Text
                    СПРАВОЧНИК
ПО ЭЛЕКТРИЧЕСКИМ
УСТАНОВКАМ
ВЫСОКОГО
НАПРЯЖЕНИЯ
Под редакцией
И. А. БАУМШТЕИНА, С. А. БАЖАНОВА
3-е издание, переработанное и дополненное
МОСКВА ЭНЕРГОАТОМИЗДАТ 1989


ББК УДК С 74 621.313/ ') 316 (035.5) Рецензент В. А. Тураев С о £,т а в и т е л и: Б. А. Астахов, И. А. Баумштейн , К. И. Ба- умштейн, С. А. Бажанов, Н. Н. Беляков, В. X. Георгиади, А. С. Зе- личенко, А. Г. Маркова, Н. А. Морозов, Л. В. Попов, Я. А. Цирель Справочник по электрическим установкам высо- С74кого напряжения/Под ред. И. А. Баумштейна, С. А. Бажанова.—3-е изд., перераб. и доп.—М.: Энергоатомиздат, 1989.—768 с: ил. ISBN 5-283-01134-8 Приведены сведения по эксплуатации электрических машин, силовых трансформаторов, оборудования РУ, воздушных и кабельных линий высокого напряжения. Второе издание вышло в 1981 г. В третье издание включены материалы по выбору и обслуживанию собственных нужд электростанций, систем опе- ративного постоянного тока, систем возбуждения электрических машин, кабельных сооружений, оборудования, установленного в районах с загрязненной атмосферой. Для инженерно-технических работников электростанций и сетей, проектных, ремонтных и монтажных организаций. С2302040000'409 166-88 ББК 31.27 051 (01)-89 ISBN 5-283-01134-8 © Издательство «Энергия», 1974 © Энергоиздат, 1981 © Энергоатомиздат, 1989, с изменениями
ОГЛАВЛЕНИЕ Предисловие . 3 Раздел первый. Общие технические дан- ные ' 4 1.1. Международная система единиц (СИ) ... у 4 1.2. Условия эксплуатации изделий при воздействиижлиматических факто- ров 18 1.3. Товарные знаки предприятий-изго- товителей электротехнических из- делий 24 1.4. Условные графические обозначе- ния 35 1.5. Ряды номинальных мощностей, токов, напряжений ...... 43 1.6. Допустимые температуры нагрева 46 1.7. Категории электроприемников при обеспечении надежности электро- снабжения ......... 50 1.8. Категории производств по по- жарной опасности 52 1.9. Средства пожаротушения ... 54 1.10. Обеспечение безопасности труда 56 1.11. Консервация электротехническо- го оборудования 60 1.12. Допустимые перегрузки электро- оборудования по току .... 62 Раздел второй. Типовые схемы элект- роустановок 65 2.1. Главные электрические схемы электростанций 65 2.2. Схемы собственных нужд электро- станций 70 2.3. Схемы ОРУ и ЗРУ высокого на- пряжения 73 Раздел третий. Вращающиеся элект- рические машины 79 3.1. Основные требования к вращаю- щимся электрическим машинам и их технические характеристики 79 3.2. Системы возбуждения электриче- ских машин 100 3.3. Газовое хозяйство генераторов и синхронных компенсаторов . . 103 3.4. Системы водяного охлаждения ПО 3.5. Системы маслоснабжения машин с водородным охлаждением . . 114 3.6. Щеточно-контактные аппараты вращающихся машин . . . . . 118 3.7. Сушка вращающихся электриче- ских машин . 124 3.8. Эксплуатация электрических ма- шин 128 Раздел четвертый. Трансформаторы, автотрансформаторы и масляные реак- торы .... 135 4.1. Общие положения ...... 135 4.2. Основные требования к транс- форматорам и масляным реакто- рам 136 4.3. Основные данные трансформато- ров 139 4.4. Охлаждающие устройства транс- форматоров 151 4.5. Сушка силовых трансформаторов 153 4.6. Перевозка силовых трансформа- торов по железной дороге . . . 158 4.7. Перевозка трансформаторов без- рельсовым транспортом .... 164 Раздел пятый. Оборудование распре- делительных устройств 168 5.1. Выключатели высокого напряже- ния 168 5.2. Приводы выключателей .... 179 5.3. Компрессорные установки ... 181 5.4. Разъединители, заземлители, ко- роткозамыкатели и отделители 184 5.5. Устройства оперативных блоки- ровок 192 5.6. Трансформаторы напряжения . . 194 5.7. Трансформаторы тока ..... 198 5.8. Комплектные распределительные устройства и подстанции .... 210 5.9. Комплектные экранированные то- копроводы . 216 5.10. Конденсаторы высокого напря- жения ..." 227 5.11. Высокочастотные заградители . 232 5.12. Предохранители высокого напря- жения 236 5.13. Токоограничиваюшие реакторы 241 5.14. Вводы и изоляторы высокого напряжения .......'. 244 5.15. Жины и арматура 267 Раздел шестой. Собственные нужды электростанций 279 А. Расчет режимов работы электро- приводов с. н 279 6.1. Общие положения 279 6.2. Электродвигатели к механизмам с. н. и их характеристики .... 280 6.3. Механизмы с. н. и их характери- стики . . . .' 308 6.4. Типовые схемы питания с. н. 6 кВ электростанций 309 6.5. Расчет установившегося режима группы электродвигателей . . . 309 6.6. Расчет режима перерыва питания группы. электродвигателей . . . 313 6.7. Расчет режима разворота группы электродвигателей 317 Б. Установки постоянного оператив- ного тока 319 6.8. Общие положения 319
6.9. Расчет токов КЗ в сети постоянного тока 320 6.10. Расчет уставок защит и выбор защитных аппаратов 321 6.11. Аккумуляторные батареи ... 324 Раздел седьмой. Энергетические масла 330 7.1. Маслохозяйства электростанций и подстанций 330 7.2. Характеристики, нормы расхода, хранение н смешение масел . . 334 7.3. Контроль за состоянием масел 339 7.4. Очистка, осушка н предохранение масла от увлажнения .... 341 7.5. Стабилизация н регенерация масла 348 Раздел восьмой. Воздушные линии электропередачи высокого напряже- ния . . 350 8.1. Классификация ВЛ по номиналь- ному напряжению 350 8.2. Расчетные климатические условия 351 8.3. Основные технические условия прохождения ВЛ и пересечения ими различных объектов . . . 354 8.4. Опоры ВЛ 363 8.5. Железобетонные фундаменты, па- сынки и приставки 429 8.6. Защита деталей деревянных опор ВЛ от гниения в условиях эксплу- атации 433 8.7. Провода и грозозащитные тросы 436 8.8. Допустимые перегрузки линий электропередачи в аварийных ре- жимах 449 8.9. Защита проводов и тросов от вибрации 450 8.10. Борьба с пляской проводов . . 453 8.11. Плавка гололеда и профилакти- ческий нагрев проводов и тросов для борьбы с гололедом . . . 454 8.12. Основные расчеты проводов и тросов 463 8.13. Защита проводов, тросов и тро- совых оттяжек от коррозии . . 465 8.14. Линейная изоляция 466 8.15. Линейная арматура 476 Раздел девятый. Кабельные линии . . 515 9.1. Основные требования к силовым кабельным линиям -515 9.2. Кабельные сооружения .... 515 9.3. Приемка после монтажа и ремон- та. Техническое обслуживание 516 9.4. Силовые кабельные линии. Ос- новные данные . . . .... 519 9.5. Соединение н оконцевание жил силовых кабелей 1 —35 кВ . . . 547 9.6. Подпитывающая аппаратура мас- лонаполненных кабелей низкого давления 551 9.7. Испытание кабельных линий . . 552 9.8. Виды повреждений кабельных линий 553 9.9. Защита кабельных линий от кор- розии 554 9.10. Материалы и изделия, применяе- мые при монтаже кабельных ли- ний 556 Раздел десятый. Защита от перенапря- жений 557 10.1. Общие положения 557 10.2. Разрядные напряжения воздуш- ных промежутков и изоляцион- ных конструкций 558 10.3. Координация изоляции .... 564 10.4. Средства защиты от перенапря- жений . jri 576 10.5. Защитные'и рабочие заземления 585 10.6. Молниезащита электроустановок 595 10.7. Компенсация емкостных токов замыкания на землю .... 609 Раздел одиннадцатый. Электрические расчеты и режимы работы электри- ческих сетей 615 11.1. Буквенные обозначения и опреде- ление параметров элементов рас- четных схем . . 615 11.2. Расчет токов короткого замыка- ния 619 11.3. Выбор оборудования 622 11.4. Расчет потерь мощности в эле- ментах сети 626 11.5. Расчет потерь энергии в элемен- тах сети 631 11.6. Параллельная работа трансфор- маторов 632 11.7. Расчет напряжений в элементах сети 636 11.8. Нормы качества электроэнергии 638 11.9. Перечень программ для электро- ■, технических расчетов на ЭВМ . . 642 Раздел двенадцатый. Выбор и эксплу- атация изоляции в районах с загряз- ненной атмосферой 643 12.1. Основные требования к проек- тированию изоляции 643 12.2. Эксплуатация изоляции в усло- виях загрязнения 652 Раздел тринадцатый. Испытания элект- рооборудовании 658 13.1. Ввод в эксплуатацию, ремонты и испытания электрооборудова- ния 658 13.2. Эксплуатационные -.испытания электрооборудования^ .... 661 13.3. Условия проведения %спытаний электрооборудования . . . . 681 13.4. Испытательные напряжения, при- меняемые прн ремонтах обмоток статоров и роторов генераторов и электродвигателей 708 13.5. Установки и приборы для испы- тания электрооборудования . . 726 Раздел четырнадцатый. Техника бе- зопасности 744 14.1. Штанги изолирующие .... 744 14.2. Указатели напряжения .... 746 14.3. Средства защиты персонала . . 753 Алфавитный указатель 761
ПРЕДИСЛОВИЕ Технический прогресс в энергетике свя- зан с вводом в эксплуатацию современ- ных энергоблоков мощностью 500—800 МВт на тепловых электростанциях, сооружением мощных атомных электростанций, строитель- ством линий электропередачи высокого на- пряжения, в том числе 1500 кВ постоянного тока, развитием Единой энергетической си- стемы страны. Главное внимание уделяется ускорению темпов развития отрасли на базе передовой техники и технологии, внедрению достиже- ний научно-технического прогресса, техниче- скому перевооружению, реконструкции и мо- дернизации действующих электростанций и энергопредприятий. Изменение условий экс- плуатации, новые технические решения и применение новых видов оборудования и материалов привели в свою очередь к необходимости пересмотра Правил техниче- ской эксплуатации, Правил устройства элект- роустановок-, норм испытаний электрообору- дования, стандартов и другой производствен- но-технической документации. Инженерно-техническому персоналу элек- тростанций и электросетей, работающему в области эксплуатации и ремонта установок высокого напряжения, требуется большое количество справочного материала, получе- ние которого сопряжено порой с большими трудностями. Настоящий справочник призван оказать им помощь в этом отношении. С 1942 г. по настоящее время подготовлено семь изданий справочника под различными наименованиями для эксплуатационного пер- сонала электрических станций и сетей. Справочник по электрическим установ- кам высокого напряжения выпускается с 1974 г. Настоящий справочник является третьим, коренным образом переработанным и до- полненным изданием. В нем учтены требо- вания последних Правил устройства электро- установок, Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей, Правил тех-' ники безопасности, Строительных норм и правил Госстроя СССР, государственных и отраслевых стандартов, каталогов электро- технической промышленности. При перера- ботке справочника были учтены предложения читательских конференций и ведущих специа- листов энергосистем. В Справочник введены новые разделы по электроустановкам собственных нужд элект- ростанций, системам оперативного постоян- ного тока, выбору оборудования в районах с загрязненной атмосферой, испытанию электрооборудования. Сведения, приведенные в справочнике, соответствуют'действующим директивным материалам Минэнерго СССР, Минэлектротехпрома СССР, стандартам, тех- ническим условиям и инструкциям по состоя- нию на 1 января 1987 г. Материалы справочника составили: Я. А. Цирель, С. А. Бажанов — разд. 1; Я. А. Цирель — разд. 2 и 14; Н. А. Моро- зов — разд. 4; Я. А. Цирель, Н. А. Морозов, С. А. Бажанов, К. И. Баумштейн — разд. 5; Б. А. Астахов, В. X. Георгиади — разд. 6; А. С. Зеличенко — разд. 8; Л. В. Попов — разд. 9; Н. Н. Беляков — разд. 10; А. Г. Мар- кова — разд. 11; С. А. Бажанов — разд. 3, 7, 12 и 13. Одним из основных авторов и создателей Справочника, начиная с 1942 г., являлся И. А. Баумштейн. Безвременная кончина И. А. Баумштейна не позволила ему завер- шить работу по подготовке настоящего издания Справочника. Авторский коллектив посвящает свой труд светлой памяти ста- рейшего энергетика отрй&ли И. А. Баум- штейна. Авторский коллектив выражает благодар- ность инж. В. А. Тураеву за большую работу по рецензированию рукописи Справочника. Все замечания по Справочнику просьба направлять по адресу: 113114, Москва, М-114, Шлюзовая наб., 10, Энергоатомиздат. Авторы
Раздел первый ОБЩИЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ ДАННЫЕ 1.1. МЕЖДУНАРОДНАЯ СИСТЕМА ЕДИНИЦ СИ Введение единиц физических величин системы СИ и порядок их внедрения предусмотрены ГОСТ 8.417-81 (СТ СЭВ 1052 — 78) «Единицы физических величин» и методическими указаниями РД 50-160—79 «Внедрение и применение СТ СЭВ 1052 — 78». Основные и дополнительные единицы Международной системы единиц СИ приве- дены в табл. 1.1. Десятичные кратные и дольные единицы, а также их наименование и обозначения образовывают с помощью множителей и приставок, приведенных в табл. 1.2. В табл. 1.3 включены единицы СИ, десятичные кратные и дольные от них; еди- ницы, не входящие в СИ, но допустимые к применению наравне с единицами СИ; единицы, нашедшие широкое применение в энергетике, но не вошедшие в ГОСТ 8.417 — 81, а также коэффициенты перевода применя- емых единиц в единицы СИ. Таблица 1.1. Основные и дополнительные единицы системы СИ Величина - Наименование Длина Масса Время Сила электрического тока Термодинамическая температура Количество вещества Сила света Плоский угол Телесный угол Размер- ность Основные еди L М т I е N J Дополнительные - ~ Наименование ницы метр килограмм секунда ампер кельвин моль кандела единицы радиан стерадиан Единица Обозначение родное m kg s А К mol cd русское м кг с А К моль кд rad sr рад ср Таблица 1.2. Множители и приставки дли образования десятичных кратных и дольных единиц и их наименование Множитель 10*» 1015 1012 10» 106 10' 102 101 Приставка экса пета тера гига мега кило гекто дека Обозначение приставки русское Э п Т Г м к г да междуна- родное Е Р Т G м к h da Множитель ю-1 ю-2 ю-3 ю-6 ю-9 ю-12 иг13 КГ18 Приставка деци санти МИЛЛИ микро нано пико фемто атто Обозначение приставки русское д с м мк н п ф а междуна- родное d с m У^ п P f • ■ а
Таблица 1.3. Единицы физических величии, примеииемых в энергетике Величина Наименование Размерность Единицы Применяемые в других системах В системе СИ Коэффициент перевода применяемых единиц в единицы СИ Рекомендуемые десятичные кратные и дольные единицы СИ Единицы, до- пускаемые к применению наравне с единицами СИ Единицы, применяемые в энергетике Теплофизические величины Энергия, работа, количество теплоты, энтальпия, теп- лота фазового превраще- ния, теплота химической реакции Тепловой поток Удельное количество тепло- ты, удельный термодина- мический потенциал, удельная теплота фазового превращения, удельная теплота химической реак- ции Теплоемкость, энтропия Удельная теплоемкость, удельная энтропия (газо- вая постоянная) vi Теплота сгорания топлива Теплопроводность Коэффициент теплопередачи (теплообмена) ьшт~7 1ЛМТ~г £27-2 L2MT~26-1 ь2т~2е ьгт-г LMT-*e-1 MT-3Q~l кгс- м кал ккал калтх (калория термохими ческа я) кал/с ккал/ч кал/г ккал/кг кал/°С ккал/°С кал/(г-°С) ккал/(кг-°С) ккал/кг кал/(с ■ см ■ °С) ккал/(ч-м-°С) калДс ■ см2 ■ °С) ккал/(ч-м2-°С) Дж (джоуль) Вт (ватт) Дж/кг Дж/К Дж/(кг-К) Цж/кг Вт/(мК) Вт/(м2 ■ К) 9,807 Дж 4,187 Дж 4,187-105 Дж 4,184 Дж 4,187 Вт 1,163 Вт 4,187-105 Дж/кг 4,187-105 Дж/кг 4,187 Дж/К 4,187-105 Дж/К 4,187-105 дж/(кг-К) 4,187-103 Дж/(кг-К) 4,187 ■ 105 дж/кг 4,187-10"2 Вт/(м-К) 1,163 Вт/(м-К) 4,187-10" Вт/(м2-К) 1,163 Вт/(м2-К) ТДж; ГДж; МДж; кДж; мДж - МДж/кг; к Дж/кг кДж/К ? кДж/(кг • К) - - - - - — - - - ТДж; ГДж; МДж;кдЖ; МДж Вт МДж/кг; к Дж/кг; Дж/кг кДж/К; Дж/К кДж/(кг ■ К) Дж/(кг-К) Дж/кг Вт/(м-К) Вт/(м2 • К)
Продолжение табл. 1.3 Величина Наименование Поверхностная плотность теплового потока Мощность, мощность теп- лового потока Удельная объемная теплота, удельный объемный и тер- модинамический потенци- ал Размерность мт-* ЬШТ~Ъ ь-1мт~2 Единицы Применяемые в других системах кал/(с • см2) ккал/(ч • м2) Вт кгс ■ м/с л. с. кал/с кал/см-1 ккал/м3 В системе СИ Вт/м2 Вт Дж/м-1 Коэффициент перевода применяемых единиц в единицы СИ 4,187-104 Вт/м2 1,163 Вт/м2 9,807 Вт 736 Вт 4,187 Вт 4,187- 10й Дж/м3 4,187-10' Дж/мЗ Рекомендуемые десятичные кратные . ■ и Дольные единицы СИ •'■* **§' ГВт; МВт; кВт; мВт; мкВт — Единицы, до- пускаемые к применению наравне с единицами СИ - — Единицы, применяемые в энергетике Вт/м2 ГВт; МВт; кВт; Вт; мВт; мкВт Дж/м3 Электрические величины Электрический ток (сила электрического тока) Количество электричества, электрический заряд, по- ток электрического сме- щения Поверхностная плотность электрического заряда, электрическое смещение Пространственная плотность электрического заряда 7 77 L~2TI Ь~ЪТ1 А Кл КЛ/М2 Кл/м3 А (ампер) Кл (кулон) Кл/м2 Кл/мз — к А; м А; мк А; нА; пА кКл; мкКл; нКл; пКл МКл/м2; Кл/мм2; К л/см2; кКл/м2; мКл/м2; мкКл/м2 Кл/мм3; МКл/мЗ; Кл/см-1; кКл/мЗ; мКл/м3; мкКл/м3 " — кА; А; мА; мкА; нА; пА кКл; Кл; мкКл; нКл; пКл Кл/м2; мКл/м2 МКл/м3; Кл/м3
Линейная плотность элект- рического тока Поверхностная плотность электрического тока Электрическое напряжение, электрический потенциал, разность электрических потенциалов, электродви- жущая сила (ЭДС) Напряженность электриче- ского поля Электрическая емкость Абсолютная диэлектриче- ская проницаемость, элек- трическая постоянная Активная мощность, поток энергии Реактивная мощность Полная мощность Полное электрическое со- противление, модуль пол- ного сопротивления, ре- активное сопротивление LXI L'2I L2MT-3T~l ЬМТ~3Г1 L~2M~lT*P L~3M-lT*P ЬШТ~Ъ и-мт~ъ " it ьгмт~г глмт-.3г2 А/см А/мм2 В В/см Ф Ф/м Вт вар ВА Ом (ом) А/м А/м2 В (вольт) В/м Ф (фарад) Ф/м Вт (ватт) — — Ом (ом) л 10"2 А/м Ю-6 А/м2 Ю-2 В/м - — - - — МА/м; А/мм; А/см; кА/м МА/м2; А/мм2; А/см2; кА/м2 MB; кВ; мВ; мкВ; мВ МВ/м; кВ/м; (В/мм); В/см; мВ/м; мкВ/м мкФ, нФ, пФ мкФ/м; нФ/м; пФ/м ГВт; МВт; ! мВт; мкВт - - ТОм; ГОм; МОм; кОм; мОм; мкОм — " ■ - - вар ВА " МА/м; кА/м; А/м; А/мм МА/м2; кА/м2 А/м2; А/мм2 ГВ; МВ; кВ; В; мВ; мкВ; нВ МВ/м; кВ/м; В/м; мВ/м; мкВ/м; В/см Ф; мкФ; нФ; пФ Ф/м ГВт; МВт; кВт; Вт; мВт; мкВт вар В.А ТОм; ГОм; МОм; кОм; Ом, мОм; мкОм
Продолжение табл. 1.3 Величина Наименование Удельное электрическое со- противление Проводимость электриче- ская полная, модуль пол- ной проводимости, про- водимость реактивная и активная Удельная электрическая про- водимость, удельная элек- трическая ' проводимость электролита Энергия, (активная, реактив- ная), энергия электромаг- нитная Угол сдвига фаз Угол диэлектрических по- терь Размерность Ь1МТ~3Г2 L-2M-lTi/2 1ГъМ-хТэП ьшт-2 - - Единицы Применяемые в других системах Ом- м Ом мкСм/см кВт-ч Вт-ч эВ градус мин В системе СИ Ом- м См (сименс) См/м Дж рад(радиан) рад г Коэффициент перевода применяемых единиц в единицы СИ Ю-4 См/м 3,6- 10_6 Дж 3600 Дж 1,602- 10"19 Дж ( )рад= 1,745 х 180 х10~2 рад ( )рад = 10800 = 2,909-10"4 рад Рекомендуемые десятичные кратные и дольные единицы СИ ГОм-м; МОм-м; кОм-м; Ом-м; мОм-м; мкОм-м; нОм- м кСм; мСм МСм/м; кСм/м - - - Единицы, до- пускаемые к применению наравне с единицами СИ эВ - - Единицы, применяемые в энергетике ГОм-м; МОм-м; кОм-м; Ом- м; Ом-см; мОм- м; мкОм- м; нОм- м; кОм • см кСм; См; мСм МСм/м; кСм/м; См/м; мкСм/см кВт-ч рад рад
Магнитные величины Напряженность магнитного поля Магнитный поток, поток магнитной индукции Намагниченность Магнитный момент электри- 'ческого тока Магнитодвижущая сила, разность магнитных по- тенциалов Магнитная индукция, плот- ность магнитного потока Индуктивность, взаимная ■ индуктивность, магнитная проводимость Абсолютная магнитная про- ницаемость (магнитная постоянная) Магнитное сопротивление Угол магнитных потерь L~lI и-мт~2гх L-< L2/ / мт~2гх Ь2МТ~2Г2 LMT~2r2 L-2M~lT2I2 — Э(эрстед) Мкс (максвелл) А/м А-м2 Гб (гильберт) гаусс см единица СГСМ единица СГСМ мин А/м Вб (вебер) А/м А-м2 А (ампер) Тл (тесла) Гн (генри) Гн/м Гн-1 рад 79,578 А/м 10~8 Вб - - 10/(4л)А = 0,796 А 10~4 Тл Ю-9 Гн 1,257-10^6 Гн/м 79,578-10~6 Гн'1 2,909 ■ 10-4 рад кА/м; А/см; А/мм мВб кА/м (А/мм) - кА; А мТл; мкТл; нТл мГн; мкГн; нГн; яГн мкГн/м; мГн/м - ;• — - - - - - - - - — кА/м; А/м; А/мм Вб; мВб кА/м; А/м; А/мм А м2 А; кА; мА Тл; мТл; мкТл; нТл Ги; мГн; мкГн; нГн; пГн Гн/м; мкГн/м; пГн/м Гн"1 рад Давление и вакуум Давление .&*" Осмотическое давление, пар- циальное давление ~lrxMT~2 L'XMT~2 кгс/см2 атм (физическая) мм вод. ст. мм рт. ст. бар см вод. ст. Па (паскаль) ' Па 9,807 • 104 Па 10,132 Па 9,807 Па 1,333-102 Па 105 па 98,066 Па ГПа; МПа; кПа; мПа; мкПа МПа; кПа; мПа; мкПа - ГПа; МПа; кПа; Па; мПа; мкПа кПа
Продолжение табл. 1.3 Величина Единицы Наименование Рачмерность Применяемые в других системах В системе СИ Коэффициент перевода применяемых едийиц в единицы СИ Рекомендуемые десятичные кратные и дольные единицы СИ Единицы, до- пускаемые к применению наравне с единицами СИ Единицы, применяемые в энергетике Термодинамическая темпе- ратура Скорость изменения тем- пературы Температурный коэффипи- ент линейного или объем- ного расширения, давле- ния, электрического со- противления и др. Температуропроводность, удельная температуропро- водность е г-1© ©-1 1ЛТ-1 °с °С/с 1 ~°с~ м2/с Температура К (кельвин) К/с К"1 м2/с °С +273,15 - — ... je? МК; кК; мК; мкК мК/с — Температу- ра Цель- сия, °С t= Т- -273,15 °С/с __ К; °С К/с; °С/с °С м-2/с Линейные и угловые величины Длина, линейный размер Плоский угол L м см Ангстрем ° (градус) ' (минута) " (секунда) м рад Ю~2 м 10- ш м (Т80-)Рад== = 1,745 • Ю-2 рад ( .0 800 )РаД = = 2,909-Ю-4 рад ( )рад = 648 000 = 4,848 -10~6 рад км; см; мм; мкм; нм мрад; мкрад — ° (градус) ' (минута) " (секунда) км; м; см; мм; мкм; нм рад; "(гра- дус); ' (минута); " (секунда)
Площадь Телесный угол L2 — м2 см2 ср М2 ср (стера- диан) 10~4 м2 — км2; дм2; мм2 — см2; - — км2; м2; дм2;- см2; мм2 ср Масса Масса М т (тонна) кг а. е. м. (атомная единица массы) кг(кило- грамм) 103 кг — 1,661 • Ю-27 кг г; мг; мкг т т; кг; г; мг; мкг Плотность и визкость Плотность Кинематическая вязкость (удельная кинематическая вязкость) Динамическая вязкость 1ГЪМ LiT~x L~XMT~X кг/м-1 г/см3 Ст (стоке) м2/ч кгс•с/м2 П (пуаз) кг/м3 м2/с Пас 10"3 кг/м3 Ю-4 м2/с 2,778 • 10~4 м2/с 9,81 Па с 0,1 Па с мг/м3; кг/дм3; г/см3 мм2/с мПас т/м3; кг/л; Г/л; г/мл - - т/м3; кг/м3; г/см3; кг/л м2/с; мм2/с Па с; мПас Сила и твердость Сила, вес Импульс силы Момент силы Момент пары сил LMT~2 LMT~X Ь2МТ~2 - КГС дина кгс с кгс- м тс- м кгс • м Н (ньютон) Не Н-м > ~ 9,807 Н Ю-5 Н ' 9,807 Не 9,807 Н-м 9806,65 Н-м 0,098 Н-м МН; кН; мН; мкН 5 МН-с; кН-с; мН -с МН-м; кН-м мкНм; мН-м — - - - МН; кН; мН; мкН; Н МН-с; кН-с; Не; мН-с МН-м; кН • м; Н • м мН- м; мкН-м
Продолжение табл. 1.3 Величина Наименование Поверхностное натяжение, линейная плотность силы Напряжение (механическое) Модуль упругости, предел прочности, предел теку- чести Ударная вязкость Размерность МТ~2 L~lMT~2 ь~хмт-г МТ-1 Единицы Применяемые в других системах кгс/м !Й кгс/мм2 кгс ■ м/см2 В системе СИ Н/м Па Па Дж/м2 г Коэффициент перевода применяемых единиц в единицы СИ 9,807 Н/м 9,807 Па 9,807 ■ 104 Па 9,807 • 106 Па 9,807 • 106 Па 9,807 • Ю-» Дж/м2 Рекомендуемые десятичные кратные и дольные единицы СИ мН/м ГПа; МПа; кПа МПа; кПа: мПа; мкПа — Единицы, до- пускаемые к применению наравне с единицами СИ - — — — Единицы, применяемые в энергетике Н, м; мН/'м ГПа: МПа; кПа; Па МПа; кПа; Па; мПа; мкПа Дж/м2 Параметры движения Скорость Ускорение Угловая скорость Количество движения Момент количества движе- ния Момент инерции (динамиче- ский) LT l LT~2 г-1 LMT~l L2MT~] ЬШ км/ч м/с см/с2 м/с2 об/с об/мин кг ■ м/с кг ■ м2/с кг ■ м2 м/с м/с2 рад/с кг ■ м/с кг ■ м2/с Кг- м2 0,278 м/с 10~2 м/с 6,283 рад/с 0,105 рад/с - - - км, ч - - — - - - - об/с об/мин - - - км/ч; м/с м/с2 рад/с; об/с об/мин кг • м/с кг • м2/с кг- м2
Расход: объемный массовый Вместимость, объем Удельный объем Удельный расход топлива на выработку (отпуск) электроэнергии Удельный" расход топлива на выработку (отпуск) тепловой энергии МТ~1 L3 LW-1 L-2r2 - м3/ч л/ч кг/ч т/ч мз л (литр) «1 г/(кВт • ч) г/Гкал Расход м3/с кг/с м3 мЗ/кг кг/Дж кг/Дж 2,78 • 10"" мЗ/с 2,78 • Ю-7 мЗ/с 2,78 • 10-" кг/с 0,276 кг/с 10"3 мЗ 10~3 мз/кг 10"3 мз/кг 2,79 Ю-10 кг/Дж 2,388 Ю-13 кг/Дж - дм3; см3; мм3 ■ - - - л; дл; мл - - М3/ч л/ч; м3/с кг/ч; т/ч кг/с м3; дмЗ; см3; мм3; л; дл; мл мЗ/кг г/(кВт • ч) кг/Дж Акустические величины Звуковое давление (мгно- венное), статическое дав- ление Скорость колебания части- цы (мгновенная) Объемная скорость (мгно- венная) Скорость звука ^ Поток звуковой энергии, звуковая мощность Интенсивность звука, по- верхностная плотность потока энергии Удельное акустическое со- противление ь-хмт~г LT~l L3r-i LT~X LZMT'3 - мт~ъ LiMT~l дин/см2 м/с смз/с м/с эрг/с эрг/(с • см2) дин • с/смЗ Па м/с м3/с м/с Вт Вт/м2 > Па • с/м 0,1 Па - Ю-6 мЗ/с - 1<Г7 Вт 10~3 Вт/м2 10 Па с/м мПз; мкПа мм/с ^ - кВт; мВт; мкВт; пВт МВт/М2; мкВт/м2; пВт/м2 — - - ' - • — . tv;' ■ ■ Па; мПа; мкПа м/с; мм/с м3/с м/с Вт; мкВт; пВт мВт/м2; мкВт/м2; пВт/м2 Па • с/м
Продолжение табл. 1.3 Величина Наименование Акустическое сопротивление Время реверберации Плотность звуковой энергии Затухание Уровень звукового давле- ния, звуковой мощности, интенсивность звука; уси- ление; коэффициент зату- хания Время, временные интерва- лы, периоды Частота Частота вращения, частота дискретных событий Размерность L'^MT-1 Т L 1МТ-2 т-\ Т г-1 г-1 Единицы Применяемые в других системах дин ■ с/см5 с эрг/см3 с"1 с мин ч Гц об/с об/мин В системе СИ Па ■ с/м-1 с Дж/м3 с"1 г Коэффициент перевода применяемых единиц в единицы СИ 105 Па-с/м3 - 0,1 Дж/м3 - Время и частота с (секунда) 60 с 3600 с Гц с"1 - С"1 1/60 с^1 =0,016 с'1 Рекомендуемые десятичные кратные и дольные единицы СИ — — — — кс; мс; мкс; НС ТГц; ГТц; МГц; кГц - Единицы, до- пускаемые к применению наравне с единицами СИ — — — - дБ (деци- бел) мин; ч; сут - об/с; об/мин Единицы, применяемые в энергетике Па • с/м3 с Дж/м3 с-' дБ мкс; не; с; мин; ч; сут ТГц; ГГц; МГц; кГц с"1; об/с; об/мин Состав вещества Количество вещества N моль г-экв мг-экв мкг-экв моль Переменный кмоль; ммоль; мкмоль кмоль; ммоль; моль; мкмоль; г-экв; мг-экв; мкг-экв
Молярная масса Молярная концентрация Молярный объем Концентрация молекул Массовая концентрация Скорость химической реак- ции Жесткость и щелочность воды Удельная поверхность Напор Обменная емкость (массо- вая) via Обменная емкость (объем- ная) Эквивалентная концентрация MN L~3N I?N~l L-3 1ГгМ L~3T^N - I?M^1 L NM-1 NL~3 - - ■ г/моль моль/л л/моль CM-3 г/л; мг/л; мкг/л моль/(л • с) мкг-экв/кг; мг-экв/кг см2/г см г-экв/г г-экв/м3; г-экв/л s г-экв/л; мг-экв/л; мкг-экв/л кг/моль моль/м3 м3/моль м"3 кг/м3 моль/(м3 • с) - м2/кг м - • - > 10 3 кг/моль ГО3 моль/м3 Ю-3 м3/моль 10"6 м~3 - 103 моль/(м3с) - Ю-' М2/КГ 10~2 м - - - г/моль мо ль/дм3; кмоль/м3 дм-3/моль; см3/моль - - - - - см ? - - ~ - моль/л л/моль - - - - - ' - - - - кг/моль; г/моль моль/м3; кмоль/м3; моль/л м3/моль; л/моль — Ч — 3 см , м кг/м3; г/л; мг/л; мкг/л моль/(м3 • с) мкг-экв/кг; м-экв/кг м2/кг м; см г-экв/г; мг-экв/г г-экв/л; мг-экв/л; г-экв/м3 г-экв/л; мг-экв/л; мкг-экв/л
Продолжение табл. 1.3 Величина Наименование Насыпная масса Массовая скорость потока жидкости или газа Размерность Ь~гМ Ь~2МТ~2 Применяемые в других системах кг/м3 кг/л г/л г/мл кг/(м2 • с) В системе СИ кг/м3 кг/(м2 • с) Единицы г Коэффициент перевода применяемых единиц в единицы СИ 10"3 кг/м3 1 кг/м3 10"' кг/м3 - Рекомендуемые десятичные кратные и дольные единицы СИ - Единицы, до- пускаемые к применению наравне с единицами СИ - Единицы, применяемые в энергетике кг/м3; кг/л г/л; г/мл кг/(м2 • с) Оптические и светотехнические величины Сила света Световой поток Освещенность Яркость Оптическая сила линзы (ди- оптрия) J J L~2J L~2J L~x свеча лм лк сб(стильб) асб (апостильб) м-1 кд(кандела) лм (люмен) лк (люкс) кд/м2 м"1 1,005 кд - - 10" кд/м2 0,319 кд/м2 - - — - - - - - - - - КД лм Л К кд/м2 м-' Величины ионизирующих излучений Поток ионизирующих частиц Плотность потока частиц Поглошенная доза излучения Т -» L~2T-2 L2T~2 с"' с-1 -м~2 рад - с • м Гр (грей) - - 0,01 Гр - - ТГр; ГГр; МГр; кГр; мГр; мкГр - - - с"1 с-1-м-2 кГр; Гр; мГр; мкГр
Примечания: 1. Ампер — сила неизменяющегося тока, который при прохождении по двум параллельным прямолинейным проводникам бесконечной длины и ничтожно малой площади сечения, расположенным в вакууме на расстоянии 1 м один от другого, вызвал бы на участке проводника длиной 1 м силу взаимодействия, равную 2-1<Г"7Н. 2. Кельвин — 1/273,16 части термодинамической температуры тройной точки воды. В Кельвинах выражается также интервал или разность температур; любой температурный интервал, выраженный в Кельвинах (К), численно равен этому интервалу, выраженному в градусах Цельсия (°С), 1 "С = 1 К. 3. Герц — частота, при которой за время 1 с происходит один цикл периодического процесса. 4. Секунда в минус первой степени — частота равномерного вращения, при которой за время 1 с совершается одни оборот тела. 5. Ньютон — сила, сообщающая телу массой 1 кг ускорение 1 м/с2. 6. Паскаль — давление, вызываемое силой 1 Н, равномерно распределенной по поверхности площадью 1 м2. 7. Ампер на квадратный метр — плотность равномерно распределенного по поперечному сечению площадью 1 м2 электрического тока силой 1 А. 8. Кулон — количество электричества, проходящего через поперечное сечение проводника при токе силой 1 А за 1 с. 9. Вольт — электрическое напряжение, вызывающее" в электрической цепи постоянный ток силой 1 А при мощности 1 Вт. 10. Вольт на метр — напряженность однородного электрического поля, при которой между точками, находящимися на расстоянии 1 м вдоль линии напряженности поля, создается разность потенциалов 1 В. 11. Фарад — емкость конденсатора, между обкладками которого при заряде 1 Кл возникает напряжение 1 В. 12. Ом — сопротивление проводника, между концами которого при силе тока 1 А возникает напряжение 1 В. 13. Ом на метр — удельное электрическое сопротивление, при котором цилиндрический прямолинейный проводник площадью поперечного сечения 1 м2 и длиной 1 м имеет сопротивление 1 Ом. 14. Сименс — электрическая проводимость проводника сопротивлением 1 Ом. 15. Сименс на метр — удельная электрическая проводимость, при которой цилиндрический прямолинейный проводник площадью поперечного сечения 1 м2 имеет электрическую проводимость 1 См. •, 16. Вебер — магнитный поток, при убывании которого до нуля в сцепленном с ним контуре сопротивлением 1 Ом проходит количество электричества 1 Кл. 17. Тесла — магнитная индукция, при которой магнитный поток сквозь поперечное сечение площадью 1 м2 равен 1 Вб. 18. Генри — индуктивность контура, с которым при силе постоянного тока в нем 1 А слепляется магнитный поток 1 Вб. 19. Джоуль — электромагнитная энергия, эквивалентная механической работе 1 Дж. 20. Ватт — активная мощность электрической цепи, эквивалентная механической мощности I Вт. 21. Вар — реактивная мощность электрической пели с синусоидальным переменным током при sinq>= 1 и действующих значениях напряжения 1 В и силы тока 1 А". 22. Вольт-ампер — полная мощность электрической цепи с действующими значениями напряжения 1 В и силы тока 1 А.
