
номинальной нагрузки. В этом случае при отключении одного (рабочего) источ-
ника второй под действием устройства АВР принимает на себя всю нагрузку и,
перегружаясь в (допустимых пределах), обеспечивает бесперебойное электроснаб-
жение установки.
Здесь уместно отметить, что такого же эффекта можно добиться при парал-
лельной работе двух или большего числа источников питания электроэнергией и
отключении поврежденного элемента средствами только релейной защиты, без
устройства АВР. Однако такое включение источников питания системы электро-
снабжения вызывает увеличение токов короткого замыкания, значительное
усложнение работы релейной защиты, удорожание ее и часто не обеспечивает необ-
ходимой избирательности действия.
Автоматическое включение резервного питания и оборудования линий, сило-
вых трансформаторов, генераторов, сборных шин, секций и систем, электродви-
гателей, электрического освещения, как правило, происходит после отключения
любыми видами защит, а также при ошибочных действиях обслуживающего пер-
сонала или самопроизвольном отключении выключателей.
При выполнении устройств АВР питания и оборудования должны соблюдать-
ся следующие условия:
1. Для предотвращения включения резервного источника на к. з. в неотклю-
чившемся рабочем источнике схема АВР не должна работать до отключения вы-
ключателя рабочего источника.
2. Действие АВР должно быть однократным. Для ускорения отключения ре-
зервного источника питания при включении его на пеустранившееся к. з. обычно
предусматривается ускорение защиты резервного источника после АВР.
3. При установке устройства АВР, кроме основной максимальной токовой
защиты на рабочем источнике питания (вводе, трансформаторе и т. д.), должен
устанавливаться пусковой орган минимального напряжения, для того чтобы схема
АВР могла действовать при исчезновении напряжения на шинах, питающих рабо-
чий источник.
4. Если на рабочем источнике питания предусмотрено устройство АПВ,
то в случае недопустимости параллельной работы рабочего и резервного источ-
ника питания (например, отсутствие между ними синхронизма, возможность непра-
вильной работы защиты прн параллельной работе и т. д.) следует предусмотреть
блокировку от параллельной работы. Для этого применяется один из следующих
способов:
а) Предусматривается отделение рабочего источника от нагрузки независимо
от работы устройства АПВ (последующее переключение при успешном АПВ
производят вручную).
б) Выдержка времени устройства АВР выбирается больше времени полного
цикла АПВ.
Устройства АВР выполняются как на оперативном переменном, так и на
оперативном постоянном токе. Источником питания оперативного переменного
тока служат трансформаторы напряжения, установленные на рабочем или резерв-
ном вводе пли на шинах подстанции в зависимости от схемы устройства АВР.
Эффективность действия АВР в системах электроснабжения составляет 90—
95 %. Простота схем и высокая эффективность обусловили широкое применение
АВР в электрических сетях и энергосистемах. Ниже рассмотрены наиболее ти-
пичные схемы устройств АВР на постоянном и переменном оперативных токах,
применяемые для установок, указанных в § 21-1.
Схемы устройства АВР на оперативном постоян-
ном токе в установках высокого напряжения. Автома-
14 под ред. А. А. Федорова, Г. В. Сербиновского * '
Риг. 21-22. Схема устройства автоматического включения резервного ввода.
а — свернутая схема (положение соответствует включенному выключателю /В); б_ раз?
вернутая схема (положение соответствует отключенному положению 1В и 2В); 1В —
выключатель рабочего ввода; 2В — выключатель резервного ввода; 1ЭВ, 2ЭВ — электро-
магниты включения; 1Э0, 2Э0 — электромагниты отключения; IP, 2Р, ЗР_____ разъеди-
нители; !ТН, 2ТН — трансформаторы напряжения: НОМ; IK, 2К, — контакторы; /РЗ,
2РЗ — выходные контакты релейной защиты; ИН, 12Н — реле напряжения ЭН-524;
21.Н, 22Н — реле напряжения ЭН-524; В — реле времени ЭВ-181; 1П — реле промежу-
точное; 2П — реле промежуточное РЭВ-181/1А; У — реле указательное; КБ — кнопка
возврата реле 1П.
§ 21-3]
Автоматическое включение резерва
419
тическое включение резервной линии (рис. 21-22). Схема устройства АВР приме-
няется преимущественно на ГПП и РП промышленных предприятий I и II катего-
рий. Двойной комплект реле напряжения в схеме предусматривается для исклю-
чения ложного срабатывания схемы вследствие обрыва проводов в цепи питания
реле, перегорания предохранителей или повреждения одной фазы трансформа-
торов напряжения. Для АВР неответственных объектов можно предусмотреть
одно реле на каждый ввод. Трансформаторы напряжения устанавливаются только
+ 1 3 5 ,7 9 11 13 15 17 19 + 21 23 ^1РЗ □ 1 ILJI 15 7 4 6 8 10 12 • 14 16 18 20 ~22 24
^,1П 1Э0
^1П 230
^2В ЗП
2П ЗВ ЗП 2В 4П
" -S- 'ДР 'Ч- ^4П ЗВ ЗК
^4П 4В 4К
^2РЗ 2П
^2П ^В 330
^2П ^,4В 430
, , ^ЗК U □ □ ЗЭВ ,
1=3 г-, С—1 4ЭВ
Рис. 21-23. Схема устройства автоматического включения резервного трансфор-
матора.
IT — рабочий трансформатор; 2Т — резервный трансформатор; 1В—4В — выключа-
тели; ЗЭВ, 4ЭВ — электромагниты включения; ЗК, 4К — контакторы; IP3, 2РЗ — выход-
ные контакты релейной защиты; 1П, 2П, 4П — реле промежуточные типа РП-23; ЗП —
реле промежуточное РЭ-181/1А.
на фиксированном резервном вводе, а для рабочего ввода могут быть использо-
ваны шинные трансформаторы напряжения. Назначение цепей (рис. 21-22, б):
1—2 — пуск устройств АВР от защиты минимального напряжения; 1—4 — бло-
кировка устройства АВР при отсутствии напряжения на резервном вводе, огра-
ничение длительности импульса включения выключателя 2В: 3—6 — питание
отключающего реле рабочего ввода от защиты минимального напряжения; 5—6 —
то же от максимальной токовой защиты; 7—6 — самоудерживание реле 1П;
— ручное отключение выключателя 1В; 11—8 — отключение выключателя
1В от релейной защиты или защиты минимального напряжения; 13—10 — цепь
включения контактора 2К; 15—12 — отключение выключателя 2В от релейной
защиты; 17—14 цепь включения контактора 1К', 19—16—включение'выключа-
теля 1В-, 21—18 — включение выключателя 2В.
Недостатком схемы является возможность включения рабочего ввода при вклю-
ченном- резервном вводе. Если параллельная работа обоих вводов недопустима,
14*
420
Автоматика в системах электроснабжения
[Разд. 21
то следует в цепь 17—14 включить размыкающий контакт выключателя 2В или
принимать другие меры для устранения возможности параллельной работы.
Автоматическое включение резервного трансформатора (рис. 21-23). Схема
работает аналогично схеме, представленной на рис. 21-22, с той же разницей, что
она не имеет блокировки устройства АВР от отсутствия напряжения на резервном
вводе. Устройство АВР работает без выдержки времени, так как при наличии;
резервного трансформатора обычно не предусматривается АПВ рабочего транс-
форматора. Как в схеме рис. 21-22, так и здесь не устранена возможность парал-
лельной работы рабочего и резервного трансформаторов.
Рис. 21-24. Принципиальная схема АВР секционного выключателя (схема по-
казана для включенного положения выключателя 1В и ЗВ).
Схема рис. 21-23 осуществима и при более низком вторичном напряжении
(до 1000 В). В этом случае вместо выключателей на стороне низшего напряжения
следует установить автоматы с выключающей катушкой.
Автоматическое включение резервного секционного выключателя (рис. 21-24).
Питание секций шин подстанций осуществляется от двух рабочих трансформаторов
1Т и 2Т. Секционный выключатель 5В нормально отключен и включается под дей-
ствием средств АВР при отключении любого рабочего трансформатора.
Нормально выключатели 1В и ЗВ включены и обмотки промежуточных реле
1ПВ и 2ПВ обтекаются током, их замыкающие контакты замкнуты. При отключении
одного из трансформаторов, например 1Т, средствами защиты или по какой-либо
другой причине выкл'ючатель 1В отключается, размыкает свой замыкающий кон-
такт в цепи электромагнита отключения 1ЭО и замыкает размыкающий контакт
в цепи 1ЭВ (цепи 1ЭВ и 2ЭВ на схеме не показаны).
Реле 1ПВ обесточивается, но так как оно работает с выдержкой времени при
отпадании, то его контакты остаются замкнутыми в течение заданной выдержки
времени. По цепи плюс — размыкающий контакт 1В — замыкающий контакт
§ 21-3]
Автоматическое включение резерва
421
1ПВ — У — размыкающий контакт 5В—5КВ — минус происходит включение
выключателя 5В.
Для отключения секционного выключателя 5В в случае включения на неус-
транившееся к. з. предусмотрено ускорение защиты на секционном выключателе.
Ускорение осуществляется контактами реле 1ПВ и 2ПВ, которые подают плюс
на контакт реле времени В (мгновенный) защиты секционного выключателя.
Промежуточное реле 77 срабатывает и отключает выключатель 5В.
Так как оба трансформатора 1Т и 2Т питаются от одного источника питания,
то при выходе из строя этого источника действие АВР окажется бесполезным.
Поэтому в рассмотренной схеме отсутствует пусковой орган минимального
напряжения.
Автоматическое включение резервных электродвигателей (рис. 21-25). АВР
двигателей применяют для ответственных потребителей первой категории, пере-
Рис. 21-25. Принципиальная схема АВР
двигателей.
рыв в электроснабжении которых яв-
ляется недопустимым. АВР двига-
телей происходит не только при от-
ключении электродвигателя рабоче-
го агрегата, но и при изменении
технологических параметров агре-
гата. На рис. 21-25 приведена при-
нципиальная схема АВР электро-
насосов. Схема АВР срабатывает
при отключении выключателя 1В
рабочего насоса средствами релей-
ной защиты или при изменении тех-
нологического режима насоса, на-
пример при понижении давления в
питающей линии (при этом сраба-
тывает реле давления Д).
В обоих случаях получает пи-
тание реле 1П и подает импульс на
включение выключателя 2В резерв-
ного насоса. Однократность АПВ
обеспечивается реле 2П.
Схемы устройства АВР на оперативном постоянном токе в установках на-
пряжением до 1000 В. Везде, где это возможно, следует стремиться устанавливать
устройство АВР в сетях напряжением до 1000 В. Такое решение основано на сле-
дующих положениях:
1. Устройства АВР в сетях напряжением до 1000 В обеспечивают минималь-
ный перерыв питания по времени (сотые доли секунды и в пределе 0,1—0,2 с).
2. Установка устройства АВР в сетях напряжением выше 1000 В влечет за
собой значительно большие капитальные затраты и обеспечивает время, измеряе-
мое секундами (1,0—2,0 с).
3. Установка устройств АВР в сетях до 1000 В и особенно на стороне низшего
напряжения двухтрансформаторных подстанций позволяет применятьупрощенные,
а следовательно, и дешевые схемы на стороне высшего напряжения.
Устройство АВР может быть выполнено на шинах как подстанции, так п
распределительных сборок или шкафов. Устройство АВР на шинах до 1000 В
может осуществляться при помощи автоматов с катушками включения или контак-
торов (последние для трансформаторов до 630 кВ-А). Схемы с автоматами полу-
чаются довольно сложными, так как они требуют наличия постоянного тока, а
потому их применение для небольших трансформаторов нецелесообразно.
, Автоматическое включение секционного автомата (рис. 21-26). Автоматы
в цепях трансформаторов применены без максимальных расцепителей. При исчез-
новении напряжения на левой секции шин (рис. 21-26, а) срабатывают реле мини-
мального напряжения 1Н1 и 1Н2, включается реле времени 1В в цепи управления
автомата 1А и подается импульс на отключение этого автомата. При отключении
2ТТ
г)
Рис. 21-26. Схема устройства
АВР в установках низкого на-
пряжения с применением авто-
матов с электромагнитным при-
водом.
а — принципиальная схема; б — цепи катушек включения; е — цепи включения реле
напряжения (показаны для автомата /Л); г — включение максимального реле; д — цепи
управления автоматов; IT, 2Т — трансформаторы;. /А, 2А — рабочие автоматы; ЗА —
секционный автомат; ITT, 2ТТ — трансформаторы тока; ПА — переключатель авто-
матики; Т — реле максимального тока типа ЭТ-521/50; /Н1г 1Н2, 2Ht. 2П2 — реле мини-
мального напряжения типа ЭН-528; /НЛ, 1НЛ, 2Н3, 2Н± — реле максимального напряже-
ния типа ЭН-526; IB, 2В — реле времени типа ЭВ-113; ЗВ — реле автоматики типа
РЭ-513; 1АП—ЗАП — автоматические прерыватели автоматов; /К—ЗК— контакторы
включения; /30—330 — электромагниты отключения; 13B—33B — электромагниты
включения; У — реле сигнальное типа ЭС-21; П — реле промежуточное типа РП;
1ВК— ЗВК — кнопки включения; ЮК—ЗОК — кнопки отключения; К — кнопка
КУ-121/1; реле напряжения —IHi получают питание от трансформаторов напряже-
ния ввода.
§ 21-3]
Автоматическое включение резерва
423
1А теряет питание реле ЗВ, которое дает импульс на включение секционного авто-
мата ЗА.При включении его на неустранившееся к. з. он отключается своей макси-
мальной защитой (реле Т).
Схема предусматривает автоматический возврат ее в исходное положение
при восстановлении напряжения на отключившемся трансформаторе. При срабаты-
вании защиты на секционном автомате для приведения схемы второго трансфор-
а-)
Рис. 21-27. Схема устройства автомат
тического включения резервного ввода
низкого напряжения при применении
автомата с включающей катушкой.
а — свернутая схема (соответствует отсут-
ствию напряжения иа 1 И); б — развер-
нутая схема (соответствуетотсутствию на-
пряжения иа 1 НУ, 1А, 2А — автоматы:
130, 230 — электромагниты отключения;
2 К — контактор; Н — реле напряжения
ЭН-528; В — реле времени ЭВ-181; И —
реле промежуточное РП-23; КУ — кнопка
управления автомата /Д; ПУ — переклю-
чающее устройство.
матора в состояние готовности необходимо вмешательство обслуживающего
персонала.
Схема включения реле 2Ht—2/Ц аналогична схеме включения реле IH^—IH^.
Автоматическое включение ввода низкого напряжения (рис. 21-27). Назначение
цепей: 1—2 — пуск устройства АВР при исчезновении напряжения; 3—4 — руч-
ное дистанционное отключение автомата /А; 5—4 — отключение 1А при исчезно-
вении напряжения; 7—6 — включение контактора 2К; 7—П—6 — блокировка
от «прыгания»; 7—8 — отключение автомата 2А при включении автомата /А;
7—В—8—ручное отключение автомата 2А; 9—10 — включение автомата 2 А.
Порядок работы схемы при исчезновении напряжения следующий: замыкаются
цепи 1—2 и 5—4; отключается 1А; замыкаются цепи 7—6 и 9—10; включается 2 А;
размыкается цепь 7—6, срабатывает П, отключается 2К; размыкается цепь 9—10;
2А остается на защелке. При отключении 2А максимально-токовой защитой
новое включение невозможно, так как контактор 2К не может сработать (после-
довательно с катушкой 2/< включено реле 77).
424
Автоматика в системах электроснабжения
[Разд. 21
При малой мощности резервного ввода (рабочий ток до 600 А) и отсутствии
источника постоянного тока вместо автомата применяется контактор.
Схемы устройства АВР иа оперативном перемен-
ном токе в установках высокого напряжения. Схема
одностороннего АВР для линий, оборудованных выключателями с пружинными,
приводами с автоматическим заводом пружины (рис. 21-28). В нормальном режи- ,
ме питание на шины подстанции подается через выключатель 1В. При аварии на
рабочей линии устройство АВР должно отключить выключатель/В и включить 2В.
Работа схемы. При исчезновении напряжения на шинах подстанции
срабатывают реле минимального напряжения 1Н и 2Н и замыкают свои контакты
в цепи реле В, которое с заданной выдержкой времени замыкает свой контакт
в цепи 1ЭО. Выключатель 1В отключается. Размыкающий контакт 1В замыкает
Рис. 21-28. Схема одностороннего АВР для линий, оборудованных выключа-
телями с грузовыми или пружинными приводами с автоматическим заводом пру-
жины.
а — принципиальная схема; б — цепи реле напряжения; в — развернутая схема.
цепь электромагнита включения выключателя 2В, последовательно с которым
включен контакт положения пружины 2КГЩ (замкнутый при заведенном поло-
жении пружины) и размыкающий контакт промежуточного реле 77.
При включении выключателя 2В замыкается контакт 2КГП2 и подготовляет
к включению цепь катушки реле 77. Если АВР успешно, то схема АВР возвра-
щается в исходное положение.
При неуспешном АВР выключатель 2В отключается от своей защиты. Повтор-з
ного включения выключателя 2В на к. з. ие происходит, так как пружина не
заводится при отключенном выключателе 1В (замыкающий контакт 1В в цепи
завода пружины разомкнут). Для предупреждения повторного включения выклю-
чателя 2В на к. з. в случае повреждения замыкающего контакта 1В предусматри-
вается дополнительная блокировка с помощью реле 77, которое срабатывает при ;
отключении выключателя 1В и 2В и незаведенной пружине выключателя 2В.г‘>
Реле 77 при этом самоблокируется и разрывает своим размыкающим контактом
цепь 2ЭВ.
Пружина привода выключателя 2В может быть заведена только после включе-
ния выключателя 1В.
§ 21-3]
Автоматическое включение резерва
425
Принципиальная схема одностороннего АВР для линий, оборудованных выклю-
чателями с пружинными приводами без автоматического завода пружины
(рис. 21-29). Нормально подстанция получает питание от рабочего источника
через выключатель 1В. Резервный источник питания находится под напряжением:
выключатель ЗВ включен, а выключатель 2В, оборудованный пружинным при-
водом, отключен, но его пружина заведена и тем самым выключатель подготовлен
для автоматического включения.
При исчезновении напряжения на шииах подстанций реле минимального
напряжения с выдержкой времени НВ, встроенное в привод выключателя 1В
(привод выключателя 1В может быть оборудован пружинным приводом с устрой-
ством для автоматического включения или без устройства автоматического вклю-
чения, например, ПРБА), срабатывает и с заданной выдержкой времени отклю-
чает выключатель 1В. Реле НВ полу-
чает питание от трансформатора на-
пряжения 1ТН шин подстанции.
При отключении 1В его замы-
кающий контакт в цепи электро-
магнита включения 2ЭВ замыкает-
ся, 2ЭВ срабатывает и производит
включение выключателя 2В. Шины
подстанции получают питание от
резервного источника. Питание
электромагнита включения 2ЭВ
осуществляется от трансформатора
напряжения 2ТН, подключенного
к вводу резервного источника пи-
тания. Такое подключение 2ТН
[Jptf ЗВ
। Рабочий Резервный
। источник источник
Рис. 21-29. Принципиальная схема одно-
стороннего АВР резервного ввода на
оперативном переменном токе для выклю-
чателей с пружинным приводом.
обеспечивает работу АВР только
при наличии напряжения на ре-
зервном источнике питания, и по-
этому дополнительного контроля
наличия напряжения не требуется.
При включении резервного ис-
точника питания на к. з. повтор-
ного включения 2В не происходит.
Однократность АВР обеспечивается тем, что при отключении выключателя 2В
резервного источника средствами релейной защиты он не может повторно вклю-
читься, так как пружина не будет заведена. Если же релейная защита резерв-
ного источника установлена на выключателе ЗВ, то повторного включения
также не происходит, так как па трансформаторе 2ТН будет отсутствовать на-
пряжение.
Схема двухстороннего АВР для линий, оборудованных выключателями с пру-
жинными приводами с автоматическим заводом пружины (рис. 21-30). В нор-
мальном режиме питание на шины подстанций подается через выключатели 1В н
4В. Выключатель ЗВ в нормальном режиме включен, а 2В отключен. При исчез-
новении напряжения на шинах первой подстанции работа схемы АВР происходит
аналогично работе схемы на рис. 21-28.
При исчезновении напряжения на шинах второй подстанции схема работает
следующим образом. Выключатель 4В отключается своей минимальной защитой.
Цепи на схеме не показаны. Реле минимального напряжения ЗН и 4Н срабатывает,
замыкают свои размыкающие контакты в цепи реле В-2 и пускают его. Контакт
реле В-2 с заданной выдержкой времени замыкает цепь включения 2ЭВ, и выклю-
чатель 2В включается. Блокировка от многократного включения на к. з. осу-
ществляется, как и в схеме рис. 21-28.
В цепь двигателя автоматического завода пружины последовательно с замы-
кающим вспомогательным контактом 1В включен контакт реле 2П, срабатываю-
щего при наличии напряжения на резервной линии.
42в
Автоматика в системах электроснабжения
[Разд. 21
От ПН
1В
К аВтомитическому
заВоду пружины
Рис. 21-30. Схема двустороннего АВР для линий, оборудованных выключате-
лями с пружинными приводами.
Схема АВР секционного выключателя с приводом ППМ с автоматическим вое
становлением схемы электроснабжения (рис. 21-31). При исчезновении напряже-
ния на I секции шин срабатывает реле В-1, которое с выдержкой времени замыкает
свой контакт в цепи электромагнита отключения 1ЭО и выключатель 1В отклю-
чается. При отключении 1В размыкающий контакт 1В в цепи ЗЭВ замыкается,
427
§ 21-3]
Автоматическое включение резерва
подается напряжение на электромагнит ЗЭВ. Выключатель ЗВ включается,
шины I секции шин будет подано напряжение со II секции.
Однократность действия АВР обеспечивается реле /77, которое пр
иии ЗВ обесточивается, так как размыкающий контакт ЗВ в цепи 111 разм
Рис. 21-31. Схема АВР секционного выключателя с природами ППМ с автома-
тическим восстановлением схемы электроснабжения.
а—схема подключения трансформаторов IТII ~4ТН‘, б — развернутая схема АВР;
1ТН—4Т11 — трансформаторы напряжения типа НОМ или НОС; В-1, В-2 --реле вре-
мени типа ЭВ-237; В-3, В-4 — реле времени типа ЭВ-237; 1П—4П — промежуточные
реле; КП — контакты привода ППМ; 1Э0, 2ЭО, ЗЭО — электромагниты отключения
выключателей; 1ЭВ, 2ЭВ, ЗЭВ — электромагниты включения выключателей.
При обесточивании 1П его замыкающий контакт в цепи ЗЭВ размыкается и повтор-
ное действие АВР при отключении ЗВ релейной защитой не происходит.
Для восстановления первоначальной схемы электроснабжения при появлении
питания со стороны ввода 1 в схеме предусмотрено реле В-3, подключенное к транс-
форматору ЗТН, присоединенному Непосредственно к вводу 1 до выключателя
1В (рис. 21-31, а). При восстановлении напряжения на вводе 1 срабатывает реле
В-5 и с определенной выдержкой времени замыкает свой контакт в цепи электро-
и^рнцта отключения ЗЭО. Выключатель ЗВ отключившись замыкает свой размы-
кающий контакт в цепи 1ЭВ, выключатель 1В включается. Одновременно замы-
кается размыкающий контакт в цепи 1П и схема АВР секционного выключателя
подготавливается к работе.
428
Автоматика в системах электроснабжения
[Разд. 21
При включении 1В реле ЗП обесточивается, и своим размыкающим контактом
снимает напряжение с реле В-3. Это необходимо для того, чтобы не держать реле
В-3 все время под напряжением и обеспечить надежный разрыв в цепи ЗЭО в слу-
чае замыкания контакта ЗВ.
Рис. 21-32. Схема устройства ЛВР для подстанции с одинарной секционирован-
ной системой шин на оперативном переменном токе.
Схема АВР секционного выключателя на оперативном переменном токе с при-
водом ППМ (рис. 21-32). АВР осуществляется включением секционного выклю-
чателя при обесточении одной секции шин. АВР происходит только после того,
как исчезнут ток в линии и напряжение на одной из секций шин. Для этого в схеме
применено реле минимального напряжения, питающееся от трансформатора напря-
жения одной из секций шин, и реле тока, питающееся от трансформатора тока
линии. Схема АВР приходит в действие только после неуспешного АПВ, что обес-
печивается при помощи реле времени с уставкой 1—2 с (для отстройки от действия
АПВ на линии).
Источником оперативного тока в схеме являются трансформаторы напряже-
ния 1ТН и 2ТН. Для правильной работы ЛВР схема электрических соединении
подстанций должна быть фиксированной. С этой целью на секционном выключа-
теле, которым включают резервное питание, устанавливается пружинный привод.
Схема показала высокую надежность и рекомендуется для подстанций с сек-
ционированной или двойной системой шин, оборудованных выключателями с пру-
жинными приводами. т
Схема АВР секционного выключателя, оборудованного пружинным приводом
(выключатели линии могут быть оборудованы ручным приводом, рис. 21-33).
Схема осуществлена на оперативном переменном токе. При применении оператив-
ного постоянного тока схема выполняется аналогично схеме рис. 21-32.
§ 21-3]
Автоматическое включение резерва
429
Порядок работы при исчезновении напряжения на I секции следующий:
замыкается контакт 1Н, срабатывает реле времени В-1, с выдержкой времени
отключается выключатель 1В; электромагнит включения ЗЭВ получает питание,
ЗВ включается. То же самое происходит при отключении выключателя 1В макси-
мальной токовой защитой или вручную (цепи
не показаны). Если выключатель ЗВ вклю-
чился на неустранившееся к. з., то он от-
ключается без выдержки времени собствен-
ной максимальной токовой защитой (двух-
фазная защита от к. з. на секционном вы-
ключателе на схеме не показана). Повторно-
го срабатывания АВР не происходит, так
как контакт ЗКГП будет разомкнут. Вторая
секция отстается в работе, так как защита
второго ввода, имеющая выдержку времени,
не успела сработать.
Схема АВР секционного выключателя,
оборудованного пружинным приводом для
двухтрансформаторной подстанции, подклю-
ченной к линиям электропередачи без выклю-
чателей (рис. 21-34). Схема рис. 21-34 преду-
сматривает нормальное восстановление схемы
после исчезновения повреждения. Источни-
ком оперативного переменного тока являют-,
ся трансформаторы собственных нужд ITCH
и 2ТСН. Нормально каждая секция шин
получает питание от трансформатора 1Т и
2Т через выключатели 1В и 2В. Выключа-
Рис. 21-33. Схема АВР секцион-
ного выключателя на оператив-
ном переменном токе.
тель ЗВ отключен. При исчезновении напря-
жения, например на 1 секции шин реле В-1 и
В-2 срабатывают и с выдержкой времени за-
мыкают свои замыкающие контакты в цепи
1Э0. Контакты В-1 и В-2 соединены после-
довательно, что исключает ложное отключе-
ние выключателя при неисправностях в це-
пях напряжения (реле В-1 и В-2 включены
на разные трансформаторы). Одновременно
реле времени В-1 и В-2 размыкают свои
размыкающие контакты в цепи В-3. Реле
В-3 обесточивается и замыкает размыкающий
контакт в цепи 1Э0.
Выдержка времени реле В-1 и В-2 вы-
бирается больше времени действия устрой-
ства АПВ линии. Если АПВ окажется успеш-
ным, то схема вернется в нормальное поло-
жение. При неуспешном АПВ замыкающие
контакты В-1 и В-2 замкнутся и выключа-
тель 1В снова отключится и замкнет свой
«—схема подключения 1ТН и
2ТН', б — развернутая схема (все
выключатели отключены); IB, 2В—
выключатели ввода, снабженные
ручными приводами; ЗВ — секцион-
ный выключатель, снабженный пру-
жинным приводом; 130, 2ЭО,
ЗЭО — электромагниты отключе-
ния; ЗЭВ — элетромагиит включе-
ния секционного выключателя;
1ТН, 2ТН— трансформаторы на-
пряжения НОМ; 1Н, 2Н — реле
напряжения ЭН-528; В-/, В-2 —
реле времени типа ЭВ-201; ЗКГП—
контакт положения пружины.
Примечание. Для боль-
шей надежности у каждого ввода
могут быть применены два реле
напряжения.
контакт в цепи ЗЭВ. Выключатель ЗВ включается и подает напряжение на / сек-
цию шин подстанции. Реле В-2 возвращается в исходное положение, катушки
реле В-1 и В-3 по-прежнему будут без напряжения.
Если АВР окажется неуспешным при устойчивом к. з. на I секции шин,
то выключатель ЗВ отключается под действием своей защиты и I секция шин
выводится в ремонт.
После восстановления напряжения на линии схема предусматривает авто-
матическое восстановление нормального положения схемы.' Реле В-1 при восста-
новлении напряжения размыкает свой замыкающий контакт в цепи 1Э0 и замы-
Рис. 21-34. Принципиальная схема АВР секционного выключателя для двух-
трансформаторной подстанции на оперативном переменном токе, подключенной
к линиям электропередачи ответвлениями без выключателей.
а — схема подстанции; б — схема цепей управления и АВР выключателя 1В (цепи вы-
ключателя 2В выполняются аналогично); в — схема цепей управления и АВР выключа-
теля ЗВ. Пунктиром обведены цепи, относящиеся к трансформатору 2Т; В-1, В-2 — реле
типа ЭВ-235; В-3 — реле типа ЭВ-248.
§ 21-3]
Автоматическое включение резерва
431
кает размыкающий контакт в цепи реле В-5, которое проскальзывающим контак-
том подает напряжение на электромагнит включения 1ЭВ, выключатель 1В вклю-
чается и размыкающим контактом отключает выключатель ЗВ. Схема автомати-
чески восстанавливается.
При исчезновении напряжения на // секции шин схема АВР действует ана-
логично. Цепи управления и АВР для включателя 2В на схеме не показаны.
Схема одностороннего АВР линий с использованием энергии предварительно
заряженных конденсаторов (рис. 21-35). Схема применяется, когда на резервной
линии нет трансформатора напряжения.
В качестве оперативного тока используется энергия предварительно заря-
женных конденсаторов 1С и 2С. Заряд конденсаторов осуществляется от транс-
Рис. 21-35. Принципиальная схема АВР одностороннего действия для подстан-
ции с оперативным переменным током с использованием предварительно заря-
женных конденсаторов.
форматора напряжения 1T1I через специальное зарядное устройство ЗУ. При на-
личии на шинах подстанции напряжения реле 1П включено и его контакты
замкнуты. При исчезновении напряжения па трансформаторе 1ТН реле 1П размы-
кает свои контакты и отключает конденсаторы 1С и 2С от зарядного устройства,
предотвращая их разряд. Устройство АВР приходит в действие при одновременном
срабатыганин реле минимального тока Т и реле времени В-1 так же, как и в схеме
рис. 21-32.
При замыкании контактов реле Т и В-1 электромагнит отключения 1ЭО
оказывается замкнутым на предварительно заряженный конденсатор 2С. Конден-
сатор 2С разряжается, выключатель 1В отключается, замыкая свои контакты
в цепи электромагнита включения 2ЭВ. При замьГкании контактов 1В электро-
магнит 2ЭВ оказывается включенным на предварительно заряженный конденса-
тор 1С. Разряжаясь, конденсатор 1С производит включение выключателя 2В.
При неуспешном АВР, например при включении на устойчивое к. з., на шинах
схема АВР будет готова к новому действию после восстановления нормальной
схемы подстанции и зарядки конденсаторов 1С и 2С.
Схемы устройства АВР на оперативном переменном токе в установках на-
пряжением до 1000 В. Для небольших трансформаторов схемы АВР могут быть
432
Автоматика в системах электроснабжения
[Разд. 21
успешно выполнены с помощью контакторов переменного тока на оперативном
переменном токе. На рнс. 21-36 представлена схема устройства АВР на стороне
низкого напряжения с помощью контакторов переменного тока. При исчезновении
напряжения, например па левой секции 0,4 кВ, трансформатор 1Т отключается.
Реле 1П теряет питание, контактор Ж включается и осуществляет резервиро-
вание левой секции. Аналогично происходит резервирование правой секции при
Рис. 21-36. Схема устройства АВР иа стороне низкого напряжения с контакто-
рами переменного тока для трансформаторов мощностью до 400 кВ-А.
а — принципиальная схема; б — развернутая схема.
/Л, 2К, — контакторы рабочего питания; ЗК. — секционный контактор; 1П, 2П —.бло-
кировочные реле; 1К.У, 2КУ — ключи управления.
Рис. 21-37. Схема устройства АВР на стороне низкого напряжения с контакто-
рами переменного тока для трансформаторов мощностью до 630 кВ-А.
4К — контакторы рабочего питания; 2К, ЗК — контакторы резервного питания*
I—IV — участки шин, к которым осуществляется присоединение.
§ 21-4]
Автоматич. регулиров. мощности конденсат, батарей
433
исчезновении на ней напряжения. Данная схема рекомендуется для подстанций
с трансформаторами до 400 кВ-А включительно.
Если существующие контакторы переменного тока не удовлетворяют требо-
ваниям схемы рис. 21-36, то необходимо переходить на установку двух контакто-
. ров на каждый трансформатор, как это показано на рис. 21-37. Такая схема мо-
ь. жет быть рекомендована для трансформаторов мощностью до 630 кВ-А.
Рис. 21-38. Схема автоматического переключения двигателя 380 В с одной сек-
ции шин на другую.
/К, 2К — контакторы; 1А, 2А — автоматы типа А-3144; !П, 2П — реле промежуточное
типа РП-23; 1КУ, 2КУ — ключи управления; 1ВК, 2ВК н ЮК, 20К — кнопки КУ-121/1
На рис. 21-38 представлена схема автоматического переключения двигателя
380 В с одной секции на другую. Необходимо отметить, что при установке АВР
на стороне низкого напряжения следует учитывать самозапуск двигателей ответ-
ственных механизмов.
21-4. АВТОМАТИЧЕСКОЕ РЕГУЛИРОВАНИЕ МОЩНОСТИ
КОНДЕНСАТОРНЫХ БАТАРЕЙ
Економи’ность работы систем электроснабжения промышленных предприя-
тий во многом зависит от реактивной мощности, передаваемой от источника элек-
трической энергии к приемнику, т. е. от коэффициента мощности промышленного
предприятия. Для компенсации реактивной мощности и улучшения качества
электроэнергии на промышленных предприятиях устанавливаются конденсатор-
ные батареи высокого и низкого напряжения.
Мощность конденсаторных батарей, устанавливаемых на промышленных
предприятиях, должна быть выбрана таким образом, чтобы обеспечить минимум
родовых приведенных затрат на систему электроснабжения предприятия.
Компенсация реактивной мощности может осуществляться следующими
способами:
а) централизованная компенсация, когда конденсаторные батареи устанавли-
ваются на шинах 6—10 кВ или на шинах 0,4—0,23 кВ трансформатора. При такой
компенсации внутризаводские сети остаются загруженными реактивной мощ-
ностью;
б) групповая компенсация, когда конденсаторные батареи устанавливаются
на шинах или распределительных пунктах 0,4—0,23 цехов. кВ При такой компен-
сации неразгруженными от реактивной мощности остаются только распредели-
тельные сети отдельных электроприемников;
434
Автоматика в системах электроснабжения
[Разд. 21
в) индивидуальная компенсация, когда конденсаторные батареи устанавли-
ваются непосредственно у каждого электроприемника. При такой компенсации
разгрузка по реактивной Мощности является наилучшей. Недостатком этого спо-
соба компенсации является неполное использование конденсаторных батарей,
так как при отключении электроприемника отключается и его конденсаторная
батарея.
Индивидуальная компенсация может быть рекомендована для тех потребите-
лей, которые являются постоянными потребителями реактивной мощности: двига-
тели, индукционные печи и т. д.
Вопрос о выборе способов компенсации решается на основании технико-эко-
номических расчетов. Чаще всего на промышленных предприятиях применяется
групповая, реже индивидуальная компенсация.
Так как график нагрузки отдельных потребителей, цехов и всего предприя-
тия в целом не остается постоянным в течение суток, изменяется и потребляемая
реактивная мощность как отдельных потребителей, так и всего предприятия.
В связи с этим изменяётся и потребность в реактивной мощности, вырабатываемой
конденсаторными батареями.
Следовательно, работа конденсаторных установок при уменьшении нагрузки
промышленного предприятия является неэкономичной, так как приводит к уве-
личению электрических потерь. Кроме того, работа конденсаторов в ночное время
.на предприятиях, работающих в две смены, повышает и без того высокое напря-
жение в сети, что может привести к сокращению срока службы как самих конден-
саторов, так и другого электрооборудования; Поэтому для обеспечения экономич-
ной работы конденсаторных батарей и всего промышленного предприятия в боль-
шинстве случаев следует отказываться от установки нерегулируемых конденса-
торных батарей и применять устройства, обеспечивающие автоматическое регули-
рование мощности конденсаторных батарей. Регулирование может быть односту-
пенчатым и многоступенчатым.
При одноступенчатом регулировании мощности конденсаторных установок
при уменьшении нагрузки происходит автоматическое отключение всей конден-
саторной установки.
При многоступенчатом регулировании мощности конденсаторной установки
происходит автоматическое включение или отключение отдельных батарей или
секций, каждая из которых снабжена своим выключателем.
При выборе мощности компенсирующих устройств, способа и ступеней
автоматического регулирования следует учитывать, что дробление мощности
приводит к значительному увеличению аппаратуры и усложнению схемы. Поэтому
для напряжений до 1000 В рекомендуется применять комплектные конденсатор-
ные установки серий ККУ-0,38 и ККУ-0.38-Н напряжением 380 В, серийно вы-
пускаемые отечественной промышленностью номинальной мощностью 80, 160,
280 квар без управляемых секций и 80(1), 165(2), 250(3), 330(4), 415(5), 500(6)
квар — с управляемыми секциями (количество секций указано в скобках). На нап-
ряжение 6 кВ применяются комплектные конденсаторные установки типа КУ-6
номинальной мощностью 330, 420, 500 квар и на напряжение 10 кВ — установки
типа КУ-Ю номинальной мощностью 330, 400, 500 квар. Кроме того, в отечествен-
ной промышленности широко используются конденсаторные установки напряже-
нием до 1000 В, поставляемые фирмами ГДР номинальной мощностью от 140 до
960 квар и ПНР номинальной мощностью от 80 до 560 квар с различными ступе-
нями регулирования.
Регулирование мощности конденсаторных установок может производиться
в зависимости от одного из следующих факторов: а) напряжения в точке присое-
динения конденсаторов; б) тока нагрузки данного объекта; в) направления реактив-
ной мощности в линии, связывающей предприятие с внешней сетью; г) cos <р;
д) времени суток. Кроме того, могут применяться комбинированные схемы, ис-
пользующие несколько вышеперечисленных факторов.
.. .Ниже рассматриваются принципиальные схемы регулирования мощности кон-
денсаторных установок в зависимости от перечисленных факторов.
§ 21-4]
Автоматич. регулиров. мощности конденсат, батарей
435
Автоматическое регулирование мощности кон-
денсаторной установки по напряжению на шинах под-
станции. Когда для потребителей промышленных предприятий требуется
обеспечить минимальное отклонение рабочего напряжения от номинального, це-
лесообразно регулировать мощность конденсаторной батареи в зависимости от-
напряжения на шинах подстанции. При этом конденсаторные установки наряду
с основной функцией — повышением коэффициента мощности предприятия —
используют также (в сочетании с другими средствами) для регулирования напря-
Рис. 21-39. Схема автоматического одностороннего регулирования мощности
конденсаторной установки по напряжению.
а — схема подключения конденсаторной батареи к шинам подстанции: б — цепи упра-
вления, защиты и автоматики конденсаторной батареи; в — цепи трансформатора на-
пряжения.
жения, так как при снижении напряжения на шинах подстанции мощность кон-
денсаторной батареи уменьшается пропорционально квадрату напряжения.
Мощность однофазной конденсаторной батареи выражается зависимостью,
квар,
<2б = шСП2,
где со — угловая частота; С — емкость батареи, Ф; U — линейное напряжение,
кВ.
Регулирование мощности конденсаторных батарей практически осуществ-
ляется ступенями, следовательно, регулирование напряжения также будет осу-
ществляться не плавно, а ступенями. Регулирование напряжения конденсаторами
экономично и целесообразно только в том случае, если оно связано с повышением
коэффициента мощности. Регулирование, связанное с увеличением перетоков
реактивной мощности в питающих линиях и, следовательно, увеличением потерь
в них, неэкономично.
В часы минимальной нагрузки, когда напряжение высокое, наличие конден-
саторных батарей приводит к еще большему повышению напряжения и уве-
личению потерь. Для поддержания на шинах подстанций номинального напря-
жения конденсаторная батарея должна полностью или частично отключаться
436
Автоматика в системах электроснабжения
[Разд. 21
при повышении напряжения сверх допустимого значения, а при понижении
напряжения — включаться.
Принципиальная схема одноступенчатого автоматического регулирования
мощности конденсаторной батареи по напряжению приведена на рис. 21-39. В ка-
честве пускового органа схемы используется реле минимального напряжения,
имеющее один замыкающий и один размыкающий контакты. При понижении нап-
ряжения на подстанции ниже заданного предела реле 1Н срабатывает (цепь 15—
12) и замыкает свой размыкающий контакт 1Н в цепи реле В-1 (цепь 11—8).
Реле В-1 с заданной выдержкой времени замыкает свой замыкающий контакт
в цепи электромагнита включения выключателя (цепь 1—2), и выключатель авто-
матически включается.
При повышении напряжения на шинах подстанции выше предельного значе-
ния реле 1Н возвращается в исходное положение, размыкает свой замыкающий
Рис. 21-40. Принципиальная схема многоступенчатого автоматического регу-
лирования по напряжению несколькими конденсаторными установками.
контакт 1Н в цепи реле В-1 (цепь 11—8) и замыкает свой размыкающий контакт 1Н
в цепи реле В-2 (цепь 13—10). Реле В-2 срабатывает и с заданной выдержкой
времени отключает выключатель 1В (цепь 1—4). Конденсаторная батарея отклю-
чается. Для отстройки от кратковременных повышений и понижений напряжения
включение и отключение выключателя происходят с выдержкой времени, осущест-
вляемой реле В-1 и В-2.
Для отключения конденсаторной батареи от защиты предусмотрено проме-
жуточное реле П (цепи защиты условно показаны одним замыкающим контак-
том РЗ). При действии защиты реле П срабатывает и в зависимости от положения
выключателя осуществляет отключение выключателя (цепь 5—4), если он включен,
или предотвращает включение выключателя на к. з. размыканием размыкающего
контакта П в цепи 1—2.
На рнс. 21-40 приведена принципиальная схема многоступенчатого автомати-
ческого регулирования по напряжению нескольких конденсаторных установок.
Напряжение срабатывания пускового реле для каждой ступени выбирается в зави-
симости от заданного режима напряжения в сети.
Автоматическое регулирование мощности кон-
денсаторной установки по току нагрузки. На подстанциях,
питающих потребителей, нагрузка которых сильно изменяется в течение суток,
§ 21-4]
Автоматич. регулиров. мощности конденсат, батарей
437
причем изменение нагрузки сопровождается соответствующими изменениями
реактивной мощности, регулирование мощности конденсаторной батареи осу-
ществляется в зависимости от тока нагрузки. Принципиальная схема многосту-
пенчатого регулирования мощности конденсаторной установки по току нагрузки
приведена на рис. 21-41.
Регулирование мощности каждой конденсаторной батареи производится дву-
мя токовыми реле, включенными в одну фазу (реле IT, 2Т или ЗТ и 4Т) с соответ-
ствующими уставками тока срабатывания (этот способ регулирования может быть
применен при равномерном распределении нагрузки по фазам). Одно.из этих ре-
ле (1Т или ЗТ) включает свою батарею при росте нагрузки, а другое (2Т или 4Т)
ее отключает при снижении нагрузки. Уставки срабатывания реле тока должны
быть выбраны, например, следующим образом:
для КБ-1: /ср 1Т = 5 А; 2Т = 4 А;
для КБ-2: /Ср ЗТ = 4А; /ср 4Т = 3 А.
Схема работает следующим образом. При нагрузке на подстанции меньше
уставки срабатывания реле 1Т и ЗТ конденсаторные батареи 1 и 2 будут отключе-
ны. Если нагрузки соответствуют уставкам реле 2Т и 4Т, то эти реле сработают
и замкнут свои замыкающие контакты соответственно в цепях реле 2П и 4П (це-
пи 11—8 и 111—108). Однако реле 2П и 4П не сработают и включения не произой-
дет, так как контакты выключателей 1В и 2В в этих цепях разомкнуты. При повы-
шении нагрузки до значения, соответствующего току срабатывания реле ЗТ,
оно срабатывает и замыкает цепь 113—108. .Реле 4П срабатывает и замыкает свой
контакт 4П в цепи 115—ПО. Реле В-3 получает питание с заданной выдержкой
времени, замыкает свой замыкающий контакт в цепи катушки включения выклю-
чателя 2В (цепь 101—102), и конденсаторная батарея 2 включается.
При дальнейшем росте нагрузки срабатывает реле 1Т и через свое промежу-
точное реле 2П и реле времени В-1 включает выключатель 1В. При уменьшении
нагрузки до значения уставки реле 2Т размыкает свои контакты в цепи реле 2П
(цепь 11—8), которое в свою очередь включает реле В-2 (цепь 17—12). Реле В-2
с заданной выдержкой времени замыкает свои контакты в цепи отключения вык-
лючателя 1В (цепь 1—4), и выключатель 1В отключается. При дальнейшем умень-
шении нагрузки до значения срабатывания реле 4Т отключает выключатель 2В.
Для отстройки от кратковременных колебаний нагрузки включение и отклю-
чение выключателей 1В и 2В происходят с выдержкой времени, обеспечиваемой
реле времени В-1 — В-4.
Отключение выключателей от защиты и предотвращение включения выклю-
чателей на неустранившееся короткое замыкание происходят так же, как и в схеме
рис. 21-39.
На рис. 21-42 дана схема автоматического регулирования мощности конден-
саторной батареи по току нагрузки с использованием бесконтактных элементов
(рис. 21-42). В качестве датчика в этой схеме используется специальная катушка
индуктивности L, которая располагается вблизи одной из фаз шин.
При малой нагрузке напряжение на конденсаторе С2 также мало, мало нап-
ряжение на делителе напряжения и транзистор Tt закрыт, а Т2 открыт. Катушка
1Р находится в притянутом состоянии.
При возрастании тока нагрузки напряжение на С2 увеличивается с выдерж-
кой времени, определяемой постоянной времени контура Ri^. При достижении
определенного значения напряжения на С2 напряжение, подаваемое на Т} через
делитель напряжения и потенциометр, становится достаточным, чтобы открыть
Л; Т2 при этом закрывается, катушка 1Р отпадает и размыкающий контакт 1Р
в цепи 1П закрывается. Реле 1П срабатывает, закрывает свой контакт в цепи ка-
тушки Jit и конденсаторная батарея включается.
Автоматическое регулирование мощности кон-
денсаторных установок по направлению реактив-
ной мощности. Способ регулирования мощности конденсаторных устано-
вок по направлению реактивной мощности не получил широкого применения,
поскольку он не всегда соответствует экономичному режиму работы промыш-
438 Автоматика в системах электроснабжения [Разд. 21
Рис. 21-41. Принципиальная схема многоступенчатого автоматического регули-
рования мощности конденсаторной установки по току нагрузки.
а — схема подключения конденсаторных батарей к шинам подстанции; б — токовые цепи
ввода для запуска автоматического регулирования конденсаторных батарей; в — цепи
управления, защиты и автоматики конденсаторной батареи КБ-Г, г — цепи управления
защиты и автоматики конденсаторной батареи КБ-2.
§ 21-4]
Автоматич. регулиров. мощности конденсат, батарей
439
ленного предприятия. Так, например, прн максимальной нагрузке промышленного
предприятия, когда должны быть включены конденсаторные установки, возможны
перетоки реактивной мощности от потребителя к системе и отключение части кон-
денсаторных батарей, что является крайне нежелательным.
Обычно этот способ регулирования может быть применен только на удаленных
тупиковых подстанциях. Схема автоматического регулирования мощности кон-
денсаторной батареи по направлению реактивной мощности приведена на рис.21-43.
2208
Рис. 21-42. Схема автоматического регулирования мощности конденсаторной
батареи по току нагрузки с использованием бесконтактных элементов.
д _ датчик, представляющий собой специальную катушку индуктивности, располагае-
мый рядом с одной из фаз, к которой подключена батарея; ДУГ — мост, состоящий из
4 диодов: С,. С2 — конденсаторы; Д, — потенциометр, через который заряжается кон-
денсатор Сг, Т,. Тг — транзисторы; Д,— стабилитрон: Д2, Д3, Д4— делители напря-
жения; 1Р — исполнительное реле; /77 — промежуточное реле: /Л — линейный контак-
тор, через контакты которого подключается конденсаторная батарея; BKi — переклю-
чатель.
Для контроля направления реактивной мощности необходимо иметь реле, вра-
щающий момент которого соответствовал бы зависимости
Л4пр —-ItUI sin ф,
где k — коэффициент пропорциональности; U и I — напряжение и ток, подве-
денные к зажимам реле; <р — угол сдвига между напряжением и током.
В качестве таких реле в данной схеме используют обычно реле мощности
типа ИМБ-171/1 (1М и 2М), которые из косинусных перестраиваются в синусные
путем включения последовательно с обмоткой напряжения реле 1М и 2М емкости,
равной 9 мкФ. Под воздействием вращающего момента реле 1М замыкает свой
контакт при направлении реактивной мощности от подстанции к системе, а реле
2М — при направлении реактивной мощности от системы к подстанции.
Схема работает следующим образом: при отстающем коэффициенте мощности,
когда реактивная мощность имеет направление от системы к подстанции, реле
2М замыкает свои контакты в цепи 11—8, реле В-1 срабатывает и с заданной вы-
держкой времени замыкает свой контакт в цепи 1—2. Выключатель В включается.
Если конденсаторная батарея вырабатывает больше реактивной мощности, чем
это требуется для потребителей подстанции, то реактивная энергия будет иметь
направление от подстанции к системе. При изменении направления реактивной
мощности реле 2М размыкает контакты, а реле 1М, наоборот, замыкает контакты
440
Автоматика в системах электроснабжения
[Разд. 21
в цепи 13—10, реле В-2 срабатывает, замыкает контакт в цепи 1—4 и выключатель
1В отключается.
Для предупреждения включения и отключения конденсаторной батареи при
кратковременном изменении направления реактивной мощности устанавливаются
реле времени В-1 и В-2 с большой выдержкой времени. При срабатывании защиты
схема работает так же, как и схема на рис. 21-39.
Рис. 21-43. Схема одноступенчатого автоматического регулирования мощности
конденсаторной установки по направлению реактивной мощности.
а — схема подключения конденсаторной батареи к шинам подстанции; б — токовые цепи
ввода для запуска автоматического регулирования конденсаторной батареи; в — цепи
управления, защиты и автоматики конденсаторной батареи; г — цепи трансформатора
напряжения.
Автоматическое регулирование мощности кон-
денсаторных установок по cos <р. Схема автоматического управле-
ния мощности конденсаторных батарей по cos ф представлена на рис. 21-44. В ка-
честве датчика при этом способе регулирования используется фазометр со спе-
циальным приспособлением с использованием фоторезисторов, дающих'импульсы
на включение или отключение реле 1П или 2П (подробно схема этого прибора
и его схема приведены в [21-14].)
Значение cos ф, по которому осуществляется регулирование для каждой
схемы, выбирается в зависимости от конкретных условий. Предположим, что для
рассматриваемой установки заданное значение cos ф должно находиться в пределах
от cos до cos ф2. Схема работает следующим образом. При значениях cos ф <
< cos ф, срабатывают реле 1П и 2П и замыкают свои замыкающие контакты в
цепи реле времени 1В. Реле срабатывает и с заданной выдержкой времени замы-
кает свой контакт в цепи контактора 1Л. Контактор 1Л срабатывает, замыкает
свои контакты в цепи конденсаторной батареи КБ-1 и одновременно замыкает
Рис. 21-44. Принципиальная схема регулирования мощности конденсаторных
установок по величине cos ф.
а — схема датчика для автоматического регулирования мощности конденсаторной ба*
тареи в функции cos ф; — делитель напряжения, с которого через выпрямлен*
ное напряжение подается на аиоды тиратронов Л и Т9; Дз, Дв — резисторы; —
потенциометры; — фоторезисторы; 1П, 2П — промежуточные реле; б — развер-
нутая схема многоступенчатого автоматического регулирования.
442
Автоматика в системах электроснабжения
[Разд. 21
свой вспомогательный контакт в цепи реле ЗВ, которое с заданной выдержкой
времени замыкает контакт в цепи 2Л. Включается батарея 2, и так будет проис-
ходить последовательно включение всех батарей, пока cos <р не станет равным
cos <pi- Когда cos ф станет равным cos фь реле 1П обесточится, но в схеме ничего
не изменится, так как катушки контакторов 1Л, 2Л, ЗЛ получают питание соот-
ветственно через свои контакты и размыкающие контакты реле 2В, 4В, 6В, 8В.
Если cos <р превысит значение крайнего верхнего предела cos ф2, то реле 2П по-
теряет питание. При этом размыкающие контакты реле 1П и 2П замыкаются,
подготовляя к включению реле 2В, 4В, 6В, 8В. Если, например, контактор 4Л
еще не успел сработать, то включается реле 6В и с заданной выдержкой времени
отключает контактор ЗЛ, который своими контактами отключит батарею 3, и так
последовательно будут отключаться все батареи, пока cos ф не станет меньше пли
равным верхнему пределу cos ф2.
При cos ф в пределах от cos фх до cos ф2 в схеме никаких переключений про-
исходить не будет.
Автоматическое регулирование мощности кон-
денсаторных установок по времени суток имеет наиболее
широкое распространение, так как суточные графики промышленных предприя-
тий с установленной технологией меняются очень мало, благодаря чему можно
установить точные времена включения и отключения конденсаторной батареи.
В качестве пускового органа в схемах с автоматическим регулированием мощ-
ности конденсаторных батарей по времени суток используются электрические
сигнальные часы с 24-часовой программой включения.
На рис. 21-45 приведена принципиальная схема автоматического многосту-
пенчатого регулирования мощности конденсаторных батарей по времени суток
(ЭВЧС). Многоступенчатое регулирование осуществляется с помощью одного
комплекта электрических сигнальных часов, при этом используются три сигналь-
ные цепи. Каждая сигнальная цепь используется для включейия и отключения
одной батареи конденсаторов. Первая сигнальная цепь используется для включе-
ния КБ-1 в 7 ч и отключения ее в 23 ч, вторая — для включения КБ-2 в 8 ч и
отключения ее в 20 ч, третья — для включения КБ-3 в 10 ч и отключения ее в 16 ч
(время суток взято для примера и зависит от графика промышленного предприя-
тия).
Таким образом, в часы максимальной нагрузки включены все три батареи.
Схема работает аналогично описанным выше с той лишь разницей, что им-
пульсы на включение и отключение выключателя поступают не от реле, а от кон-
тактов электрических часов.
Автоматическое регулирование мощности кон-
денсаторной установки с учетом нескольких факто-
ров. Схемы автоматического регулирования могут быть одноступенчатыми и
многоступенчатыми. Для исключения возможности повторного включения кон-
денсаторной установки в заряженном состоянии время включения установки
после ее отключения должно составлять не менее 2—3 мин, чтобы конденсатор
успел разрядиться.
На рис. 21-46 приведена схема автоматического одноступенчатого регулиро-
вания конденсаторной установки по времени суток с коррекцией по напряжению.
Автоматическое регулирование осуществляется с использованием электрических
сигнальных часов ЭВЧС и реле минимального напряжения 1Н типа ЭН-529.