1.2. УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ИЗДЕЛИЙ ПРИ ВОЗДЕЙСТВИИ КЛИМАТИЧЕСКИХ ФАКТОРОВ ГОСТ 15150 — 69* устанавливает требо- вания к климатическому исполнению, кате- гории размещения, условиям эксплуатации, хранения и транспортирования изделий (ма- шины, приборы и другие технические изделия) в части воздействия климатических факторов внешней среды (табл. 1.4—1.7, 1.9). Под климатическими факторами внеш- ней среды понимает температуру, влажность воздуха, давление .воздуха или газа (высота над уровнем моря), солнечное излучение, дождь, ветер, пыль, смены температур, соля- ной туман, иней, гидростатическое давление воды, действие плесневых грибов, содержание в воздухе коррозионно-активных агентов. Сочетание климатического исполнения и категории размещения называют видом кли- матического исполнения (например, УХЛ1 или УЗ и т. д.). В условное обозначение типа (марки) изделия дополнительно после всех обозначений, относящихся к модифика- ции изделия, входят буквы и цифры, обо- значающие вид климатического исполнения изделия, например изолятор проходной фар- форовый для наружно-внутренней установки ИП-35/1000-750У1 (в исполнении У для кате- гории размещения 1 и т. д.). Вид климати- ческого исполнения указывают во всей доку- ментации, где приведен тип (марка изделия, в том числе эксплуатационная), а также на заводской табличке (этикетке). Нормальные значения факторов внешней среды при испытаниях изделий: температура + 25 + 10°С; относительная влажность воз- духа 45 — 80%; атмосферное давление 84 — 106,7 кПа (630-800 мм рт. ст.). Температура (верхнее и нижнее значения) охлаждающей воды, °С, для изделий испол- нений У, ХЛ и УХЛ: при охлаждении по проточной системе от водопроводных сетей, колодцев, крупных водоемов +25 и +1; при охлаждении по циркуляционной системе с использованием искусственных прудов, градирен и других искусственных сооружений +30 и +1. Рабочие значения (верхнее и нижнее) температуры почвы, °С, на глубине 1 м для изделий исполнений: У +25 и —5; ХЛ+ 10 и -20; УХЛ +25 и -20. Допустимые значения содержания корро- зионных агентов на открытом воздухе не должны превышать указанных в табл. 1.8. Интенсивность дождя (верхнее рабочее давление) для изделий исполнений У, ХЛ и УХЛ 3 мм/мин. Скорость ветра (верхнее предельное зна- чение) 50 м/с. Таблица 1.4. Климатическое исполнение изделий Буквенные обозначения исполнения изделий русские в странах СЭВ для макроклиматических районов Изделия, предназначенные дли эксплуатации на суше, реках, озерах У УХЛ ТВ ТС т о N NF ТН ТА Т U С умеренным климатом С умеренным и холодным климатом С влажным тропическим климатом С сухим тропическим климатом С тропическим, как сухим, так и влажным климатом Общеклиматическое исполнение на суше, кроме районов с очень холодным климатом Изделия, предназначенные для эксплуатации в районах с морским климатом М тм ом в м мт ми W С умеренно холодным морским климатом С тропическим морским климатом, для плавания только в этом районе Для судов неограниченного района плавания Всеклиматическое исполнение, кроме районов с очень холод- ным климатом как на суше, так и на море
Таблица l.S. Категория размещения изделий при эксплуатации Укрупненные категории Дополнительные категории Место размещения в эксплуатации Обо- значе- ние Место размещения в эксплуатации На открытом воздухе Под навесом или в помещениях, где коле- бания температуры и влажности несуществен- но отличаются от колебаний на открытом воздухе и имеется сравнительно свободный доступ наружного воздуха, например в палат- ках, кузовах, прицепах, металлических поме- щениях без теплоизоляции, в оболочке комп- лектного изделия категории I (отсутствие прямого солнечного излучения и атмос- ферных осадков) В закрытых помещениях (объемах) с естест- венной циркуляцией без искусственно регули- руемых климатических условий, где колебания температуры и влажности воздуха и воздейст- вие песка и пыли существенно меньше, чем на открытом воздухе, например в металли- ческих с теплоизоляцией, каменных, бетон- ных, деревянных помещениях (существенное уменьшение воздействия солнечной радиации, ветра, атмосферных осадков, отсутствие росы) В помещениях (объемах) с искусственно регулируемыми климатическими условиями, например в закрытых отапливаемых или ох- лаждаемых и вентилируемых производствен- ных и. других помещениях, в том числе хорошо вентилируемых подземных (отсутст- вие воздействия прямого солнечного излу- чения, атмосферных осадков, ветра, песка и пыли, наружного воздуха, отсутствие или уменьшение воздействия рассеянного солнеч- ного излучения и конденсации влаги) В помещениях (объемах) с повышенной влажностью, например в неотапливаемых и невентилируемых подземных помещениях, в том числе шахтах, подвалах, в почве, в сосудах, корабельных и других помеще- ниях, в которых возможны длительное на- личие воды или частая конденсация влаги на стенах и потолке 1.1 2.1 3.1 4.1 4.2 5.1 Хранение в процессе эксплуа- тации в помещениях категории 4 и работы как в условиях категории 4, так и в других условиях, в том числе и на от- крытом воздухе В качестве'встроенных элемен- тов категории 1 внутри ком- плектных изделий категорий 1; 1.1; 2, конструкция которых исключает возможность кон- денсации влаги на встроенных элементах В нерегулярно отапливаемых помещениях (объемах) В помещениях с кондициони- рованным или частично конди- ционированным воздухом В лабораторных, капитальных жилых и других подобного типа помещениях В качестве встроенных элемен- тов внутри4 комплектных изде- лий катег&жи 5, конструкция которых исключает возмож- ность конденсации влаги на встроенных элементах Примечания: 1. Встроенный элемент — законченное сборкой изделие, удовлетворяющее тре- бованиям соответствующих стандартов или Технических условий, входящее в конструкцию и схему комплектного изделия (или блока) и находящееся в (или на) общей оболочке а (или) каркасе последнего. 2. Комплектное изделие — законченное сборкой изделие, удовлетворяющее требованиям соот- ветствующих стандартов или технических условий и имеющее в составе своей конструкции встроенные элементы, а также общую оболочку и (или) каркас.
Таблица 1.6. Допустимые температуры окружающего воздуха для исполиеиин изделий У, ХЛ, УХЛ Испол- нение изделия У ХЛ УХЛ Категория изделия 1; 1.1; 2; 2.1; 3 3.1 5; 5.1 1; 1.1; 2; 2.1; 3 3.1 «к 5; 5.1 1; 1.1; 2; 2.1; 3 3.1 4 4.1 4.2 5; 5.1 Значение температуры воздуха при эксплуатации, СС рабочее верхнее + 40 + 40 + 35 . + 40 + 40 + 35 + 40 + 40 + 35 + 25 + 35 + 35 нижнее -45* -10* -5 -60 -10* -10 -60 -10* + 1 + 10 + 10 -10 среднее + 10 + 10 + 10 + 10 + 10 + 10 + 10 + 10 + 20 + 20 + 20 + 10 предельное рабочее верхнее + 45 ■ +45 + 35 +45 + 45 + 35 + 45 + 45 + 40 + 40 + 40 + 35 нижнее -50 -10* -5 -60 '-10* -10 -60 -10* +1 + 1 " +1 -10 * Для некоторых областей и отдельных видов изделий принимается по ГОСТ 15150—69*. Таблица 1,7. Допустимая относительная влажность воздуха для исполиеиин У, ХЛ, УХЛ Исполнение изделия УХЛ У, УХЛ ХЛ Категория изделия 4; 4.1; 4.2 1; 2 1.1 2.1; 3; 3.1 5 5.1 Среднемесячное значение в наиболее теплый и влажный периоды при 20 °С и продолжительность воздействия влажность, % 65 80 80 80 90 90 продолжительность, мес 12 6 2 6 12 12 Верхнее значение влажности, %, при 25 °С 80 100 98 98 100 98 Таблица 1.8. Допустимое содержание коррозиоиио-активиых агентов Тип атмосферы Обозначение I II III IV Наименование Условно чистая Промышленная Морская Приморско-промыш- ленная Содержание коррозионно-активных агентов Сернистый газ не более . 20 мг/(м2 • сут) (не более 0,025 мг/м3). Хлориды менее 0,3 мг/(м2 • сут) Сернистый газ от 20 до 250 мг/(м2 • сут) (от 0,025 до 0,31 мг/м3). Хлориды не менее 0,3 мг/(м2сут) Сернистый газ не более 20 мг/(м2-сут) (не более 0,025 мг/м3). Хлориды от 30 до 300 мг/(м2 • сут) Сернистый газ от 20 до 250 мг/(м2 • сут) (от 0,025 до 0,31 мг/м3). Хлориды от 0,3 до 30 мг/(м2-сут)
Таблица 1.9. Условия хранения изделий Условия хранения Отапливаемые и вентилируе- мые склады, хранилища с кон- диционированием воздуха, рас- положенные в любых районах Хранилище с регулируемой влажностью Хранилище с регулируемой температурой и влажностью Закрытые или другие помеще- ния с естественной вентиля- цией без искусственно регули- руемых климатических условий, где колебания температуры и влажности воздуха меньше, чем на открытом воздухе, распо- ложенные в районах с умерен- ным и холодным климате^* л Закрытые или другие поме- щения с естественной вентиля- цией без искусственно регули- руемых климатических условий, где колебания температуры и влажности воздуха существенно меньше, чем на открытом воз- духе, расположенные в любых районах Обозначение условий хранения изделий ос- нов- ное 1 1.1 1.2 2 3 вспомогательное бук- вен- ное Л С жз текстовое Отапливаемое хра- нилище Хранилище с регу- лируемой влажно- стью Хранилище с регу- лируемой темпера- турой и влажностью Неотапливаемое хранилище в райо нах с умеренным и холодным климатом Неотапливаемое хранилище Климатические факторы " ■ Температура воздуха, "С верхг нее значе- ние +40 + 50 + 15 +40 + 50 ниж- нее значе- ние + 5 -60 + 5 -50 -50*з Относительная влажность воздуха верхнее значе- ние, % 80 при 25 °С 40 при 50 °С 55 при 15 °С 98 при 25 °С 98 при 35 °С среднемесячное зна« чение в наиболее теплый и влажный периоды влаж- ность, % 65 при 20 °С 30 при 20 °С 40 при 15 °С 80 при 20 °С 80 при 27 °С продол- житель- ность, мес ■ 12 12 12 6 Сол- неч- ное излу- чение \ t Интен- сивность дождя, верхнее значение, мм/мин - Пыль Н Н Н Н Плес- невые и дерево- разру- шающие грибы -
Продолжение табл. 1.9 Условия хранения , Навесы или помещения, где колебания температуры и влаж- ности воздуха несущественно отличаются от колебаний на открытом воздухе, расположен- ные в районах с умеренным и холодным климатом в атмо- сфере типа I Навесы или помещения, где колебания температуры и влаж- ности несущественно отлича- ются от колебаний на открытом воздухе, расположенные в рай- онах с умеренным и холодным климатом в атмосфере любых типов *4 Навесы или помещения, где колебания температуры и влаж- ности воздуха несущественно отличаются от колебаний на открытом воздухе, расположен- ные в любых районах, в том числе в районах с тропическим климатом в атмосфере любых типов *4 Обозначение условий хранения изделий ос- нов- ное 4 5 6 вспомогательное бук- вен- ное Ж2 ОЖ4 ОЖ2 текстовое Навесы в районах с умеренным и хо- лодным климатом в условно чистой ат- мосфере Навесы в районах с умеренным и хо- лодным климатом Навесы Климатические факторы Температура воздуха, °С верх- нее значе- ние + 50 + 50 +60 ниж- нее значе- ние -50*2 -50*2 -50*2 Относительная влажность воздуха верхнее значе- ние,- % 100 при 25 °С 100 при 25 °С 100 при 35 СС среднемесячное знэг чение в наиболее теплый и влажный периоды влаж- ность, % 80 при 20 °С 80 при 20 °С 90 при 27 °С продол- житель- ность, мес 6 6 12 Ср-П- ■-жРвч- ное излу- чение Н Н Н Интен- сивность ДОЖДЯ, верхнее значение, мм/мин - Пыль + + + Плес- невые и дерево- раз ру- шающие грибы +
Продолжение табл. 1.9 Условия хранения Открытые площадки, распо- ложенные в районах с умерен- ным и холодным климатом в атмосфере типа I Открытые площадки в райо- нах с умеренным и холодным климатом в атмосфере любых типов *4 Открытые площадки в лю- бых районах, в том числе в районах с тропическим кли- матом, в атмосфере любых типов*4 Обозначение условий хранения изделий ос- нов- ное 7 8 9 вспомогательное бук- вен- ное ,Ж1 ожз ОЖ1 текстовое Открытые площадки в районах с умерен- ным и холодным климатом в условно чистой атмосфере Открытые площадки в районах с умерен- ным и холодным климатом Открытые площадки Климатические факторы Температура воздуха, "С верх- нее значе- ние + 50*1 + 50*1 f +60 ниж- нее значе- ние -50*2 -50*2 -50*2 Относительная влажность воздуха верхнее значе- ние, % 100 при 25 °С 100 при 25 °С 100 цри 35 "С среднемесячное зна- чение в наиболее теплый и влажный периоды влаж- ность, % 80 при 20 °С 80 при 20 °С 90 при 27 °С продол- житель- ность, мес 6 •6 12 Сол- неч- ное излу- чение + + + Интен- сивность дождя, верхнее значение, мм/мин 3 3 • 5 Пыль + + + Плес- невые и дерево- разру- шающие грибы + *' Кратковременно (до ■%— 4?'ч в год) температура может повышаться до 60 °С. *2 Температура — 60 °С для изделий исполнений УХЛ (ХЛ), О, а также для изделий других исполнений, у которых в стандартах или ТУ на изделие указано нижнее значение температуры при эксплуатации ниже — 50 °С или которые должны транспортироваться через районы с холодным климатом в зимнее время. *3 Допускается нижнее значение температуры принимать — 10 °С, если изделие не будет транспортироваться или храниться на территории с уме- ренным и холодным климатом в зимнее время. *4 Учитывается воздействие только атмосферы типа II. ■* Примечание. Знак « —» означает, что воздействие фактора не учитывается, знак «+» —воздействие фактора учитывается, буква Н — воздействие фактора существенно меньше,- чем для случая, обозначенного знаком «+».
1.3. ТОВАРНЫЕ ЗНАКИ ПРЕДПРИЯТИЙ - ИЗГОТОВИТЕЛЕЙ ЭЛЕКТРОТЕХНИЧЕ- СКИХ ИЗДЕЛИЙ Таблица 1.10. Товарные знаки трансформаторных н электроаппаратных заводов Предприятие Бакинский завод, сухих трансформаторов v Бакинский завод высо- ковольтной аппаратуры Биробиджанский завод силовых трансформа- торов Всесоюзный научно-ис- следовательский про- и технологический ин- ститут трансформато- ростроения (ВИТ) Ереванский Армэлектро- завод производствен- ного объединения «Армэлектромаш» Запорожский трансфор- маторный завод про- изводственного объе- динения «Запорож- трансформатор» Товарный знак If " ш /Г—\ 9 ш Продолжение табл. 1.10 Предприятие Ишлейский завод высо- ковольтной аппарату- ры Кентаусский трансфор- маторный завод Производственное объе- динение «Кавказтранс- форматор» Куйбышевский завод из- мерительных транс- форматоров Средне- волжского производ- ственного объединения «Трансформатор» Курган-Тюбинский трансформаторный завод Производственное объе- динение «Конденса- тор» Минский электротехни- ческий завод Московское производст- венное объединение «Электрозавод» Товарный знак щш ® А. -чщ *1W ш ID ф < ^^>
Продолжение табл. 1.10 Предприятие Ровенский завод высо- ковольтной аппарату- ры Троицкий электромеха- нический завод Усть-Каменогорский конденсаторный завод Производственное объе- динение «Уралэлект- ротяжмаш» Хмельницкий завод трансформаторных подстанций Чирчикский трансфор- маторный завод Чимкентский завод «Электроаппарат» Производственное объе- динение «Электроап- парат» Товарный знак Прод Предприятие Нальчикский завод вы- соковольтной аппара- туры Благовещенский элект- роаппаратный завод То же олжение табл. 1.10 Товарный знак <*■ ш ш Таблица 1.11. Товарные знаки предприятий, изготовляющих электродвигатели Предприятие Рижский электромаши- ностроительный завод Пермский электротех- нический завод 1 Специальное проектно- конструкторское бюро Псковского электро- машиностроительного завода Завод «Сибэлектромо- тор» (г. Томск) Товарный знак ф (§3 ф й§
Продолжение табл. 1.11 Продолжение табл. 1.11 Предприятие Армавирский электро- технический завод имени 50-летия СССР Кемеровский электроме- ханический завод Производственное объе- динение по выпуску электродвигателей «Эльфа» (г. Вильнюс) Фрунзенский завод «Киргизэлектродвига- тель» Производственное объе- динение «Укрэлектро- маш» (г. Харьков) Завод «Электромашина» (г. Харьков) Харьковский завод «Электротяжмаш» имени В. И. Ленина Сибирский завод тяже- лого электромашино- строения «Сибэлектро- тяжмаш» (г. Новоси- бирск) Товарный знак ® -е** ц ^т^ t # © Предприятие Производственное объе- динение «Азерэлектро- маш», Бакинский элек- тромашиностроитель- ный завод имени 50- летия комсомола Азер- байджана Новокаховский электро- машиностроительный завод имени 50-летия Великой Октябрьской социалистической ре- волюции Улан-Удэнский завод «Электромашина» Ленинградское научно- производственное объединение «Электро- сила» имени С. М. Ки- рова (г. Ленинград) Специальное проектно- конструкторское и тех- нологическое бюро при Лысьвенском тур- богенераторном заво- де СКВ ЛТГЗ Медногорский электро- технический завод «Уралэлектромотор» Ярославский электрома- шиностроительный за- вод ЯЭМЗ Товарный знак ДОЗПСП ^ ^\^7WH Ж ^™™j^B JI @ дш^
Продолжение табл. 1.11 Продолжение табл. 1.11 Предприятие Баранчинский электро- механический завод имени М. И. Калини- на (пос. Баранчинский Свердловской обл.) Московский электроме- ханический завод име- ни В. И. Ленина Производственное объе- динение «Армэлектро- маш» имени В. И. Ле- нина (г. Ереван) Товарный знак ® Предприятие Таллинский завод «Вольта» Могилевский завод «Электродвигатель» Днепропетровский элект- ромеханический завод Ереванский завод элект- родвигателей Товарный знак Я <& Ju </ ш Таблица 1.12. Товарные знаки кабельных заводов Предприятие-изготовитель Электрокабель (г. Кольчугино) Кирскабель (г. Кире) Сарансккабель (г. Саранск) Камкабель (г. Пермь) Севкабель (г. Ленинград) Москабель (г. Москва) Подольсккабель (г. Подольск) Куйбышевкабель (г. Куйбышев) Уралкабель (г. Свердловск) Амуркабель (г. Хабаровск) Укркабель (г. Киев) Азовкабель (г. Бердянск) Южкабель (г. Харьков) Ташкенткабель (г. Ташкент) Молдкабель (г. Бендеры) Таджиккабель (г. Душанбе) Кавказкабель (г. Прохладное) Условное обозначение предприятия экз кикз САКЗ кмкз екз мкз пкз ккз УРКЗ АМКЗ УКЗ АКЗ УКЗ ТКЗ млкз ТАКЗ квкз Шифр К 01 К 03 К 04 К 09 К 10 К 11 К 13 К 16 К 19 К 20. К 24 К 27 ' К 28 К 33 К 39 К 41 К 67 ** Цвета отличительных ниток Красный, желтый Красный, коричневый Желтый, зеленый Красный, зеленый, корич- невый Желтый Зеленый Красный, черный Черный Коричнечьгй Коричневый, зеленый Красный,' синий Черный, желтый Синий, зеленый Синий Синий, черный, зеленый Белый, синий, зеленый Белый, синий, черный Примечание. Наименование предприятия—изготовителя кабеля может быть установлено по шифру на фирменной ленте (полоске) бумаги или ткани, находящейся под металлической оболочкой кабеля. На некоторых кабелях для их маркировки применяются цветные нитки.
Таблица 1.13. Товарные знаки предприятии, изготовляющих изоляторы, электроустановочные изделия из стекла, керамики, пластмассы Предприятие (страна-изготовитель) Товарный знак старый Завод «Изолятор» (Москва) tfo Славянский зайрд высоковольтных изоляторов сэиз 59 Славянский ордена Трудового Красного Зна- мени арматурно-изоляторный завод им. Артема $ш Южно-Уральский арматурно-изоляторный за- вод -to- ю Завод «Комиэлектростеотит» (г. Ухта, пос. Водный, Коми АССР) ® Производственное объединение «Укрэлектроизо- лятор» (Первомайский фарфоровый завод, пос. Первомайск Житомирской обл.) Т Камышловский завод «Урализолятор» (г. Ка- мышлов Свердовской обл.) м
Продолжение табл. 1.13 Предприятие (страна-изготовитель) Товарный знак старый Пермский завод высоковольтных изоляторов и Львовский завод стеклянных изоляторов Белоцерковский завод «Электроконденсатор» & Ленинградский государственный ордена Трудо- вого Красного Знамени фарфоровый завод им. Ломоносова Завод «Автостекло» (г. Константиновка До- нецкой обл.) Гжельское производственное объединение «Электроизолятор» (пос. Ново-Харитоново Мос- ковской обл.) Gs В кц Львовская стеклофирма «Радуга» А Бывшая Центральная научно-исследовательская лаборатория при арматурно-изоляторном заводе имени Артема (г. Славянск Донецкой обл.) <&
Продолжение табл. 1.13 Предприятие (страна-изготовитель) Товарный знак старый Ленинградское научно-производственное объе- динение «Электрокерамика» (завод «Пролетарий») S3 О Великолукский завод электротехнического фар- фора (ВЗЭФ) © Андреапольский фарфоровый завод т Опытный завод Всесоюзного научно-исследова- тельского и проектно-технологического институ- та электрокерамики (г. Москва) Фарфоровый завод имени 8 марта (с. Полянки Житомирской обл.)