Включение и отключение конденсаторной установки осуществляются с по-
мощью ЭВЧС по программе, заданной по времени суток. Однако в отличие от
схемы рис. 21-45 реле минимального напряжения 1Н, предусмотренное в схеме,
вводит коррективы в работу схемы в зависимости от напряжения на шинах под-
станции.
Если после включения конденсаторной установки с помощью ЭВСЧ (цепь
13—8 и 1—2) напряжение на шинах подстанции окажется повышенным, то реле
1Н отключит конденсаторную установку (цепь 15—10 и 1—4). Или, наоборот,
если по заданной программе ЭВЧС отключит конденсаторную установку, а напря-
§ 21-4] Автоматич. регулиров. мощности конденсат, батарей 443
Рис. 21-45. Схема многоступенчатого автоматического регулирования мощности
конденсаторной батареи по времени суток.
а — схема подключения конденсаторных батарей к шинам подстанции; б — цепи запуска
автоматического регулирования мощности конденсаторных батарей с помощью электри-
ческих сигнальных часов; в, г, д — цепи управления, защиты и автоматики соответст-
венно конденсаторных батарей КБ-1—КБ-3.
444
Автоматика в системах электроснабжения
[Разд. 21
жение на шинах подстанции окажется ниже номинального, то реле 1Н снова
включит конденсаторную установку (цепь 11-—8). Отключение конденсаторной
установки происходит с помощью реле 1Н в том случае, если напряжение на шинах
подстанции повысится, а отключение по заданной программе ЭВЧС еще не насту-
пило.
>>i<
3-10 кВ
ЭВ X
В эо
13
15
а-)
1В
8
10
•12
17
8)
-29В
+ 29В
Время работы ЭВЧС
12 ч 18 ч 20 ч
ЭВЧС
Рис. 21-46. Схема одноступенчатого автоматическо-
го регулирования мощности конденсаторной бата-
реи по времени суток с коррекцией по напряже-
нию.
а — схема подключения конденсаторной
нам подстанции; б — цепи управления,_____,___ .. __
томатнки конденсаторной батареи; в — цепи включения
ЭВЧС; г — цепи трансформаторов напряжения.
батареи к ши-
защиты и ав-
Цепь оперативного тока
Цепь автомата
Кнопкой вручную
Автоматически повре-
мени суток с коррекцией
по напряжению
Кнопкой, вручную
Включе-
ние В
Отклю-
чение В
Отключение
релейной, защитой
9
11
ЭВЧС
1Н
| ЭВЧС |--
ЭП9 ™чс
Включение при-понижении
напряжения
Автоматичес-
ки по ЭВЧС
Цепь включения
Цепь отключения
Отключение при повышении напряжения
Цепь включения ЭВЧС
Импульсы от ЭВЧС системы .
часофикации
Цепи трансформаторов напряжения
Ш ML. _.мй .. М -I Откл.
11ч 19ч 19 ч 23 ч
Вкл. д
В С
§ 21-5]
Автоматическая разгрузка по частоте
445
электрической энергии. Отключение при
I 1М
Рис. 21-47. Принципиальная схема
комбинированного одноступенчатого
регулирования по времени суток, на-
пряжению и направлению реактивной
мощности.
На рис. 21-47 приведена принципиальная схема автоматического регулирова-
ния конденсаторных установок большой мощности по времени суток, напряжению
и направлению реактивной мощности.
Автоматическое включение конденсаторной установки может осуществляться
с помощью ЭВЧС по заданной программе, при значительном понижении напря-
жения на шинах подстанции или при направлении реактивной энергии от источ-
ника к подстанции. Автоматическое отключение конденсаторной установки может
осуществляться с помощью ЭВЧС по заданной программе или при значительном
повышении напряжения на шинах подстанции, или при направлении реактивной
энергии от подстанции к источнику
направлении реактивной энергии от
подстанции к источнику должно про-
исходить только при наличии на ши-
нах подстанции напряжения. Схема
достаточно сложна и применяется для
конденсаторных установок большой
мощности.
В настоящее время широкое при-
менение для автоматического регули-
рования мощности конденсаторных ба-
тарей получили автоматические регу-
ляторы (АР) АРКОН и АРКОН-1.
Устройство АРКОН-1 предназна-
чено для многоступенчатого и одно-
ступенчатого регулирования мощности
конденсаторных батарей в сетях на-
пряжением до 1000 В и 6—10 кВ и со-
стоит из командного блока (БК)_и про-
граммной приставки (ПП).
Основные технические данные
АРКОН-1. Номинальное напряжение
питания БК и ПП—100,220,230, 240,
380, 400 и 415 В переменного тока,
f ь= 50 Гц; номинальные входные изме-
рительные токи БК 2,5; 3,75; 5 А; БК
обеспечивает выбор параметра регули-
рования по напряжению с компенса-
цией по активной (реактивной) состав-
ляющей тока нагрузки или по реак-
тивному току.
Уставка параметра регулирования
по напряжению настраивается в диапа-
зоне 80—110 % номинального измерительного напряжения, уставка параметра
регулирования по реактивному току настраивается в пределах 0—60 % номи-
нального входного измерительного тока, уставка выдержки времени настраи-
вается в диапазоне от 30 с до 5 мин. Одна ПП позволяет управлять тремя сек-
циями конденсаторных батарей по нормальному единичному коду, командный
блок допускает последовательное соединение не более трех ПП с общим чис-
лом регулируемых секций до девяти. Более подробно со схемами АРКОН-1 и
техническими данными можно ознакомиться в [21-15].
21-5. АВТОМАТИЧЕСКАЯ РАЗГРУЗКА ПО ЧАСТОТЕ
Автоматическая разгрузка по частоте состоит в отключении части потребите-
лей при снижении частоты в системе с целью уменьшения нагрузки генераторов
электростанций и восстановления нормальной частоты. В системах электроснаб-
446
Автоматика в системах электроснабжения
[Разд. 21
жения промышленных предприятий АЧР применяется только по указаниям энер-
госистем. На промышленных предприятиях устройства АЧР, как правило, дей-
ствуют на отключение отдельных линий, от-
ходящих с шин ГПП или ГРП предприятия,
без выдержки времени.
Выдержка времени устанавливается толь-
ко в тех случаях, когда возможно снижение
частоты вследствие к. з. или из-за кратковре-
менных перерывов питания при работе уст-
ройства АВР и АПВ в пределах системы
электроснабжения промышленных предприя-
тий. После снятия питания напряжение сох-
раняется в течение 0,5—1,5 с даже при от-
сутствии синхронных электродвигателей и
компенсаторов за счет накопленной электро-
магнитной и механической энергии в асин-
хронных электродвигателях и механизмах.
Это явление может вызвать действие устрой-
ства АЧР и необоснованное отключение ча-
сти потребителей. Выдержка времени позво-
ляет исключить ложное действие устройства
АЧР.
На рис. 21-48 представлены кривые из-
менения частоты в зависимости от времени
t. Из кривых видно, что быстрая разгрузка
должна обеспечить предотвращение сниже-
ния частоты до критического уровня по усло-
виям возникновения лавины частоты, а по-
следующий подъем частоты 48—49 Гц может
быть обеспечен АЧР со временем действия
несколько секунд.
В табл. 21-2 даны рекомендации ОРГРЭС
для автоматической разгрузки по абсолют-
ному значению частоты. "
схему см. на рис. 21-49.
по скорости изменения
очереди определяются,
Рис. 21-48.
частоты в
Кривые изменения
зависимости от вре-
мени.
1 — при незначительном дефиците
мощности, но полностью покрывае-
мом имеющимся резервом (не тре-
буется АЧР); 2 — при значитель-
ном дефиците мощности (требуется
АЧР для предотвращения сниже-
ния частоты до критической и по-
следующего ее восстановления);
3 — при большом дефиците мощно-
сти и отсутствии АЧР (частота сни-
жается до уровня ниже критиче-
ской, а затем наступает лавина
частоты).
Схема автоматической разгрузки
на рис. 21-50. Уставки для 1-й и 2-й
/7
/7
/7
Принципиальную
частоты приведена
как указано выше.
2
На. отключение
присоединений.
Рис. 21-49. Схема устройства автоматической разгрузки по абсолютному значе-
нию частоты.
/ — реле частоты типа ИВЧ; 2 — промежуточное реле.
§ 21-5]
Автоматическая разгрузка по частоте
447
Таблица 21-2
Уставки частоты срабатывания и мощности, отключаемые
устройством АЧР
№ очереди Уставка, Гц Выдержка вре- мени, с Отключаемая мощ- ность, %
Погрешность реле частоты ±0,15 Гц
1 48 0 3—4
2 47,5 0 4—5
3 47 0 4,5—5,5
4 46,5 0 5,5—6
5 45,6 0 6—6,5
6 45,5 0 6—6,5
7 45 0 6,5—6,5
Специальная 47 25 3,5—4
Итого — — 39—44
Погрешность реле 0,15—0,25 Гц
1 48 0 3—4
2 47,3 0 4,5—5
3 46,6 0 5—6
4 45,8 0 6-7
5 45 0 7,5—8
Специальная 47 25 4—4
Итого — — 30—34
Таблица составлена при постоянной времени энергосистемы Тz = 4 4- 10 с и коэф-
фициенте регулирующего эффекта нагрузки
При К — 1 суммарная отключаемая мощность Р' % — КР %, где Р — суммарная
отключаемая мощность (% суммарной мощности генераторов питающей системы); Р’ %—
мощность, отключаемая устройствами АЧР в пределах данного предприятия; опреде-
ляется энергосистемой.
Частоту срабатывания специальной очереди выбирают равной частоте срабаты-
вания 1-й или 2-й очереди, выдержку времени — 25 с.
В схеме для отключения 3-й и 9-й очереди применяется электродвигательное
реле времени специальной конструкции. Контакты 30—90 в нормальном состоянии
замкнуты металлическим полукольцом. При срабатывании реле полукольцо
начинает вращаться и размыкает по очереди контакты 90—30. Время от момента
подачи импульса на реле 7В до размыкания контакта 30 составляет 0,5 — 0,7 Т
(Т — постоянная времени процесса снижения частоты энергосистемы, колеблю-
щаяся обычно в пределах 4—10 с). Время до размыкания контактов 40—90 вы-
бирается по кривой на рис. 21-51 в соответствии с требованиями энергосистемы.
При снижении частоты срабатывает реле 14 и подает через реле 2П импульс
на отключение 1-й и специальной очереди; одновременно запускается реле 7В.
Контактное полукольцо реле 7В вращается до срабатывания реле 54. Время от
момента срабатывания реле 14 до момента срабатывания реле 54 зависит от дефи-
цита мощности в энергосистеме. При срабатывании реле 54 отключаются 2-я
очередь и очереди, контакты которых в реле 7В остались еще замкнутыми. Спе-
448
Автоматика в системах электроснабжения
[Разд. 21
циальная очередь, предназначенная для поднятия частоты до 49—50 Гц, в случае,
когда отключение остальных очередей не дало результата, отключается с выдерж-
кой времени 25 с (обесточивается реле 4 В).
Рис. 21-50. Схема устройства автоматической разгрузки по скорости изменения
частоты.
14, 54 — реле частоты ИВЧ; 2П, 6П — реле промежуточные, один замыкающий контакт
переделан на размыкающий: ЗП — реле промежуточное; 4П — реле времени- ЭВ-10;
7В — реле времени электродвигательное специальной конструкции; 10 — 90 — к отклю-
чению соответственно 1—9-ой очередей; СО — к отключению специальной очереди.
Схемы устройства частотного АПВ. Когда в энергосисте-
мах небольшой мощности для предотвращения неправильной работы устройства
АЧР невозможно повысить быстродействие релейной защиты, применяется час-
тотное АПВ, т. е. производится обратное включе-
ние отключившихся потребителей после восстанов-
ления частоты.
Схема устройства АПВ после АЧР, выполнен-
ная с применением реле типа РПВ-58,- приведена
на рис. 21-6. На рис. 21-52 представлена схема ав-
томатического включения потребителей после ра-
боты АЧР с одним реле частоты (АПВ после АЧР).
Если раньше устройство частотного АПВ выполня-
лось путем установки дополнительного реле ча-
стоты, то в данной схеме и снижение частоты,
Рис. 21-51. Зависимость угла поворота электро-
двигательного реле времени (реле7В на рис. 21-50)
от дефицита мощности в системе после отключения
1-й очереди. Длительность поворота на 180° 0,5—
0,7 Т.
и ее восстановление фиксируются одним реле частоты (типа ИВЧ с дополнительным
выводом) с автоматически перестраивающейся уставкой.
§ 21-5]
Автоматическая разгрузка по частоте
449
При понижении частоты срабатывает реле 14, дающее импульс на включение
реле 2П, которое приводит в действие реле ЗВ, 4П и 5П. Реле 4П производит от-
ключение присоединений. Реле 5П при срабатывании шунтирует часть катушки
реле частоты, изменяя тем самым его уставку на более высокую частоту. Кроме того,
реле 5П подает плюс на обмотку реле 6П, имеющего замедление на возврат, и
одновременно снимает плюс с его контактов. При восстановлении частоты до зна-
чения, соответствующего новой уставке реле 14, оно возвращается в исходное
На отклю-
чение
'присоедине-
ний.
Включение
’ выключателей
Рис. 21-52. Схема автоматического включе-
ния потребителей после ' действия устрой-
ства АЧР с одним реле частоты (АПВ после
АЧР).
14 — реле частоты типа ИВЧ с дополнительным
вводом; 2П, 6П, 8П — реле с замедлением на от-
падание типа КДР-5М; ЗВ — реле времени; 4П,
517, 7П, 9П— промежуточное реле; /У. 2У,
ЗУ — сигнальное реле; Р — трехполюсный ру-
бильник.
положение и обесточивает реле 2П. Вслед за реле 2П отпадают реле ЗВ, 4П и 577.
При этом через контакт реле 6П до его отпадания подается плюс на реле 7П, ко-
торое производит обратное включение потребителей.
Если по условию нагрузки к аккумуляторным батареям нельзя подключить
все выключатели одновременно, то устанавливаются дополнительные реле 8П и
9П для 2-й очереди включения потребителей. Для отключения автомата при низ-
кой частоте предусмотрен рубильник Р. При его отключении сначала снимается
плюс, а затем переменное напряжение. Схема надежна в работе и может найти
широкое применение в системах электроснабжения промышленных предприятий,
где требуется осуществлять АПВ после АЧР.
В Латвэнерго разработана схема устройства АЧР с автоматическим измене-
нием уставки частоты срабатывания реле ИВЧ (или ИЧБ), основанная на рассмот-
ренном выше принципе. На реостате реле сделаны отпайки, каждая из которых
соответствует определенной уставке частоты срабатывания. Путем дешунтирова-
15 под ред. А. А. Федорова, Г. В. Сербиновского
450
Список литературы
ния частей резистора размыкающим контактом промежуточных реле разных
очередей уставки реле изменяются ступенями от высшей очереди к низшей.
Технические данные реле ИВЧ приведены в разд. 20. Схема устройства
АПВ выключателей с пружинными приводами для присоединений, отключаемых
под действием АЧР на оперативном переменном токе, приведена на рис. 21-15
(см. § 21-2).
Список литературы
21-1. Справочник энергетика промышленных предприятий. —М.: Госэнерго-
издат, 1961. — 840 с.
21-2. Справочник по электроснабжению промышленных предприятий. —
М.: Энергия, 1973. Кн. 1. — 520 с., кн. 2. — 528 с.
21-3. Богорад А. М., Назаров Ю. Г. Автоматическое повторное включение
в энергосистемах. —М.: Энергия, 1969. — 336 с.
21-4. Барзам А. Б. Системная автоматика.—М.: Энергия, 1973.— 392 с.
21-5. Беркович М. А., Семенов В. В. Основы автоматики энергосистем. —
М.: Энергия, 1968. — 432 с.
21-6. Зейлидзон Е. Д., Сулимова М. И. Основные показатели эксплуатации
релейной защиты и электроавтоматики в энергосистемах за 1962—1966 гг. —
Электрические станции, 1969, № 1, с. 56—63.
21-7. Голубев М. Л. Релейная защита и автоматика подстанций с коротко-
замыкателями и отделителями. —М.: Энергия, 1965. — 66 с.
21-8. Баженове. И., Банин В. Л. Автоматическое регулирование в энергосис-
темах. — Киев, Техника, 1966. — 412 с.
21-9. Мамаев В. Ф. Устройство повторного включения электродвигателя. —
Промышленная энергетика, № 9, 1975, с. 30.
21-10. Об автоматическом и дистанционном повторном включении линий
трансформаторов и шин. — Электрические станции, 1955, № 6, с. 57.
21-11. Лабок О. П. Простая схема группового АПВ для линий 6 кВ. — Элек-
трические станции, 1957, № 1, с. 85—86.
21-12. Мусатов Т. П., Лысенко А. А. Автоматическое повторное включение
на линиях 3—10 кВ. — Промышленная энергетика, 1958, № 10, с. 7—10.
21-13. Казанский В. Е. Автоматизация и телемеханизация в энергосистемах.—
М.: Профтехиздат, 1962. — 184 с.
21-14. Красннк В. В. Автоматические устройства по компенсации реактивных
нагрузок в электросетях предприятия. —М.: Энергия, 1975. — 113 с.
21-15. Сурвнло И. К. Автоматический регулятор конденсаторных батарей
АРКОН-1.—Промышленная энергетика, № 7, 1975, с. 12—13.
21-16. Ильин О. Н. Устройство для автоматического включения и отключения
батарей. — Промышленная энергетика, № 7, 1972, с. 13—14.
21-17. Данцис Я- Б., Жилов Г. М. Искусственная компенсация реактивной
мощности электропечных агрегатов.—Л.: Энергия, 1971.— 80 с.
21-18. Красник В. В. Тиристорные регуляторы для повышения cos <р недогру-
женных асинхронных двигателей. — Промышленная энергетика, № 10, 1971,
с. 13-16.
21-19. Карпов Ф. Ф., Солдаткина Л. А. Регулирование напряжения в электро-
сетях промышленных предприятий.—М.: Энергия, 1970. — 224 с.
21-20. Ильяшов В. П. Конденсаторные установки промышленных предприя-
тий. — М.: Энергия, 1972. — 248 с.
21-21. Ильяшов В. П. Автоматическое регулирование мощности конденсатор-
ных батарей. — М.: Энергия, 1966. — 62 с.
21-22. Баркан Я. Д- Регулирование напряжения в распределительных се-
тях. — М.: Энергия, 1966. — 220 с.
21-23. Сушков В. С. Установка и наладка автоматического регулятора мощ-
ности конденсаторных батарей АРКОН. — Промышленная энергетика, № 1,
1972, с. 22—24.
§ 22-1]
Составление электробаланса пром, предприятий
451
21-24. Маркушевич Н. С. Автоматическая частотная разгрузка с зависимой
выдержкой времени. —Электрические станции, № 6, 1969, с. 66—69.
21-25. Панфилов Б. И., Пашков Л. Д., Гришанов В. Г. Новые реле частоты. —
Электрические станции, № 8, 1971, с. 58—61.
21-26. Москалев А. Г. Автоматическая частотная нагрузка энергетических
систем. Вып. III. Частотное АПВ. Изд. ВЗЭИ, 1955.— 38 с.
21-27. Елфимов В. М. Схема автоматического включения потребителей после
работы АЧР с одним реле частоты. —Электрические станции, 1957, № 1, 87 с.
21-28. Москалев А. Г. Автоматическая частотная разгрузка энергетических
систем. —М.: Госэнергоиздат, 1959. — 160 с.
21-29. Гельфанд Я- С., Голубев М. Л., Царев М. И. Релейная защита и элект-
роавтоматика на переменном оперативном токе. —М.: Энергия, 1966. — 288 с.
Раздел двадцать второй
ЭЛЕКТРОБАЛАНС
22-1. ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ ПО СОСТАВЛЕНИЮ ЭЛЕКТРОБАЛАНСА
ПРОМЫШЛЕННЫХ ПРЕДПРИЯТИЙ
Электробаланс промышленного предприятия должен состоять из прихода
и расхода электрической энергии (активной и реактивной). В приход включается
электроэнергия как полученная от энергосистемы или от сетей других предприя-
тий, так и выработанная электрическими установками предприятия (генераторы
промышленных ТЭЦ и ГЭС, синхронные компенсаторы и конденсаторы). При-
ходная и расходная части принимаются и учитываются по показаниям счетчиков
активной и реактивной энергии.
Приходная часть электробаланса для активной энергии
составляется по промышленному предприятию, по цехам предприятия, по отдель-
ным энергоемким агрегатам (по особому указанию главного энергетика предприя-
тия или инспекции энергосбыта).
Расходная часть электробаланса активной электроэнергии
должна быть разделена на следующие статьи расхода:
1) прямые затраты электроэнергии на основной технологический процесс
с выделением полезного расхода электроэнергии па выпуск продукции без учета
потерь в различных звеньях энергоемкого технологического оборудования (элек-
трические печи, компрессорные и насосные установки, прокатные станы и другие
крупные потребители электрической энергии);
2) косвенные затраты электрической энергии на основной технологический
процесс вследствие его несовершенства или нарушения технологических норм
(влажная шихта, недогрев слитков при прокате и т. п.);
3) затраты электроэнергии на вспомогательные нужды (вентиляция помещений
цехов, цеховой транспорт, освещение и т. п.);
4) потери электроэнергии в элементах системы электроснабжения (линиях,
трансформаторах, реакторах, компенсирующих устройствах и двигателях);
5) отпуск электроэнергии посторонним потребителям (столовые, клубы,
магазины, городской электрический транспорт и т. д.).
Наличие всех пяти статей расхода электроэнергии при составлении электро-
баланса не является обязательным. Например, в электробалансе промышленных
предприятий могут отсутствовать статьи 2 и 5, а статья 3 часто может быть выде-
лена не полностью. Когда по существующим схемам учета расхода электроэнергии
затруднено выделение для отдельного учета потребителей статьи 3, например
в цехе транспортные устройства (электрокраны) питаются от общих линий с тех-
15*
452
Электробаланс
[Разд. 22
нологическим оборудованием, такое выделение не следует стремиться обязательно
осуществить. Однако об этом в общих замечаниях по электробалансу должно
быть сделано соответствующее замечание.
Удельный расход электроэнергии в электробалансе должен быть отнесен
на единицу продукции, сопоставимую с соответствующими показаниями других
цехов и заводов. Например, расход электроэнергии для выработки сжатого воз-
духа должен производиться не на кубометр, а иа кубометр воздуха с давлением
в одну атмосферу, или расход воды — не иа кубометр, а на кубометр, литр воды,
поднятой на 10 м, и т. д.
Задачей составления электробаланса являются:
а) выявление и нахождение расходов электроэнергии по статьям 2, 3, 4 и
5 с тем, чтобы четко выделить расход электроэнергии иа основную продукцию
предприятия;
б) определение действительных удельных норм расхода электроэнергии
на единицу продукции предприятия;
в) выявление возможности как сокращения непроизводительных расходов
электроэнергии (статьи 2, 3, 4, 5), так и уменьшения расхода электроэнергии
на выпуск основной продукции путем проведения различных мероприятий, совер-
шенствующих технологический процесс, и сопоставления из месяца в месяц,
из года в год действительных удельных норм расхода электроэнергии на основную
продукцию завода.
Для обеспечения единой методики подсчета потерь электрической энергии
ниже приводятся соответствующие формулы, указания и примеры подсчета.
При составлении электробаланса рекомендуется выделять энергетические
цехи (насосные, компрессорные, котельные), а также вентиляционные и электро-
печные установки.
22-2. МЕТОДИКА ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПОТЕРЬ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
НА ПРОМЫШЛЕННЫХ ПРЕДПРИЯТИЯХ
Среднее значение тока какого-либо участка сети легко определяется с помощью
показаний счетчиков, имеющихся на данном участке сети.
Отличие среднеквадратичного тока, по которому должны рассчитываться
потери электроэнергии, от среднего учитывается коэффициентом формы графика
суточной нагрузки
/сК = *ф/ср, (22-1)
где /ск — среднеквадратичный ток; /ср — средний ток.
Величина Хф какой-либо линии может быть подсчитана с достаточной точ-
ностью по показаниям счетчика активной энергии, имеющегося на данной линии:
Кф - Vп £ск " . (22-2)
‘'И 'ср I tf>
В этой формуле Э2 — расход ангинной электроэнергии за время t, опреде-
ляемый по счетчику; Э' — то же за время А/ 67г, п — число отметок показаний
счетчика в течение времени t в часах, за которое определяется Кф.
Для электрических нагрузок большинства промышленных предприятий
значение Кф обычно находится в пределах 1,01—1,1.
Меньшие значения соответствуют электрическим нагрузкам с большим
числом приемников (например, вся электрическая нагрузка цеховой заводской
подстанции); большие значения относятся к электрическим нагрузкам с меньшим
числом приемников (например, какая-либо линия, отходящая от подстанции).
Для промышленного предприятия, производственная программа и технологичес-
кий процесс которого достаточно постоянны, значение Кф меняется в незначитель-
§ 22-2]
Методика определения потерь электроэнергии
453
иых пределах. Поэтому для расчетов следует определить Кф 3—5 раз и, усреднив
значение по этим показаниям, принимать постоянным в пределах месяца или года.
Потери электроэнергии за учетный период (месяц, квартал, год) для простоты
рекомендуется определять как произведение потерь электрической энергии за
одни сутки учетного периода, называемые характерными, на число рабочих суток
в учетном периоде, причем если предприятие работает с выходными днями, то
потери электроэнергии за выходные дни считаются отдельно.
Характерные в отношении потребления электроэнергии сутки находятся
следующим образом:
1) по записям в вахтенном журнале определяется расход электроэнергии за
учетный период времени;
2) по найденному за учетный период (например, месяц, год) расходу нахо-
дится среднесуточный расход электроэнергии;
3) по записям в вахтенном журнале находятся сутки, имеющие такой же (или
близкий к нему) расход электроэнергии, как и полученный выше среднесуточный
расход;
4) найденные таким образом сутки и их действительный график нагрузки
принимаются за характерные.
Потери электрической сети. Потери электроэнергии какой-
либо линии за учетный период
ДЭ = ЗКф/ср7?э7’р, (22-3)
где Тр — число рабочих часов за учетный период; — эквивалентное активное
сопротивление линии; /ср — средний за характерные сутки ток линии:
г __Эа-|-Эр
СР- КЗ(7ТО
ИЛИ
I ________*^а_____
ср V 3 UTp cos фсв ’ )
(22-4)
где Эа, Эр — расход активной и реактивной энергии за характерные сутки, кВт- ч;
квар-ч; cos <рс,в — средневзвешенный коэффициент мощности линии; U-—ли-
нейное напряжение, кВ; Тр — число рабочих часов за характерные сутки.
Иногда потери электроэнергии за учетный период бывает удобнее считать
по нагрузке одной наиболее загруженной смены (обычно дневной смены) характер-
ных суток:
Д Э — З/Сф/ср)?э (Тci Кз%ТсП КзэТdll)>
Д Э — оКф!cpR3T сг,
(22-5)
где /ср определяется по формуле (22-4), в которую в данном случае входит расход
активной и реактивной энергии, а также число рабочих часов за одну смену;
К331 = ^aii^ai и ^зз = ^ain^al — коэффициенты загрузки II и III смен,
приведенные к I смене; Эа1, Эа11 и Эа111 — расход активной электроэнергии за I,
II, III смены; Т'с1 = Тсг + 7’С11Хз3+ Т’сШ^-зз — число рабочих часов за 1,11,
III смены учетного периода; Т'с1 = Гс1 + ТсПК^ + ТсшКзЗ~ число рабочих
часов учетного периода, приведенных к нагрузке I смены.
При определении реактивных потерь энергии в формулы (22-3) и (22-5) под-
ставляется эквивалентное реактивное сопротивление Хэ вместо R3.
Определение эквивалентных сопротивлений R3
и Хэ. Эквивалентным сопротивлением какой-либо сети называется сопротивление
некоторой условной неразветвленной линии, ток которой равен току головного
454
Электробаланс
[Разд. 22
участка сети, и потери электроэнергии равны потерям в сети, т. е.
Д Эа, с Д Эр, с
"э= ЗРТ И Лэ = 3/2Т
Так как определять эквивалентные сопротивления с помощью показаний
прибора в общем случае (для сложной схемы) трудно, то рекомендуется найти их
расчетным путем через номинальные значения токов и потерь мощности, т. е.
Рис. 22-1. Схема сложной разветвленной сети (радиально-магистральное испол-
нение).
приближенно, но с поправкой, учитывающей отличие действительно протекающих
токов в линии от расчетных (номинальных). Поэтому в случае сложной сети,
например для линии, изображенной на рис. 22-1, эквивалентные сопротивления —
активное и реактивное — определяются по формулам:
7#Р- КФ! (22-6)
3/л, ном 3/л, пач 1л, пом
<Я л, ном
В этих формулах /ср — средний за сутки или за смену ток головного
участка линии; иом—номинальный ток головного участка линии; 2ДРу =
= 2 3/2ом7?у20 — сумма номинальных активных потерь мощности всех участков
данной линии, сопротивления которых взяты при температуре 20 °C; 2ДР" =
= 2 3/20мД7?у — сумма дополнительных активных потерь мощности, получаю-
щихся за счет увеличения сопротивления при протекании по нему номинального
тока; /ном — номинальный ток одного участка линии; /?у20 — активное сопротив-
ление одного участка линии при 20 °C; 2Д<2у = 2 3/20МХу — сумма номиналь-
ных реактивных потерь мощности всех участков данной линии; Ху — реактивное
сопротивление одного участка линии;
' м
где К = ДО Ку,с — максимально допустимый перегрев провода, °C; Ку,с — коэф-
фициент увеличения сопротивления от нагревания, град г; /м — максимально
§ 22-2]
Методика определения потерь электроэнергии
455
допустимый по нагреву ток одного участка линии; /ном — номинальный ток
одного участка линии; Т?у20 — активное сопротивление участка линии при 20 °C;
2AQy = 2 3/иомХу— сумма номинальных реактивных потерь мощности всех
участков данной линии; Ху — реактивное сопротивление одного участка линии.
Определение эквивалентных сопротивлений 7?э и Хэ
в некоторых частных случаях. Для неразветвленной линии
с сосредоточенной нагрузкой на конце
R3 = ral-, X3 = xr,l, (22-8)
где г0 — активное сопротивление 1 м линии; х0 — реактивное сопротивление 1 м
линии; I — длина линии.
Рис. 22-2. Схема магистральной сети.
Рис. 22-3. Схема питания нагрузки,
удаленной от шин цеховой подстанции.
Если линия представляет собой шинопровод с распределенной электрической
.нагрузкой (рис. 22-2), то эквивалентные сопротивления такой линии приближенно
определяются по формулам:
rol~ (1 4-1) (2 + -^); (22-9)
Хэ^Х</1(1+1)(24-1), (22-Ю)
где л — число приемников, подключенных к данному шинопроводу.
Для линии, представленной на рис. 22-3,
Рэ=Рп.л(1+^5^-); (22-и)
' L Лз, i i\n, л'
), (22-12)
' L Лз, Л, д/
где 7?п.л> -Хп.л — активное и реактивное сопротивления питающей линии; 7?;,
Xj — активное и реактивное сопротивления i-ro участка линии от конца пи-
тающей линии до нагрузки; К3 г = PJPi коэффициент загрузки i-ro участка
относительно наиболее загруженного участка, принятого за первый.
Формулы (22-11) и (22-12) выводятся в предположении, что коэффициенты
мощности всех участков равны между собой.
Если длина линии намного превышает среднюю длину участка, то R3 иХ,
могут быть подсчитаны по более приближенным формулам:
/?э = /?п,л(14-^-У, (22-13)
\ п Ап, Л/
х>-х"-(1+йё;)' ,22'И)
где п — число участков данной линии.
456
Электробаланс
[Разд. 22
Формулы (22-13) и (22-14) получаются из формул (22-1) и (22-12) при допуще-
нии, что K3,i = 1.
Потери в трансформаторах. Потери активной электроэнергии
за учетный период
ДЭа = АРх7’о + ДРкК|7’р, (22-15)
где АРХ = &РХ К,, nAQx — приведенные потери мощности холостого хода
трансформаторов, кВт; ДР' — ДРк + К пА<2к — приведенные потери мощности
к. з., кВт; К3 = /Ср/Люм,т — коэффициент загрузки трансформатора по току;
ДРХ — потери мощности х. х., которые в расчетах следует принимать Фо каталогу
равными потерям в стали; ДРК — потери мощности к. з., в расчетах следует при-
нимать равными по каталогу потерям мощности в металле обмоток трансформа-
тора; К,,,,, — коэффициент изменения потерь, зависящий от передачи реактивной
мощности (для промышленных предприятий, когда коэффициент не задан энерго-
системой, следует принимать равным в среднем 0,07), кВт/квар; То — полное
число часов присоединения трансформатора к электросети; Тр — число часов ра-
боты трансформатора под нагрузкой за учетный период; Д Qx = SH0M, т —
постоянная составляющая потерь реактивной мощности х. х. трансформатора,
квар; AQK = £/нон.т ик/100 — реактивная мощность, потребляемая трансфор-
матором при полной нагрузке, квар; /х — ток х. х., %, ик — напряжение к. з., %;
^пом.т — номинальная мощность трансформатора, кВ-А; /ср — средний ток за
учетный период, А; /ном,т — номинальный ток трансформатора, Л.
Потери реактивной энергии за учетный период
А‘Эр— SH0M, т I0Q То + ^ном, т юо ^зГр-
(22-16)
При подсчете потерь мощности в трехобмоточном трансформаторе пользуются
выражением
А Рт, т = Л Рх Д Рк 1Кз1 -)- Д Рк2Кз2 -)- д РкзКзЗг
где ДР'р ДР^2, АР^з — приведенные потери активной мощности в обмотках
высшего (1), среднего (2) и низшего (3) напряжений; КЛ1, К32, К33 — коэффнциен-’
ты загрузки этих обмоток.
Потери электроэнергии в двигателях. Для крупных
агрегатов, как-то: прокатный стан, компрессор, насос, двигатель-генератор и т. п.,
возникает необходимость учитывать в электробалансе по указанным агрегатам
потерн электроэнергии в двигателях и приводимых ими в движение механизмах
Потери при установившемся режиме. При установившемся режиме работы
электродвигателей потери в них определяются как сумма потерь в металле об-
моток, стали и механических. Потери в металле обмоток определяются по форму-
лам (22-3) и (22-5), в которые вместо Рэ подставляются: для двигателей постоян-
ного тока — сопротивление якоря г0; для синхронных двигателей — сопротивле-
ние статора гу; для асинхронных двигателей — сопротивление статора и приве-
денное к статору сопротивление ротора п + г2.
Для машин постоянного тока коэффициент 3 в указанных формулах отсут-
ствует.
Потери в стали определяются с помощью счетчиков активной энергии и
амперметров, для асинхронных двигателей с фазным ротором
AS03C = (P0 3/£оГ1)Т’р, (22-17)
где Ро — мощность при разомкнутом роторе, определяемая по счетчику или по
ваттметру; /10 — ток статора при разомкнутом роторе, определяемый по ампер-
метру двигателя.
§ 22-2]
Методика определения потерь электроэнергии
457
Для всех двигателей, кроме асинхронного с фазным ротором, потери в стали
не следует выделять самостоятельной статьей в электробалансе из-за сложности
такого выделения. Поскольку потерн в стали двигателя мало зависят от его на-
грузки, как и потери механические, то их целесообразно определять лишь в сум-
ме с последними.
Механические потери в агрегате и электрические потери в стали приводного
двигателя определяются по формуле
Л Эа, мех + Л Эас = (Рх - З/хп) Гр, (22-18)
для машин постоянного тока — по формуле
ЛЭмех + ЛЭас = (Рх-/хГ0)7’р. (22-19)
где Рх — мощность холостого хода двигателя, соединенного с механизмом; опре-
деляется по счетчику или ваттметру; /х — ток холостого хода двигателя; опре-
деляется по амперметру на двигателе.
Так как для асинхронных двигателей с фазным ротором потери в стали легко
определяются по формуле (22-17), то механические потери могут быть выделены
отдельно с помощью формулы (22-18).
Для машин постоянного тока потери в стали составляют незначительную часть
по сравнению с механическими потерями. Учитывая к тому же то, что на валу
двигателя, кроме собственных потерь, имеются еще механические потери приводи-
мого механизма, можно с достаточной точностью пренебречь потерями в стали и
считать, что формула (22-19) определяет механические потери двигателя и ме-
ханизма.
Потери в течение переходных процессов вхолос-
тую з а 1 ч. Когда подсчет потерь в двигателях более сложен (двигатель после-
довательного возбуждения, переходные процессы двигателей под нагрузкой и
т. п.), следует пользоваться специальной литературой, например [22-4]. В пере-
ходных процессах потери в двигателях определяются как сумма потерь перемен-
ных и постоянных. Но постоянные потерн двигателей (потери в стали, потери
в металле обмоток, вызванные током намагничивания) можно не учитывать, так
как их значение в процентах общих потерь много меньше точности данной методи-
ки подсчета потерь. Поэтому за потери двигателей в переходных процессах можно
принять переменные потери, определяемые по формулам, кВт-ч:
при пуске
A3£„n^/</InG2^10-«; (22-20)
при торможении противовключением
Л эй, т, п 3WT 10-°; (22-21)
при реверсе
Л -Эа, рев iKhp Ю'°; (22-22)
при динамическом торможении
Д -Эа. т, д Л 5а, п- (22-23)
В этих формулах: h„, h.t, hp — число пусков, торможений и реверсов в час;
п0 — частота вращения двигателя при идеальном холостом ходе; К = 1 — для
двигателей постоянного тока параллельного возбуждения; К = 1 + rjr’,______
для асинхронных двигателей; К. ~ 2 — для асинхронных двигателей (нормаль-
ного исполнения) с короткозамкнутым ротором и синхронных двигателей при
асинхронном пуске; GD* — маховой момент двигателя и механизма.
458
Электробаланс
[Разд. 22
Сопротивления обмоток статора и ротора г2 для асинхронных двигателей
с фазным ротором определяются с помощью измерительных приборов методом
вольтметра и амперметра или с помощью двойного измерительного моста.
Приведенное к сопротивлению обмотки статора сопротивление обмотки
ротора определяется по формуле
, 0,98\а
О —Г/ I ’
(22-24)
где t/j — линейное напряжение статора; t/2K — линейное напряжение на кольцах
ротора.
Маховой момент двигателя совместно с механизмом может быть определен
методом свободного выбега. Для этого двигатель, вращающийся вхолостую, от-
ключают от сети. В течение всего выбега несколько раз через каждые / с (в зависи-
мости от длительности выбега) замеряют частоту вращения. По результатам опыта
строят кривую выбега — зависимость частоты вращения двигателя от времени
п = f (t), по которой находят замедление в начале выбега как тангенс угла нак-
лона касательной к кривой п = f (f) в точке t = 0 (начало выбега).
Маховой момент привода при этом
GD2 = ^5£m« (22-25)
где пх — частота вращения двигателя при холостом ходе; Р,,зх — мощность ме-
ханических потерь привода, определяется указанным выше способом.
22-3. ПРИМЕРЫ СОСТАВЛЕНИЯ ЭЛЕКТРОБАЛАНСОВ
Исходные данные: в качестве примера взят сортопрокатный нере-
версивный стан горячей прокатки, который может катать различный профиль:
круг, квадрат, полосу и т. д. Стан работал в сутки 22 ч, из них 18 ч составляло
время прокатки, 4 ч — время холостых ходов.
Главный привод стана питается отдельной линией от цеховой подстанции
(см. схему первичных соединений подстанции прокатного цеха) напряжением
2 кВ. Линия снабжена счетчиком активной энергии. Главный привод состоит
из двух асинхронных двигателей с фазным ротором, находящихся на одном валу
(табл. 22-1).
Таблица 22-1
Данные двигателей
р ном кВт п , пом’ об/мин в ^2к- В ЛнОМ» А ^2ном* А Ом г,. IO"3, Ом л'- Ю-з, Ом
Первый двигатель
900 | 985 | 2000 | 950 | 300 | 575 | 28,5 | 10,7 | 47,4
Второй двигатель
530 | 985 | 2000 | 840 | 181,5 | 380 | 82 | 11,5 | 52,4
Примечание. Индексы I н 2 относятся соответственно к статору и ротору.
Вспомогательное оборудование стана (панели управления, возбудители,
вентиляторы, краны, нагревательные печи и с. п.) питается от цеховой подстан-
ции 2 напряжением 220 В постоянного и переменного токов.
§ 22-3]
Примеры составления электробалансов
459
Определение составляющих частей электроба-
ланса стана. Расход электроэнергии приводными двигателями по счетчику
Э„,д = 19 700 кВт-ч. Для данного стана установлено, что его вспомогательное
оборудование расходует примерно 15—20 % электроэнергии на вспомогательное
оборудование всего прокатного цеха, которая по счетчику равна 21 550 кВт-ч.
Для суток, за которые подсчитывается электробаланс, на данный стан при-
ходится 18,5%:
Эв = 0,185- 21 550 = 4000 кВт-ч.
Все составные части электробаланса выражаются в процентах общего расхода
электроэнергии станом:
Эоб = 19 700 + 4000 = 23 700 кВт-ч;
i00%==>6,9%.
zo / ии
Электрические потери в линии, питающей приводные двигатели, состоят из:
1) потерь за сутки
ЛЭл = 37<2/2р??э7р;
I Э* 19700 - 320 Л
СР КЗ Utp cos <рсв КЗ-2-22-0,81
За cos фсв главного привода стана можно принять средневзвешенный коэффи-
циент мощности всех станов цеха, определенный по суточному расходу активной
и реактивной электроэнергии цеха:
Эр 52 000
tg =эа = ттобо= °’735,
что соответствует cos <рсв = 0,81.
Для линии, питающей приводные двигатели, R3 = rnl = 0,0615-0,206 =
= 0,0127 Ом (см. схему электроснабжения прокатного цеха).
По формуле (22-2) Кф=1,05 и ДЭл = 3-1,05а-3202-0,0127-22-10“3 =
= 94,5 кВт-ч (0,4 %);
2) потерь за время холостых ходов стана
ДЭ£ = 3(/х1 + /х2)2/?л/х = 3 (94,5 + 83)2'°,0127=--4,8 кВт-ч (0,02 %),
где /Х1 = 94,5 А; 1хг = 83 А — токи (по приборам) двигателей при холостом
ходе стана;
3) потерь за время прокатки
Л Эра6 = Л Эл —А Эл = 94,5 — 4,8 = 89,7 кВт-ч (0,38 %).
Потери в металле обмоток приводных двигателей складываются из:
1) потерь за сутки
ДЭм=3/<ф7ср (п + гз) Тр.
Приведенная формула дает несколько завышенные результаты, так как в дей-
ствительности потери в металле обмоток асинхронного двигателя определяются
как сумма потерь статора и ротора. Средний за сутки ток /ср — 320 А, определен-
ный с помощью счетчиков, можно распределить по машинам пропорционально
их номинальным мощностям, так как данные двигатели имеют одинаковое коми-
460
Электробаланс
[Разд. 22
нальное скольжение:
^i=320S=201 А:
/ср2=320^ = 119 А;
Д5“=3- 1,02-2012 (0,285 + 0,0474)-22 = 207 кВт-ч;
A Э"=3- 1,02- 119- (0,082 -] 0,0524) • 22 = 128 кВт-ч;
ЛЭм,.АЭ“1-ЛЭ“-= 207+128 — 335 кВт-ч (1,41 %);
2) потерь за время холостых ходов стана
Д^'-З/^+гХ;
Д Эх = 3 94,Ь3 (0,0285 + 0,0474) -4 = 8,12 кВт • ч;
Д Э™2 = 3 • 833 (0,082 + 0,0524) -4 = 11,1 кВт-ч;
ДЗ“=ДЗ“+ДЭ"2= 19,22 кВт-ч (0,08 %);
3) потерь за время прокатки
Л.9“1б = А.9ч-ЛЭ" = 335-19,22^316 кВт-ч (1,33 %).
Механические потери мощности в стане и приводных двигателях в данных
расчетах принимаются неизменными в течение всех суток и равными механичес-
ким потерям холостого хода Ро мех;
1) потерн за сутки
ДЭмСх^Ромех7'р-^>09,8-22 = 2410 кВт-ч (10,16%),
где Ро мех = 109,8 кВт - мощность механических потерь прокатного агрегата;
определена методом свободного выбега;
2) потери за время холостых ходов стана
ДЭ”ех=Ромс/х= 109,8-4 = 440 кВт-ч (1,86 %);
3) потерн за время прокатки
ДСб = Л>мех^р=109>8- 18 = 1970 кВт‘Ч (8.3%).
Электрические потери в стали приводных двигателей:
1) потери за сутки
Д Эс = [Ро - 3/Х (Г1 + r'J - Ромех] тр;
Д ЭЧ = [ 119,8 - 3 • 94,53 (0,0285 + 0,0474) 10 - 109,8] 22 = 8 • 22 = 176 кВт-ч;
Д Э% = (120,8 - 3 833 (0,082 + 0,0524) • 1Q-3 — 109,8] - 22 = 8,2 22 = 183 кВт • ч;
А Эс = Д 3; + Д Э» = 22 • 16,2 = 356 кВт-ч (1,5 %);
— мощности холостого хода первого и второго прокатных
двигателей, определенные по приборам;
Ро, I = 119,8 кВт
В о, 11 = 120,8 кВт
§ 22-3]
Примеры составления электробалансов
461
2) потери за время холостых ходов станов
Д3^ = 16,2-4 = 64,8 кВт-ч (0,27 %);
3) потери за время прокатки
Д Эра6= 16,2 • 18 = 291 кВт-ч (1,23 %)-
Электробаланс прокатного стана приведен в результирующей табл. 22-2 и
на рис. 22-4.
Дополнительные потери электроэнергии, связанные с нарушением техноло-
гического режима (например, "недогрев слитков), могут быть выявлены только на
основании двух электробалансов агре-
гата, один из которых снят при нор-
мальном технологическом режиме, а
другой — при нарушенном. При этом
косвенные затраты электроэнергии оп-
ределяются как разность между расхо-
дом электроэнергии на прокатку при
нормальном технологическом процессе.
Выводы по электроба-
лансу прокатного стана.
Подсчитанный электробаланс стана
показывает, что максимальными поте-
рями являются механические потери
стана и приводных двигателей; они
составляют 10,16 % общего расхода
электроэнергии станом.
Полученный расход электроэнер-
гии на собственно прокатку можно
брать за основу при определении уде-
льных норм расхода электроэнергии
на прокатку.
Отношение этого расхода электро-
энергии к выпуску продукции пред-
ставляет сабой удельный расход элек-
троэнергии прокатки, не зависящий
от состояния электрической сети, от
типа электропривода, от потерь в аг-
регате. Определенный таким образом
удельный расход электроэнергии зави-
Механические, газ Электрические
— В линиях В двигателях
яш® Дополнительные.
Рис. 22-4. Энергетическая диаграмма
активной электроэнергии прокатного
стана за сутки.
Эв — расход электроэнергии на вспомога-
тельные нужды; A3pag — потери электро-
энергии за время прокатки; ДЭХ — поте-
ри электроэнергии за время холостых хо-
дов стана; ЛЭдОП — дополнительный рас-
ход электроэнергии пз-за нарушения тех-,
нологичсского режима.
сит только от технологического цикла прокатки, от нарушения технологического
режима (недогрев слитков) и сортамента прокатываемых сталей.
Суточные электробалансы активной энергии от-
дельных цехов.
а) Электробаланс цеха горячей прокатки. Исходные данные: цех
имеет четыре нереверсивных прокатных стана, снабжается электроэнергией от
двух подстанций.
Подстанция № 1 питает приводные асинхронные двигатели прокатных ста-
нов. Подстанция № 2 снабжает все остальные приемники цеха напряжением
220 В постоянного и переменного тока. Необходимые данные по электроснабжению
и электрооборудованию цеха приведены на схеме рис. 22-5.
Составляющие части электробаланса прокатного цеха. Методика определения
составляющих частей электробаланса прокатного цеха аналогична методике оп-
ределения составляющих частей электробаланса одного прокатного агрегата
(см. пример электробаланса прокатного стана).
Общий расход электроэнергии цехом (по счетчикам подстанции) 30б =
== 71 000 кВт-ч (100 %).
462
Электробаланс
[Разд. 22
Таблица 22-2
Результирующая таблица электробаланса прокатного стана за сутки
Расход электроэнергии на основной технологический процесс (прокатка), кВт-ч, % Расход электроэнеигии на вспомогательные нужды, кВт-ч 1 Всего электроэнергии, кВт-ч
Расход электро- энергии на собст- венно прокатку Потери электрической энергии Всего потерь
за время прокатки за время холостого хода стана
в линии в двига- телях механи- ческие в стане | итого 1 в линии 1 в двига- телях механиче- ские в стане итого
16504,5 69,625 89,7 0,38 607 2,66 1970 8,30 2666,7 11,24 4,8 0,02 84,0 0,355 440 1,86 528,8 2,235 3195,5 13,475 4000 16,9 23 700 100
Т а б л и ц а 22-3
Расход электроэнергии основными производственными цехами
Цехи Активная энергия, кВт-ч Реактивная энергия, квар-ч
Основной техно- логический процесс Внутрицеховые вспомогательные нужды
Механические:
№ 1 140 000 4090 121 800
№ 2 97 870 3700 77 500
№ 3 116 300 1980 99 300
№ 4 110 700 5170 190 030
Сборочный 19 900 6800 29 150
Гальванический 68 200 860 32 200
Термический 80 900 1900 45 000
Кузница 2300 100 2000 '
Итого 666 170 29 700 596 980
Таблица 22-4
Расход электроэнергии на общезаводские вспомогательные нужды
Наименование Активная энер- гия, кВт-ч Реактивная энергия, квар-ч
Компрессорная Общезаводской транспорт, грузовые лифты Вспомогательные мастерские, заводоуправ- ление, склады и прочие нужды 22 400 790 210 14 330 570 120
Итого 23 400 15 020
§ 22-3]
Примеры составления электробалансов
463
Обычно на подстанциях, снабжающих электроэнергией прокатные цехи,
все линии, питающие прокатные двигатели и посторонние нагрузки по отношению
к прокатным цехам, снабжены счетчиками. Поэтому расход электроэнергии на
вспомогательные нужды (охлаждение станов, двигателей, краны, освещение,
панели управления и т. п.) можно определить, вычитая из показаний общих счет-
чиков подстанций показания счетчиков электроэнергии прокатных двигателей
и посторонних нагрузок.
Подстан-
Подстанция
№1
Вспомогательные ...
нужды прокатного
цеха
Ph
2 кВ
~220В
Т
7500 кв-А'
Собственные
нужды под-
станции
1970
стан
100
Рис. 22-5. Схема электроснабжения
Посторонние
потребители
530 900 736 736
стан
950
стан
250
прокатного цеха.
— счетчик активном электроэнергии; Q/г
— счетчик реактивной
500 650КВТ
стан
300
электроэнер-
гии; О — асинхронные двигатели станов.
В данном примере расход электроэнергии на вспомогательные нужды опре-
делен по счетчикам, непосредственно учитывающим этот расход: Эв = 21 550 кВт-ч
.(30,4 %).
Потери электроэнергии в питающих приводные двигатели линиях подсчи-
тываются для каждой линии в отдельности по формулам (22-3) и (22-8) и затем
складываются:
1) за сутки ДЭЛ = 217 кВт-ч (0,306 %);
2) за время холостых ходов ДЭЛ = 16 кВт-ч (0,022 %);
3) за время прокатки ДЭраб = 201 кВт-ч (0,284 %).
Потери электроэнергии в металле обмоток приводных двигателей:
1) за сутки ДЭМ = 2170 кВт-ч (3,06 %);
2) за время холостых ходов ДЭ“ == 82 кВт-ч (0,12 %);
3) за время прокатки Д5”аб = 2088 кВт-ч (2,94 %).
Механические потери в агрегатах, приводных двигателях и электрические
потери в стали приводных двигателей:
1) за сутки ДЭмех — 7980 кВт-ч (11,2 %);
464
Электробаланс
[Разд. 22
2) за время холостых ходов станов Л.9Х = 1200 кВт*ч (1,65 %);
3) за время прокатки Л.9'^ = 6780 кВт-ч (9,55 %).
Энергетическая диаграмма активной электроэнергии прокатного цеха за
сутки приведена на рис. 22-6.
б) Электробаланс компрессорной станции промышленного предприятия.
Исходные данные: в качестве примера рассмотрена компрессорная
станция, состоящая из четырех поршневых двухцилиндровых компрессоров типа
2ВГ, снабжающих предприятие сжатым воздухом с рабочим давлением 6,3—
6,4 кгс/см2.
Компрессоры работают круглые сутки с полной нагрузкой. В период между
рабочими сменами на предприятии в течение 40—45 мин потребление сжатого
Подстанция Nt 1 Подстанция №2
Рис. 22-6. Суточная диаграмма
расхода активной электроэнер-
гии прокатного цеха.
Обозначения те же, что и на рис.
22-4.
«I
5:
$кВ
Т"
б,3кв
Шины ЦРПкак
прессорной.
Нужды
компрес-
сорной
0©@
Синхронные
двигатели
компрессоров
Посторонние
потребители
Рис. 22-7. Схема электроснабжения
компрессорной станции.
1 — 5 — синхронные двигатели ком-
прессоров (ДСК-213/39-36; двигатель
4 находится в резерве); SH0M —
- 740 кВ-A; t/II0M —6 кВ; 7tl0M =
=-•71,5 А; п т 167,5 об/мин; г, — 0,97 Ом.
£
Л
« 5
воздуха снижается на 50 %. Избыток воздуха выпускают при этом в течение
30—35 мин дроссельной заслонкой со стороны рабочего давления компрессоров
в атмосферу. Режим работы компрессоров зимний при средней температуре на-
ружного воздуха —10 °C.
Охлаждающая вода компрессоров подается от заводской водопроводной
сети. Схема электроснабжения компрессорной приведена на рис. 22-7. Способ
регулирования расхода воздуха на рассматриваемой компрессорной неэкономичен,
так как в течение выпуска избыточного воздуха в атмосферу приводные двигатели
компрессоров остаются практически полностью загруженными.
При данном способе регулирования расхода воздуха целесообразно выделить
потери компрессорной установки за время, соответствующее работе компрессора
вхолостую, т. е. на рабочее давление воздухосборника, но без расхода воздуха
предприятием. Указанное время можно найти заменой действительной диаграммы
расхода воздуха диаграммой с провалом расхода воздуха до нуля (рис. 22-8)
при условии, что расход воздуха при этом сохраняется неизменным.
Из рис. 22-8 следует, что Kt' -- aKt.
Определение составляющих частей электробаланса компрессорной станции.
Общий расход электроэнергии компрессорной по счетчикам
Эоб = 51 495 кВт-ч (100 %).
§ 22-3]
Примеры составления электробалансов
465
Расход электроэнергии на собственные нужды подстанции (освещение и т. п.)
определен по счетчику (см. схему)
Эв = 450 кВт-ч (0,87 %).
Потери электроэнергии в питающих линиях (кабелях) подсчитываются по
формулам (22-3) и (22-8):
1) потери за сутки
ЛЭЛ = 3- 1,052 (1832 0,0548 + 79,52 •0,0845)-24 =
= 7,8-24=187 кВт-ч (0,363 %);
2) потери за время выпуска избыточного воздуха в атмосферу при отсутствии
потребления сжатого воздуха
ДЭ>3№ф(Лср1гл1 + ^р/л2)Д^ = 7,8.±= 1,95 кВт-ч (0,004 %);
3) потери за время рабочего потребления воздуха
Д Э£аб = Д Э - А Эх - 187 - 1,95 = 185 кВт • ч (0:359 %).
Потери в металле обмоток приводных двигателей:
1) потери за сутки. Для определения потерь в приводных двигателях тре-
буется распределить средний за сутки общий ток двигателей, найденный по пока-
Рис. 22-8. Диаграмма расхода воздуха.
а — в рабочем режиме; б — при выпуске воздуха в атмосферу.
заниям счетчиков и по формулам (22-3) и (22-5) по отдельным двигателям. Однако
в данном примере паспортные данные двигателей примерно одинаковы, поэтому
потери’ можно определить сразу для всех двигателей
ДЭм = ЗкЦ^ Г1ср'г7’р =
/огк\2
= 3- 1,0521~) -0,97-4-24- 10^ = 810 кВт-ч (1,58 %),
где п = 4 — число приводных двигателей компрессоров;
2) потери за время выпуска избыточного воздуха в атмосферу при отсутствии
потребления сжатого воздуха
АЭ;=3/’оиг1срА^=
= 3 • 71,52 • 0,97 • 4 • 1 10-3= 14,9 кВт-ч (0,03%);
466
Электробаланс
[Разд. 22
3) потери за время рабочего потребления воздуха
Д Э“аб = Л Эм —Л Э" = 810—14,9 = 795 кВт-ч (1,55%).
Механические потери компрессорных агрегатов и потери в стали приводных
двигателей:
1) потери за сутки
Д Эмех = (Ро ср - 3/х, срП ср) tn = (11,54 - 3 • 21,52 0,97 • 10’3) • 24 • 4 =
= 10,2-24-4 = 980 кВт-ч (1,9%);
Ро ср = Н,54 кВт — мощность холостого хода одного из приводных двига-
телей при работе компрессора вхолостую без давления. Эта мощность принята
за среднюю мощность холостого хода всех приводных двигателей (величина
Ро ср = 11,54 кВт берется из данных по испытанию резервного компрессора);
2) потери за время выпуска избыточного воздуха в атмосферу при отсутствии
потребления сжатого воздуха
Д Э“х = 10,2 • 4- • 4= 10,2 кВт • ч (0,02 %);
х 4
3) потери за время рабочего потребления воздуха
Д 3“ag = Л Эмсх — Д Э“ех = 980—10,2 = 969,8 кВт-ч (1,88%).
Энергетическая диаграмма активной электроэнергии и компрессорной стан-
ции за сутки приведена па рис. 22-9.
Выводы. Оставшийся за вычетом потерь расход электроэнергии 42 068 кВт-ч
полностью идет на производство сжатого воздуха. Отношение этого расхода элек-
Рис. 22-9. Энергетическая диаграмма ак-
тивной электроэнергии компрессорной
станции за сутки.
Обозначения те же, что и на рис. 22-4;
ДЗдоп — дополнительный расход, зависящий
от состояния атмосферы.
троэнергии к суточному расходу
сжатого воздуха, пересчитанного
на нормальные условия (0°C, 760 мм.
рт. ст.), представляет собой удель-
ные нормы электроэнергии компрес-
сорной. Определенные таким обра-
зом удельные нормы будут зави-
сеть лишь от внешних факторов
(температура всасывания, атмос-
ферное давление, высота над уров-
нем моря) и от точности учета вы-
работки сжатого воздуха.
Эти удельные нормы не будут
зависеть ни от системы электро-
снабжения компрессоров, ни от по-
терь электрических и механических
в оборудовании.
в) Электробаланс насосной
станции промышленного предприя-
тия. Исходные данные: в
качестве примера рассмотрена на-
сосная станция, снабжающая водой
из артезианских скважин промыш-
ленное предприятие. Станция имеет
два насоса производительностью по
150 м3/ч, нагнетающих воду из колодцев в бак, и один насос производительно-
стью 350 м:(/ч, качающий воду из бака в водопроводную сеть предприятия. На-
гнетающие насосы работают с давлением 0,2 кгс/см2, перекачивающий насос —
с давлением 3 кгс/см2. Насосы работают круглые сутки.
§ 22-3]
Примеры составления электробалансов
467
В течение 2 ч за сутки перекачивающий насос работает с пониженной на 40 %
нагрузкой по сравнению с нагрузкой в остальное время. В течение этого времени
прикрывается кран у забора воды перекачивающего насоса. При этом нагрузка
на двигателе перекачивающего насоса снижается. Так же как и для компрессор-
ной, для насосной станции действительная диаграмма расхода воды за сутки
заменяется диаграммой с провалом до нуля расхода воды. Необходимые данные
по электроснабжению и электрооборудованию насосной станции приведены на
схеме рис. 22-10.
Составные части электробаланса насосной станции. Методика определения
составляющих частей электробаланса насосной станции аналогична. методике
компрессорной (см. пример электробаланса компрессорной).
Подстанция
- №7
Подстанция
№2
Асинхронные dSu-
гатели насосов
Рис. 22-10. Схема электроснаб-
жения насосной станции.
Д/ и ДЗ — асинхронные двигатели
серии А мощностью 4,55 кВт для
насосов, перекачивающих воду из
бака в водопроводную сеть пред-
приятия (ДЗ находится в резерве);
Д2 и Д4 — асинхронные двигатели
серии А мощностью 4,75 кВт для
насосов, нагнетающих воду в бак
из артезианских колодцев.
Рис. 22-11. Энергетическая диаграмма
активной электроэнергии насосной
станции за сутки.
Обозначения см. на рис. 22-4.
Общий расход электроэнергии насосной Эоб = 3840 кВт-ч (100 %).
Расход электроэнергии на вспомогательные нужды. Для данной насосной
расходом электроэнергии на вспомогательные нужды вследствие их незначитель-
ности можно пренебречь: .9,, = 0.
Потери элешроэнергии в питающих насосную станцию линиях:
I) за сутки А.9-' = 236 кВт-ч (6,231 %);
2) за сутки, в течение которых расход воды предприятием равен нулю:
A3J = 1,2 кВт-ч (0,032 %);
3) за время рабочего потребления воды ДЭраб = 234,8 кВт-ч (6,2 %).
Потери электроэнергии в металле обмоток двигателей:
1) за сутки А.9’’1 = 87 кВт-ч (2,223 %);
2) за время, в течение которого расход воды предприятием равен нулю:
ДЭХ = 0,9 кВт-ч (0,023 %);
3) за время рабочего потребления воды ДЭ“ад = 86,1 кВт-ч (2,2 %).
468
Электробаланс
[Разд. 22
Рис. 22-12. Энергетические диаграммы
активной (а) и реактивной (б) электро-
энергии промышленного предприятия.
ДЗТ — потери в трансформаторах; ДЭС —
потери в сети; ДЗВ — потери иа вспомога-
тельные нужды.
Механические потери в иасосах и приводных двигателях и электрические
потери в стали приводных двигателей:
1) за сутки ДЭмех = 109,8 кВт-ч (2,845 %);
2) за время, в течение которого расход воды предприятием равен нулю,
АЭ“ех = 1,7 кВт-ч (0,045 %);
3) за время рабочего потребления воды АЭ^ = 108,1 кВт-ч (2,8 %).
Энергетическая диаграмма активной электроэнергии насосной станции за
сутки приведена на рис. 22-11.
Электробаланс промышленного предприятия за месяц. Исходные дан-
ные: в качестве примера рассмотрен металлообрабатывающий завод среднего
машиностроения. Завод имеет две
подстанции с напряжением 10/0,22
кВ. Подстанция 1 оборудована дву-
мя трансформаторами по 560 кВ-А,
подстанция 2 — одним трансформа-
тором 560 кВ • А. Трансформаторы
подстанций снабжены счетчиками
активной и реактивной энергии.
Каждая отходящая от подстанции
линия имеет счетчик активной
энергии.
Завод работает в три смены с
выходными днями. Загрузка завода
по электроэнергии по сменам —см.
пояснения к формуле (22-5) для
подстанции 1: К32 = 0,75; К33 —
= 675; для подстанции 2: К32 =
= 0,736; /<33= 0,314.
Составные части электробалан-
са завода. Взято из энергосистемы
(определено по счетчикам):
Эа = 736 000 кВт-ч;
Эр = 497 000 квар • ч.
Выработано внутри предприя-
тия:
а) активной электроэнергии
Эа — 0;
б) реактивной энергии стати-
ческими конденсаторами Эр =
= Qhom 7’=325-720= 234000 квар-ч.
Отдано постороннему потребителю (определено по счетчику)
Эа = 2920 кВт-ч; Эр = 0.
Потреблено внутри предприятия:
Эа = 736 000 —2920 = 733 080 кВт-ч;
Эр = 497 000 + 234 000 = 731 000 квар • ч.
Расход электроэнергии на общезаводские вспомогательные нужды (компрес-
сорная, заводской электротранспорт, вспомогательные цехи и т. д.) определяется
на предприятиях отдельными счетчиками:
Эа = 23 400 кВт • ч; Эр= 15 010 квар ч.
Список литературы
469
Расход электроэнергии на внутрицеховые вспомогательные нужды (краны,
вспомогательные мастерские, освещение ид. п.) следует определять лишь в том
случае, когда приемники вспомогательных нужд питаются отдельными -(от тех-
нологической нагрузки) линиями, снабженными счетчиками.
В данном примере имеет место указанный случай:
Эа = 23700 кВт • ч; Эр = 6100 квар • ч.
Потери электроэнергии:
в сети подсчитаны по (22-5) — (22-9) и (22-12):
ДЭа = 13 800 кВт-ч; Д Эр = 700 квар • ч;
в трансформаторах подсчитаны по (22-15) и (22-16):
Д Эа= 19 810 кВт ч; Д Эр= 119 000 квар ч;
суммарные в сети и трансформаторах
Д Эа = 33 610 кВт-ч; Д Эр= 119 700 квар • ч.
Потери в сети и трансформаторах общезаводских вспомогательных нужд для
электробаланса по заводу отдельно не определяются. Они входят в расход электро-
энергии на вспомогательные нужды, который определяется по показаниям счет-
чиков. Это замечание относится также к внутризаводским вспомогательным нуж-
дам, электроэнергия которых учитывается отдельными счетчиками.
Расход электроэнергии на основной технологический процесс, включая потери
в электроприводах и станках,
Эа = 733 080 -23 400 — 23 700-33 610 = 652 370 кВт-ч;
Эр = 731 000—119700-21 110 = 590 180 квар - ч.
Баланс электроэнергии предприятия (рис. 22-12). Приход электроэнергии;
активной 736 000 кВт-ч; реактивной 731 000 квар-ч. Расход на потери электро-
энергии в общезаводской сети: активной 19 810 кВт-ч; реактивной 119 000 квар-ч;
посторонними потребителями: активной 2920 кВт-ч; реактивной 0 квар-ч.
Список литературы
22-1. Методика составления электробалансов промышленных предприятий.
Информационное письмо 1/3]. Госинспекция по электронадзору и МЭИ. —М.:
Госэнергоиздат, 1956. — 29 с.
22-2. Федоров А. А. Электроснабжение промышленных предприятий. —М.:
Госэнергоиздат, 1961. — 744 с.
470
Электрич. оборудование РУ напряжением выше 1000 В [Разд. 23
22-3. Справочник энергетика промышленных предприятий. Т. 1 —М.: Гос-
энергоиздат, 1961. — 742 с.
22-4. Голован А. Т. Основы электропривода. —М.: Госэнергоиздат, 1948. —
344 с.
Раздел двадцать третий
ЭЛЕКТРИЧЕСКОЕ ОБОРУДОВАНИЕ
РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ УСТРОЙСТВ
НАПРЯЖЕНИЕМ ВЫШЕ 1000 В
23-1. ОПОРНЫЕ И ПРОХОДНЫЕ ИЗОЛЯТОРЫ
Рис. 23-1. Опорные изо*
ляторы ОФ-Ю-1250кв;
ОФ-Ю-2000кв;
ОВ-Ю-4250КВ.
Рис. 23-2. Опорные изоляторы.
а _ ОФ-35-1250кв; ОФ-35-2000кв; б —
ОФ-35-375, ОФ-35-750; в — ОФ-35-375ов; г —
ОФ-35-375кр; д — ОФ-35-750кв.
§ 23-1]
Опорные и проходные изоляторы
471
Рис. 23-3. Опорные изоляторы.
а — ОФР-20-750; б — ОФР-Ю-750,
ОФР-Ю-ЗООО, ИОТА-6, ИОТА-Ю,
ИОТБ-Ю, ИОТД-Ю, ИОТА-35У;
в — ОФ-Ю-1250; г — ИОТЕ-20У.
Рис. 23-4. Опорные изо-
ляторы ОФ-6-375ов,
ОФ-6-750ов, ОФ-10-750ов,
ОФ-10-375ов.
Рис. 23-5. Опорные изо-
ляторы ОФ-1-750ов,
ОФ-1-1250ов, ОФ-1-2000он
ОФ-1-ЗОООов.
Рис. 23-6. Опорные
изоляторы
ОФ-20-2000кв,
ОФ-20-4250кв.
Рис. 23-7. Опорный
изолятор
ОФ-20-3000.
Рис. 23-8. Опорно-штыревые изоляторы для наружной установки.
а — ОНШ-Ю-ЗОО, ОШП-Ю-500. СО-1; б — ОНШ-10-2000; в — ОН Ш-35-1000.
Рис. 23-9. Опорный изо-
лятор ОНВП-35-1000.
Рис. 23-10. Опорно-стерж-
иевые изоляторы.
а — ОНС-10-2000; б —
ОНСУ-35-500.
Рис. 23-11. Опорно-
стержневые изоляторы
ОНС-20-1000 и
ОНС-20-2000.
Рис. 23-12. Опорно-
стержневой изоля-
тор ОНС-20-500.
Рис. 23-13. Опорно-
стержневой изоля-
тор ОНС-35-500.
Рис. 23-14. Опорно-
стержневой изолятор
УСТ-ПО.
6)
§ 23-1] Опорные и проходные изоляторы
Рис. 23-15. Проходные изоляторы.
а — П-20/8000-4250; П-20/12500-4250; б —
П-10/5000-4250, П-10/6000-4250, П-10/8000-4250,
П-10/10000-4250; в — П-20/1000-2000;
П-20/1600-2000, П-20/2000-2000;г —
П-20/3200-2000; д — П-20/6300-3000.
оэ
474
Электрич. оборудование РУ напряжением выше 1000 В [Разд. 23
Рис. 23-16. Проходные изоляторы.
а — П-35/400-750; П-35/630-750; б
П-35/1000-750; в — ПБ-35/1500.
Рис. 23-17, Проходные изо-
ляторы.
а — ПК-10/2000-2000,: б —
лк-10/4000-2000.
Рис. 23-18. Проходные изоляторы П и ИПШ.
а — П-10/1000-750: б — П-10/1500-750; в— ИПШ-Ш-20/3000;
г — ИПШ-Ш-20/6000; д— ПБ-10/400; — П-6/250-375;
П-6/400-375; П-10/400-750; д2 — П-10/630-750.
Рис. 23-19. Проходной изолятор ПБ-10/600.
Ж
л
Рис. 23-2[.[Проходные
изоляторы для наруж-
ной установки.
а — ПН-20/2000-1250;
б — ПН-20/3200-1250.
Рис. 23-22. Проход-
ные изоляторы для
наружной установ-
ки.
а — ПН-35/400-750,
ПН-35/630-750.
ПН-35/600-750,
ПНБ-35-600; б —
ПН-35/1000-750,
ПНБ-35-1000,
ПН/35-1600-750.
Рис. 23-23. Масло-
Рис. 23-24. Маслонаполненные вводы
5555-110/1000,
15
5555-2оо,
15
5555.no/ioooy,
55b5.no/2oooy,
Рис. 23-20. Проходные
изоляторы для наруж-
ной установки
ПНБ-6/400,
ПНБ-6/600,
ПНБ-6/1000,
ПНБ-6/1500.
наполненные вводы
ГБМЛ
0-90
-66/1200У,
ГБМЛ
0-90
-220/1000.
5555-110/2000,
^-110/1000,
5555-110/2000,
§ 23-1]
Опорные и проходные изоляторы
477
Таблица 23-1
Технические данные опорных изоляторов для внутренних установок
. Тип изолятора Напряжение, кВ Минимальное разрушающее усилие при статическом изгибе, кгс, не менее Масса, кг Цена, руб. — коп.
номи- наль- ное сухое разрядное (не ниже)
ОФ-1-250 УТЗ 1 .11 250 0,6
ОФ-1-750ов УТЗ 1 11 750 2,6 3—30
ОФ-1-1250ов * 1 и 1250 5,0 4—80
ОФ-1-2000ов * 1 11 2000 7,3 6—00
ОФ-1-ЗОООов * 1 и 3000 8,0 —
ОФ-6-375 УЗ (ОМА-6) 6 36 375 1,1 0—85
ОФР-6-375 УЗ 6 36 375 1,1 —
ОФ-6-375кр УЗ (ОА-бкр) 6 36 375 2,5 1—05
ОФ-6-375ов УЗ (ОА-бов) 6 36 375 2,6 1—35
ОФ-6-375П УЗ (ОМАП-6) 6 36 375 1,03 —
ОФ-6-750кр УЗ (ОБ-бкр) 6 36 750 4,7 1-95
ОФ-6-750ов УЗ (ОБ-бов) 6 36 750 5,3 2—10
ОФ-Ю-375 УЗ (ОМА-10) 10 47 375 1,4 1—00
ОФ-Ю-375кр УЗ (ОА-Юкр) 10 47 375 2,7 1—15
ОФ-Ю-375ПУЗ (ОМАП-Ю) 10 47 375 1,35 1—00
ОФ-Ю-375ов УЗ (ОА-Юов) 10 47 375 2,8 1—25
ОФР-10-375 УЗ 10 47 375 1,7 1—25
ОФ-Ю-750 УЗ (ОМБ-Ю) 10 47 750 2,2 1-20
ОФ-Ю-750кр УЗ (ОБ-Юкр) 10 47 750 4,8 1-95
ОФ-Ю-750ов УЗ (ОБ-Юов) 10 47 750 5,4 2—10
ОФР-10-750-И-УТЗ 10 47 750 2,73 —
ОФР-10-750 УЗ (ОМБ-11) 10 47 750 2,7 1—30
ОФ-Ю-1250 УЗ 10 47 1250 7,0 3—05
ОФ-Ю-1250кв УЗ (ОВ-Юкв) 10 47 1250 7,6 3—05
ОФ-10-2000 УЗ (ОМД-Ю) 10 47 2000 5,66 4—30
ОФ-10-2000кв УЗ 10 47 2000 11,3 4—50
ОФР-Ю-2000 УТЗ 10 47 2000 — —
ОФ-10-3000 УТЗ (ОМЕ-10) 10 47 3000 10,3 —
ОФР-Ю-ЗООО УЗ 10 47 3000 5,9 —
ОФ-Ю-4250кв УЗ 10 47 4250 10,0 —
ОФ-Ю-6000 УЗ (ОР-Ю) 10 47 6000 25,0 —
ОФ-20-375 УЗ (ОМА-20) 20 75 375 4,2 2—40
ОФ-20-375кр УЗ 20 75 375 5,4 —
ОФР-20-375 УЗ 20 75 375 4,7 —
ОФР-20-750 УЗ (ОМБ-20) 20 75 750 5,7 4—00
ОФ-20-2000кв УЗ (ОД-20 кв) 20 75 2000 10,3 6—30
ОФ-20-3000 УЗ (ОМЕ-20) 20 75 3000 12,8 8—30
ОФ-20-4250кв УЗ 20 75 4250 12,0 —
ОФ-35-375 УЗ (ОМА-35) 35 НО 375 7,1 3—70
ОФ-35-375ов УЗ (ОА-35ов) 35 110 375 6,5 3—35
ОФ-35-375кр УЗ (ОА-35кр) 35 110 375 6,5 3—15
ОФ-35-750 УЗ (ОМБ-35) 35 НО 750 10,5 4—90
ОФ-35-750кв УЗ (ОБ-35кв) 35 110 750 12,4 5—00
ОФ-35-1250кв УЗ 35 110 1250 13,5 —
ОФ-35-2000кв УЗ 35 110 2000 14,0 —
478
Электрич. оборудование РУ напряжением выше 1000 В [Разд. 23
Продолжение табл. 23-1
Тип изолятора Напряжение, кВ Минимальнее разрушающее усилие при статическом изгибе, кгс, не менее Масса, кг Цена, руб. — коп.
номи- наль- ное сухое разрядное (не ниже)
ОФР-24-750 УЗ 24 85 750 10,5
ИОТА-6 * 6 36 375 1,1 —
ИОТБ-6* 6 36 750 2,5 —
ИОТА-10* 10 47 375 1,9 1-40
ИОТБ-Ю* 10 47 750 2,9 3—80
ИОТ Д-10* 10 47 2000 5,0 8—80
ИОТЕ-20У * 20 75 3000 15,0 15—60
ИОТА-35у * 35 110 375 10,6 11—20
ИОТБ-35у * 35 110 750 15,5 13—90
* Изоляторы подлежат унификации и применять их н новых разработках не реко-
мендуется.
Примечание. Данные взяты из каталога 20.02.Q5-7G, выпущенного взамен
каталога 20.02.01-63, 20.02.01-70.
Обозначения: О — опорный, Ф — фарфоровый, Р — ребристый; 1,6, 10, 20, 24, 35 —
номинальное напряжение, кВ; 375, 750, 1250, 2000, 3000, 4250 — минимальное разрушаю-
щее усилие на изгиб, кгс; буквы кв, ов, кр обозначают форму нижнего основания
фланца (соответственно квадратную, овальную» круглую); У — климатическое исполне-
ние; 3 — категория размещения.
Таблица 23-2
Размеры опарных изоляторов для внутренних установок
Тип изолятора Размеры, мм № рисунка
А Б В Г | Е ж 3 И
ОФ-1-250 УТЗ 62 70 65 23 70 10 — — 25 28-2, а [23-IJ
ОФ-1-750ов УТЗ 72 190 70 26 144 8 156 124 32 23-5
ОФ-1-1250св 73 218 80 32 156 8 176 124 30 23-5
ОФ-1-2000ов 82 242 80 32 156 8 230 216 34 23-5
ОФ-1-ЗОООов 82 250 90 32 190 8 230 71 34 23-5
ОФ-6-375 УЗ (ОМА-6) 100 77 — 20 60 — — — 28-2, я [23-1]
ОФ-6-375кр УЗ (ОА-0кр) 165 109 66 27 86 42 — — 20 28 6. а (23-1]
ОФ-6-375ов УЗ (ОА-бов) 165 160 62 27 86 42 135 но 10 23-4
ОФ-6-375 ПУЗ (ОМАП-6) 140 136 60 15 77 25 — — — 28-2, б 123-1]
ОФ-6-75Скр УЗ (ОБ-бкр) 185 127 85 38 106 46 — 140 26 28-6, а [23-1]
ОФ-6-750ог, УЗ (ОБ-бов) 185 215 85 38 106 48 175 12 23-4
ОФ-Ю-375 УЗ (О.’ЛА-Ю) 120 82 60 18 80 20 — — 20 23-2, в 123-1]
ОФ-Ю-375кр УЗ (ОА-Юкр) 1S0 1С8 66 27 86 36 — — 20 28-6, а [23-1]
ОФ-Ю-375 ПУЗ (ОМАП-Ю) 160 82 60 15 80 25 — 160 — 28-2, б [23-1]
ОФ-Ю-3750В УЗ (ОА-Юов) 190 160 62 26 86 36 135 __ 13 23-4
ОФ-Ю-750 УЗ (ОМБ-Ю) 120 102 88 18 100 30 — 20 28-2, а [23-1]
§ 23-1]
Опорные и проходные изоляторы
479
Продолжение табл. 23-2
Тип изолятора Размеры, мм № рисунка
А Б В г Д Е /К 3 И
ОФ-10-750кр УЗ (ОБ-Юкр) 215 136 85 38 106 52 — 140 26 28-6, а
ОФ-Ю-750ов УЗ (ОБ-Юов) 215 215 85 38 106 52 175 — 12 [23-1] 23-4
ОФР-Ю-750 УЗ (ОМБ-11) 124 115 18 23 30 — — 120 23-3, б
ОФ-Ю-1250 УЗ 120 90 70. 24 по — — 140 44 23-3, в
ОФ-Ю-1250кв УЗ (ОВ-Юкв) 225 175 101 42 130 53 — — 15 23-1
ОФ-Ю-2000 УЗ (ОМД-10) 134 160 ПО — 153 30 — 155 — 28-2, д [23-1]
ОФ-10-2000кв УЗ (ОД-Юкв) 235 190 128 46 150 60 — — 18 23-1
ОФ-Ю-ЗООО УЗ (ОМБ-Ю) 154 180' — 20 130 30 — — — 28-2, г [23-1]
ОФР-10-3000 УТЗ 150 200 25 180 35 — 180 — 23-4, б
ОФ-Ю-4250кв УЗ 230 180 140 46 180 65 — 20 23-1
ОФР-Ю-6000 УЗ (ОР-Ю) 300 280 142 91 215 20 70 — 180 28-5 [23-1]
ОФ-20-375 УЗ (ОМА-20) 210 ПО 85 18 95 20 — — — 23-2, в [23-1] 28-6, б
ОФ-20-375кр УЗ (ОА-20кр) 295 130 80 38 100 46 — — 25 [23-1]
ОФР-20-750 УЗ (ОМБ-20) 160 160 120 55 — 55 — 175 — 23-3, а
ОФ-20-2000кв УЗ (ОД-20КВ) 315 220 128 68 170 20 — — 16 23-6
ОФ-20-3000 УЗ (ОМЕ-20) 206 185 130 — 90 • 3 — 208 — 23-7
ОФ-20-4250кв УЗ 305 265 155 70 200 20 — 170 46 23-6
ОФ-35-375 УЗ (ОМА-35) 372 110 39 30 НО 97 — — 48 23-2, б
ОФ-35-375ов УЗ (ОА-35ов) 380 215 8/ 50 120 12 175 — 38 23-2, в
ОФ-35-375кр УЗ (ОА-35кр) 380 136 85 38 120 52 — 155 26 23-2, г
ОФ-35-750 УЗ (ОМБ-35) 372 140 39 30 150 97 — — 48 23-2, б
ОФ-35-750кв УЗ (ОБ-35КВ) 400 190 101 60 150 12 — — 42 23-2, д
ОФ-35-1250кв УЗ 400 180 — 73 160 18 140 — 20 23-2, а
ОФ-35-2000 кв УЗ 412 206 __ 85 175 18 160 — 20 23-2, а
ИОтА-6 100 /5 60 20 84 18 —— — 23-3, б
ИОТБ-6 100 100 78 20 по 18 — — — 23-3, б
ИОТА-Ю 120 82 82 26 94 20 — — — 23-3, б
ИОТБ-Ю 120 100 80 26 112 20 — — —— 23-3, б
ИОТД-Ю 130 160 120 20 170 20 — —- — 23-2, б ’
ИОТЕ-20 У 206 185 65 15 206 30 — — — 23-3, г
ИОТА-35У 340 116 80 26 148 20 — — — 23-3, б
ИОТБ-35У 340 157 100 26 173 20 — — — 23-3, б
Таблица 23-3
Технические данные опорио-штыревых, опорно-стержневых
и сборных колонок для наружной установки
Тип изолятора Напряжение, кВ Разру- шающая нагрузка на изгиб, кгс Масса, кг Цена, руб. — коп.
номи- нальное сухое раз- рядное мокрое раз- рядное
ОНШ-6-ЗОО (ШН-6) 6 38 26 300 2,54 2—35
ОНШ-Ю-500 (ШН-10) 10 47 34 500 4,1 2—70
ОНШ-10-2000 (ИШД-10) 10 47 34 2000 12,1 5—80
ОНВП-35-1000 (ИШК-35) 35 — — 1000 25,0 9—50
ОНШ-35-ЮОО (ШТ-35) 35 110 85 1000 32,6 12—10
ОНШ-35-2000 35 по 85 2000 44,6 14—40
ОНВП-35-110-1000 35-110 по 85 98 000 22,5 11—50
ОНСМ-10-2000 10 47 34 2000 8,8 —
ОНС-Ю-ЗОО (ОН-10) 10 47 34 2940 2,4 , 1—55
ОНС-Ю-500 (СТ-10) 10 47 34 4900 4,2 —
480
Электрич. оборудование РУ напряжением выше 1000 В [Разд. 23
Продолжение табл. 23-3
Тип изолятора Напряжение, кВ Разру- шающая нагрузка на изгиб, • кгс Масса, кг Цена, руб. — коп.
номи- нальное сухое раз- рядное мокрое раз- рядное
ОНС-10-2000 (КО-10) 10 47 34 19 600 13,0 9—30
ОНС-20-500 20 75 55 4900 9,0 8—00
ОНС-20-1000 20 75 55 9100 16,1 8—10
ОНС-20-2000 20 75 55 19 600 21,9 18—20
ОНС-35-500 (СТ-35) 35 ПО 85 4900 14,3 8—00
ОНСУ-35-Ю00 (КО-35с) 35 НО 85 98 000 46,0 13—80
ОНС-35-2000 35 110 85 19 600 43,5 —
ОНСУ-35-500 * 35 ПО 85 4900 34,4 —
ОНС-110-300 110 295 215 3920 43,0 27—60
О НС-110-500 (АКО-110) НО 295 215 500 68,0 41—00
ОНС-110-1000 110 295 215 9800 76,0 45—50
ОНС-110-2000 НО 295 215 19 600 85,3 —
ОН СМ-10 -300 110 295 215 400 30,7 —
ОНСП-110-300 НО 295 215 400 32,1 —
ОНС-У-40-1000 (КО-400) 35 135 90 1000 36,5 12—00
KO-400C 35 135 90 98 000 39,0 16-00
КО-15с 15 63 45 14 700 32,8 10—50
КО-20СУ 20 75 55 11 760 33,6 —
КО-35СУ 35 ПО 85 900 44,0 —
КО-110-1300 НО 295 215 12 740 80,3 —
ОС-1 35 ПО 85 1000 25,4 8—90
УСТ-по НО 295 215 3920 43,0 30—50
КО-110-2000 ПО 295 215 19 600 94,0 —
Примечание. Данные ванты из каталога 20.02 04., 20.02.11. В скобках указано
старое обозначение типа изолятора. Условные обозначения: О — опорный; Н — наруж-
ной установки; С - стержневой; У —усиленный, с увеличенной длиной пути утечки
тока (категория Б); ВП — с внутренней полостью; Ш —штыревой.
Таблица 23-4
Размеры опорно-штыревых и опорно-стержневых изоляторов
и сборных колонок для наружной установки
Тип изолятора Размеры, мм № рисунка
Л Б В г Д Е
ОНШ-6-300 (ПШ-6) 170 140 92 41 78 50 23-8, а
ОНШ-Ю-500 (ШН-10) 190 160 106 53 100 70 23-8, а
ОНШ-Ю-2СОО (ОШД-Ю) 210 250 150 65 150 120 23-8, б
ОНВП-35-ЮОО (ИШК-35) 400 370 170 70 170 140 23-9
ОНШ-35-ЮОО (ШТ-35) 400 370 170 70 170 140 23-8, в
ОНШ-35-2000 — — —• —-• — — 28-13 23-1]
ОНВП-35-110-1000 — — —- — —— — 28-14 23-1]
ОНС-10-300 (ОН-10) 175 140 67 30 120 40 28-19 23-1]
ОНС-10-500 (СТ-10) 190 — 64 40 140 54 28-21 23-1]
ОНС-10-2000 (КО-10) 284 204 — 67 200 67 23-10
§ 23-1]
Опорные и проходные изоляторы
481
Продолжение табл. 23-4
Тип изолятора Размеры, мм № рисунка
А Б в г Д Е
ОНС-20-500 315 170 92 46 150 64 23-12
ОНС-20-Ю00 360 180 130 40 160 67 23-Ц
ОНС-20-2000 355 204 140 56 200 85 23-11
ОНС-35-500 420 170 170 70 175 70 23-13
ОНСУ-35-ЮОО (КО-35с) 570 204 204 67 230 67 23-13
ОНС-35-2000 500 227 204 85 225 100 23-13
ОНСУ-35-500 570 180 170 44 210 74 23-13
ОНС-110-300 1050 204 140 55 200 60 23-11
ОНС-110-500 (АКО-110) 1100 204 204 85 225 85 23-14
ОНС-110-1000 1660 204 204 85 230 100 23-14
ОНС-110-2000 1100 234 234 230 . 23-14
КО-400 500 204 204 67 200 67
КО-400С 500 204 204 67 230 67
КО-15с 360 204 204 67 227 67
КО-20СУ 420 204 204 67 230 67
КО-35СУ 590 204 204 67 230 67
КО-110-1300 1100 220 194 225
УСТ-по 1050 204 64 185 67 23-14
ОС-1 280 430 — — — 140 23-8, а
Таблица 23-5
Технические данные проходных изоляторов для
внутренних установок
Тип изолятора HoMif- наль- 1] ы и ток, А Напряжение, кВ Разру- шающая нагрузка па изгиб, кгс Масса, кг Цена, руб. — коп.
н оми- наль- ное сухое разрядное (не ниже)
П-6/250-375 (ПА-6/250) 250 6 36 375 3,4 1—90
П-6/400-375 400 6 36 375 3,5 2-00
П-6/400-375 * (ПА-6/400) 400 6 3‘> 375 3,5 2—00
ПК-10/160-180 160 10 47 180 1,2 __
ПК-10/250-180 250 10 47 180 1,4
ПК-10/400-180 400 10 47 180 1,7
П-10/400-750 (ПБ-10/400) 400 10 47 750 5,5 2—85
П-10/630-750 (ПБ-10/600) 630 10 47 750 5,7 3—15
(ПБ-10/600*) 600 10 47 750 6,6 4—00
П-10/1000-750 1000 10 47 750 7,2 5—50
(ПБ-10/1000) П-10/1500-750 1500 10 47 750 8,0 6-50
(ПБ-10/1500) ПК-10/1600-750 1600 10 47 750 5,0
ПК-10/2000-2000 2000 10 ’ 47 2000 9,5 —
ПК-Ю/4000-2000 4000 10 47 2000 13,5 —.
ПК-Ю/1000-2000 1000 10 47 2000 18,4 —
П-10/2000-2000 2000 10 47 2000 18,4 —
П-10/1000-3000 (ПШД-10) 1000 10 • 47 3000 32,6 11—00
П-10/1600-3000 1600 10 47 3000 32,6 20—00
16 под ред. А. А. Федорова, Г. В. Сербиновского
482
Электрич. оборудование РУ напряжением выше 1000 В [Разд. 23
Продолжение табл. 23-5
Тип изолятора Номи- наль- ный ток, А Напряжение, кВ Разру- шающая нагрузка на изгиб, кгс Масса, кг Цена, руб. — коп.
номи- наль- ное сухое разрядное (не ниже)
П-10/2000-3000 (ПШЕ-10) 2000 10 47 3000 32,6 20—00
П-10/3200-3000 3200 10 47 3000 32,6 20—00
П-10/5000-4350 5000 10 47 4250 76,5 100—00
(П1ИЛ-10/5000-10000) П-10/6000-4250 6000 10 47 4250 75,0 100—00
П-10/8000-4250 8000 10 47 4250 72,0 100—00
П-10/10000-4250 10 000 10 47 4250 33,0 100—00
П-20/1000-2000 (ПШД-20) 1000 20 45 2000 33,0 20—00
П-20/1600-2000 1600 20 75 2000 33,0 20—00
П-20/2000-2000 2000 20 75 2000 33,0 20—00
П-20/3200-2000 3200 20 75 2000 47,0 50—00
(ИПШ-Ш-20/3000) П-20/6300-3000 6300 20 75 3000 51,6 40—00
(ИПШ-Ш-20/6000) П-20/8000-4250 8000 20 75 4250 140,0 110—00
(ПШЛ-20/8000-1250) П-20/10000-4250 10 000 20 75 4250 140,0 110-00
П-20/12500-4250 12 500 20 75 4250 135,0 110—00
ИПШ-Ш-20/3000 3000 20 75 2000 47,0 —
ИПШ-Ш-20/6000 6000 20 75 2000 52,0 —
П-35/400-750 (ПБ-35/400) 400 35 ПО 750 32,5 20—00
П-35/630-750 (ПБ-35/600) 630 35 ПО 750 32,5 22—50
П-35/1000-750 1000 35 НО 750 36,0 22—50
(ПБ-35/Ю00) ПБ-35/1500** 1500 35 НО 750 37,0 26—50
ВМГ-133п/600** 630 10 47 — 6,0 2—80
ВМГ-133п/1000* 1000 10 47 — 6,0 4—30
ТВ-100/2* — 10 — — 36,5 15—40
* Изолятор с медными шинами. Его применение должно быть согласовано с Мини-
стерством электротехнической промышленности.
** Снимаются с производства.
Примечание. Данные из каталога 20.02.С6. П — проходной для РУ; ПК — про-
ходной для КРУ.
Т а б л и и а 23-6
Размеры проходных изоляторов для внутренних установок
Размеры, мм
Тип изолятора А Б в г Д Е Ж 3 И К № рисунка
П-6/250-375 400 260 167 135 70 165 110 85 140 11 23-18,
П-6/400-375 400 260 167 135 70 165 по 85 140 11 23-18, г
П-6/400-375* 375 305 162 140 35 167 102 85 132 12 23-18
ПК-10/160-180 290 230 118 112 30 90 — 70 68 9 28-27 [23-1]
ПК-10/250-180 290 230 118 112 30 90 — 70 68 9 28-27 [23-1]
§ 23-1]
Опорные и проходные изоляторы
483
Продолжение табл. 23-6
Тип изолятора Размеры, мм № рисунка
А Б в г \ а Е Ж 3 И К
ПК-Ю/400-180 290 230 118 112 30 по 88 84 9 28-27 [23-1]
П-10/400-750 450 310 196 158 70 205 130 100 165 13 23-18, dt
П-10/630-750 450 310 196 158 70 205 130 100 165 13 23-18, (5,
ПБ-10/300* 455 350 200 164 52 205 130 120 165 12 23-19
П-10/1000-750 500 310 196 150 95 190 — 135 150 13 23-18, а
П-10/1500-750 ПК-10/1600-750 290 250 20 200 160 150 - 23-18, б 28-27 [23-1]
ПК-10/2000-2000 330 250 130 120 40 265 235 210 220 13 23-17, а
ПК-Ю/4000-2000 330 250 120 ПО 40 355 320 85 290 13 23-17, б
П-10/1000-2000 — 480 252 202 — 210 —. 155 200 18 28-28, б [23-1]
П-10/1000-3000 П-10/1600-3000 488 270 205 . 305 - 205 260 18 28-28 [23-1]
П-10/3200-3000 П-10/5000-4250 640 412 332 555 380 495 20 23-15, б
П-10/6000-4250 — 640 412 332 — 555 380 495 20 23-15, б
П-10/8000-4250 — 615 400 320 .— 555 — 380 495 20 23-15, б
П-20/1000-2000 — 726 375 310 — 305 — 205 286 20 23-15, в
П-20/1600-2000 — 726 375 310 — 305 — 205 286 20 23-15, в
П-20/2000-2000 — 726 375 310 — 305 — 205 286 20 23-15, в
П-20/3200-2000 — 770 424 346 — 322 — 265 266 20 23-15, г
П-20/6300-3000 — 745 381 303 — 360 — 265 304 20 23-15, д
П-20/8000-4250 — 930 535 455 — 660 — 520 608 20 23-15, б
П-20/10000-4250 П-20/12500-4250 930 535 455 660 550 608 20 23-15, а
ИПШ-Ш-20/3000 — 722 394 316 — 322 — 265 266 16 23-18, в
ИПШ-Ш-20/6000 — 722 394 316 — 360 — 310 304 16 23-18, г
П-35/400-750 910 770 416 354 70 250 — 190 200 15 23-16, а
П-35/630-750 950 770 416 354 90 250 — 190 200 15 23-16, а
П-35/1000-750 1010 785 415 355 112 260 — 220 200 15
ПБ-35/1500* 960 815 373 311 725 250 — 180 200 15 23-16, в
ВМГ-13311/600 — 273 116 78 150 — 100 116 17 28-28, в [23-1]
ВМГ-13311/1000 28-28, г ]23-1
ТВ-100/2 — 760 455 400 — 328 — 175 275 17 28-28, д [23-1]
Изготовляются с медными шинами.
Таблица 23-7
Технические данные проходных изоляторов наружных установок
Тип изолятора Номи- наль- ный ток, А Напряжение. кВ Минималь- ная разру- шающая нагрузка па изгиб, кгс Масса, кг Цена, руб,—коп.
номи- наль- ное сухое раз- рядное (не ниже) мокрое разряд- ное (не ниже)
(ПНБ-6/400) 400 6 38 28 750 9,31 4—55
(ПНБ-6/600) 600 6 38 28 750 9,91 5—55
(ПНБ-6/1000) 1000 6 38 28 750 13,0 7—10
484
Электрич. оборудование РУ напряжением выше 1000 В [Разд. 23
Продолжение табл. 23-7
Тип изолятора Номи- наль- ный ток, А Напряжение, кВ Минималь- ная разру- шающая нагрузка на изгиб, кгс Масса, кг Цена, руб.—коп.
номи- наль- ное сухое раз- рядное (не ниже) мокрое разряд- ное (не ниже)
(ПН Б-6/1500) 1500 6 38 28 750 15,5 9—10
ПН-10/400-750 (ПНБ-10/400) 400 10 47 34 750 6,7 4—40
ПН-10/600-750 (ПН Б-10/600) 630 10 50 34 750 10,0 4—70
ПН-10/630-750 630 10 47 34 750 7,1 - -
ПН-10/1000-750 1000 10 47 34 750 7,6 11—10
ПН-10/2000-1250 2000 10 47 34 1250 12,0
ПН-20/2000-1250 (ПНВ-20/2000) 2000 20 75 55 1250 34,7 24—00
ПН-20/3200-1250 (ПНВ-20/3200) 3200 20 75 55 1250 38,0 28—00
ПН-35/4 00-750 (ПН Б-35/400) 400 35 110 85 750 34,0 23—00
ПН-35/600/750 (ПНБ-35/600) 630 35 120 80 750 36,0 23—00
ПН-35/600-750* (ПНБ-35/600) 630 35 120 80 750 41,0 25—00
ПН-35/630-750 630 35 110 85 750 36,0
ПН-35/1000-750 (ПНБ-35/1000) 1000 35 ПО 85 750 38,0 29—00
ПН-35/1600-750 (ПНБ-35/1600) 1600 35 120 80 750 39,0 31—00
ПН-35/1600-750 (ПНБ-35/1600) 1600 35 120 80 750 42,2 36—50
ПНШ-35/3000-2000 (ИПШН-Ш-35/3000) 3000 35 120 80 2000 72,0 63—00
ПНШ-35/6000-2000 (ИПШН-Ш-35/6000) 6000 35 ПО 85 2000 87,0 44—00
ПНШ-35/10000-4250 (ПШНУ-35/10000) 10 000 35 ПО 85 4250 250,0 155—00
ПЗТ-20/16000 16 000 20 — ___ 116,0 160—00
МГГ-35** — 35 — . - 45,0 22—00
МГ3-35** 35 — 44,0 19—60
ПЭ-110/1000** 1000 НО — 12,8 30—50
Изготовляются с медными шинами.
•** Сняты с производства.
Примечание. Применение допускается только по специальным заказам. Дан-
ные взяты из каталога 20.02.02.
§ 23-1]
Опорные и проходные изоляторы
485
Таблица 23-8
Размеры проходных изоляторов для наружных установок
Тип изолятора Размеры, мм № рисун- ка
А Б В Г Д Е ж 3 И к Л
(ПН Б-6/4 00) 530 45 3 23-20
(пнБ-б/еоо) 530 — — 55 — —- — — — —~ 6 23-20
(ПН Б-6/1000) 580 430 215 75 215 140 160 112 108 175 6 23-20
ПНБ-6/1500 580 — — 75 — — — — — — — 23-20
ПН-10/400-750 (ПН Б-10/400) 560 395 186 90 215 —- — — — 175 — 28-32, а [23-1]
ПН-10/630-750 580 395 186 90 215 — — — — 175 — 28-32, а [23-1]
ПН-10/1000-750 (ПН-10/1000) 580 395 186 90 215 — — — — 175 — 28-32, б [23-1]
ПН-10/2000-1250 650 415 205 120 205 — — — — 155 — 28-32, в [23-1]
ПН-20/2000-1250 850 600 310 120 270 — 240 — — 270 — 28-32, а [23-1]
ПН-20/3200-1250 ПНВ-20/3200 850 600 310 120 270 — 240 — — 270 — 23-21, б
ПН-35/400-750 1020 850 390 90 250 — 200 — -— 250 — 23-22, а
ПН-35/630-750 ПН-35/1000-750 1040 850 410 90 250 — 200 — — 200 — 23-22, а 23-22, б
ПНБ-35/1000 1080 850 405 НО 260 — 250 — 200 — 23-22, б
ПНШ-35/3000-200 1090 295 —
ПНШ-35/6000-2000 1065 310 —
ПЗТ-20/16000 438 750 —.
МГГ-35 480 300 —
МГз-35 470 300 — —
Примечание. Нет данных по проходным изоляторам следующих тнповз
ПН-10/600-750; ПН-35/600-750: ПНБ-35/600; ПН-35/1000-750; IIH-35/1600-750;
ИПШН-Ш-35/3000; ИПШН-Ш-35/60С0; ННШ-35/10000-4250; ПШНУ-35/10000; ПЭ-ПО/ЮОО.
Таблица 23-9
Допустимый ток 10-секундной термической стойкости
проходных изоляторов
Номинальный ток, А 200 400 600 1000 1500 2000
^терм> КА 13 26 59 114 174 220
486
Электрич. оборудование РУ напряжением выше 1000 В [Разд. 23
Таблица 23-10
Технические данные маслонаполненных вводов
Тип Номи- нальный ток, А Напряжение, кВ Масса, кг Цеиа, руб. — КОП.
номи- наль- ное сухое • раз- рядное мокрое раз- рядное испыта- тельное при 50 Гц
-5^-по/юоо 1000 по 295 215 265 243 352
-^--110/1000' 1000 но 295 215 265 290 404
ГБМЛП-110/1000 1000 по 295 215 265 281 —
-5^1-110/2000 2000 по 295 215 265 300 418
110/2000 15 2000 по 295 215 265 240 —
‘о-ЭО 1 '110''200() 2000 по 295 215 265 288 —
г|лн.66/1200у 1200 66 170 130 150 166 —
-15^11-110/1000У 1000 по 295 215 265 313 —
-110/1000У 1000 но 295 215 265 335 424
Б^л-110/2000У 2000 110 295 215 265 340 —
-I^HL-110/2000У 2000 110 295 215 265 320 —
^?-220/1000 1000 220 550 425 490 1170 —
. -220 15 — 220 375 350 350 1710 1775
Примечание. Данные взяты из каталога 20.01.01. МБ — маслобарьерный;
Г — герметический; У — усиленный для мест с загрязненной атмосферой; БМ — ввод
е бумажно-масляной внутренней изоляцией; Л — для прохода через стены и перекры-
тия; П —с измерительным конденсатором для подключения ПИН.
Таблица 23-11
Размеры маслонаполненных вводов
Тип Размеры, мм № рисунка
А Б В Д Е
-5^1-110/1000 3310 1730 — 528 230 — 23-24
§ 23-2]
Разъединители и приводы к ним
487
Продолжение табл. 23-11
Тип А 1 Размеры, мм Е № рисунка
Б 1 в 1 г 1 д 1
•^--110/1000 3410 1820 — 528 230 — 23-24
Т^П-но/юоо 3460 1805 — 528 245 — 28-34 [23-1]
-222-Н0/2000 3565 1900 — 528 230 — 23-24
-2|2L-ho/2ooo 3440 1730 — 528 230 — 23-24
»-1.0/200» 3490 1820 — 528 245 — 28-34 [23-1]
22^2.66/1 2ооу 2530 1290 — 390 170 — 23-23
-£z^-llo/loooy 3600 1805 528 245 — 28-34 [23-1]
-222-1 ю/ юооу 3750 1820 — 528 230 — 23-24
-222Liio/2oooy 3905 1900 — 528 230 — 23-24
-И0/2000У 3630 1820 — 528 245 — 28-34 [23-1]
2222.220/1000 5745 2050 — 890 510 — 23-23
Л21-220 15 6390 3335 — 878 570 — 23-24
Примечание. Данные взяты из каталога 20.01.01.
23-2. РАЗЪЕДИНИТЕЛИ И ПРИВОДЫ К НИМ
а) Разъединители
Разъединители внутренней установки для номинальных токов до 1000 А
имеют нож, состоящий их двух медных пластин. Для токов более 1000 А они обыч-
но изготовляются в однополюсном исполнении, соединение отдельных полюсов
в трехполюсный разъединитель производится с помощью муфт.
Ножи разъединителей на большие токи выполняются из корытообразного
профиля.
488
Электрич. оборудование РУ напряжением выше 1000 В [Разд. 23
Рис. 23-25. Разъединитель одно-
полюсный РВО-6—10.
В В
Рис. 23-26. Разъединители РВ (3)-20, РВ (3)-35.
§ 23-2]
Разъединители и приводы к ним
489
Рис. 23-27. Разъединитель РВФ.
Рис. 23-28. Разъединитель
РВК-20/12000.
Рис. 23-29. Разъединитель РОН-10К/4000.
490
Электрич. оборудование РУ напряжением выше 1000 В [Разд. 23
Рис. 23-30. Разъединитель РОН (3)-35/2000.
Рис. 23-31. Разъединитель РОН (3)-500/2000.
§ 23-2]
Разъединители и приводы к ним
491
24W
2510
Рис. 23-33. Разъединитель РНД-330
(в скобках даны размеры РНД-500).
492
Электрич. оборудование РУ напряжением выше 1000 В [Разд. 23
Разъединители наружной установки до 10 кВ с вертикальным движением
ножа выполняются без льдоломающих устройств. Эго устройство у разъедините-
лей на напряжение выше 10 кВ выполнено в виде плоской лопатки, поворачиваю-
щейся на 90° вокруг своей вертикальной оси.
Разъединители удовлетворяют требованиям ГОСТ 689-69.
б) Приводы к разъединителям
Управление однополюсными разъединителями внутренней установки осу-
ществляется оперативной изоляционной штангой.
Для управления трехполюсными разъединителями внутренней установки
на 6—10 кВ до 1000 А применяются ручные приводы ПР-2, ПР-10, а для токсв
1000—2000 А — привод типа ПР-3, для токов 3000—7000 А применяется червяч-
ный привод ПЧ-50 или двигательный ПД-12УЗ.
Рис. 23-34. Привод ручной рычажный типа ПР-2.
а — вариант I для присоединения тяги сзади; б — вариант II для присоединения тяги
спереди.
Управление разъединителями наружной установки производится приводами
типа ПРИ, ПЧН, ПДН.
Дистанционное управление разъединителями внутренней установки осу-
ществляется электродвигательиыми приводами типов МВВ, ПДВ и ПДН.
§ 23-2]
Разъединители и приводы к ним
493
Рис. 23-35. Привод червячный ПЧ (размер А: 5—25 мм для ПЧ-50/15; 45—56 мм
для ПЧ-50/55; 90—100 мм для ПЧ-50/100; 130—150 мм для ПЧ-50/140).
494
Электрич. оборудование РУ напряжением выше 1000 В [Разд. 23
7285-
f)
Рис. 23-36. Приводы электродвигатель-*
ные наружной установки.
а - ПДН-220; б-ПДН-1.
Рис. 23-37. Привод ручной на-
ружной установки ПЧН.
/ — червячное колесо; 2 — вспомо-
гательные контакты; 3 — червяк;
4 — защелка; 5 — вал привода;
6 — рукоятка.
§ 23-2]
Разъединители и приводы к ним
495
Таблица 23-12
Технические данные разъединителей
Т нп Предельный сквозной ток к. з., кА Десяти- секундный ток термиче- ской стой- кости, кА Масса, кг Цена, руб. — коп.
Ампли- тудное значение Дейст- вующее значение
Для внутренней установки
РВО-6/400 50 29 16 (4с) 6 5—30
РВО-6/630 60 35 20 (4с) 6,3 5-70
РВО-6/1000 120 71 40 (4с) 13 9—70
РВО-10/400 50 29 16 (4с) 6 5—60
РВО-10/630 60 35 20 (4 с) 6,3 5—80
РВО-Ю/1000 120 71 40 (4с) 13 10—70
РЛВОМ-Ю/ЮОО 80 47 26 16,5 —
РЛВО-10/2000 85 50 35 25 18-50
РВ-6/400 50 29 16 (4с) 24 16—50
РВЗ-6/400 50 29 16 (4с) 28 —
РВ-6/630 60 35 20 (4с) 27 19—00
PB3-6/630 60 35 20 (4с) 28 20—00
РВ-6/1000 120 71 40 (4с) 42 32—00
РВЗ-6/1000 81 — 40 (4с) — —
РВЗ-10/400 50 29 16 (4с) 26 18-50
РВ-10/400 50 16 (4с) — —
РВЗ-10/400 30 — 16 (4с) — 30
РВ-10/630* 60 35 20 (4с) 28 20—00
РВЗ-10/630 60 1 1 20 (4с) — —
РВ-10/1000 120 71 40 (4с) 44 36—00
РВЗ-10/1000 81 47 40 (4 с) 48 —
РВ-20/400 45 27 16 (4с) 60 61-00
РВЗ-1-20/400 45 27 16 (4с) 65 75—00
РВЗ-2-20/400 45 27 16 (4с) 70 89—00
РВ-20/630 УЗ 50 30 20 (4с) 85 65—00
РВЗ-1а-20/630 УЗ 50 30 20 (4с) 95 80—00
РВЗ-2а-20/630 УЗ 50 30 20 (4 с) 113 92—00
РВ-20/1000 УЗ 55 30 20 (4с) 87 84—00
РВЗ-2-20/1000 УЗ 55 14 20 (4с) 114 116—00
РВР (3)-20/3000 УЗ 220 — 80 (4 с) — —
РВ-35/400 42 30 16 (4с) 105 80—00
РВ (3)-20/8000 , 300 — 112 (4с) — —
РВЗ-1-35/400* 42 30 16 (4с) 110 100-00
PB3-2-35/400* 42 30 10 115 112-00
РВ-35/630 УЗ 51 30 20 (4с) 87 91—00
РВЗ-1а-35/630 УЗ 51 30 20 (4с) 97 106—00
PB3-2-35/630 УЗ 51 30 20 (4с) 115 121—00
РВ-35/1000 УЗ 80 30 31,5 147 115-00
РВЗ-1а-35/1000 УЗ 80 — 31,5 (4с) 171 140—00
PB3-2-35/1000 УЗ 80 - 31,5 (4с) 195 165—00
РВФ-6-400* 50 29 16 (4с) 35 26—00
РВФ-6/630 60 35 20 (4с) 38 29—00
РВФ-6/1000 120 — 40 (4 с) •— —
РВФ-10/400* 50 29 16 (4с) 41 29-00
496
Электрич. оборудование РУ напряжением выше 1000 В [Разд. 23
Продолжение табл. 23-12
Тип Предельный сквозной ток к. з., кА Десяти- секундный ток термиче- ской стой- кости, кА Масса, кг Цена, руб. — коп.