Продолжение табл. 1.13 Предприятие (страна-изготовитель) Махарадзевский завод фарфоровых изделий Энгельсский завод автотракторных запальных свечей Комбинат «Ярваканди —Техасед» (г. Ярваканди Эстонской ССР) Бендерский завод «Электрофарфор» Борисовский завод пластмассовых изделий Щекинский ордена «Знак Почета» завод «Ки- сяотоупор» (г. Щекино Тульской обл.) Специальное конструкторско-технологическое бюро неорганических материалов института неорганической химии АН Латвийской ССР (г. Рига) Товарный знак старый новый ® В А s# <D *F mfl 1 ! "Л- ® ® >
Продолжение табл. 1.13 Предприятие (страна-изготовитель) Товарный -знак Красноярский завод «Сибизолятор» Минский фарфоровый завод Управления промстройматерийлов Завод «Азерэлектроизолит» (г. Мингечаур Азер- байджанской ССР) Куйбышевский завод измерительных трансфор- маторов измэт Корейская Народно-Демократическая Республи- ка (КНДР) Германская Демократическая Республика (ГДР) А
Продолжение табл. 1.13 Предприятие (страна-изготовитель) Товарный знак старый новый Германская Демократическая Республика (ГДР) УдоеаШг JWt Испания arteche Китайская Народная Республика (КНР) 62 6
Продолжение табл. 1.13 Япония а» V ■(» Дания .' Франция Швейцария Социалистическая Федеративная Республика Югославия (СФРЮ) Чехословацкая Социалистическая Республика (ЧССР) Товарный знак старый ИОВЫЙ DA-65873 Ф 1^ NGK JAPAN AEROFORM ALSTHOSfl SEDIVER SAMICATHERM DRYSOMIC У?Ш vgc
Таблица 1.14. Условные графические обозначения на электрических схемах Оборудование Обозначение Электростанции (ЭС) и подстанции (ПС) — обозначения без конкретизации кон- структивного исполнения (при необходимо- сти различения действующих и проекти- руемых объектов в первом случае приме- няется штриховка), ГОСТ 2.748 -68*: а — ЭС, общее обозначение; б — ЭС теп- ловая; в — ЭС паротурбинная на твердом топливе; г — ТЭЦ на твердом топливе; d-АЭС; е-ГЭС; ж-ГАЭС; э - ЭС геотермальная; и — ПС, общее обозначение; к — ПС трансформаторная; л — ПС выпря- мительная а) О В 0) о к) В) а ж) D ПС с указанием вида установки, ГОСТ 2.748-68*: а — открытая; б — закрытая; в — подзем- ная; г — полуподземная; д — передвижная О О О OQ 8) В) S) О) а) Машины электрические, ГОСТ 2.722—68*: а — генератор трехфазный, общее обозна- чение; б — двигатель трехфазный с соеди- нением обмоток статора в звезду, общее обозначение; в — асинхронный двигатель с короткозамкнутым ротором, общее обозна- чение; г — генератор постоянного тока с независимым возбуждением (два варианта изображения); д — то же с последователь- ным; е — то же с параллельным; ж — то же со смешанным; э — двигатель постоян- ного тока реверсивный с двумя последо- вательными' обмотками возбуждения ® (й) б) В) Трансформаторы и автотрансформаторы, ГОСТ 2.723-68*: а — трансформатор со ступенчатым регу- лированием; б — автотрансформатор с тре- тичной обмоткой в однофазном изображе- нии; в — трансформатор с ферромагнитным магнитопроводом однофазный (два вариан- та изображения): г — то же трансформа- тор трехфазный со схемой обмоток звезда — звезда с выведенной нейтралью; д — то же, со схемой звезда — треугольник; е — транс- форматор однофазный с ферромагнитным магнитопроводом и управляющей обмоткой Катушки индуктивности, трасформаторы тока, ГОСТ 2.723-68*: а — общее обозначение, если требуется, начало обмотки обозначается точкой; б — дроссель с ферромагнитным магнитопрово- дом; в—катушка индуктивности с магни- тодиэлектрическим магнитопроводом; г — катушка индуктивности со скользящим кон- тактом и отводом; д — трансформатор тока с одной вторичной обмоткой (два варианта изображения); е — трансформатор тока быстронасыщающийся; ж ~ реактор £огу\™ ^va. <3^л_ а) д) в) ' 8) Т б) 4 -Т е) ж)
Продолжение табл. 1.14 Оборудование Обозначение Коммутационные устройства высокого напряжения, ГОСТ 2.755-74*: а — разъединитель однополюсный; б — выключатель-разъединитель однополюс- ный; в — разъединитель трехполюсный; г — выключатель-разъединитель трехполюс- ный; д, е — выключатель трехполюсный (два варианта изображения) а) I) 8) е) д) е) Предохранители/ ГОСТ 2.727-68*: а — плавкий, общее обозначение; б — инерционно-плавкий; в — тугоплавкий; г — быстродействующий; д — катушка термиче- ская (предохранительная); е — пробивной; ж — с общей цепью сигнализации; з — вык- лючатель-предохранитель; и — разъедини- тель-предохранитель а) б) т е) *) Ю з) и) Разрядники, ГОСТ 2.727-68*: а — общее обозначение; б — трубчатый; в — вентильный; г — шаровой; д — роговой; е — искровой промежуток двухэлектродный, общее обозначение; ж — угольный; з — вакуумный V f a) S) А -у I е) ж) г) I Г д) Некоторые однолинейные обозначения аппаратов высокого напряжения, не пре- дусмотренные стандартами ЕСКД, но при- нятые практикой: а — выключатель; б — реактор сдвоенный; в — отделитель; г — короткозамыкатель а) В) 6) ■•**) Провода, кабели и шины, ГОСТ 2.751-73*: а — общее обозначение линии связи, про- вода, кабели, шины (групповое обозначение чертится толще других); б — пересечение линий без соединения; в — ответвления; г — однолинейное обозначение группы из п линий; д, е — примеры графического слия- ния линий электросвязи в групповую ли- нию; ж — линия экранирования: з — экра- нирование группы элементов; « — экрани- рованная линия связи; к — группа из пяти линий связи в общем экране а) "Чу I ЛВ) ттут *> д) е) *) 3) О А и) к)
Продолжение табл. 1.14 Оборудование Обозначение Заземления, соединения, повреждения проводов, кабелей и шин, ГОСТ 2.751 — 73*: а — заземление; б — соединение с корпу- сом; в — повреждение иа землю, на корпус; г — повреждение изоляции между провода- ми; д — графическое пересечение проводов с учетом их взаимного расположения (верхний провод обозначается полуокруж- ностью); е — примеры подключения прово- дов к одной точке; эк — шина с ответвле- нием и двумя отводами (отпайками); э, и — однолинейное и многолинейное изо- бражения группы из трех скрученных проводов; к —обрыв линии (на месте зна- ка х указываются данные о продолжении линии на схеме) i 1 -£-£ ZJZZ а) В) Ь) г). В) е) N {J з) и) к) Обозначения общего применения, ГОСТ 2.721-74*: а — поток электромагнитной энергии, сиг- нал электрический (в одном направлении, в обоих направлениях неодновременно, в обоих одновременно); б — то же для жидкостей (прн незачерненном треуголь- нике — для газа); в — движение прямолиней- ное одностороннее, возвратное, с ограни- чением; г — движение вращательное одно- стороннее, возвратное, на угол 45°; д — регулирование линейное, общее обозначе- ние, и ступенчатое (пять ступеней); е — регулирование нелинейное и подстроечное а) V б) 45' в) 3) А е) Приводы коммутационных аппаратов, ГОСТ 2.721-74*: а — ручной, обшее обозначение (два ва- рранта) ; б — пневматический; в — электро- машинный; г — тормоз а) в) 0) *) Источники тока, ГОСТ 2.742-68* и 2.750-68: а — элемент гальванический или аккуму- ляторный; б—батарея аккумуляторная с отводом; в — то же с одинарным элемент- ным коммутатором; г — обозначение рода тока: постоянный, переменный, пульси- рующий; д — полярность: положительная, отрицательная Ь, Ч"1'Ь; -I'll^ — 'V/ V .+ - V :% в) Электроизмерительные приборы, ГОСТ 2.729-68*: а — показывающий вольтметр; б — реги- стрирующий вольтметр; в — интегрирую- щий прибор (счетчик); г — амперметр с цифровым отсчетом; д — осциллограф © а) V W /N В) в) е) В)
Продолжение табл. 1.14 Оборудование Обмотки электромеханических устройств (пускатели, электромагниты, реле), ГОСТ 2.756-76*: а — общее обозначение (два варианта); б — с одной обмоткой; в — с двумя обмот- ками (два варианта); г — отдельная обмотка катушки с несколькими обмотками при разнесении на схеме; д — с п обмотками; ё — с двумя' встречными обмотками; ж — с двумя встречными одинаковыми обмот- ками (бифилярные); з —с одним отводом; « — трехфазная; к — пример уточняющих указаний в основном графическом поле: обмотка реле максимального тока; л — примеры уточняющих указаний в допол- нительном графическом поле: обмотка реле переменного тока, обмотка реле напряже- ния; м — обмотка теплового реле Контакты коммутационных устройств, общие обозначения, ГОСТ 2.755 — 74*: а — замыкающий; б — размыкающий (два варианта изображения); в — переключаю- щий (три варианта); г — переключающий без размыкания цепи; д — переключающий со средним положением; е — с двойным замыканием; ж — с двойным размыка- нием; з, и — замыкающий и размыкающий с механическими связями (два варианта) Контакты коммутационных устройств за- мыкающие, ГОСТ 2.755-74*: а — с замедлением при срабатывании; б—с замедлением при возврате; в —с за- медлением при срабатывании и возврате; г — без самовозврата; д — с самовозвратом; е — импульсные (замыкающие при срабаты- вании, при возврате, при срабатывании и возврате); ж — для сильноточной цепи; з — дугогасительный; и — теплового реле Контакты коммутационных устройств импульсные размыкающие, ГОСТ 2.755-74*: а — при срабатывании; б—при возврате; в — при срабатывании и возврате Обозначение ф s~n ф ф r-J-ф й) В) : В) .ф ф [\\\ ф ф е) гП 'е) ж) s) й ф нф еф ф «) к) л; '■ ь^ \, L.U Li U LI LI С, Ф гЧ ' Л is i ч ! L- Lj_ LiJ \= =* -А ^ Х- v 1 1 h г г 1д) е) ж) з) ' и; ' 1 с; U; 1 в; 1 г) ' }s fi Js a; S) 8) в) Т и -
Продолжение табл. 1.14 Оборудование Обозначение Примеры обозначений коммутационных устройств в сборе, ГОСТ 2.755—74*: а — реле электромагнитное с тремя кон- тактами: замыкающим, размыкающим и переключающим; б, в — трехполюсные вык- лючатели: путевой и с возвратом при перегрузке; г — грехполюсный переключа- тель Выключатели кнопочные с самовозвра- том, ГОСТ 2.755-74*: а, 6 — с контактами замыкающим и раз- мыкающим нажимной; в, г — то же вы- тяжной; д, е —то же поворотйый if I н .г* а) В) б) г) д) е) Выключатели кнопочные без самовоз- врата, ГОСТ 2.755-74*: а—с возвратом вытягиванием кнопки; б —то же вторичным нажатием; в — то же нажатием специальной кнопки (сброс) а) \ В) I б) Контактные соединения, ГОСТ 2.755 — 74*: а — разъемное, штырь; б — то же, гнездо; в — то же, в сборе; г — разъемное, про- ходное; д — разборное, контакт; е — нераз- борное, контакт; ж — перемычка коммута- ционная на размыкание; э — то же с вы- веденным штырем; и — перемычка комму- тационная на переключение; к — скользя- щий контакт -■-< и) Резисторы постоянные и терморезисторы, ГОСТ 2.728-74*: а — общее обозначение; б — с номицаль- ной мощностью рассеяния 0,05 Вт; в — 0,125 Вт; г - 0,25 Вт; д - 0,5 Вт; е - 1,0 Вт; ж — 2,0 Вт; э — 5,0 Вт; и — шунт измери- тельный; к — элемент нагревательный; л, м — терморезисторы прямого и косвенного подогрева % -с ЬМТ ЦЩИШИД а) б) l^j JL J^l JL Л Л- -ЛТП ПН- ЧуП- и) к) -^^л) fn
Продолжение табл. 1.14 Оборудование Обозначение Резисторы переменные, ГОСТ 2.728 — 74*: а — общее обозначение (два варианта); б — с нелинейной регулировкой; в, г — с дву- мя подвижными механически не связанными и связанными контактами; д — подстроеч- ный; е — переменный с подстройкой;' же — с двумя дополнительными отводами Конденсаторы, ГОСТ 2.728-74*: а — постоянной емкости; б — переменной емкости; в — подстроечный; г — электроли- тический поляризованный; д - то же не- поляризованный; е — проходной; ж — опор- ный ; з — вариконд а) csdbs V 7Ц) Ль) . . _L Та; V 3) Полупроводниковые приборы, ГОСТ 2.730-73*: а —диод, общее обозначение; б—тун- нельный диод; в, г — стабилитрон односто- ронний,"-двусторонний; д — варикап; е — ди- одный тиристор (динистор); ж — тиристор триодный, запираемый в обратном направ- лении с управлением по катоду; з — то же, по аноду; « — датчик Холла; к — диод Шотки -н- -й- -Ш- О) В) В) *) ЧИг--Ш- -£Ь-Б^-ф-| д) е) f ж) i) \ и) ' Транзисторы, приборы излучающие и фоточувствительные, ГОСТ 2.730 — 73*: а — транзистор типа PNP; б —лавин- ный транзистор типа NPN; в — полевой транзистор с каналом /V-типа; г — то же Р-типа; д — фотодиод; е — светодиод; ж — фоторезистор, общее обозначение; з — сол- нечный фотоэлемент тс; Т# г-|$; "г; -©--©-©--©- е) ж) з) Выпрямительные схемы, ГОСТ 2.730 — 73*: а — однофазная мостовая, развернутое изображение; б —то же, упрощенное изоб- ражение; в — трехфазная мостовая 2\ 2S II 21 Ж 21 ь)
Продолжение табл. 1.14 Оборудование Обозначение Приборы электровакуумные, ГОСТ 2.731-81: а — диод прямого накала; б — триод с катодом косвенного накала; в — тиратрон; г — лампа тлеющего разряда (например, неоновая); д — стабилитрон; е — вентиль ртутный управляемый; ж — трубка элект- ронно-лучевая двуханодная, упрощенное обозначение Ф а) Ф Линии электроснабжения и связи, виды прокладки, СТ СЭВ 160-75: а —воздушная на опорах; б —наземная; в — подземная; г — подводная а) В) ю г) Линии электроснабжения и связи, опоры ВЛ, СТ СЭВ 160-75: а — общее обозначение и для круглого сечения; б — для квадратного и прямоуголь- ного; в — с одним и двумя пасынками; г — с оттяжкой и с поддержкой; д — про- межуточная; е — А-образная; ж — порталь- ная о □ а а) б) в в х^ д) QZD ж) Линии электроснабжения и связи, элемен- ты и конструкции ВЛ, СТ СЭВ 160-75: а —подвес промежуточный двойной; б — подвес провода (кабеля) на тросе; е — про- вод (кабель) самонесущий; г — транспози- ция провода на опоре, в пролете; д — гаситель вибраций; е — батарея конденсато- ров в пролете; ж — разъединитель на опо- ре; з — разрядник на опоре, общее обо- значение; и — молниеотвод на опоре; к — светильник на опоре а) т> й: -^- 0\р 9 <"Vj re; О i О т е) —B-^i ж) © —А— _4_ «; ™|Ог" S) Линии электроснабжения и связи, эле- менты и защита подземных, подводных линий, Стандарт СЭВ 160 — 75: а — муфты концевые: прямая, ответви- тельная; б — муфты: линейная (соединитель- ная), линейная повышенной надежности и ответвительная; е —прикрытие, общее обо- значение; г, з — прикрытие кирпичом, че- репицей, бетонными плитами, профилиро- ванной сталью, фольгой из пластмассы; « — канализация в трубе, в п трубах; к — канализация в кабельном блоке с тремя от- верстиями; с 9 отверстиями; л — канализа- ция в открытом, закрытом кабельных ка- налах; м~ канализация в кабельном туннег ле; н — анод защитный Примечания: 1. В таблице приведены обозначения лишь наиболее употребительных видов оборудования и, как правило, только основные варианты обозначения. 2. Допускается выполнять графические обозначения в зеркальном изображении.
Таблица 1.15. Условные графические обозначении на планах Оборудование Обозначение Электропроводки н заземления, ГОСТ 2.754-72*: а —линия проводки, общее обозначение; б — то же, пример для цепи переменного тока .50 Гц 6 кВ, выполненной кабелем ААБ 3x120; в — линия заземления или за- нуления; г — металлоконструкции, исполь- зуемые в качестве магистралей заземления, запулення; Ь — заземлители; е — линия ава- рийного, охранного 'Освещения; ж — линия напряжением 36 В и ниже: з — проводка гибкая 50ГЦ,ЯЮРВ/ЦВ«Й0 Ь) ~Ь) *) Электропроводки в трубах и каналах, гдинопроводы, ГОСТ 2.754 — 72*: а — труба, прокладываемая скрыто, с от- меткой заложения; б—группа труб, про- кладываемых скрыто; в — труба, проклады- ваемая открыто; г — туннель кабельный; д — кабельный канал с колодцем; е — тран- шея кабельная; ж — линия, выполняемая голыми шинами или проводами; з — ши- нопровод4"закрытый на стойках; и — то же на подвесах; к — то же на кронштейнах -G8 -0,2 Выключатели, переключатели, кнопки, розетки штепсельные, ГОСТ 2.754 — 72*: а — выключатель: общее обозначение, од- нополюсный, двухполюсный; б—переклю- чатели на два направления однополюсный, трехполюсный; в — переключатель многопо- зиционный; г — переключатель числа пар полюсов; д — переключатель со звезды на треугольник; е — выключатель кнопочный: общее обозначение и со встроенной сигналь- ной лампой; ж — пост кнопочный на две кнопки; з — извещатель пожарный; и — ро- зетки штепсельные: общее обозначение, с защитным контактом, совмещенная с вы- ключателем 6 dV /у V с? £ a) v *S) 6) е) д) О ® I® е) i ж; з) а) Светильники и табло, ГОСТ-2.754-72*: а — светильники с лампами накаливания, общее обозначение (два варианта); б — с люминесцентной лампой; в — с лампой ДРЛ; г — аварийного освещения; д — указа- теля аварийного выхода; е — табло на один сигнал, на три сигнала; ж — прожектор, общее обозначение X О а) д) JZZZ-t S) О в; ») Q е) ж)
1.5. РЯДЫ НОМИНАЛЬНЫХ МОЩНОСТЕЙ, ТОКОВ, НАПРЯЖЕНИЙ Ряд номинальных мощностей вращающихся электрических машин, кВт (ГОСТ 12139-84): 0,12 0,18 0,25 0,37 (0,50) 0,55 0,75 (1,0); 1,1 1,5 (2,0) 2,2 3,0 3,7 4,0 5,5 7,5 (8,0) 11 15 (16) 18,5 22 30 37 45 55 (60) 63 75 90 (100); ПО 132 150 160 185 200 220 250; 280 300; 315 335 375 , 400; 425 450; 475 500; 530 560 600 630; 670 710; 750 800; 850 900; 950 1000 1250 1600 2000 2500 3150 3550 4000 5000 6300 8000 10000 Примечания: 1. Стандарт распространяется на электрические машины постоянного и перемен- ного тока мощностью до 10 MB А (в таблице приведены данные только по машинам мощностью 0,12 кВт и более). 2. Значения мощностей, указанные в скобках, допускаются только для генераторов. 3. По согласованию между изготовителем а потребителем допускаются также следующие зна- чения мощностей: 1,8; 9; 13; 17; 20; 25; 33; 40; 50; 80; 125; 1120; 1400; 1800; 2250; 2800; 4500; 5600; 7100; 9000 кВт. 4. Сочетания номинальных мощностей, напряжений и частот вращения электрических машин переменного тока мощностью 100 кВт и более регламентируются ГОСТ 9630—80Е (электродви- гатели), ГОСТ 9586-75* Е (генераторы). Ряд номинальных мощностей силовых трансформаторов и автотрансформаторов, MB*A (ГОСТ 9680-7711): 0,010 (0,0125) 0,016 (0,020) 0,025 (0,0315) 0,040 (0,050) 0,063 (0,080) 0,100 (0,125) 0,160 (0,200) 0,250 0,320 (0,315) 0,400 (0,500) 0,630 (0,800) 1,00 (1,25) 1,60 (2,00) 2,50 3,20 (ЗД5) 4,00 (5,00) 6,30 (8,00) 10,0 (12,5) 16,0 (20,0) 25,0 32,0 (31,5) 40,0 (50,0) 63,0 80,0 100 125 160 200 250 (315) 400 500 630 800 1000 1250 1600 2000 2500 3150 4000 5000 6300 8000 Примечания 1. Стандарт распространяется на трехфазвые и Однофазньод.(не предназначенные для работы в составе трехфазных групп) автотрансформаторы и трансформаторы мощностью 0,01 кВ-А и бодее; в таблице приведены данные, начиная только с мощности №ЬкВ-А. 2. Номинальвая мощность однофазного трансформатора, предназначенного для работы в трех- фазной группе, должна составлять одну треть мощности, указанной в таблице. 3. Для трансформаторов, работающих в блоке с генератором мощностью более 160 MB А, допускается устанавливать мощность, отличающуюся от указанной в таблице. 4. Значения в скобках принимаются только для специальных трехфазных или предназначенных для экспорта трансформаторов. Ряд номинальных токов электрооборудования, А (ГОСТ 6827—76*): 0,1 0,12 1,0 1,25 10 12,5 100 125 1000 1250 10000 (11200) 12500 (14000) 100000 (112000) 125000 (140000)
Ирооолжение 0,16 — 0,2 0,25 _ 0,3 0,4 0,5 0,6 0,8 1,6 2,0 2,5 3,15 — 4,0 5,0 — «". 6,3 , _ " 8,0 16 — 20 25 — 31,5 — 40 — 50 — 63 — 80 160 — 200 250 — 315 — 400 — 500 — 630 — 800 1600 — 2000 2500 — 3150 — 4000 — 5000 — 6300 — 8000 16000 (18 000) 20000 (22 500) 25000 (28 000) 31500 (35500) 40000 (45 000) 50000 (56 000) 63 000 (71000) 80000 160 000 (180000) 200000 (225000) 250000 — — — — — — — — — — Примечания: 1. Стандарт распространяется на электрооборудование и приемники электро- энергии постоянного и переменного тока частотой по ГОСТ 6697 — 83 от 0,0001 до 250000 А (в таблице приведены только значения от 0,1 А и выше). Стандарт не распространяется на элементы тепловых реле, цепей измерения, контроля, сигнализации и управления и катушки электри- ческих аппаратов. 2. Значения токов, указанные в скобках, в новых разработках не применять. 3. Подчеркнутые значения токов в диапазоне от 1,0 до 6300 А являются предпочтительными. 4. Для трансформаторов тока допускается принимать, кроме указанных, значения тока 15, 30, 60, 75 и 120 А, а также десятичные кратные им значения. 5. По согласованию между потребителем и изготовителем допускается применение токов 37 500, 75 000 и 150000 А (для преобразовательных агрегатов и предназначенных для них трансформа- торов), а также 1400 и 2240 А (для существующего оборудования). Ряд номинальных токов отключения выключателей, кА (ГОСТ 687—78Е): 2,5; 3,2; 4,0; 5,0; 6,3; 8,0; 10; 12,5; 16; 20; 25; 31,5; (35,5); 40; (45); 50; (56); 63; (71); 80; (90); 100; (112); 125; (140); 160; (180); 200; (224); 250. Примечание. В скобках приведены значения, применяемые при условии согласования с заказчиком. Таблица 1.16. Номинальные токи и отключаемые токи предохранителей на наприжение 3 кВ н выше (ГОСТ 2213-79*Е) Ток заменяемого эле- мента, А Отключаемый ток, кА Значение для предохранителя токоограничивающего 2; 2,5; 3,2; 5; 6,3; 8; 10; 16; 20; 25; 31,5; 40; 50; 63: 80; 100; 125; 160; 200; 250; 315; 400; 630; 800; 1000 2,5; 3,2; 4; 5; 6,3; 8; 10; 12,5; 16; 20; 25; 31,5; 40; 50; 63 нетокоограничивающего 2; 2,5; 3,2; 5; 6,3; 8; 10; 16; 20; 25; 31,5; 40; 50; 50; 63; 80; 100; 125; 160; 200 1,6; 2; 2,5; 3,2; 4; 5; 6,3; 8; 10; 12,5; 16; 20 Таблица 1.17. Номинальные наприжения электрических сетей и присоединяемых к ним источников и приемников энергии до 1 кВ (ГОСТ 721 — 77*) Постоянный ток, В Источники и преобразо- ватели 6; 12; 28,5; 48; 62; 115; 230; 460 Сети и приемники 6; 12; 27; 48; 60; ПО; 220; 440 Переменный ток, В Источники и преобразователи Однофазный ток 6; 12; 28,5; 42; 62; 115; 230 Трехфазный ток1 42; 62; 230; 400; 690 Сети и приемники Однофазный ток 6; 12; 27; 40; 60; ПО; 220 Трехфазный ток1 40; 60; 220; 380; 660 1 Междуфазные значения напряжения.
Таблица 1.18. Номинальные напряжения электрических сетей и присоединенных к ним источников и приемников энергии свыше 1 кВ (ГОСТ 21128—83) ■ " , Номинальное междуфазное напряжение, кВ Сети и приемники (3) 6 10 20 35 ПО (150) 220 330 500 750 1150 Генераторы и синхронные компенсаторы (3,15) 6,3 10,5 21,0 Трансформаторы и автотрансформаторы с РПН и без РПН Первичные обмотки (3) и (3,15) 6 и 6,3* 10 и 10,5* 20 20 и 21* 35 35 и 36,75* 110 и 115 (158) 220 и 230 330 500 750 1150 Вторичные обмоткн (3,15) и (3,3) (3,15) 6,3 и 6,6 10,5 и 11 22 38,5 121 115 и 121 (165) (158). 242 230 и 242 347 330 525 787 Наибольшее рабочее напряжение оборудования, кВ (3,6) 7,2 12 24 40,5 126 (172) 252 . 363 525" 787 1200 * Для трансформаторов и автотрансформаторов, присоединяемых непосредственно к шинам гене- раторного напряжения электрических станций или к выводам генераторов. Примечания: 1. В табл. 1.17 и 1.18 указаны только напряжения установок общепромыш- ленного применения, без учета напряжений, допускаемых для установок специального назначения (автономные системы средств транспорта и т. п.). "'*-.• 2. Напряжения, указанные в скобках, для вновь проектируемых сетей не рекомендуются. 3. Номинальные напряжения трансформаторов относятся к основному ответвлению, дробью указаны величины напряжения трансформаторов с РПН- (знаменатель) и без РПН (числитель). 4. Для угольной промышленности может также применяться напряжение 1140 В для приемни- ков и 1200 В для источников. 5. Для турбогенераторов 100 МВт и выше, гидрогенераторов 50 МВт и выше, синхронных компенсаторов 160 MB-А и выше присоединяемых непосредственно к иим первичных обмоток трансформаторов и соответствующего оборудования допускаются номинальные напряжения 13,8; 15,75; 18; 20; 24 и 27 кВ; напряжения выше 27 кВ допускаются по согласованию между заказчиком и изготовителем. 6. Для синхронных компенсаторов допускаются номинальные напряжения 6,6; 11 и 22 кВ. 7. Дополнительно к указанным для общепромышленного применения допускаются напряжения: а) переменного тока 24 В (однофазные), 36 и 42 В; б) постоянного тока 2,4; 4,5; 9; 24 В — для химических источников тока и присоединенных к ним приемников, а также 24 В для ранее разработанного оборудования и сетей общепромышленного назначения.