Ампли- тудное значение Дейст- вующее значение
РВФ-10/630* 60 35 20 (4 с) 45 31—00
РВФЗ-10/630 52 20 20 (4с) 54 —
РВФ-10/1000 81 47 40 (4 с) 67 —
РВФЗ-10/1000 81 31,5 31,5 (4с) 79 —
РЛВ-10/2000* 86,5 50 36 90 45—60
РЛВ-10/3000* 140 81 ' 50 180 99—00
РЛВШ-6/400* 45 27 10 48 —
РЛВШ-6/600* 60 35 14,5 50 —
РЛВШ-10/400* 45 27 10 54 —
РЛВШ-10/600* СО 35 14,5 70 —
РЛВШ-10/1000* 80 47 28,5 75 39-00
РЛВШ-10/2000* 85 50 36 85 46—00
РЛВШ-10/3000* 140 81 50 185 99—00
РЛВШ-20/400* 45 27 10 70 29—00
РЛВШ-35/400* 50 30 10 83 34—00
РЛВШ-35/600* 50 30 14 84 40—00
РВТ-24/6/400* 84 49 28 81 30—00
РВ Т-34/10/100* 84 49 28 88 34—80
РВУ-10/3000* 200 120 85 ’ 212 107—00
РВУ-10/4000* 200 120 85 213 123—00
РВКЗ-1-Ш-10/2000 85 50 28 107 —
РВКЗ-2-Ш-10/2000 85 50 28 121 —
РВК-10/2000 85 50 28 63 81—00
РВКЗ-1-10/2000 85 50 28 75 105—00
РВКЗ-2-Ю/2000 85 50 28 87 125—00
РВК-Ю/2000 85 50 28 70 93—00
РВК-Ю/3000 200 120 60 150 • 120—00
РВК-10/4000 200 120 65 180 140—00
РВК-10/5000 200 120 70 261 220—00
РВК-20/5000 200 120 70 300 252—00
РВК-20/6000 250 145 75 474 380—00
РВК-20/7000 320 80 510 500—00
РВК-20/12500 320 — 125 (4 с) 500 2300—00
РВК-20/14000 490 —_ 165 500 920-00
РВК-35/2000 115 29 222 189-00
РВКЗ-1-35/2000 115 — 29 246 219—00
РВКЗ-2-35/2000 115 — 29 270 256—00
РВС-15/675* 520 —_ 165 500 850-00
РВР (3)-12/2000 85 — 31,5 (4с)
РВР-111-10/1000 85 — 31,5 (4с)
РВР (3)-12/4000 125 — 45 (4с) —
РВРЗ-111-10/1000 85 — 81,5 (4с)
РВР (3)-24/6300 220 80 (4с) —
РВР (3)-24/8000 300 —. 112 (4с) —
РВП-20/12500 УЗ 490 — 180 (4с) 625 —
§ 23-2]
Разъединители и приводы к ним
497
Продолжение табл. 23-12
Тнп Процельный сквозной ток к. з., кА Десяти- секундный ток термиче- ской стой- кости, кА Масса, кг Цена, руб. — коп.
Ампли- тудное значение ДеПст- вую идее злаченне
Разъединители наружной установки
РОН-ЮК/4000 250 — 65 105 80—00
РОН-ЮК/500 У2 — — 71 (4с) — —
POH3-35/600-1000 50 29 10 145 —
РОН-35/2000 120 47 20 160 106—00
РОНЗ-1-35/2000 120 47 29 170 116—00
РОНЗ-2-35Б/2000* 120 47 29 180 123-00
РОН-35Д/2000* 120 47 29 160 95-00
РОНЗ-1-35Д/2000* 120 47 29 170 110—00
РОНЗ-2-35Д/2000* 120 47 29 180 115—00
РОН-110Д/2000* 120 47 29 390 228—00
РОНЗ-1 -110Д/2000* 120 47 29 415 256—00
РОНЗ-2-110Д/2000* 120 47 29 430 280—00
РОН (3)-33T/630 80 — 20 (4с) —- —
РОН (З)-ЗЗТ/1250 120 — 45 (4с) — —
РОН (3)-110Т/630 80 — 35 (Зс) — —
РОН (3)-11 ОТ/1000 120 — 45 (Зс) — —
РОН-220/2000 80 —. 25 1803 1110—00
РОН-500-2000 55 32 21,6 (1с) 5700 —
РОНЗ-1-500/2000 55 32 21,6 (1с) 5880 3500—00
РОНЗ-2-500/2000 55 32 21,6 (1с) 6400 3700—00
РЛН-6/200* 15 9 5 12 —
РЛН-6/400* 25 15 9 20
РЛН-10/200* 15 9 5 20 13—60
РЛН-10/400* 25 15 9 20 14-60
РЛН-10/600* 35 21 14 20 15—80
РЛН-35* 50 29 15 145 —
РЛН-110* 50 29 15 - 425 —
РЛНО-1ЮМ/600 50 29 10 170 132—00
РЛНО-ИОМ/ЮОО 50 29 15 175 138—00
РЛНД-35/600* 80 31 12 60 41—00
РЛНД-1-35/600* 80 31 12 63 46—00
РЛНД-2-35/600* 80 31 12 66 50—00
РЛНД-35/Ю00* 80 31 15 65 46—00
РЛНД-35П/1000* 80 '31 15 68 50—00
РЛНД- 1-35П/1000* 80 31 15 70 54—00
РЛНД-1-35/1000* 80 31 15 68 50—00
РЛНД-2-35/1000* 80 31 15 71 53—00
РЛНД-110/600* 80 31 12 162 105—00
РЛНД-1-110/600* 80 31 12 173 113—00
РЛНД-2-110/600* 80 31 12 186 120—00
РЛНД-110/1000* 80 31 15 165 110—00
РЛНД-1-110/1000* 80 31 15 178 119—00
РЛНД-2-110/1000* 80 31 15 191 123-00
РЛНД-110Б/600* 80 31 12 162 118—00
РЛНД-1-110Б/600* 80 31 12 176 126—00
498
Электрич. оборудование РУ напряжением выше 1000 В [Разд. 23
Продолжение табл. 23-12
Тип Предельный сквозной ток к. з., кА Десяти- секундный ток термиче- ской стой- кости, кА Масса, кг Цена, руб. — коп.
Ампли- тудное значение Дейст- вующее значение
РЛНД-2-110Б/600* 80 31 12 133—00
РЛНД-110Б/100* 80 31 15 165 123—00
РЛНД-1-110Б/Ю00* 80 31 15 178 132—00
РЛНД-2-110Б/1000* 80 31 15 191 136—00
РЛНД-220П/1000* 100 31 15 445 390—00
РЛНД-1-220П/1000* 100 31 15 475 420—00
РЛНД-2-220П/1000* 100 31 15 500 445—00
РЛНД-220П/2000* 100 — 25 660 478—00
РЛНД-1-220П/2000* 100 — 25 700 566—00
РЛНД-2-220П/2000* 100 — 25 710 625—00
РЛНД-750/2000* 67 — 17 7000 7700—00
РЛНД-1-750/2000* 67 •— 17 7250 8200—00
РЛНД-2-750/2000* 67 — 17 7500 8600—00
РНД-35/630 64 20 (4 с) 54 76—00
РНДЗ-1-35/630 64 —. 20 (4с) 67,2 84—00
РНДЗ-2-35/630 64 — 20 (4 с) 80,3 91—00
РНД (3)-35У/1000У 1 64 — 25 (4с) 55 84—00
РНД (3)-35/1000У 1 64 — 25 (4 с) 68,5 91—00
РНД (3)-35/1000ХЛ1 64 — 25 (4 с) 81,5 96—00
РНД (3)-35/2000У1 84 - - 31,5 (4с) 150,5 180—00
РНД (3)-35/2000ХЛ 1 84 — 31,5 (4с) 162 197—00
РНД (3)-35У/2000У1 84 — 31,5 (4с) 178 209—00
РНД (3)-35/3200У1 128 — 50 (4с) — —
РНД (3)-66Т/600* 50 — 15 — —
РНД (3)-66УТ/1200* 70 —— 16,2 — —
РНД-1Ю/630Т1 80 — 22 (Зс) 165 178—00
РНДЗ-1-110/630 80 — 22 (Зс) 195 192—00
РНДЗ-2-110/630 80 — 22 (Зс) 220 204-00
_РНД(3)-ИО/1ОООУ1 80 — 31,5 (Зс) 170 187—00
РНД (3)-110/1000ХЛ1 80 — 31,5 (Зс) 200 202—00
РНД (3)-110У/1000ХЛ 80 — 31,5 (Зс) 225 209—00
РНД (3)-110/2000 У1 100 — 40 (Зс) 311 388—00
РНД (3)-110/2000ХЛ1 100 — 40 (Зс) 352 435—00
РНД (3)-110У/2000У1 100 — 40 (Зс) 380 476—00
РНД (3)-110/3200У1 128 — 50 (4 с) — —
РНД-110Б/630 80 —— 20 (Зс) 166 201—00
РНДЗ-1-110Б/630 80 — 20 (Зс) 201 214—00
РНДЗ-2-11 ОБ/630 80 —-• 20 (Зс) 229 226—00
РНД (3)-150/1ОООУ1 100 —— 40 (Зс) 355 '—
РНД (3)-150/2000У1 100 —- 40 (Зс) 430 —
РНД (3)-150/3200У1 115 — 45 (Зс) —
РНД (3)-220/2000ХЛ1 100 —— 40 (Зс) 465 —
РНД (3)-220/1000ХЛ1 100 — 40 (Зс) 500 —
РНД (3)-220/1000У 1 68 27 (Зс) 601 —
РНД (3)-220/2000У1 100 —. 40 (Зс) 712 —•
РНД (3/-220/3200У1 100 40 (Зс)
§ 23-2]
Разъединители и приводы к ним
499
Продолжение табл, 23-12
Тип Предельный сквозной ток к. з., кА Десяти- секундный ток термиче- ской стой- кости, кА Масса, кг Цена, руб. — коп.
Ампли- тудное значение Дейст- вующее значение
РНД-500/2000 67 17 (Зс) 3900 2980—00
РНД-1-500/2000 67 —— 17 (Зс) 4075 3250—00
РНД-2-500/2000 67 — 17 (Зс) 4250 3500—00
РНД-330/2000 67 —. П (Зс) 2670 1590-00
РНД (3)-1-330/2000 67 — 17 2872 1750—00
РНД (3)-2-330/2000 67 — 17 3168 1852—00
РНД (3)-330/3200 160 — 63 (2с) — —
РНД (3)-330У/3200 160 63 (2с) — —
РНД (3)-500/3200У 1 160 —- 63 (2с) — —
РНВ (3)-500Т/2000 45 13,5 4030 —
Р Л НДА-10/200 20 8 5 — —
РЛНДА-10/400 25 10 6 — —
РЛНДА-10/630 35 14 9 — —
РЛНД-10Т/400 25 10 6 — 1-
РЛНД-10Т/630 35 14 9 — —
РНД-20/100** — 15 4 —
РНДО-20/100** — 15 4 — ——
* Снят с производства.
♦♦ Завод-изготовитель — Рижский опытный завод энергоавтоматика.
Примечания: I. Обозначение разъединителей: Р — разъединитель; В — внут-
ренней установки; Н — наружной установки; К — с коробчатой токоведущей системой;
Д — двухколонковый; В — с движением ножа в вертикальной плоскости; 3 — с зазем-
ляющими ножами; У — с усиленной изоляцией; Б — с механической блокировкой глав-
ных н заземляющих ножей; П —с передачей, преобразующей поворот вала привода на
угол 180° в поворот колонки разъединителя на 90°; СК — ступенчато-килевого располо-
жения; 1а — с одним заземляющим ножом со стороны главного нежа с ламелями; 16 —
то же без ламелей. Цифра в числителе — номинальное напряжение, кВ; цифра в знаме-
нателе — номинальный ток, А; Ф —фигурный, О — однополюсный, Л — линейный,
Т — тропического типа, Р — рубящего типа.
2. Разъединители РЛНД-35, РЛНД-110, РЛНД-35Б, РЛНД-110Б, РОНЗ-35Д,
РОНЗ-ПОД. РОН-35Д, РОН-35Б, РОН-1ЮД, РЛН-35, РЛН-110 снимаются с производ-
ства, взамен выпускаются PH Д-35, РНД-110, РНД-35Б, РНД-НОБ.
Таблица 23-13
Размеры разъединителей внутренней установки
Тип Размеры, мм № рисунка
А Б Б1 В г Г1 Д Е Ж
РВО-6/400 72 418 144 415 23-25
РВО-6/600 — — 72 — 418 — — 148 420
РВО-6/1000 — — 72 — 418 — — — —
РВО-10/400 — — 72 — 418 — — 169 440
РВО-10/630 — — 72 — 418 — — 207 445
РВОМ-10/1000 — — 92 — 480 380 279 163 440
РЛВО-Ю/ЮОО 450 210 250 — 576 442 354 300 580
500
Электрич. оборудование РУ напряжением выше 1000 В [Разд. 23
Продолжение табл. 23-13
Тип Размеры, мм № рисунка
А Б в1 в г д Е Ж
РЛВО-10/2000 450 210 250 576 442 354 300 580
РВ-6/400 697 546 — 200 520 — - — 178 440 28-37 [23-1]
РВ-6/630 697 546 200 520 — — 182 445
РВ-6/1000 740 585 635 200 794 390 285 188 460
РВ-16/400 837 646 250 540 — — — 465
РВ-10/600* 837 646 — 250 540 — 202 470
РВ-10/1000 940 725 — 250 — — 273 — 470
РВ (3)-20/400 1200 800 750 300 1215 — — — 685 23-26
РВ (3)-20/630 УЗ 1200 800 750 300 1215 — — — 685
РВ (3)-20/1000 УЗ 1200 800 750 300 1275 —. 390 — 685
РВ (3)-35/400 1750 1112 1156 450 1765 —. - — 930
РВ (3)-35/600 УЗ 1750 1112 1156 450 1765 — — — 930
РВ (3)-35/1000 УЗ 1750 1112 1156 450 1765 — — — 930
РВФ-6/400 697 580 394 200 412 —- 394 174 601 23-27
РВФ-6/630 697 580 410 200 412 — 410 178 618
РВФ-10/400 837 680 435 250 412 — 435 194 647
РВФ-10/600 837 680 451 250 412 — 451 198 664
РЛ В-10/2000 1150 — 948 350 655 — 354 304 580 28-37 [23-1]
РЛВ-10/3000 1240 — 1004 350 650 — 405 325 670
РЛВШ-6/400 — 622 — 200 — 370 245 436
РЛВШ-6/600 — 622 — 200 —. 370 249 445
РЛВШ-10/400 732 — 250 — 440 270 481
РЛВШ-10/600 — 732 — 250 — 440 —— 273 489
РЛВШ-10/1000 — 910 — 350 — 396 328 580
РЛВШ-10/2000 —. 910 — 350 — 396 — 328 580
РЛВШ-10/3000 — 966 —. 350 —. 530 — 355 666
РЛВШ-20/400 1200 800 840 300 632 580 405 375 710
РЛВШ-35/400 1530 — 1140 450 — 751 — 460 950
РЛВШ-35/600 1530 —. 1140 450 — 751 — 460 970
РВК-Ю/2000 — — — — 526 — 271 — 470 28-40 [23-1]
РВК-Ю/3000 470 200 240 — 610 500 328 228 555
РВК-Ю/4000 470 200 240 616 500 375 228 655
РВК-10/5000 550 — — —. 715 — 435 — 738
РВК-20/5000 700 160 — 830 610 518 338 905
РВК-20/6000 700 230 — — 830 610 556 326 996
РВК-20/7000 700 234 400 — 830 610 556 336 1000
РВК-20/12000 23-28
РВС-15 1705 1250 — 500 1040 — 630 — 920 28-42 [23-1]
РВТ-24 — 985 — 350 — 370 — 320 620 28-37 [23-1]
РВТ-34 — 985 — 350 — 370 — 350 650
РВУ-10/3000 500 170 — — 640 — — 335 740 —
РВУ-10/4000 500 170 — — 660 — 335 758
§ 23-2]
Разъединители и приводы к ним
501
Таблица 23-14
Размеры разъединителей наружной установки
Тип Размеры, мм Угол поворота, град № рисунка
Высота при открытом ноже Длина полю- са вдоль оси Между двумя оснмн полюса а и с а С5 Q. S * ножа зазем- ления вала разъе- динителя колонки во- ' круг своей оси
РОН-ЮК/4000 850 650 440 . 23-29
POH3-35/2000 1815 3260 1200 75 — — 23-30
РОН-110/2000 3385 2040 1810 75 — 28-45 [23-1]
РОНЗ-110/2000 3385 5872 1810 75 —- — 28-45 [23-1]
POH3-220/2000 56'90 6’800 3380 75 90 — 28-45 [23-1]
РОНЗ-500/2000 9800 8058 75 — — — 23-31
РЛН-6/200-400 500 580 6'00 35 — — — 28-47, а [23-1]
РЛН-10/200-6'00 6’00 670 6'00 35 — — —.
РЛН-35 1370 1420 1050 50 — 105 80 28-47, б [23-1]
РЛН-110 2900 2070 1700 60 — 105 80 28-51 [23-1]
РЛНД-35/600 817 958 540 90 90 —
РЛНД-35/1000 829 958 540 90 90 — —
РЛНД-110/600 1224 1446 1200 90 90 — —- 28-48 J23-1]
РЛНД-110/1000 1224 1446 1200 90 90 — — 28-48 [23-1]
РЛНД-220П/600 2610 3270 2200 — — — 23-32
РЛНД-220П/2000 2630 3960 2300 180 90 —. 23-32
РНД (3)-35У/1000 910 1280 620 90 — —
РНД (3)-35У/2000 950 1280 620 90 — — — —
РНД (3)-110/1000 2000 2450 1300 90 — — — —
РНД (3)-110/2000 2080 2450 1300 90 —— —- —_
РНД (3)-220/1000 3840 3980 2200 90 — —. — —
РНД (3)-320/2000 3840 3980 2200 90 — — — —
РНД-330 4020 5250 4000 — —— 23-33
РНД-500 5260 6250 5000 — — — 23-33
Таблица 23-15
Приводы к разъединителям
Привод Тип ^Применяется с разъединителем Масса, кг Цена, руб. — коп. № рисун- ка
Для внутренней установки
Привод ручной рычажный ПР-21 РВ, РВФ па 3.9 3—10 2,3-34, а
для стен толщиной 140 мм ПР-211 6—10 кВ, 400- 600 А 1,885 3-10 23-34,6
исполнения: I — присоеди- нение тяги сзади: II — при- соединение тяги спереди, рукоятка длиной 250 мм Привод ручной рычажный ПР-3 РЛВШ, РВ-10, 6,2 4-70 28-53
для стен толщиной до 140 мм ПР-ЗТ1 ПР-372 10 0000 А РЛВШ-20-35, 400-600 А РВР-12-24 5,8 — 123-1J
502
Электрич. оборудование РУ напряжением выше 1000 В [Разд. 23
Продолжение табл. 23-15
Привод Тип Применяется с разъединителем Масса, кг Цена руб. — коп. № рисун- ка
Привод ручной рычажный ПР-ЗТЗ РЛВО-10, 1000—2000 А 6,26
для стен толщиной до 140 мм РВК, РВУ-10,
ПР-ЗТ4 3000—4000 А
РВ-20, 400-600 А, 5,32
РВ-6- 10
Привод ручной рычажный ПР-10-1/15 РВ-10, 400 С00 А 4,94 3-80
для стен толщиной 15, 100, ПР-10-1/100
140 мм, рукоятка длиной 250 мм IIP-10-1/140 — — —
Привод ручной рычажный ПР-10-11/15 РВ-10, 1000 А 5,14 4—00
для стен толщиной 15, 100, ПР-10-11/100 ___
140 мм, рукоятка длиной 350 мм ПР-10-11/140 — — —
Штанга изолирующая one- ШО-ЮТ4 Для однополюсных 1,0
ративная ШО-35Т4 разъецннителей внут- 1,5 — —
Привод ручной червячный, ПЧ-50/15 реннеи установки
РВР-12-24 24
исполнения I, II, III, IV для стен толщиной 6—150 мм; ПЧ-50/55 РВК-10, 3000-4000 А 25,4 17-00 23-35
ПЧ-50/100 РВК-20, 500-7000 А 26,4
угол поворота выходного вала привода 180° ПЧ-50/140 27 — —
Привод электродвигатель- МРВ* РВУ-10, 3000-4000 А 100 132 28-55
ный для дистанционного РВК-Ю, 5000 А — [23-1]
управления разъединителя- РВК-20, 5000 - 7000 Л — —
ми. Крепится привод к полу, может быть трехфазиого пе- ременного тока 127/220 или 220/380 В и постоянного тока ПО и 220 В
Привод электродвигатель- ПДВ-5* РВК-Ю. 3000-5000 А 62 164
ный РВК-20, 0000-7000 А __
Прнгод электродвигатель- ПД-12УЗ, РВК-20, 14 000 А 100 253 __
ный ПДВ-1УЗ
Привод электродвигатель- ный ППВ-1УЗ РВР-12-24 145 — —
Для наружной установки
Привод ручной, рычажный ПРИ-ЮМ РЛН-6, РЛП-10, 4,4- 6-50
со встроенными вспомога- тельными контактами. Дли- на рукоятки 250—300 мм ПРНЗ-10 ПРН-1 ЗОН-НО, РЛНДА-10, РЛНД-10 14,5
Привод ручной, рычажный ПРН-110* РНД (3)-330 15 13—00 28-56, а
со встроенными вспомога- ПРН-НОВ* РНД (3)-5С0, РЛН-35 40 __ [23-1]
тельными контактами ПРН-ПОМ* РЛН-110, РЛНД-110/600 12 11—00
ПРН-220* РЛНД-35, РЛНД-110 100 100
ПРН-220М* РОН (З)-НОТ, РОН (З)-ЗЗТ, 35 32 —
РЛНД-150, РЛНД-220,
РЛНД-2-35, РЛНД-2-110,
Привод червячный РИД (3)-35-110-150
пчн* РЛНО-110, РОН-10/4000 25 27—00 23-37
Привод электродвигатель-
ПДН-220 РОН 3-220, 300 23-36, а
ный ПДН-22СТ1, РЛНД-220
Привод электродвигатель- ПД-2У1 РНД-330, РНВ (3)-5С0Т — —
ПДН-1У1 РНД (З)-ЗЗО, 355 625 23-36, б
ный ПД-1ХЛ1 РНД (3J-500 880
ПД-2У1 880 — —
* В новых разработках не применять.
.„„Примечание. Использованы каталоги 02.06, «Информэлектоо» ппейскупант
материалы ВНИПИ «Тяжпромэлектропроект».
§ 23-3]
Выключатели нагрузки
503
23-3. ВЫКЛЮЧАТЕЛИ НАГРУЗКИ
Выключатели нагрузки ВН-16, ВН-11, ВНП-3, ВНП-16, ВНП-17—трехпо-
люсные, предназначены для отключения электрических цепей до 400 А и батарей
конденсаторов мощностью до 400 квар.
Выключатели типа ВНП снабжены предохранителями ПК для отключения
токов к. з. Общий вид выключателей ВНП-16, ВНП-17, ВНП-3, ВН-11, ВНВ-16
приведен на рис. 23-38 и на рис. 28-59, 28-60, 28-63 [23-1].
Управление выключателями нагрузки производится ручным приводом
ПР-17, дистанционно — приводами ПРА-17, ПЭ-ПС.
Рис. 23-38. Выключатель нагрузки ва-
куумный ВНВ-10.
Рис. 23-39. Устройство для автомати-
ческого отключения выключателя на-
грузки при сгорании предохранителя.
На рис. 23-39 дана схема устройства для автоматического отключения вык-
лючателя нагрузки при сгорании предохранителя.
Схема соответствует включенному состоянию выключателя ВНП-17, после
перегорания плавкой вставки предохранителя 15 указатель его срабатывания 16
ударяется по флажку 1, который, поворачиваясь с рычажком 2, тягой 3 повора-
чивает рычаг 4. Этот рычаг, упираясь в упор 17, поворачивает валик 5 вместе с со-
бачкой 6, что позволяет рычагу 7 с поворотным контактом 9 повернуться под
действием пружины 11 на угол 90° и замкнуть через неподвижные контакты 10
цепь отключающей катушки ВНП-17.
При отключении выключателя нагрузки его вал 14 поворачивается по часовой
стрелке на угол около 90°, а укрепленный на нем ведущий палец 13 поворачивает
посредством тяги 12 заводной рычаг 8. Последний, упираясь в упор 18, возвра-
щает рычаг 7 вместе с поворотным контактом 9 в исходное положение, заводя
при этом пружину 11. После смены предохранители при очередном включении
выключателя заводной рычаг 8 снова отводится влево.
504
Электрич. оборудование РУ напряжением выше 1000 В [Разд. 23
Таблица 23-16
Технические данные выключателей нагрузки типа ВН
Тип Номи- нальное напря- жение, кВ Номи- нальный ток от- ключе- ния, А Наи- больший ток от- ключе- ния, А Стойкость при СКВОЗНЫХ токах к. з. Ток от- ключе- ния (рас- четное значение тока к. 3.), кА
Предельный сквоз- ной ток к. з., кА Четырех- секундный ток тер- ' мической стойкости, кА
Ампли- тудное значение Дейст- вующее значение
ВН3-16УЗ 6 400 800 41 16 10 5
10 200 400 41 16 10
ВН-НУЗ(ТЗ) 6/10 400/200 630/400 80 — 31,5 (1с) —
ВН-10-320* 10 320 2000 70 — 30 (0,3с) 0,9
ВНСГ-15 15 12 000 — 480 190 190 (4с) —
ВНТЭ-б/630 * 6 630 1000 80 31,5 31,5 (1с) —.
ВНТЭ-10/630* 10 630 1000 80 31,5 31,5 (1с) —
* В новых разработках не применять.
Обозначения: В — пыклю«атель; Н
циальиый генераторный; Т — трехполюсиый; Э
напряжение; 630 — номинальный ток.
нагрузки; В — вакуумный; СГ — спе-
электромагнитный; 10, 6 — номинальное
Таблица 23-17
Технические данные выключателей ВНП3-16УЗ, ВНП3-17УЗ,
ВНПзп-17УЗ, ВНПзп-16УЗ, ВНП3-ЗУЗ
Тип Номинальное напря- жение, кВ Тип предохранителя Номинальный рабочий ток, А Предельный ток отклю- чения, кА (действую- щий) Предельный максималь- ный ток отключения (ток ограничения), кА Мощность отключения (трехфазная) Ток включения (расчет- ное значение тока к. з.), А Размеры, мм, рис. 28-59 [23-1]
без учета апе- риодической со- ставляющей тока к. з., тыс. кВ - А с учетом аперио- дической состав- ляющей тока к. з., тыс. кВ • А А Б
ВНП3-16УЗ 6 ПК-6/50 50 20 6,7 200 300 20 703 870
ВНП3-17УЗ ПК-6/80 80 20 14,7 200 300 20
ВНПзп-16УЗ ПК-6/100 100 20 14,0 200 300 20 758 925
ВНПзп-17УЗ ПК-6/160 160 20 25 200 300 10 758 925
ВНП3-16УЗ 10 пк-ю/зо 30 12 5,5 200 300 10 803 970
ВНП3-17УЗ ПК-Ю/40 4Q 12 5,5 200 300 10
ВНПзп-16УЗ ПК-10/50 50 12 8,6 200 300 10 858 1020
ВНПзп-17УЗ ПК-10/80 80 12 15,5 200 300 6,5 858 1020
ВНП3-ЗУЗ 3 ПК-3/80 80 31,5 24,5 200 300 20 843 1035
ПК-3/80-200 80—200 31,5 35 200 300 20 893 1086
Обозначения: В — выключатель; Н — нагрузки; П — с предохранителями пе-
ременного тока типа ПК; индекс «з» — с заземляющими ножами; цифры: 16 без устрой-
ства для подачи команды на отключающий электромагнит; 17,3 — с устройством для
подачи команды на отключающий электромагнит при срабатывании предохранителей;
У — климатическое исполнение; 3 —категория размещения.
Примечание. Номинальные токи плавких вставок предохранителей, А, состав-
ляют 2—3-5-8; 5-10—16—20—32—40—50—80-100—150—200.
§ 23-4]
Предохранители
505
23-4. ПРЕДОХРАНИТЕЛИ
Предохранители внутренней установки выпускают
с кварцевым заполнением типа ПК, ПКЭ, ПКУ, ПКТ, ПКТУ на напряжения 3,
6, 10 и 35 кВ.
Рис. 23-40. Предохранители ПК, ПКТ и ПКТУ.
а — один патрон ПК; б — два патрона ПК; в — четыре патрона ПК; г — предохрани-
тели ПКТ и ПКТУ.
Время отключения
Рис. 23-41. Зависимость времени отключения предохранителя типа ПК
от тока к. з.
506
Электрич. оборудование РУ напряжением выше 1000 В [Разд. 23
ПК — предохранитель кварцевый на напряжение 6 и 10 кВ; ПКЭ — предо-
хранитель кварцевый, экскаваторный; ПКУ — предохранитель усиленный; ПКТН
и ПКТУ — предохранитель кварцевый для защиты трансформаторов напряжения
(усиленный) на напряжение 3—35 кВ.
а.)
8)
6)
Рис. 23-43. Стреляющий предохрани-
тель наружной установки типа ПС-10
(в скобках размеры для ПС-35).
2 00,08 3 00,12 3
2
h
И
к
i
Рис. 23-42. Плавкие вставки предо-
хранителей.
а — ПК иа ток 2—7,5 А; б — ПК на ток
10—400 А; в — ПКТ; / — напаянный ша-
рик; 2 — место скрутки; 3 — место спая.
Предохранители наружной установки выпускаются
типов ПКН и ПС; ПКН — предохранитель кварцевый наружной установки;
ПС — предохранитель стреляющий наружной установки, срабатывание его
Рис. 23-44. Патрон предохранителя
ПС (в скобках размер для ПС-35).
1 — дугогасящая труба; 2 — металличе-
ская головка; 3 — пробка; 4 — контакт-
ный болт; 5 — плавкий элемент; 6 — гиб-
кий проводник; 7 — контактный наконеч-
ник.
сопровождается выстрелом и выбрасыванием снопа пламени на расстояние 2 м
с выделением газов, содержащих хлор.
Шкала номинальных токов плавких вставок предохранителей содержит токи
2; 3,2; 5; 8; 10; 16; 20; 32; 40; 50; 80; 100; 160; 200; 320; 400 А.
Предохранители соответствуют ГОСТ 2213-73.
Таблица -23-18
Технические данные силовых предохранителей с кварцевым наполнителем ПК, ПКТН и ПКЭ (ГОСТ 2213-73)
Номинальные напряжения, кВ 3 6
Номинальный ток патрона, А 8 32 100 200 400 8 20 32 50 80 100 160 200 320
Номинальный ток отключения, кА 40 31,5 20 40 20 40 20 40 31,5 20 31,5 31,5 31,5 20
Наименьший ток отключения, А 4 6,4 10 16 20 32 40 64 80 100 160 200 320 400 640 800 4 6,4 10 16 20 32 40 10 16 64 32 40 64 80 100 240 160 200 480 320 400 960
Наибольшая отключаемая мощность (трехфазная), кВ • А 200 000 200 000
Номинальный ток плавкой вставки, кА 2 3,2 5 8 10 16 20 32 40 50 80 100 160 200 320 400 2 3,2 5 8 10 16 20 5 8 32 40 16 20 32 40 50 80 80 100 160 160 200 320
Номинальный ток предохранения 32 32 100 200 400 20 32 20 32 32 50 100 100 160 320 320
§ 23-4] Предохранители
Номинальные напряжения, кВ
Номинальный ток патрона, А 8 20 32
Номинальный ток отключения, кА 20 12,5 20 12,5 12,5
Наименьший ток отключения, А 14 22 35 56 6 9,6 15 24 70 112 140 30 48 60 96
Наибольшая отключаемая мощность (трехфазная), кВ А
Номинальный ток плавкой вставки, кА 2 3,2 5 8 10 16 20 32
Номинальный ток предохранения 32 20 32 20 32
Продолжение табл. 23-18
10 5
40 50 80 100 160 200 8 10 20 40
20 12,5 20 12,5 20 12,5 8 32 8 8 8
190 240 150 200 320 300 400 640 600 12 19 30 48 60 12 19 30 48 60 96 120 96 120 150
200 000 200 000
32 40 50 50 80 100 160 160 200 2 3,2 5,8 8 10 2 3,2 5 8 10 16 20 32 40 50
50 50 100 80 100 200 200 10 10 20 40
Электрич. оборудование РУ напряжением выше 1000 В [Разд. 23
§ 23-4]
П редохранители
509
Таблица 23-19
* В новых разработках не применять.
Т а б л и ц а 23-20
Технические данные предохранителей ПК, ПКТН, ПКЭ, ПКТНЭ
Номинальное напряже- ние, кВ 3 6 10 15 20 35
Наибольшая отключае- мая мощность (трехфаз- ная), МВ • А Нс ограничи- вается 1000 Не огра- н ими вается 1000 1000
Наибольший отключае- мый ток к. з., кА Не ограничи- вается 50 Не огра- ничи- вается 30 17
Наибольший пик тока при отключении наиболь- шего тока к. з., А 160 50 300 100 100 500 350 200 850 500 700 500
Активное сопротивле- ние патрона, Ом 45 100 144
510 Электрич. оборудование РУ напряжением выше 1000 В [Разд. 23
Таблица 23-21
Размеры предохранителей типов ПК, ПКТН, ПКЭ
Тип Размеры, мм Масса, кг Цена, руб.—коп. Рнс. 23-40
А Б в г Д Е
ПК1-3-8/2 2,93 2—25 а
ПК1-3-32/10 216 185 321 77 176 100 3,4 2—20 а
ПК2-3-100/40 342 230 366 77 214 100 4,51 3—40 а
ПКЗ-З-200/160 342 230 366 84 290 100 6,38 5—40 б
ПК4-3-400/320 342 247 395 77 290 100 11,23 10-90 в
ПК1-6-8/2 396 285 420 77 176 100 3,9 2—75 а
ПК 1-6-32/32 396 285 421 77 176 100 3,9 2—40 а
ПК2-6-80/80 442 330 466 84 214 100 5,0 3—50 а
ПКЗ-6-160/160 442 330 466 84 290 100 7,3 5—55 б
ПК4-6-320/320 472 347 495 184 290 100 12,4 11—75 в
ПК 1-10-8/2 496 385 520 82 196 120 4,9 2—65 а
ПК 1-10-32/32 496 385 521 82 196 120 4,9 2—90 а
ПК2-10-50/50 542 430 566 84 234 120 6,31 3—65 а
ПКЗ-10-100/100 542 430 566 84 310 120 9,2 6-00 б
ПК4-10-200/200 572 447 595 182 310 120 15,5 12—60 в
ПК1-35-Ю/10 736 620 760 136 456 380 16,2 8—65 а
ПК2-35-20/16 781 665 805 72 494 380 17,85 10 40 а
ПКЗ-35-4С/32 781 665 805 136 570 380 21,7 14—10 б
ПКУ-6/20* 310 285 421 77 183 100 3,8 — а
ПКУ-6/40-50 * 360 320 466 77 213 100 27,74 5—05 а
ПКУ-6/100 * — — — — 5,11 7—80 а
ПКУ-6/200 * 360 347 495 77 290 100 8,3 15—40 б
ПКУ-10/20 * 410 385 521 82 203 120 4,8 — а
ПКУ-10/40* 460 430 566 82 233 120 15,1 5—30 а
ПКУ-10/75 * 460 430 566 82 310 120 5,9 7—80 а
ПКУ-10/150* 460 447 595 82 310 120 15,7 — б
ПКУ-35/8 * 610 620 760 130 463 380 18,0 — а
ПКУ-35/40 * 460 665 805 130 570 380 24,7 — б
ПКЭ1-6-20/20 416 302 440 88 178 100 4,3 2-95 а
ПКЭ1-6-32/32 416 302 440 88 178 100 4,3 2—95 а
ПКЭ-6-100/80 466 352 490 94 287 100 8,8 4—20 а
ПКЭ-6/Ю0-150 — — — — — 5,11 7-00 б
ПКЭ-10/10* 410 385 521 82 225 120 4,86 3—35 а
ПКЭ-10/15-30* 410 385 521 82 225 120 4,86 3—35 а
ПК-6Н/2-7,5 * — — 5,86 4—60 г
ПК-6/10-30* 310 300 436 по 258 175 5,86 4—65 г
ПК-ЮН/2-7,5 * — 6,35 4—65 г
ПК-ЮН/10-30 * 410 400 536 по 258 175 6,36 4—75 г
ПКТН-ЮУЗ 295 185 321 82 196 120 4,2 2-20 а
ПКТУ-10 * 210 185 321 82 203 120 3,5 2—70 а
ПКТЭ-10 * — — 3,5 2-90
ПКТН-20УЗ 536 405 560 по 286 210 10,8 6—00 а
ПКТУ-20 * 410 420 560 130 378 295 13,0 7—05 а
ПКТН-35УЗ 736 620 760 130 465 380 16,2 7—90 а
ПКТУ-35 610 620 760 130 463 380 17,5 8—80 а
ПКТ-10Н * — — 5,14 4—50 —
ПКТ-35Н * — — — — — — 33,4 26—00 —
* В новых разработках не применять.
§ 23-4]
П редохрсмйтели
511
Таблица 23-22
Технические данные медных плавких вставок для предохранителей типа ПК
Ток плавкой 3 кВ 6 кВ 10 кВ 35 кВ
вставки, А dx/d2 п djd2 п d,/d2 п dt/d2 п
2 0,1 1 0,1 1 0,1 1 0,1 1
3,2 0,15 1 0,15 1 0,15 1 0,15 1
5 0,15 2 0,15 2 0,15 2 0,15 2
8 0,2 2 0,2 2 0,2 2 0,2 2
10 0,25/0,3 2 0,25/0,3 2 0,25/0,3 2 0,25/0,3 2
15 0,25/0,3 3 0,25/0,3 3 0,25/0,3 3 0,25/0,3 3
20 0,25/0,3 4 0,25/0,3 4 0,25/0,3 4 0,25/0,3 4
32 0,3/0,35 4 0,3/0,35 4 0,3/0,35 4 0,25/0,3 6
40 0,3/0,35 6 0,3/0,35 6 0,3/0,35 6 0,25/0,3 8
50 0,3/0,35 8 0,3/0,35 8 0,3/0,35 8 —. —
80 0,49/0,55 6 0,35/0,4 10 0,3/0,35 12 — —
100 0,49/0,55 8 0,35/0,4 14 0,3/0,35 16 — —•
160 0,49/0,55 12 0,35/0,4 20 0,3/0,35 24 — —
200 0,49/0,55 16 0,35/0,4 28 0,3/0,35 32 — —
320 0,49/0,55 24 0,35/0,4 40 — .—_ —• —
400 0,49/0,55 32 — — — — — —
Примечания: 1. п — число токоведущих проволок в патроне.
2. Материал плавких вставок предохранителей ПК — проволока медная МТ-1; пре-
дохранителей ПКТ и ПКТУ — константан.
3. Не допускается применение проволок с «барашками» или перегибами.
Таблица 23-23
Размеры плавких вставок предохранителей ПК, ПКТ, ПКТУ
Тип Напряже- ние, кВ Размеры, мм
It ^2 ^3
ПК 3 370 200 85
6 580 330 120 —
10 860 500 180 —
35 2700 1400 650 —
ПКТ и 10 800 300 250 250
ПКТУ 20 1800 700 600 500
35 2600 1000 800 800
Таблица 23-24
Предохранители ПК дли защиты силовых трансформаторов
Номинальный ток, А Номинальная трехфазная мощность, кВ • А, трансформа- тора при напряжении, кВ
трансформа- тора предохра- нителя 2 3 6 10 35
0,5 1 1,9 2 3,2 5 5 5 ' 10 5 10 20 10 20 30 50 100
512
Электрич. оборудование РУ напряжением выше 1000 В [Разд. 23
Продолжение табл. 23-24
Номинальный ток, А Номинальная трехфазная мощность, кВ • А, трансформа- тора при напряжении, кВ
трансформа- тора предохра- нителя 2 3 6 10 35
3 8 10 30 50 180
5 10 20 50 75 —
8 16 20 30 75 100 320
10 20 50 100 180 560
14,5 32 50 75 135 240 —
20 40 100 180 320 1000
30 50 100 — 320 560 —
54 80 180 210 560 750 —
70 100 — 320 750 1000 —
100 160 320 560 1000 1500 —
145 200 560 750 1500 2500 —
210 320 750 1000 2000 — —
300 400 1000 1500 —‘ — —
Таблица 23-25
типа ПР-35*
Характеристики предохранителей
Тип Номи наль- ный ток Плавкая вставка Масса, кг Цена, руб. — коп.
Материал Диаметр, мм
ПР-35-2 2 Сталь 0,25 76 15—50
ПР-35-3 3 Сталь 0,35
ПР-35-5 5 Медь Ml 0,17
ПР-35-7,5 7,5 Медь Ml 0,25
ПР-35-ТН — Константан 0,07
Предохранители типа ПР промышленностью СССР не выпускаются.
Примечания: 1. Предельный ток отключения 60 А.
2. Токоограничивающее сопротивление СДН-35 включается последовательно с пре-
дохранителем ПР-35-ТН в цепи трансформатора напряжения. Сопротивление 396 Ом,
масса 84 кг, цена 25 руб.
Таблица 23-26
Технические данные предохранителей стреляющих наружной установки,
ГОСТ 2213-73
Технические данные Тип предохранителя
ПС-10У1, ПС-20Н* ПС-35МУ1 ПСН-1 !()•• ПСН-220**
Номинальное напряжение, кВ 10/20 35 НО 220
Номинальный ток, А 100 100 50 50
Номинальный ток отключения, кА 5 3.2 — —
Наименьший отключаемый ток, А 15 — —
Номинальный ток плавких вста- вок, А 8; 10; 16; 20; 32; 40; 50; 80; 100 8; 10; 16; 20; 32; 40; 50; 100; 180 — —
Масса предохранителя с патро- ном, кг -23/— 65,5 250 412
Масса патрона, кг 2.4/ — 3 — —
Цена, руб. 23/ — 47 135 245
* Предохранители изготовляют на Рижском опытном заводе «Энергоавтоматика#.
** Снимаются с производства.
§ 23-5]
Выключатели и приводы к ним
513
Таблица 23-27
Размеры предохранителей наружной установки
Т нп Размеры, мм № рисунка
ПС-10 490 480 590 740 245 20 —
ПС-35 ' 715 670 850 1040 455 ’ 15 —
пен-ПО 1770 — 1480 1755 1278 — 23-43
ПСН-220 —' — — — — — —
23-5, ВЫКЛЮЧАТЕЛИ И ПРИВОДЫ К НИМ
А. Выключатели
а) Масляные выключатели
Выключатель ВМЭ — выключатель масляный, экскаваторный. Дугогасп-
тельным приспособлением являются фибровые втулки с отверстиями. Выключа-
тель управляется ручным приводом типа ПМ.Общий вид выключателя приведен
на рис. 28-69 [23-1].
Выключатель ВМГ-133 — выключатель масляный, малообъемный горшко-
вый. Предназначен для внутренней установки; изготовляется в основном для
электростанций и подстанций промыш-
ленных предприятий; комплектуется
приводами ПРБА и ПС-10. Выключа-
тель имеет дугогасптельную камеру
продольнопоперечиого дутья. Подвиж-
ной контакт — стержневой, неподвиж-
ный — розеточного типа. Наличие ма-
лого объема масла в выключателе
ВМГ-133 дает возможность установки
его без взрывных камер. Выключатель
в настоящее время снят с производства.
Выключатель ВМГ-10 разработан
взамен выключателя ВМГ-133 с при-
менением отдельных узлов от выклю-
чателя ВМП-10, а именно: съемного
дна с неподвижными контактами. При-
менены изоляционные рычаги вместо
фарфоровых тяг.
Выключатель ВМП — выключа-
тель масляный с подвесными полю-
сами. Выполнялся на напряжение до
35 кВ включительно в двух исполне-
ниях для стационарных распределите-
льных устройств (КСО) и комплектных
распределительных устройств (КРУ),
в настоящее время снят с производ-
ства. Выключатель ВМПП-10 (рис. 23-45) — малообъемный, подвесной, с пру-
жинным приводом, с дугогасительной камерой продольно-поперечного авто-
дутья. Изоляция между нижним токоведущим фланцем, на котором установлен
неподвижный розеточный контакт, и верхним токоведущим фланцем осуществ-
ляется с помощью цилиндра из стеклоэпоксидного волокна.
17 под ред. А. А. Федорова, Г. В. Сербиновского
514
Электрич. оборудование РУ напряжением выше 1000 В [Разд.. 23
Подвижной контакт — стержневой. Наконечники стержня и ламелей розе-
точного контакта облицованы дугостойкой металлокерамикой. Токосъем — со
стержня подвижного контакта. Места контактирования подвижного н неподвиж-
ного контактов покрываются серебром.
Выключатели МГГ (общий вид см. рис. 28-72 [23-1J) и МГ — выключатели
масляные горшковые (рис. 23-46).
Выключатель на большие номинальные токи имеет два разрыва на фазу и
два параллельных токоведущих контура: главный и дугогасительный. Прн вклю-
ченном положении выключателя оба контура работают параллельно. При этом
Рис. 23-46. Выключатель МГ.
преобладающая часть тока проходит через главный контур, имеющий значитель-
но меньшее сопротивление, чем дугогасительный контур.
При отключении выключателя контакты главного контура размыкаются
раньше контактов дугогасительного.
Подвижные контакты главного и дугогасительного контуров каждого полюса
выключателя смонтированы на общей траверсе. Неподвижные контакты главного
контура смонтированы на крышках баков, а неподвижные контакты дугогаси-
тельного контура (розеточные контакты) — внутри этих баков.
Полюсы выключателя устанавливают на общей раме, внутри которой укреп-
лен блок отключающих пружин, пружинные и масляные буферы. Дугогаситель-
ным устройством является камера встречно-поперечного автодутья. Номинальный
ток выключателей МГ-10 и МГ-20 может быть повышен соответственно до 9000 и
9500 А применением принудительного охлаждения токоведущих частей.
Выключатель МГ-35 (общий вид см. рис. 28-74 [23-1]), состоит из трех вер-
тикально расположенных полюсов, смонтированных на сварной раме, на которой
также укреплен привод. Рама заключает в себе общий для полюсов приводной
§.2Э>5]
Выключатели и приводы к ним
515
механизм, а также цилиндрические коробки для трансформаторов тока. К ниж-
ним частям цилиндрических коробок крепятся газоотводы. Каждый полюс вы-
Рис. 23-47, Выключатель ВМК-110.
ключателя состоит из конденсаторной втулки, на которой перемещается стержень.
Средняя часть втулки закреплена на раме. Втулки вверх и вниз выступают за
пределы и защищены фарфоровыми покрышками. К нижним фланцам крепятся
дугогасительные устройства, состоящие из
гасительных камер встречно-поперечного
дутья. Выключатели снабжены встроенными
трансформаторами тока типа ТМГ-35 и
ТМГД-35 по два трансформатора на полюс.
Рис. 23-48. Выключатель У-35-2500. Рис. 23-49. Выключатель У-ПО-10 (в скоб-
ках размер для выключателя У-110-15).
17
516
Электрам. оборудование РУ напряжением выше 1000 В
[Раз^. 23
Выключатель ВМК — выключатель маломасляный колонковый выпускается
на напряжение 35—220 кВ. Механизм и привод выключателя расположены у
основания. Дугогасительные камеры прикреплены к верхнему токоведущему
фланцу и устанавливаются в фарфоровой покрышке, заполненной маслом. Кон-
тактные стержни проходят в дугогасшельное устройство снизу вверх. Управле-
ние выключателями осуществляется встроенным пневматическим или электро-
магнитным приводом.
Выключатели МК.П, «Урал» (У) и С — многообъемные масляные выключа-
тели. На напряжение 35 кВ выключатели типа МКП выпускаются в виде трехпо-
люсного аппарата, каждый полюс которого собран па отдельной крышке и помещен
в отдельный бак овальной формы.
Рис. 23-50. Выключатель У-220-10 (в скобках больший размер для У-220-15г
меньший для С-220-25).
Все полюсы выключателя механически соединены и управляются общим при-
водом.
Выключатель и привод смонтированы на общем сварном каркасе, к которому
крепится барабан с тросом для подъема и спускания баков с маслом.
Выключатель имеет два разрыва на полюс. Подвижные контакты в виде
стержней устанавливаются на траверсе, связанной через изоляционную штангу
с приводным механизмом в крышке выключателя. Общий вид выключателя
МКП-35 дан на рис. 28-76 [23-1].
Выключатели на ПО и 220 кВ типа Урал (У) и С (рис. 23-48—23-50) выпус-
каются в виде отдельных полюсов (баков). , л ,,
Дугогасительное устройство выключателя представляет собой камеру мно-
гократных разрывов, шунтированных сопротивлениями.
Масло в многообъемных баковых выключателях служит как дугогасящей
средой, так и изоляцией от заземленных частей и между разомкнутыми контак-
тами. Все выключатели имеют от двух до четырех встроенных трансформаторов
тока на каждый полюс.
§-23-5]
Выключатели и приводы к ним
517
б) Воздушные выключатели
Выключатель ВВ-15 — генераторный воздушный. Три полюса выключателя
установлены на общей тележке и управляются одновременно. Выключатель имеет
главный токоведущнй контур, расположенный на воздухе, и дугогасительный,
расположенный в полости изоляторов. При отключении сначала размыкаются
главные ножи, и лишь после того, как нож отходит на некоторое расстояние от
неподвижных контактов, происходит размыкание дугогасительных контактов
и гашение дуги потоком сжатого воздуха поперек столба дуги.
Выключатель ВВ-20 — воздушный. Дугогасящий контур этого выключателя
состоит из двух последовательно соединенных дугогасящих камер, зашунтирован-
ных сопротивлениями, и отделителя. Последовательно с сопротивлением вклю-
чена вспомогательная дугогасящая камера, предназначенная для отключения тока,
протекающего по сопротивлениям после гашения дуги в дугогасящих камерах.
В глушитель вспомогательной камеры встроен вспомогательный дуговой
промежуток, пробиваемый при отключении малых индуктивных токов, при этом
вспомогательная камера шунтируется сопротивлением.
Выключатель ВВ-35 — одиоразрывпый воздушный с продольным воздушным
дутьем без отделителя. Общий вид дан на рис. 28-80 [23-1]. Роль отделителя вы-
полняет нижний подвижной контакт, перемещаемый сверху вниз через некоторое
время после погасания дуги пневматическим приводом до фиксированного нижнего
положения.
Выключатели ВВН-110 — ВВН-330 и ВВ-330 — ВВ-500 воздушные с зак-
рытым отделителем (воздухонаполненным в отключенном положении). Общий
вид выключателей дан на рис. 28-81, 28-82, 28-83 [23-1]. Выключатели выполнены
в виде отдельных полюсов. Управление выключателем может быть как полюсным,
так и трехполюсным. Гасительные камеры выключателей состоят из нескольких
одинаковых вертикально расположенных элементов. Каждый элемент содержит
два полных торцевых контакта, из которых один (подвижный) приводится в дви-
жение поршневым механизмом. Отделители выключателя, так же как и камеры,
состоят из нескольких одинаковых вертикально расположенных элементов.
Выключатели ВВБ-110 — ВВБ-750 — воздушные, баковые с металлической
двухразрывной дугогасительной камерой.
Для выключателя ПО кВ одна камера расположена на опорном изоляторе,
который в свою очередь укреплен на цоколе. В цоколе размещены элементы элек-
трического и пневматического управления, сигнально-блокировочные контакты
с пневмоприводом, вспомогательный резервуар сжатого воздуха (для предотвра-
щения падения давления в клапанах управления), сигнальные лампы, электоо-
контактный манометр, нагревательные элементы, сборки зажимов и муфты. Внутри
дугогасительной камеры расположены главные и вспомогательные дугогаситель-
ные контакты и шунтирующие сопротивления. На дугогасительной камере уста-
новлены делительные конденсаторы. Напряжение вводится в камеру двумя го-
ризонтально расположенными вводами, изготовленными из литой эпоксидной
смолы. Наружные части вводов защищены от атмосферных воздействий фарфоро-
выми покрышками.
Внутренние полости опорного изолятора и покрышек вводов постоянно вен-
тилируются сухим воздухом для предотвращения конденсации влаги. Внутри
опорного изолятора расположены два воздухопровода, выполненных из высоко-
прочного стеклопластика. Один из них постоянно соединяет резервуар с магист-
ралью сжатого воздуха, второй является управляющим.
с>’"Рисунок 23-51 дает представление о развитии на основе базисного элемента
серии выключателей до напряжения 750 кВ.
Автономность дугогасительных камер в части запаса воздуха и механических
характеристик позволила расположить их, начиная с напряжения 220 кВ, попарно
на одном опорном изоляторе, что существенно уменьшило габариты аппаратов.
Опорные изоляторы, начиная с 330 кВ, представляют собой пирамидальные тре-
ноги и обладают большой механической прочностью. Это позволяет допустить
518
Электрич. оборудование РУ напряжением выше 1000 В [Разд. 23
ВВБ-110 ВВБ-220 ВВБ-330
13800
18800
Рис. 23-51. Серия выключателей ВВБ.
Ж23Л]
Выключатели и приводы, к ним
519
на выключателях повышенные усилия от тяжести проводов при максимальных
ветровых нагрузках.
Применение для выключателей на 220 кВ и выше подвесных шкафов управ-
ления позволило унифицировать их для всей серии.
Распределение напряжения по разомкнутым дугогасительным разрывам
выключателей осуществляется в момент отключения при помощи линейных шун-
тирующих сопротивлений, а в отключенном положении — делительных конден-
саторов с соответственно подобранными емкостями.
Выключатели на напряжение до 220 кВ соответствуют требованиям ГОСТ
687-70.
в) Выключатели электромагнитные
типа ВЭМ
Параметры электромагнитных выключателей на номинальные напряжения
6 и 20 кВ приведены в табл. 23-29 и на рис. 23-52.
Б. Приводы к выключателям
Электромагнитные приводы. Электромагнитные приводы
являются приводами прямого действия — энергия для включения непосредствен-
но потребляется от источника большой мощности.
Особенности приводов:
lt Тяговая характеристика, развиваемая электромагнитом, соответствует
характеристике противодействующих сил масляного выключателя.
2. Приводы надежно работают при суровых климатических условиях.
3. Требуют наличия мощного источника постоянного тока с малым внутренним
сопротивлением; так, например, для одновременного включения всех полюсов
выключателя MKJT220 требуется аккумуляторная батарея, которая дает ток 75 А
при напряжении 220 В.
4. В связи с большими потребляемыми токами сечение кабелей, подводящих
напряжение к выключающему электромагниту, получается значительным (выби-
рается из условия падения напряжения на кабеле, питающем привод).
5. Вследствие электромагнитных процессов, происходящих в приводе,
время включения получается значительным (в мощных приводах до 1 с).
Дальнейший рост отключаемых мощностей выключателей, сокращение вре-
мени цикла АПВ затрудняет применение этих типов приводов. Увеличение мощ-
ности приводов наталкивается на необходимость применения аккумуляторных
батарей очень большой емкости и кабелей большого сечения для их питания.
В связи с этим применение приводов этого типа рекомендуется для выключателей
небольшой мощности.
Пружинный п р и в о д. В пружинном приводе энергия, необходимая
для -включения, запасается в мощной пружине, которая заводится от руки или
с помощью двигателя малой мощности (менее 1 кВт).
Особенностью тяговой характеристики такого привода является уменьшение
усилий, развиваемых им к концу хода включения вследствие уменьшения деформа-
ции основных пружин. Для уменьшения этого недостатка с пружиной через спе-
циальную муфту связывается маховик, который поглощает избыточную энергию
включающих пружин в начале хода включения. Энергия, накопленная маховиком,
отдается им механизму выключателя в конец хода, когда силы, противодействую-
щие включению, значительно возрастают (сжимаются контактные, буферные
пружины, отключающие пружины развивают наибольшие усилия).
Пружинные приводы позволяют осуществлять цикл АПВ. В этом случае
после операции включения необходимо завести включающую пружину. Примером
исполнения являются приводы УГП, УПГП и ППМ-10. Пружинные приводы
нашли применение в малообъемных выключателях до ПО кВ.
520 Электрич. оборудование РУ напряжением выше 1000 В [Разд. ^3
Преимуществом пружинного привода является отсутствие мощного источника
постоянного тока, резервуаров со сжатым газом, клапанов, а также пневматичес-
кого хозяйства. Недостаток —- возможность применения только для относитель-
но небольших выключателей.
Рис. 23-52. Электромагнитный выключатель ВЭМ-6.
Пневматический привод. Энергия запасается в резервуар со
сжатым воздухом, который приводит в движение поршень в цилиндре.
Наиболее удачной компоновкой является расположение на выключателе
цилиндра и резервуара, что позволяет избежать потерь, связанных с движением
воздуха по трубам. Компрессор приводится в действие двигателем мощнбстйо
менее 1 кВт. Расход воздуха на одну операцию включения невелик и позволяет
проводить пять—шесть операций без подкачки воздуха. В случае отсутствия
напряжения на двигателе компрессора или выхода из строя двигателя привод
может нормально функционировать без подкачки воздуха в течение 12—14 ч.
Номинальное давление привода берется в зависимости от его мощности и
колеблется от 10е до 1,7'10е Па.
23-5]
Выключатели и приводы к ним
521
Особенность тяговой характеристики: усилие возрастает практически мгно-
венно и имеет наибольшее значение в начале хода. Это усилие слегка спадает
к концу хода. Для измерения тяговой характеристики впускное отверстие может
легко регулироваться путем механической связи регулирующего устройства с хо-
дом поршня. Усилие, развиваемое приводом, может быть значительно увеличено
к концу путем увеличения сечения питающего отверстия. Поршень привода дей-
ствует на выключатель через механизм свободного расцепления. Возврат поршня
в исходное положение осуществляется пружинами. Для устранения демпфирова-
ния нижняя полость цилиндра после включения сообщается с атмосферой.
Особенности привода:
1. Применение сжатого воздуха дает возможность создать привод с очень
малым временем включения для самых мощных выключателей (время мгновенного
АПВ выключателя 330 кВ, 25 000 МВ • А равно 0,25 с). За счет простого изменения
диаметра поршня сила, развиваемая приводом, может быть сделана весьма боль-
шой. Поршень имеет небольшой вес и ие оказывает никакого влияния на времен-
ные характеристики выключателя.
2. Сила, развиваемая пневмоприводом, быстро нарастает и мало изменяется
с ходом. Тяговая характеристика привода может легко изменяться применением
регулируемого питающего отверстия.
3. Пневмопривод не изменяет своей характеристики при частых включениях.
4. Привод не требует мощного источника энергии, отпадает надобность в до-
рогостоящей аккумуляторной батарее, требующей сложного ухода.
5. Управление и питание привода осуществляется по проводам малого се-
чения.
6. Привод требует принятия особых мер для обеспечения нормальной работы
при низких температурах (выбор соответствующего сечения трубопроводов, обес-
печение стока воды, предупреждение образования снега и льда в трубах).
Пневмогидравлический привод. Аккумулирование энер-
гии, необходимой для включения, осуществляется за счет сжатия газа, находя-
щегося под большим давлением. Для того чтобы устранить возможность утечки
и растворения, газ заключен в эластичный баллон, размещенный в стальном
сосуде.
Обычно в пневмогидравлических приводах используется азот.
Привод может быть широко применен и в малообъемных выключателях
напряжением выше ПО кВ. В этом случае главный цилиндр, связанный с контакт-
ным механизмом, находится под высоким потенциалом. Управление осуществля-
ется с помощью двух маслопроводов, связывающих главный цилиндр с остальной
частью привода. Такая система позволяет значительно облегчить подвижную
часть выключателя и, следовательно, уменьшить работу отключающих пружин.
Весь механизм выключателя получается компактным.
Особенности привода:
1. Высокое быстродействие — время включения около 0,25 с. Оно может быть
сделано меньше, чем у пневматических приводов.
2. Энергии, накопленной в приводе, достаточно, чтобы осуществить шести-
кратное включение без подкачки масла.
3. Передача усилий осуществляется через практически несжимаемую среду.
4. Все поверхности трения обильно смазываются маслом и не подвергаются
коррозии.
5. Привод позволяет легко осуществлять медленное ручное включение без
щщменения специальных домкратов.
6. Для обеспечения нормальной работы привода при любой температуре
необходимо использовать жидкости, вязкость которых почти не зависит от тем-
пературы.
Приводы к выключателям переменного тока. При-
воды к выключателям переменного тока высокого напряжения в зависимости от
вида энергии, используемой для осуществления операции включения выключа-
теля, делятся на:
522
Электрич. оборудование РУ напряжением выше 1000 В [Разд;? 2В
а) ручные прямого действия ПРБА, ПРА, ПР;
б) электромагнитные ПЭ, ШПЭ;
в) пружинные ППМ-10, ПП-61;
г) пневматические ПВ, ШПВ.
Приводы соответствуют требованиям ГОСТ 688-67.
Приводы к выключателям имеют исполнения для внутренней и наружной
установки. Приводы для наружной установки являются приводами внутренней
установки, помещенными в специальные шкафы, предохраняющие от попадания
пыли и влаги. К маркировке привода, предназначенного для наружной установки,
добавляется буква Ш.
Рис. 23-53. Привод ППМ-10.
Привод ПРБА — ручной, блинкерный, автоматический, может применяться
при включающем усилии на рычаге не выше 300 Н и работе включения не более
200 Дж с выключателями не выше 35 кВ, когда наибольшее значение токов к. з.
в месте установки не превышает 30 кА. Устройство привода дано на рис. 28-86
Приводы ПРА-12 и ПРА-17 — ручные, снабжены механизмом свободного
сцепления, имеют электромагниты для дистанционного отключения, предназна-
чены для управления выключателями нагрузки ВН-16, ВНП-16, ВНП-17. Общий
вид приведен на рис. 28-88 [23-1].
Приводы ПР-16 и ПР-17 — ручные, рычажные, со свободным расцеплением,
предназначаются для включения и отключения выключателей нагрузки ВН-16,
ВНП-16 или ВНП-17 и заменяют приводы ПРА-12 и ПРА-17, когда не требуется
дистанционное отключение.
< 23-5]
Выключатели и приводы к ним
523
Приводы ППМ-10, ПП-61 — пружинные, электродвигательные, могут быть
установлены с выключателем, имеющим при включении максимальный статичес-
кий момент на валу до 400 Дж и статическую работу включения не выше 200 Дж.
Угол поворота вала привода 120—155°. Включение выключателя происходит
благодаря энергии встроенной в маховик привода спиральной пружины (ППМ-10)
или цилиндрических пружин (ПП-61), которые автоматически заводятся электро-
двигателем через редуктор после каждого включения (рис. 23-53).
Для выключателя ВМГ-133 время включения с этими приводами равно 0,2—
0,3 с, время отключения 0,11—0,15 с. Масса привода ППМ-10 около ПО кг,
ПП-61 — 88 кг, шкафа для ШПП-61 — 55 кг.
321
Рычаг ручного
отключения
Электромагнит
отключающий с
вспомогательным
контактом от
прыгания
28^
208
Вспомогатель-
ные контакты
управления КБви кбо
$
:з
Рис. 23-54. Привод ПЭ-11.
1 — вспомогательные контакты управления КБВ и КБО; 2 — рычаг ручного отключе-
ния; 3 — электромагнит отключающий; с вспомогательным контактом от прыгания.
Привод ПЭ-11 — электромагнитный, имеет блокировку против «прыгаиия»
и снабжен быстродействующими блокировочными контактами: КВБ в цепи вклю-
чения и КБО в цепи отключения (рис. 23-54).
Размыкание блок-контактов КБВ и КБО происходит со скоростью, не зави-
сящей от скорости движения механизма привода, что обеспечивается специальны-
ми пружинами, которые заводятся в процессе включения привода и мгновенно
освобождаются при расцеплении храповых механизмов тягами, связанными
с валом привода.
Привод ПЭ-21 — электромагнитный, имеет блокировку против «прыгания»
и снабжен быстродействующими вспомогательными контактами КБВ и КБО.
Общий вид привода дан на рис. 28-90 [23-1]. Горизонтально расположенный от-
ключающий электромагнит препятствует самоотключению механизма привода
при повышенном напряжении.
Привод ШПЭ-44 (рис. 23-55) — электромагнитный наружной установки,
имеет круто растущую силовую характеристику в конце хода включения. Привод
содержит унифицированный механизм в виде отдельного блока и сменные электро-
магнитные блоки, устанавливаемые соответственно типу выключателя.
Привод ПВ-30 — пневматический с механизмом привода ПС-30.
524 Электрич. оборудование РУ напряжением выше 1000 В [Разд. 23
ПриводШПВ-45 — пневматический наружной установки с унифицированным
механизмом привода серии ШПЭ-44.
Рис. 23-55.' Привод ШПЭ-44.
Варианты исполнения ручных и пружинных приводов характеризуются
типом и количеством присоединяемых к приводу защитных и отключающих эле-
ментов.
Таблица -23-28
Размеры выключателей МГГ * и МГ*-20 (рис. 23-46)
Размеры, мм МГГ-229 и МГГ-229М М ГТ-20 МГ-10 МГ-20
А 600 700 600 700
Б 1810 2000 1840 2040
В 2910 3100 2940 3100
Г 930 940 930 940
Д 503 546 508 546
Е 1234 1500 1234 1234
Снят с производства.
Технические данные выключателей переменного тока
Таблица 23-29
Тип выключателя Номинальное напря- жение, к.В Номинальный ток, А Ударный ток, кА Действующее значе- ние полного тока, кА Ток термической стойкости, кА Номинальный ток и мощ- ность отключения, кА/(МВ-А), при напряже- нии, кВ Собственное вре- мя выклкмателя с приводом, с Масса, кг Применяемый тип привода Цеиа без привода, руб.
1с 5с Юс 3 6 10 о о ч к к я 6 У S ч - “s о я без масла масла
Выключатели до 20 кВ
ВМЭ-6-200-4У2 6 200 10 4 10 4 (4с) 4 0,14 64 15 ПМ-113; 72
ВМЭ-6-200-1,25У2 6 200 3,2 1,25 7,2 1,25 1.25 0,15 59 18 ПМ-30 ПМ-113; 120
ВМБ-10* 6—10 400 25 15 15 10 10 10/50 9,7/100 5,8/100 0,25—0,3 0,06—0,07 125 50 ПМ-30 ПП-67; ПЭ-11; 84
ВМГП-10 ВЭМ-6-2000/38,5 6 6 630 1000 2000 52 100 20 — 38,5 20 — — 20 —/150 0.3 0,35 0,12 0,06 100 145 140 4,5 ПРАМ-10; ППМ-10 ППВ-10 Электромаг-
ВЭМ-6-2000/40 6 2000 125 — 40 — 16/— 0,35 0,06 нитный Электромаг-
ВЭМ-6-3200/40 6 3200 125 — — 20/— — — — — 0.35 0.35 — — нитный Электромаг- —
ВЭМ-10Э-1000/ 10 1000 52 20 — 20 12.5 0,25 0,07 610 нитный ПЭГ-7
12.5УЗ
ВЭМ-10Э-1250/ 10 1250 52 20 - 20 — 12,5 0,25 0,07 605 ПЭГ-7
12.5УЗ
ВЭ-10-1250-20 10 1250 51 20 — 20 20/— 0,0/5 0,06 522
ВЭ-10-1600-20 10 1600 51 20 — 20 20/ — 0.075 0.06 522
ВЭ-10-2500-20 10 2500 51 20 — 20 — __ 20/— 0.075 0,06 534
ВЭ-10-3600-20 10 3600 51 20 — 20 —- 20/— 0.075 0.06 565
ВЭ-10-1250-31,5 10 1250 80 31,5 — 31,5 31,5/— 0.075 0,06 563
ВЭ-10-160С-31.5 10 1600 80 31,5 — 31,5 31,5/— 0.075 0,06 563
ВЭ-10-2500-31,5 10 2500 80 31,5 - 31,5 — 31,5/— 0,075 0,06 574
ВЭ-10-3600-31,5 10 3200 80 31,5 — 31,5 31,5/- 0.075 0,06 606
ВМГ-10-630-20УЗ 10 1000 52 20 — 20 (4с) 0,3 0,12 140 4,5 ПП-67; ПЭ-11 290
ВМГ-10-1000-20УЗ 10 630 52 20 — 20 (4с) — — — — 0,3 0.12 145 4,5
Выключатели и приводы к ним
Продолжение табл. 23-29
Тип Выключателя Номинальное напря- жение, кВ । Номинальный ток, , А Ударный ток, кА | Действующее зна- I ченне полного тока, кА Ток термической стойкости, кА Номинальный ток и мощ- ность отключения, кА/(МВ-А), при напря- жении, кВ Собственное вре- мя выключателя с приводом, с Масса, кг Применяемый тип привода Цена без привода, руб.
1с 5с Юс 3 6 10 1 включе- ния О) 2 ч - » 5 ь s о = без масла масла
ВМГ-133М-П* 10 600 52 30 30 20 14 20,0/100 20/200 20/350 0,23 0,1 190 10 ПП-67; ППМ-10 185
ВМГ-133М-Ш* 10 1000 52 30 30 20 14 20,0/100 20/200 20/300 0,28 0,1 200 10 ПП-67: ППМ-10 220
ВМН-10-30/15* 10 30 15 8,7 8,7 5,8 — —/150 _с_ — 150 20 — 500
вмп-ю-езо-20к 10 630 64 20 20 — 20/- 0,3 0,1 140 4.5 i 1У-11 —
ВМП-10П* 10 600 1000 1500 52 30 30 20 — — 19,3/200 20/350 0,2 — 243 248 258 4.8 4,8 4.8 Встроенный
ВММ-10 10 630 26 10 — 10 — — — 10/150 02 0,1 90 3,5 Встроенный пружинный —
ВММ-10А 10 400 25 10 — 10 — — — 10/150 02 0,1 90 3,5 Встроенный пружинный —
ВМЭ-10Э-1000/20УЗ 10 1000 — 52 20(4с) — — — 0,4 0,06 600 — ПЭГ-8 —
ВМЭ-10Э-1250/20УЗ ВК-10-630-20У2 10 10 1250 630 52 52 20 — 20 (4с) 20 — 20/ — 0,4 0,075 0,06 0,07 599 160 12 ПЭГ-8 Пружинный —
ВК-Ю-1000-20У2 10 1000 52 20 20 — 20/— 0,075 0,07 160 12 Пружинный —
ВК-10-1600-20У2 10 1600 52 20 20 __ — 20/ — 0,075 0,07 190 12 Пружинный —
ВК-Ю-630-31,5У2 10 630 80 31,5 31,5 —— 31,5 0,075 0,07 160 12 Пружинный —
ВК-10-1000-31,5У2 10 1000 80 31,5 31,5 — — 31,5 0,075 0,07 160 12 Пружинный —
ВК-10-1600-31,5У2 10 1600 80 31,5 — 31,5 — 31,5 0,075 0,07 190 12 Пружинный —
ВС-10-63-2,5* 10 6,5 2,5 2,5/— __ — 2,5/— — 0,08—0,1 210 30 Пружинно- —
ВС-Ю-32-0,8* 10 32 2,1 0,8 0,8/— — — — — 0,8/— 0,08—0,1 200 22 моторный или привод ручного управления 1300
МГ Г-10-3200-4 5УЗ 10 3200 75 43,5 43.5 30 21 29/50 — 45/500 — — 820 20 ПЭ-21УЗ
МГГ-10-4000-45УЗ МГГ-10-5000-45УЗ 1р 10 4000 5000 120 120 70 70 70 70 42 42 30 30 — 43.3/430 43.3/430 45/750 45/750 0,4 0,4 0,12 865 25 ПЭ-21УЗ 1400 1650
МГГ-229* 10 4000 200 116 116 116 85 — 90/940 90/1500 — —— 8 00 25 i 1Э-21 —
MrT-229*j 10 5000 200 116 116 116 85 — — — — — 1900 55 ПС-30 —
ВГ-10^ 10 400 52 30 17 12 11 — 19/200 19/300 300 ППР-21 ПС-31 280
Электрич. оборудование РУ напряжением выше 1000 В [Разд.^2!
- Продолжение табл. 23-29
Тип выключателя Номинальное на- пряжение, кВ Номинальный ток, А Ударный ток, кА Действующее зна- чение полного тока, кА • Ток термической стойкости, кА Номинальный ток и мощ- ность отключения, кА/(МВ-А), при напряжении, кВ Собственное вре- мя выключателя с приводом, с Масса, кт Применяе- мый тип привода Цена без привода, . руб.
1с 5с Юс 3 6 10 ; включе- ния 1 отключе- ния без масла масла
мг-ю* 10 5000 300 175 70 105/1800 0.75 0,2 2100 55 ПС-31, ПВ-30 2100
ВМПП-10-630-20 10 630 52 20 20 —— — 20/— 0.2 0.1 225 5,5 Пружинный
ВМПП-10-1000-20 10 10(10 52 20 20 — — 20/— 02 0.1 225 5,5 Пружинный Пружинный
ВМПП-10-1600-20 10 1600 52 20 __ 20 — — — 20/— 0,2 0,1 225 5,5
ВМПЭ-10-630/1000/ 10 630 52 20 —— — 20 — — 20/— 0,3 0.02 235 5,5 Электро- 570
1600 1000 80 31.5 — 31,5 — — 20/— 0,3 0,02 235 магнитный 580
1600 240 ПЭВ-11 600
ВМПЭ-10-630/1000/ 10 630 80 31.5 — 31,5 — — — 31,5/- 0,3 0,09 Ц35 5,5 Электро-
1600/3200-31,5 1000 235 магнитный
1600 240
3200 400 8 ПЭВ-11А —
При напряжении 20, 35 и 110 кВ
МГГ-20* 20 5000 250 144 116 116 85 72/2500 — 2300 55 ПС-31 1540
МГГ-20* 20 6000 250 144 116 116 85 72/2500 —. — — 2300 55 ПС-31 1550
МГ-20* 20 6000 300 175 . 85 87/3000 — — 0,7 0,2 2400 55 ПВ-30, ПС-31 2250
МГУ-20 20 6300 300 1100 — 90(4с) — — — 90 0.8 0,5 2950
ВГМ-20-90/11200УЗ 20 11200 320 125 105 — 90/— 0,7 0,2 2560 60 Электромаг-
нитный
ПС-31
ВМО-35* 27,5 1000 63 36 36 24,7 18 — — 24,7/680 0,31—0,35 0.045— —0.05 1210 270 ШПЭ-31 —
ВМК-25А 27,5 1000 45 26 24 16,5 11,7 15/430 — ОД 0,06 350 40 ПП-35 1000
ВМК-27.5Э-1000/15 27,5 1000 40, 40 15 __ — 15/-' 0,24 0,07 780 40 ПЭ-31 Н —-
ВМК-27.5П-1000/10 27,5 1000 27 — — 10 — — — 10/— 0,09 0,055 465 30 Пружинный —
привод
ВМК-35В-1000/16 35 1000 45 26 — 16,5 — — — 16/1 0,11 0.05 710 100 Пневматиче- ский ПЭ-ПУ —
ВМК-35Э-630/8 35 630 26 10 —_ 10 8/- 0,14 0,05 504 80
ВМК-35Э-1000/16 35 1000 45 26 — 16,5 — — — 16/1 0,24 0,08 630 100 ПЭ-31 Н 1500
§( 23-5] Выключатели и приводы к ним
Продолжение табл. 23-29
Тип выключателя Номинальное на- пряжение, кВ Номинальный ток, А Ударный ток, кА Действующее зна- чение полного тока, кА Ток термической стойкости, кА Номинальный ток н мощ- ность отключения, кА/(МВ-А), при напряжении, кВ Собственное вре- мя выключателя с приводом, с Масса, кг Применяе- мый тип привода 1 Цена без привода, 1 руб.
1с 5с Юс 3 6 10 включе- ния отключе- ния L без масла масла
ВМК-35А* 35 1000 45 26 24 16,5 11,7 16,5/1000 0,11 0,09 560 100 Пневмати- 1615
ческий
ПП-35
ВМК-35Б* 35 1000 45 26 24 16,5 11.7 16,5/1000 _— 0,18 0,11 630 100 ПЭ-31 н
ВМ-35* 35 600 17,3 10 10 10 7,1 6,6/230 6,6/400 990 300 ШНР-35 948
ВМП-35 (ТС)* 35 1000 25 12 — 9 — 8.25/- 0,23 0,08 275 13,5 ПЭ-11
630 8,75/—
ВМП-35П (Т)* 35 1OW'; 21 8,25 15 13 9 — 8,25/500 — 0,2 од 405 13,5 Встроенный
ВМД-35М* 35 630 600 17,3 ю‘ 10 10 7,1 6,6/230 6,6/400 — — — 1025 300 пружинный ШПЭ-2, 1670
МГ-35* МКП-35* 35 600 34 13,0 12 10 8 — 12,4/750 — 0,4 0,10—0,12 990 35 ' ШПС-20, ПС-20, ППМ-10 1000
35 600 30 17,3 17,3 12.5 9 12,5/430 12,5/750 — 2600 800 ШПЭ-2 1055
мкп-35-1000-25 35 101’0 63 25 257 25 25/1500 0.4 0,05 2505 800 ШПЭ-31 2400
У-35-2000-40 35 2ЫЮ 102 40 60,8 40,2 29,2 40 0,4 0,05 3000 900 ШПЭ-36 4000
С-35М-630-10 35 630 26 10 — 10 — — 10/- 0,26—0,34 0,08 1010 230 ШПЭ-12,
ПП-67
С-35-3200-50 ВМК-35Э-630/8 35 3200 127 50 — 50 — — — 50/— 0 26—0,42 0,05 4240 1040 ШПЭ-38, ШПВ-35 —
35 630 26 10 — 10 __ 8/- 0,14 0,05 504 80 ПЭ-Пу
ВМПП-35 35 1000 41 16 — 16 — — — 16/- 0,2 0,1 380 10 Встроенный привод пру- —
ВМПП-35Т жинный
35 630 41 16 — 16 — — — 16/- 0,2 0.1 380 10 Пружинный —
ВП-35-400-5 35 4С0 — 6,3/16 — — 6,3 (4с) 5/— 860 370 привод Пружинный —
У-110-2000-40У1 ШПП-63
по 2000 102 40 40 — — — 40 0,8 0,06 11400 8000 ШПП-44-У1 —
Электрич. оборудование РУ напряжением выше 1000 В [РаздЛЗЗ
Продолжение табл. 23-29
Тип выключателя Номинальное на- пряжение, кВ Номинальный ток, А Ударный ток, кА Действующее значе- ние полного тока, кА Гок термической стойкости, кА Номинальный ток и мощ- ность отключения, кА (МВ*А), при напря- жении, кВ Собственное вре- мя выключателя с приводом, G Масса, КР Применяе- мый тип привода Цена без привода, руб.
1с 5с 10с 3 6 10 включе- ния отключе- ния без масла л - та S
У-110-2000.50* 110 2000 135 50 — 50,3с) — 50/11 000 0.8 0,04 10250 5700 ШПЭ-46, 13500
МКП-11 С» 1 1 1000-20У1 110 1080 630 — 20/52 — 20 — — — 20/— 0.6 0,05 8400 8400 800 800 ШПЭ-ЗЗ 8000 8200
МГ-110* по 600 49 ЗС 30 20 14 — — 13,2/2500 — — 3550 600 ШПС-30 2530
ВМК-110*’ по 2000 50 30 30 21,5 13 — — 18,5/5500 0,18 0,05 4500 600 ЗХ ПП-35 6500
ВМК-1108-2/5* по 2000 70 27 30 21,5 13 — 25/5000 4500 600 8000
При напряжении 154, 220 и 500 кВ
ВМК-220В* 220 2000 70 27 — — — — —/11000 — — — 13000 1300 — —
У-220-10*- 220 1600 82 48 48 26,3 18,6 — 26.3ДОООО — 0,8 0,05 38000 46000 ШПЭ-44 26900
220 2000 82 48 48 26,3 18,6 — — — 0,8 0,06—0,08 38000 46000 ШПЭ-44 28500
У-220-2000-40* 220 2000 102 40 — 40 — — — 40/17 400 0,45—0,9 0.06—0,08 29 000 27 000 ШПЭ-461 —
3200 0,045 27 000 16200 ШПВ-46П
С-220-25* 250 115 — — — — — 69,7/25000 — —
МКП-500* 500 1500 50 29 29 18,4 13,0 — — 13,9/12 000 0,71-1,5 0,06 — — — —
У-22 -1000-2000 220 1000 25 25/64 25(3а — — — 25/10 900 0,45 0,03 28000 27000 —ШПВ-45 —
2000 0,8 0,05 ШПЭ-44
* Снят с производства.
§t23-5] Выключатели и приводы к ним
Воздушные выключатели переменного тока
Таблица 23-30
Тип Номинальное напряжение, кВ Номинальный ток, А Предельный сквозной ток, кА Ток термической стойкости, кА Номинальная мощность отклю- чения, МВ’А 1 г \ Номинальный 1 ток отключения, кА Время включе- ния, о Полное время отключения, о Расход воздуха иа отключение, м3 Масса выключа- теля Число дугогаси- тельных разры- вов
действую- щее зна- чение амплитуд- ное 1с Зс ос
ВВ-15* 13.8 6000 250 144 105 2000 85 0.2 0,12 1.2 3000 1
В В-20 (У) (С)*' 20 12 000 118 300 — — 118 4000 115 0,19 13,5 9150 2
15 12 000 118 300 — — 118 3100 115 0,19 26,5 19 000 2
10 8000 140 300 — — 118 2700 139 0,17 13,5 9150 2
ВВ-20СТС на 15 кВ 15 8000 74 190 — — 74 — 74 0,15 0,14 13,5 7970 1
ВВГ-20 20 12 500 J60 410 — — 160 160 0,17 0,168 9150 1
20 000
ВОВ-25-4М* 25 400 — 20 — — — 250 10 0,18 0,03—0,06 200
ВВ-35-20/1250УЗ 35 1250 20 20/52 — — 20 — 20 0,28 0.08 1
ВВП-35 35 1250 16 41 .— —— 16 — 16 0,28 0,06—0,08 1.5 1200 ]
ВВУ-35* 35 2000/3200 40 102 — — 40 2400 40 0.15 0,07 4 7500 2
ВВН-35*- 35 600 24 42 — — 12 1000 16,5 0,30 0,10 0,9 1200 1
1000 — — — (10е) — —
ВВН-35-2» 35 2000 33 84 — 33 <4с) — 2000 33 — 0,08 — 3500 1
ВВН-110-6* ПО 2000 31,5 80 — 31,5 6000 31,5 0,25 0,08 11,0 8400 2
ВВП-110Б-16 ПО 630/1250 26 67 — — 26 — 16 0,15 0,08 4,5 ' 7500 2
ВВШ-1100-2С/2000У1 ПО 2000 25 64 — 25 — 25 — 0,05 11 9600 —
ВВУ-1ЮБ-40/2000У1 ПО 2000 40 102 — 40 — — 40 0,2 0,08 8,4 15 600 2
ВВЭ-110Б-16/1600У1 110 1600 26 67 — 26 — —— 16 0,2 0,06 43 7500 —
ВВБМ-ПОБ-ЗПб/ЗОООУ! ПО 2000 35 90 — 35 — — 31,5 0,15 0,07 4,а — 2
ВВБ-150Б-31,5 150 2000 35 90 — — 31,5 — 31,5/25 0,15-0,2 0,07 7,0 — 1
3200 — — — 25 — — — — — —' — —
Электрич. оборудование РУ напряжением выше 1000 В [Разд. 23
Продолжение табл. 23-30
Тип Номинальное 1 напряжение, кВ Номинальный ток, А Предельный сквозной ток, кА Ток термической стойкости, кА Номинальная мощность отклю- чения, МВ’А Номинальный ток отключения, кА Время включе- ния, с Полное время отключения, е Расход воздуха на отключение, м3 1 Масса выключа- теля Число дугогаси- тельных разры- вов
1 действую- щее зна- чение амплитуд- ное 1с Зс 5а
ВВШ-150-25/2000У1 150 2000 25 64 25 0,2 0:06 18 13 200
ВВБТ-110Б НО 1600/1400 31,5/26 80/72 — 31,5/28 — 31,5/26 02 0,05 4500 8000 —
ВВБТ-132Б 132 — — — — 25/20 02 0,05 4500 9600 —
ВВБТ-220Б 220 — — — — — 31,5/26 0,25 0,05 9000 16 700 —
BBJ5T-400B 400 — — — — — — 31,5/26 0,25 0.06 18 000 42 000 —
ВВН-154-8* 150 2000 30,8 78 — 30,8 — 8000 30,8 025 0,08 17 7500 3
ВВН-220-10*' 220 2000 26,2 67 — 26.2 10 000 26,2 025 0,08 17,0 14 400 4
ВВН-220-15* 220 2000 39,4 100 — 39,4 — 15 000 39,4 0.25 0,08 20,0 15 300 5
ВВБ-220-12* 220 2000 31,5 80 — — 31,5 12 000 31,5 0,20 0,08 9,0 15 600 4
В ВБ-220-15* 220 2000 — 100 — 40 — 15 000 39,4 0,20 0,08 10,5 15 000 4
ВВД-220Б-3.15 220 2000 31,5 80 —- 35,3 — — 31,5 0,24 0,08 9,0 18 090 4
40 102 — 40 — — 40 15 18 090 4
ВВ-ЗЗОБ-2000-25У1 330 2000 26 65 — — 26 — 26 0,23 0,08 — 35 000
ВВН-330-15 330 2000 26 67 — 26,2 2 15 000 26,2 0,30 0,08 40 29 100 8
ВВ-330-15 330 2000 26 65 — — 26 15 000 26.2 023 0,08 45 30 000 8
ВВБ-330Б-35.5/2000У1 330 2000 40 100 — 35 20 000 35,5 0,25 0,08 18 36 600 8
ВВД-ЗЗОБ-40/3200У1 330 3200 40 102 — 40 — — 40 025 0,08 24 36 000 8
В В Б -4 00Б -31,5/2000У1 400 2000 31,5 80 •— — 31,5 31,5 0,24 0,08 18 42 000 10
ВВ-500Б-2000-25У1 500 2000 29 73 — — 29 — 29 0,26 0,08 66 48 000 10
ВВБ-500-35.5/2000У1 500 2000 40 100 — — 35,5 30 000 35,5 0,25 0,08 27 63 000 12
ВВБ-750-40/3200У1 750 3200 40 102 — 40 — 40 0,11 0,06 42 91 200 —
ВВБ-750-15* 750 2000 35 90 — 35 — 45 000 34,5 0,3 0,09 36 90 000 16
В НВ-750 750 2000 — — — —. 86 000 63 0,1 0,04 126 48 000
В НВ-1200 1150 4000 — —- — — — 65 500 31,5 02 0,05 21 82 560 —
-* Снимаются с производства.
*§-23-5] Выключатели и приводы к ним.
532 Электрид, оборудование РУ напряжением выше 1000 В [Разд.%
Т а б л и ц а 23-31
Электромагниты отключения, работающие от независимого источника
переменного тока
Тип привода Род тока Напря- жение, В Установив- шийся ток при номи- нальном на- пряжении, А Потр еб- ляемая мощность, В • А Омическое сопротивле- ние, Ом Число ВИТКОВ в катушке
ПРБА Постоянный 24 6,5 156 3,7 1100
ПП-67 4,0 100 6,0 830
ПП-61 36 2,81 100 12,8 1240
ПРБА, 48 3,25 156 14,9 850
ПП-67 2,09 100 23 1650
ПРБА, ПО 1,25 138 88 1600
ПП-67 0,90 100 122 3800
ПРБА; 220 0,65 146 336 3220
ПП-67 0,42 100 525 7600
ПРБА, 100 2,9 290 7,33 830
ПП-67 1,97 .— —. 1850
ПРБА Переменный 127 3,8 480 17,4 1100
ПП-67 1,56 —— 2300
ПРБА 220 2,2 480 52,8 1870
ПП-61 0,94 200 —. 4000
ПП-10 380 0,95 360 210 3500
ПП-67 0,54 — —- 7000
Таблица 23-32
Варианты исполнения ручных и пружинных приводов
Условное обозначение вариантов схем защиты Количество реле и электромагнитов
РТМ РТВ ЭО нп э°тт РНВ
0000
0004 1
0006 — 1
ООП 2 __
0022 2 —
0046 _— 1 1
0055 — — _— 2 __
0111 3 _— — —
0112 2 1 _— —
0114 2 — 1 —
0116 2 — _— — 1
0224 2 1 —
0226 — 2 _— —— 1
0455 — — 1 2 —
0555 — — — 3
0556 .— —. 2 1
1111 4 —• — — —
§’23-5]
Выключатели и приводы к ним
533
Продолжение табл. 23-32
Условное обозначение вариантов схем защиты Количество реле и электромагнитов
РТМ РТВ ЭОНП ЭОтт РНВ
1114 3 • . 1
1122 2 2 — — —
1124 2 1 1 —
1146 2 — 1 — 1
2246 2 1 — 1
4555 — —. 1 3 —
4556 — — 1 2 1
Примечание. Вариант исполнения обозначается цифровым индексом; каждая
цифра соответствует определенному типу встроенною отключающего элемента: 1 —реле
максимального тока мгновенною действия (РТМ); 2— реле максимального тока с выдерж
кой времени; 4 — отключающий электромагнит с питанием от независимого источник*
(ЭОНП); 5 —токовый электромагнит отключения для схем с дешунтированием (ЭОТТ); 6-
реле максимального напряжения с выдержкой времени (РНВ).
Таблица 23-3i
Отключающие катушки > встраиваемые в ручные и пружинные приводы
Исполнение реле, номер секции катушкн Сопротивленце, Ом Уставка тока, А Потребляемая мощность, В • А
Сердечник втянут Сердечник опущен
РТМ-1 0,249 5 67 19,75
9 170 52
РТМ-2 0,127 9 67,5 20,7
15 151,5 48
РТМ-3 0,072 15 72 25,5
25 168 65
РТМ-4 0,040 25 77,5 33
40 176 80
РТМ-5 0,025 40 92 47
80 320 208
РТМ-6 0,015 80 188 133
200 1080 800
PTB-I 0,29 5 80 35
0,219 6 84 40
0,193 7 95 45,6
PTB-IV 0,159 8 92 45
0,144 9 99 45,5
0,129 10 97 46
РТВ-Н 0,085 10 75 45
0,071 12 80,4 49
0,061 14 82,5 53
PTB-V 0,05 16 80' 51
PTB-V 0,045 18 82,9 49,5
0,038 20 81 50
534
Электрич. оборудование РУ напряжением выше 1000 В
[Разд. 2В
Продолжение табл. 23-33
Исполнение реле, номер секции катушки Сопротивление» Ом Уставка тока, А Потребляемая мощность, В • А
Сердечник втянут Сердечник опущен
РТВ-Ш 0,038 20 74,5 44
0,032 22 80,5 46
0,029 24 85 49
PTB-VI 0,027 27 88 55
0,025 30 90,3 60
0,022 35 109 70
РНВ — 100 В 30 —
— 127 В
— 220 В
— 380 В —
Таблица 23-34
Характеристика соленоидных и пневматических приводов к выключателям
переменного тока
Тип привода Тип выключателя Потребление тока при ini- пряжепи । катушек 220 В • А J 1ОЛ11ОС время включе- ния вы- ключате- ля с при- водом, с Собе।вен- ное вре- мя вклю- чения выклю- чателя с приио- дом, с Масса# кг
Вклю- чение От- клю- чение
ПЭ-11 ВМГ-133, ВМП-10, ВМГ-10 60 1,25 0,3 0,08 45
ПЭ-ПУ ВМК-35 111,5 5 0,14 0,05 —
ПЭ-2 МГТ-10-500 145 2,5 0,35 0,12 190
ПЭ-21 МГТ-10-750 145 2,5 0,4 0,1 275
ПЭ-21 А МГТ-10-1000 — — 0,4 .— .—
ПЭ-31 ВМК-27,5, ВМК-35, ВМО-35 85 5 0,24 0,1 —
ШПЭ-12 С-35М-630-10 101 2,5 0,26—0,34 0,08 130
ШПЭ-33 МКП-110-1000/630-20 244 5 0,5 0,04 505
ШПЭ-38 С-35-3200-50 — —. 0,34—0,42 0,08 3950
ШПЭ-44 У-220-10 У-110-2000-40У1 240 5,0 0,8 — 750
ШПЭ-44У-1 У-110-8 У-110-2000-40У1 360 2,5 0,8 — 750
ШПЭ-44У МКП-110-5 310 5,0 — — —
ШПЭ-46-1 У-110-2000-50 У-220-2000-40 450 10 0,9 0,045 935
ПВ-30 МГ-10 МГ-20 3,44 2,5 0,65 — 250
ШГ1В-35 С-35-3200-50 -— — 0,26—0,34 0,08 4050
ШПВ-46П У-110-2000-50 У-220-2000-40 5 10 0,45 0,045 690
§123.5]
Выключатели и приводы к ним
535
Таблица 23-35
Основные номинальные параметры трансформаторов тока (по ГОСТ 7746-68)
Номинальное напряжение (линейное), кВ 0,66; 3; 6; 10; 15*; 20; 35; 110; 150; 220; 330; 500
Номинальный ный ток** /1110м ттервич- А 1,5; 10; 15; 20; 30; 40; 50; 75***; 80; 100; 150; 200; 250; 300; 400; 500; 600; 750 ***; 800; 1000; 1200***; 1500; 2000; 3000; 4000; 5000; 6000; 8000; 10 000; 12 000; 14 000; 16 000; 18 000; 20 000; 25 000; 28 000; 32 000; 35 500; 40 000
Номинальный ный ток /2НОМ, А вторич- । ****. 2****- 2 5’ 5
Номинальная с коэффициентом сти 0,8 В А гагрузка мощно- 2,5; 5; 10; 15; 20; 25; 30; 40; 50; 60; 75; 100
Номинальный точности класс 0,2; 0,5; 1; 3; 10 *****
* Не рекомендуется.
* * Для встроенных трансформаторов тока, начиная от 75 А я выше; для транс-
форматоров тока, предназначенных для комплектации турбо- и гидрогенераторов, зна-
чения свыше 10 000 А являются рекомендуемыми.
* ** Допускается только для трансформаторов тока с секционированными обмот-
ками для получения нескольких коэффициентов трансформации.
* *** Для трансформаторов тока на номинальный первичный ток до 3000 А.
* **** Только для встроенных трансформаторов тока.
Таблица 23-36
Предельные значения погрешностей трансформаторов тока
для различных классов точности (по ГОСТ 7746-68)
Класс точности Первичный ток, % но- минального Предельные значения Пределы вторич- ной нагрузки, % номинальной, при cos ф2 = 0,8 *
токовой погрешно- сти, % угловой погрешности
мни рад
0,2 10 20 100 Г20 ±0,50 •1 0,35 । 0,20 ±20 -1:15 ±10 -»• 0,6 ±0,45 ±0,3 25—100
0,5 10 20 100—120 ±1,о ±0,75 ±0,5 ±60 ±45 ±30 н-1,8 ±1,35 ±0,9 25—100
1 10 20 100—120 ±2,0 ±1,5 ±1,0 ±120 ±90 ±60 ±3,6 ±2,7 ±1,8 25—100 25—100 25—100
3 10 50—120 50—120 ±3,0 ±10 Не нормируется Не нормируется 50—100 50—100
* Для трансформаторов тока с номинальной вторичной нагрузкой менее 15 В • А
ннжний предел вторичной нагрузки должен соответствовать табл. 23-37.
Примечание. Погрешности трансформаторов тока не должны выходить за пре-
делы ломаной линии, состоящей из отрезков, проведенных через точки предельных
погрешностей.
536
Электрич. оборудование РУ напряжением выше 1000 В [Раз:д: 23
Т а б л и ц а 23-37
Вторичные нагрузки трансформаторов тока
Номинальная вторичная нагрузка, В • А 2,5 5 10
Нижний предел вторичной нагрузки, В-А 1,25 3,75 3,75
Примечание. Для трансформаторов тока с поминальной вторичной нагрузкой
более 60 В • А нижний предел должен составлять не более 15 В • А.
Таблица 23-38
Наибольшие допустимые рабочие первичные токи (по ГОСТ 7746-68)
Номинальный
первичный ток, А
500 600 750 800
1000
1200 1500 2000 3000 11100
5000 6000 8000 I0WUI
Наибольший ра-
бочий первичный
ток, А
500 630 800
800
1000
1250 1600 2000 3200 4000
5000 6300 8000 10000
Примечание. Для трипгфирм,порой iok.i ii.i iiomiiii.i ii.iii.ii' ihi.ii eni.inn- ЦНИИ! Л
наибольший рабочий первичный ни, долиич! принимав,i >i равным iiomiiii.i и.ному п> рнич
ному току.
23-6. ТРАНСФОРМАТОРЫ ТОКА
а) Общие положения
В СССР трансформаторы тока выпускаются с номинальными напряженней,
указанными в табл. 23-35.
На трансформаторы тока установлены предельные значения погрешностей
для различных классов точности (табл. 23-36).
Для трансформаторов тока нагрузка должна соответствовать данным, при-
веденным в табл. 23-37.
Нагрузка первичной цепи трансформаторов тока должна соответствовать
данным табл. 23-38.
В настоящее время для трансформаторов тока внутренней установки до
35 кВ и наружной установки до 10 кВ применяется литая изоляция на основе
эпоксидных смол.
б) Трансформаторы тока 0,5—35 кВ
Основные технические данные трансформаторов тока напряжением 0,5—
35 кВ, выпускав: ы < в СССР, приведены в табл. 23-39.
Таблица 23-39
Трансформаторы тока 0,5—35 кВ
Тип Номинальиое напряжение, кВ Варианты ис- полнения Номинальный первичный ток, А । Односекундная 1 термическая стойкость (крат- | ность) Электродинами- ческая стойкость (кратность) Обозначение сердечника Вторичная нагрузка, при которой обеспечивается класс точности Предельная’ кратность при номинальной нагрузке Масса, кг
0,5 1 3
Ом В-А Ом В - А Ом В А
1КЛ (М)-0,5Т * 0,66 0,5 5; 10; 15; 20; 30; 40; 50; 75; 100; 150; 200; 300 — — — 5 — — — — — 2,1
1 К-10 * 0,66 0,5 5; 10; 15; 20; 30; 40; 50; 75; 100; 150; 200; 300; 400; 600; 800; 1000 — — — о,1 2,5 — — — — -— 1,22
1 К-20 0,66 0,5 5; 10; 15; 20; 30; 40; 50; 75; 100; 150; 200; 300; 400; 600; 800; 1000 — — :— 0,2 5 0,2 5 — — — 1,22
1 К-40 0,66 0,5 5; 10; 15; 20; 30; 40; 50; 75; 100; 150; 200; 300; 400; 600; 800; 1000; 1500 —• — — 0,4 10 0,4 10 — — — 1,48
23-6] Трансформаторы тока
Тип Номинальное напряжение, кВ 1 Варианты исполнения Номинальный первичный ток, А Односекундкая термическая стойкость (крат- ность) Электродинамн- 1 ческая стойкость : (кратность)
ТК-120 0,66 0,5 5; 10; 15; 20; 30; 40; 50; 75; 100; 150; 200; 400; 800; 1000; 1500 — —
ТШ-20 0,66 0,5 300; 400; 600; 800; 1000 — —
ТШ-40 0,66 0,5 600; 800; 1000 — —
ТШ-120 0,66 — 800; 1000; 1500 — —
ТШ-0,5 0,5 Р/0,5 14 000 6 (4с) —
ТШЛ-0.5Т* 0,66 — 400; 600; 800; 1000; 1500 — —
ТШН-0,66 0,66 — 100—300 400—600 800—1000 40 30 37 500 187 125
Продолжение табл,- 23-39
Обозначение сердечника Вторичная нагрузка, при которой обеспечивается класс точности Предельная кратность при номинальной нагрузке Масса, кг
0,5 1 3
Ом В-А Ом В-А Ом В • А
— — — 1,2 30 — — — 1,92
— 0,2 5 0,2 5 — — — 1,98
— 0,4 10 — — — — — 1,98
— — — 1,2 30 — — — 2,5
р 0,5 — — — — — — 13 146
— — 5 10 — 5 — 5 — 1,8
— — 5 5—10 10 — 5 — 5 — 2,5
Электрич. оборудование РУ напряжением выше 1000 В [Раздл;23
ГГип» Номинальное напряжение, кВ Варианты исполнения Номинальный первичный ток, А Односекундная термическая стойкость (крат- ность)
ТНШ-0,5 * 0,5 3 15 000 25 000 2,2 (4с)
ТНШ-0.66УЗ 0,66 3 16 000 25 000 800 1000 1500 2000 —
ТНШЛ-0.66УЗ 0,66 0,5 3 8000; 1000; 1500; 2000; 3000; 4000 5000 8000 10 000 25 (4с) 75 (4с)
ТЛ-10УЗ ТЛ-10ТЗ 10 0,5/Р 50; 100; 150; 200; 300; 400; 600—3000 10; 20; 20 20; 20; 20 31,5
ТКЛ-3 *’ 3 0,5 5; 10; 15; 20; 30; 40 50; 75; 100; 150; 200;300;400;600 70
Продолжение табл. 23-39
Электродинами- ческая стойкость (кратность) Обозначение сердечника Вторичная нагрузка, при которой обеспечивается класс точности Предельная кратность при номинальной нагрузке Масса, кг
0,5 1 3
Ом В-А Ом В-А Ом В-А
— 3 — — — — 2 50 3 52 170
— 3 — — —— — 20 50 7 10 14 14 80 170 5,5
— 0,5 0,8 20 2,0 50 4,0 0,8 0,8 100 20 7; 10; 14; 11; 12; 12 12 2 2 10,5 38,0 38,0
51 51; 81 — — — — — — '— — 47 43 55
175 (но не выше 100 кА) 0,5 0,6 15 1 25 — — 8 7
СР
о
§23-6] Трансформаторы тока
Тип Номинальное напряжение, кВ Варианты исполнения Номинальный первичный ток, А Одиосекундпая термическая стойкость (крат- ность) Электродинами- ческая стойкость (кратность)
ТКЛН-10 10 0,5/Р Р/Р 10; 15; 20; 30; 40; 50; 75; 100 150; 200 50 100
ТПЛ-10 10 Р 0,5/Р Р/Р 5; 10; 15; 20; 30; 40; 50; 100; 150; 200 300 400 to 70 250 175 165
тпл-юк 10 0,5/Р Р/Р 10; 15; 30; 60 100; 150; 200; 300; 400 600 800 1000; 1500 '4 с) 14.5 Ос) ??4е) _7 |4с) 175 74,5
ТПЛУ-10 10 Р 0,5/Р Р/Р 10; 15; 20 30; 40; 50 100 140 250
ТПОЛА-Ю * 600 1500 - г 160
Продолжение табл. 23-39
। Обозначение сердечника Вторичная нагрузка, при которой обеспечивается класс точности. Предельная кратность при номинальной пагрузке Масса, кг
0,5 1 3
Ом В • А Ом В • А Ом В-А
0,5 0,4 — — — — 15 20
Р 0,6 — — — — —
0,5 — — — 25 — 30 5 10
Р 13 16 17
Р 0,5 0,6 0,4 — — — 15 — —
0,5 21
Р 25
0,5 Р 0,6 15 0,8 1,0 25 25 1,2 30 30 7 15 11 17 19
0,5 0,4 10 0,6 15 1,2 30 17/21 ** 15/25 16
Электрич. оборудование РУ напряжением выше 1000 В [РаздУ^
сл
о
Тип Номинальное напряжение, кВ Варианты исполнения Номинальный первичный ток, А Односекунцнал термическая стойкость (крат- ность)
ТПОЛ-Ю(Т) р 600; 800 65; 65
10 Р/Р 0,5/Р 1000; 1500 55; 36
ТПОЛМ-Ю * 10 0,5/Р Р/Р 400; 600 800 1000 1500 65
ТПЛМ-10 10 0,5/Р Р Р/Р 5; 10; 15 20; 30; 40 50; 75; 100; 150 200; 300 400 34; 32 34,6; 33; 35; 33 49; 46; 48,5; 42; 44 42 31
ТПЛМУ 10 0,5/Р Р Р/Р 10; 15; 20; 30 40; 50; 75; 100; 150; 200; 300 52; 44; 52; 44; 45; 69 64 62,5 58; 62 58
Продолжение табл. 23-39
Л S р ® S — О Вторичная нагрузка, при которой обеспечивается класс точности S R Е О
= о £ я X CJ - з* ? из т С,5 1 3 ельна кость нальн узке ь, х СО
о £ 5 о S' СП з-О m У S “• о8 Ом В-А Ом В-А Ом В • А Пред крат! ном и нагр; га S
160; 160 140; 90 0,5 0,4 10 0,6 15 1,2 30 20; 18; 20; 26 34; 29; 22; 30 16
160 0,5 Р 0,6 15 1,2 30 2 50 15/20 17/22 20/25 17/22 25/25 17—19
0,5 Р 0,4 10 — — 0,6 15 10 14,4
350 352; 350; 350; 234; 0,6 15 9 12
175 0,6 15 9 61,1
350 0,5 Р 0,4 0,6 10 15 — — 0,6 15 10 9 16,4 12
0,6 15 — — — — 9 17,5
Трансформаторы тока
Тип Номинальное напряжение, кВ Варианты исполнения Номинальный первичный ток, А Одпосскундная термическая стойкость (крат- ность)
ТЛМ-10 10 0,5/Р 50; 75; 100; 150; 200; 300; 400; 600; 800; 1000 35.2; 35,0; 35,0; 49,5 Н5;
Р/Р 1500 36.6; 25,5; 15; 12
ТПШЛ-10(Т) 10 Р 0,5/Р Р/Р 2000 3000 4000 5000 70
твол-ю * 10 0,5/Р Р/Р 300 600 800 с 5
ТОЛ-10УТ2 10 0,5/Р Р/Р 30; 50 100; 150 200 300; 400; 600; 800; 1000; 1500 2>: 4,9 12,5 175 : 1,5
Продолжение табл. 23-39
Электродинами- ческая стойкость (кратность) Обозначение сердечника Вторичная нагрузка, при которой обеспечивается класс точности Предельная кратность прт номинальной нагрузке 1x2 «$ О «$
0,5 1 3
Ом В • А Ом В • А Ом В-А
350; 350; 350; 350; 260; 330; 250; 167; 0,5 0,4 10 — — — — 17 —•
125; 100 0,6 15 — — 0,6 15 16 14 13
— ОД Р 0,8 1,2 20 30 1,2 3,0 30 75 2,4 4,0 60 100 20/25 25/30 30/25 35/27 28 41,5
160 ОД р од р 0,6 0,8 15 20 — — 1,2 2,0 30 50 7/15 10/15 16
15; 17,6 52 52 100 0,5 Р —. 10 — 15 — — 17 17 16 14; 13 25
Электрич. оборудование РУ напряжением выше 1000 В [Разд._23
Номинально? напряжение, кВ Варианты ис- полнения Номинальный первичный ток, А Односекундная термическая стойкость (крат- ность)
ТШЛ-10УТЗ 10 0,5/Р Р/Р 2000 3000 4000 5000 35 (4с)
ТШЛК-ЮУТЗ 10 Р/Р 0,5/Р 2000; 3000 4000; 5000 35 (4с)
ТШЛП-10УТЗ 10 0,5/Р Р/Р 1000 2000 35 (4с)
ТПЛПК-ЮУТЗ 10 0,5/Р Р/Р 100 200 35 (4с)
ТШЛ-20-1 ТШЛ-20Б-1 20 0,5/Р К 6000 8000 10000 12 000 20 (4с) 2
Продолжение табл, 23-39
Электродинами- ческая стойкость (кратность) Обозначение сердечника Вторичная нагрузка, при которой обеспечивается класс точности Предельная кратность при номинальной нагрузке га га S'
0,5 1 3
Ом В-А Ом В-А Ом В - А
— 0,5 Р — — — — —- — 20 30 52
— 0,5 Р — — — — — — 20 30 52
— 0,5 Р — — — — — 20 30 49
— — — — — — — — 20 30 49
— р 0,5 1,2 30 3 75 — — 16 14 12 135 140 180 210
§ 23-6] Трансформаторы тока
ел
w
Тип Номинальное напряжение, кВ Варианты исполнения Номинальный первичный ток, А Односекундная термическая стойкость (крат- ность) Электродинами- ческая стойкость (кратность) Обозначение сердечника
ТШЛО-20 20 р 400 500 (4с) 82 р
ТПОЛ-20 20 р/1 Р/0,5 400; 600; 800 1000; 15 000 — 300; 200; 150; 120 80 Р
Р/0,5 Р/Р 1
ТПОЛ-20Т4 20 Р 800 — — р
ТПОЛ-35 * ** 35 Р/0,5 Р/Р 800 1000 1500 — 150/130*** 120/100*** 80/70*** Р 0,5
ТЛЛ-ЗЗТС * 33 Р/Р 0,5 100—200 400—800 40 45 210 Р Р 0.5
* Снят с производства.
** Цифры ра скобкой относятся к сердечнику Р.
*** Цифры в знаменателе — электродинамическая стойкость ТПОЛ-35.
Продолжение табл. 23-39
Вторичная нагрузка, при которой обеспечивается класс точности Предельная кратность при номинальной нагрузке Масса, кг
0,5 1 3
Ом В-А Ом В-А Ом В-А
— 20 — — — — 5 23
— — 0,6 0,8 15 20 — — 16; 22 22; 19 30 34; 36 35; 37; 35
0,8 30 — — — — 24 45
1,2 30 17/25 35/38
2 60 — — — — 14/26 30/35
2 50 — — — — 19/26 32/37
0,8 20 — — — —• — —*
— 20 Г—. — — — 14 100
— —- — — — — — —
Электрич. оборудование РУ напряжением выше 1000 В [Разд. 23
§ 23-6]
Трансформаторы тока
На напряжение 3 кВ выпускаются катушечные трансформаторы тока типа
ТКЛ-3 (рис. 23-56). На напряжение 10 кВ выпускаются трансформаторы: много-
витковые проходные типа ТПЛ-10 от 5 до 400 А; усиленные ТПЛУ-10 от 10 до
100 А; проходные одновитковые типа ТПОЛ-Ю на 600, 800, 1000 и 1500 А. Транс-
форматоры типа ТПОЛА-Ю с алюминиевой первичной обмоткой на 600, 800 и
Рис. 23-57. Трансформатор тока
ТПОЛ-35.
Рис. 23-56. Трансформатор тока ТКЛ-3
(в скобках размер для трансформато-
ра тока на токи от 150 до 600 А).
1000 А; проходные одновитковые модернизированного типа ТПОЛМ-Ю с алю-
миниевой первичной обмоткой на 400, 600, 800, 1000 и 1500 А; одновитковые встро-
енные для агрегатов, имеющих избыточное давление, типа ТВОЛ-Ю с алюминие-
вой первичной обмоткой на 300, 600, 800 А, в настоящее время снимаются с про-
изводства. На напряжение 20 и 35 кВ — проходные одновитковые типа ТПОЛ-20
Рис. 23-59. Трансформатор тока
ТНШЛ-0.66УЗ на 8000—10 000 А.
Рис. 23-58. Трансформа-
тор тока ТНШ-0,5.
и ТПОЛ-35 (рис. 23-57) иа 400, 600, 800, 1000 и 1500 А. Для этого типа трансфор-
маторов тока для каждого номинального первичного тока оставлено одно испол-
нение, а именно Р/0,5. Исключение составляет ток 400 А, при котором получение
класса 0,5 было бы связано с чрезмерным увеличением габаритов. Поэтому для
этого типа трансформаторов тока выбрано одно исполнение Р/1. Для всех испол-
нений ТПОЛ-20 и ТПОЛ-35 был проведен принцип идентичности обоих сердеч-
ников, т. е. комбинацию Р/0,5 можно использовать и как Р/Р, а также как 0,5/0,5.
Общий вид и размеры трансформаторов тока типа ТПЛ-10, ТПОЛ-Ю,
ТПОЛМ-Ю, ТВОЛ-10, ТКЛМ-10, ТПОЛ-20 приведены иа рис. 28-93, 28-94, 28-95,
28-96, 28-97, 28-103 [23-1].
18 под ред. А. А. Федорова, Г. В. Сербиновского
546
Электрич. оборудование РУ напряжением выше 1000 В [Разд. 23
На большие номинальные первичные токи применяются проходные и опорные
трансформаторы тока, в которых роль первичной обмотки выполняет шина, про-
пускаемая внутри трансформатора.