1.6. ДОПУСТИМЫЕ ТЕМПЕРАТУРЫ НАГРЕВА Таблица 1.19. Допустимые температуры нагрева оборудования и токоведущих частей Наименование оборудования, токоведущей части 1. Токоведущие (за исключением контактов и контактных соединений) и нетоковедущие металлические части: неизолированные и не соприкасающиеся с изоляционны- ми материалами изолированные или соприкасающиеся с изоляционными материалами классо» нагревостойкости по ГОСТ 8865 — 70*: Y v А Е В F Н н С 2. Контакты из меди и медных сплавов: без покрытий в воздухе /в элегазе/ в изоляционном масле с накладными серебряными пластинами: в воздухе и элегазе, скользящие и стыковые в изоляционном масле с покрытием серебром: в воздухе скользящие/стыковые в элегазе/в изоляционном масле 3. Контакты стыковые, размыкаемые без трения — взаим- ного скйльжения и замыкающиеся без удара, из меди и медных сплавов в воздухе с покрытием серебром тол- щиной не менее 24 мкм 4. Контактные соединения из меди, алюминия и их спла- вов в воздухе /в элегазе/ в изоляционном масле: без покрытий с покрытием оловом 5. Контактные соединения из меди и медных сплавов в воздухе/в элегазе/в изоляционном масле: с покрытием серебром с покрытием никелем 6. Контактные соединения из алюминия и его сплавов в воздухе /в элегазе/ в изоляционном масле: с покрытием серебром с покрытием никелем 7. Контакты металлокерамические вольфрам- и молиб- денсодержащие на основе меди/серебра 8. Выводы аппаратов из меди, алюминия и их сплавов, предназначенные для соединения с внешними проводни- ками электрических цепей: без покрытия/с покрытием оловом с покрытием серебром при отсутствии/наличии сере- бряного покрытия контактной поверхности внешнего проводника 9. Разборные и неразборные контактные соединения шин, проводов или кабелей классов 1 и 2 до ГОСТ 10434—82* в установках, свыше 1 кВ при материале проводников: медь, алюмомедь, алюминий и его сплавы при за- щитных покрытиях рабочих поверхностей неблагород- ными металлами/без покрытий медь и ее сплавы без изоляции или с изоляцией классов В, F и Н по ГОСТ 8865-70* с защитным покрытием серебром 10. Предохранители переменного тока на напряжение 3 кВ и выше: Допустимая температура нагрева, °С 120 80 95 105 120 140 165 75/90/80 120 90 105/120 105/90 120 90/105/90 105/105/90 120/120/90 110/115/90 110/120/90 105/110/90 85/90 90/100 105/120 — — Допустимое превышение температуры, °С 85 45 60 70 85 105 130 40/55/45 85 55 70/85 70/55 85 55/70/55 70/70/55 85/85/55 75/80/55 75/85/55 70/75/55 50/55 55/65 70/85 50/40 65
Продолжение табл. 1.19 Наименование оборудования, токоведущей части контактные соединения из меди, алюминия или их сплавов н воздухе без покрытия /с покрытием сереб- ром/ с покрытием оловом: с разъемным контактным соединением, осуществляе- мым пружинами; с разборным соединением (нажатие болтами или винтами), в том числе выводы предохранителя; металлические части, используемые как пружины: из меди из фосфористой бронзы и аналогичных сплавов из бериллиевой бронзы и куниала из углеродистой конструкционной стали Изоляционные материалы или металлические части, со- прикасающиеся с изоляционными материалами классов на- гревостойкостн по ГОСТ 8865-70*: Y/A/E B/F/H и С 11. Сухие трансформаторы с обмотками классов нагре- востойкости по ГОСТ 8865-70*: А/Е/В F/H 12. Изоляционное масло в верхнем слое аппаратов 13. Трансформаторы тока, встроенные в масляные вы- ключатели, трансформаторы, реакторы: обмотки магнитопроводы 14. Трансформаторы, автотрансформаторы и масляные реакторы: обмотки поверхности магнитопровода и конструктивных элемен- тов масло или другой жидкий диэлектрик в верхних слоях при исполнении герметичном/негерметичном болтовые соединения токоведущих зажимов съемных вводов в масле/в воздухе 15. Контактные соединения устройств регулирования на- пряжения силовых трансформаторов под нагрузкой (РПН) при работе на воздухе/в масле: из меди, ее сплавов и медьсодержащих композиций без покрытия серебром: с нажатием болтами или.другими элементами, обес- печивающими жесткость соединения с нажатием пружинами и самоочищающиеся в процессе переключения с нажатием пружинами и не самоочищающиеся в про- цессе переключения из меди и ее сплавов с гальваническим покрытием серебром: с нажатием болтами или другими элементами, обес- печивающими жесткость соединения с нажатием пружинами и самоочищающиеся в процес- се переключения с нажатием пружинами и не самоочищающиеся в процессе переключения из серебра, серебросодержащих композиций, меди и ее сплавов с уплотненным покрытием серебром толщиной ие менее 60 мкм: с нажатием болтами или другими элементами, обеспе- чивающими жесткость соединения; с нажатием пружинами и самоочищающиеся в процес- се переключения; Допустимая температура нагрева, "С 75/105/95 90/115/105 75 105 150 130 90/105/120 130/155/180 — — 90 — — — — — — — — — ■Ь \ — — — — Допустимое превышение температуры, °С 35/65/55 50/75/65 35 65 ПО 90 50/65/80 90/115/140 60/75/80 100/125 55 10 15 65 75 60/55 85/65 40/25 35/20 20/10 65/35 55/20 40/20 80/35 70/20
Продолжение табл. 1.19 Наименование оборудования, токоведущей части с нажатием пружинами и не самоочищающиеся в про- цессе переключения 16. Токоведущие и нетоковедущие металлические части устройств РПН при работе на воздухе/в масле: неизолированные или соприкасающиеся с изоляционными материалами, а также детали из изоляционньк материалов классов нагревостойкости по ГОСТ 8865 — 70*: . Y ^ A t Е В, F, Н и С токоограничивающий реактор в конце половины цикла переключений при номинальном токе 17. Токоведущие жилы силовых кабелей: в режиме длительном/аварийном при изоляции: поливинхлоридный пластикат и полиэтилен вулканизирующийся полиэтилен резина резина повышенной теплостойкости с пропитанной бумажной изоляцией при вязкой/обед- ненной пропитке и номинальном напряжении, кВ: 1 и 3 6 10 20 » 35 маслонаполненные на напряжение, кВ, в режиме дли- тельном/аварийном: 110-220 330-500 и марок МНСА и МНСК 18. Синхронные компенсаторы с изоляцией микалентной компаундированной / термореактивной: обмотка статора при охлаждении: косвенном воздушном косвенном водородном с избыточным давлением, МПа: 0,1 0,2 обмотка ротора при воздушном или водородном ох- лаждении независимо от давления активная сталь статора независимо от давления 19. Машины электрические вращающиеся: обмотки переменного тока машин мощностью 5,0 MB-А и выше или с длиной сердечника 1 м и более при изоляции классов нагревостойкости по ГОСТ 8865 — 70 А/Е/В F/H обмотки переменного тока машин мощностью менее 5,0 MB • А или с длиной сердечника менее 1 м, а также соединенные с коллектором якорные обмотки и обмотки возбуждения машин постоянного и переменного тока с возбуждением постоянным током (кроме указанных ниже) при изоляции классов нагревостойкости по ГОСТ 8865 — 70: А/Е/В F/H обмотки возбуждения неявнополюсных машин с возбуж- дением постоянным током для изоляции классов нагре- востойкости B/F/H однорядные обмотки возбуждения с оголенными поверх- ностями при изоляции классов нагревостойкости по ГОСТ 8865-70: Допустимая температура нагрева, °С — — — — - — 70/80 90/130 65/- 90/- 80/80 65/75 60/- 55/- 50/- 85/90 75/80 105/120(140) 95/110 90/105 130(150) 105/120(140) — — — — — Допустимое превышение температуры, °С 55/20 40/- 55/35 65/35 80/35 200 — — — — — — — — — — — — — — — — 60/70/80 100/125 60/75/80 100/125 90/110/135
Продолжение табл. 1.19 ■ Наименование оборудования, токоведущей части А/Е/В F/H изолированные обмотки, непрерывно замкнутые на себя, а также сердечники и другие стальные части, соприка- сающиеся с изолированными обмотками при изоляции классов нагревостойкости по ГОСТ 8865—70: А/Е/В F/H Коллекторы н контактные кольца, незащищенные и за- щищенные при изоляции классов нагревостойкости по ГОСТ 8865-70: А/Е/В F/H Подшипники скольжения/качения Допустимая температура нагрева, СС — — — *»-- — — 80Д00 Допустимое превышение температуры, °С 65/80/90 110/135 60/75/80 100/125 60/70/80 -90/100 — Примечания: 1. Данные пп. 1—8 и 12 таблицы основаны на ГОСТ 8024—84 «Аппараты и электрические устройства переменного тока на напряжение свыше 1000 В. Нормы иагрева при продолжительном режиме работы и методы испытаний». ГОСТ 8024—84 распространяется на электри- ческие аппараты (в том числе встраиваемые в КРУ, КТП): выключатели, разъединители, отде- лители и их привода; на КРУ, трансформаторы тока, токоограничивающие реакторы, тожопроводы, проходные изоляторы. В таблице также использованы ГОСТ 11677—85 (трансформаторы силовые), ГОСТ 2213-79*Е (предохранители), ГОСТ 18409-73*Е, 24183-80*, 18410-73*Е, 16441-78* (кабели силовые), ГОСТ 10434—82* (соединения контактные), ГОСТ 24126—80 (устройства регулирования напряжения трансформаторов), ГОСТ 609 — 84 (компенсаторы синхронные), ГОСТ 183 — 74* (машины электричесхие вращающиеся). 2. Данные таблицы (кроме специально оговоренных случаев) относятся к работе аппаратов и устройств при продолжительном и повторно-кратковременном режимах работы и при температуре окружающего воздуха от —60 до +40 °С, при этом превышения температуры даны над эффек- тивной температурой воздуха + 35°С. Значения допустимых превышений температуры для аппаратов и устройств, используемых при температуре окружающего воздуха ниже верхнего значения рабочей температуры, могут быть увеличены так, чтобы температуры нагрева не превышали установленных норм. Температура окружающего воздуха, начиная с которой и ниже допустимо увеличение тока нагрузки до 120% номинального значения, сообщается изготовителем. 3. Для изоляциовного материала класса С приведенные в пп. 1 и 10 значения являются наибольшей температурой нагрева, при которой характеристики соседних частей Могут изменяться в пределах норм, предусмотренных в стандартах и технических условиях на конкретные виды ап- паратов. 4. Указанные в таблице температуры и превышения температуры допускаются для таких контактов и контактных соединений с покрытием, у которых слой покрытия не повреждается после испытаний на износостойкость. Если обнаруживается обнажение основного металла в зоне контак- тирования, нормы нагрева устанавливаются как для контактов и контактных соединений баз покрытий. 5. Если контактные поверхности имеют разное покрытие, то нормы нагрева принимаются по детали, для которой нормы нагрева имеют меньшее значение. 6. Данные таблицы не распространяются на части аппаратов, находящиеся в вакууме. 7. Нормативы п. 9 соответствуют эффективной температуре воздуха +40°С. 8. Нормативы в пп. 11, 14—16 определены относительно воздуха со среднесуточной темпера- турой 30 и среднегодовой 20 °С и воды с температурой у входа в охладитель 25 "С. При большей температуре воды превышения температуры обмоток должны быть уменьшены на 8 °С. 9. Превышения температуры в п. 13 приведены относительно температуры масла; при темпе- ратуре масла ниже допустимой (90 для выключателей и 95 "С для трансформаторов, автотрансфор- маторов и реакторов) допустимое превышение температуры может быть соответственно увеличено, но не более чем на 10 °С. '% 10. Превышение температуры отдельных частей масляных заземляющих дугогасящих реакторов может превышать значения, приведенные в п. 14, на 10 °С при номинальном напряжении реактора и на 20 °С при наибольшем рабочем напряжении ■ реактора в положешга, соответствующем наибольшему предельному току. 11. В п. 14 в числителе приведен норматив для исполнения герметичного или с устройством, полностью защищающим жидкий диэлектрик от соприкосновения с окружающим воздухом, в знаменате- ле — для остальных случаев. 12. В трансформаторах мощностью более 63 MB-А в отдельных точках магнитопровода и кон- структивных элементов допускается превышение температуры поверхности до 85 °С, если это превы- шение не превзойдено в других режимах, т. е. на неосновных ответвлениях. 13. Аварийный режим по п. 17 разрешается на период до 8 ч в сутки и не более 1000 ч за срок службы кабеля. Норматив для вязкой пропитки распространяется также на случай бумажной изоляции, пропитанной нестекающим составом. Нормативы для маслоиаполневных кабелей допустимы при засыпке траншей с кабелями грунтом с улучшенными тепловыми свойствами и при среднесуточном значении коэффициента тока нагрузки не более 0,8. Аварийный режим допускается' продолжительностью
Продолжение табл. 1.19 не более 100/50 ч соответственно при коэффициенте среднесуточного тока не более 0,8; в течение года допускается только один случай работы кабеля в таком режиме. 14. Превышение температуры контактных соединений бетонных реакторов над температурой окружающего воздуха не должно быть более 65 °С. 15: Данные п. 18 относятся к изоляции класса В, в скобках приведены отдельные нормативы для изоляции класса F. Нормативы по п. 18 даны для измерения температуры термометром сопротивления, уложенным в паз по сопротивлению обмотки. При использовании компаундов с тем- пературой размягчения 130°С и выше нормативы по п. 18 для микалентной компаундированной изоляции класса В могут быть повышены до 120 "С. 16. Нормативы п. 19 соответствуют температуре газообразной охлаждающей среды 40 и охлаж- дающей воды 30 °С при измерении температуры методом сопротивления, методом температурных индикаторов, уложенных в паз, и методом термометра. Для обмоток статора машин переменного тока с воздушным охлаждением .» турбогенераторов с косвенным охлаждением обмоток на номиналь- ное напряжение свыше'11,0 кВ нормативы таблицы при измерении температурным индикатором должны быть снижены на каждые полные или неполные 1000 В на 1,0 °С и свыше 17,0 кВ — дополнительно на 0,5 °С. Норматив для подшипников соответствует температуре масла 65 °С. 17. Температура нагрева проводников при коротком замыкании должна быть не выше следующих предельно допустимых значений, "С (ПУЭ-86, ГОСТ 11677-85 и 24183-80*): шины медные и их контактные соединения 300 шины алюминиевые и контактные соединения проводников из алюминия, алюмомеди, сплавов алюминия, а также соединения этих проводников с медными ...... 200 шины стальные, не имеющие непосредственного соединения с аппаратом, в том числе заземляющие проводники и их контактные соединения 400 то же с непосредственным присоединением к аппарату 300 кабели с бумажной пропитанной изоляцией на напряжение до 10/(20 — 220) кВ . . . 200/130 кабели и изолированные провода с медными и алюминиевыми жилами и изоляцией поливинилхлоридной/резиновой 160/150 то же полиэтиленовой/из резины повышенной теплостойкости или вулканизирующего полиэтилена 130/250 медные неизолированные провода при тяжении до 20/(20 и более) МПа 250/200 алюминиевые неизолированные провода при тяжении до 10/(10 и более) МПа . . . 200/160 алюминиевая часть сталеалюминиевых проводов 200 обмотки масляных трансформаторов и трансформаторов с жидким диэлектриком с обмотками из меди/алюминия 250/200 обмотки сухих трансформаторов с обмотками из меди/алюминия и изоляцией классов нагревостойкости по ГОСТ 8865—70*: А 180/180 Е 250/200 В, F, Н 350/200 1.7. КАТЕГОРИИ ЭЛЕКТРОПРИЕМНИКОВ ПРИ ОБЕСПЕЧЕНИИ НАДЕЖНОСТИ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ В отношении обеспечения надежности электроснабжения электроприемиики разделяются на три категории (табл. 1.20). Таблица 1.20. Условия обеспечения надежности электроснабжения потребителей Категория электро- приемников Требования к надежности электроснабжения Условия обеспечения надежности электро- снабжения Примечание I категория Перерыв в электро- снабжении не должен повлечь за собой: опас- ность для жизни людей, значительный ущерб на- родному хозяйству, по- вреждение дорогостоя- щего основного обору- дования, массовый брак Обеспечение электро- энергией от двух неза- висимых взаимно ре- зервирующих источни- ков питания и перерыв их электроснабжения при нарушении элект- роснабжения от одного из источников питания В качестве третьего не- зависимого источника питания для особой груп- пы электроприемников и в качестве второго неза- висимого источника пи- тания для остальных электроприемников I ка- тегории могут быть ис-
Продолжение табл. 1.20 Категория .злектро- праемников I категория г 1 Особая груп- па I категории II категория Требования к надежности электроснабжения продукции, расстройст- во сложного технологи- ческого процесса, нару- шение функционирова- ния особо важных эле- ментов коммунального хозяйства Бесперебойная рабо- та связана с необходи- мостью безаварийного останова производства с целью предотвраще- ния угрозы жизни лю- дей, взрывов, пожаров и повреждения дорого- стоящего основного оборудования Перерыв в электро- снабжении не должен приводить к массовому недоотпуску продукции, массовым простоям ра- бочих механизмов и промышленного тран- спорта, нарушению нор- мальной деятельности значительного количе- ства городских и сель- ских жителей Условия обеспечения надежности электро- снабжения может быть допущен лишь на время автома- тического, восстановле- ния питания Электроснабжение электроприемников I категории с особо слож- ным непрерывным тех- нологическим процес- сом, требующим дли- тельного времени на восстановление рабоче- го режима, при наличии технико- экономических обоснований рекомен- дуется осуществлять от двух независимых вза- имно резервирующих источников питания, к которым предъявляют- ся дополнительные требования, определяе- мые особенностями тех- нологического процес- са Для электроснабже- ния особой группы I ка- тегории должно преду- сматриваться дополни- тельное питание от третьего независимого взаимно резервирующе- го источника питания Обеспечение электро- энергией от двух неза- висимых взаимно резер- вирующих источников питания Примечание пользованы местные электростанции, элект- ростанции энергосистем (в частности, шины гене- раторного напряжения), специальнью агрегаты бесперебойного питания, аккумуляторные батареи и т. п. Если резервированием электроснабжения нель- зя обеспечить необходи- мой непрерывности тех- нологического процесса или если резервирование электроснабжения эконо- мически нецелесообраз- но, должно быть осу- ществлено технологичес- кое резервирование, на- пример, путем установки взаимно резервирующих технологических агрега- тов, специальных. уст- ройств безаварийного ос- танова технологическо- го процесса, действую- щих при нарушении электроснабжения ■ч При нарушении элект- роснабжения от одного из источников питания допустимы перерьшы электроснабжения на время, необходимое для включения резервного питания дежурным пер- соналам или выездной оперативной бригадой Допускается питание по одной ВЛ, в том числе с кабельной вставкой, если обеспечена возмож- ность проведения ава- рийного ремонта этой линии за время не бо- лее 1 сут ■ Кабельные вставки этой линии должны вы- полняться двумя кабеля- ми, каждый из которых
Продолжение табл. 1.20 Категория электро- приемников II категория \ III категория Требования к надежности электроснабжения т f Не подходящие для категорий I и II Условия обеспечения надежности электро- снабжения Электроснабжение может выполняться от одного источника пита- ния при условии, что перерывы электроснаб- жения, необходимые для ремонта или заме- ны поврежденного эле- мента системы электро- снабжения, не превыша- ют 1 сут Примечание выбирается по наиболь- шему, длительному току ВЛ. Допускается питание по одной кабельной ли- нии, состоящей не менее чем из двух кабелей, при- соединенных к одному общему аппарату При наличии центра- лизованного резерва трансформаторов и воз- можности замены повре- дившегося трансформа- тора за время не более 1 сут допускается пита- ние электроприемников от одного трансформа- тора 1.8. КАТЕГОРИИ ПРОИЗВОДСТВ ПО ПОЖАРНОЙ ОПАСНОСТИ Таблица 1.21. Пожарная опасность промышленных зданий и сооружений в зависимости от технологической характеристики Категория производств по пожарной опасности А Характеристика пожарной опасности технологического процесса Производства, связанные с приме- нением: веществ, воспламенение или взрыв которых может последовать в результате воздействия воды или кислорода воздуха; жидкостей с тем- пературой вспышки паров 28 °С и ниже; горючих газов, нижний пре- дел взрываемости которых 10% и менее к объему воздуха; газов и жидкостей в количествах, которые могут образовать с воздухом взры- воопасные смеси ' Производство Водородные станции; склады бал- лонов для горючих газов; склады бензина; стационарные кислотные и щелочные аккумуляторные поме- щения электростанций; насосные стан- ции по перекачке жидкости с темпе- ратурой вспышки паров 28 °С и ни- же и т. п.
Продолжение табл. 1.21 Категория производств по пожарной опасности Б В Г Д Характеристика пожарной опасности технологического процесса Производства, связанные с приме- нением: жидкости с температурой вспьшгки паров 28 —120 °С; горючих газов, нижний предел взрываемости которых более 10% к объему воз- духа; этих газов и жидкостей в ко- личествах, которые могут образо- вать с воздухом взрывоопасные смеси; технологий, в которых выде- ляются переходящие во взвешенное состояние горючие -волокна или пыль и в таком количестве, что они. могут образовать взрывоопас- ные смеси Производства, связанные с обра- боткой или применением твердых сгораемых веществ и материалов, а также жидкостей с температурой вспышки паров выше 120 "С Производства, связанные с обра- боткой несгораемых веществ и ма- териалов в горючем, раскаленном или расплавленном состоянии и сопровождающиеся выделением теп- ла, систематическим выделением искр и пламени, а также, ■ производ- ства, связанные с сжиганием твер- дого, жидкого и газообразного топ- лива Производства, связанные с обра- боткой несгораемых веществ и ма- териалов в холодном состоянии Производство Цехи приготовления и транспорти- рования угольной пыли и древесной муки; промывочно-пропарочные стан- ции цистерн и другой тары от мазута и других жидкостей, имеющих тем- пературу вспышки паров 28—120°С; выбойные н размольные отделения мельниц; дробильные установки для фрезерного торфа; мазутное хозяй- ство электростанций; насосные стан- ции для перекачки жидкостей с темпе- ратурой вспышки паров 28—120 °С и т. п. Цехи регенерации смазочных ма- сел; склады горючих и смазочных ма- териалов; открытые склады масла и масляное хозяйство электростанций; трансформаторные мастерские; рас- пределительные устройства с выклю- чателями и аппаратурой, содержащей более 60 кг масла в единице оборудо- вания; транспортные галереи и эстака- ды для угля и торфа; закрытые скла- ды угля; пакгаузы смешанных грузов; насосные станции по перекачке жид- костей с температурой вспышки паров выше 120 °С и т. п. Сварочные цехи; главные корпуса электростанций; распределительные устройства с выключателями и аппаратурой, содержащей масло ме- нее 60 кг в единице оборудования; лаборатории высокого напряжения, котельные и т. п % ■ Воздухонадувные и компрессорные станции воздуха и других негорючих газов; щиты управления, водоочистка, багерная, насосная, золошлакоот- стойник, насосные и водоприемные устройства электростанций; углекис- лотные и хлораторные установки; градирни; насосные станции для пе- рекачки негорючих жидкостей и т. п.
1.9. СРЕДСТВА ПОЖАРОТУШЕНИЯ Таблица 1.22. Ввды средств пожаротушения Средства пожаро- тушения Область применения Основные данные Примечание Песок Асбестовое па- лотно, войлок, кошма Огнетушитель химический пен- ный ОХП-10 Углекислотные огнетушители Огнетушитель воздушно-пенный передвижной ОВП-100 Огнетушитель воздушно-пенный универсальный ОВПУ-250 Тушение загораний и небольших очагов по- жаров горючих жидко- стей (мазут, солярка, масла и т. п.) и ограни- чение их растекания Тушение небольших загораний, горение ко- торых не может про- исходить без доступа воздуха Тушение пожара твер- дых материалов и раз- личных горючих жидко- стей на площади не более .1 м2 Для тушения пожа- ров в электроустанов- ках, находящихся под напряжением не более 380 В Тушение загораний и начинающихся пожа- ров, за исключением щелочных" материалов, веществ, горение кото- рых происходит без доступа воздуха, элект- роустановок, находя- щихся под напряжением То же Сухой песок без по- сторонних примесей Размеры полотна." 1x1 м; 2x1,5 м; 2x2 м 1. Производитель- ность по пене не менее 43,5 л 2. Дальность струи пены не менее 6 м 3. Продолжитель- ность действия 60 + 5 с 4. Масса (с зарядом) 14 кг Переносные огнету- шители ОУ-2, ОУ-5 и ОУ-8 имеют вмести- мость 2: 5 и 8 л и обшую массу соответственно 7; 13 и 20 кг Передвижные огнету- шители ОУ-25 и ОУ-80 имеют вместимость 25 и 80 л и общую массу соответственно 73 и 220 кг. Эффективная длина углекислотной струи 2 — 3,5 м. Время интенсивного действия при температуре 20 °С от 15 до 90 с 1. Вместимость 100 л 2. Дальность струи пены 5 м 3. Продолжитель- ность действия 90 + 10 с 4. Общая масса 160 кг 1. Вместимость 275 л 2. Дальность струи пены 8 —10 м 3. Продолжитель- ность действия 125 + 15 с 4. Общая масса 450 кг Песок может быть заменен флюсами, карналитом, кальци- нированной содой и другими негорючими материалами Хранение в сверну- том виде в закрытом металлическом ящи- ке Огнетушитель ОХВП-10 имеет пен- ную насадку, увели- чивающую выход пе- ны в 10 раз Эффективное дей- ствие огнетушителей при температурах ок- ружающего воздуха не ниже -25°С Устанавливается стационарно в отап- ливаемых помещени- ях с температурой от + 3 до +50°С
Продолжение табл. 1.22 Средства пожаротушения Область применения Основные данные Примечание Порошковый огнетушитель ОП-1 «Момент» Установка воз- душно-механиче- ской пены Установки рас- пыленной воды Огнетушители порошковые: ОП-2Б ОП-ЮС «Про- гресс» ОПУ-2, унифи- цированный Тушение загораний легковоспламеняющих- ся и горючих жидкос- тей, лаков, красок, пластмасс, а также элек- трооборудования, нахо- дящегося под напряже- нием 380 В Тушение горящей нефти и нефтепродук- тов Все виды загораний, за исключением туше- ния горящей нефти и нефтепродуктов Тушение бытовых по- мещений, транспорта и электроустановок до 1 кВ Тушение твердых, жидких, газообразных веществ и электроуста- новок до 1 кВ Предназначен для за- щиты помещений, тран- спорта и электроуста- новок до 1 кВ 1..Дальность порош- ковой струи 2 м 2. Продолжитель- ность действия 10 с 3. Общая масса 1,4 кг Воздушно-механиче- ская пена состоит из воздуха, воды и пено- образователя и по спо- собу приготовления бы- вает низкой (до 10), средней (11—200) и вы- сокой (201 -1000) крат- ности. Для приготовле- ния пены низкой крат- ности применяют оро- сители ОПД-15, сред- ней кратности — паро- генераторы ГВП-200, ГВП-600 и ГВП-2000 и высокой кратности — специальные аппараты, оборудованные венти- ляторами Для получения распы- ленной воды при туше- нии пожаров на транс- форматорах устанавли- ваются дренчерные оро- сители ОПД-16, в ос- тальных случаях (ка- бельные сооружения, маслохозяйство и т.п.) —дренчерные оро- сители ДВ, ДВМ и ДШ-8 1. Вместимость 2л 2. Дальность порош- ковой струи 2,5 м 3. Продолжитель- ность действия Юс 4. Общая масса 3,2 кг 1. Вместимость 10 я 2. Дальность порош- ковой струи 8 м 3. Продолжитель- ность действия 15 с 4. Общая масса 19 кг 1. Вместимость 2 л 2. Дальность порош- ковой струи 4 м 3. Продолжитель- ность действия 8 с 4. Общая масса 3,6 кг Воздушно-механи- ческая пена низкой кратности использу- ется для тушения по- жаров на трансфор- маторах и реакторах, средней кратности — в кабельных сооруже- ниях и мазутохозяй- ствах Выпускается в ме- таллическом или пла- стмассовом корпусе
Продолжение табл. 1.22 Средства пожаротушения ОПУ-5, унифи- цированный «Р. ОПУ-10, унифи- цированный ОПУ-50, унифи- цированный ОПА-ШО, уни- фицированный Область применения То же » » » » Предназначен для зашиты объектов на- родного хозяйства и электроустановок до 1 кВ Основные данные 1. Вместимость 5 л 2. Дальность порош- ковой струи 5 м 3. Продолжитель- ность действия 12 с 4. Общая масса 10,8 кг 1. Вместимость 10 л 2. Дальность порош- ковой струи 5 м 3. Продолжитель- ность действия 15 с 4. Общая масса 16,5 кг 1. Вместимость 50 л 2. Дальность порош- ковой струи 15 м 3. Продолжитель- ность действия 20 с 4. Общая масса 90 кг 1. Вместимость 100 л 2. Дальность порош- ковой струи 24 м 3. Продолжитель- ность действия 20 с 4. Общая масса 170 кг Примечание 1.10. ОБЕСПЕЧЕНИЕ БЕЗОПАСНОСТИ ТРУДА Основные положения безопасности тру- да, предъявляемые к производственному обо- рудованию, производственным процессам и к средствам защиты работающих, определя- ются разработанной Госстандартом СССР системой стандартов безопасности труда (ССБТ). Система ССБТ включает в себя комплекс взаимосвязанных стандартов, направленных на обеспечение безопасности труда, сохране- ния здоровья и работоспособности человека в процессе труда (табл. 1.23). Требования к безопасности проведения электрических испытаний, нормы допусти- мого воздействия на человека электриче- ского поля и допустимые уровни звуковрго давления приведены в табл. 1.24—1.28. Таблица 1.23. Классификация стандартов ССБТ Шифр подсистемы ССБТ 0 Наименование подсистемы Организационно-методиче- ские стандарты основ построе- ния системы Государственные стандарты требований и норм по видам опасных и вредных производ- ственных факторов Стандарты требований безо- пасности к производственному оборудованию Стандарты требований безо- пасности к производственным процессам Стандарты требований к средствам защиты работаю- щих
Таблица 1.24. Требования к размещению средств испытаний и рабочим местам при электрических испытаниях и измерениях (ГОСТ 12.3.019—80) Расстояния токоведущих частей объектов и средств испытаний от заземленных элементов * £/«■„- кВ От 1 до d Свыше 6 до 10 Свыше 10 до 20 Свыше 20 до 50 Свыше 50 до 100 Свыше 100 до 250 Свыше 250 до 400 Свыше 400 до 800 /, м 0,17 0,23 0,3 0,5 1 1,5 2,5 4 Расстояния между времен- ными ограждениями, выполненными из изоля- ционных материалов, и токоведущими частями электроустановки ^ном. кВ От 1 до 15 Свыше 15 до 35 Свыше 35 до 110 150 220 /, м 0,35 0,6 1,5 2 2,5 Расстояния от соедини- тельных проводов средств испытаний до токоведу- щих частей объектов, находящихся под напряжением ином. к&~ От 1 до 15 Свыше 15 до 35 Свыше 35 до ПО 150 220 /, м 0,7 1 1,5 2 2,5 Воздушные зазоры между токоведущими частями, находящи- мися под испыта- тельным напряжени- ем, и токоведущими частями того же объекта, находящи- мися под рабочим напряжением ^ном. кВ 6 10 15 20 35 /, м 0,125 0,15 0,2 0,25 0,5 * Расстояния токоведущих частей средств и объектов испытаний от временных ограждений, выполненных в виде сплошных жестких щитов из изоляционных материалов, а также от стен из изоляпионных материалов должно быть вдвое больше приведенных. ** Для испытательного напряжения промышленной частоты и постоянного тока. Таблица 1.25. Перечень опасных (вредных) факторов, могущих возникнуть в рабочей зоне при электрических испытаниях, и наименование документов, регламентирующих допустимые значения этих факторов, методы их контроля Наименование опасного (вредного) фактора Недопустимое значение тока в цепи при его воздействии на организм чело- века Повышенный уровень ультразвука Повышенный уровень шума Повышенный уровень ионизирующих излучений Повышенный уровень лазерного из- лучения Повышенная напряженность электро- магнитного поля радиочастот Повышенная напряженность электри- ческого поля токов промышленной частоты напряжением 400 кВ и выше Наименование документа, регламентирующего предельно допустимое значение фактора и методы контроля Санитарно-гигиенические нормы на предельно допустимые токи при их воздействии на орга- низм человека, № 1978 — 79, утвержденные Мин- здравом СССР ГОСТ 12.1.001-83* ГОСТ 12.1.003-83 Нормы радиационной безопасности (НРБ-76), № 141 — 76, утвержденные МАгздравом СССР; Основные санитарные правила-работы с радиоак- тивными веществами и другими источниками ионизирующих излучений (ОСП-72), № 950 — 72/80, утвержденные Минздравом СССР Санитарные правила при работе с лазерами, утвержденные Минздравом СССР ГОСТ 12.1.006-84 ГОСТ 12.1.002-84 -
Продолжение табл. 1.25 Наименование опасного (вредного) фактора Повышенная напряженность электро- статического поля Повышенная напряженность магнит- ного поля кг Недостаточная освещенность Повышенная или пониженная темпе- ратура, влажность, скорость движения воздуха и повышенное содержание в нем вредных веществ Повышенная или пониженная иони- зация воздуха Наименование документа, регламентирующего предельно допустимое значение футора и методы контроля Санитарно-гигиенические нормы допустимой напряженности электростатического поля, № 1757 — 77, утвержденные Минздравом СССР Предельно допустимые уровни воздействия прерывистых неоднородных магнитных полей при работе с магнитными устройствами и маг- нитными материалами, № 1742 — 77, утвержден- ные Минздравом СССР СНиП П-А. 8-72. И-А. 9-71, утвержденные Госстроем СССР ГОСТ 12.1.005-76 Указания (временные) по компенсации аэроион- ной недостаточности в помещениях промышлен- ных предприятий и эксплуатации аэроионных аэроионизаторов, № 1601 — 77, утвержденные Минздравом СССР Таблица 1.26. Допустимые уровни звукового давления на рабочих местах, на территории жилой, коммуиальио-бытовой и промышленной застроек, дБ Объект измерения Помещения конструкторских бюро, расчетчиков, программистов вычисли- тельных машин, лабораторий для теоретических работ и обработки эк- спериментальных данных, прием больных в здравпунктах Помещения управления, рабочие комнаты Кабины наблюдений и дистанци- онного управления: без речевой связи по телефону с речевой связью по телефону Помещения и участки точной сборки, машинописные бюро Помещения лабораторий для про- ведения экспериментальных работ, помещения для размещения шумных агрегатов вычислительных машин Уровень звукового давления, дБ, в октавных полосах со среднегеометрическими частотами, Гп 63 71 79 94 83 83 94 !25 61 70 87 74 74 87 250 54 68 82 68 68 82 500 49 58 78 63 63 78 1000 45 55 75 60 60 75 2000 42 52 73 57 57 73 4000 40 50 71 55 55 71 8000 38 49 70 54 54 70 Уровни звука и эквива- лентные уровни звука, дБ 50 60 80 65 65 80
Продолжение табл. 1.26 Объект измерения Постоянные рабочие места и рабо- чие зоны в производственных поме- щениях и на территории предприя- тий Рабочие места водителя грузового автотранспорта Территория жилой застройки (в 2 м от ограждающих конструкций жилых домов и общественных зда- ний), площадки отдыха микрорайо- нов и жнлых кварталов, площадки детских дошкольных учреждений, участки школ Жилые комнаты квартир Уровень звукового давления, дБ, в октавных полосах со среднегеометрическими частотами, Гц 63 99 99 67 55 125 92 92 57 44 250 86 86 49 35 500 83 83 44 29 1000 80 80^*- 40 25 2000 ■ 78 78 37 22 4000 76 76 35 20 8000 74 74 33 18 Iff лентные уровни звука, дБ 85 85 45 30 Примечания: 1. В таблице приведены допустимые уровни звукового давления для широко- полосного шума. Для тонального и импульсного шума, измеренного шумомером на характери- стике «медленно», принимаются на 5 дБ меньше значений, указанных в таблице. 2. Зоны с уровнем звука выше 85 дБ должны быть обозначены знаками безопасности. Ра- ботающие в этих зонах должны иметь средства индивидуальной защиты. Запрещается даже крат- ковременное пребывание в зонах с октавными уровнями звукового давления свыше 135 дБ в любой октавной полосе. Таблица 1.27. Допустимые уровни звукового давлении силовых трансформаторов я генераторов *, дБ Типовая мощ- ность транс- форматора, MB A 0,1 0,16 0,25 0,4 0,63 1 1,6 2,5 4 6,3 10 16 25 40 63 100 160 250 Силовые трансформаторы номинальным напряжением, кВ 6; 10 47 49 51 53 55 57 59 61 63 65 — — — — — — — — 35 52 54 55 57 59 60 62 63 65 67 68 70 72 74 75 — — — ПО; 150 —' — — — — — 66 68 70 71 73 75 76 77 81 83 85 220 . — — — — — — — — — 73 75 77 78 79 83 85 87 330 . — — — — — — — — — — — — 79 80 84 86 88 500; 750 — — — — — — — — — — — — — 81 85 87 89 Продолжение табл. 1.27 Типовая мощ- ность транс- форматора, МВА 400 630 , 1000 Силовые трансформаторы номинальным напряжением, кВ 6; 10 _ 35 - ПО; 150 86 п.— 220 88 89 330 89 90 91 500; 750 90 91 92 % * Допустимый уровень звукового давления турбогенераторов равен 90, гидрогенераторов и синхронных генераторов — 85 дБ. Примечания: 1. Уровень звука для вра- щающихся машин измеряется на расстоянии 1 м от наружного контура машины. 2. При открытой установке одиночных транс- форматоров мощностью 40—125 MB А и напря- жением ПО кВ и выше в пределах крупных городов минимальные удаления последних от объектов коммунально-бытовой застройки, без применения специальных шумозащитных меро- приятий должны соответствовать данным табл. 1.28.
Таблица 1.28. Минимальные расстояния от трансформаторов до застроек, м Мощность трансформатора, MB A 40 60 125 Вид застройки жилые дома, спальни детских учреждений, поликлиники 300 700 1000 школы, учебные заведения, гос- тиницы, клубы, библиотеки 250 500 800 площадки отдыха 150 350 600 предприятия тор- говли, общест- венного питания, коммунально-бы- тового обслуживания 50 100 350 Гигиенические .лормы воздействия на человека электрического поля токов промышленной частоты: Напряженность электри- ческого поля. кВ/м. . .До 5 вклю- Свыше 5 Свыше 10 Свыше 15 Свыше 20 чителъно до 10 вклю- до 15 до 20 до 25 чительно включи- включи- включи- тельно тельно тельно Время пребывания че- ловека в электрическом поле в течение 1 сут не более, мин Без огра- 180 90 10 5 ничений Гигиенические нормы установлены для персонала, который по условиям работы систематически (в течение каждого рабочего дня) находится в зонах электрического поля токов промышленной частоты, а в остальное время суток — в местах с напряженностью электрического поля, равной или меньшей 5 кВ/м, и исключающих возможность воз- действия на организм человека электриче- ских разрядов. Работа персонала в электроустановках с напряженностью электрического поля более 25 кВ/м или с продолжительностью пребы- вания выше нормированной должна обеспе- чиваться специальными средствами защиты. Напряженность электрического поля из- меряется приборами ПЗ-1, ПЗ-1М, NFM-1, ПНП (ПИНЭП). 1.11. КОНСЕРВАЦИЯ ЭЛЕКТРОТЕХНИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ Для зашиты от коррозии электротех- нического оборудования, выводимого в ре- зерв на длительное хранение, применяются следующие способы: сухой, газовый, покры- тие консервирующими смазками, заполнение трансформаторным маслом с добавлением присадки-ингибитора АКОР-1. При сухом способе консервации во внутренней полости консервируемого изделия поддерживается низкая влажность воздуха с помощью за- кладываемых пакетов с силикагелем. В каж- дом пакете должно быть не более 250 г. Общая масса силикагеля выбирается из расчета 2,5 г силикагеля на 1 дм3 защи- щаемого объема изделия. При газовом спо- собе защиты внутреннее пространство защи- щаемого изделия заполняется нейтральным газом — азотом под давлением не более 5 кПа (0,05 кгс/см2), подаваемым от балло- нов. Для зашиты внутренних полостей гене- раторов применяется сухой или газовый спо- соб, а внешние поверхности механических частей покрываются краской или консерви- рующей смазкой (табл. 1.29). Сухие трансформаторы, электродвига- тели, щеточные устройства генераторов и электродвигателей закрываются чехлами из влагонепроницаемого эластичного материала (например, эластичная пленка) с размещением в чехлах пакетов с силикагелем. Кромки чехлов должны быть хорошо уплотнены. Маслонаполненное оборудование (транс- форматоры, масляные выключатели и т. п.) заполняется трансформаторным маслом с та- ким расчетом, чтобы в зимних условиях не происходило опускания уровня масла ниже минимальных отметок. При необходимости должна быть предусмотрена установка до- полнительных расширителей, осуществляю- щих подпитку маслом оборудования на пе- риод его консервации. Краны и вентили, расположенные на корпусе маслонаполнен- ного оборудования должны быть опломби- рованы.
Таблица 1.29. Консервирующие смазки и-масла Вид и марка смазки или масла Область применения Способ нанесения Масло консер- вационное К-17 Смазка пластич- ная ПВК Солидол син- тетический Смазка АМС-3 рабоче-консерва- ционная Масло консер- вационное НГ-204у Смазка ЦИАТИМ-221 Смазка ОКБ-122-7 Смазка пластич- ная ГОИ-54п ра- боче-консерваци- рнная приборная Масло АУП Присадка-ин- гибитор АКОР-1 Защита от атмосферной коррозии ме- таллических изделий, хранящихся под укрытием; внутренних полостей элект- родвигателей, емкостей небольшого объема Защита от коррозии всех металлов' и сплавов, поверхностей металличе- ских изделий, узлов трения механиз- мов, работающих при плюсовых тем- пературах, небольших нагрузках и ма- лых скоростях Смазывание подшипников качения и скольжения и узлов трения, работаю- щих при температурах не выше + 65 °С и не ниже — 30 °С Смазывание механизмов, работаю- щих в воде или соприкасающихся с водой и работающих в диапазоне температур от 0 до + 40 °С Защита от коррозии поверхностей машин, запасных частей и других ме- таллических изделий, изготовленных из черных и цветных металлов и сплавов Смазывание узлов трения и сопря- женных поверхностей металл — металл и металл—резина, работающих в диапа- зоне температур от +150 до — 60 °С, в том числе и в агрессивных средах Смазывание приборов и узлов ра- диоэлектронной аппаратуры, работаю- щих в интервале температур от + 120 до -60"С Смазывание малонагруженных узлов трения механизмов, работающих на открытом воздухе, и зашита их от коррозии при хранении в средней и се- верной полосе СССР при температурах от +50 до -40°С Применяется для заполнения внут- ренних полостей изделий. Не оказы- вает вредного воздействия на металлы, кроме цинка и кадмия Применяется в качестве присадки (до 10%) для получения масла, при- годного как для смазки оборудования, так и для использования в качестве эксплуатационного до первой его сме- ны Наносится в ненагретом состоянии, при низких тем- пературах консервации или при прокачке через масля- ные системы механизмов подогревается до темпе- ратуры 50 — 60 °С в водя- ной бане Наносится в нагретом до 80-110 °С состоянии При нанесении нельзя нагревать выше 70 СС Наносится в ненагретом состоянии Наносится как в холод- ном, так и в нагретом до 50-80°С состоянии Наносится в холодном состоянии То же Наносится в нагретом до 80 — 90 СС состояния спо- собом погружения К товарному маслу, нагре- тому до-!60-70оС, добав- ляется гЦрсадка-ингибитор AKdP-1 до 10% при ин- тенсивном перемешивании Примечания: 1. Смазки ПВК, ГОИ-54п и другие, наносимые в расплавленном состоянии, предварительно нагревают до 105—135 °С и выдерживаются при этой температуре в течение 40— 60 мин для удаления остатков влаги. Пластичные смазки в горячем состоянии наносятся в два приема: деталь погружается в ванну с нагретой до ПО—115 °С смазкой, выдерживается в ней 2 — 15 мин, вынимается из ванны и охлаждается до 25 — 30 °С. Затем деталь погружается во второй бак со смазкой, нагретой до 75 — 80 °С, на время 0,5—1 мин. Толщина слоя застывшей смазки должна быть не менее 0,5 мм. 2. Сроки действия консервапионной смазки К-17 до 5 лет, а рабоче-консервациониого масла с присадкой-ингибитором АКОР-1 2 — 2,5 года.
Фарфоровые изоляторы, вводы, масло- указательные стекла должны быть обернуты рубероидом и защищены деревянными ящи- ками (футлярами). Металлическая арматура изоляторов смазывается консервирующей смазкой. Коммутационная аппаратура (выключа- тели, разъединители и др.) перед консер- вацией должна быть выведена в отключен- ное положение,, а их приводы надежно за- клинены. Аппаратура, расположенная на ОРУ, должна быть заземлена. Устройства РЗАИ (реле, приборы, аппараты), лредназначенные для работы к- закрытых неотапливаемых помещениях, не снимаются с панелей, если в помещении, где они установлены, колеба- ния воздуха не превышают — 20-f+40°C при относительной влажности воздуха не более 80%. На время консервации на приборы и реле надевают пылезащитные чехлы или не- плотности кожухов и крышек проклеиваются тканью на клее № 88Н. Реле, приборы, аппараты устройств РЗАИ, предназначенные для работы в сухих помещениях, снимают с пультов и щитов, обертывают промасленной или парафиниро- ванной бумагой и упаковывают в отдель- ные картонные коробки, которые хранят в отапливаемых помещениях. 1.12. ДОПУСТИМЫЕ ПЕРЕГРУЗКИ ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ ПО ТОКУ Генераторы. В аварийных ситуациях до- пускаются кратковременные перегрузки по току статора генераторов при кратностях перегрузки, отнесенных к номинальным зна- чениям токов статора и ротора (табл. 1.30). Таблица 1.30. Допустимые кратности и про- должительность перегрузки генераторов п© току статора Продолжи- тельность перегрузки. мин, не более 60 15 10 6 5 4 3 2 1 Кратность с кос- венным охлаж- статора 1,1 1,15 — 1,2 1,25 1,3 1,4 1,5 2 перегрузки генераторов с непосредственным охлаждением обмотки -- статора водой 1Д 1,15 — 1,2 1,25 1,3 1,35 1,4 1,5 водородом — 1,1 1,15 — 1,2 1,25 1,3 1,5 Фактическая продолжительность перегру- зок кратностью более 1,3 должна быть ми- нимальной н, как правило, не превышать времени срабатывания резервных зашит гене- раторов из условия обеспечения селектив- ности их действия по отношению к резервным защитам элементов внешней сети. Для генераторов с косвенным охлажде- нием обмоток допускается такая перегрузка по току ротора, которая требуется при дан- ной перегрузке по току статора. При форси- ровке возбуждения двукратная перегрузка по отношению к номинальному току ротора разрешается в течение 50 с. Для турбогене- раторов с непосредственным водородным охлаждением обмотки ротора допустимые кратности и продолжительность перегрузки по току не должны превышать приведенных в табл. 1.31. Таблица 1.31. Допустимые кратности и про- должительность перегрузки по току ротора дли турбогенераторов с непюсредстиениым водород- ным охлаждением обмотки ротора Продолжи- тельность перегрузки, 60 10 4 1 1/2 1/3 Кратность перегрузки турбогенераторов ТВФ, кроме ТВФ-120-2 1,06 1Д 1,2 1J 2 ТГВ, ТВВ (до 500 МВт вклю- чительно), ТВФ-120-2 1,06 1,1 1,2 1,5 — 2 Электродвигатели. Для электродвигате- лей переменного тока мощностью 0,6 кВт и выше могут быть допущены перегрузки по току на 50% в течение 2 мин, кроме электродвигателей с непосредственным ох- лаждением обмоток. Для электродвигателей переменного тока мощностью до 0,6 кВт и электродвигателей переменного тока с не- посредственным охлаждением обмоток, а также электродвигателей постоянного тока допускается перегрузка по току на 50% в течение 1 мин. Трансформаторы, автотрансформаторы и реикторы. В аварийных режимах допускается перегрузка трансформаторов (автотрансфор- маторов) сверх номинального тока при всех системах охлаждения независимо от длитель- ности и значения предшествующей нагрузки
и температуры охлаждающей среды в сле- дующих пределах: Масляные транс- форматоры : перегрузка по току, % . . . 30 45 60 75 100 длительность перегрузки, мин .... 120 80 45 20 10 Сухие трансформа- торы: перегрузка по току, % . . . 20 30 40 50 60 длительность перегрузки, мин .... 60 45 32 18 5 Допускается перегрузка масляных транс- форматоров сверх номинального тока до 40% общей продолжительностью не более 6 ч в сутки в течение 5 сут подряд при условии, если коэффициент начальной пере- грузки не более 0,93. При этом должны быть использованы полностью все устройства охлаждения трансформатора. У трансформаторов с охлаждением Д при аварийном отключении всех вентиля- торов допускается работа с номинальной нагрузкой в зависимости от температуры окружающего воздуха: Температура ок- ружающего воздуха, °С . . Допустимая дли- тельность рабо- ты, ч .... 60 40 16 10 6 -15 -10 0 +10 +20+30 У трансформаторов и реакторов с охлаж- дением ДЦ и Ц допускается: при прекращении искусственного охлаж- дения работа с номинальной нагрузкой в течение 10 мин или режим холостого хода для трансформаторов в течение 30 мин. Если по истечении указанного времени температура верхних слоев масла не достигла 80 СС для трансформаторов мощностью до 250 MB • А включительно и реакторов и 75 °С для трансформаторов свыше 250 MB • А, то да- пускается дальнейшая работа с номинальной нагрузкой до достижения указанных темпе- ратур, но не более 1 ч; при полном или частичном отключении вентиляторов или прекращении циркуляции воды с сохранением циркуляции масла про- должительная работа со сниженной нагрузкой ' при температуре верхних слоев масла не выше 45 °С. Для трансформаторов серий ТМ и ТМВМ напряжением 6—10 кВ мощностью до 630 кВ-А, установленных в распределитель- ных электросетях и питающих коммунально- бытовую нагрузку, производственные, сме- шанные и другие виды нагрузок с осенне- зимним максимумом и заполнением расчет- ного суточного графика до 0,55 в местно- стях со среднегодовой температурой до 5 СС, допускается аварийная перегрузка на время до 5 сут: для трансформаторов напряжением 6 кВ, мощностью до 400 кВ ■ А ^4-,7—но- минальной мощности, напряжением 10 кВ, мощностью до 630 кВ ■ А — 1,8 номинальной мощности. В местностях со среднегодовой темпе- ратурой более 5 °С перегрузки должны быть уменьшены на 1 % на каждый градус сверх 5 "С. Реакторы. Допускается длительная пере- грузка, но не более 25%, для бетонных реакторов в зависимости от температуры окружающего воздуха: Температура ок- ружающего воздуха, °С . .30 25 20 15 10 5 и ни- же Допустимая пере- грузка^. . . 5 8,5 13 17 24 25 Конденсаторы для повышения коэффи- циента мощности. Перегрузка конденсаторов не должна превышать 30% номинальной мощности с учетом допустимого увеличе- ния напряжения и возможного увеличения тока вследствие наличия высших гармоник. Допустимое увеличение напряжения до -is'^ном- Реактивная мощность конденсатора, квар, P = mCVlou-10"Л где 1/ном — номинальное напряжение, кВ.; С — номинальная емкость, мкФ. Высокочастотные заградители. На период плавки гололеда допускаемся перегрузка вы- сокочастотных заградителей по току до 50 %. Допустимая длительная гЙрегрузка по току' высокочастотных заградителей при темпера- туре.окружающего воздуха ниже 40 СС может быть определена по формуле ■«пер -«ном \ 400°С /' где 1пер - ток перегрузки, А; 1ном - номи- нальный ток, A; tHOM — температура окру- жающего воздуха при номинальных условиях, °С; (ф — фактическая температура окружаю- щего воздуха, °С.
Маслонаполненные трансформаторы тока. В зависимости от конструкции и темпера- туры окружающего воздуха трансформаторы тока допускают перегрузку по току в преде- лах, указанных в табл. 1.32. Таблица 1.32. Длительная токовая пере- грузка маслонаиолнеяных трансформаторов тока К Констр обмотк Звенье- вая U-об- разная Рымо- видная ■*» со CJ И о - si 35 ПО 220 500 330 330 500 *?Р &5 S fa 5 а 20 10 20 20 20 20 20 я2 _- Темпер окружа воздухе 35 35 35 35 35 20 35 s а В. с При превыше- нии тем- пературы подводя- щих шин 45 °С — — - Проходные изоляторы. Ток при темпера- туре окружающего воздуха ниже 35 °С может быть повышен на 0,005/ном на каждый гра- дус снижения температуры, но не более чем на 0,1/ном. При температуре окружающего воздуха выше 35 °С, но не более 60 °С до- пустимый ток: Масляные выключатели и разъединители» В целом кратковременная перегрузка масля- ных выключателей и разъединителей может быть допущена током, равным 0,5 % номи- нального на каждый градус понижения тем- пературы окружающей среды ниже 35 °С, но не более чем на 20% номинального зна- чения. Для отдельных типов выключателей допустимая перегрузка принимается в соот- ветствии с данными табл. 1.33. Силовые кабельные линии. Для каждой кабельной линии при вводе в эксплуатацию определяются наибольшие токовые нагрузки. На период ликвидации послеаварийного ре- жима допускается перегрузка для кабелей до 10 кВ с пропитанной бумажной изоляцией и кабелей с изоляцией из полиэтилена и поливинилхлоридного пластика до 15 %, для кабелей из резины и вулканизированного полиэтилена до 18 % продолжительностью не более 6 ч в сутки в течение 5 сут, но не более 100 ч в год, если нагрузка в остальные периоды не превышает дли- тельно допустимой. Для кабельных линий, длительное время находящихся в тяжелых условиях эксплуата- ции, эти перегрузки должны быть снижены в соответствии с местными инструкциями. Перегрузка кабельных линий напряже- нием 20 — 35 кВ не допускается. Для масло- наполненных кабельных линий 110 — 500 кВ разрешается перегрузка до повышения тем- пературы жил не более 80 °С. При этом длительность непрерывной перегрузки не должна превышать 100 ч, а суммарная длительность — не более 500 ч в год с пере- рывами между перегрузками не менее 10 сут. Для кабелей ПО кВ, проложенных в воздухе, длительность работы при температуре жил 80 °С не ограничена. Тип выключателя МГГ-10-5000-45УЗ МГГ-10-4000-45УЗ МГГ-10-3200-45УЗ МГГ-10-2000-29 ВМ-35 МКП-35 МКП-110-3.5 МКП-110-3,5 МКП-220 У-220-10 Таблица 1.33. Допустимые нагрузки масляных Допустимая нагрузка -20 6500 4900 4300 3100 1000 1400 1100 1000 1575 2500 -15 6400 4850 4250 3080 970 1360 1050 1050 1535 2450 -10 6350 4750 4180 '3000 925 1320 100Q 1100 1490 2400 выключателей , А выключателей. А, при температуре окружающего воздуха, °С -5 6300 4700 4100 2970 905 1280 950 1150 1435 2370 0 6100 4625 4040 2920 860 1250 925 1185 1380 2320 5 5800 4500 3900 2850 830 1210 875 1235 1335 2280 10 5700 4450 3850 2800 805 1175 835 1275 1280 2240 15 5650 4400 3800 2720 765 1140 800 1310 1225 2190 20 5600 4300 3700 2700 730 1100 760 1360 1175 2135 25 5500 4200 3650 2650 705 1075 725 1400 1125 2075 30 5400 4100 3600 2550 665 1040 675 1450 1065 2050 35 5300 4000 3450 2500 630 1000 630 1500 1020 2000 Примечание. Допустимые токи перегрузки для выключателей серии МГГ с погрешностью 5% могут быть определены по формуле: I=Kl + IKOM, где ( — температура окружающего воздуха, °С; К — коэффициент пропорциональности, А/°С. Для выключателей серии МГГ К при 0°С принимается равным: -20 при /ном = 6100 А (МГГ-10-5000-45УЗ); -15 при /ном = 4625 А (МГГ-10-4000-45УЗ); -14 при 'ном = 4040 А (МГГ-10-3200-45УЗ); -12 при /ном = 2920 А (МГГ-10-2000-29).
Раздел второй ТИПОВЫЕ СХЕМЫ ЭЛЕКТРОУСТАНОВОК 2.1. ГЛАВНЫЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СХЕМЫ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ Таблица 2.1. Схемы присоединения генераторон электростанпий Наименование схемы 1. Блочные 1.1. Блок генера- тор — трансформатор (Г-Т), рис. 2.1,а 1.2. Блок генера- тор — автотрансформа- тор, рис. 2.1,6 1.3. Блок Г-Т с расщепленными об- мотками, рис. 2.1, в 1.4. Укрупненный блок два генератора — двухобмоточный трансформатор, рис. 2.1, г 1.5. Укрупненный блок два генератора — трансформатор с рас- щепленной обмоткой, рис. 2.1, д 1.6. Объединенный блок, рис. 2.1, е Область применения На конденсацион- ных электростанциях (ЭС), АЭС, а также на ГЭС и ТЭЦ при крупных агрегатах Как правило, при генераторах мощнос- тью 300 МВт и бо- лее При наличии на ЭС двух РУ ВН В сочетании с гене- ратором, имеющим параллельные обмот- ки Как правило, при генераторах мощнос- тью менее 300 МВт То же То же Дополнительные указания Применение укрупненных и объединен- ных блоков обосновывается технико-эконо- мическим расчетом; их особенно широко применяют на ГЭС, учитывая маневрен- ный характер работы последних При технико-экономических обоснованиях между генератором и. трансформатором устанавливается выключатель. Такое ре- шение, в частности, целесообразно: для повышения надежности питания собствен- ных нужд (с. н.) при турбинах с противо- давлением; при применении схемы блока Г —Т — линия без выключателя в РУ ВН; для уменьшения числа операций выклю- чателями РУ ВН; для уменьшения числа операций выключателями на секциях с. н. и использования рабочего трансформатора (реактора) для пуска и останова блока Та же схема применяется при трехобмо- точных трансформаторах Применяется в целях облегчения обо- рудования и снижения величины тока замыкания На ГЭС генераторные выключатели уста- навливаются только при-мощности генера- тора 80 МВт и более. |Схема применяется также при трех и более генераторах То же На пиковых газотурбинных ЭС в объеди- ненном блоке допускается до четырех ге- нераторов
Продолжение табл. 2.1 Наименование схемы 2. Схемы с РУ ге- нераторного напряже- ния (ГРУ) 2.1. Одна секциони- рованная система шин, рис. 2.2, а >- 2.2. Одна секциони- рованная замкнутая система шин («коль- цо»), рис. 2.2,6 2.3. Одна секциони- рованная рабочая и ре- зервная системы шин, рис. S-.2, в Область применения На ТЭЦ, а также на ГЭС малой мощности Как правило, при питании потребителей парными линиями с разных секций ГРУ 1. То же, что по п. 2.1 2. При четырех сек- циях и более При питании от ЭС разветвленных сетей с недостаточным резер- вированием потре- бителей Дополнительные указания — Число секций обычно равно числу ге- нераторов. Реакторы секционные, в схеме присоединения потребителей применяются по условиям ограничения токов КЗ; при необходимости предусматриваются разъеди- нители, шунтирующие секционные реак- торы. Наряду с присоединением нагрузки к соответствующей секции возможно также использование групповых сборок на ответв- лениях от генераторов То же, что по п. 2.1 1. То же, что по п. 2.1 2. При четырех и более секциях рабо- чая система шин обычно соединяется в кольцо Примечания: 1. Схемы и указания таблицы соответствуют Нормам технологического проек- тирования. 2. На схемах не показаны измерительные трансформаторы, разрядники, устройства компенса- ции, проектируемые применительно к условиям конкретного объекта. уу))})}))) G Й ёг)ё ед)е <эе)<э Рис. 2.1. Схемы блоков генератор—трансформатор
WW a) В8Й ШШ 88Si" 6S i5 ffff ^^ ТТТТГ TT TT UYYVUYYVUYY г ч> ч> ч> ч> г о) о) § н н и § и § § ш § YYYYYYYYYYYYYY Yj;T Рис. 2.2. Схемы РУ генераторного напряжения ЭС Таблица 2.2. Схемы РУ высокого напряжения электростанцяй Наименование схемы Блок генератор — трансформа- тор—линия (Г —Т—Л) без вы- ключателя на стороне ВН, рис. 2.3, а Блок Г—Т —Л с уравнительно- обходным многоугольником, рис. 2.3,6 Одна основная секционирован- ная и обходная системы шин, рис. 2.4, а Две рабочие и обходная систе- мы шин, рис. 2.4,6 ^ном> к*> 35- 330- 35- 35- -750 -750 -220 -220 Область применения Дополнительные указания Блок присоединяется к РУ бли- жайшей понижающей подстанции % То же На 35 кВ применяется без об- ходной системы шин При числе присоединений до 12. На 35 кВ применяется без обходной системы шин
Продолжение табл. 2.2 Наименование схемы Две рабочие секционированные системы шин с обходной, рис. 2.4,в Многоугольник, пис. 2.5, а •*- Два связанных многоугольника с выключателями в перемычке, рис. 2.5,6 Две системы шин с четырьмя выключателями на три цепи (схе- ма «4/3»), рис. 2.5,в Две системы шин с тремя вы- ключателями на две цепи (по- луторная схема), рис. 2.5, г Область применения ^ном> к** 35-220 330-750 330-750 330-750 330-750 Дополнительные указания При числе присоединений бо- бее 16 (при числе присоединений от 12 до 16 секционируется только одна система шин). На 35 кВ применяется без обходной систе- мы шин Допускается до шести присоеди- нений К каждому многоугольнику до- пускается до шести присоединений Примечания: 1. То же, что к табл. 2.1. 2. При надлежащих обоснованиях могут применяться схемы, не вошедшие в таблицу, в том числе схемы мостика и трансформатор — шины (см. табл. 2.3), а также схемы шины —линия и две системы шин с двумя выключателями на цепь. Рис. 2.3. Схемы блоков генератор —трансформатор —линия
:r—r л—Uj_ / i—i- 1лт "^Г YYhh / h Д. -Г -т -т с© 8; J. ЬЙ £ i_l <о о л J 7 Т / т т L -т it {L** i4 Ч л—i I т т т 7 J—Л Х-X о Рис. 2.4. Схемы РУ ВН ЭС со сборными шинами \ н и 1 i л t *U \ ь i $ O-Q-T- Ь ] «) О Рис. 2.5. Схемы многократного присоединения (многоугольники, «4/3», полуторная)
Рис. 2.5. Продолжение 2.2. СХЕМЫ СОБСТВЕННЫХ НУЖД ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ Таблица 2.3. Схемы собственных нужд электростанций Характеристика схемы Номинальное напряжение с. н.: на стороне ВН на стороне НН Схема РУ с. н. Число секций ВН Рабочее питание с. н.: схема блоков генератор — трансформатор схема с РУ генераторного напряжения (ГРУ) Нормативное или рекомендуемое решение Как правило, 6 кВ. Допускается 3 кВ (для рас- ширяемых ЭС, уже имеющих это напряжение, и для ЭС средней мощности с генераторами 10 кВ) и 10 кВ (для конденсационных ЭС с крупными генераторами) 0,4 кВ с грухозаземленной нейтралью На всех напряжениях одиночная секционированная система шин с рабочим питанием секций котла, агре- гата по блочной схеме и с резервным питанием от независимого источника ' Как правило, одна секция на котел, агрегат. При блоках 160 МВт и более — две секции на блок Ответвлением от генератора (при комплектном шино- проводе ответвление может быть без коммутацион- ных аппаратов). При блоках с противодавлением схема с ответвлениями не рекомендуется Линиями от шин ГРУ (не более двух линий с. н. на секцию ГРУ)
Лродо.гжение табл. 2.3 Характеристика схемы Резервное питание с. н.: конденсационные ЭС ТЭЦ АЭС ГЭС и ГАЭС Количество резервных транс- форматоров: блочная схема ЭС схема с ГРУ Схема присоединения резервных трансформаторов: блочная схема ЭС схема с ГРУ Число трансформаторов 6/0,4 кВ Нормативное или рекомендуемое решение Через секционные связи от аналогичных секций других блоков либо от резервного трансформатора через ре- зервные магистрали (магистрали при их большой про- тяженности обычно секционируются) От другой секции РУ генераторного напряжения или от трансформатора связи Аналогично конденсационным ЭС Дополнительно резервируются: системы управления, защиты, КИП и автоматики реак- тора, дозиметрического контроля, маслонасосов посто- янного тока — от аккумуляторной батареи; механизмы расхолаживания, маслонасосы переменного тока, перегрузочная машина — от дизель-генератора или от газотурбинной установки; главные циркуляционные насосы, газодувки — от вспомогательного генератора с. н., использованием энергии выбега основного гене- ратора, либо независимой линии от другой ЭС Аналогично конденсационным ЭС или ТЭЦ при блочных схемах или схемах с ГРУ соответственно Один при одном-двух блоках и два при трех и более блоках. На конденсационных ЭС при схеме с взаимо- резервированием секций с. н. блоков резервный транс- форматор с, н. нормально не присоединен к сети Один при числе рабочих трансформаторов (линий) с. н. до 6 кВ включительно и два при большем их числе. В обоих случаях в качестве резервного трансформатора может быть использована третичная обмотка транс- форматора связи К РУ повышенного напряжения (с низшим напря- жением) либо к источнику вне ЭС К ГРУ (при ГРУ по схеме с двумя системами шин — к резервной системе шин). Может'*§ыть использовано также ответвление от трансформатора связи Два-три на блок; кроме того, 4—8 общестанцион- ных Примечания: 1. Примеры вьшолнения РУ 6 кВ с. н. на ЭС приведены на рис. 2.6. 2. Ориентировочные мощности с. н. и потребление на с. н. соответствуют данным табл. 2.4.