Рис. 23-60. Трансформатор тока
ТПШЛ-10 на 2000—3000 А (в скоб-
ках размеры для трансформаторов
тока на 4000—5000 А).
Электродинамическая стойкость и способность к перегрузке по току опреде-
ляются шинопроводом.
На напряжение 0,5 кВ, токи 15 000 и 25 000 А выпускается трансформатор
тока ТНШ-0,5 (рис. 23-58, табл. 23-40); па напряжение 0,66 кВ и токи 800—
Рис. 23-61. Трансформатор тока ТШЛ-20-1.
Допустимые размеры шин не менее 200 х 200 мм и не более 250 х 250 мм для трансфор-
маторов тока до 10 000 А.
10 000 А — трансформатор тока ТНШЛ-0,66 с литой изоляцией (рис. 23-59); иа
напряжение 10 кВ и токи 2000, 3000, 4000 и 5000 А — проходной шинный трансфор-
матор тока с литой изоляцией типа ТПШЛ-10 (рис. 23-60); на напряжение 20 кВ
и токи 6000, 8000, 10 000, 12 000 и 18 000 А — шинный трансформатор тока с ли-
той изоляцией типа ТШЛ-20 и ТШЛ-20Б без литого металлического корпуса
(рис. 23-61).
§ 23-6]
Т рансформаторы тока
547
Т а б л и ц а 23-40
Габариты и установочные размеры трансформаторов
типа ТНШ-0,5 (по рис. 23-58)
Номинальный первичный ток, А Размеры, мм
А Б В Г Д Е Ж
15 000 294 360 475 90 130 365 120
25 000 380 480 770 120 160 610 200
в) Трансформаторы тока наружной установки
Для наружной установки выпускаются опорные трансформаторы тока с мас-
ляным наполнением типа ТФНД (рис. 23-62 — 23-64, табл. 23-41) для дифферен-
циальной защиты.
ТФНД-35М — трансформатор тока восьмерочной конструкции с обмотками
для дифференциальной защиты. Общий вид и габариты — см. рис. 28-105 [23-1].
Рис. 23-64. Трансформатор
тока ТФНКД-500-П.
Рис. 23-62. Трансфор-
матор тока
ТФНД-ПОМ.
Рис. 23-63. Трансфор-
матор тока
ТФНД-220-I.
ТФНД-ПОМ — модернизированный (без металлического маслорасширителя)
с обмотками для дифференциальной защиты. Первичная обмотка выполняется
из двух одинаковых секций, соединяемых последовательно или параллельно после
отключения трансформатора тока от сети, благодаря чему трансформатор имеет
два номинальных тока, находящихся в отношении 1 : 2 (рис. 23-62).
18*
548
Электрич. оборудование РУ напряжением выше 1000 В [Разд. 23
Т а б л и ц а 23-41
Трансформаторы тока наружной установки 35—500 кВ
Тип Обо- зна- чение сер- деч- ников Номи- наль- ный перви- чный ток, А Номиналь- ная втори- чная нагруз- ка, Ом Предельная кратность при нагрузке, В-А Одно- секу- ндная терми- ческая стой- кость (крат- ность) Элек- тродн- нами- ческая стой- кость (крат- ность) Мас- са, кг
в клас- се 0.5 В клас- се 1 50 30 20
ТФН-35М 0.5 Р 0.5 Р 800 1000 2 0.8 2 0,8 4 — — — 65 150 100 100 200
ТФНД-35М 0,5 Р. Р2 15—600 800 1000 2000 15—600 800 1000 2500 2000 1.2 2,4 28 33 38 33 38 45 32,5 45 32,5 65 150 100 100 50 150 100 100 50 50 350
ТФНР-35 0,5 500;1000 30 18; 20 12 49 (4с) 49 (4с) 125 330
Р11Р2 2000 3000 50 57 (4с) 57 (4с) 145
ТФНД-ПОМ 0.5 Pt Р2 0,5 Pi:P2 50—600 400—8000 20 — — 10 20 30 34,6 60 по 400
ТРН-110У1 0,5 Рх Р2 Рз 500 500; 7500 1000: 1500 2000 20 40 —. 20 - 53 (Зс) 135 950
ТФНД-110М-П** 0,5 Pt Р2 750-1500 1000-2000 20 50 — — 30 60 75 750
ТФНР-150Т 0,5 Р, Р2 Рз 600-1200 40 50 100 — 25 — 24,6 62 1140
ТФ НФ-150/2000 0,5 Р. Р2 Рз 1000-2000 1,2/30* 1,6/40* - - — — — 60 (Зс) 75 1165
ТФНД-150-1 0.5 Р. Р2 Рз 600-1200 40 50 — — — — 24,6(Зс) 62 1000
ТФНД-220-I** 0,5 Р1,Р2, Рз 300; 600; 1200 30 30; 50; 50 75;75 100; 100 — 27 27; 30; 30 — 60 60 2130
§ 23-6]
Трансформаторы тока
549
Продолжение табл. 23-41
Тип Обо- зна- чение сер- деч- ников Номи- наль- ный перви- чный ток, А Номиналь- ная вторич- ная нагруз- ка, Ом Предельная кратность при нагрузке, В-А Одно- секу- ндная терми- ческая стой- кость (крат- ность) Элек- троди- нами- ческая стой- кость (крат- ность) Мас* са, кг
в клас- се 0,5 в клас- се I 50 30 20
ТФКН-330 0,5 Р, Рг Рз 500-1000- 2000 50 100 20 — — 42,(2с) 70 1800
ТРН-500 0.5 Pt Ро р_; 10(10—20(10 30 75 — 20 — — 34 63 85 7000
ТРН-300-У1 Р| Рз Рз Рз 1000 2000 15 000 3000 20 40 30 20 — — 160 3850
ТФН кд-500-II р,.р2. Рз (IIP 0,5 500; 1000; 2000 75 50 30 — — — — 39 90 4696
ТРН-750-У1 Pt,P„ P3.P4 0,5 1000- 2000: 1000; 2000 1500- 3000; 2000-4000 30 50 20 — — — 47 (4С) 12 8400
* Значение 50 относится к трансформатору тока о номинальным первичным током
1500 и 2000 А.
•’ Трансформаторы тока ТФНД 110М-11 и ТФНД-220-1 выпускаются в исполнениях
на номинальные вторичные токи 5 и I А.
ТФНД-220-I — опорный маслонаполненный. Первичная обмотка состоит из
четырех секций, соединяемых параллельно (на 1200 А), параллельно-последова-
тельно (на 600 Л) или последовательно (на 300 А). Вторичная обмотка состоит из
четырех сердечников (каждый с индивидуальной обмоткой), рис. 23-63.
ТФНДК-500 — каскадный. Выполнен в виде вертикальной фарфоровой ко-
лонны, состоящей из двух конструктивно самостоятельных частей — верхней и
нижней ступеней. Номинальный первичный ток 2000, 1000, 500 А; номинальный
вторичный ток 1 А (рис. 23-64).
г) Трансформаторы тока нулевой последовательности
Трансформаторы тока нулевой последовательности с подмагничиванием
переменным током 50 Гц выпускаются в двух исполнениях: кабельный типа ТИП
и шинный типа ТИПШ. Применяются для схем чувствительной токовой защиты
от замыкания на землю статорных обмоток синхронных генераторов, крупных
550
Электрич. оборудование РУ напряжением выше 1000 В [Разд. 23
электродвигателей и других элементов оборудования электрических установок
высокого напряжения.
Трансформаторы типа ТНП рассчитаны на охват от 1 до 16 кабелей наруж-
ным диаметром не более 50 и 60 мм. Типовое обозначение ТНП включает цифру,
показывающую максимальное число охватывающих кабелей (табл. 23-42).
Таблица 23-42
Трансформаторы тока нулевой последовательности типа ТНП (рис. 23-65)
Тип Число охватывае- мых кабелей Максимальный ди- аметр кабеля, мм Число вторичных витков Потребляемая мощ- ( ность подмагничива- 1 ния, В-А Размеры, мм Масса, КГ
А Б В г Д Окно в чистоте
ТНП-2 1—2 50 20 20 110 НО 410 240 325 92x92 60
ТНП-4 3—4 50 20 45 но 200 520 400 325 92x200 128
ТНП-7 5—7 50 27 50 120 400 560 640 300 100x400 152
ТНП-12 8-12 60 27 70 150 510 600 750 320 130X510 225
ТНП-16 13-16 60 27 85 150 600 — 840 332 130X600 280
В окне магнитопровода трансформатора тока ТНПШ закреплены от одной
до трех групп из трех прямоугольных токоведуших шин, изолированных на полное
рабочее напряжение друг от друга и по отношению к земле. Типовое обозначение
ТНПШ включает цифру, обозначающую число групп шин и номинальное напря-
жение трансформатора тока (табл. 23-43).
Таблица 23-43
Трансформаторы тока нулевой последовательности типа ТНПШ (рис. 23-67)
Я в в К я и < к к * >. я S я । *мая в цепи ива- S’ S о. а Размеры, мм
Тип Номиналы пряжение, Номиналы ток, А Десятнсек термическ. стойкость, Электроди ческая стс кость, кА Потребляе мощность подмагнич ния, В-А Число ВТО ных витко А £ В Масса# кг
ТНПШ-1/6 ТНПШ-1/10 ТНПШ-1/15 6,3 10,5 15,75 1750 24 165 20 39 134 134 140 450 450 500 160 156 158 166
ТНПШ-2/6 ТНПШ-2/10 ТНПШ-2/15 6,3 10,5 15,75 3000 48 165 25 39 140 140 156 500 500 620 160 211 214 246
ТНПШ-3/6 ТНПШ-3/10 ТНПШ-3/15 6,3 10,5 15,75 4500 72 165 30 39 156 620 160 160 200 288 292 325
Рис. 23-66. Схема расположения и
соединения обмоток трансформаторов
тока кабельного типа ТНП.
а — ТНП-2; б — ТНП-4—ТНП-16.
Рис. 23-65. Трансформаторы тока ну-
левой последовательности кабельного
типа ТНП.
/ — магнитопровод с обмотками; 2 — про-
кладка нажимная; 3 — планка нажимная
немагнитная; 4 — панель с зажимами.
Рис. 23-67. Трансформатор тока нулевой последовательности шинного типа
ТНПШ на одну группу шин 1750 А.
552
Электрич. оборудование РУ напряжением выше 1000 В [Разд. 23
Трансформаторы тока ТНП имеют два одинаковых магнитопровода, выпол-
ненных в виде квадратной (типа ТНП-2) или прямоугольной (типа ТНП-4 —
ТНП-16) рамки (рис. 23-65, 23-66). На каждом магнитопроводе расположены две
секции вторичной обмотки: в трансформаторах тока ТНП-2 на противоположных
сторонах, а в остальных — на одной из длинных сторон на равном расстоянии от
середины. Все секции (четыре) вторичной обмотки соединены параллельно-после-
довательно. Такое соединение и расположение обмоток необходимо для ограниче-
ния токов небаланса.
Для увеличения отдаваемой мощности в 10—15 раз применено подмагничива-
ние магнитопроводов переменным током ПО В, 50 Гц. Обмотки подмагничивания
соединены встречно-последовательно для исключения индуктирования напряже-
ния во вторичной цепи.
Рис. 23-69. Трансформатор тока ТЗ.
Рис. 23-68. Схема устройства
трансформатора тока ТНПШ.
/—/ — вторичная обмотка; II—
II — блокировочная обмотка:
III-III — обмотка подмагничива-
ния.
Трансформаторы тока ТНПШ имеют два одинаковых, помещенных один за
другим магнитопровода прямоугольной формы с окном (рис. 23-67 и 23-68). В транс-
форматорах тока ТНПШ предусмотрена блокировка при помощи обмоток //
(рис. 23-68) для предотвращения ложного действия защиты при сквозных между-
фазных коротких замыканиях большой мощности.
При использовании трансформаторов тока типов ТНП и ТНПШ необходимо
принимать во внимание ряд их особенностей.
1. Трансформаторы тока весьма чувствительны к влиянию соседних шин.
Расстояние между трансформаторами тока нулевой последовательности и сосед-
ними шинами должно быть не менее 1,5—2 м.
2. При кабельном варианте ТНП кабели необходимо располагать в окне транс-
форматора тока симметрично, по оси окна или в шахматном порядке. Несоблюде-
ние этого правила повышает ток небаланса.
3. Токи, наведенные в броне кабелей, проходящие через окно ТНП, могут
вызвать ложное срабатывание защиты. Поэтому необходимо заземлять каждую
кабельную муфту у генератора, а провод заземления пропускать через окно ТНП
рядом со своим кабелем. Оболочки кабелей и провода заземления должны быть на-
§ 23-6]
Трансформаторы тока
553
дежно изолированы от земли на всем протяжении от генератора до трансформатора
тока, а также от его корпуса.
Для питания схем релейной защиты от замыкания на землю отдельных жил
кабеля (буква 3 в маркировке типа) применяются трансформаторы тока внутрен-
ней установки нулевой последовательности типов ТЗ, ТЗЛ с литой изоляцией,
ТЗР-1 разъемный и ТЗРЛ разъемный, с литой изоляцией (рис. 23-69—23-74,
табл. 23-44).
Таблица 23-44
Трансформаторы тока нулевой последовательности типа ТЗЛ, ТЗР
Тип Сопротивление соединительных проводов, Ом Тип реле Используемая шкала реле, А Уставка тока трогания, А Чувствительность защиты, А
при работе одного транс- форматора при последо- вательном со- единении двух транс- форматоров при паралле- льном соеди- нении двух трансформа- торов
ТЗЛ*, ТЗ* 1,0 ЭТ-521/0,2 0,1 —0,2 о,1 7,0 9,0 11,0
1,0 ЭТД-551/60 0,03-0,06 0,03 3,5 4,0 6,0
ТЗЛМУЗ 1,0 РТ-40/0,2 0,1 —0,2 0,1 8,5 10,2 12,5
1,0 РТЗ-50У4 0,03-0,06 0,03 3,2 3,5 5,2
ТЗЛ-95* 0,1 ЭТ-521/0,2 0,1-0,2 0,1 5,8 8,44 8,4
0,1 ЭТД-551/60 0,03-0,06 0,03 2,51 3,08 1,76
0,1 РУ-21/0,1 0,1 0,1 8,22 10,41 8,22
ТЗРЛ* 1,0 ЭТ-521/0,6 0,15 — 0,3 0,15 10 — —
ТЗР 1* 1,0 0,3 —0,6 0,3 13 — —
* Сняты с производства.
Условия, при которых достигается
приведены в табл. 23-36.
наибольшая чувствительность защиты.
Рис. 23-70. Трансформатор тока ТЗЛ.
гго
Рис. 23-71. Трансформатор тока ТЗЛР.
Для выбора реле, уставки трогания и определения защиты служит номограм-
ма, приведенная на рис. 23-74.
На оси абсцисс левого графика находят напряжение (в вольтах) на зажимах
трансформатора, равное произведению тока трогания реле на сопротивление реле
и соединительных проводов. Из найденной точки восстанавливают перпендикуляр
554
Электрич. оборудование РУ напряжением выше 1000 В [Разд. 23
до пересечения с кривой графика и проводят прямую, параллельную оси абсцисс,
до пересечения с осью графика.
Рис. 23-72. Трансформатор тока ТЗЛМУЗ.
Рис. 23-74. Номограмма для опре-
деления чувствительности защиты
с трансформатором тока ТЗЛ.
Соединяя прямой линией найденную точку с точкой, соответствующей зна-
чению тока трогания на крайней правой шкале, находим значение тока замыкания
на землю, приводящего в действие защиту, т. е. чувствительность защиты.
д) Быстронасыщающиеся трансформаторы тока
Быстронасыщающиеся трансформаторы тока (рис. 23-75) применяются как
источник оперативного переменного тока в цепях защиты для питания отклю-
чающих катушек ручных и автоматических приводов выключателей, короткоза-
мыкателей и отделителей, а также в схемах дифференциальной защиты для от-
стройки от апериодической составляющей тока.
Катушечный трансформатор тока типа ТКБ-] работает в нормальном режиме
с разомкнутой обмоткой. При этом амплитудное значение напряжения на разомк-
нутой обмотке достигает 200—300 В.
По термической и электродинамической стойкости трансформатор выдержи-
вает максимально возможные токи, протекающие по вторичной цепи трансфор-
матора.
В случае присоединения ТКБ-1 к зажимам и Л2 (до 5 А) коэффициент
трансформации равен 4/3,5 (первая цифра означает первичный ток ТКБ-1), при
§ 23-6]
Трансформаторы тока
555
включении на зажимы Лг и Л2 (5 А) коэффициент трансформации равен 5/3,6
(рис. 23-76).
Номинальный вторичный ток трансформатору ТКБ-1 равен 3,5 А, максималь-
ный вторичный ток 8 А. Масса 3,6 кг.
Рис. 23-75. Трансформатор тока
ТКБ-1.
Рис. 23-76. Характеристика трансфор-
матора тока ТКБ-1 при разомкнутой
вторичной обмотке.
1 — первичная обмотка подключена к за-
жимам Jit и Л, (до 5 А); 2 — первичная
обмотка подключена к Л, и Л (5 А).
Быстронасыщающийся трансформатор тока с литой изоляцией типа ТШЛ-0,5
используется в схемах с короткозамыкателем и отделителем.
е) Кривые предельных кратностей первичного тока
при погрешности 10 %
На рис. 23-77—23-80 приведены кривые предельных кратностей первичного
тока при погрешности 10 % для основных типов трансформаторов тока. Кривые
0,2 0,3 0,5 0,8 1 1,4 2 3 4 Ом
Рис. 23-77. Кривые предельной крат-
ности К1о для ТКЛ-3.
Рис. 23-78. Кривые предельной кратно
сти К1о для ТПШЛ-10 (сердечник Р)
556
Электрич-. оборудование РУ напряжением выше 1000 В [Разд. 23
Рис. 23-79. Кривые предельной крат-
ности Kia Для ТПОЛ-20 и ТПОЛ-35.
Рис. 23-80. Кривые предельной крат-
ности Kia Для ТФНД-110М.
предельных кратностей тока для трансформаторов ТПЛ-10, ТПОЛ-Ю, ТПОЛМ-Ю,
ТВОЛ-Ю, ТКЛН-10, ТФН-35М, ТФНД-35М приведены в [23-1, с. 209—210J.
В табл. 23-35 — 23-44 приведены характеристики всех описанных выше
типов.
23-7. ТРАНСФОРМАТОРЫ НАПРЯЖЕНИЯ
а) Общие сведения
Трансформаторы напряжения предназначены для понижения высокого нап-
ряжения (свыше 250 В) до значения, равного 100 В, необходимого для питания
измерительных приборов, цепей автоматики, сигнализации и защитных устройств.
Для питания защитных устройств применяются трехобмоточные трансформаторы
с дополнительной вторичной обмоткой.
Трансформаторы применяются в наружных или внутренних электроустанов-
ках переменного тока напряжением 0,38—500 кВ и номинальной частотой 50 Гц.
Значения погрешностей для различных классов точности (согласно ГОСТ 1983-67}
приведены в табл. 23-45.
Трехобмоточные трансформаторы серии ЗНОМ и НТМИ предназначены для
сетей с изолированной нейтралью, серии НКФ (кроме НКФ-110-58) — с заземлен-
ной нейтралью.
Трансформаторы напряжения изготовляются в соответствии с требованиями
ГОСТ 1983-67.
Понижающие трансформаторы типов ЗОМ-1/15 и ЗОМ-1/20 не являются
измерительными, но применяются в распределительных устройствах вместе с
трансформаторами напряжения типов ЗНОМ-15, ЗНОМ-29 и имеют одинаковую
с ними конструкцию.
Типовое обозначение трансформаторов напряжения расшифровывается сле-
дующим образом:
НОС — трансформатор напряжения однофазный, сухой;
НОСК — трансформатор напряжения однофазный, сухой, для комплект-
ных распределительных устройств;
НТО — трансформатор напряжения трехфазный, с естественным охлаждением:
НОМ — трансформатор напряжения однофазный, масляный;
ЗНОМ — с заземленным выводом первичной обмотки, трансформатор напря-
жения однофазный, масляный;
§ 23-7]
Трансформаторы напряжения
557
Таблица 23-45
Погрешности трансформаторов напряжения
Класс точности Максимальная погрешность (+)
иапряжеиия, % угловая, мин
0,2 -1-0,2 + 10
0,5 0,5 -1- 20
1 ± 1 1- 40
3 ± 3 Не нормирована
Примечание. Для трехобмоточиых трансформаторов классы точности устаиав-
ливаются в соответствии с основной вторичной обмоткой.
Таблица 23-46
Характеристика трансформаторов иапряжеиия
Номинальное напряжение, В Номинальная мощность, В-А, в классе точности Макси • маль- ная Масса, кг
Тип вн НН 0,5 1 3 мощ- ность, В-А пол- ная мас- ла
НОС-0,5У4 380 500 100 25 50 100 200 9 14 —
НОСК-ЗУ5 3000 100 30 50 150 240 — —
НОСК-6-66У5 600 127-100 50 75 200 240 13 —
НОМ-6У4 .3000 6000 100 100 30 50 50 75 150 200 240 400 24 —
НОМЭ-6У2 6000 100 50 75 200 400 24 5
НОМ-10-6 10 000 100 75 150 300 640 — —
НОМ-10-66Э 6300 6600 10 000 11 000 100 75 150 300 640 35 7
НОЛ.08-6УТ2 6000 6300 6600 6900 100 50 75 200 400 30 2
НОЛ.08-10УТ2 10 000 11 000 100 75 150 3000 640 33 —
НОМ-15У4 13 800 15 750 18 000 100 100 75 75 150 150 300 300 640 640 81 23
558
Электрич. оборудование РУ напряжением выше 1000 В [Разд. 23
П родолжение табл. 23-46
Тип Номинальное напряжение. В Номинальная мощность, В-А, в классе точности Макси- маль- ная мощ- ность. В-А Масса, кр
вн нн 0,5 1 3 пол- ная мас- ла
НОМ-35-66У1 35 000 100 150 250 600 1200 86 15,5
ЗНОМ-15-63У2 6000 : Уз _ 10 000 : /3 13 800 : Уз 15 750 : УЗ 100 : /3/100:3 50 75 75 150 200 300 400 640 64 14
ЗНОМ-20-63У2 18 000 : /3 20 000 : /3 100 : /з/100 : 3 75 150 300 640 85 18
ЗНОМ-24-69У1 24 000 : УЗ 100 : /3/100 : 3 150 250 600 980 108 20
ЗОМ-1/15 6000 : УЗ _ 10 000 : УЗ 10 500 : УЗ* 13 800 : УЗ 15 750 : УЗ 100:/3/127-100 — — — 78/850 62 14
ЗОИ-1/20 18 000 : /3 20 000 : УЗ 100:/3/127-100 — — — 75/850 75,5 18
ЗНОМ-35-65У1 27 500 : УЗ 35 000 : УЗ 127-100 100 : /3/100 : 3 150 150 250 250 600 600 1200 1200 78 18
ЗНОЛ.06-6УЗ 3000 : У3 100//3' 30 50 150 240 28 —
ЗНОЛ.09-6-02 3300 : Уз 100//3 50 75 200 400 28 —
ЗНОЛ.06-6ТЗ 6000 : УЗ 6300 : УЗ 6600 : УЗ 6900 : Уз 100//3 50 75 200 400 28 —
ЗНОЛ.06-10УЗ ЗНОЛ.06-10ТЗ ЗНОЛ.09-10.02 10 000 : УЗ И 000 : УЗ 100//3 75 150 300 640 30 33 —
ЗНОЛ.06-20УЗ 18 000 : УЗ 100//3 75 150 300 640 — —
НТС-0.5У4 380 500 100 50 75 200 400 14,5 —
НТМК-6-У4 3000 6000 100 100 50 75 75 150 200 300 400 640 50 15
НТМК-Ю-У4 | 10 000 100 | 120 200 500 960 93 27
§ 23-7]
Трансформаторы напряжения
559
Продолжение пгабл. 23-46
Тнп Номинальное напряжение, В Номинальная мощность, В-А, в классе точности Макси- маль- ная мощ- ность, В-А Масса, кг
вн НН 0,5 1 3 пол- ная мас- ла
НТМИ-6-66 3000 6000 100/100 : 3 50 75 200 400 81 19
НТМИ-6-66Э 3000 3300 6000 6300 6600 100/100 : 3 50 75 75 150 200 3000 400 640 60 12,5
НТМИ-10-66УЗ 10 000 11 000» 100/100 : 3 120 200 500 960 80 19
НТМИ-18 13 800 15 750 18 000 100/100 : 3 120 200 500 960 300 94
НКФ-П0-57У1 11 000 : УЗ 100 : Уз/1000 400 600 1200 2000 587 155
НКФ-66У1 ННКФ-66Т 66 000 : /3 100/УЗ : 100 400 600 1200 2000 545 130
НКФ-132-73Т1 132 000: Уз юо/Уз 400 600 1200 2000 630 200
НКФ-П0-58У1 ПО 000 : УЗ 100 : Уз/100 : 3 400 600 1200 2000 800 210
НКФ-220-58У1 150 000 : УЗ 220 000 : /3 100 : Уз/100 400 600 1200 2000 1295 1595 320 420
НКФ-330У1 330 000 : УЗ 100 : УЗ/100 400 600 1200 2000 2210 480
НКФ-400-65У1 400 000 : УЗ 100 : УЗ/100 — 500 1000 2000 4870 870
НКФ-500У1 500 000 : УЗ 100 : УЗ/100 — 500 1000 2000 4850 870
НДЕ-500-72У1 500 000 ; УЗ 100 : Уз/100 300 500 1000 1200 3000 —
НДЕ-750-72У1 750 000 : УЗ 100 : УЗ/100 300 500 1000 1200 3765 —
Государственного комитета
* Для внутрисоюзных поставок только с разрешения
стандартов, мер и измерительных приборов СМ СССР.
НТМК — трансформатор напряжения трехфазный, масляный, с компенси-
рующей обмоткой для уменьшения угловой погрешности;
НТМИ — трансформатор напряжения трехфазный, масляный с дополнитель-
ной вторичной обмоткой (для контроля изоляции сети);
НКФ— трансформатор напряжения каскадный в фарфоровой покрышке;
ЗОМ — с заземленным выводом первичной обмотки, однофазный, масля-
ный.
560
Электрич. оборудование РУ напряжением выше 1000 В [Разд. 23
Класс точности трансформаторов напряжения характеризуется максимально
допустимыми погрешностью напряжения и угловой погрешностью при определен-
ном режиме работы трансформатора.
Трансформаторы напряжения сохраняют класс точности при изменении пер-
вичного напряжения от 80 до 120 % номинального.
б) Сухие трансформаторы напряжения
Магнитопроводы собраны из пластин электротехнической стали.
Для магнитопроводов трансформаторов типа НОС-0,5 применены цельно-
штампованные Ш-образные пластины, магнитопроводы остальных типов шихту-
ются из прямоугольных пластин.
Обмотки слоевые, намотанные обмоточным проводом на каркасах (гильзах)
из электротехнического картона, пропитанные асфальтовым лаком.
Присоединение трансформатора к сети осуществляется на зажимах, распо-
ложенных на изолирующих контактных досках.
Трансформатор напряжения типа НОСК-6-66 предназначен только для ком-
плектования распределительных устройств высокого напряжения в угольных
шахтах. При установке он заливается битумной массой и поэтому не имеет досок
зажимов.
Концы обмоток этого трансформатора выведены свободными гибкими изоли-
рованными проводами. Общий вид и габариты даны на рис. 28-132 [23-1].
в) Масляные трансформаторы напряжения
Магнитопроводы шихтованные собраны из пластин электротехнической стали.
Пластины изолированы лаковой пленкой.
Обмотки слоевые намотаны круглым или прямоугольным обмоточным про-
водом на каркасах (гильзах) из электротехнического картона. Обмотки ВН
состоят из одной или двух катушек (секций) и имеют электростатические экраны
для защиты от перенапряжений.
Баки трансформаторов напряжения сварены из листовой стали. Форма ба-
ков — круглая, овальная или прямоугольная. Баки трансформаторов напряже-
ния типов НОМ-6, НОМ-Ю и НОМ-15 сварены из немагнитной стали, так как они
предназначены для установки непосредственно на шинопроводах крупных гене-
раторов и находятся в поле больших токов. Верхняя часть бака трансформатора
напряжения типа НОМ-35 изготовлена из алюминиевого сплава.
Выводные концы обмоток большинства трансформаторов присоединены к
проходным фарфоровым изоляторам (вводам), установленным на крышке бака.
Вводы НН и заземленный конец X обмотки ВН трансформаторов типов НОМ-6,
НОМ-Ю, НОМ-15 установлены на боковой стенке бака (см. [23-1], рис. 28-133—
28-135). Вводные концы обмоток НН трансформаторов типа НОМ-35 и НОМ-35-66
выведены на доски зажимов, расположенные в коробках на боковых стенках
бака, и закрыты козырьком.
Трансформаторы напряжения типов НОМ-35-66 и 3HOM-35-65 (рис. 23-81—
23-82) имеют маслорасширители, установленные на вводах ВН. Эти трансформа-
торы герметичны, т. е. «дыхания» не имеют.
У трансформаторов напряжения остальных типов маслорасширители отсут-
ствуют, уровень масла в них находится ниже крышки на 20—30 мм.
Трехфазные трехстержневые трансформаторы напряжения НТМК-6 и
НТМК-10 с компенсирующей обмоткой имеют соединение первичной обмотки
в звезду. Такое соединение компенсирует угловую погрешность трансформатора
и тем самым повышает его точность. Для контроля изоляции применяются транс-
форматоры напряжения НТМИ. Трансформаторы НТМИ-6 дают возможность
измерять междуфазное и фазное напряжения сети, осуществлять контроль за
§ 23-7]
Трансформаторы напряжения
56!
состоянием изоляции сети и отводить в землю статические заряды линии. Общий
вид трансформаторов напряжения НТМК-6, НТМК-Ю, НТМИ-Ю дан в [23-1,
с. 214].
Масляные каскадные трансформаторы напряжения состоят из одного
(НКФ-ПО), двух (НКФ-220), трех (НКФ-330) или четырех (НКФ-400 и НКФ-500)
блоков (рис. 23-83—23-86).
Каждый блок состоит из стержневого магнитопровода с двумя обмоточными
стержнями. Первичная обмотка (ВН) равномерно распределена по всем стержням
магнитопровода. Обе вторичные обмотки (НН) — основная и дополнительная рас-
положены на нижнем стержне нижнего магнитопровода, имеющего наименьший
потенциал по отношению к земле (один конец первичной обмотки зазем-
ляется).
Рис. 23-81. Трансформатор напряже-
ния НОМ-35-66 У1.
На остальных стержнях размещены также промежуточно-выравнивающая
(П) и связывающая (Р) — обмотки, необходимые для равномерного распределе-
ния нагрузки вторичных обмоток по всем стержням.
Магнитопроводы шихтованные, собраны из пластин электротехнической
стали. Пластины изолированы лаковой пленкой.
Обмотки слоевые, намотаны круглым или прямоугольным обмоточным про-
водом на бакелитовых цилиндрах. Сначала намотана выравнивающая обмотка,
затем первичная обмотка и на нее электростатический экран. Связующие и вто-
ричные обмотки намотаны поверх электростатического экрана.
Каждый блок состоит из активной части (магнитопровода с обмотками), уста-
новленной на основании. На активную часть надета фарфоровая покрышка, на-
полненная трансформаторным маслом и закрытая маслорасширителем.
Линейный конец обмотки находится на крышке верхнего маслодержателя,
а заземленный конец и концы вторичных обмоток подведены к доске зажимов,
расположенной в коробке внутри нижнего основания.
19 под ред. А. А. Федорова, Г. В. Сербиновского
562
Электрич. оборудование РУ напряжением выше 1000 В [Разд. 23
Электрическое соединение блоков между собой осуществляется перемычками,
соединяющими вводы на крышке маслорасширителя нижнего блока и на дне верх-
него блока.
Рис. 23-83. Трансформатор напря«
жения НКФ-110-57 У1.
Рис. 23-84. Транс-
форматор напряжения
Н КФ-220-58 У1.
Трансформаторы напряжения типа НДЕ состоят из емкостного делителя
напряжения с экраном, электромагнитного устройства, разъединителя и разряд-
ника.
23-8. РЕАКТОРЫ
а) Токоограничивающие реакторы
Бетонные воздушные реакторы применяют на 6 и 10 кВ с медными (РБ для
поставки на экспорт) и алюминиевыми обмотками типов РБА, РБАМ (с малыми
потерями), РБАС (сдвоенный реактор). На напряжение 35 кВ и выше применяют
§ 23-8]
Реакторы
563
Рис. 23-85. Трансформатор напряже-
ния НКФ-330 У1.
Рис. 23-86. Трансформатор напряже-
ния НКФ-500 У1.
19*
564
Электрич. оборудование РУ напряжением выше 1000 В [Разд. 23
масляные реакторы: трехфазные РТМТ (рис. 23-88), однофазные РОДЦ и ТОРМ.
Реакторы данного типа предназначены для ограничения тока к. з., а также для
сохранения на шинах определенного уровня напряжения при к. з.
На рис. 23-89 приведены рекомендуемые способы установки бетонных реак-
торов. Наиболее рациональным по компоновке распределительных устройств
является вертикальный способ установки трех фаз.
Рис. 23-88. Реактор масля-
ный РТМТ-35-200-6.
В выпускаемой серии сдвоенных реакторов завод отказался от существовавшего
ранее способа установки с верхними упорами, который требует применения гро-
моздких тяжелых установок для ликвидации люфтов при монтаже.
Сдвоенные реакторы отличаются от обычных бетонных наличием вывода от
середины обмотки. Средний вывод рассчитан на двойной ток; обе ветви и крайние
выводы выполняются на одинаковые номинальные токи и индуктивности L0,5.
Обычно потребители подсоединяют к крайним выводам, источник питания —
к среднему.
б) Заземляющие реакторы
Однофазные масляные заземляющие реакторы ЗРОМ служат для компенсации
токов на землю (дугогасящие катушки).
Реакторы 6—10 кВ изготовляют для внутренней и (по особому заказу) для
наружной установок.
Реакторы на напряжение 35 кВ изготовляют для установок на открытом воз-
духе. Главная обмотка реактора выполняется с ответвлениями для пяти значений
тока, для переключения ответвлений при отключенном реакторе.
Виз
<0
А-
S'=J,QSS
Б А
В2 С Г
В А2
t=4”
2ЛГ
т
а
.3
а
В-
21
Л»з
Cj г с2
II
а.
~h
Рис. 23-89. Способы
установки реакторов.
а — вертикальный без
верхних упоров; б — го-
ризонтальный; в — сту-
пенчатый.
Рис. 23-90. Заземляющий реак-
тор типа ЗРОМ (в скобках
размер для 3POM-550/35).
§ 23-8] Реакторы
566
Электрич. оборудование РУ напряжением выше 1000 В [Разд. 23
со
СТ
Ч
О
со
Н
Технические данные реакторов
(88-£S ’OHd) имяонвюЛ pooouo упи -aXtfuawoMSd
•cjAd ‘хчевф goHtfo инап
JM ‘Левф ЛнВо ин воовдо
1 Размеры, мм tn Е Q
ун ‘HlOOHflOlO BBHOahHwdai
V* *410051^010 Евмоаьиивн -HtfodiMairg
V ’ Яя *НЕРф Hdl ВН Ч100Н1Л0К EBHtfOXOdll BBHQITBHHWOH
Номинальные потери на фазу . Ct О' 5 ш <3 а
ДР, кВт
WQ ‘КЕВф gOHtfO эин -aifsniodiioo aOHHHiMXtfHpf
Тип
ео ю со ео ioxo со'-^соггюсооо’-^со'ггюсооо^
ОООООООООООООООООООООО
ООООООООООООООООЮЮЮЮЮНО
^CQCQCQ^^^rrrr^(0(0!OCOCOCOt^-t^-t^-t^-t^-r»
(ОСОСОС6СОСОСОСОСОСОСОСОСОСО<Х>СО(ОСС>(ОСО(ОСО
<<<<<<<<<*^<<<<<<<<<<<<
U2tQtQtQtQPQtQtQU3U3tQtQtQtQtQtQtQ^tQtQtQtQ
CX.^CL.CL.CL.^C^C^C^CXCUCUCUCUCI.CI.GUGUCUCUCUCI.
Продолжение табл. 23-47
Тип Индуктивное сопротивле- ние одной фазы, Ом Номинальные потери на фазу
ЛР. кВт AQ, квар
РБА6-1000-4 0,14 4,4 139
РБА6-1000-5 5,0 5,1 —
РБА6-1000-6 0,21 5,9 208
РБА6-1000-8 0,28 8,3 277
РБА6-1000-10 0,35 8,3 346
РБА6-1500-6 0,14 7,0 310
РБА6-1500-8 0,19 8,7 416
РБА6-1500-10 0,23 9,4 520
РБА6-2000-8 0,14 11.3 552
РБА6-2000-Ю 0,17 12,9 692
РБА6-2000-12 0,21 13,5 832
РБА6-2500-12 0,17 18,0 1045
РБА6-3000-12 0,14 18,1 1242
РБА6-4000-12 0,1 22 1664
Реакторы с
РБ А10-400-3 0,43 2,3 69,0
РБА10-400-4 0,58 3,9 93
РБА10-400-5 0,72 4,34 —
РБА10-400-6 0,87 4,85 —
РБА10-400-8 1,15 5,72 —
РБА10-400-10 1,44 5,0 —
РБА10-600-3 0,29 3,22 —
РБА10-600-4 0,39 4,4 139
РБАЮ-600-5 0,48 5,0 —
РБА 10-600-6 0,58 6,5 208,0
РБАЮ-750-4 0,31 5,6 —
РБА10-750-5 0,39 5,93 —
Номинальная проходная мощность на три фазы, кВ-Л Электроди- намическая стойкость, ' кА Термическая стойкость, к Л 1 Размеры, мм Масса на одну фазу, кг Цена одной фазы, руб. Рекомендуе- мый способ установки (рис. 23-88)
А °из
10 390 53,0 42 1160 980 670 360
10 390 43,8 56 1250 1080 600 —
10 390 37,5 30 1160 1180 650 380
10 390 29 23 1160 1210 790 425
10 390 23,5 19 1160 1330 850 470
15 570 53,0 42 890 1335 1050 445
15 570 41,5 33 890 1235 870 465
15 570 34,0 27,0 890 1350 1100 520
20 760 53 42 1070 1235 1120 540
20 760 44,0 35 1070 1330 1010 585
20 760 37,5 30 1070 1440 1200 625 г
2600 45,5 36 1250 1290 1300 740 в, г
31 140 53 42 1160 1480 1450 755 г
41 520 67 53 1070 1565 1690 860 г
алюминиевой обмоткой на 10 кВ
6930 30,5 25 920 1165 810 320 в, г
6930 23,5 19 1280 1105 750 335
6930 19,1 16 1065 1080 530 —
6930 16,1 13 1065 985 460 —
6930 12,2 10 1065 1105 490 —
- 6930 9,9 10 1065 1295 760 —
10 400 43,8 35 1200 1105 820 —
10 400 34 27 1190 1075 700 335
10 400 27,5 22 1335 1090 690 —
10 400 23,5 19 1100 1190 730 370
12 950 41,5 33 1380 1175 830 —
12 950 34 27 1245 1325 830 —
Продолжение табл. 23-47
Тип Индуктивное сопротивле- ние опной фазы, Ом Номинальные потерн на фазу
ЬР, кВт bQ, квар
РБА10-750-6 0,46 6,75
РБА10-750-8 0,615 9,1 —
РБА10-750-10 0,77 9,6 ——
РБА10-1000-4 0,23 4,6 231
РБА10-1000-6 0,35 7,4 346
РБА10-1000-8 0,47 10,2 ’ 468
РБА10-1000-10 0,58 11,5 578
РБА10-1500-6 0,23 10,5 520
РБА 10-1500-8 0,31 12,6 693
РБА10-1500-Ю 0,39 15,0 866
РБА 10-2000-8 0,23 14,3 924
РБА10-2000-10 0,23 16,9 1156
РБА 10-2000-12 0,33 18,9 1384
РБА10-2500-12 0,28 22,9 1740
РБА10-3000-12 0,23 25,7 2079
РБАЮ-4000-12 0,17 29,7 2768
Реакторы с
РБАМ6-200-6 1,04 1,76 —
РБАМ6-200-8 1,38 1,52 —
РБАМ6-200-10 1,73 1,74 —
РБАМ6-300-3 0,35 1,1 —
РБАМ6-300-4 0,47 1,52 —
РБАМ6-300-6 0,69 2,34 —
РБАМ6-300-8 0,94 2,75 —
РБАМ6-300-10 1,16 3,1 —
РБАМ6-400-3 0,26 1,4 42
РБАМ6-400-4 0,35 1,6 55
Номинальная проходная мощность на три фазы, кВ-А Электроди- намическая стойкость, кА Термическая стойкость, кА Размеры, мм Масса на одну фазу, кг Цена одной фазы, руб. Рекомендуе- мый способ установки (рис. 23-88)
А Пиз
12 950 28,9 23 1290 1245 720
12 950 22,2 18 1290 1325 740 —
12 950 18 15 1245 1230 910 —
17 300 53,0 42 1190 1300 1300 560
17 300 37,5 30 1190 1305 1060 570
17 300 29 23 1190 1315 1120 575
17 300 23,5 19 1190 1440 ИЗО 600
25 950 53 42 1190 1205 1340 565
25 950 41,5 33 1190 1335 1360 605
25 950 34 27 1360 1310 1240 650
34 600 53,0 42 1100 1480 1550 680
34 600 44 35 1100 1475 1360 730 г
34 600 37,5 30 1100 1475 1570 810
43 200 45,5 36 1280 1515 1650 950
51 900 53 42 1190 1595 1930 1020
69 200 67 53 1190 1750 2050 1200
малыми потерями серии РВАМ
2080 8,2 7 945 1070 580 — в, г
2080 6,2 5 1035 1035 680 —
2080 5 4 1035 ИЗО 690 —
3120 23,5 19 855 970 560 —
3120 18 15 945 985 690 —
3120 12,2 10 1035 900 670 —
3120 9,2 8 945 1025 690 —
3120 7,4 6 1035 1105 690 —
4160 30,5 25 1070 1165 710 305
4160 23,5 19 890 1160 560 330
00
Электрич. оборудование РУ напряжением выше 1000 В [Разд. 23
Продолжение табл. 23-47
Тип Индуктивное сопротивле- ние одной фазы, Ом Номинальные потери на фазу Номинальная проходная мощность на три фазы, кВ-А Электроди- намическая стойкость, кА Термическая стойкость, к Л Размеры, мм Масса на одну фазу, кг Пена одной фазы, руб. Рекомендуе- мый способ установки (рис. 23-88)
\Р, кВт ДО, квар Л пиз
РБАМ6-400-6 0,52 2,7 4160 16,1 16,5 1025 955 480
РБАМ6-600-4 0,23 2,1 83 6240 34,0 27 980 1080 — 335
РБАМ6-600-6 0,35 3,5 125,0 6240 23,5 19 1070 1175 740 460
РБАМ6-1000-4 0,14 2,7 139,0 10 390 53,0 42 1070 1235 1080 500
РБАМ6-1000-6 0,21 4,5 208,0 10 390 37,5 30 1160 1250 860 515
РБАМ6-1000-8 0,28 5,1 277,0 10 390 29 23 1160 1280 890 550
РБАМ6-1000-10 0,35 5,7 346,0 10 390 23,5 19 1160 1375 1060 600
РБАМ6-1500-6 0,14 6,1 310 15 570 53,0 42 1070 1235 1080 535
РБАМ6-1500-8 0,19 7,1 416 15 570 41,5 33 1070 1170 ИЗО 600
РБАМ6-1500-10 0,23 7,7 520 15 700 34 27 1070 1480 1250 680
РБАМ-2000-8 0,14 8,4 552 20 760 53,0 42 1160 1480 1470 780 г
РБАМ-2000-10 0,17 9,7 692 20 760 44 35 1160 1520 1720 850 в, г
РБАМ-2000-12 0,207 10,5 — 20 760 37,4 149 1250 1630 1800 —
РБАМ10-200-4 1,16 1,42 — 3460 12,2 10 1065 1025 600 —
РБАМ10-200-6 1,73 1,76 — 3460 8,2 7 1065 ИЗО 700 —
РБАМ 10-200-8 2,3 2,14 — 3460 6,2 5 1155 1175 760 —
РБАМ10-200-10 2,9 2,4 — 3460 5 5 1065 1320 890 —
РБАМ10-300-4 0,77 2,1 — 5200 18 15 1065 940 680 —
РБАМ10-300-5 0,96 2,3 — 5200 14,5 25 965 1120 610 —
РБАМ10-300-8 1,54 3,0 — 5200 9,24 25 965 1260 710 —
РБАМ10-400-3 0,43 1,8 69 6930 30,5 25 1100 1210 705 400
РБАМ 10-400-4 0,58 2,1 93 6930 23,5 19 1100 1380 720 410
§ 23-8] Реакторы
Продолжение табл. 23-47
Тип Индуктивное сопротивле- ние одной фазы, Ом Номинальные потери на фазу Номинальная проходная мощность на три фазы, кВ-А Электроди- намическая стойкость, кА Термическая стойкость, кА Размеры, мм Масса на одну фазу, кг Цена одной фазы, руб. Рекомендуе- мый способ установки , (рис. 23-88)
ДР, кВт AQ, квар А Диз
РБАМ10-400-6 0,866 3,65 — 6930 16,1 13 1065 985 740 —
РБАМ10-400-8 1,15 4,3 — 6930 12,2 10 1065 1105 780 —
РБАМ10-600-4 0,39 ЗД 139 10 400 34,0 27 1190 1145 980 435
РБАМ 10-600-6 0,58 4,0 208,0 10 400 23,5 19 1100 1260 980 510
РБАМ 10-600-10 0,96 5,3 — 10 400 14,5 52 1145 1520 1120 —
РБАМ10-1000-4 0,23 4,6 231 17 300 53,0 42 1190 1300 1300 560
РБАМ10-1000-6 0,35 5,7 346 17 300 37,5 30 1190 1375 1320 620
РБАМ 10-1000-8 0,47 7,1 468,0 17 300 29 23 1190 1385 1390 700
РБАМ10-1000-10 0,58 8,2 578' 17 300 23,9 19 1190 1510 1410 775
РБАМ10-1500-6 0,23 7,9 520 25 950 53,0 42 1100 1480 1590 700
РБАМ10-1500-8 0,31 10,1 693,0 25 950 41,5 33 1100 1480 1900 770
РБАМ10-1500-10 0,39 11,8 866 25 950 34,0 27 1100 1535 1810 860
РБАМ10-2000-8 0,23 11,3 924 34 600 53,0 42 1190 1690 2450 870
РБАМ10-2000-Ю 0,29 12,5 1156 34 600 44 35 1190 1720 2560 960
Примечания.' 1. В маркировке: первая цифра — напряжение, кВ; вторая — номинальный ток, А; третья — относительная
реактивность, %.
2. Проходящей мощностью Sn называется мощность, которая проходит через реактор при нормальном режиме. Для одной фазы
она равна, кВ-А,
/ U
S =----2Л_н_.
п /з • 1000
8. Реактора серии РБА, РБАМ снимают с производства, в новых разработках не применять.
570 Электрич. оборудование РУ напряжением выше 1000 В [Разд. 23
Таблица 23-48
Реакторы сдвоенные с алюминиевой обмоткой
Тип реактора Индуктив- ность, мГн Индуктивное сопротивление, Ом Коэффициент связи k . Реактивная мощность Фазы Q, квар Потерн мощности одной фазы Р, кВт Проходная мощность трехфазного комплекта S, кВ-А Термическая стойкость режима № 1 (прим. 3) Электродинамическая стойкость режима Ха 1 (прим. 1, 2) Электродинамическая стойкость режима № 3, кА (прим. 1, 51 1 । Наружный диаметр ио бетону, мм Высота одной фазы, мм Число параллельных ветвей 1 и сечение провода, мм3 Общая масса одной фазы, кг Рекомендуемый способ установки ! (рис. 23-88) Наименьшее расстояние между осями при горизонтальной установке, мм Ближайшее стандартное расстояние между осями, мм Цена, руб.
одной ветви при отсутствии тока в другой L0 5 одной ветви в нормальном режиме Lq 5 всего реактора при равных к оди- наково направленных токах L одной ветви прн отсутствии тока в другой Л0 5п одной ветви в нормальном режиме Х0 6|| всего реактора при равных и оди- ' каково направленных токах X
РБАС-С-2Х 0,74 0,4 2,16 0,23 0,126 0,68 0,46 91 6,3 12 470 27 34 16,4 1410 1070 2x185 ИЗО в, г 1950 2070 440
X 600-4 РБАС-6-2Х 1,1 0,59 3,21 0,346 135 12 470 19 23,5 12,7 1360 1070 2x185 1160 1850 I960 480
0,187 1.01 0,46 8,6
X 600-6
РБАС-6-2Х 0,44 0,207 1,35 0,138 0,065 0,42 0,53 130 8,5 20 780 42 53 18,7 1395 890 1150 1900 2020 490
X1000-4
РБАС-6-2Х 0,66 0,37 1,9 0,21 0,116 0,6 0,44 232 11,1 20 780 30 37,5 13,3 1275 1070 970 2000 2120 540
X 1000-6 РБАС-6-2Х 0,88 0,475 2,57 0,276 0.149 0,46 298 13,2 20 780 23 29 13,9 1345 1070 2X320 1090 1950 2070 590
0,81
X Ю00-8
РБАС-6-2Х 1,1 0,583 3,23 0,346 0,183 1,02 0,47 366 14,8 20 780 19 23,5 10,9 1400 1070 1210 1900 2020 640
X1000-10
РБАС-6-2Х 0,44 0,189 1,38 0,138 0,06 0,44 0,57 270 15,5 31 180 42 53 18,7 1535 890 1620 2200 2340 660
X1500-6 РБАС-6-2Х 0,44 0,189 1,38 0,138 0,57 270 31 180 42 53 18,7 1535 945/900 1380 г 2200 660
0,06 0,44 15,5
X1500-6*
РБАС-6-2Х 0,59 0,236 1,89 0,185 0,074 0,59 0,6 333 18,4 31 180 33 41,5 18,3 1720 890 1790 в, г 2100 2230 800,0
X1500-8 РБАС-6-2Х 0,59 0,236 1,89 0,185 0,074 0,59 0,6 333 18,4 31 180 33 41,5 18,3 1720 900 3x320 1560 г 2100 SOO
X1500-8* РБАС-6-2Х 0,74 0,288 2,38 0,23 0,0905 0,75 0,61 408 20,7 31 180 27 34 16,9 1875 890 1800 в, г 2100 2230 н.
X1500-10
§ 23-8] Реакторы
572
Электрич. оборудование РУ напряжением выше 1000 В [Разд. 23
Продолжение табл. 23-48
•QXd ‘енэП 900 875 875 970 970 1100 1120 1120 1240 1240 1400
ИН ‘иивэо ЛНжэи ЭИИБОХЭЭВО SOHXdBtfHBXO 99П1иВЖИ1Гд 2440 2230
ии ‘эянонвхоЛ уонч1гвхиоеи4ох ис!и ИИИЭО Xtf>K3W ЭИНБОХЭЭВЗ ЭЭШЧНЭНИЕН 2100 2300 2300 2300 2300 2100 2450 2450 2400 2400 2280
(88-Ес ’SHd) иияонвхоК рооопо м1чн9Л'с'нэиомэс1 cq oq
ам ‘нсвф yontfo вээви ввТпдо 1630 1740 1740 1900 1830 2140 2450 2160 2250 2250 2690 1
-НИ ‘Etfosodn эинэьээ и иэахэа xiqHqirgiriTBdBU oitohj^ 4x320 4X320 5x320
ни 'яевф yoHtfo вхознд 900 1070 1125/1080 1070 1125/1080 1070 1250 1’305/1260 1250 1305/1260 1250 1'
ИИ ‘ЛнОХ9р OLI d49WBHtf угснжЛЗвн 1875 1565 1565 1720 1720 1850 1760 1760 1900 1900 1750 1
(S ‘I -WHdn) ум ‘£ 5Д1* ЕНИЖ9й ЧХЭОМуОХО BBM99hHHBHHVodXM9lf€ 16,9 21 21 18,9 18,9 19,3 23,8 23,8 22 22 20,5
(g *1 ’ииби) I 8Х енижэО чхэояуохэ KB>i90hHHBHHtfOdXM9ir£ 34 53 53 44 44 37,5 53 ' 53 45,5 45,5 37,5
(£ ’WHdn) I 8J\f ВНИЖЭО чхэомуохэ EBM99hHWdai г— счеч»о»ооечеч<£><£>о е^’Г’Тгогос’ОЧ-ч-еос’ОС’О
у-дм ‘S’ ВХЯ91ШИОМ OJOHEE$X9dx ЧХЭОНЙЮИ БВИЙОХоОц 31 180 41 570 41 570 41 570 41 570 41 570 51 960 51 960 51 960 51 960 51 960
хди ‘cf иввф goHtfo ихэонгпон иОэхоц 20,7 21,8 21,8 25,2 25,2 28,9 28,2 28,2 31,4 31,4 40,8 1
dBSM *£) 1Ч£Вф ЧХЭОНТпОИ БЕИаИХМЕЭс! 408 552 552 649 649 745 913 9J3 1060 1060 1375 1
q иеиаэ хнэиМиффео}! 0,61 0,5 0,5 0,53 0,53 0,55 0,47 0,47 0,49 0,49 0,47 1
Индуктивное сопротивление, Ом Y ХЕЯОХ XiqHH9IT9BdUBH оаоивн -Htfo и XHHHBd ndn edoxMBad охээа 0,75 0,42 0,42 0,53 0,53 0,64 0,41 0,41 0,5 0,5 0,61
И9'°Х эиижэс! woHHifBwdoH я иахэа уонйо 0,0905 0,069 0,069 0,081 0,083 0,093 0,073 0,073 0,085 0,085 । 0,11
1,9 ‘°X ijojXdtf s ВЯОХ иинхэхЛэхо Hdn ИЯХ9Я yOHtfO 0,23 0,138 0,138 0,173 0,173 0,21 0,138 0,138 0,167 0,167 0,21
Индуктив- ность, мГн 7 XBMOX Х1ЧНН91Г9BdllBH ОЯОЯВИ -Htfo И ХНЯЯВО Hdu BdoXMBOd охээя 2,38 1,32 1,32 1,68 1,68 2,05 1,3 1,3 1,58 1,58 1,94 1
С П a u7 9нижо4 HOHqifBHdOH Я ИЯХ9Я yoHtfo 0,288 0,22 0,22 0,26 0,26 0,297 0,23 0,23 0,27 0,27 0,35
9‘°7 yoxAdtf я ЕЯОХ иияхэхЛэхо Hdn НЯХЭЯ yoHtfo 0,74 0,44 0,44 0,55 0,55 0,66 0,44 0,44 0,53 0,53 0,66
Тип реактора X* X X* xox* xNxox* x~x* Хю US^oUoOSOoUoUloUSoSoSuS CO Хц^ Xp5 X [Q Х[Д Хц^ Х[Д Qi 0, 0, 0, 0, 0, CL, А О, О, O*
x ?x ?X ?X *X £X E?X S gQgpgpgpgQgpgngngpgQgn Oi_O_Oi_Oh— OmOmOh— Oh-Oq>©<J)Oq> *co to ° to to co to to to '-n v V- V xxxxxxxx * Тип реактора
0,44 0,44 0,55 1,23 1,84 0,74 1,1 1,49 1,84 0,74 0,74 одной ветви прн отсутствии тока в другой До 5 Индуктив- ность, мГн
0,26 0,26 0,31 0,64 0,9 0,32 0,58 0,6 0.9 0,28 0,28 одной ветви в нормальном режиме Z,
1,24 1,24 1,58 3,64 5,56 2,32 3,09 4,76 5,56 2,4 2,4 всего реактора при равных и оди- наково направленных токах L
0,138 0,138 0,173 0,39 0,58 0,23 0,35 0,47 0,58 0,23 0,23 одной ветви при отсутствии тока в другой Х0 5н Индуктивное сопротивление, Ом
0,082 0,082 0,097 0,201 0,283 0,1 0,183 0,187 0,283 0,089 0,089 одной ветви в нормальном режиме Хо м
0,39 0,39 0,5 1,44 1,75 0,73 0,97 1,5 1,75 0,75 0,75 всего реактора при равных и оди- наково направленных токах X
0,41 0,41 0,44 0,48 0,51 0,57 0,47 0,6 0,51 0,62 0,62 Коэффициент связи k
1480 1480 1750 145 204 200 366 374 566 400 400 Реактивная мощность фазы Q, квар
38,4 38,4 37,5 8,0 7,9 11,1 16,5 18,1 22 20,6 20,6 Потери мощности одной фазы Р, кВт
62 350 62 350 62 350 20 780 20 780 34 600 34 600 34 600 34 600 51 960 51 960 Проходная мощность трехфазного комплекта 5, кВ-А
-fc. Ю GO -fc. Юк0С0С0ОЮ<0-4<У1ЮЬ0 Термическая стойкость режима № 1 (прим. 3)
53 53 44 34 23,5 53 37,5 29 23.5 53 53 Электродинамическая стойкость режима № 1 (прим. 1, 2)
24,2 24,2 24 14,8 10,3 16,6 12.1 12 10,3 19,6 19,6 Электродинамическая стойкость режима № 3, кА (прим. 1, 5)
1665 1665 1835 1520 1600 1625 1415 1760 1600 1860 1860 Наружный диаметр по бетону, мм
1475 1485/1440 1430 1100 1100 920 1100 920 2200 920 930 Высота одной фазы, мм
6x320 2X210 2X320 2x320 2x320 2x320 2x320 3X320 3X320 Число параллельных ветвей и сечение провода, мм3
2530 2530 2990 1620 1750 1690 1600 1690 1810 2330 1960 Общая масса одной фазы, кг
tu to to Рекомендуемый способ установки (рис. 23-88)
2400 2400 , 2100 2200 2250 2250 2350 2400 2250 2400 2400 Наименьшее расстояние между осями при горизонтальной установке, мм
2340 2400 2400 2500 2550 2400 2550 Ближайшее стандартное расстояние между осями, мм
1360 1360 1600 600 890 650 670 800 860 950 950 Цена, руб.