JffxB 110 кВ Рис. 2.6. Схемы питания РУ 6 (10) кВ с. н. электростанций: а — для блочной ЭС с взаимным резервированием секций блоков при неподключенном резервном трансформаторе (РТ); на этом и последующем рисунках разъединители условно не показаны; б — для блочной ЭС с двумя секциями на блок и с резервированием от пускорезервного трансформатора (ПТР) через секционированные резервные магистрали (РМ); в — для ЭС с генераторным РУ и двумя РУ ВН, резервный трансформатор с. н. присоединен ответвлением к трансформатору связи; пункти- ром показан вариант использования реакторов (при одинаковом напряжении ГРУ и РУ с. н.) Таблица 2.4. Ориентировочная мощность собственных нужд электростанций Вид электр останции ТЭЦ: пылеутольная газомазутная ГРЭС: пылеугольная газомазутная АЭС: с газовым тепло- носителем Мощность с. н„ % уста- новленной мощности ЭС 8-14 5-7 6-8 3-5 5-14 Потребление с. н., % выра- ботки электро- энергии ЭС 8-10 4-5 5-7 3-4 3-12 Вид электростанции с водяным тепло- носителем ГЭС: малой и средней мощности большой мощ- ности Мощность с. н., % уста- новленной мощности ЭС 5-8 2-3 0,5-1 Потребление с. н., % выра- ботки электро- энергии ЭС 4-6 1,5-2 0,5-2
2.3. СХЕМЫ ОРУ И ЗРУ ВЫСОКОГО НАПРЯЖЕНИЯ Таблица 2.5. Схемы распределительных устройств подстанций высокого напряжения Наименование схемы Область применения Число присоеди- нений Дополнительные указания 1. Блочные схемы 1.1. Блок линия —транс- форматор (Л—Т) с разъеди- нителем, рис. 2.7, а 1.3. Блок Л —Т с предо- хранителем, рис. 2.7,6 1.3. Блок Л —Т с отдели- телем, рис. 2.7, в 1.4. Блок Л—Т с выклю- чателем, рис. 2.7, г 1.5. Два блока с отдели*.; телями и неавтоматической перемычкой, рис. 2.7, д 1.6. Два блока с выклю- чателями и неавтоматиче- ской перемычкой, рис. 2.7, е. На стороне ВН тупиковой (до 330 кВ) или ответвительной (до 220 кВ) ПС То же, что по 1.1 1. То же, что по 1.1 2. При необходимости автоматического отключения поврежденного трансформато- ра от линии, питающей несколько ПС, и для ПС 35 кВ, когда невозможно использование предохранителей На стороне ВН ПС магистральных нефте- и газопроводов, на ПС БАМ и в зоне холодного климата (—45 °С и ниже) при отсутствии отделителей ис- полнения ХЛ i .На стороне ВН тупиковой или ответви- т^льной ПС То же, что по 1.4 для тупиковых или ответвительных ПС 35-330 35 35-220 35-220 35-220 35-220 2 (Л+Т) 2 (Л+Т) 2 (Л+Т) 2 (Л+Т) 4 (2Л+2Т) 4 (2Л+2Т) 1. Должен быть обеспечен охват транс- форматора защитой со стороны питания или передача телеотключающего импульса 2. При кабельном вводе — без разъедини- теля Должна быть обеспечена защита транс- форматора предохранителем и селектив- ность с защитой питающей линии (если от иее питается более одной ПС) и линии НН На 35 кВ при соответствующих обосно- ваниях допускается применение выключа- теля 1. При одной линии и двух трансфор- маторах разъединители в перемычке и линии могут не устанавливаться; возможна схема объединенного блока аналогично рис. 2.1, е 2. На 35 кВ может применяться с пре- дохранителями или выключателями То же, что по 1.4
Продолжение табл. 2.5 Наименование схемы Область применения кВ Число присоеди- Дополнительные указания 2. Схемы мостиков 2.1. Мостик с выключате- лем в перемычке и отдели- телями на трансформаторах, рис. 2.8, а 2.2. Мостик с выключате- лями в цепях линий, рис. 2.8,6 2.3. Мостик с выключате- лями в цепях трансформа- торов, рис. 2.8, в 2.4. Мостик с отделителя- ми в цепях трансформаторов и дополнительной линией, присоединенной через два вы- ключателя, рис. 2.8, г 3. Схемы со сборными ши- нами, с одним выключате- лем на цепь 3.1. Одна рабочая секцио- нированная система шин, рис. 2.2, а 3.2. Две одиночные сек- ционированные системы шин, рис. 2.9, а При необходимости секционирования линии и при мощности трансформаторов до 125 MB-А (на 220 кВ-при от- сутствии ОАПВ) То же, что по 1.4 при двустороннем питании или транзите мощности на сто- роне ВН ПС, когда по условиям загруз- ки трансформаторов превалирует требова- ние сохранения питания потребителей от данной ПС То же, что по 2.2, когда по условиям работы сети превалирует требование со- хранения секционирования сети на данной ПС при ремонтных схемах При присоединении к тупиковой или ответвительной ПС дополнительной линии, а также если допустим разрыв транзита при отключении тупиковой линии или при ремонте выключателя 1. Для РУ 35 кВ на сторонах ВН, СН, НН 2. В РУ 6—10 кВ при двух питающих трансформаторах То же, что п. 2 по 3.1 при транс- форматорах с расщепленными обмотками или при расщепленных групповых реак- торах 35-220 110-220 110-220 ПО 6-35 6-10 4 (2Л + 2Т) (2Л + 2Т) (2Л + 2Т) (ЗЛ + 2Т) На 35 кВ-5 и более, на 6-10 кВ — лю- бое Любое 1. Схема может быть использована при одном трансформаторе 2. На 35 кВ ремонтная перемычка не пре- дусматривается и вместо отделителей до- пускается установка предохранителей или при соответствующих обоснованиях — вы- ключателей То же. что п. 1 по 2.1 То же, что п. 1 по 2.1 1. При мощности трансформаторов до 125 MB-А включительно 2. То же, что по 1.3 В КРУ с выкатными тележками разъеди- нители заменены втычными контактами 1. То же, что по 3.1 2. Прн одновременном использовании расщепленных обмоток трансформаторов и расщепленных реакторов применяются 3—4 одиночные секционированные системы шин
3.3. Одна рабочая секцио- нированная и обходная сис- темы шин с отделителями на трансформаторах с совме- щенными секционным и об- ходным выключателями, рис. 2.9,6 3.4. То же с выключателем в цепи трансформатора, рис. 2.9, в 3.5. Одна рабочая секцио- нированная и обходная сис- темы шин с выключателями в цепях трансформаторов с сдельными обходным и сек- ционным выключателями, рис. 2.4, а 3.6. Две рабочие и обход- ная системы шин, рис. 2.4,6 3.7. Две рабочие секцио- нированные и обходная сис- темы шин с двумя обход- ными и двумя шиносоедини- тельными выключателями, рис. 2.4, в 4. Схемы многократного присоединения 4.1. Четырехугольник, рис, 2.5, а 0 4.2. Расширенный четы- рехугольник, рис. 2.10, а 1. При преобладающем числе линий парных или резервируемых от других ПС 2. На стороне ВН ПС при отсутствии перспективы расширения 1. То же, что п. 1 по 3.3 2. На стороне ВН и СН ПС То же, что по 3.4 То же, что п. 2 по 3.4 Преимущественно на стороне СН 1. При необходимости секционирования транзитной линии, наличии ответственных потребителей на стороне СН, НН 2. На 220 кВ —вместо схемы по 2,1 при наличии САП В или при мощности транс- форматоров 125 MB-А и более То же, что по 4.1 j ПО 110-220 110-220 110-220 110-220 220-750 220-330 5-6 5-6 7-10 7-15 Более 15 4 (2Л + 2Т) 6 (4Л+2Т или 2Л+4Т) 1. Не более одной радиальной линии на секцию 2. Если по условиям сети возможно деление РУ на время ремонта любого выключателя То же, что по 3.3 То же, что п. 1 по 3.3 Когда не применима схема по 3.5 1. На 220 кВ при числе присоединений 12—15 допускается секционировать одну рабочую систему шин 2. На 220 кВ при 3—4 трансформаторах мощностью по 125 MB-А применима и при числе присоединений менее 12 3. При КРУЭ или выкатных выключа- телях выполняется без обходной системы шин « При трех присоединениях применяется схема без одного выключателя (треуголь- ник), при двух (Л+Т) на 330—750 кВ используются два взаиморезервирующих выключателя или телеотключение В цепи трансформатора, присоединенного к линии, применяется: на 220 кВ — отде- литель, на 330 кВ — разъединитель, встро- енный в схему автоматики
Продолжение табл. 2.5 Наименование схемы 4.3. Трансформатор — шины с присоединением ли- ний через два выключателя, рис. 2.10,6 4.4. То же с полуторным присоединением линий, рис. 2.10,е 4.5. Полуторная схема, , рис. 2.5, г ' Область применения 1. На стороне ВН и СН узловых ПС 2. Если не намечается расширение То же, что п. 1 по 4.3 То же, что п. 1 по 4.3 ' кВ 330-750 330-750 330-750 Число присоеди- нений 5-6 [2Т + + (3-4)Л] 7-8 [2Т + + (5-6) Л] Более 7 Дополнительные указания 1. На 330 кВ, если неприменима схема по 4.2 „ в 2. На 750 кВ — только при трех линиях Примечания: 1. Схемы РУ, а также указания по их применению соответствуют сетке типовых схем Энергосетьпроекта для РУ 6 — 750 кВ ПС. 2. Схемы подключения синхронных компенсаторов, статических компенсирующих устройств и дугогасящих катушек, имеющие специфический ха- рактер, в таблицу не включены. 3. На всех схемах аппаратура высокочастотной обработки каналов связи и защиты и аппараты, установленные в нейтрали трансформаторов, а также измерительные трансформаторы, разрядники и заземляющие разъединители не показаны. 4. В графе «Число присоединений» приняты условные обозначения: Л — линейное присоединение, Т — трансформаторное. 5. На напряжении 150 кВ применяются схемы 110 кВ. 6. На напряжении 220 кВ и выше наряду с трансформаторами могут применяться и автотрансформаторы. 7. На напряжении 6—10 кВ необходимость установки реакторов в цепи трансформаторов, а также применения трансформаторов с расщепленными обмотками определяется расчетом токов КЗ при конкретном проектировании; при наличии технико-экономического обоснования допускается груп- повое или индивидуальное реактирование присоединений вместо установки реакторов в цепи трансформаторов. 8. Необходимость и схема присоединения шунтирующего реактора 500 — 750 кВ уточняется в конкретном проекте. 9. Возможности расширения РУ: для схем по 1.1 и 1.3 —за счет установки аналогичных блоков без перемычки на стороне ВН; для схемы по 4.1—переход к схеме по 4.2; для схемы по 4.4 — за счет дополнительной цепочки с выключателями с увеличением количества линий до 8 (на первом этапе развития, когда присоединено четыре линии, выполняются три междушинные цепочки: две с двумя и одна с тремя выклю- чателями). 10. В схемах по 1.3 на 35 кВ и по 1.5, 2.1 на 35—110 кВ разъединитель последовательно с отделителем не устанавливается. 11. В схемах по 3.1 и 3.2 точка подключения трансформатора СН (сборные шины или вывод силового трансформатора) уточняются в конкретном проекте. 12. В схемах по 4.3 — 4.5 при присоединении четырех трансформаторов (по 4.3 и 4.4) или более 6 линий (по 4.4 и 4.5), а также по условиям сохранения устойчивости энергосистемы допускается секционирование систем шин. В схемах по 4.4 и 4.5 парные линии и трансформаторы должны подключаться со стороны разных систем шин и не в одну цепочку. 13. Показанные пунктиром разъединители в цепи трансформатора устанавливаются в случае использования схемы для РУ НН и СН при трехобмоточных трансформаторах и автотрансформаторах.
к i l Ч. Рис. 2.7. Блочные схемы РУ ПС р—4 к-—4 Рис. 2.8. РУ ПС по схеме мостика >С т *—+<fo»x<»+—* — -Uh3»x<m& I 7. <«а*мин \ z % \ п Z -<@ 8>- 0 Рис. 2.9. Схемы РУ ПС со сборными шинами с одним выключателем на присоединение
\ r—j к л; г4 u u / J-U- ■J" Рис. 2.9. Продолжение -<£L&- П П Л I ^ 11МММ I т Ti т Т т Т т Т \ ,\ Т|т Т т Т т,! а) S) i n1 \х х1 ч1 ч1 1 * ^ Рис. 2.10. РУ ПС по схемам многократного присоедине-
Раздел третий ВРАЩАЮЩИЕСЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ МАШИНЫ* 3.1. ОСНОВНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ К ВРАЩАЮЩИМСЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКИМ МАШИНАМ И ИХ ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ Турбогенераторы, гидрогенераторы и синхронные компенсаторы должны отвечать требованиям ГОСТ 183—74** и соответствен- но 533-85Е, 5616-81*Е и 609-84. Электродвигатели в зависимости от на- пряжения, мощности, конструкции и назна- чения изготовляются до ГОСТ 9630— 80*Е, 6661-75*, 18200-79*Е, 16264.1-85, 19483- 74* и т. д. Машины постоянного тока — по ГОСТ 20529-82*Е, 16264.3-85, 16264.4- 85. Номинальные данные электрических ма- шин соответствуют их работе на высоте до 1000 м над уровнем моря, температура газообразной охлаждающей среды 40 и охлаждающей воды 30, но не более 33 °С и приведены в табл. 3.1. Изоляция обмоток электрических машин должна испытываться на заводе-изготовителе по ГОСТ 183-74**, у потребителя - со- гласно ПУЭ и Нормам испытания электро- оборудования с учетом требований ГОСТ 183 — 74** к уровню испытательных напря- жений. Электрические машины должны изготов- ляться со степенями защиты, регламентиро- ванными ГОСТ 17494-72* (табл. 3.2 и 3.3). Для обозначения степени защиты применя- ются буквы IP и следующие за ними две цифры. Первая цифра обозначает степень защиты персонала от соприкосновения с на- ходящимися под напряжением частями при приближении к ним и от соприкосновения с движущимися частями, расположенными внутри оболочки, а также степень защиты изделия от попадания внутрь твердых по- сторонних тел; вторая цифра — степень за- щиты изделия от попадания воды (табл. 3.3). Выбор исполнения машин по степени защиты в зависимости от условий места установки производится в соответствии с ПУЭ. гл. 5.3. Электродвигатели, устанавли- * При подготовке раздела использованы материалы инж. А. П. Чистикова (ВНИИЭ). ваемые в помещении с нормальной средой, как правило, должны иметь исполнение IP00 или IP20. Электродвигатели, устанавли- ваемые на открытом воздухе, — исполнение не менее IP44 или специальное, соответствую- щее условиям их работы. Электродвигатели, устанавливаемые в помещениях, где возможно оседание на их обмотках пыли и других веществ, нарушаю- щих естественное охлаждение, должны иметь исполнение не менее IP44 или продуваемое с подводом чистого воздуха. Корпус проду- ваемого электродвигателя, воздуховоды и все сопряжения и стыки должны быть тщательно уплотнены для предотвращения присоса воз- духа в систему вентиляции. Электродвигатели, устанавливаемые в местах сырых или особо сырых, должны иметь исполнение не менее IP43 и изоляцию, рассчитанную на действие влаги и пыли. Электродвигатели, устанавливаемые в местах с химически активными парами или газами, должны иметь исполнение не менее IP44 или продуваемое с подводом чистого воздуха. Допускается также применение электродвигателей исполнения не менее IP33, но с химически стойкой изоляцией и с закры- тием открытых неизолированных токоведу- щих частей. Если электрическая машина имеет ко- робку выводов или коробку контактных колец, то степень защиты коробки должна соответствовать степени защиты электриче- ской машины, но не должна быть менее IP20 для коробки выводов и IP23 для коробки контактных колец, если степень защиты элект- рической машины менее IP20. У электрических машин со степенями защиты IP43 и выше, имеющей внешний вентилятор, насаженный на конец вала, степень защиты кожуха вентилятора не должна быть менее IP2&5 У машин со сте- пенью защиты IP43 или IP44, имеющих указанный вентилятор и продуваемый возду- хом ротор, степень защиты отверстий для прохода воздуха через ротор не должна быть менее IP23. При этом конструкция машины с продуваемым ротором должна обеспечивать соответственно степень защиты IP43 или IP44 внутренней части машины (зоны расположения обмотки статора и ро- тора) от тракта, по которому проходит воздух, охлаждающий ротор.
Исполнения электрических машин по спо- собам охлаждения, защищенности, стойкости к воздействию окружающей среды и мон- тажу, требования к показателям надежности и другие указываются в стандартах на отдельные виды машин, а при отсутствии стандартов — в технических условиях на эти машины. Все электрические машины должны обла- дать достаточной механической прочностью, чтобы соответствовать требованиям, приве- денным в табл. 3.4 — 3.9. Синхронные машины, кроме того, должны быть рассчитаны так, чтобы выдерживать симметричные и несим- метричные внезапные КЗ на выводах обмотки статора при номинальной нагрузке и на- пряжении, равном 105 % номинального. Допустимые уровни шума, вибрации и индустриальных радиопомех, создаваемых электрическими машинами, должны быть в пределах норм, указанных в стандартных или технических условиях (см. табл. 1.27). Обозначение выводов обмоток элект- рических машин должно соответствовать данным, приведенным в табл. 3.10. Техни- ческие характеристики электродвигателей указаны в разд. 6. Таблица Вид требования Температура охлаж- дающей среды (вхо- дящей), °С: газообразной (воз- духа, водорода)*1 жидкостной (воды, масла) воды (первичной) для охлаждения среды (газа, жид- кости) при замкну- тых циклах их цир- куляции*2 Номинальные режимы работы и их услов- ное обозначение по ГОСТ 183-74** Номинальный коэффи- циент мощности син- хронных машин*3 (coscpHOM) Длительно допустимое повышение активной нагрузки, % номи- нальной 3.1. Требования к вращающимся электрическим машинам Электрические машины Турбогенераторы (ГОСТ 633-85Е) 40 40±5 33 Продолжитель- ный, S1 0,8 до 100 МВт; 0,85 от 100 до 500 МВт; 0,9 свы- ше 500 МВт 20 для 32-100 МВт с повыше- нием cos (р до 0,85 и давления водорода; 10 для мощности свыше 100 МВт с повы- шением coscp до 0,9 и давления водорода Гидрогенераторы (ГОСТ 5616-81*Е) 40 и 35 35 28 Продолжитель- ный, S1 0,8 до 125 MB-А; 0,85 от 125 до 360 МВ-А; 0,9 свы- ше 360 МВ-А До номиналь- ной кажущейся мощности и cos (р = 1 Синхронные компенсаторы (ГОСТ 609-84) 40 — 30 Продолжи- тельный, S1 0 — Электродвигатели 40 — 30 Продолжитель- ный, ST; крат- ковременный, S2; повторно- кратковремен- ный, S3-S5; перемежаю- щийся S6 —S8 0,9 У синхронных двигателей до номинальной ка- жущейся мощ- ности и cos ср = 1
Продолжение табл. 3.1 Вид требования Кратковременная пере- грузка по току, % номинального для машин: с косвенным ох- лаждением обмо- ток • с непосредствен- ным охлаждением обмоток Повышенная частота вращения в течение 2 мин, % Класс нагревостойкос- ти изоляции Предельно допустимые температуры частей машины и охлаж- дающей среды Предельно допустимые температуры под- шипников, °С: вкладышей выходящего масла обоймы подшип- ника качения Возбуждение синхрон- ных машин: Турбогенераторы (ГОСТ 633-85Е) 50, 2 мин 50, 1 мин 120 А* 5, В, F 80 65 — Электрические машины Гидрогенераторы (ГОСТ 5616-81*Е) 50, 2 мин 50, 1 мин 175*4 В, F Синхронные компенсаторы (ГОСТ 609-84) 50, 2 мин 50 мин,, 1 мин ' 120 В, F См. табл. 1.19 80 65 — ' - 80 \ 65 — Электродвигатели 50, 2 мин (мощ- ностью до 0,55 кВт) 50, 1 мин. Воз- будители с пре- дельным напря- жением более 1,6 номинального напряжения воз- буждения 100%, 1 мин 120 номиналь- ной (или наи- большей, если с регулированием частоты враще- ния); 120 наи- большей, но не менее 150 номи- нальной для дви- гателей ^после- довательным возбуждением А, Е — до 1 кВ; A, F-6 кВ и выше 80 65 100
Продолжение табл. 3.1 Вид требования предел устойчи- вого регулирова- ния*6 V- ч- кратность предель- ного установив- шегося напряже- ния возбуждения (кратность форси- ровки), ед., не ме- нее*7 номинальная ско- рость нарастания напряжения воз- буждения, отн. ед/с, не менее допустимая дли- тельность двукрат- ного номинально- го тока возбужде- ния, с: при косвенном охлаждении обмотки ротора при непосредствен- ном (или форсиро- ванном) охлажде- нии обмотки рото- ра Статическая перегру- жаемость синхрон- ных машин не ниже Турбогенераторы (ГОСТ 633-85Е) От 50% итбл ДО 110% <7возб.ном 2 2 50 ~'20*8 1,7 — менее 500 МВт; 1,6-500 МВт; 1,5-800 МВт и более Электрические Гидрогенераторы (ГОСТ 5616- 81*Е) От 20% {У^зе., ДО 110% ^Люзб.ном > ПРН схемах само- возбуждения от 70% £/Возб.х ДО У 1U /о ^возб.ном 1,8 — коллек- торные; 2 — другие системы 2; 1,5 — для ма- шин свыше 4 MB-А с кол- лекторным возбудителем 50 20 1>7*9 машины Синхронные компенсаторы (ГОСТ 609-84) От 0 до 110% ^возб.ном (для ревер- сивных сис- тем — от максималь- ного тока отрицатель- ного воз- буждения) 2 2 50 Электродвигатели — 1,4 или по ТУ 0,8 50 1,65; 1,5- при быстродей- ствующих систе- мах возбужде- ния
Продолжение табл. 3.1 Вид требования Время в течение ко- торого оболочка корпуса и торцевые щиты машин с водо- родным охлаждени- ем должны выдержи- вать без остаточных деформаций давле- ние 8-105 Па, мин Количество темпера-, турных индикаторов нагрева обмотки и стали статора, шт., не менее *10 Допустимая нагрузка трехфазных машин при несимметрии то- ков в фазах Электрические машины Турбогенераторы (ГОСТ 633-85Е) 15 6 ниже 32 МВт; 12 для 32 МВт и выше Гидрогенераторы (ГОСТ 5616-81*Е) Синхронные компенсаторы (ГОСТ 609-84) 2 6 для 0,5—10 6 ниже МВ-А 50 МВ-А 12 свыше 12 для 10 МВ-А 50 МВ-А См. табл. 3.44 Электродвигатели 6*11 *1 Для гидрогенераторов с разомкнутой системой вентиляции устанавливается 40, а с замкну- той—35 °С. Для двигателей, спроектированных до 1968 г., установлена температура 35 °С. *2 До 1976 г. для турбогенераторов мощностью менее 32 МВт допускалось принимать в расчет при Проектировании температуру охлаждающей воды менее 33 °С. Для синхронных компенса- торов температура воды может быть повышена, но не более чем до 33 "С (при необходимости допускается снижение мощности). Для двигателей, спроектированных до 1968 г., установлена тем- пература 25 СС. *3 Для гидрогенераторов по специальным техническим условиям допускается иметь более высокий cos<pHOM. Для капсупьиых гидрогенераторов мощностью до 20 МВ-А устанавливается cosфном = 0,95, а мощностью свыше 20 МВ-А cosфном = 0,98. *4 Указанная частота вращения не должна быть меньше достигаемой гидроагрегатом при полном сбросе номинальной нагрузки при исправной системе регулирования плюс 15% номинальной частоты вращения. При угонной частоте вращения (в случае нарушения регулирования) ротор не должен задевать статор. Капсульные гидрогенераторы и генераторы с ручным регулированием должны выдерживать фактическую угонную частоту вращения. *5 Класс А разрешен только для турбогенераторов серии ТВМ. ■J- *6 VВОэб. х — напряжение возбуждения, соответствующее номинальному напряжению на выводах машины при холостом ходе, и f/B03g. ши — напряжение возбуждения при номинальных нагрузке и напряжении. *7 Для турбогенераторов мощностью 100 МВт, спроектированных до 1968 г., допускается 1,7. *8 30 с для турбогенераторов ТВФ-63-2 и ТВФ-100-2; 15 с для турбогенераторов 800 МВт и 10—15 с для турбогенераторов 1200 МВт. *9 Допускается иметь по согласованию значение статической перегружаемости более низкое, но не ниже 1,5. Для кдпсульных гидрогенераторов установлено значение статической перегру- жаемости. равное 1,5 при мощности 20 МВ-А и ниже, 1,35 при мощности свыше 20 МВ-А. *1С Для машин с водяным охлаждением температурные индикаторы используются также для контроля за дистиллятом в каждой параллельной ветви по воде, поэтому число установленных индикаторов может значительно превышать указанное. *ч Температурные индикаторы допускается не устанавливать на машинах с длиной сердечника менее 1 м или мощностью менее 5000 кВ-А.
Таблица 3.2. Классификация степени защиты электрических машин Степень защиты персонала от соприкосновения и попадания посторонних тел Краткое описание защиты Защита отсутствует Защита от твердых тел размером более 50 мм Защита от твердых тел размером более 12 мм Защита от твердых тел размером более 2,5 мм Определение защиты Специальная защита отсутствует Защита от проникновения внутрь оболочки большого участка поверх- ности человеческого тела, например руки, и от проникновения твердых тел размером свыше 50 мм Зашита от проникновения внутрь оболочки пальцев или предметов дли- ной не более 80 мм и от проник- новения твердых тел размером свыше 12 мм Защита от проникновения внутрь обо- лочки инструментов, проволоки и т. д. диаметром или толщиной более 2,5 мм и от проникновения твердых тел размером более 2,5 мм Условное обозна- чение 0 1 2 3 ' Степень защиты от проникновения воды Краткое описание защиты Защита от- сутствует Защита от капель воды Защита от капель воды при наклоне до 15° Защита от ДОЖДЯ Определение защиты Специальная защита отсутствует Капли воды вертикально, падающие на оболочку, не должны оказывать вредного воздействия на изделие Капли воды, вертикально падающие на оболочку, не должны оказывать вредного воздействия на изделие при наклоне его оболочки на любой угол до 15° относительно нормального по- ложения Дождь, падающий на оболочку под углом 60° от вертикали, не должен оказывать вредного действия на изде- лие Условное обозна- чение 0 1 2 3
Защита от твердых тел размером более 1 мм Защита от пыли Пыленепронипае- мость - Защита от проникновения внутрь обо- лочки проволоки и твердых тел раз- мером более 1 мм Проникновение внутрь оболочки пы- ли не предотвращено полностью. Од- нако пыль не может проникать в ко- личестве, достаточном для нарушения- работы изделия Проникновение пыли предотвращено полностью № * 4 5 6 - Защита от брызг Защита от водяных струй Защита от воли воды Защита при погружении в воду Защита при длительном погружении в воду Вода, разбрызгиваемая на оболочку в любом направлении, не должна оказывать вредного действия на изде- лие Струя воды, выбрасываемая в любом направлении на оболочку, не должна оказывать вредного действия на изде- лие Вода при волнении не должна по- падать внутрь оболочки в количестве, достаточном для повреждения изделия Вода не должна проникать в обо- лочку, погруженную в воду, при опре- деленных условиях давления и времени в количестве, достаточном для по- вреждения изделия ) Изделия пригодны для длительного погружения в воду при условиях, установленных изготовителем. Для не- которых типов изделий допускается- проникновение воды внутрь оболочки, но без нанесения вреда изделию 4 5 6 7 8
Таблица 3.3. Степени зашиты электрических машин Степени защиты персонала от соприкосновения и попадания посторонних тел 0 1 2 3 4 5 6 Степени защиты от проникновения воды 0 IP00 IP10 IP20 1 IP01 IP11 IP21 2 IP12 IP22 3 IP13 IP23 IP43 4 IP44 IP54 5 [Р55 6 IP56 7 - 8 - Примечание. Исходя из специфических особенностей отдельных видов электрических машин, допускаются степени защиты IP57 и [Р58. Таблица 3.4. Технические данные турбогенераторов Тип Т2-2,5-2 Т2-4-2 Т2-6-2 Т2-12-2 Т-2,5-2 Т-4-2 Т-6-2 МВД 3,125 5 7,5 15 3,125 5 7,5 МВт 2,5 4 6 12 2,5 4 6 кВ 3,15 6,3 3,15 6,3 6,3 10,5 6,3 10,5 3,15 6,3 3,15 6,3 6,3 10,5 'НОМ' А 574 287 918 459 687 412 1375 825 572 286 916 458 687 412 cos<p 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 Возбуждение i о К о Ь со 32 111 139 137 225 226 83 113 . 140 139 s о к 1-6 п о 245 276 255 251 288 289 243 274 248 246 КПД, % 97,3 97.4 97,6 97,5 97,8 97,7 97,2 97,4 97,6 Избы- точное давление водорода, кПа - Односто- ронний зазор, мм 22 22 24 24 22 22 24 Размеры статора Внутрен- ний диаметр, мм 550 550 650 650 550 550 650 Длина активной стали (общая), мм 1000 1350 .1300 2200 1000 1350 1300 Число ради- альных вентиля- ционных каналов 19 26 25 43 19 26 25 Длина вентиля- ционных каналов, мм 5 и 10 5 и 10 5 и 10 5 и 10 5 и 10 5 и 10 5 и 10
Т-12-2 ТП-12-2 Т-20-2 твс-зо ТВС-32 ТВ2-30-2 ТВ-50-2 ТВ-60-2 ТВ-100-2 ТВ2-100-2 ТВ2-150-2 ТВФ-60-2 ТВФ-63-2 ТВФ-100-2 ТВФ-120-2 ТВФ-200-2 ТВВ-160-2 ТВВ-165-2 ТВВ-200-2 ТВВ-200-2А ТВВ-220-2А 15 15 25 37,5 40 37,5 62,5 75 117,5 117,5 166,5 75 78,75 117,5 125 235 188,2 188,2 235,2 235,2. 259 12 12 20 30 32 30 50 60 100 100 150 60 63 100 100 200 ^160 160 200 200 220 6,3 10,5 6,3 10,5 6,3 10,5 6,3 10,5 6,3 10,5 6,3 10,5 10,5 10,5 15,75 13,8 18 6,3 10,5 6,3 10,5 10,5 10,5 11 18 18 15,75 15,75 15,75 1376 825 1376 825 2295 1375 3440 2060 3670 2200 3440 2060 3440 4125 4320 4955 5350 6880 4125 7210 4330 6475 6875 12370 6040 6040 8625 8625 9490 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,85 0,85 0,9 0,8 0,8 0,85 0,8 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 230 250 190 192 222 230 221 219 236 224 239 350 219 427 200 200 177 270 277 400 360 386 315 300 325 291 289 251 259 545 548 456 440 492 488 468 640 717 640 650 668 1650 1510 1450 1280 1605 1715 2240 2300 2100 2660 2540 2740 97,6 97,6 97,6 98,3 98,3 98,3 98,5 98,55 98,6 98,7 98,9 98,5 98,3 98,7 98,4 98,8 98,5 98,5 98,6 98,6 98,6 ■— — — 5-50 50 5-60 5 100 5 5 70/50 200 200 200 250 200 300 350 300 , 300 300 24 24 35 27 28 28 42,5 42,5 52,5 47,5 62,5 72,5 50 62,5 40 64 64 72,5 67,5 85 80 .70 70 690 690 850 870 870 870 1075 1075 1095 1095 1200 1075 1030 1075 1030 1128 1128 1220 1135 1170 1235 1215 1215 2200 2200 2000 2700 2700 2700 3100 3100 6350 5250 6250 2800 2800 , 3100 ' 3100 5450 3100 3800 4300 4200 4200 43 43 35 68 68 65 564 64 132 100 112 43 43 51 51 88 68 63 70 92 92 5 и 5 и 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 5 10 10 5 5
Продолжение табл. 3.4 Тип ТВВ-320-2 ТВВ-500-2 ТВВ-500-2А ТВВ-500-2Б ТВВ-800-2 ТВВ-1200-2 ТГВ-200 ТГВ-200М ТГВ-300 ТГВ-500 ТВМ-300 MBA 353 588 588 588 889 1333 235 235 353 588 353 'НОМ' МВт 300 500 500 500 800 1200 200 200 300 500 300 кВ 20 20 20 20 24 24 15,75 15,75 20 20 20 'НОМ' А 10200 17000 17000 17000 21400 16050 х х2 8625 8625 10200 17000 10190 cos<p 0,85 0,85 0,85 0,85 0,9 0,9 0,85 0,85 0,85 0.85 0,85 Возбуждение о а: уб о « 447 482 482 488 600 515 420 420 420 444 282 s о я 1.6 О 2900 3590 3590 3470 3850 7830 1890 1890 3050 5120 4420 Г КПД, 'о 98,7 98,7 98,7 98,7 98,75 98,94 98,85 98,6 98,8 98,83 98,82 Избы- точное давление водорода, кПа 350 и 400 450 450 450 500 500 300 300 300 300 нет Односто- ронний зазор, мм 95 95 95 95 100 150 100 100 90 100 90 Внутрен- ний диаметр, мм £ , 1265 1315 1315 1315 1400 1550 1275 1275 1300 1320 1265 Размеры ■ Длина активной стали ^общая), * мм 6000 6300 6300 6300 7100 8000 5000 5000 5800 6200 5700 статора Число ради- альных вентиля- ционных каналов 130 138 138 138 151 170 90 90 - 137 - Длина вентиля- ционных каналов, мм 5 5 5 5 5 и 10 5 5 10 - 5 и 10 -
Таблица 3.5. Параметры турбогенераторов Тип Т2-2,5-2 Т2-4-2 Т2-6-2 Т2-12-2 Т-2,5-2 Т-4-2 Т-6-2' Т-12-2; ТП-12-2 Т-20-2 ТВС-30 ТВС-32 ТВ2-30-2 ТВ-50-2 ТВ-60-2 ТВ-100-2 ТВ2-100-2 ТВ2-150-2 ТВФ-60-2 ТВФ-63-2 ТВФ-100-2 Попе- речное сечение спинки активной стали, 1225 1640 1932 3260 1204 1622 2728 2748 2939 2733 6630 5550 5565 6300 9300 9300 18450 15 350 20000 7440 8270 7225 8275 9560 Средний диаметр актив- ной стали, см 84,5 84,5 100,4 100,4 77 ' 77 91,5 95,5 122 150,5 132,5 149 184 184 1Q4ai 194 • 208 181 176 181,4 ■ 176,5 197,5 Число пазов 48 48 54 54 48 48 48 54 54 48 42 54 54 60 54 72 72 54 54 54 48 72 48 72 60 Шаг об- мотки по па- зам 1-20 1-20 1-23 1-23 1-20 1-201 1-21 1-23 1-23 1-21 1-18 1-22 1-22 1-26 1-22 1-29 1-29 1-22 1-23 1-23 1-21 1-31 1-21 1-31 1-26 Статор Соеди- нение фаз Л/Л Л/Л Д/Л Л/Л Л/Л л/л л/л л/л Л/Л Д/Л Д/Л ЛЛ/Л лл лл лл лл лл лл/лл лл/лл лл Число выво- дов 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 12 12 6 12 12 9 9 9 актив- ной стали без зубцо- вого слоя, т 2,92 3,94 5,48 9,26 2,4 3,3 5,7 5,5 9,4 9,8 10,88 20,2 20,2 23 42 42 . 74,5 72,7 102 31,7 35 31,1 34,9 46,7 Масса статора в сборе, т 5,86 7,71 9,06 13,88 6,36 7,74 10,2 9,5 14,5 16,3 34,5 61,2 53 56 103 103 180 180 242 87 89,4 87,6 123 стержня (катуш- ки), кг 15 17,5 21,5 12,3 ' 12,3 15,1 16 18,5 12,5 17,5 48 27,9 38 - — — — — — — — - Длина бочки, мм 1000 1350 1300 2200 . 1000 1350 1300 2200 2200 2800 2800 2800 3250 3250 6500 6400 5400 2850 2850 3250 Число пазов/ пазовые деления 28 28 32 32 28/37 28/37 32/38 32/36 28/38 32/42 32/42 32/42 36/46 36/46 36/46 36/48 40/52 28/42 28/42 32/48 Ротор Момент инер- ции, т-м2 0,065 0,08 0,17 0,26 0,058 0,069 0,173 0,355 ' 1 1,35 1,35 1,25 3,375 3,37 5,75 5,03 7,5 2,12 2,42 3,25 Критические частоты вращения, об/мин первая 2720 2150 2310 1680 2830 2400 1560 1312 1980 2000 1600 1590 1680 930- 1600 1320 1320 665 1167 1000 1640 1500 1510 1500 вторая _ — 8800 4820 - — ^и_ 4430 6350 6450 4500 5020 2700- 4500 3480 3480 — 3740 3380 4250 4800 3910 3820 Диа- метр кон- тактных колец, мм 330 330 330 330 250 250 338 338 450 433 450 430 430 430 430 430 430 ■ — 460 - Мас- са, т 1,65 2,15 2,99 4,86 2,54 3,17 4,1 4,46 6,98 12,1 16,2 16,2 17 30 30 48 46 58,6 24,2 25,4. 30
Продолжение табл. 3.5 Тип ТВФ-120-2 ТВФ-200-2 ТВВ-160-2 ТВВ-165-2 ТВВ-200-2 ТВВ-200-2А ТВВ-220-2А ТВВ-320-2 ТВВ-500-2 ТВВ-500-2А ТВВ-500-2Б ТВВ-800-2 ТВВ-1200-2 ТГВ-200 ТГВ-200М ТГВ-300 ТГВ-500 ТВМ-300 Попе- речное сечение спинки активной стали, 9650 17650 10875 12200 15300 15300 15300 21750 23800 23800 23800 65300 74750 15950 15050 17100 23200 22000 Средний диаметр актив- ной стали, см 197,5 210 197,7 206,6 205,7 206,1 206,1 215,3 221,4 221,4 221,4 217,5 234,5 215,3 203,5 236 226,7 223,4 Число пазов 60 72 48 42 30 60 60 54 48 48 48 42 72 60 30 60 48 60 Шаг об- мотки по па- зам 1-26 1-31 1-20 1-18 1-13 1-26 1-26 1-23 1-21 1-21 1-21 1-18 1-33 1-25 1-13 1-25 1-21 1-26 Статор Соеди- нение фаз АЛ АААА А А А АА АА АА АА АА АА АА АА/АА АА А АА АА АА Число выво- дов 9 12 6 6 6 9 9 9 9 9 9 9 18 9 6 12 12 12 актив- ной стали без зубцо- вого слоя, т 45,6 88,5 51,3 61,8 72,8 75,3 75,3 112 126,6 126,6 126,6 186,8 230 82,5 73,15 108 125,7 143,2 г Масса статора в сборе, т 128,2 250 115 143 164 170 170 250 225 225 225 322 390 204 170 266 218 245 стержня (катуш- ки), кг 75/67 105/100 - 72 72 - 140 140 140 148/163 144/157 145/142 127 163/159 141/139 110/113 Длина бочки, мм 3250 5600 3250 3950 4350 4350 4350 6100 6350 6350 6350 7200 8000 5100 5100 5800 6200 5700 Число пазов/ пазовые деления 32/48 40/52 32/48 32/48 36/52 36/52 36/52 36/52 36/53 36/53 36/53 36/56 40/60 36/52 36/52 36/52 40/60 36/51 Ротор Момент инер-я ции, т-м2 3,25 6,6 3,87 4,37 5,28 5,28 5,28 7,45 10 10 10 14 18,5 6,25 6,25 8,5 8,25 7 Критические частоты вращения, *<в об/мин первая 1500 1100 1510 1350 1350 1370 1370 900 950 950 950 690 590 1280 1280 1280 1230 883 вторая 4430 3520 3830 3350 ■ 3400 3400 3400 2650 2400 2400 2400 2000 1710 4400 4400 4130 4200 2540 Диа- метр кон- тактных колец, мм 460 320 460 460 460 320 320 500 нет 400 400 нет 440 440 445 440 510 Мас- са, т 30,8 51 3! 34,6 42 42,8 43 55 65 65 66 80 100 47,8 47,8 55,8 61,5 50,4 Примечания: 1. Массы статоров и роторов, имеющих жидкостное охлаждение, указаны без жидкостей. 2. Критические частоты вращения даны с учетом податливости опор. 3. Стержневая обмотка у всех генераторов, кроме Т2 и Т мощностью 2,5—6 МВт, у которых обмотка катушечная.
т Т2-2.5-2 Т2-4-2 Т2-6-2 Т2-12-2 Т-2,5-2 Т-4-2 Т-6-2 Т-12-2; ТП-12-2 Т-20-2 (10,5 кВ) ТВС-30 Ч ТВС-32 ТВ2-30-2 ТВ-50-2 ТВ-60-2 ТВ-100-2 Ток возбуждения холостого хода, А (при ^homJ 100 109 101 94 111 101 108,6 94;б 92,9 90,1 80,8 208 156 165 к 155 160 258 255 264 окз 0,62 0,6 0,62 0,55 0,6 0,636 0,603 0,569 0,557 0,58 0,483 0,456 0,437 *),4?7 0,432 0,51 0,45 0,62 0,51 Таблица 3.6. Расчетные параметры турбогенераторов Индуктивные сопротивления, оти. ед. Xd 1,77 1,92 1,9 1,9 2,09 1,77 1,915 2,03 1,91 2,59 2,38 2,46 2,53 2 52 2,34 2,55 1,84 2 2 *к 0,24 0,24 0,23 0,23 0,23 0,243 0,242 0,25 0,23 0,25 0,26 0,294 0,257 0,251 0,27 0,24 0,257 0,2 0,242 x'd 0,146 0,134 0,137 0,148: 0,116 0,146 0,134 0,145 0,137 0,121 0,13 0,159 0,152 0,151 0,159 0,148 0,152 0,135 0,157 *о 0,12 0,11 0,112 0,112 0,092 0,091 0,114 0,106 0,118 0,118 0,09 0,109 0,159 0,118 0,128 0,126 0,134 0,123 0,127 0,11 0,132 *2 0,178 0,163 0,168 0,168 0,142 0,178 0,163 0,175 0,168 0,148 0,159 0,194 0,186 0,184 0,194 0,179 0,185 0,1*65 0,191 *о 0,047 0,052 0,058 '0,06 0,065 0,047 0,052 0,067 0,058 0,067 0,082 0,084 0,072 0,07 0,075 0,095 0,068 0,056 0,067 Активные сопро- тивления, Ом (при 15°С) фаза статора 0,0165 0,065 0,0094 0,0374 0,0517 0,0642 0,00724 0,0278 — 0,0713 0,0389 0,0201 0,0719 0,0086 0,025 0,0078 0,00198 0,00537 0,00451 0,00451 0,00198 0,00537 0,00225 0,00224 обмотки ротора ^вочб 0,282 0,27 0,36 0,53 0,228 0,278 0,382 0,382 0,657 0,657 0,174 0,324 0,324 0,305 0,305 0,33 0,33 0,23 0,226 тйо 3,89 4,29 5,79 6,72 3,89 4,29 5,72 5,79 7,05 6,6 6,58 10 10,7 10,7 10 10 11,6 11,7 Постоянные времени, с ■# 0,53 0,54 0,71 0,72 0,533 0,543 0,71 0,706 0,73 0,72 0,79 1,01 1,07 1,07 1,02 1,05 1,26 1,29 t'd 0,067 0,068 0,088 0,091- 0,067 0,068 0,089 0,088 0,091 0,09 0,098 0,121 0,133 0,13 0,127 0,137 0,158 0,161 та 0,072 0,071 0,106 0,106 0,078 0,072 0,071 0,112 0,106 0,102 9,092 0,23 0,21 0,249 0,246 0,197 0,208 0,265 0,258 ■Й(2) 0,84 0,84 1,12 1,1 1,11 0,84 0,84 1,11 1,12 1,12 1,09 1,21 1,62 1,72 1,71 — — ■Й(1) 0,92 0,92 1,24 1,26 1,27 0,912 0,92 1,25 1,24 1,29 1,26 1,37 1,82 1,95 1,94 — Емкость фазы относи- тельно корпуса, мкФ 0,05 0,05 0,05 1,1 0,08 - - - - 0,2 0,16 - 0,2 , 0,16 0,26 0,26 0,29
Продолжение табл. 3.6 Тип ТВ2-100-2 ТВ2-150-2 TRct>-fiO-? 1 D41 UU Д ТИФ-63-2 I иМ< \JJ~JL ТВФ-100-2 ТВФ-120-2 ТВФ-200-2 ТВВ-160-2 ТВВ-165-2 ТВВ-200-2 ТВВ-200-2А ТВВ-220-2А ТВВ-320-2 ТВВ-500-2 ТВВ-500-2А ТВВ-500-2Б ТВВ-800-2 ТВВ-1200-2 ТГВ-200 ТГВ-200М ТГВ-300 ТГВ-500 ТВМ-300 Ток возбуждения холостого хода, А (при 268 321 688 617 538 450 1 640 634 860 755 814 1025 920 920 1200 1086 1060 1287 2460 720 710 1057 1605 1600 ОКЗ 0,57 0,73 0,64 0,68 0,54 0,54 0,61 0,56 0,58 0,475 0,576 0,57 0,512 0,465 0,624 0,426 0,42 0,476 0,448 0,572 0,558 0,505 0,44 0,53 Индуктивные сопротивления, отн. ед. xd 1,8 1,49 1,61 1,67 1,915 2,199 1,79 1,907 1,88 2,3 1,83 1,88 2,16 2,32 1,7 2,56 2,57 2,33 2,42 1,85 1,896 2,2 2,413 2,11 x'd 0,2 0,18 0,28 0,22 0,275 0,224 0,26 0,278 0,25 0,329 0,326 0,275 0,272 0,3 0,26 0,355 0,326 0,307 0,357 0,295 0,32 0,3 0,373 0,33 x'd 0,14 0,122 0,195 0,146 0,18 0,139 0,183 0,192 *а 0,113 0,097 0,17 0,121 0,18 0,139 0,157 0,167 0,165 0,14 0,22 0,22 0,226 0,2 0,191 0,18 0,197 0,173 0,242 0,24 0,219 0,247 0,19 0,213 0,195 0,243 0,2 0,166 0,155 0,172 0,148 0,242 0,24 0,219 0,247 0,165 0,213 0,17 0,218 0,178 х2 0,17 0,149 0,238 0,178 0,22 0,17 0,223 0,234 0,201 0,269 0,276 0,23 0,22 0,24 0,211 0,295 0,293 0,267 0,302 0,232 0,26 0,238 0,296 0,25 х0 0,082 0,066 0,092 0,077 0,105 0,096 0,095 0,097 0,084 0,115 0,106 0,086 0,099 0,11 0,088 0,141 0,14 0,117 0,152 0,084 0,0914 0,096 0,146 0,11 Активные сопро- тивления. Ом (при фаза статора 0,00145 0,00141 0,000665 0,00219 0,000665 1Ц)0221 0,00104 0,00104 0,00041 0,00357 0,0024 0,00154 0,00152 0,00152 0,00134 0,00122 0,00122 0,00107 0,000752 0,000657 0,00115 0,00219 0,0011 0,0015 1ЭЛ.) обмотки ротора *чюзб 0,335 0,436 0,095 0,1 0,096 0,096 0,185 0,12 0,123 0,116 0.0136 0,0878 0,0878 0,0878 0,115 0,0998 0,1045 0,117 0,051 0,174 0,174 0,103 0,0697 0,051 t'rfo 13 11,9 4,9 6,7 6,09 8,68 6,5 6,45 6,83 5,9 5,42 5,38 7,03 7,03 5,9 9,2 8,9 9,3 8,51 6,85 6,45 7 6,3 6,5 Постоянные времени, с t'd 1,46 1,44 0,85 0,88 0,87 0,89 0,95 0,94 0,91 0,84 1 0,934 0,91 0,91 0,89 1,28 1,13 1,23 1,42 1,1 1,09 0,96 0,975 1 trf 0,192 0,18 0,106 0,099 0,109 0,111 0,119 0,12 0,114 0,105 0,2 0,117 0,114 0,114 0,112 0,16 0,16 0,16 0,178 0,137 0,136 0,12 0,122 0,126 la U386 0,442 0,389 0,245 0,344 0,222 0,417 0,4 0,51 0,267 0,41 0,31 0,298 0,326 0,368 0,34 0,34 0,33 0,38 0,546 0,321 0,54 0,468 0,392 x'd(2) — — 1,38 1,44 1,41 1,44 1,57 1,54 1.5 1,37 1,6 1,53 1,49 1,49 1,44 2,1 1,93 2,05 2,06 1,74 1,73. 1,55 1,555 1,59 xki) _ — — 1,63 1,72 — 1,76 — 1,57 1,78 1,72 1,71 1,68 1,65 2,43 2,25 2,36 2,4 1,95 1,92 1,75 1,8 1,81 Емкость фазы относи- тельно корпуса, мкФ 0,29 0,29 0,26 0,21 0,17 0,2 0,24 0,24 0,44 0,14 0,154 0,105 0,23 0,23 0,304 0,25 0,25 0,266 0,4 0,4 0,21 0,43 0,4 0,32 Примечание. ОКЗ — отношение короткого замыкания; jy — синхронное индуктивное сопротивление по продольной оси; xj — переходное ин- дуктивное сопротивление по продольной оси; х"^ — сверхпереходное индуктивное сопротивление по продольной оси; *а — индуктивное сопротивление рассеяния; х, — индуктивное сопротивление обратной последовательности; х0 — индуктивное сопротивление нулевой последовательности; t^q — постоянная времени по продольной оси при разомкнутой обмотке статора; г'д — переходная постоянная времени по продольной оси при замкнутой накоротко обмотке статора; т'д — сверхпереходная постоянная времени по продольной оси при замкнутой накоротко обмотке статора; га — постоянная времени при замкнутой накоротко обмотке статора; x'jm — переходная постоянная времени по продольной оси при замкнутых двух фазах обмотки статора; x'd{l) ~ переходная постоянная времени по продольной оси при замкнутой одной фазе на нейтраль.
ооопоо со ся го со со со ■f* 04 оо оо о ui 66/125-4 50/75-40 66/70-52 00/105-6 63/100-4 25/110-1 оо о о Н V) -О. Ul cocococococococococococococococococococococococococo ЧЧЧЧЧЧЧЧЧЧ^Ч^Ч|Ч|"1|"1|"1|"1|"1'--1|"1|"1|"1|"1|"1 BWi---MMUiMWUi^UlWOWls)[JtJOOO*.WOUlO i 04D4D^!^tOUlLftO©0--0.0!^LftLftLft.J-s.OO©LftO©0 ^To^^^^^^^^^^^^^^^^^^^^^^'^'oo ■i^ U» ►— ►— O4^WOOOOWOO\0pO^O,' OOUiOO L W ' Ui Ui О n! Ui ' ■ ■ ' ■ ■ ' i г i i i t-Л l i i i i 4-^ MWiiiiitJfOWWUltJUl--t4)W^(»W^tJW^O\0 Y1 oo coo оо w .fs. g ° , tO tO tO »- W VO 00 00 -J \o 04 U\{_n ■(*■ A ^ Ul u, U) U> Ul Ul to to to to to to t j to lyilyi'Oi'tyi "и»"*- u» to. "to "oo'to'to'to'to'tfa.'Lftlyi'vo'u» 1л to ls> N) **• tS> M.*- ЬО Lft w 4-s. U» о О ItJIOWt-'OOW tO tO M tO >(_Л Ь. -I^Lft JO--J Jb. Jb. U» U» Jik N) |S> IO OS tO Ю W^ tO ю ►— ^ ю tO p ^.pppp Lft Lrt Lrt Lft Lft U» ^^ w0 w^ о о о о о-о ooooooooasoooo UvLftLftLftLftLftUlLftLftLftLftLftUlUlL»JUlLftLftLft -J 4-s. 0\ Lft 4-s. Ю tO tO (_Л 00.00 SO оо о o'u»o vOU»L»JU34-s-0-JOO-J^4-s.4-s.-JvO-J-J Lft-J Lft^J-s-OOj-s-J-s-UJtO Ui©O\0S000NO^4Jl0000i-^WIJitJ^tJIJi"-^|4J00IJl--JiO OsOOOOOOOOOOOUJOOOLftOOoOOOOOLftO p.0-0-0-0»0 "oo "vo "оо Ъо оо Ъо ►w JS. SO «— vo -J (_л О О О Lft О p p о р р р р р р р р о р р р р р р р р р р р р р р Ъо Ъо Ъо Ъо Ъо оо оо чо "оо "оо "оо оо чо "оо "оо "оо "чо Ъо Ъо Ъо Ъо Ъо Ъо Ъо ЪоЪо Lft Lft <_Л Lft (J* Lft Lft (J* LftLft LftLft (_Л WWWW*-W^H.eMMW--Wt4j-MMh.WWTOl-Mt4jWW П OO^^W'OOOOOOOOOOWWVOOyOyWUiOWUlONWlJli- eft ОООЧООООООООООШООООООООШОООО "в s 00 b-- 00 4-s. OS OS 56 OS Lft Lft О О О ■Юк-к-.м^м- ►— ♦-- ♦_- ►— н- ►— ►— ►— ►-. ^* ^- _ 56 ^OOUlLft^-Fi-WVDONOONOOOWl^^WOOOOOOO^^O М 4/OOWOOCO<»-sJWt»Ji.lOMtg^OCOa\0\DWtJ^O\0\U) -J OOUiOOUiUitOOWOOOOOWOOOOOOOWO^O П чо чо чо чо чо чо j-j jO. мо -J ps мо "и» "и» "nj vo "o. чо.чочочочо^чо ючо^чою^ чо'очочочочочо'очр O0 O0 O04O0j-J j-J j-J 4^ J-J J-J J-J P j-J J3N \,o \,o ЧО„—-ЗРР Оч ON ON ON ON ^^^ ^То^^'алЪГьо °°uLftk) o^o.'wVi о-j-j о^и~-о'1лЪо'и»,и»и-— u-j KJW-^--0O bJLO-h-h-tJMUlt4)tJ4*J н- ►— U» tO ►— ЧО ■— OQMWOoiWOOOOlXOUl^^UlljlNj^thWOMWbjUi OO^LftO-000-0.-0.-JO"-, OOWLrtv^O^Lft-„0 N-* 4--4 -J 4--4 O0 >0 WWtJWW -j ►-* as u> to oo Lft © -J Lft © О WWIONWm ►— 0>0\4b.4b.tOLrtW»--Lft!^i-jK--N)tOLrt4i-tO>--u» 0\OWWOt>^OOQOi-100\WOQ>J>JCM!OC04lCO^O OOOOLnLftOOOOOLftOOOOOLftOOOt^OOtjnO WI?i>JO0O\Ul Lft О Lft р—ЧО «— О Lft tO *». G Jb. О О О О О Lft "30 °° ^ °Qj^ J^J^^^^^^^bOj^ji.^v.o^jo^^jj^o^QOQ», 4--- 4-s- О О ЧО 4-S- --JLft 1Л \D Ю VD №-ti-м OM3NO>\04S-UiOOO\UiOUi ё§8ооо —J <^1 кУ1 >L^ ч^ SU1 UJ О О о о о о ^ ^^w ч^| 4^1 \^^ 4.^1 4bV k.^ W«f "^^ SLftOOOOOOOO 2 re S 1 | й | | м to UlLrtLrt*-'Ul-fb04tOt4>U>U»LfttOl^JL'lts>N>*-'.fb.fbU}U»tOU)U»U» ^^-*0Lft4O00:i^00004pvOtOU»aNN)U»UJyD00i^04O^04^04 OOCvWAOM00000\0400^O00^AW№5oOOO0vO S> I I ^| I 04040404040404^^^^4^(0^04 tO tO tO 04^^ tO tO J^^^ I I t 1 I I UltOtOtOtOtOtOtOtOtO"-K)tOtO — "-»-tOtO"-'tO"-' l«410\0<0\^>-^00>JOOCMAUi>4W(J>Jmu » S S Д »2Ss t13 я s о й я E S g E § S Ш v T
Продолжение табл. 3.7 Тип СВЧ-790/106-52 СВ-566/125-32 СВ-570/145-32 СВ-850/120-60 СВ-665/110-32 СВ-840/135-44, CBI-840/135-44 СВ-1100/145-88 СВ-1030/120-68 СВ-1500/110-116 СВ-840/150-52 СВ-375/195-12 СВ-465/210-16 СВ-430/210-14 СВ-1250/170-96 СВ-808/130-40 СВ-660/165-32 СВ-1340/140-96, СВКр-1340/150-96 СВН-1340/150-96, СВ-780/137-32 СВ-1510/120-108 СВ-640/170-24 СВ-1160/180-72 СВ-850/190-48 СВ-850/190-48 СВБ-750/211-40 СВВ-780/190-32 СВ-1470/149-104 СВИ-1160/180-72 СВ-972/150-44 СВ-460/210-12 СВ-850/190-40 СВ1-850/190-40 ^ПОМ' МВ-А 31,2 30 37,5 40 44 50 50 52 55 56,25 65,5 66 68,75 68,75 64,7 67,1 71,5 71,5 74,1 75,3 78,8 90 88 85,3 .88 91 91,8 101,5 95 107 100 111 р * НОМ' МВт 25 25,5 30 32 , 37,5 1 40 40 41,6 44 45 52,4 56 55 55 55 57 57,2 57,2 63 64 67 72 75 72,5 75 77 78 82,8 85 85,5 90 100 *-'НОМ' кВ 10,5 10.5 10,5 10,5 10,5 10,5 15,75 10,5 10,5 10,5 10,5 10,5 10,5 13,8 10,5 10,5 13,8 13,8 10,5 13,8 13,8 13,8 13,8 13,8 13,8 13,8 13,8 13,8 13,8 13,8 16,5 13,8 MIOM' А 1720 1650 2064 2200 2420 2750 1830 2860 3030 3100 3610 3635 3790 2870 3560 3695 2990 2990 408 3150 3290 3760 3700 3565 3700 3790 3840 4330 3980 4480 3490 4650 cos<p 0,8 0,85 0,8 0,8 0,85 0,8 0,8 0,8 0,8 Д8 0,8 0,85 0,8 0,8 0,85 0,85 0,8 0,8 0,85 0,85 0,85 0,8 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,8 0,9 0,8 0,9 0,9 *Люзб. НОМ' в 207 195 220 240 185 2.55 375 325 408 290 155 200 175 — 204 185 390 390 213 350 170 355 302 290 253 240 345 356 196 176 290 290 f *ВОЗб. НОМ' А 1100 735 950 1195 930 1140 1310 1160 1470 1115 930 890 920 — 1200 930 1485 1485 1310 1360 1265 1300 1250 1230 1200 1190 1185 1300 1230 1075 1040 1040 КПД, /о 97 96 96,8 96,8 97 97 96,7 97 96,6 97.2 97,4 97,4 97,55 97,3 97,71 97,5 96,7 96,88 97,95 97,5 97,62 97,8 97,55 97,5 97,85 97,66 97,79 97,6 98,13 97,6 98 98,2 ином> об/мин 115,4 187,5 187,5 100 187,5 136,4 68,2 88,2 51,7 115,4 500 375 428,6 62,5 150 187,5 62,5 — 187,5 55,6 250 83,3 83,3 125 150 187,5 57,7 83,3 136,4 500 150 180 Иуг- об/мин 380 380 190 375 275 150 180 108 255 910 600 700 165 310 415 134 — — 117 500 167 — 236 — — 119 167 290 835 310 360 Внутрен- ний ■ диа- ,мстр, мм '" 7й1о 5145 5110 7970 5880 7800 10475 9720 14500 7850 3000 3900 3500 11820 7500 5880 12 920 — 7080 14 560 5680 11000 7820 7820 6870 7080 14120 11000 9000 3640 7820 7820 Статор Число пазов 324 — 216 — — — — — 720 ■ — — — — — 456 — 684 — 300 810 — — 396 — 336 300 624 486 396 180 — 324 Число стыков 4 — 4 — — — — — 6 — — — — — 4 — 6 — 4 6 — — 4 — 4 4 6 6 4 2 — 6 Число вентиля- ционных каналов 18 — 26 — — — — — 19 — — — — — 23 — 26 — 24 — — — 32 — 36 33 26 31 26 — — 34
СВ-1500/170-96 СВ-1230/140-56 СВ-1225/130-56 СВ-1500/150-88 СВ-1500/200-88, СВ2-1500/200-88 СВ-785/230-32Т СВ-855/235-32 СВ-1500/175-84 СВ-1260/235-60Т СВ-1130/220-44 СВ-1190/250-48 СВ-1100/250-36 СВ-712/227-24 117,65 130,6 127,8 127,8 127,8 134 176,5 190 206 253 264,7 353 305 100 104,5 108,5 115 115 120 150 171 175 215 225 300 260 13,8 13,8 13,8 13,8 13,8 11 13,8 15,75 15,75 15,75 15,75 15,75 15,75 4915 5465 5350 5350 5340 7040 4375 6970 7560 9280 9750 12950 11210 0,85 0,8 0,85 0,9 0,9 0,9 0,85 0,9 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 430 355 361 405 380 235 260 375 390 260 430 270 310 1795 1225 1275 1690 1820 1400 1565 1720 1400 2060 1595 2180 2400 97,5 97,9 98,29 97,6 97,62 98,3 98,07 98,3 98,15 98,3 97,44 98,4 98,15 62,5 107,1 107,1 68,2 68,2 187,5 187,5 71,5 100 136,4 125 166,7 250 145 215 140 140 393 380 180 210 300 255 310 440 14300 11600 11350 14290 14300 7200 7700 14218 11900 10400 11000 10000 6250 420 468 660 — - 528 504 594 216 6 6 6 - - 6 6 6 4 СВФ-1500/130-88 СВФ-990/230-36 СВФ-1690/175-64 Серяя СВФ 160 353 590 128 300 500 13,8 15,75 15,75 6585 12950 21600 0,8 0,85 0,85 540 319 575 2275 2100 3688 96,3 98,2 98,25 68,2 ■ 166,7 93,8 140 845 180/155 14290 — 16100 — 576 — 6 СГКВ-480/115-64 СГКВ-720/140-80 Капсульпые гидрогенераторы 20 45,9 20 45 3,15 6,3 — - 1 0,98 295 310 950 1305 96,3 97 93,8 75 210 170 4&0 6850 — — — — СВО-733/130-36 iP м 41,5 41,5 33,4 40 Обратимые 10,5 10 "2510 2635 гидрогенераторы — двигатель-генератор 0,73 0,91 0,9 212/182 175 1220/1050 1000 96,7/97,5 97,4 — 166,7 - 350 - 6600 378
Таблица 3.8. Параметры гидрогенераторов Тип Коли- чество выво- дов 6, мм Испол- нение стато- ра Успокоительная система Число стерж- Диаметр стержня, мм Масса, т общая ста- тора ротора (монтаж- ная) Масса, кг одного стержня или катушки одного полюса Пята На- груз- ка, т Объем масла на смазку пяты подшйпш^ ков, м3 Расход воды на охлаж- дение масла, м-'/ч Системы охлаждения ВГС-700/80-40 ВГС-850/110-64 ВГС-700/100-48 ВГС-525/115-28 ВГС-440/120-20 ВГС-700/100-48 ВГС-800/79-52 ВГС-1040/80-80 ВГС-425/135-16 ВГС-525/110-24 ВГС-1260/89-104 ВГС-800/110-52 ВГС-527/110-24 ВГС-850/135-56 ВГС-650/130-32 ВГС2-650/130-32 ВГС-525/150-20 ВГС-525/150-20 ВГС-1525/135-120 ВГС-1260/147-68 ВГС-1260/200-80 ВГС-1190/215-48 ВГС-1190/215-48 ВГС-930/233-30 ВГСВФ-940/235-30 СВ-566/125-40 СВ-750/75-40 СВ-866/70-52 СВ-800/105-60 СВ-663/100-40Т 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 12 12 18 18 17 ;i4 15 14 14 12 14 15 19 15 16 14 15 14 14 14 20 20 22 20 24 26 26 25 26 3 3 3 п п 3 3 3 — п 3 3 п 3 3 3 п п 3 3 3 3 3 п п 7 5 7 7 11 7 6 5 10 9 4 5 9 7 10 10 Мае 4 5 7 10 10 Мае 8 15 20 15 18 15 15 20 20 16 15 20 20 16 15 15 5 сивный » 20 22 22 25 25 сивный 30 Серия ВГС 257 325 265 241 168 258 300 330 ~ — 522 345 235 379 376 210 295 210 920 784 325 1240 1240 1150 1230 55,6 75 65,6 67,6 55 65,6 70,4 90 90 72 132 84 66 90 95,6 95,6 84,8 86 223,8 229,2 304,8 388 - 379,8 374 120 148 137 116,5 92,8 133,4 138 177,8 85 111,7 250 167 113 196 168 168 147 150 502 416 566 660 — 560 640 16,8 10,7 11 13,4 9,7 11 7 8,3 2,66 15 12,3 19 18,5 10,2 9,5 9,63 15 15 17,6 23,9 15 42,5 — 29,5 40 728 770 900 1245 2470 820 677 614 2008 1230 630 895 1250 1252 1535 1478 1870 1870 1110 1530 2505 4090 — 3950 5050 475 550 650 365 170 500 518 660 200 120 950 600 250 900 700 700 340 340 2000 950 2000 1645 1645 1500 1720 Серии СВ — — — - г — 12 — - П П — 3 п — 6 — - — 20 — - 296 291 — 430 315 — — — - 141,2 148,1 — 223 147 560 390 753 600 5 5 6 4,3 1,73 6 5 5 3,1 4,3 7,3 5 4,3 7 4,3 4,3 4 4 10,7 7,3 10,2 14 11 14 9 — — — - 20 30 30 10 1 12 20 '20 50 45 30 55 20 40 50 40 40 45 45 70 75 150 170 150 60 150 5 — — — - ВВС-228/14-12 ВВС-220/34-12 ВВС-220/19-12 ВВС-180/19-12 ВВС-99/29-8 ВВС-220/19-12 ВВС-220/24-12 ПС ВВС-99/29-8А ВВС-139/19-8 ВВС-285/35-16 ВВС-280/24-12 ВВС-139/19-8 ВВС-220/34-12 ВВС-220/14-12 ВВС-220/14-12 ВВС-139/19-8 ВВС-139/19-8 ИС ВВС-2 85/44-16 ВВС-285/32-16 ПС ПН — ПС ДГ эмн ВГВ-21/22-0,2 5 эмн эмн
и о\ (N ГО 00 | я с* г о 00 ВС- о sa а sa I *© сч VI СП (N *7 сч vo so os сч m п п m м ?2 и E т т ** 1 т1 r, к s °° °° °° sa.„ [ийппянраис см гА « оо -г" О m 00 | 1-М £ | я я (Г) а а I l I ] l I l l l l I l t I I I I so I I I IS I м I 12 I I СО | см I I о (N (N О О VO VO 1Л § VO о 1П VO о •* 8 ^ о 1Л ON 88 Ч"> С") —' —— о о SO '^ 8 '^ о 00 о 00 ■Cl- in •* 8 сч 000 —— о 1Л "^ g (N оо 00 00 оо 8 00 -" о m о о о -" о 1Л 00 о in Г) с- ■* ~* о о сч о .— (N 000 (N VO OV vo Tt о 00 00 о о 1Л *~' 2 I I I I I I I I I I I о сч о — ° ! оо m Tf try VO *—< vo m о « i-^ m m in (N (N (N —I 1Л 1 °° 1 (N (N О О vo ■* I I I I 2 I I I l <* l 2 'w^v"^ui^'Oi^^^«^ooirioinm ■sJ-mostN—« in vo гл m os — -sf «M^^^^ON^Q^^^C^^^^M^ 0>1Л (N Tt OV N -^ 1Л ОЛЮ Ov СП rt- M VI (VI ■ VO (N <N ГП О 00 ■* ^ m vo -st- <*"c-" I vo I I I I VO t— t— I c- I I I I О " 2 I S . (N VO oon *o vq I ° ■*" rn"o\ 1 _. VI ITl^- —. —i (N — —< <-» r-ъ пл r- л-е+г-ъглг-ъ^ООСЧООО -St- OOOVOOQO f-jvo °Soo« [8*мой»!=Я21й^о SlS^ovavoS 1° » (NtN^J-m moomoom^^^;^^1^0, o> ' oo ч- os so vo oo ■ ^ ^ <r> I 1Л .■ . « 00 OS OS VO O* 1 О 1 | E 1 С ЕС С in ■*!■ i m i | 1*1*1 1 |]||m|||!|oo|m | СппмсСССпСС" IIIISMIIIKIS Il||os|||||*|vo| I t- VO | | Ю VI f-<f 1 l"CCC 1 1 l« 1 P,.2 1 1 1 22£°,£ 1 VO' | | | | VO vO VO VO in oo e e oe\o —«чсч 1 * 00 e о сч- 1 с- е in OS 1 m 1 i VO О in <N •tf sa <N ■in vo о OS I— B4- сч m in сч vo vo in sa CN гл "П ■=t о r- ffl о vo о CM О in 00 <N m о in VO sa cq Tt ■* m ГП О ■=t 00 sa t ■=t in m rf 00 00 00 in Tt о —•* sa cq 00 vo о СЧ о i-H sa vo r—( о 5 1Л 1"^ sa <N in о о ■=t 00 sa rj in OS in I-- m sa VO о in vo ■* sa ■=t о о m ■* sa vo OS 1 Г- o in (N sa о ■* о rn 00 о 00 sa vo" (N OS m in sfj о sfj VO sa О ■* ■=t m r—l oa uuuuuuuuuuuuuuuuuuu vo i os °o О i О m ом r- ■^ о m —« i ^-i О »—' sa sasa sa и uu и ■^ c-~ oo (N J ■* ■ Сi i О 00 О I-- « OS "о" О VO О Tf i-^ 1П VO ^ 00 oh oa a и и и О <N 0 оо •* m — S 13.2 2 Co о о" о 1С go P m r~- r~ tj. °?«oh -7 oa oa sa sa uuuu <N r~ О 00 о s sa и ■=t ■* о in rj I-- OS sa и (N О о VO ■* sa и о ■=t о OS in 00 1 sa и vo OS i о I— о in ■*7 sa и
Продолжение табл. 3.8 Тип СВ-1230/140-56 СВ-1225/130-56 СВ-1500/150-88 СВ-1500/200-88; СВ2-1500/200-88 СВ-785/230-32Т СВ-855/235-32 СВ-1500/175-84 СВ-1260/235-60Т СВ-1130/220-44 СВ-1190/250-48 СВ-712/227-24 СВ-712/227-24 СВ-1100/250-36 Коли- чество выво- дов - 6 - - - - - - - - 9 9 9 12 8, мм .20 25 18 - - - - - 24 25 25 25 26 Испол- нение ста- тора 3 - 3 3 п п п 3 3 п - п п Успокоительная система Число стерж- ней 8 6 6 - - • - - - 10 8 8 8 12 Диаметр стержня, мм 20 24 20 — - - - - 20 25 25 30 20 общая — - 1080 1410 818 890 1295 1350 1295 1300 - 830 1554 Масса ста- тора — 240 — — - - — - 358 385 236 240 432 г ротора (монтаж- ная) — 426 572 767 435 472 500 710 644 654 385 398 738 Масса, кг одного стержня или катушки — 28 — — - - — — - 47 40 38 30 одного полюса — 2080 — — — — — — 3660 4265 5058 5062 4970 На- груз- ка 1600 2600 3400 1200 1200 3500 2100 3200 1400 1200 1200 1722 Пята Объем масла на смазку пяты подщип-^ НИКОВ, "М* _ — — — — — — 20 — — 12 12 Расход воды на охлаж- дение масла, м3/ч 102 — _ .— _ — — 400 50 200 148 160 Системы охлаждения ПС ПС — _ эмн эмн эмн — ПН _ ис ПС ПН СВФ-1500/130-88 СВФ-990/230-36 СВФ-1690/175-64 СГКВ-480/115-64 СГКВ-720/140-80 Серия СВФ - - 12 - - 26 3 - 3 - - — - - — 1080 - 1640 - - 420 573 400 900 Капсульные — к к — 170 307 — генераторы 62 I 135 2600 2580 2600 300 700 23 150 ДГ ПС
СВО-733/130-36 9 12 П Обратимые гидрогенераторы — генератор-двигатель 32 - 450 110 206 13 1840 500 110 ВГД-336 Примечания; 1. В типе гидрогенератора после буквенного обозначения серии первая цифра соответствует наружному диаметру активной стали, см, вторая — длине активной стали, см, третья — числу полюсов. 2. Длина вентиляционного канала 10 мм, кроме генераторов с водяным охлаждением обмоток статора типов СВФ и СГКВ, у которых она равна 5 мм. 3. Буквой 3 обозначено зонтичное исполнение, П — подвесное, К — капсульное. 4. Электромашииные возбудители постоянного тока, как правило, обозначаются буквами ЭМН (сисгема с независимым возбуждением) и ЭМС (система с самовозбуждением); ДГ — двигатель-генераторные установки возбуждения; ПС —система самовозбуждения с Полупроводниковыми преобразователями; ПН — независимая; ИС — самовозбуждения. Таблица 3.9. Технические данные компенсаторов Тип компенсаторов КСВ-16-15 КС-16-6 КС-16-11 КСВБ-50-11 КСВБО-50-11 КСВБ-100-11 КСВБО-100-11 < со S ? о о? 160 16 16 50 50 100 ;оо са о г> 15,75 #3г 10,5 11 11 11 11 < i -? 5800 1470 870 2620 2620 5250 5250 об/мин 2 о в: к: 750 1000 1000 750 750 750 750 к о с. с с ■£ 1750 370 370 800 800 1350 1350 о рода. яие воД( GJ Давл кПа 200 Нет » 100 100 200 200 Возбуждение 2 о X о а 5> со ' 340 ПО по 150 150 230 ^30 о а: i6 О >J< 1600 590 580 1250 1250 1500 1500 < у. ID О 470 ■240 220 370 370 430 430 Пусковые характеристики, приведенные к ^ном '„ ^НОМ 5 3 3 2 2 2 2 М„ ^"ном 1,3 0,34 0,43 0,3 0,3 0,23 0,23 Диаметр контактных колец, мм началь- ный 660 600 600 Нет » » » мини- мально допус- тимый 620 580 580 Нет » » » стато- ра 149 24,1 24,1 74,3 74,3 113 113 Масса, т ротора НО 18,4 18,4 45,9 •46,2 77 78 общая 303 49,7 50,2 148,8 150 225,5 230 Примечание. В обозначении типа первые две буквы означают, компенсатор синхронный, последующие буквы указывают на наличие водородного охлаждения (В), бесщеточного (Б) и резервного (О) возбуждения; первое число — мощность, МВ-А, второе — уровень номинального напряжения,
Таблица 3.10. Маркировка нынодон обмоток электрических машин Наименование обмотки Количество выводов Обозначение вывода конец Машины переменного тока Обмотка статора (якоря): открытая схема соединение ,^з вез дой соединение треугольником Обмотка возбуждения синхрон- ных машин Обмотка ротора асинхронных машин v Первая фаза Вторая фаза Третья фаза Первая фаза Вторая фаза Третья фаза Нулевая точка Первый зажим Второй зажим Третий зажим - Первая фаза Вторая фаза Третья фаза Первая фаза Вторая фаза Третья фаза Нулевая точка 6 3 или 4 3 2 3 4 С1(Ж) С2(3) СЗ(К) С2(ЖЧ) С5(ЗЧ) С6(КЧ) С1(Ж) С2(3) СЗ(К) О(Ч) О (Ж) С2(3) СЗ(К) И1 И2 Р1 Р2 РЗ Р1 Р2 РЗ О Машины постоянного тока Обмотка якоря Компенсационная обмотка Обмотка добавочных полюсов Последовательная обмотка Независимая обмотка возбуж- дения Параллельная обмотка возбуж- дения Пусковая обмотка Уравнительный провод и урав- нительная обмотка Обмотка особого назначения Я1 К1 Д1 С1 HI Ш1 ш У1 Ol; ОЗ Я2 К2 Д2 С2 Н2 Ш2 П2 У2 02; 04 3.2. СИСТЕМЫ ВОЗБУЖДЕНИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ МАШИН В качестве источников автоматически ре- гулируемого постоянного тока для турбоге- нераторов, гидрогенераторов и синхронных компенсаторов в разные периоды времени нашли применение или применяются машин- ные коллекторные, высокочастотные, тири- сторные и бесщеточные системы возбужде- ния. Требования к системам возбуждения изложены в ГОСТ 21558-76*. Технические данные тиристорных и бесщеточных систем возбуждения, которыми оснащены мощные генераторы и синхронные компенсаторы, указаны в табл. 3.11—3.13. Данные по машинным коллекторным и высокочастотным системам возбуждения генераторов и синхронных компенсаторов могут быть получены из Справочника пре- дыдущего издания.