Продолжение табл. 23-48
szs
ndoavaj
[8£5 §
574
Электрич. оборудование РУ напряжением выше 1000 В [Разд. 23
продолжение табл. 23-48
•QXd ‘ВН9П 1030 1030 изо изо 1165 1165 1350 1350 1460 1550
ки ‘иквэо ЛНжэи ЭИНБОХЭЭВб 3OHXdBtfHEX0 Э9ГПЦВЖИ1Гд 2920 2700 1 _
WW ‘эмеонвхэЛ ЦОНЧЕВХИОЕИбоХ I1C1U ИИВЭО Лйжэи ?ИНВОХООВб ЭЭПТЧНЭННВр! 2Z50 2750 2550 2550
(SS-C5 •□»<*) ИЯНОНВХЭЛ 9О9ОПЭ #ИКЭЛ'П'НЭИСЯЭС1 В, г г в, г г г \
JM ‘ИЕВф HUlltfO ВЭЭВИ BBtngO 2560 1990 2010 2000 2500 2500 2890 2890 2880 2690 3000 1
sww ‘Btfoaodu эинэьээ и ‘#30X30 XI4H4If9irirBdBU OITOHh 3x320 3x320 3x320 3x320 4x320 — 4x320 4X320 5x320 5x320
ww ‘невф Hontfo еюзгед 920 930 1460 1515/1470 1100 1100 1100 1280 1290
ww ‘ЛНО199 on бхэкви'п' уннжЛбву 1895 1895 1660 1660 1900 1900 2125 2125 2015 2220 2395
(g ‘[ ’Юк1ц) Vя ‘E бХ виижэй qX3O>I#OX3 KBM99hUWCHHtfodlM9[f£ 16,3 16,3 13 13 18,8 18,8 18,3 18,3 17,4 20,9 19,9
(3 ‘i wiidn) i sjtf вкижаб ЧХЭОЯуоХЭ BOIOOhHWBHUtfOdlMOir^ 41,5 41,5 34 34 53 53 44 44 37,5 53 46,5 1
1 (g ’wifdn) «я ВИИЖЗб ЧХЛОЯ#ОХЭ BBM03hHWdO£ аз 33 27 27 42 42 35 35 30 42 40
van ‘S’ ЕХМ91Г1ШОЯ ОЛОНЕВфХЭбХ ЧХЭОН’ГПОИ BBHtfOXOdlJ 51 960 51 960 51 960 51 960 69 300 69 300 69 300 69 300 69 300 86 500 86 500
ха я ‘<j 1Ч£вф yontfo июонтои ибахоц 25,5 25,5 29,1 29,1 29,4 29,4 33,9 1 33,9 40,6 38,4 43,0
(1взм 1чЕВ(р чхэонТпои ивнаихлвэс! 514 514 1040 1040 840 840 970 970 1190 1350 1590
г/ иеваэ хионПнфЦсом 0,63 0,63 0,41 0,41 0,55 0,55 0,58 0,58 0,57 0,53 0,54
ф $j я 2 и у хвяох хинHairaeduвн опоявн -нАо и хинавс! и du EdoiMBad охзэа 1,0 1,0 1,09 1,09 0,72 0,72 0,91 0,91 1,09 0,7 0,85
± ф са е S 2 s >> о HS’°Y ЭКИЖЗб woH4irewdoH а нахза ионсо 0,114 0,114 0,23 0,23 0,105 0,105 0,121 0,121 0,149 0,108 0,127
Ч& ® с S о о Hs'°x HOjXdtr а вяох иинхэхЛэхо ибн нал за ионгго 0,31 0,31 0,39 0,39 0,23 0,23 0,29 0,29 0,35 0,23 0,28
• ж СП ' . 7 хвяох xiqinioi/aedijBH оаояви -Htfo и xiqusBd и du rdoiHUOd охала 3,2 3,2 3,46 3,46 2,3 2,3 2,9 2,9 3,46 2,2 2,7
f- я - >•» J3 et Е- х о У 07 эиижо<1 woHqifBwdoH а нахза цоиНо 0,36 0,36 0,73 0,73 0,33 0,33 0,39 0,39 0,47 0,34 0,41
5 2 s‘°7 #oxAdtf а вяох ииахэхАэхо Hdu иахаа ijoatfo 0,98 0,98 1,23 1,23 0,74 0,74 0,92 0,92 1,1 0,73 0,88
Тип реактора ХХХХ*ХХХХ*ХХХ cn о)й ечосчо<>з eq» ос?оарб7о7ос,?6с<)б7б'7б-.б7б'7 td Хц5 Худ Хц5 Хц5 Хцз Хцз Хцэ Хцз X Q-.CX.CX.CX.CX.CL.CX.CX.CL.CL.Cl,
to
ЧЭ "0 чэ чэ X р^х рх ^х Р1 CCr>Wj>Wr>CO>> Тип реактора
Of”, о1/ о _ .'. о СЛЬЭ X С-10-2 500-15 С-10-2 000-12 С-10-2 000-12
*х X X
© о © — одной ветви при отсутствии тока
(£> ЪЭ — в другой Lo5 к о М
Ф о Q Q одной ветви в нормальном о и у 5 54
<г режиме Lq &
Ю № СМ всего реактора при равных и оди- наково направленных токах L >>>1 X а ?
О кО *Ю о to См одной ветви при отсутствии тока О О >чг<
СО □1 в другой Ао ,п Я ? о Я
Ф р ф ф одной ветви в нормальном О®
\Л Со to См а режиме Хо эц s § я О ®
о о о — всего реактора при равных и оди- эиг 001
со 05 СТ- ОС ст 00 8 каково направленных токах X
ф о р сл см Коэффициент связи k
to to tO to
to to О to ф Реактивная мощность фазы Q, квар
СП сл СП сл
U0 © to о to о см ст Потери мощности одной фазы Р, кВт
О о о со Проходная мощность трехфазиого
о © о комплекта S, кВ-А
о
со J, г- см Термическая стойкость режима Ns 1
сл to ф (прим. 3) *
£ сл со сл См 3 Электродинамическая стойкость режима № 1 (прим. I, 2)
to to OJ to см со Электродинамическая стойкость
to 00 режима № 3, кА (прим. 1, 5)
to ю to
с 8! а о Наружный диаметр по бетону, мм
о 1 I 1460 12S0 Высота одной фазы, мм
СТ- Число параллельных ветвей
со о и сечение провода, мм2
W со СМ СМ
S£ сл £ о Общая масса одной фазы, кг
Рекомендуемый способ установки (рис. 23-88)
Наименьшее расстояние между осями
1 1 1 1 при горизонтальной установке, мм
1 1 1 Ближайшее стандартное расстояние
1 1 1 1 между осями, мм
2130 006 [ 1900 1850 Цена, руб.
Продолжение табл. 23'48
szg
14doJ,HV9J
[s-es §
X^X^X^X^XWxWxWx Wx ИХ Fx W gQgogogogogogogogogngo SSogSgSsSgSgSgosSgggSg 13 <?> 0 ?> 0 ?> “ <?> °° <?> 0 <? 0 ? “ <?>00 Ф “ <? 01Ф to * ю to to to * to to to to to to xxxxxxxxxxx Тнп реактора
0,44 0,44 0.59 0,59 0,74 0,74 0,44 0,44 0,55 0,55 0,66 одной ветви при отсутствии тока в другой Lq 5 ® S о |“4*
0,26 ода 0,3 0,3 0,35 0,35 0,26 0.26 0,31 0,31 0,35 одной ветвн в нормальном режиме Д0 5 НДуКТ! )СТЬ, IV
1,24 1,24 1,77 1,77 2,26 2,26 1,24 1,24 1,59 1,59 1,94 всего реактора при равных и оди- наково направленных токах L *1 со к 1
0,138 0,138 0,185 0,185 0,23 0,23 0,138 0,138 0,173 0,173 0,21 одной ветви прн отсутствии тока в другой Х0 5н 25 д *Оъз
0,082 0,082 0,093 0,093 0,109 0,109 0,082 10,082 0,097 0,097 0,109 одной ветви в нормальном режиме Хо и ,УКТНВ¥ отивле Ом
0,39 ода 0,56 0,56 0,71 0,71 0,39 0,39 0,5 0,5 | 0,61 всего реактора при равных н оди- наково направленных токах X S ° о"
0,41 0,41 0,5 0,5 0,53 0,53 0,41 0,41 । 0,44 0,44 0,47 Коэффициент связи k
370 370 420 420 490 490 660 660 780 780 Г Реактивная мощность фазы Q, квар
10,1 10,1 12 12 13,9 13,9 17,2 17,2 19,6 19,6 26,3 Потери мощности одной фазы Р, кВт
20 780 20 780 31 180 31 180 31 180 31 180 41 570 41 570 41 570 41 570 41 570 i Проходная мощность трехфазного комплекта S, кВ-А
42 ' 42 । 33 33 27 27 42 42 35 35 37,5 Термическая стойкость режима № (прим- 3) I
53 53 41,5 41,5 34 34 53 53 44 44 20,5 Электродинамическая стойкость режима № 1 (прим. 1, 2)
24,2 24,2 21,2 21,2 20,8 20,8 24,2 24,2 23,8 23,8 12 Электродинамическая стойкость режима № 3, кА (прим. 1, 5)
1670 1670 1985 1985 2220 2220 1670 1670 1840 1840 1750 Наружный диаметр по бетону, мм
1475 1485/1440 1260 1306/1206 1250 1430 1440 1430 1485/1440 1250 Высота одной фазы, мм
6x320 6x320 5x320 5x320 5X320 5x320 6X320 6X320 6x320 6X320 5x320 Число параллельных ветвей н сечение провода, мм2
2500 2520 2290 2290 2690 2690 2500 2500 2980 2980 2580 ! Общая масса одной фазы, кг
4j s® Рекомендуемый способ установки (рис. 23-88)
2400 2400 2500 2500 2650 2400 2100 2100 2280 Наименьшее расстояние между осями при горизонтальной установке, мм
ьэ — to to to rfb I | | I GO CO I C5 I СЛ 0 1 1 1 1 0 0 1 сл 1 сл 0 0 О О <3> Ближайшее стандартное расстояние между осями, мм
1300 1300 1350 1350 1530 1530 Цена, руб.
tlродолжение табл. 23-48
gj ’Vebj] g 0001 amis пэпиэжиОиин дд эптводШодо "hndiyavg ' 92,3
XEXEXЕхЕх?х?х^хЕхЕхЕхЕ и->н->>ы-1>ы->0>05>ьэ?>ьэ?>ьэ>ьо1>к1> oQSQgQgngogogogngogngo Pgog8ggggg?ggg8s8g8ggg Ss^S^S-g Б “5?5»5?’о?5” xxxxxxxxxxx Тип реактора
0,44 0,44 0,53 0,53 0,66 1,23 1,84 0,74 1,1 1,49 1,84 одной ветвн при отсутствии тока в другой Дл. и» а Индуктив- ность, мГн
0,26 0,26 0,3 0,3 0,39 0,63 0,9 0,28 0,66 0,85 1,61 1 одной ветвн в нормальном режиме Lo>6
1,24 1,24 1,52 1,52 1,86 3,67 5,56 2,4 3,1 4,26 5,34 всего реактора при равных и оди- наково направленных токах L
0,138 0,138 0,167 0,167 0,21 0,39 0,58 0,23 0,346 0,47 0.58 одной ветви при отсутствии тока в другой Х0 611 Индуктивное сопротивление, Ом
0,082 0,082 0,095 0,095 0,122 0,197 0,28 0,089 0,21 0,27 0,32 одной ветви в нормальном режиме Л0>611
039 0,39 0,48 0,48 0,59 1,15 1,75 0,75 0,97 1,34 1,68 всего реактора при равных и оди- наково направленных токах X
0,41 0,41 0,43 0,43 0,41 0,49 0,51 0,62 0,4 0,43 0,45 Коэффициент связи k
1020 1020 1190 1190 1520 140 200 180 420 540 640 Реактивная мощность фазы Q, квар
26,7 26,7 29,8 29,8 34 5,8 7,9 9 12,2 14 16,2 Потери мощности одной фазы Р, кВт
51 960 51 960 51 960 51 960 51 960 20 780 20 780 34 640 34 640 34 640 34 640 Проходная мощность трехфазного комплекта S, кВ-А
42 42 36 36 30,0 27 19 42 30 23 19 Термическая стойкость режима № 1 (прим. 3)
53 53 45,5 45,5 37,5 34 23,5 53 37,5 29 23,5 Электродинамическая стойкость режима № 1 (прим. 1, 2)
24,2 24,2 24,3 24,3 22,6 11,6 10,3 19,8 13,3 13,5 13,4 Электродинамическая стойкость режима № 3, кА (прим. 1, 5)
1665 1665 1800 1800 1960 1525 1600 1860 1590 1780 1970 Наружный диаметр по бетону, мм
1475 1485/1440 1430 1485/1440 1430 1100 1100 920 1460 1460 1460 Высота одной фазы, мм
6x320 6x320 6x320 6x320 6x320 2x320 2x320 3X320 3x320 3X320 3x320 Число параллельных ветвей и сечение провода, мм2
2530 2530 2950 2950 3100 1360 1700 2590 1920 2330 2690 Общая масса одной фазы, кг
J J '8 J Рекомендуемый способ установки (рис. 23-88)
2400 2400 2300 2300 2440 2350 2250 2650 3000 2500 2500 Наименьшее расстояние между осями при горизонтальной установке, мм
2500 2400 2800 3180 2650 2650 Ближайшее стандартное расстояние между осями, мм
1400 1400 1560 1560 1720 720 870 915 1100 1260 1450 Цена, руб.
Продолжение табл. 23-48
zzs
ndoimaj
[8 £2 §
Тип реактора Индуктив- ность, мГн Индуктивное сопротивление, Ом Коэффициент связи k Реактивная мощность фазы Q, квар Потери мощности одной фазы Р, кВт Проходная мощность трехфазного комплекта S, кВ«А
одной ветви при отсутствии тока в другой Д0>5 одной ветви в нормальном режиме L. . В»5 всего реактора при равных и оди- наково направленных токах L одной ветви при отсутствии тока в другой Х0 6и одной ветви в нормальном режиме Х0 5н всего реактора при равных н оди- наково направленных токах X
РБАСМ-10-2Х X1500-6 0,74 0,39 2,18 0,23 0,123 0,68 0.47 550 12,9 51 960
РБАСМ-10-2Х X1500-6* 0,74 0,39 2,18 0,23 0,123 0,68 0,47 550 12,9 51 960
РБАСМ-10-2Х X 1500-8 0,98 0,4? 2,98 0,31 0,148 0,94 0,52 670 18,6 51 960
РБАСМ-10-2Х X 1500-8* 0,98 0,47 2,98 0,31 0,148 0,94 0,52 670 18,6 51 960
РБАСМ-10-2Х Х1500-10 1,23 0,57 3,8 0,39 0,178 1,19 0,54 800 20,9 51 960
РБАСМ-10-2Х X 1500-10* 1,23 0,57 3,8 0,39 0,178 1,19 0,54 800 20,9 51 960
РБАСМ-Ю-2Х X2000-8 0,74 0,39 2,18 0,23 0,123 0,68 0,47 980 22,9 69 300
РБАСМ-10-2Х X 2000-8* 0,74 0,39 2,18 0.23 0,123 0,68 0,47 980 22,9 69 300
РБАСМ-10-2х X2000-10 0,92 0,45 2,78 0,29 0,142 0,87 0,51 1140 31,8 69 300
РБАСМ-10-2Х Х2000-10* 0,92 0,45 2,78 0,29 0,142 0,87 0,51 1140 31,8 69 300
РБАСМ-10-2Х X2000-12 1.1 0,52 3,36 0,346 0,163 1,06 0,53 1310 34,9 69 300
Продолжение табл. 23-48
, Термическая стойкость режима № 1 1 (прим. 3) Электродинамическая стойкость 1 режима № 1 (прим. 1, 2) Электродинамическая стойкость режима № 3, кА (прим. 1, 5) Наружный диаметр по бетону, мм Высота одной фазы, мм Число параллельных ветвей и сечение провода, мм2 Общая масса одной фазы, кг Рекомендуемый способ установки (рис. 23-88) Наименьшее расстояние между осями при горизонтальной установке, мм Ближайшее стандартное расстояние между осями, мм 1 Цена, руб.
42 53 23 2050 1460 6x320 3490 3050 3240 1750
42 53 23 2050 — 6X320 3490 — 3240 —
33 41.5 19 2025 1280 5X320 3380 2800 2970 1806
33 41.5 19 2025 — 5X320 3380 — 2970 1800
27 34 18,8 2200 1280 5X320 3808 2750 2920 1970
27 34 18,8 2200 — 5x320 3800 — 2920 1970
42 53 23 2050 1460 6X320 3490 Г 2800 2970 —
42 53 23 2050 — 6x320 3490 — 2970 —
35 44 19,6 1970 1280 5X320 3330 2800 2970 —
35 44 19,6 1970 — 5X320 3330 — 2970 —
30 37,5 19,4 2120 1280 5X320 3630 2740 — —
Электрич. оборудование РУ напряжением выше 1000 В [Разд. 23
сп
оо
Продолжение табл. 23-48
Тнп реактора Индуктив- ность, мВн Индуктивное сопротивление, Ом Коэффициент связи k Реактивная мощность Фазы Q, квар Потери мощности одной фазы Р, кВт Проходная мощность трехфазного комплекта S, кВ-А Термическая стойкость режима № 1 (прим. 3) Электро ди н амическ ая стой кость режима № 1 (прим. 1, 2) Электродинамическая стойкость режима № 3, кА (прим. 1, 5), Наружный диаметр по бетону, мм Высота одной фазы, мм 1 Число параллельных ветвей 1 и сеченне провода, мм2 Общая масса одной фазы, кг Рекомендуемый способ установки (рис. 23-88) Наименьшее расстояние между осями при горизонтальной установке, мм Ближайшее стандартное расстояние между осями, мм Цена, руб.
одной ветви при отсутствии тока в другой L0 5 одной ветви в нормальном режиме всего реактора при равных и оди- наково направленных токах L одной ветви прн отсутствии тока в другой Х0 61| одной ветви в нормальном режиме ХО15П всего реактора при равных и оди- 1 каково направленных токах X
РБАСМ-10-2Х Х2500-10 0,74 0,39 2,18 0,23 0,123 0,68 0,47 1540 35,8 86 500 42 53 23 2050 1460 6x320 3500 2900 3080 1870
РБАСМ-10-2Х X 2500-10* 0,74 0,39 2,18 0,23 0,123 0,68 0,47 1540 35,8 86 500 42 53 23 2050 — 6x320 3500 — 3080 1870
РБАСМ-10-2Х X2500-12 0,88 0,45 2.62 0,276 0,141 0,82 0,49 1760 39,6 86 500 36 45,5 21,5 2205 1460 6x320 3650 2940 3120 2050
РБАСМ-Ю-2Х X2500-12* 0,88 0,45 2.62 0,276 0,141 0,82 0,49 1760 39.6 86 500 36 45,5 21,5 2205 — 6x320 3650 —- 3120 2050
РБАСМ-10-2Х X 2500-15 1,1 0,54 3.32 0,346 0,17 1,04 0,51 2120 46 86 500 30 37.5 21,3 2455 1470 6x320 4150 3000 — 2330
* Сняты с производства.
Примечания: 1. Три режима к. з. сдвоенных реакторов (условно принято отсутствие подпитки, т. е. режим прн одинако-
вых токах).
2. Различным способам установки соответствуют различные значения электродинамической стойкости.
3. Показатели электротермической стойкости для различных режимов к. з. меняются в пределах ±5% ине приводятся. Терми-
ческая стойкость обеспечивает протекание установившегося тока к. з. от системы бесконечной мощности не меиее чем за 4 с.
4. Бее данные, кроме специально оговоренных, относятся к одной фазе.
5. Электродинамическая стойкость в режиме № 2 гарантируется во всех случаях н не приводится.
6. Электродинамическая стойкость режима № 3 определена из условий прочности колонны на разрыв.
7. Данные второй графы справа приняты по материалам ВНИПИ ТЭП.
8- Реакторы РБАС, РБАСМ снимают с производства, в новых разработках не применять.
§ 23-8] Реакторы
Т а б л и ц а 23-49
Технические данные масляных реакторов
Тип реактора Номинальное напряжение, кВ Номинальный ток, А Конструкция Реактивное па- дение напряже- ния, % Индуктивность одной фазы, мГн Термическая стойкость, А-с>/2 Электродинами- ческая стой- кость, 1 , А Габариты, мм Масса, т
О CQ О D ЕГ S3 °s Охлаждение В плане Высота до масла , выемной части . .1 бака с те- лежкой и ра- диаторами « X ч о с
длина ширина крышки наиболее высокой точки
Такое раничивающие реакторы
РТМТ-35-200-6 35 200 3 Есте- 6 19.3 9450 7500 2900 2700 3405 4650 5,5Z 2,53 2,96 11
РТМТ-35-500-10 35 500 3 ственное масляное То же 10 12,9 (3340 А, 8 с) 18 000 14 500 4320 3140 3640 5190 10,6 4,8 5,5 20,9
РТДТ-35-1000-10 35 1000 3 Масляное 10 6,45 (5660 А, 10 с) 33 200 24 300 4800 4800 4J00 5680 12,3 5,5 10,2 27,6
ТОРМТ-1Ю-1350-15А ПО 1350 1 с дутьем То же 15 22,5 (10 500 А, 10 с) 18 000 (3 с) 25 000 6000 5400 — 5700 — — — 38,0
РТМ-3300/6У1 6,6 3 Масляное Шунт ирующ ие реактор*. Л 8780
РТМ-3300/10У1 . 11 — 3 Масляное — — — — — — — — — — — 8780
РОДЦ-20000/25 24,5/3 — 1 дц — — — — — — — — — — — 24 000
РОДГ-33333/110 121/УГ 477 1 Масляное — — — — 5740 3570 5750 — — — — 39
РОМ-1200/Ю 6,6//3 — 1 с дутьем М — — — — — — — — — — — 38
РТД-20000/35 п/УГ 38.5 — 3 Д — — — — — — — — — — 31,5
РОД-ЗОООО/35 38,5/УГ — 1 Д — — — — — — — — — — 35,1
РОД-33333/110 121/УГ — 1 Д — — — — — — — — — — — 66,6
РОДЦ-60000/500 525/УГ — 1 ДЦ — — — — — — — — — — 39,5
РОДЦ-110000/750 787/УГ — 1 ДЦ — — — — — -1 — — — — — 95
Электрич. оборудование РУ напряжением выше 1000 В [Разд. 23
§ 23-9]
Разрядники
Г>Н|
Таблица 23-50
Допустимая продолжительность нагрузки ступеней регулирования
заземляющего реактора
Ступень тока в по- рядке возрастания Ступень 1 (минималь- ный ток) Ступень 2 Ступень 3 Ступень 4 Ступень 5 (максималь- ный ток)
Допускаемая макси- мальная продолжи- тельность нагрузки, ч Длительно 8 4 2
Таблица 23-51
Технические данные и размеры заземляющих реакторов
Тип кВ Люм* Л Ремеры, мм (рис. 23-90) Масса, кг Це- на, руб.
л Б в г Д Е пол- ная мас- ла
ЗРОМ-175/6* 6 36 . . 1150 725
3POM-350/6* 6 50— ЮС 2130 1510 1080 1065 660 1050 1825 720 750
ЗРОМ-ЗОО/Ю* 10 25—50 2130 1510 1080 1065 820 1050 1825 720 750
3POM-275/35* 35 6,2—12,5 2170 1570 850 1065 820 1095 2000 780 900
ЗРОМ-550/35» 35 12,5—25 — — — — — — 2570 945 —
* В новых разработках не применять.
Допустимая максимальная продолжительность нагрузки на соответствующих
ступенях приведена в табл. 23-50.
Реакторы имеют сигнальную обмотку на 110 В и 10 А, которая снабжена от-
пайками для изменения числа витков в ней при переходе с одной ступени главной
обмотки на другую.
23-9. РАЗРЯДНИКИ
Промышленность выпускает вентильные и трубчатые разрядники, Трубчатые
разрядники предназначены для защиты от перенапряжений изоляции.
Вентильные разрядники выпускают серий РВ, РВН, РВП, РВО, РВС, РВТ,
РС, РВМ и РВМГ.
РВ — разрядник вентильный для защиты обмоток трансформаторов, питаю-
щих ртутно-выпрямительные установки;
РВН — разрядник вентильный низкого напряжения для защиты от пере-
напряжений изоляции оборудования переменного тока частотой 50 Гц;
РВП — разрядник вентильный подстанционный, габариты разрядника даны
[23-1J;
РВО — разрядник вентильный облегченной конструкции;
РВС — разрядник вентильный стационарный;
РВТ — разрядник вентильный токоограннчивающий;
РС—разрядник вентильный для защиты сельских электроустановок;
РВМ и РВМГ — разрядники вентильные с магнитным гашением;
РВМКП — разрядник вентильный с магнитным гашением, комбинированный,
повышенного напряжения гашения.
Рис. 23-91. Вентильные разрядники с магнитным гашением серии РВМГ.
то
/Ок в 0/Зв
--- he——*
Рис. 23-92. Разрядники РВТ-3,
РВТ-6, РВТ-10.
Рис. 23-93. Защитные характеристики
разрядников РТ = 3/0,2—1;5 и РТ =
= 3/1,5-7.
Рис. 23-94. Защитные характеристики
разрядников РТ-6/0,3—7; РТ-6/1,5—
10; РТ-10/0,5—7.
Импульсное разрядное напряжение
а)
Рис. 23-95. Защитные характеристики разрядников.
а - РТ-35/0,4-3; б — РТ-35/0,8-5; в — РТ-35/1,8-10.
Рис. 23-96. Конструкция и размеры разрядников РТ.
а— открытый конец РТ-3/0,2 —1,5; б — открытый конец PT-110/0,4 —2,2; в — закры-
тый конец РТ-3 н РТ-35/0,4—3,1; г — закрытый конец всех РТ-110 (кроме РТ-110/2— 10).
/ — фибробакслитлвая трубка; 2 — наконечник; 3 — резервуар; 4 — электрод откры-
того конца; 5 — стержневой электрод; 6 — дополнительный электрод (только для РТ-6-10);
7 — конусная гайка; 8 — указатель срабатывания; 9 — заглушка; 10 — воронка; 11 —
металлическая втулка; 12 — штифт (только для РТ-110); 13 — фибровая вставка; 14 —
ушко (только для РТ-3).
584
Электрич. оборудование РУ напряжением выше 1000 В [Разд. 23
Предразрядное время
кВмакс
0,61 2 3 ❖ мкс
Предразрядное время в)
Предразрядное время
г)
Рис. 23-97. Защитные характеристики разрядников.
а — РТ-110/0,4—2,2; варианты I и II; б — РТ-110/0,8—5; в — РТ-110/1,2—7, варианты I
и II; а— РТ-110/2 —10, варианты I и II.
§ 23-9]
Разрядники
n
Рис. 23-98. Разряд,
ник РТВ.
Рис. 23-99. Вольт-секундная ха-
рактеристика разрядника типа РТВ
на 6—35 кВ. Волна 1,5/40 мкс от-
рицательной полярности.
Рис. 23-100. Конденсаторы косинус-
ные на напряжение 220—660 В.
а — КМ, КС; б — КМ2, КС2.
Рис. 23-101. Конденсаторы косинусные
на напряжение 220—1050 В, 3150/(3—
11000) В.
а — КМ, КС; б — КМ2, КС2.
586
Электрич. оборудование РУ напряжением выше 1000 В [Разд. 23
Т а б л и ц а 23-52
Характеристики вентильных разрядников
Тип Номинальное напряжение разрядника, кВ Наибольшее допустимое напряжение иа разрядни- ке, кВ Пробивное напряжение разрядника (действую- щее значе- ние) при частоте 50 Гц, кВ Импульсное пробивное на- , пряжение разрядника при | предразрядном времени 2—10 с, мкс Остающееся напряже- ние разрядника при импульсном токе с дли- ной фронта волны 10 мкс с амплитудой, кВ, Масса, кг Цена, руб.
не о олее
не менее не более 1 1000 А 3000 А 5000 А 10 000 А
РВН-1У1 1 2,1 2,8 4,6 4,3 — 2,3
РВН-0.5У1 0.5 0.5 2,5 3,0 3.5—4,5 2,5 — — —— 2,0 2—15
РНК-0,5У 0,5 0,5 1,3 1,6 1,9-2,5 2.5 — — — 2,3 —
(X, Л, Т) 1 (8 мкс)
РВМК-1,3 1,3 1,8 4 4,8 8 4 6 — 7,5 17 22—50
РМВУ-1,65 1,65 2,1 4,8 5,7 6,5 6 — — 18 44
1.65 2,1 5,7 6,5 7,2 — 6 —— — 18 44
РМБВ-1,65* 1,65 2 3.8 4,5 5 5 — —— —
РВТ-3 3 3.8 7,5 9 7 — 7 8 9 14 —
РВП-3 3 3,8 9 11 21 — 15 16 — 3,4 2.8
РВО-3 3 3,8 9 11 20 13 15 — 2,3 —
РВМ-3 3 3.8 7,5 9,5 8 —— 9 9,5 11 28 53
РВРД-ЗУ1 3 3.8 7,5 9 7 7 8 9 18,5 —
РМВУ-3,3 3,3 4,2 9,5 10,5 12,5 12 —— — 22,5 57—00
3,3 4,2 10,5 13 14,5 — 12 — 22,5 57-00
РМБВ-3,3 3.3 4,2 9,5 11,5 12,5 12 — — — ——
РВПК-3,3 3,3 4,1 7,5 8,5 8,8 —. 8—8,5 — — 45 —
РВТ-6 6 7,6 15 18 14 — 14 16 18 17 —
РВП-6 6 7,6 16 19 35 28 30 — 4,6 3-65
РВО-6 6 7,6 16 19 32 —- 25 27 — 3,2 —
РВМ-6 6 7.6 15 18 15,5 17 18 20 38 62
РВРД-6У1 6 7.6 15 18 14 14 16 18 23,8
РВП-10 10 12.7 26 30,5 50 — 47 50 — 6,0 4—70
РС-10 ю 12,7 26 30,5 50 — 47 50 6,0 4-70
РВМ-10 10 12,7 25 30 25,5 28 30 33 46,4 82-00
РВРД-10У1 10 12,7 25 30 23,5 —- 23,5 26,5 30,5 32,3 ——
РВТ-10 10 12.7 25 30 23.5 23,5 26,5 30,5 24 —
РВО-10 10 12,7 26 30,5 48 — 43 45 — 4,2 —
РВС-15 15 19 38 48 67 57 61 67 49 26—00
РВМ-15 15 19 35 43 57 47 51 57 93 85
РВС-20 20 25 49 60,5 80 75 80 88 58 30
РВМ-20 20 25 47 56 74 62 67 74 104 95
РВО-35 35 40,5 78 98 150 — 150 38 36—50
рвс-азт 33 29 58 70 94 — 88 94 102 —
Р ВС-35 35 40,5 78 98 125 122 130 143 73 46
РВМ-35 35 40,5 75 90 116 — 97 105 116 165 170
РВС-66Т 60 69 134 169 215 207 221 243 ——
РВС-110 ПО 126 200 250 285 315 335 367 212 ——
РВС-132Т 132 116 232 267 376 — 352 376 408 ——
РВРД-110 ПО 126 150 170 230 195 215 240 265 —
РВМГ-ПСМ ПО 100 170 195 252 233 252 280 330 390
РВТ-110 ПО 100 150 175 240 —— — 215 240 280 —
РВМГ-150М 150 138 230 265 352 —- 3203 352 390 420 500
РВТ-150 150 138 210 245 330 — — 295 330 390 ——
РВС-150 150 138 275 345 375 —— 435 465 510 320 —
РВ С-220 220 200 400 500 530. 630 670 734 405 ——
РВРД-220 220 252 300 340 445 390 430 480 530 —
РВМГ-22СМ 220 200 340 390 490 — 450 490 540 670 833
РВТ-220 220 220 300 350 460 — 430 480 560 —
РВРД-330 330 363 435 500 630 555 615 700 770 —
РВМК-ЗООП 330 290 435 700 — 720 840 4200 3600
РВТ-330 330 290 435 505 640 615 700 810 —
РВМГ-ЗЗОМ 330 290 485 560 700 —— — 730 800 1025 1100
РВТ-500 500 420 630 735 930 — — 890 1010 1060 —
§ 23-9]
Тип
Пробивное
напряжение
разрядника
(действую-
щее значе-
ние) при
частоте
50 Гц, кВ
Остающееся напряже-
ние разрядника при
импульсном токе с дли-
ной фронта волны 1и мкс
с амплитудой, кВ,
не более
РВМК-500П
РВМГ-500
РВМК-750М
1260
1180
1650
7000
1600
6400
7251
2100
ю
Разрядники РВМГ и РВМКП для напряжения 110—750 кВ применяют
для целей координации изоляции, а также при атмосферных и внутренних пере-
напряжениях.
Таблица 23-53
Размеры трубчатых разрядников (рис. 23-96)
Тип А Б В Г д Е Ж 3 И к Л м
РТ-3/0,2-1,5 40 138 357 400 Не менее 5-10 30 43,5 8 5,2 35 мю
РТ-3/1,5-7 40 138 357 400 150 5—10 30 43,5 8 52 35 мю
РТ-6/0,3-7 130 233 475 520 8 н 15 40 51,5 10 5,2 44,5 мю
РТ-6/1,5-10 80 233 475 520 8 и 15 40 51,5 10 5,2 44,5 мю
РТ-10/0,5-7 130 233 475 520 20 40 51,5 10 5,2 44,5 мю
РТ-35/0,4-3 175 425 0(13 720 Нс M0UCC 60 40 43,5 8 5 35 мю
РТ-35/0,8-5 175 440 785 810 170 100 40 51,5 10 5,2 44,5 мю
РТ-35/1,8-10 110 410 730 780 60 68 12 8 60 мю
РТ-110/0,4-2,21 300 645 1050 1110 250 и 350 60 85 8 5,5 76 М12
РТ-1Ю/0,4-2,211 300 850 1250 1310 60 85 8 5,5 76 М12
РТ-110/0,8-5 350 850 1238 1300 Не менее 250 и 350 60 85 16 8 76 М12
РТ-110/1,2-71 300 645 1030 1100 200 60 85 16 8 76 М12
РТ-110/1.2-711 300 850 1238 1300 60 85 16 8 76 М12
РТ-110/2-101 250 645 1127 1190 300 и 350 60 85 20 8 76 М12
PT-110/2-10II 250 840 1327 1390 60 85 20 8 76 М12
Разрядники РВМКП применяют для защиты оборудования линейного конца
ВЛ 330 и 500 кВ, а РВМГ — для защиты станционного оборудования.
00
Таблица 23-54
Характеристика трубчатых разрядников серии РТ
Тип Номинальное напряже- ние (действующее зна- чение), кВ Предель- ные отклю- чаемые токи (дей- ствующее значение), кА Длина .искровых промежут- ков, мм Защитная характе- ристика Импульсные разрядные напря- жения (максимальные значе- ния) при волне 1,5/40 мкс, кВ Разрядное напряжение (действующее значение) при 50 Гц Внутренний диаметр фибровой трубки d2, мм Масса, кг Цена, руб. — коп.
нижнее верхнее внутрен- него внешнего № рисун- ка № кри- вой Минимальное При 2 мкс сухое мокрое
Поля] ность
+ + —
РТ-3/0,2-1,5 3 0.2 1.5 40 5—10 23-93 1—4 35 40/45* 40/42* 45/50* 10 7 8 1,0 3—25
РТ-3/1,5-7 3 1.5 7 40 5—10 23-93 1—4 35 40/45* 40/42* 45/50* 10 7 8 1.0 3—25
РТФ-3/0.3-5У1 3 0,3 5 /5 10 — — — —. — — — 1,38 —
РТ-6/0,3-7 6 0,3 7 130 8/15 23-94 1,3 61/80 61/80 71/83 71/83 42/— 39/— 10 1,8 3—70
РТФ-6/0.5-10У1 6 0,5 10 150 20 — — —— —- — — — 1,6 ——
РТ-6/1,5-10 6 1,5 10 80 8/15 23-94 2,4 55/68 55/68 67/83 67/83 — — 10 1,8 3—70
РТФ-10/0.2-1У1 . 10 0.2 1 225 25 —. __ — — — 1.6 —
РТ-10/0,5-7 10 0,5 7 130 20 23-94 1 80 80 83 83 — — 10 1,8 3—70
РТФ-Ю/0,5-5У1 10 0,5 5 . 150 25 — — — 1,6 —
РТ-35/0,4-3 35 0,4 3 175 60/100 23-95 1—4 145/180 150/190 170/205 185/220 85/105 63/83 { 8 1,4 3—50
РТФ-35/0.5-2.5У1 35 0.5 2,5 250 130 — — — 2.34 —
РТ-35/0,8-5 35 0,8 5 1/5 60/100 23-95 1-2 165/195 165/195 195/230 195/230 97/105 61/73 10 2,5 4—45
РТФ-35/1-5У1 35 1 5 200 130 — — — __ — — — 2,36 —
РТ-35/1,8-10 35 1.8 10 140 60/100 23-95 1-2 140/170 140/170 160/195 160/195 83/96 73/92 12 4,2 7—90
РТФ-35/2-10У1 35 2 10 220 130 — —- — — — — 3,97 —-
РТ-110/0,4-2,2 ** 110 0.4 2,2 300 250/350 23-96 1—4 366/410 380/455 440/495 480/560 184/213 155/200 8 9 13—90
РТФ-110/0.5У1 110 0,5 2.5 450 450 — — - —— — — 11,43 —
РТ-110/0,8-5 по 0,8 5 350 250/350 23-96 1—4 365/420 400/460 440/505 470/570 211/260 167/197 16 9.2 14—40
РТФ-110/1-5У1 по 1 5 450 450 — —— — — —— — — — 11,2 —
РТ-110/1,2-7 ** по 1,2 7 300 250/350 23-96 1—4 366/410 380/455 440/495 480/560 184/213 165/200 16 9,7 13-90
РТ-110/2-10 ** по 2 10 250 300/350 23-96 1—4 385/385 420/430 460/500 480/560 — — 20 10 14—30
* Разрядник РТ-3 разрешается крепить за закрытый или открытый конец. При креплении за открытый конец импульсные раз-
рядные напряжения получаются несколько выше (знаменатель), чем прн креплении за закрытый конец (числитель).
* * Варианты 1 и II.
Примечания. 1. РТ означает — разрядник трубчатый, Ф — фнбробакелитовый.
2. Все разрядники, кроме РТ-3, разрешается крепить к поддерживающей конструкции только за закрытый конец.
3. Во всех разрядниках, кроме РТ-3, цифра в числителе относится к меньшему искровому промежутку» в знаменателе — к боль-
шему.
Электрич. оборудование РУ напряжением выше 1000 В [Разд. 23
§ 23-10]
Конденсаторы
Таблица 23-55
Характеристики винипластовых трубчатых разрядников (рис. 23-98)
Тип Номи- нальное напря- жение, кВ Предельно от- ключаемые токи (дейст- вующее зна- чение), кА Искровой промежуток, мм Внутрен- ний диа- метр трубки, мм Масса, кг Цена, руб.—коп.
ниж- нее верх- нее вну- трен- ний внеш- ний
РТВ = 6-10 0,5-2,5 6-10 6 10 0,5 0,5 2,5 2,5 60 60 10 15 6 6 2,35 2,35 3—65
РТВ = 2-10 6 2 10 60 10 10 2,32 3—80
РТВ = 10 2-10 10 2 10 60 15 10 3,5 3—80
РТВ = 20 2-10 20 2 10 100 40 10 2,55 4—10
РТВ = 35 2-10 35 10 140 100 10 2,85 4—30
23-10. КОНДЕНСАТОРЫ
Конденсаторы для установок переменного тока промышленной
частоты
К этой группе относят конденсаторы типа КС, КМ, КСП, КСТС (рис. 23-100,
23-101).
Конденсаторы косинусные КС (табл. 23-56) предназначены для повышения
коэффициента мощности электроустановок общего применения переменного тока
частоты 50 Гц как для групповой, так и для индивидуальной компенсации. Кон-
денсаторы на номинальные напряжения 1,05; 3,15; 6,3 и 10,5 кВ изготовляются
в однофазном исполнении; конденсаторы на номинальные напряжения 0,22;
0,38; 0,5 и 0,66 кВ — в однофазном и трехфазном исполнении.
Конденсаторы однофазного исполнения могут изготовляться с двумя изоли-
рованными выводами, одни из которых соединен с корпусом; конденсаторы в трех-
фазном исполнении имеют соединение по схеме треугольника.
Конденсатор типа КСП-0.66-36Т1 предназначен для установок продольной
компенсации реактивного сопротивления линии электропередачи переменного
тока частотой 50 Гц.
Конденсаторы типа КСТС-0,38—9.4У-2 — специальные предназначены для
улучшения коэффициента мощности сварочных трансформаторов типа ТДК-300
и ТДК-500 при частоте тока 50 Гц путем подключения их параллельно первичной
обмотке трансформатора (0,38 кВ; 50 Гц; 9,4 квар; 207,8 мкФ). Имеют однофазное
исполнение с двумя изолированными от корпуса выводами.
590
Электрич. оборудование РУ напряжением выше 1000 В [Разд. 23
Т а б л и ц а 23-56
Технические данные косинусных конденсаторов
Тип Номи- нальная мощность, квар Номи- нальная емкость, мкФ Вид исполнения В ысота Н, мм Масса, кг
I серия
КМ1-3,15-12-2У1 12 3,8 Однофазное 466 —
КМ1-6.3-12-2У 1 12 1,0 506 —
КМ1-16.5-12-2У1 12 0,35 » 546 —
КМ2-3.15-24-2У1 24 7,7 781 —.
КМ2-8.3-24-2У1 24 1,9 821 —
КМ2-10.5-24-2У1 24 0,7 > 861 —
11 серия
КС1 -0,22-6-ЗУ 1 6 395 Однофазное и трехфазное 472 472 —
КС-1-0,38-14-ЗУ1 14 309 —
КС1-0.5-14-ЗУ1 14 178 472 —
КС1-0.66-16-ЗУ1 14 117 472 —
КС2-0.22-12-ЗУЗ 12 790 725 ——
КС2-0 38-36-ЗУЗ 36 791 725 —
КС2-0.5-36-ЗУЗ 36 458 725 —
КС2-0.66-40-ЗУЗ 40 292 739 —
КС2-0.22-12-ЗУ1 12 790 787 —
КС2-0.38-28-ЗУ1 28 618 787 —
КС2-0,5-28-ЗУ1 28 357 787 —
КС2-0.66-32-ЗУ1 32 234 787 —
111 серия
КС1-0.22-8-ЗУЗ 8 • 526 Однофазное и зрсхфа июс 410 30
КС1-0,38-25-ЗУЗ 25 551 410 30
КС1-0,66-25-ЗУЗ 25 183 418 30
КС1-0.22-8-ЗУ1 8 526 472 30
КС1-0.38-20-ЗУ1 20 442 472 30
КС1-0,66-20-ЗУ1 20 146 466 30
КС1-1,05-37,5-2УЗ 37,5 108 Однофазное 418 30
КС1-3,15-37,5-2УЗ 37,5 12 441 30
КС1-6,3-37,5-2УЗ 37,5 3 471 30
КС1-10,5-37,5-2УЗ 37,5 1 526 30
КС1-1.05-30-2У1 30 867 466 30
КС1-3.15-30-2У1 30 10 466 30
КС1-6,3-30-2У1 30 2 506 30
КС1-10.5-30-2У1 30 1 504 30
КС2-0.22-16-ЗУЗ 16 1052 Однофазное 725 60
КС2-0,38-50-ЗУЗ 50 1102 и трехфазное 725 60
КС2-0.66-50-ЗУЗ 50 366 739 60
КС2-0-22-16-ЗУ1 16 1052 787 60
КС2-0,38-40-ЗУ1 40 884 787 60
КС2-0.66-40-ЗУ1 40 292 787 60
КС2-1,05-75-2УЗ 75 217 739 60
КС2-3,15-75-2УЗ 75 24 756 60
§ 24-1]
Рубильники
1,41
Продолжение табл. 23-56
Тли Номи- нальная мощность, квар Номи- нальная емкость, мкФ Вид исполнения Высота Н, мм Масса, кг
КС2-6,3-75-2УЗ 75 6 786 60
КС2-10,5-75-2УЗ 75 2 841 60
КС2-1,05-60-2У1 60 173 787 60
КС2-3,15-60-2У1 60 19 781 60
КС2-6.3-60-2У1 60 5 821 60
КС2-10.5-60-2У1 60 2 861 60
IV серия
КС0-0.22-4-ЗУЗ 4 260 Однофазное и 260 18
KC0-0,38-12,5-ЗУЗ 12,5 275 трсхф.тзпое 26'0 18
КС0-0,66-12,Г) ЗУЗ 12.5 92 274 18
КСО-3,15-25 ЙУЗ 26 8 Однофазное 296 18
КС0-6,3-25-2УЗ 25 2 326 18
КС0-10.5-25-2УЗ 25 1 390 18
КС1-3,15-50-2УЗ 50 16 441 30
КС1-6,3-50-2УЗ 50 4 471 30
КС1-10,5-50-2УЗ 50 1,4 526 30
КС1-3,15-37,5-2У1 37,5 12 466 30
КС1-6,3-37,5-2У1 37,5 3 506 30
КС1-10,5-37,5-2У1 37,5 1,1 546 30
КС2-3,15-Ю0-2УЗ 100 32,7 756 60
КС2-6,3-100-2УЗ 100 8 786 60
КС2-10,5-Ю0-2УЗ 100 2,9 811 60
КС2-3,15-75-2У1 75 24 781 60
КС2-6.3-75-2У1 75 6 821 60
КС2-10,5-75-2У1 75 2,2 861 60
КСП-0.66-36Т1 36 263 787
КСТС-0,38-9,4У2 9,4 207 305 19
Примечание. К — косинусный; М и С — пропитка маслом или синтетической
жидкостью; П — для установок с продольной компенсацией; ТС - для сварочных транс-
форматоров; 0; 1; 2 — корпус нулевого, первого, второго габарита.
Список литературы
23-1. Справочник по электроснабжению промышленных предприятий/Под
общ. ред. Федорова А. А. и Сербиновского Г. В. Кн. 2. —М.: Энергия, 1973.
23-2. Каталоги ВНИИЭМ «Информэлектро», 02.06; 02.02; 02.10; 02.01; 02.03;
02.13; 02.14; 03.08; 02.11; 02.16; 04.01; 07.33.
Раздел двадцать четвертый
ЭЛЕКТРИЧЕСКОЕ ОБОРУДОВАНИЕ
НАПРЯЖЕНИЕМ ДО 1000 В
24-1. РУБИЛЬНИКИ
Основные технические данные рубильников, рубящих переключателей, бло-
ков рубильник-предохранитель (рис. 24-1) и предохранитель-выключатель
(рис. 24-2) приведены в табл. 24-1.
592
Электрическое оборудование напряжением до 1000 В [Разд. 24
Рис. 24-1. Общий вид и габариты иред<>храиитсля-пыкл1<>чателя iiiu.i 1IIIB11-
31(100.
283
214
Рис. 24-2. Общий вид и габариты блока предохранитель-выключатель типа
БПВ-34.
§ 24-1J
Рубильники
593
Таблица 24-1
Основные технические данные рубильников
Тип Номи- нальное напряже- ние» В Номи- нальный ток, А Пре- дельный сквоз- ной ток К. 3., кА (ампл.) Терми- ческая стой- кость при К. 3., кА3 • с Число полю- сов Вид привода
Р, РП 380 100 250 400 630 20 40 50 120 1, 2,3 Боковая рукоятка; рукоятка для встройки в ящики; рычажный дистан- ционный; управле-
660 100 250 400 630 20 40 50 120 ние штангой
220 100 250 400 630 20 40 50 120 1, 2
440 100 250 400 630 20 40 50 120
Р. П 380 100 — — 1, 2,3 Боковая рукоятка; центральная руко- ятка; боковой ры- чажный
РПЦ, ппц 660, 220, 440 250, 400, 630 — — 2, 3 Центральный ры- чажный
Р2000, Р2000Т П2000, П2000Т 400, 500 постоян- ный ток 800, 600 1500, 1200 2500, 2000 4000,3200 800, 600 1500, 1200 3000, 2400 5000, 4000 50 50 60 110 50 50 60 110 900 900 2000 3600 900 900 2000 3600 1, 2,3 Центральная руко- ятка, полюсное управление штан- гой, привод от маховика
РО, ПО, П РП, РПО 500, 440 100, 250, 400, 600 10, 20, 30, 40 16, 64, 144, 256 1,2,3 Центральная ру- коятка
20 под ред. Л. А. Федорова, Г. В. Сербпновского -
594
Электрическое оборудование напряжением до 1000 В [Разд. 24
Продолжение табл. 24-1
Тип Номи- нальное напряже- ние, В Номи- нальный ток, А Пре- дельный сквоз- ной ток К. 3., кА (ампл.) Терми- ческая стой- кость при К. 3., кА2 • с Число полю- сов Вид привода
ппо, ппц, РПЦ 500, 440 1000 40 Не ис- пыты- вался 1, 2,3 Центральный рычажный
РПП До 500 100, 250 — — 2, 3 Боковая рукоятка; рычажный боковой
БПВ 380 100, 250, 400 — — 3 Боковая рукоятка
ппв 380 100, 250 .— — 3 Боковая рукояти ка; рычажный
220 100, 250 2
Табл и ц а 24-2
Основные технические данные предохранителей
Серия или тнп Номинальный ток, А Предельное значение отключаемого тока, кА# при напряжении, В
предо- храни- теля плавкой вставки т 220 временного J 380 тока 500 (550) постоянного 660 | 220 тока | 440
ПР-2 15 60 6, 10, 15 20, 25, 35, 45, 60 1.2 1.5 0,8 8 1,8-4,5 7 3,5 — 1,2 1,5 —
ППТ-10 До 10 6, 10 1 — — — 1 —
ПП173900 1000 500, 630, 800, 1000 — по 64 — 100 60
ПРС 6 20 63 100 1, 2, 4, 6 10, 16, 20 25, 40, 63 80, 100 — 2 60 — — — 2 30
ПП21 16 63 10, 16 25, 40, 63 1,2 5,5 0,8-8 1,8-4,5 7 3,5 — — —
100 160 250 400 100 160 250 400 14 11 6,0-11 6,0-13 10 11 — — —
ПП22 63 25, 40, 63 30 30 — — — —
§ 24-3]
Автоматические выключатели
595
Продолжение табл. 24-2
Серия или тип Номинальны» ток, А Предельное значение отключаемого тока, кА* при напряжении, В
предо- храни- теля плавкой вставки переменного тока постоянного тока
220 380 500 (550) 660 220 440
ПП26 63 160 630 25, 40, 50, 63 100, 160 250, 400, 630 — 3,2—30 — — — —
ПП31 63 160 «50 ело loon 32. 40, 50, 63 50, 63, 30. 100, 125. 160 123. 160. 200, 250 200, 250, 320, НИ), 500, 630 500, 630, 800. 1000 100
ШК1 250 400 630 1(11), 160, 250 320, 400 400, 630 — — 25 — 25
П1151 160 250 320 100 160 250 320 400 — 100 — — — —
ПП61 40 63 100 160 40 63 100 160 — 100 — — — —
24-2. ПРЕДОХРАНИТЕЛИ
Основные технические данные предохрани гелей приведены в табл. 24-2.
24-3. АВТОМАТИЧЕСКИЕ ВЫКЛЮЧАТЕЛИ
Автоматические выключатели (рис. 24-3) с естественным воздушным охлажде-
нием предназначены для проведения тока в нормальном режиме и отключения
тока при коротких замыканиях, перегрузках и недопустимых снижениях напря-
жения, для оперативных включений и отключений электрических цепей (в том
числе электродвигателей) на напряжение до 1000 В.
Выключатели рассчитаны для работы в продолжительном режиме и пред-
назначены для работы в следующих условиях:
установка иа высоте не более 1000 м над уровнем моря (для выключателей
серии AI150 и ЛЕ 1000 не более 2000 м);
температуры окружающего воздуха от —40 °C (без выпадения росы и инея)
до 4-40 °C (для выключателей серии АЕ1000 — от 4-5 до 4*40 °C);
относительная влажность окружающей среды не более 90 % при 20 °C и не
более 50 % при 40 °C;
20*
596 Электрическое оборудование напряжением до 1000 В [Разд. 24
окружающая среда — невзрывоопасная, не содержащая пыли (токопроводя-
щей) в количестве, нарушающем работу выключателя, и агрессивных газов и
паров в концентрациях, разрушающих металлы и изоляцию;
место установки выключателя — защищенное от попадания воды, масла,
эмульсии и т. п.;
Рис. 24-3. Общий вид, габариты и установочные размеры выдвижных автомати-
ческих выключателей АВМ4 и АВМ10.
/ — панель управления; 2 — расцепитель независимый; 3 — электромеханический при-
вод; 4 — фиксатор; 5 — ролик тележки каркаса выключателя; 6 — штепсельный разъем;
7 — расцепитель минимального напряжения; 8 — упор в ячейке распредустройства; 9
контакт скользящий для заземления.
отсутствие непосредственного воздействия солнечной радиации и радиоак-
тивной радиации;
отсутствие резких толчков (ударов) и сильной тряски;
вибрация мест крепления выключателей с частотой до 100 Гц при ускорении
не более 0,7 g.
Краткие сведения об основных автоматических выключателях приведены
в табл. 24-3.
Основные технические данные выключателей приведены в табл. 24-4.
Таблица 24-3
Краткие сведения об основных автоматических выключателях
Серия Номи- наль- ное на- пря- жение, В Номинальный ток, А Род тока цепи управления Род защита по гоку Область применения ГОСТ, ТУ или МРТУ
J ПОСТОЯННЫЙ 1 переменный 50 и 60 Гц переменный 400 Гц пссслсктнвная и нстокоогр а п и ч и в а ю- щая токоограничиваю- щая селективная без зашиты , для осветительных сетей защита электриче- ских силовых цепей, защита и пуск асии- хронных двигателей защита электриче- ских силовых цепей редкие коммутации защиты
АВМ До 660 400, 750. 800, 1ИЮ. 1150, 1500,2000,2300 Да Да — Да — Да Да — Да — Да МРТУ 16-522.010-67
«Электрой» (Э) До 660 630, 1000, 1600, 2500, 3200, 4000,5000,6300 Да Да — Да — Да — — Да Да — МРТУ 16-522.022-68
А 63 До 240 25 Да Да — Да — — — — — Да — ТУ 16-522.037-69
АКЗО АП50 АК63 До 400 До 500 50 63 Да Да Да Да — — Да — Да — Да ТУ 16-522.056-70 ТУ 16-522,067-70 ТУ 16-522.034-69
А3100 До 660 50, 60, 100, 200, 220, 600 Да Да Да Да — — Да — — Да Да МРТУ 16-526.010-65
А3700 До 500 160, 200, 250, 400, 630 Да Да Да — Да Да Да — Да Да Да ТУ 16-522.028-68
АЕ1000 240 25 — Да Да — — — Да — — — ТУ 16-522.021-69
АЕ2000 До 500 25, 63, 100 Да Да — Да — — Да — Да — Да ТУ 16-522.064-70
ACT 380 | 25 — Да - Да — — — — ! Да — — ТУ 16-622.009-71
§ 24-3] Автоматические выключатели
Таблица 24-4
Основные технические данные автоматических выключателей
Тип автомата Номинальное на- пряжение» в Номинальный ток, А Число ПОЛЮСОВ Вид расцепителя максимального тока Номинальные токи расцепите- ля, А Уставка сраба- тывания расце- пнтеля 7/7ном Время выдержки (сра- батывания), с Предельная от- ключающая спо- собность, кА Вид привода Масса, кр
в зоне пере- грузки 1 в зоне к. 3. в зоне пере- грузки | в зоне к. 3. при токе Whom при токе б^ном V д . о л о в «
АВМ4 230 400 2 Электро- магнит- ный с ча- совым за- медлите- лем Элек- тромаг- нитный 120, 150, 200, 250 1,25; 2; 5 2; 5; 8; И 10 0,25—0,6 40 Ручной, электро- механи- ческий 25—63
440 30
400 660 3 42
АВМ10 230 750. 800, 1000 2 500, 600, 800, 1000 40 29—64
30
440
400, 660 3 42
АВМ15 230 1150, 1500 2 800, 1000, 1200, 1500 1,25; 2 5; 8; 10-12,5 10 — 0,25—0,6 45 50-65 111
30
440
400 660 3 42
Электрическое оборудование напряжением до 1000 В [Разд. 24
Тип автомата Поминальное напряжение, 13 Номинальный ток, А Число полюсов Вид расцепителя максимального тока Номинальные токи расцепи- теля, А
liMi.AcI 1 -.Klan niioti в в зоне к. 3.
АВЛ120 230 2000 (2300) 2 Электро- магнит- ный с ча- совым за- медлите- лем Элек- тромаг- нитный 1000; 1200; 1500; 2000 (2300)
440
400 600 3
ЭО6 220 630 (800) 2 Полупро- воднико- вый Полу- провод- н и но- вый 250; 400; 630 (800)
440
380 660 3
ЭЮ 220 1000 2 630; 1000
440
380 660 3
Э16 220 1600 2 630; 1000; 1600
440
380 3
660
Продолжение табл. 24-4
Уставка сраба- тывания расце- пителя 7//ном Время выдержки (срабатывания)» с Предельная от- ключающая спо- собность, кА Вид привода Масса, кр
в зоне пере- грузки в зоне К. 3. при токе Ь05',юм О Ь S о О «3 п а М
1.25; 2 4-10 10 — 025-0,6 30 Ручной, электро- механи- ческий 66—84 132
30
75 90—108
0.8; 1,25; 2 3; 5; 7 100; 150; 200 4; S; 16 025; 0,45; 0,7 35 Ручной, электро- механиче- ский 105 '
25
3; 5; 7; 10 60 90
3; 5; 7 40 154
30
70 142
55 Электр р- механИ- ческий 260
45
105
63
§ 24-3] Автоматические выключатели
Тип автомата Номинальное напряжение, В Номинальный ток, А Число полюсов Вид расцепителя максимального тока Номинальные токи расцепи- теля, А
о к а > м о й) со « а> Q. Я С U в зоне 1 к. 3.
Э25 220 440 2500 (3200) 2 Полупро- воднико- вый Полу- провод- нико- вый 1600; 2000; 2500 (3200)
380 3
660
Э40 220 4000; 5000; 6300 2 2500; 3200; 4000; 5000; 6300
440 3
380
660
А63 ПО 25 2 Электро- магнит- ный с гид- равличе- ским за- медлением срабаты- вания; тепловой Элек- тромаг- нитный 0,63; 0,8; 1; 1,25; 1,6; 2; 2,5; 3,2; 4; 6,3; 8; 10; 12,5; 16; 20; 25
240 1
АК50 220 50 2 Электро- магнитный с гидрав- лическим замедли- телем сра- батывания Элек- тромаг- нитный без за- медли- теля 0,6; 0,8; 1; 1,2; 1,5; 2; 2,5; 4; 5; 6; 8; 10; 12,5; 15; 20; 25; 30; 35; 40; 45; 50
400 2,3
Продолжение табл. 24-4
Уставка сраба- тывания расце- пнтеля //7ном Время выдержки (срабатывания), с Предельная от- ключающая спо- собность, кА Вид привода Масса, кр
в зоне пере- грузки в зоне к. 3. при токе при токе б^ном в зоне к. 3.
0,8; 1,25; 2 3; 5; 7 100; 150; 200 4; 8; 16 0,25; 0;45; 0,7 60 Электро- механи-. ческий 254
120
75
3; 5 (7) 65 263 424
55
160
105—140
1,35 1,3; 2; 5; 10; 13 Не сра- батыва- ет 1-20 0,05 2,5 Ручной 0,2: 0,27
14 3,0
— 5 — 3—20 — 4,5 — 0,9
1,35 5, 7, 10 Не сра- батыва- ет — 0,2—0,4 9 (12) Ручной 0,9; 1,2
Электрическое оборудование напряжением до 1000 В [Разд, 24
| Тип автомата 1 Номинальное ! напряжение, В Номинальный ток, А Число полюсов Вид расцепителя максимального тока Номинальные токи расцепи- теля, А
то Лил .hI.hi 0UOL' Н о о * =“
AR63 240 63 1,2 Электр о- магнит- ный с гид- равличе- ским за- медлите- лем сра- батывании Элек- тромаг- нитный без за- медли- теля 0,63; 0,8; 1; 1,25; 1,6; 2; 2,5; 3,2; 4,5; 6,3; 8: 10; 12,5; 16; 20; 25; 32; 40; 50; 63
500 2,3
АП50 220 50 2 Тепловой Элек- тпомаг- нитиый 1,6; 2,5; 4; 6.4; 10; 16; 25; 40; 50
500 2; 3
А3160 по 50 1 Тепловой — 15; 20; 25; 30; 40; 50
220 2
380 3
А3110 А3120 220 100 2 Элек- тромаг- нитный 15; 20; 25; 30; 40; 50; 60; 80; 100 15; 20; 25; 30; 40; 50; 60
220 2; 3
500
380 60
Продолжение табл. 24-4
Уставка сраба- тывания расце- пнтеля ///ном Время выдержки (срабатывания), с Предельная от- ключающая спо- собность, кА Вид привода Масса, кг
в зоне пере- грузки 4> s . о « СО я при токе ‘•оз'ном при токе 6/иом в зоне к. э.
5 — 3—20 — 3,0—5,0 Ручной 0,65; 1,2
1,2 ’ 3; 14 6,0 1.2; 1,5
1,25 3,5; 10 — 1,5-10 — 1,0-2,5 t Ручной 1,0
1,53-4,25 1,0; 1,3
1,25 Не сра- батыва- ет 3,6 Ручной 0,48
5,0
1,2
10 2,3; 3,6
15 2,3; 2,6; 3,6; 4,0
10; 18
До 9 4,5
§ 24-3] Автоматические выключатели
Тип автомата Номинальное напряжение, В Номинальный ток, А Число полюсов Вид расцепителя максимального тока Номинальные токи расцепите- ля, А
° 5 о « " я е и в зоне К. 3.
АЗ 130 220 200; 220 170; 200 2 Тепловой Элек- тромаг- нитный 120; 150; 200; 220
500 2; 3
880 100; 170; 200
А3140 220 600 2 250; 300; 400; 500; 600
500 2; 3
А3710 440 160 2 Полупро- воднико- вый, тер- мобнме- талличе- ский Элек- тромаг- нитный 16; 20; 25; 32; 40; 50; 63; 80; 110? 125; 160
380 2; 3
660
380
А3720 440 250 2 160; 200; 250
380 200 2; 3
660
380 170; 200
Продолжение табл. 24-4
о
о
to
Уставка сраба- тывания расце- пите ля 1/1ном Время выдержки (срабатывания), с Предельная от- ключающая СПО" собность, кА Вид привода Масса, кг
d) Я 3 о « СО £<>“» о а И й и в зоне к. 3. : при токе Ь05/ном прн токе 6/ном в зоне к. 3.
1,25 6; 7 — — -- 28 Ручной 6,3; 8,2; 9,3; 14,8
— 25
1 30 8,2; 9,1
1 50 17,4
40 17,4; 19,4
1,15; 1,25 2,5-6 Не сра- баты- вает 100 Ручной, электро- механи- ческий 4,5; 4,9;' 5,5
25—10 75 4,5-6,1
40
1,5 4; 10 25 4,9; 5,8
1,15; 1,25 2-10 100 6,3; 6,9; 7,7
3-10 75 6,3; 8,4
1,25 6—10 40
1,15 10 30 6,9; 7,7
Электрическое оборудование напряжением до 1000 В [Разд. 24
Thu потомит» 11< >mii n iuii.ii up Ullll|lllЖР1111Р, В I IoMltll.1 JII.Hl.lfi ток, A 1 Число полюсов Вид расцепителя максимального тока Номинальные токи расцепите- ля. Л
!(1 н з<ше к. 3.
A373C 443 400 2 о П , >L' g к'?, 'Л I { 14 ЧЭ tj Элек- тромаг- нитный 160—100
380’ 2; 3
660
A3740 440 630 2 250-630
380 2; 3
660
AE1000 240 25 1 Тепловой 6. 10, 16, 25
AE2030 no 25 1; 2 0,6; 0,8; 1; 1,25; 1,6; 2; 2,5; 3,2; 4; 5; 6; 8; 10; 12,5; 16; 20; 25
220
220 3
380
500
Продолжение табл. 24-4
Уставка сраба- тывания расце- жителя ///ыом Время выдержки (срабатывания), с Предельная от- ключающая спо- собность, кА Вид припода Масса, кр
в зове пере- грузки ; в зоне к. 3. WO"/<J0'I лио,1 поп ион ,П|0Х ИШ1 о я . о Л о £
1,15; 1.25 6 Не сра- баты- вает — — 100 Ручной, Элек- тр оме- хаииче- ский 16,2-18.2
3-10 55 16,2-19,7
1.15; 1.25 6 — — 100 21,3-23,8
3-10
55 21,3-26,7
1.5 12-18 — — 2 Ручной 0,16-0,2
1.25 3; 12 Не сра- баты- вает 2,5 0,38; 0,64
2,0
3,0 0.5
§ 24-3] Автоматические выключатели
*
Тнп автомата Номинальное напряжение, В Номинальный ток, А Число полюсов Вид расцепителя максимального тока Номинальные токи расцепите- ля, А
О S Д О Ф со <0 О. >» ф Q, Я С U в зоне к. 3.
АЕ2040 110 63 1; 2 Тепловой Элек- тромаг- нитный 10; 12,5; 16; 20; 25; 32; 40; 50; 63
220
220 3
500
А Е 2050 110 100 1; 2 16; 20; 25; 32; 40; 50; 63; 80; 100
220
220 3
380
500
ACT 380 25 2; 3 Электро- магнит- ный с гидравли- ческим замедле- нием сра- батывания Элек- тромаг- нитный 0,32; 0,4; 0,5; 0.6; 0,8; 1; 1.25; 1,6; 2; 2,6; 3.2; 4; 5; 6; 8; 10; 12,5; 16; 20; 25
Продолжение табл. 24-4
о
Уставка сраба- тывания расце- пителя 7//ном Время выдержки (срабатывания), с 1 Предельная от- ключающая спо- собность, кА Вид привода Масса, кр
в зоне пере- грузки в зоне к. 3. при токе при токе б/ном в зоне к. 3.
1,25 3; 12 Не сра- баты- вает 5,0 Ручной 0,52; 0,96
4,0
6,0 1,4
5,0
Не сра- баты- вает в тече- ние 2 ч 5-20 12,0 0,9; 1,55
4,0
9,0 2,2
6,0
5,0
1,2 17 — 6-15 — 2,5 Ручной 0,55; 0,75
Электрическое оборудование напряжением до 1000 В [Разд. 24
§ 24-4]
Пускатели
605
Таблица 24-5
Основные технические данные пускателей
Серия Техническое исполнение Наибольшая мощность управ- ляемого электродвигателя, кВт, прн напряжении, В Номи- нальный той, А
36 127 220 380 500 660
ПНВ, ПНВС, пнв-т, пнвс-т Магнитный, нереверсив- ный — 1,7 0,6 2,8 0,6 4,5 0,6 4,5 — 12,5 5
ПА, ПА...Т Магнитный, реверсивный и нереверсивный 1,5 2.2 4,0 5,0 4 10 17 22 10 17 30 45 17 28 55 75 17 28 55 75 — 36; 40; 26 56; 63; 44 106; ПО; 78 140; 146; 105
ПМЕ111, ПМЕ113, ПМЕ111Т, ПМЕ113Т Магнитный, реверсивный и нереверсивный 0,27 1,1 2,2 4 4 6; 10
ПМЕ200 Магнитный, реверсивный и нереверсивный 0,8 3,0 5,5 10 10 — 14; 23; 25
ПАЕ Магнитный, реверсивный н нереверсивный 1.5 2,2 4,0 5,0 4 10 17 22 10 17 30 40 17 30 55 75 17 22 40 55 — 26; 36? 40 35; 60; 63 61; 106; ПО 80; 140; 146
ПМА Магнитный, реверсивный н нереверсивный 1 1 .1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 0.8 2,2 5,5 10 17 30 40 1,5 4 10 17 30 55 75 1,5 4 10 22 40 55 100 10 22 40 55 100 4 10 25 40 63 100 160
ПВИ Магнитный, вэрывоэащн- щенный, нереверсивный — — — 32 125 — 55 200 25; 63; 125? 250
ПТ Тиристорный, реверсив- ный н нереверсивный — — — 4,5 17 — — 16 40
ПТУ Тиристорный, нереверсив- ный с динамическим тормо- жением, реверсивный с ди- намическим торможением 11111 — 34 38 60 95 60 65 105 164 11 1 1 1 11111 63 100 160 250 400
24-4. ПУСКАТЕЛИ
Пускатели (рис. 24-4) предназначены для дистанционного управления (пуска,
останова и реверса) трехфазными асинхронными двигателями. Нереверсивные
пускатели могут использоваться для включения и отключения других видов трех-
фазных активных нагрузок.
Основные технические данные приведены в табл. 24-5.
606
Электрическое оборудование напряжением до 1000 В [Разд. 24
24-5. ЩИТЫ ОСВЕТИТЕЛЬНЫЕ
Щиты осветительные (рис. 24-5) предназначены для приема и распределения
электроэнергии, защиты от перегрузок и токов короткого замыкания в освети-
тельных сетях трехфазпого переменного тока с глухозаземленной нейтралью.
Рис. 24-5. Общий вид осветительного щитка типа СУ9445.
Д-925, Б-725, В-825 мм.
§ 24-6] Комплектные устройства распредел. энергии напряж. до 1000 В 607
Щиты могут быть также использованы для нечастых (до шести в час) оперативных
переключений и отключений электрических цепей. Технические данные основных
осветительных щитов приведены в табл. 24-6.
Таблица 24-6
Технические данные основных относительных щитов
на напряжение 380/220 В
Тип Номинальный ток, А Количество встраиваемых автоматов
вводных линейных
що До 100 0; 1 6; 12; 18; 24
щов 100 2 6
80 0 12
ЩО41 До 160 0 4; 8; 10; 12; 14; 16; 20
СУ9400 До 150 0 2 — 30
ОПМ До 100 0 1; 3; 9
24-6. КОМПЛЕКТНЫЕ УСТРОЙСТВА РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ЭНЕРГИИ
НАПРЯЖЕНИЕМ ДО 1000 В
Распределительные пункты серии ПР9000 (рис. 24-6) с встроенными в них
автоматическими выключателями серии А3100 предназначены для распределения
электрической энергии и защиты электрических установок постоянного тока до
220 В или переменного тока до 500 В, частоты 50 и 60 Гц или осветительных цепей
380/220 В, при перегрузках и коротких замыканиях, а также для нечастых (до
шести включений в час) оперативных включений и отключений электрических
цепей.
Распределительные пункты изготовляются в соответствии с ТУ 16-536.035-75,
как в общепромышленном исполнении, так и в экспортном для стран с умеренным
и тропическим климатом.
Предназначены распределительные пункты Для работы в следующих усло-
виях:
высота над уровнем моря не более 1000 м;
температура окружающего воздуха от +5 до +40 °C (для тропического ис-
полнения от +5 до -| 45 °C);
относительная влажность окружающего воздуха пе более 95 % при темпера-
туре +25 "С и пе более 50 % при температуре +40 °C; окружающая среда — не
содержащая газон и паров в концентрациях, разрушающих металлы и изоляцию,
не насыщенная водяными парами, а для неуплотненных распределительных
пунктов — невзрывоопасная, не содержащая значительного количества пыли
(в том числе и токопроводящей);
место установки распределительных пунктов — защищенное от попадания
воды, масла, эмульсии, от непосредственного воздействия солнечной радиации,
резких толчков (ударов) и сильной тряски.
Технические данные распределительных пунктов общепромышленного испол-
нения приведены в табл. 24-7, 24-8.
В пунктах е номером схемы 200 встраивается один вводный автомат типа
А3120, с номером схемы 300 — один А3130, с номером схемы 400 — один А3140.
Номинальный ток распределительных пунктов в зависимости от фактической
температуры среды вне шкафа, числа включенных выключателей и степени их
загрузки определяется током, составляющим 0,8—0,9 номинального тока наиболь-
шего расцепителя вводного выключателя.
608
Электрическое оборудование напряжением до 1000 В [Разд. 24
Таблица 24-7
Технические данные распределительных пунктов общепромышленного
назначения с линейными выключателями А3161 и А3163
Тип распределительного пункта при вводе трубами и исполнении Номер схемы Количество встраиваемых выключателей линейных
утопленном навесном А3161 А3163
ПР9111 ПР9212 101 2
102 3 1
103 6 —
ПР9121 ПР9222 104 — 4
105 3 3
106 6 2
107 9 1
108 12
109 — 6
ПР9121 ПР9222 110 3 5
111 6 4
112 9 3
ИЗ 12 2
114 15 1
115 18 —
ПР9131 ПР9232 116 8
117 3 7
118 6 6
119 9 5
120 12 4
ПР9131 ПР9232 121 15 3
122 18 2
123 21 1
124 24
125 — 10
126 3 9
127 • 6 8
128 9 7
129 12 6
130 15 5
131 18 4
132 21 3
133 24 2
134 27 1
135 30 —
ПР9121 ПР9222 201 2
202 3 1
203 6 —
§ 24-6] Комплектные устройства распредел. энергии напряж. до 1000 В 609
Продолжение табл. 24-7
Тип распределительного пункта при вводе трубами и исполнении Номер схемы Количество встраиваемых выключателей линейных
утопленном навесном А3161 А3163
ПР9131 IIP9232 204 4
205 3 3
206 6 2
207 9 1
208 12 —-
ПР9121 IIP9222 301 2
302 3 1
303 6 —
ПР9131 IIP9232 304 4
305 3 3
306 6 2
307 9 1
308 12 —
309 6
310 3 5
311 6 4
312 9 3
313 12 2
314 15 1
315 18 —
ПР9141 ПР9242 316 — 8
317 3 7
318 6 6
319 9 5
320 12 4
321 15 3
322 18 2
323 21 1
324 24
325 10
326 3 9
327 6 8
328 9 7
329 12 6
330 15 5
ПР9141 ПР9242 331 18 4
332 21 3
333 24 2
334 27 1
335 30 —
610 Электрическое оборудование напряжением до 1000 В [Разд. 24
Таблица 24-8
Технические данные распределительных пунктов общепромышленного
назначения с линейными выключателями А3120, А3130
Распределительный пункт при исполнении Номер схемы Количество встраиваемых линейных выключателей
навесном напольном для посто- янного тока для пере- менного тока А3120 А3130
ПР9262 151 136 4
ПР9262 — 152 137 6
ПР9272 ПР9322 153 138 8 ——
ПР9282 ПР9332 154 139, 10 ——
— ПР9332 155 140 12
ПР9272 ПР9322 156 141 3
ПР9282 ПР9332 157 142 __ 4
ПР9262 — 158 143 2 1
ПР9272 ПР9322 159 144 2 2
ПР9282 ПР9332 160 145 2 3
ПР9272 ПР9322 161 146 4 1
ПР9282 ПР9332 162 147 4 2
ПР9272 ПР9322 163 148 6 1
ПР9282 ПР9332 164 149 6 2
ПР9282 ПР9332 165 150 8 1
ПР9262 — 211 209 4
ПР9272 ПР9322 212 210 6
ПР9272 ПР9322 342 336 4 ——
ПР9272 ПР9322 343 337 6
ПР9282 ПР9332 344 338 8 —
ПР9332 345 339 10
—__, ПР9332 346 340 12
ПР9272 ПР9322 347 341 2 1
ПР9272 ПР9322 416 401 4 ——
ПР9272 ПР9322 417 402 6 —.
ПР 9282 ПР9332 418 403 8 ——
ПР9332 419 404 10 —
ПР9332 420 405 12 —
ПР9282 ПР9332 421 406 — 3
— ПР9332 422 407 4
ПР9272 ПР9322 423 408 2 1
ПР9282 ПР9332 424 409 2 2
___. ПР9332 425 410 2 3
ПР9282 ПР9332 426 411 4 1
__ ПР9332 427 412 4 2
ПР9282 ПР9332 428 413 6 1
ПР9332 429 414 6 2
— ПР9332 430 415 8 1
Распределительные пункты ПР21, ПР22, ПР23, ПР24, ПР41 (рис. 24-7)
Предназначены для распределения электрической энергии и защиты электрических
установок напряжением до 220 В постоянного тока и до 660 (380) В переменного
тока частотой 50 и 60 Гц при перегрузках н коротких замыканиях, для нечастых
§ 24-6] Комплектные устройства распредел. энергии напряж. до 1000 В 611
(до шести включений в час) оперативных коммутаций электрических цепей и
пуска асинхронных электродвигателей.
Распределительные пункты ПР41 могут быть использованы для компенсации
реактивной мощности в осветительных сетях с дроссельно-ртутными лампами
(ДРЛ), для чего они могут комплектоваться четырьмя конденсаторами КС.
Распределительные пункты серии ПР21 изготовляются в соответствии с
ТУ16-536.432-74; ПР22, ПР23, ПР24 — ТУ16.536.431-74, ПР41 — ТУ16.536.346-73.
Рис. 24'6. Общий вид распределительного пункта типа ПР9141.
/ — отверстия для крепления распределительного пункта А-1340, Б-1255, Д-1040.
Распределительные пункты нормально работают в условиях:
высота над уровнем моря до 1000 м;
температура окружающего воздуха от —40 до +40 °C (умеренное исполнение)
и от —10 до +45 °C (тропическое исполнение);
относительная влажность воздуха 90 % при температуре 20 °C (умеренное
исполнение) и 80 % при 27 °C (тропическое исполнение) без конденсации влаги;
окружающая среда невзрывоопасная, не содержащая агрессивных паров и
газов в концентрациях, разрушающих металлы и изоляцию, не насыщенная токо-
проводящей пылью и водяными парами;
отсутствие солнечной радиации;
вибрация мест крепления распределительных пунктов с частотой 1—35 Гц
при ускорении не более 0,5 g;
рабочее положение в пространстве — вертикальное, допустимое отклонение
от вертикали в любую сторону 5°.
Технические данные распределительных пунктов приведены в табл. 24-9 —
24-12.
Таблица 24-9
Технические данные распределительных пунктов серии 21 трехполюсного (переменный ток)
и двухполюсного (постоянный ток) исполнения
Типоисполнение Дли- тельно допусти- мый ток распреде- литель- ного пункта, А Встраиваемые выключатели
Б ид установки Габа- рит Номер схемы Вводные Линейные
перемен- ного тока ПОСТОЯН- НОГО тока коли- чество ток расцепи- теля, А переменного тока постоянного тока
пере- мен- ный ток ПО- СТОЯН- НЫЙ ток А3724Б| А3714В| А3714Б А3723Б] А3713Б] А3713
пределы тока эасцепителя, А
160—250| 20—160j 20-80 160—250 20—160| 20—80
номиналь гый ток, А
200. 220 130,150 80 200, 220 130, 150 80
з, 5, 7 1, 4 01 34 630, 700 2 2 2 2
02 35 630, 700 — — — 4 — 4 —
03 36 630, 700 — — — 2 2 — 2 4 ——
04 37 630, 700 — —• — — — 2 4 — 2 4
05 38 630, 700 — — —. — — 6 — — 6 —
2, 5 06 39 630, 700 — — — — 2 — — 2 2 4
07 40 630, 700 — — — —. — 4 4 — 4 4
08 41 630, 700 —. — — - — 6 2 6 2
3 3, 6 09 42 630, 700 —. — — —- — — 12 — — 12
5, 7 2, 5 10 43 630, 700 — —- — — — 2 10 — 2 10
11 44 630, 700 — — — — — 4 8 4 8
3, 5, 7 2, 5 12 45 550, 600 А3744С А3743С 1 400—630 2 2 — 2 2 —
13 46 420 А3734С А3733С 1 250—400 — 2 2 — 2 2
14 47 550,600 А3744С А3743С 1 400—630 — 4 — — 4 ——
15 48 550,600 А3744С А3743С 1 400—630 2 2 2 2 2 2
16 49 420 А3734С А3733С 1 250—400 —— — 6 "" — 6
Электрическое оборудование напряжением до 1000 В [Разд. 24
Тнпонсполиенне
Бип установки Г аба- рит Номер схемы Дли- тельно допусти- мый ток распреде* .тигель- ного пункта. А —
перемен- ного тока
пере- мен* ны П ток по- стоя н- ныЛ ток
з, 5, 7 2, 5 17 50 550,600 А3744С
18 51 550,600 А3744С
3 3, 6 19 52 420 А3734С
5, 7 2, 5 20 53 550,600 А3744С
21 54 550,600 А3744С
5, 7 2, 5 22 55 550,600 А3744С
3, 5, 7 2, 5 23 56 550,600 А3748Н
24 57 480,520 А3738Н
25 58 550,600 А3748Н
26 59 5э0,600 А3748Н
27 60 480,520 А3738Н
28 61 5э0,600 А3748Н
29 62 550,600 А3748Н
3 3, 6 30 63 480,520 А3738Н
5, 7 2, 5 31 64 550,600 А3748Н
32 65 550,600 А3748Н
33 66 550, 600 А3748Н
Продолжение табл. 24-9
Встраиваемые выключатели
Вводные Линейные
постоян- ного тока коли- чество ток расцепи- теля. А переменного тока постоянного тока
А3724Б, А3714Б, А3714Б А3723Б А3713Б A37I3
пределы тока эасцепителя, А
160—250| 20—160| 20—80 160-250] 20—160| 20—80
иомииальн ый ток. А
200,220 130,150 80 200,220 130, 150 80
А3743С 1 400—630 2 4 2 4
А3743С 1 400—630 — 6 — —— 6 —
А3733С 1 250—400 —- 8 — 8
А3743С 1 400—630 — 8 8
А3743С 1 400—630 2 6 2 6
А3743С 1 400—630 — 4 4 — 4 4
А3747Н 1 2 2 2 2
А3737Н 1 — — 2 2 — 2 2
А3747Н 1 — 4 — — 4
А3747Н 1 2 2 2 2 2 2
А3737Н 1 — — — 6 — — 6
А3747Н 1 2 4 — 2 4
А3747Н 1 6 — 6 .
А3737Н 1 8 8
А3747Н 1 — 8 8
А3747Н 1 — — 2 6 2 6
А3747Н 1 — —. 4 4 — 4 4
1
о
§ 24-6] Комплектные устройства распредел. энергии напряж. до 1000 В
Т аблица 24-10
Технические данные распределительных пунктов серий 23 и 41 трехполюсиого исполнения
(переменный ток)
Тнпоисполнение Дли- тельно допусти- мый ток распреде- литель- ного пункта, А Встраиваемые выключатели
вводные линейные
Номер серии Вид уста- новки Габа- рит Номер схемы тип коли- чество ток рас- цепи- теля тиа коли- чество дли- тельно Допу- стимый ток, А ток расцепителя, А
23 8, 9 2 01 1000 — — А3744С 1 550, 600 [400—630
А3734С 2 420 250—400
41 4 3 01 250 А3728Н 1 — АЕ2043 (АЗ 163) 4 63 (50) 10—67(15—50)
02 250 — — —* АЕ2043 (АЗ 163) 4 63 (50) 10—63(15—50)
03 250 А3728Н 1 — АЕ2041 (А3161) 3 63 (50) 10—63 (15—50)
АЕ2043 (А3163) 5 63 (50) 10—63 (15—50)
04 250 А3728Н 1 — АЕ2041 (А3161) 3 63 (50) 10—63(15—50)
АЕ2043 (А3163) 7 63 (50) 10—63 (15—50)
05 250 А3728Н 1 —* - АЕ2041 (А3161) 3 63 (50) 10—63(15—50)
АЕ2043 (АЗ 163) 9 63 (50) 10—63(15—50)
Электрическое оборудование напряжением до 1000 В [Разд. 24
Таблица 24-11
Технические данные распределительных пунктов серий 22 и 24 трехполюсного исполнения
(переменный ток)
Тнпонсполненне Встраиваемые выключатели
вводные количество линейных выключателей для пунктов
Дли- ПР22 | ПР24 | ПР22 | ПР24 | ПР22 | ПР24
тельно тип выключателей
допусти-
мый ток А3726Б, А3726ФУЗ, А3711Б, А3716ФУЗ,
распреде- А3722Б А3722ФУЗ А3721Б А3712ФУЗ А3716Б. А3716ФУЗ
Бид Габа- Номер литель- коли- ток
установки рит схемы иого тип чество расцепи-
пункта, д теля, А при токе расцепителя
160-250 А | 16—160 А | 16-80 А
при номинальном токе
250 А 160 А 80 А
3, 5, 7 1, 4 01 630, 700 2 2 —
02 630, 700 — .— — 4 —
03 630,700 । 2 4 —
04 630, 700 - - — 2 4
05 630,700 — «_ — 6 —
2, 5 06 630,700 »М» 1 2 2 4
07 630,700 — 4 4
08 630,700 М' III — - — 6 2
3 3, 6 09 630, 700 — — — — 12
5, 7 2, 5 10 630, 700 1 — 1 — 2 10
11 630,700 — — —— — 4 8
3, 5, 7 2, 5 12 550,600 А3744С 1 400-630 2 2 —
13 420 А3734С 1 250—400 — 2 2
14 550,600 А3744С 1 400—630 — 4 —
15 550, 600 А3744С 1 400—630 2 2 2
16 420 А3734С 1 250—400 — — 6
§ 24-6] Комплектные устройства распредел. энергии напряж, до 1000 В
Типоисполиеиие Дли- тельно допусти- мый ток распреде- литель- ного пункта, А
вводные
Внд установки Г аба- рит Номер схемы тип коли- чество ток расцепи- теля, А
17 550, 600 А3744С 1 400—630
18 550, 600 А3744С 1 400—630
3 3, 6 19 420 А3734С 1 250—400
5, 7 2, 5 20 550,600 А3744С 1 400—630
21 550,600 А3744С 1 400—630
22 550,600 А3744С 1 400—630
3, 5, 7 2, 5 23 550, 600 А3748Н 1 —
24 480,520 А3738Н 1
25 550,600 А3748Н 1 —
26 550,600 А3748Н 1 —
27 480,520 А3738Н 1
28 550, 600 А3748Н 1 —
29 550, 600 А3748Н 1 —
3 3, 6 30 480,520 А3738Н 1 —_
5, 7 2, 5 31 550,600 А3748Н 1
32 550, 600 А3748Н 1
33 550,600 А3748Н 1 —.
Продолжение табл. 24-11
о
5
Встраиваемые выключатели
количество линейных выключателей для пунктов
ПР22 ПР24 ПР22 ПР24 ПР22 ПР24
тип выключателей
А3726Б. А3726ФУЗ, А 3711 Б, А3716ФУЗ, А3716Б, А3716ФУЗ
А3722Б А3722ФУЗ А3721Б А3712ФУЗ
при токе расцепителя
160-250 А | 16-160 А | 16-80 А
при номинальном токе
250 А 160 А 80 А
2 4
—— 6 ——
— — 8
— 8
2 6
— 4 4
2 2
— 2 2
4
2 2 2
6
2 4
—— 6
— 8
— 8
—- 2 6
— 4 4
Электрическое оборудование напряжением до 1000 В [Разд. 24
Таблица 24-12
Технические данные распределительных пунктов серий 22 и 24 двухполюсного исполнения
(постоянный ток)
Типоисполнеине Встраиваемые выключатели
вводные количество линейных выключателей для зугъггх
Дли- ПР22 | ПР24 | ПР22 | ПР24 | ПР22 =
тельяо тип выключателей
допусти-
мый ток А3725Б, А3725ФУЗ, А3715Б, А3715ФУЗ,
распреде- А3721Б А3721ФУЗ А3711Б А3711ФУЗ А3715Б А371аФЪЗ
Вид Габа- Пимер литель- коли- тох
установки рит по ного тип upptro распели- ' ' " ..1 . . „
схеме пункта, А теле, А при токе расцепителя
160-250 А | 16-160 А | 16-80 А
при номинальном токе
250 А | 160 А 80 А
3, 5, 7 1, 4 34 630, 700 2 2 —
35 630,700 — ' _ 4 _
36 630,700 _ — — 2 4 —
37 630, 700 — — 2 4
38 630, 700 — — — 6 —
3, 5, 7 2, 5 39 630, 700 — 2 2 4
40 630,700 —. — — — 4 4
41 630, 700 — — 6 2
3 3, 6 42 630,700 —~ — — 12
5, 7 2, 5 43 630, 700 — — 2 10
3 3, 6 44 630, 700 — — 4 8
5, 7 2, 5 45 550, 600 А3743С 1 400—630 2 2 —
3, 5, 7 2, 5 46 420 А3733С 1 250—400 — 2 2
47 550,600 А3743С 1 400—630 — 4 —
48 550, 600 А3743С 1 400—630 2 2 2
49 420 А3733С 1 250—400 — — 6
§ 24 ()| hi'4 11. ш i/iot'icrea распредел. энергии напряж. до 1000 В
Т ипоисполнение Дли- телъно допусти- мый ток распреде- литель- ного пункта, А
вводные
Вид установки Габа- рит Номер по схеме тип коли- чество ток расцепи- теля, А
50 550, 600 А3743С 1 400—630
51 550, 600 А3743 1 400—630
3 з, 6 52 420 А3733С 1 250—630
5, 7 2, 5 53 550, 600 А3743С 1 400—630
54 550,600 А3743С 1 400—630
55 550,600 А3743С 1 400—630
3, 5, 7 2, 5 56 550, 600 А3747Н 1 —
57 480,520 А3737Н 1
58 550,660 А3747Н 1
59 550,600 А3747Н 1
60 480,600 А3737Н 1
61 550,600 А3747Н 1
62 550,600 А3747Н 1 —
3, 5, 7 3, 6 63 480,550 А3737Н 1
2, 5 64 550,600 А3747 1
65 550,600 А3747Н 1
• 66 550,600 А3747 1 —•
QO
Продолжение табл. 24-12
Встраиваемые выключатели
количество линейных выключателей для пунктов
ПР22 ПР24 ПР22 ПР24 ПР22 ПР 24
тип выключателей
А3725Б, А3721Б А3725ФУЗ, А3721ФУЗ А3715Б, А3711Б А3715ФУЗ, А3711ФУЗ А3715Б А3715ФУЗ
при токе расцепителя
160—250 А 16—160 А 16—80 А
при номинальном токе
250 А 160 А 80 А
2 4
— 6 —
— — 8
—— 8
— 2 6
— 4 4
2 2
— 2 2
4 ——
2 2 2
—— — 6
2 4
— 6 —
— 8
8
— 2 6
— 4 4
Электрическое оборудование напряжением до 1000 В [Разд. 24
t) 1’1 б] Комплектные устроипио ри< itpi’ih'i_ .iiiepeitu напряж. до llliltl II i.l'i
проводами, кабелями в резиновой
Рис. 24-7. Общий вид распреде-
лительного пункта типа ПР22-75
(ПР24-75).
Вид установки расирщнлн к'.чыкп о пункта и характеристика внешних про-
водников:
3 — навесное; ввод сверху и снизу проводниками, кабелями в резиновой или
пластмассовой изолинии; снизу кабелями в бумажной изоляции;
4 — напольное, ввод провода и кабеля сверху;
5 — навесное, ввод сверху и снизу проводами, кабелями в резиновой или
пластмассовой изоляции, снизу кабелями в бумажной изоляции;
7 - напольное, ввод сверху или снизу
или пластмассовой изоляции, снизу кабеля-
ми в бумажной изоляции;
8 — напольное, ввод проводом или ка-
белем в резиновой или пластмассовой изо-
ляции;
9 — напольное, ввод кабелем сечением
1000 мм2.
Обозначение габарита распределитель-
ного пункта и прибора для контроля на-
пряжения:
1 — первый; 2 — второй; 3 — третий;
4 — первый с вольтметром; 5 — второй с
вольтметром; 6 — третий с вольтметром.
Степень защиты оболочки распредели-
тельных пунктов ПР21, ПР22 и ПР24 в со-
ответствии с ГОСТ 14255-69 IP21 и 1Р54,
распределительных пунктов ПР23, ПР41 —
1Р43.
Климатическое исполнение и категория
размещения обозначены в соответствии с
ГОСТ 15543-70 (например УЗ).
Распределительные пункты изготовляют-
ся без вводного выключателя и с вводным
выключателем.
Вводный выключатель — селективный с
выдержкой времени в зоне короткого замыка-
ния 0,1 с или неавтоматический.
В структуре условного обозначения распределительного пункта (например,
ПР21-7508-21 УЗ) буквы ПР — распределительный пункт, первые две цифры —
номер разработки серии, следующая цифра — вид установки пункта, следующая
цифра — обозначение габарита пункта, следующие две цифры — номер схемы,
следующие две цифры — степень защиты оболочки по ГОСТ 14255-69, следующие
.две буквы— климатическое исполнение и категория размещения по ГОСТ 15543-70.
Панели собственных нужд серии ПСН предназначены для приема и распре-
деления электрической энергии переменного трехфазного тока частотой 50 Гц
при номинальном напряжении 380 В.
Панели применяют для комплектации щитов собственных нужд тепловых
электростанций, а также щитов других электрических установок, которым могут
удовлетворять схемы первичных и вторичных цепей отдельных панелей.
Распределительные панели ПСН шириной 900, глубиной 800, высотой 2400 мм
представляют собой металлическую сварную конструкцию, на которой установ-
лены коммутационные (автоматы АВМ4—АВМ15) и защитные (автоматы АВМ4—
АВМ15; АЗ 100, АП50) аппараты.
620
Электрическое оборудование напряжением до 1000 В [Разд. 24
Список литературы
24-1. Правила устройства электроустановок. —М.: Энергия, 1965. —464 с.
24-2. Справочник по электроснабжению промышленных предприятий/Под
общ. ред. А. А. Федорова и Г. В. Сербиновского. — М.: Энергия, 1973. — Кн. 2. —
528 с.
24-3. Каталоги ВНИИЭМ (Информэлектро) 07.01.01-69; 07.01.03-71;
ТИ 07.01.05-73; 07.01.08.-74; 07.01.10-76; 07.39.04-66; ТИ 07.39.08-70; 07.39.09-75;
ТИ 07.39.11-70; ТИ 07.39.13-71; ТИ 07.39.14-72; ТИ 07.39.15-73; ТИ 07.39.17-73;
ТИ 07.39.18-74; ЛК 07.39.19-74; ЛК 07.39.20-74; 07.39.21-75; 07.12.03.-66;
07.12.04-67; 07.12.06-70; 07.12.09-70; 07.12.10-72; 07.12.11-71; 07.12.12-71;
ТИ 07.12.16-73; 07.12.22-74; ТИ 07.12.26-73; 07.12.27-75; 07.12.28-74;
ЛК 07.12.33-75; 07.14.05-65; 07.14.08-74; 07.14.09-68; 07.14.12-69; ТИ 07.14.16-70;
07.14.17-74; 07.14.20-71; 07.14.23-73; 07.14.24-74; 07.14.28-74; 07.14.29-74;
07.14.31-75; ЛК 07.14.33-76; ТИ 08.01.03-73; 08.01.08-71; 08.01.12-74; 08.03.01-73;
08.02.01-65; 08.01.04-75; 08.01.06-70; 08.01.09-75; 08.01.10-73; ТИ 08.01.11-73;
08.17.08-68.
24-4. ТУ 16.536.027-75. Пункты силовые серии СУ 9500 и щитки групповые
серии СУ 9400.
ПРЕДМЕТНЫЙ УКАЗАТЕЛЬ К СПРАВОЧНИКУ
ПО ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЮ.ПРОМЫШЛЕННЫХ ПРЕДПРИЯТИЙ,
ПРОМЫШЛЕННЫЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СЕТИ
л
Амортизациопш.н’ <пчпсчгппи, пирмы к?
Аппроксп МИНИН и H-XIllllMJ iKOIIoMII *КЧ кнч
расчет их 9‘)
)>
Базисная мощность 313
Блуждающие токи и защита от электрохи-
мической коррозии 377
В
Вентильный преобразователь 471
Влияние отключения напряжения в систе-
мах электроснабжения:
на асинхронные двигатели 195
— выпрямительные установки 204
— освещение 201
— синхронные двигатели 199
— электротермические установки 203
— режима напряжения на работу прием-
ников электрической энергии 195
Выбор изоляторов 353
— н проверка выключателей напряжением
выше 1000 В 350
— нагрузки 353
— напряжения 374
— предохранителей 352
— разъединителей 353
— реакторов 363
— сечений проводов и жил кабелей 504
— трансформаторов тока 373
— шнн 35о
— электрических аппаратов 346
Д
Доверительные интервалы, построение 57
Дополнительные потери активной мощно-
сти и электроэнергии при наличии выс-
ших гармоник 181
— — мощности от несинусоидальности 177
3
Заземлители естественные 404
— искусственные 405
Заземляющие устройства 403
Защита подземных металлических соору-
жений 380
И
Интерполяция в технико-экономических
расчетах 91
к
h di г1 при и 111 hi । мп шиш '.и h 1 |)и И нр 1 и и ни
П.1Д<‘Ж114Ц I и *'Ь9
Качество электрической энергии:
нссипусоидальность кривой напряжения
161
основные показатели 156
Компенсация реактивной мощности: ди-
рективная часть 453
контроль 457
при наличии вентильной нагрузки 471
проектирование 455
эксплуатация 456
эффективность мероприятий 4ГЛ1
Компенсирующие yriройгтпл 4(»4
- выбор 4ь/
размещение 171
К оэффп । pi е Hi ’
включения '".’7
,wpy:iKii 14’/
пополнения ipiuliiiKH шпруопк 2 14
изменения потерь 401, 407
использования 226
максимума 229
мощности 458
несимметрии, номограмма для определения
191
неуравновешенности, номограмма для оп-
ределения 192
нормативной экономической эффективио-
». сти спроса 232
формы графика нагрузки 228
Л
Линейная арматура 546
Линейные изоляторы 544
М
Математическая обработка результатов эк-
сперимента 48
Матричное исчисление 15
Метод срока окупаемости 77
Методы:
аппроксимации 13, 99
интерполяции 10, 91
приближения функций 89
расчета режимов электрических сетей иа
цифровых ЭВМ 502
Молниезащита воздушных линий 429
— подстанций 422
— промышленных зданий и сооружений
622
Предметный указатель
н
Нагрузки максимальные 224
— среднеквадратические 224, 238
— средние 223, 238
Надежность, теория 67
Напряжение, влияние на работу приемни-
ков электроэнергии 195
Несимметрия напряжения 182
Несинусоидальность напряжения, конт-
роль 176
Нормальная корреляция 66
О
Опоры воздушных линий 554
Определение:
потерь мощности и энергии на корону 488
расхода электроэнергии 241
расчетных значений токов к. з. 314
— и пиковых нагрузок 244
тока двухфазного к. з. 321
— тока к. з. при помощи расчетных кри-
вых 319 ’
— точек экстремума эмпирических функ-
ций в техннко-экономическнх расчетах
101
Оптимальный срок окупаемости в системах
электроснабжения 87
Оптимизация систем промышленного элект-
роснабжения 9
Основные требования к устройствам мол-
нпезащиты для электроустановок 430
Основы матричного исчисления и линейной
алгебры 9
— технико-экономических расчетов 76
П
Пиковая нагрузка, определение 244, 257
Приближение функций 89
Приведенное (эффективное) число приемни-
ков 235
Применение цифровых ЭВМ 107
Проверка заземляющих устройств 419
— электрических аппаратов, изоляторов и
токоведущих устройств по току корот-
кого замыкания 348
Провода и тросы 538
Р
Расход электроэнергии, определение 241
Расчет:
воздушных линий на механическую проч-
ность в нормальных режимах 520
заземляющих устройств 411
опор воздушных линий на механическую
прочность 533
проводов и тросов в аварийных режимах
531
режимов несимметричных к. з. 323
токов к. з. в системах напряжением до
1000 В 330
устойчивости деревянных опор в грунте
535 цеховых сетей 576
электрических сетей 477
— — постоянного тока 340
Расчетная нагрузка, определение 244
— — схема к. з. 317 &
Регрессии н их свойства 63
•Регулирование напряжения 205
— — способы изменения 209
Режим нейтрали 392
Режимы работы и способы регулирования
компенсирующих устройств 485
С
Симметрирование режимов систем электро-
снабжения 191
Системы с глухозаземленной нейтралью
400
— — изолированной нейтралью 395
— — компенсацией емкостных токов за-
мыкания на землю 398
Случайные величины многомерные 42
— — непрерывные 36
Сопротивление плоских шин 345
— понижающих трансформаторов до
1000 кВ -А 344
— проводов н кабелей 343
— растеканию заземлителя 403
— элементов цепн к. з. 315
Способы и средства изменения и регулиро-
вания режима напряжений 209
— — — симметрнроваии я режимов систем
электроснабжения 191
— — — уменьшения потребления реак-
тивной мощности на промышленных
предприятиях 459
Средства защиты подземных сооруж-еиий
от коррозии 388
Суточные графики нагрузки!
бумажной промышленности 303
деревообрабатывающей промышленности
306
легкой промышленности 307
машиностроения 305
нефтепереработки 304
пищевой промышленности 308
промышленного города 309
строительных материалов 307
текстильной промышленности 308
торфопереработки 304
химической промышленности 305
цветной металлургии 303
черной металлургии 303
Схема замещения электрической сети 481
Т
Теория вероятностей, свойства 33
— — элементы 32
Технико-экономические расчеты, основные
понятия 77
Токи короткого замыкания. Общие положе-
ния 310
Требования к заземляющим устройствам
У
Укрупненные показатели стоимости воз-
душных линий 112
— — —• кабельных линий 123
— — — подстанций 133
Удельные расходы электроэнергии в горно-
добывающей и топливной промышленно-
сти 285
— — — — машиностроительной, метал-
лообрабатывающей и электротехниче-
ской промышленности 291
— — — — черной н цветной металлургии
279
Упрощение схем к. з. 318
Упрощенные методы расчета токов к. з.
333
Учет роста нагрузок 258
It/к'Сметный указатель
623
Ф
«V ш юры, илиякмцпо па выбор сечений воз-
'(.инна и кабельных линий 505
Ф|||цари нысших гармоник 175
X
'Хлраь и рные графики!
,ш промышленности 298
M.hKiin целлюлозной промышленности
ЛИ
iir'iattibix п отделочных фабрик 302
прядильных н ткацких фабрик 302
ремонню механических предприятий 300
етанкоефоитсльной промышленности 299
торфяной и ромы тленности 298
транспортного машиностроения 300
тяжелою машиностроения 299
угледобычи 298
химической промышленности 391
электрической нагрузки в цветной метал-
лургии 297
электрических нагрузок в черной метал-
лургии 297
Ш
Шины 355
Э
Экстремум эмпирических функций, опреде-
ление 101
Электрические нагрузки, основные поло-
жения, показатели 218, 260
— — графики, основные коэффициенты
226
— — — разновременности максимума 231
Электрический расчет:
замкнутых простейших сетей 499
— сетей на ЭВМ 502
разомкнутых сетей 493
— — сети по П-образной схеме 491
Электроустановки выше 1000 В с большими
токами замыкания на землю 407
— — — — — малыми токами замыкания
на землю 408
— до 1000 В с глухим заземлением нейт-
рали 409
— с изолированной нейтралью 411
Элементы воздушных линий 538
— теории надежности 67
ПРЕДМЕТНЫЙ УКАЗАТЕЛЬ К СПРАВОЧНИКУ
ПО ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЮ ПРОМЫШЛЕННЫХ ПРЕДПРИЯТИЙ.
ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЕ И АВТОМАТИЗАЦИЯ
А
Автоматическая разгрузка по частоте 445
Автоматическое включение резерва (ЛВР)
417
— — — в установках до 1000 В с при-
менением автоматов с включающей
катушкой 423
— — — — — — — — — — — с элек-
тромагнитным приводом 422
— — — двигателя 421
— — — для линий, оборудованных вы-
ключателями с пружинными приво-
дами 426
— — — — — с выключателями с пру-
жинным приводом без автоматическо-
го завода пружины 425
.. — — на оперативном переменном токе
в установках выше 1000 В 424
— — — — — — — для трансформато-
ров до 400 кВ-А 432
— — — — — — — — — до 630 кВ *А
432
— — — — — — — с заряженными кон-
денсаторами 431
— — резервного трансформатора 419
— — — секционного выключателя 420
— — секционного автомата в сетях до
1000 В 421
— — — — — на 'оперативном пере-
менном токе 428
— — — — — с автоматическим восста-
новлением схемы электроснабже-
ния 427
— — — схемы автоматического включе-
ния резервного ввода 418
— — — — устройства иа оперативном
постоянном токе 417
— повторное включение (АПВ) — схемы
и с устройствами релейной защиты 403
— — — мгновенного действия выключа-
теля с пружинным приводом 403
— — — с выдержкой времени 404
— — — электродвигателей 412
— регулирование (АР) мощности конден-
саторных батарей 434
— — — конденсаторов по времени 443
Агрегаты преобразовательные 111
Активное сопротивление шинопровода 41
Б
Бесконтактные пускорегулирующпс усг*
ройства 115
В
Вентили кремниевые 99, 102
— силовые 99, 102
Выбор сечения силовых трансформато-
ров 145
— схем по условиям надежности питания
267
Выключатели 513
— автоматические 595
— воздушные 517, 530
— масляные 513, 525
— нагрузки 503
— электромагнлтные 519
Выпрямители трехфазные 93
Выпрямление 92
Выпрямленное напряжение 98
Высшие гармонические напряжения н
тока 96
Д
Двойные замыкания па землю 316, 321
Допустимая перегрузка воздушных и ка-
бельных линий 62
Допустимые нагрузки кабельных линий 11
Е
Емкостный ток двигателя 343
3
Защита двигателей плавкими предохрани-
телями 341
624
Предметный указатель
— линий предохранителями высокого на-
пряжения 367
— трансформаторов без выключателей на
стороне высшего напряжения 330
Зоны рассеяния центра электрических на-
грузок 289
И
Изоляторы 470
— опорные 470, 477
— проходные 474, 481
Интерполяционный метод Лагранжа при
выборе рационального напряжения 248
— — Ньютона прн определении рацио-
нального напряжения 246
К
Кабели контрольные 30
Картограмма нагрузок 283
Колебания шинопроводов 57
Компенсация неравенства первичных то-
ков 324
— сдвига токов по фазе 324
Комплектные устройства распределения
энергии напряжением до 1000 В 607
Конденсаторы 589
Коэффициент:
возврата 311
надежности 311
перегрузки 312
схемы 311
чувствительности 312, 373
М
Муфты для кабелей 35
Н
Нензбирательиость действия защиты 366
Номограммы для определения возможной
перегрузки проводов 76
— . — — приближенного напряжения 258
О
Область применения переменного и вы-
прямленного оперативных токов 376
Определение:
допустимой перегрузки воздушных лиинй
по номограммам 75
мощности трансформатора при несиммет-
ричной нагрузке 167
потерь в автотрансформаторах 166
— — трансформаторах 162
приближенное рационального напряже-
ния 257
рационального напряжения по пятя точ-
кам 249
— — — трем точкам 251
— — четырем точкам 250
— — применением планирования экспе-
римента 261
Ориентация координатных осей 293
П
Параметры схем релейной защиты 311
Потерн мощности в проводах при раз-
личных нагрузках 67
— — в шинопроводах 43
— напряжения 45
— электрической энергии 452
Предохранители 505, 595
Преобразователи статические силовые 92,
111
— области применения 131
— схемы 93, 116, 118
— характеристики 95, 134
— частоты 114, 141
Приводы к выключателям 519
— — разъединителям 492, 501
Проверка выбранного сечения шинопро-
водов 48
— шин на механический резонанс 50
Провода алюминиевые 65
— медные 65
— сталеалюминиевые 64
Промежуточные насыщающиеся трансфор-
маторы тока 378
Пускатели 605
— тиристорные 115, 142
Р
Разрядники 581
— вентильные 586
— трубчатые 587
Разъединители 487, 495
Реактивное сопротивление шинопровода 41
Реакторы 562, 566
— заземляющие 564, 581
— токоограничивающие 562
Рубильники 593
С
Самоудерживание промежуточного реле
330
Сопротивление проводов при различных
температурах 66
Т
Технико-экономические данные силовых
преобразовательных установок 134
Технические данные по кабелям, блокам
и муфтам 11
— — силовых трансформаторов и авто-
трансформаторов 174
Тиристорные преобразователи частоты 114
— регуляторы напряжения 115
Тиристоры 102
Ток небаланса 326, 341
Трансформаторы 145
— для преобразовательных установок 119
— напряжения 556
— тока 536
— — нулевой последовательности 315,
316, 355
У
Условный центр электрических нагрузок
285
Устройства резервирования отказа выклю-
чателей 337
Ф
Фильтровая защита обратной последова-
тельности 321
Ш
Шинопроводы 37
— выбор сечения 46
Щ
Щиты осветительные 606
Э
Электробаланс 451
Эффект близости 39
— поверхностный 37