Таблица 3.11. Бесщеточные диодные системы возбуждения турбогенераторов Тип турбогенератора ТВВ-320-2 ТВВ-500-2А ТВВ-1200-2 ТГВ-200 ТГВ-300 ТВВ-1000-2 ТВВ-1000-4 Тип БВД-1300-3000 БВД-2100-3000 БВД-4000-3000 БТВ-300 БТВ-300 БВД-4000-3000 БВД-4000-1500 Возбудитель ^HOMi кВт 1300 2100 4000 — — 4000 4000 ^НОМ' кВ 450 474 530 460 460 530 518 'ноли А 2900 3530 9640 2100 3350 7640 7750 £/ф. В 900 948 1060 840 840 1060 940 КПД, % 84 86,5 87 — — 86,8 86,8 1, т-м2 0,4 1,0 2,0 — _ — — Масса, т рото- ра 5,7 8,2 14,5 — — — — общая 23,5 35,1 55,5 — — — — Преобразователь охлаждением Тип диода ВКС-500-20 В-2-500-20 В-2-500-20 В-2-500-20 В-2-500-20 В-2-500 В-2-500 дио- дов 36 72 144 32 32 72 72 ВГТ-100-500П ВГТ-200-500П ВГТ-200-500П — — ВГТ-2100-150 ВГТ-2100-150 Примечания: 1. Возбудители представляют собой синхронный генератор обращенного типа. 2. Уф — напряжение в режиме форсировки возбуждения. Таблица 3.12. Тярясторные.системы независимого возбуждения турбогенераторов Тип Турбогене- ратора Вспомогательный генератор Преобразователь с водяным охлаждением Тип °HOMi кВ'А ^ ном* В 630 520 780 835 540 940 473/790 520/780 509/763 'ном* А 2150 2370 2700 3000 3500 4480 2750 4620 5210 Соединение фаз КПД, % J, т-м' Масса, т рото- ра общая Тип Число преоб- разова- телей Тип тиристора ТВВ-160-2 ТВВ-200-2А ТВВ-320-2 ТВВ-500-2 ТВВ-800-2 ТЗВ-800-2 ' ТГВ-300 ТГВ-500 ТВМ-500 ВТ-2350-2 ВТ-4000-2 ВТ-4000-2 ВТ-5000-2 ВТ-6000-2 ВТ-6000-2 СТВ-12А СТВ-12Б СТВ-12Б 2350 2135 3640 4260 5700 S700 3762 6240 5770 ЛЛ ЛЛ ЛЛ ЛЛ ЛЛЛЛ ЛЛЛЛ ЛЛ, с отпайкой То же 91,2 88 90 90,4 91 90,84 0,27 0,58 0,58 0,63 1,08 2,56 2,56 2,56 3,3 5,24 5,24 5,7 7,7 8,6 8,6 8,6 17,5 26 26 28 37,6 42,5 42,5 42,5 ТВ8-25О0/1050Н-2) ТВ8-2000/825Н-2 ТВ8-2000/825Н-2 ТВ8-2000/1650-2 ТВ8-2000/825Н ТЕ8-320/460Н КУВ 250x6 8x3 хбМ „.,„ 250x6 КУВ- х 6М 8x3 ТВ8-2000/825Н-2 Т-3-320 ТЛ-250 ТЛ-250 Т-3-320 ТЛ-250 ТЛ-250 ТЛ-250 ТЛ-250 ТЛ-250 36 108 108 72 108 108 108 108
Таблица 3.13. Тнристорная система самовозбуждения турбогенераторов ТГВ-200, ТГВ-300 я ТВМ-300 с последовательным трансформатором Элементы системы Параметры систем возбуждения турбогенераторов ТГВ-200 ТГВ-300 ТВМ-300 Тип системы Выпрямительный,/ трансформатор Последовательный трансформатор Преобразователь с водяным охлаж- дением Предохранители Теплообменник Число водяных на- сосов Трансформаторы с. н.: рабочие форсировочные Системы управле- ния тиристорами Регулятор возбуж- дения пх„ 460 х 2 ВТС х 3200 94 + 24 ТМП-3200/20В, 1650 кВА ОСВ-10000, 8630/1265 А, 47/94 В 9S0 х 4 КУВ Z х6М 6x2 (2 шт.) и .._ 200x4 KB— х 6М 6 (1 шт.); тиристоры ТЛ-250-8-6 (48 шт.), диоды ВЛ-200-86 (24 шт.) ПНБ-5-660/400 (48 шт.) АТВКр-ЗОООМ (1 шт.) или ТВКФ-75 (1 шт.) ТС-5, 5 кВА, 215 х х 1/3/230 х- j/з В ТС-5, 5 кВА, 384 х х 1/3/230 х j/з В СУТВ-4, ШТВ-1 АРВ-СД или АРВ-200И _„„ 465x2 5130 ВТС х 216 ТМП-3200/20 В, 2410 кВ-А ОСВ-12500-1, 10200/1935 А, 136 КУВ^-^ х 6М 8x3 (2 шт.), тиристоры ТЛ-250-8 (108 шт.) ПНБ-5-660/400 (36 шт.) АТВКр-ЗОООМ (1 шт.) или ТВКФ-75 (1 шт.) ТС-5, 5 кВ-А, 260 х х 1/3/230 х [/з В ТС-5, 5 кВ-А, 526 х х 1/3/230 х [/з В СУТВ-4, ШТВ-7 АРВ-СД или АРВ-300И D_ 340 х 2 5000 ВТС х 288 ТМП-3200/20В, 2290 кВ-А ОСВ-12500-И, 10200/2900 А, 98 В .„,_ 250 х 6 ,„,, КУВ х 6ВМ, 8x2 тиристоры ТЛ-250-8 (288 шт.) ПНБ-5-660/315 (144 шт.) ТВК-150 (1 шт.) ТС-5, 5 кВА, 160 х х 1/3/230 х j/з В ТС-5, 5 кВ-А, 330 х х 1/3/230 х j/з В ССУП-4 АРВ-СД-02-1 Примечания:,!. Система возбуждения выполнена с полупроводниковыми управляемыми вен- тилями, соединенньгми' в: Две группы: рабочую и форсировочную. Выпрямление осуществляется по 'трехфазной мостовой' схеме. Питание выпрямителей производится от выпрямительного транс- форматора, подсоединяемого к выводам генератора, и от последовательного i рансформатора, вклю- чаемого последовательно с обмоткой статора. 2. Расшифровка обозначения типа системы: В — возбудитель; Т— тристорный; С- самовоз- буждение; числитель первой группы: первая цифра — рабочее напряжение. В; вторая цифра — кратность форсировки; знаменатель — число групп; числитель второй i руппы — ударная мощность, знаменатель — количество вентилей и диодов.
3.3. ГАЗОВОЕ ХОЗЯЙСТВО ГЕНЕРАТОРОВ И СИНХРОННЫХ КОМПЕНСАТОРОВ На электростанциях с генераторами с водородным охлаждением должен обеспечи- ваться запас водорода, учитывающий десяти- дневный эксплуатационный расход водорода и однократное заполнение одного генератора наибольшего газового объема. Запас угле- кислого газа или азота должен обеспечи- вать шестикратное заполнение генератора с наибольшим газовым объемом. При наличии на электростанции резервного электролизера допускается уменьшение запаса водорода в ресиверах на 50%. На подстанциях с син- хронными компенсаторами с водородным охлаждением запас водорода должен обеспе- чивать двадцатидневный эксплуатационный расход водорода и однократное заполнение одного компенсатора с наибольшим газовым объемом, а при наличии электролизной установки — десятидневный расход и одно- краткое заполнение указанного компенса- тора. Запас углекислого газа или азота на таких подстанциях должен обеспечивать трехкрат- ное заполнение этого же компенсатора. По ГОСТ 533-85Е утечка водорода в сутки из корпуса турбогенератора нри номинальном давлении должна быть не более: 3 мэ для генераторов мощностью до 30000 кВт; 7м3 » » » » 63000 кВт; 10 м3 » »' » » 110000 кВт; 12 м3 » » » » 800000 кВт; 18 м3 » » » свыше 800000 кВт. По ГОСТ 609 — 84 расход водорода на утечку и продувку при номинальном давле- нии должен быть не более 5 % общего коли- чества газа в машине и не превышать 12 м3 в сутки. Объемы газа для различных типов гене- раторов и синхронных компенсаторов при- ведены в табл. 3.14. Технические данные электролизных уста- новок для электрохимического разложения воды на водород и кислород, физико-хи- мические свойства сырья и готовой продукции электролизных установок, баллонов для хра- нения газов указаны в табл. 3.15 — 3.18. Окраска трубопроводов газовой системы должна производиться в соответствии с тре- бованиями ГОСТ 14202-69 (табл. 3.19). Ре-. сиверы для водорода, углекислого газа и азота окрашиваются алюминиевой пудрой для уменьшения нагрева солнцем. На ресивер для водорода наносится одно желтое кольцо шириной '/4 длины окружности ресивера, на середину желтого кольца — одно красное кольцо шириной 100 мм. На ресивер для углекислого газа или азота наносится одно желтое кольцо шириной 1/^ окружности ресивера, на середину желтого кольца — два черных кольца шириной по 10 мм с рас- стоянием между ними по 100 мм. На ресивер для кислорода наносится одно синее кольцо указанной выше ширины, на середину синего кольца — одно желтое кольцо шириией 10 мм. На ресиверах для водорода должны быть сделаны надписи; «Водород!», «Взрывоопасно!». Для предотвращения образования взры- воопасных смесей аппаратура и трубопрово- ды электролизных установок должны быть перед пуском и после отключения проду- ваться азотом (ГОСТ 9293-74*, II сорт). Продувка этих аппаратов углекислым газом запрещается. Продувку ресиверов следует вести до достижения в ресиверах концентраций ком- понентов, указанных в табл. 3.20. Заполнение машин с непосредственным охлаждением обмоток водородом и осво- бождение от него в нормальных условиях должны проводиться при неподвижном ро- торе или при вращении его от валопово- ротного устройства. Водород или воздух должен вытесняться из машины инерт- ными газами (углекислым газом иди азо- том). Ориентировочный расход инертш ix газов на проведение указанных операций приведен в табл. 3.21. Объем и периодичность контроля состава газа в газовой системе водородного охлаж- дения генераторов и синхронных компенса- торов указаны в табл. 3.22. В процессе эксплуатации" аппаратура, приборы и арматура электролизных уста- новок должны подвергаться периодической проверке (табл. 3.23 и 3.24). Практика экс- плуатации показала, что нормальная произ- водительность электролизных установок с электролизерами СЭУ-4М составляет 2 м3/ч. Производительность, равная 4 м3/ч водорода,' достигается только при работе в форсиро- ванном режиме с перегревом концевых групп ячеек и увеличением перепада температур по длине электролизера. При 'необходимости работы в форсированном режиме в качестве электролита применяется только раствор едкого кали с повышением температуры концевых групп ячеек до 90 °С и с ненор- мируемым перепадом температур по длине электролизера.
Таблица 3.14. Газовые объемы статоров турбогенераторов и сиихроивых компенсаторов Тип генератора или синхронного компенсатора ТВ2-30-2 ТВ-50-2 ТВ-60-2 ТВ-100-2 ТВ2-100-2 ТВ2-150-2 ТВФ-60-2, ТВФ-63-2 ^ ТВФ-120-2 ТВФ-220-2 ТВВ-160-2 ТВВ-165-2 ТВВ-200-2, ТВВ-200-2А, ТВВ-220-2А ТВВ-320-2 ТВВ-500-2 ТВВ-500-2А, ТВВ-500-2Б, ТВВ-800-2 Объем без ротора 30 55 55 100 70 108 37 V 54 86 53 57 60 90 100 134 , м3 с ротором 26 50 50 90 65 100 34 50 80 50 53 56 87 93 126 Тип генератора или синхронного компенсатора ТВВ-1200-2 ТГВ-25, ТВС-30 ТВС-32 ТГВ-200, ТГВ-200М ТГВ-300 ТГВ-500 КСВ-37,5-11 КСВ-50-11, КСВБ-50-11 КСВБО-50-11, КСВ-100-11, КСВБ-100-11, КСВБО-100-11 КСВ-160-15 Объем без ротора 179 32 30 77 83 82 — — — — , м-1 с ротором 165 30 26 70 75 73 55 50 55 62 Таблица 3.15. Технические данные электролизеров Параметры Количество ячеек Ток, А: номинальный максимальный Напряжение на элект- ролизере, В Напряжение на одной ячейке электролизе- ра, В Плотность, А/м2 Рабочее давление, МПа Температура электро- лита максималь- ная, °С Чистота газов, % : водорода кислорода Производительность, м3/ч, при работе на: водороде кислороде Вместимость элект- ролизера, м3 Габариты (длина х х ширина х высо- та), мм Масса электролизера, кг СЭУ-4М 30 165 330 60-72 2-2,4 1250-2500 1 85 99. _ 98 2-4 1-2 0,16 1700 х х 610x830 1289 СЭУ-8М 34 610 900 75-78 2-2,3 1250-2000 1 85 99 98 8-12 4-6 0,65 2050 х х915х х1080 3181 Тип электролизера ЭФ-12/6-10 50 610 900 115 2-2,3 1250-2000 1 85 99 98 12-18 8-9 0,75 3150 х х1055 х х1590 4435 СЭУ-10 25 1000 — ■ 55 2,1 1800 1 85 99,7 99,5 10 5 0,35 1650 х х1000 х х1300 3305 СЭУ-20 50 1000 — 105 2,1 1800 1 85 99,7 99,5 20 10 0,69 2400 х х 1000 х х1300 5121 СЭУ-40 100 1000 — 215 2,1 1800 1 85 99,7 99,5 40 20 1,3 4100 х х1000 х х1300 8364
Таблица 3.16. Основные физико-химические снойства сырья и готовой продукции электролизных установок Вещество Водород (Н2)* Кислород (О ) Азот (N2) Углекислый газ Раствор едкого калия (КОН) Бихромат калия (К2°Г2°4) Молеку- лярная масса 2,016 32 28,01 44,01 56 294,19 Применение в производстве Конечный продукт То же Вспомогательный продукт для продувки технологического оборудования Вспомогательный продукт для продувки ресиверов Вспомогательный продукт для заполнения электролизеров и создания необходимой элект- ропроводности Вспомогательный продукт, добавляемый в электролит для уменьшения перенапряже- йий^ Физико-химические свойства Состояние при обычных условиях Бесцветный горю- чий газ без запаха Бесцветный газ без запаха Бесцветный негорю- чий газ без запаха Бесцветный газ со слегка кисловатым запахом и вкусом Негорючая жид- кость Твердое вещество Темпера- тура плав- ления, °С -259,4 -218,8 -210 — 57 при 0,5 МПа 856 Темпе- ратура кипения, °С -252,7 -182,97 -195,8 -78 1505 Темпе- ратура самовос- пламене- ния, °С 510 Токсичные свойства, характер действия на организм человека Физиологически инертный газ Токсичными свойствами не об- ладает. Длительное вдыхание чистого кислорода (при ат- мосферном давлении) недопус- тимо Снижает парциальное давление кислорода в легких При концентрации выше 3% действует на дыхательные ор- ганы и нервную систему При попадании на кожу вы- зывает ожоги, особенно опасен дл£ глаз Вдыхание пыли раздражает и обжигает слизистые оболочки * Предел взрьшаемости водорода по объему с воздухом 4 — 75%'! с кислородом — 4—95%. Примечание. Предельная концентрация паров раствора едкого кали и бихромата калия в воздухе рабочих помещений соответственно 0,5 и 0,1 мг/мЗ.
Таблица 3.17. Технические данные баллонов для газов (ГОСТ 949-73*) Наименование Водород Углекислота Азот Сжатый воздух Состояние газа в баллоне Газообраз- ное Жидкое ^Газообраз- ['ное » Тип баллона А-40 Б-40 А-40 А-40 Рабочее давление, кПа 15 000 12 500 15000 15 000 Испыта- тельное давление, кПа 22 500 19000 22 500 22 500 Объем газа*, м-1 6 12 6 6 Параметры резьбы на вентиле баллона Резьба специаль- ная левая диамет- ром 21,8 мм, 14 ни- ток на 1", 3-го клас- са 3/4" трубная, 3-го класса То же » * При атмосферном давлении. Примечания: 1. Диаметр баллонов 219 мм; емкость 40 л. 2. Резьба на вентиле водородных баллонов по ГОСТ 6357 — 81 грубпая цилиндрическая диаметром 20,956 мм. Таблица 3.18. Технические данные баллонных редукторов Показатель Название редуцируемого газа Число степеней редуцирования Наибольшее давление газа на входе, МПа Давление на входе регулируется в пределах, МПа Пропускная способность, м3/ч, при давлении на выходе 1,5 МПа и диаметре отверстия в кране после редуктора 3 мм Способ присоединения к баллону Окраска редуктора (цвет) Надпись на манометрах Наибольшее давление на шкале манометра, МПа: высокого давления (на входе) цена деления низкого давления (на выходе) цена деления Давление, МПа, при котором предохранительный клапан редуктора начинает открываться Максимальное давление на выходе при полностью открытом предохранительном клапане, МПа Самопроизвольное изменение давления на выходе не более, % Масса редуктора, кг Марка редуктора РК-50, РК-53 Кислород, азот 1 16,5 0,1-1,5 60 Накидная гайка, резьба 3/4", труб- ная правая Голубой Кислород 25 1 3 ОД 1,8 2,1-2,4 ± 15 РК-50-1,8, РК-53-1,7 РВ-50, РВ-55 Водород 1 15 0,1-1,5 60 Накидная гайка, резьба специаль- ная 21,8 мм, 14 ни- ток на 1" Зеленый Водород 25 1 3 0,1 1,8 2,1-2,4 ±15 РВ-50-1,8, РВ-55-1,7 Примечание. Допустимо применение кислородных и водородных редукторов ДКП-1-65 и ДВП-1-65 соответственно, имеющих близкие к указанным характеристики, масса 2,4 кг.
Таблица 3.19. Окраска трубопроводов электролизных установок '- Среда Вода Конденсат Обработанная вода Пар Атмосферный воздух Сжатый воздух Кислород Водород Выхлоп в атмосферу (кислород) Выхлоп в атмосферу (водород) Азот Углекислый газ Электролит Цвет Зеленый » » Красный Синий » » Желтый Синий Желтый » » Фиолетовый Цвет колец — — Одно кольцо жел- тое Одно кольцо зеле- ное Одно кольцо жел- тое с черными ка- емками То же Одно кольцо крас- ное Одно кольцо желтое с черными каемками Одно кольцо крас- ное Одно кольцо жел- тое с черными ка- емками То же, » » Шифровое обозна- чение 1,2 1,8 1 2,3 ~3,1 3,5 3,7 4,5 3,7 4,5 5,1 5,4 7,2 Примечание Для внутренних трубопроводов ин- тервал между коль- цами 0,5 м; для наружных — 2м Ширина кольца — 40; мм, ширина каем- ки. 10 мм То же Предупреждающий знак в виде взрыва То же Наклонные кольца (извилистые) , То же Предупреждающий знак в виде восклица- тельного знака То же » » Примечания: 1. Предупреждающие знаки должны иметь форму треугольника. 2. Изображения должны быть черного цвета на желтом фоне. Треугольник должен- бытд, вписан в квадрат со стороной 148 мм. Таблица 3.20. Порядок продувки ресиверов Операция вытеснения Воздуха — углекислым газом Воздуха — азотом Углекислого газа — во- дородом Азота — водородом Водорода — углекислым газом Водорода — азотом Углекислого газа — воз- духом Азота — воздухом Место отбора Верх ресивера То же Низ ресивера То же Верх ресивера То же Низ ресивера То же Определяемый компонент Углекислый газ Кислород Углекислый газ, кис- лород Азот, кислород :}, Углекислый газ Водород Углекислый газ Кислород Содержание по норме, % 85 ; 3- '■ 1 0,5 1; 0,5 95 3 - ' Отсутствие' ." 20 - 2" :/ Примечание. При использовании для продувки ресиверов углекислого газа технического сорта, который содержит до 0,05% окиси углерода, его следует хранить отдельно от углекислота газа пищевого сорта.
Таблица 3.21. Ориентировочный расход углекислоты и азота при вытесвеиии из корпуса воздуха и расход водорода на заполнение корпуса Вид операции и газа Углекислота для вытеснения воздуха Азот для вытеснения воздуха Углекислота для вытеснения водорода Азот для вытеснения водорода Водород для заполнения корпуса до избыточного давления, кПа:, 100 200 300 Расход газа на заполнение в долях газового объема статора Ротор неподвижный 1,3-1,5 2,5-3 1,7-2,2 2,5-3 2,5 3,5 4,6 Ротор вращающийся 2,5-3 3,5-4 2,5-3 3,5-4 3,5 4,5 5,5 Примечание. Данные приведены для избыточного давления газа в корпусе при вытеснении в пределах 10—40 кПа. Таблица 3.22. Объем н периодичность проверок аппаратуры, арматуры и приборов электролизных установок Проверяемый элемент установки Предохранительные кла- паны на регуляторах давления Предохранительные кла- паны на ресиверах Обратные клапаны Электролизер Автоматические газоана- лизаторы Схема защиты и сигна- лизации Контролируемый параметр Давление, при котором кла- пан открывается, % номи- нального То же Плотность клапана Напряжение на ячейках Усилие затяжки болтов Сопротивление изоляции стяжных болтов, МОм Сопротивление изоляции изо- лирующих подставок, МОм Погрешность, % максималь- ного значения Срабатывание защиты и сиг- нализации Норма Не выше 115 То же Отсутствие про- пусков газа Разница напря- жений на ячейках менее 0,3 В По заводским данным Не более 1 То же Не более 5 Периодичность проверки 1 раз в 6 мес 1 раз в 2 года 1 раз в 3 мес 1 раз в 6 мес 2 раза в год 1 раз в 3 мес 1 раз в 2 года 1 раз в 3 мес 1 раз в 3 мес Примечание. Клапаны регуляторов давления и ресиверов электролизных установок прове- ряются и испытываются на стенде азотом или чистым воздухом.
Таблица 3.23. Объем и периодичность контроля состава газа в газовой системе водородного охлаждения Место отбора газа на анализ Верхний и нижний коллек- торы генератора Нижний и верхний коллекто- ры генератора Нижний коллектор генера- тора Верхний и нижний кол- лекторы генератора Верхний и нижний коллек- торы генератора Нижний коллектор генера- тора Верхний коллектор генера- тора Перед автоматическим газо- анализатором Бачок продувки, поплав- ковый затвор Перед испарителем Картеры подшипников. комплектные экранированные токопроводы при отсутств^! автоматических газоанализа- торов То же при наличии автома- тических газоанализаторов Периодичность анализа При вытеснении возду- ха углекислым газом При вытеснении возду- ха азотом При вытеснении углекис- лого газа водородом При вытеснении азота водородом При вытеснении водоро- да углекислым газом При вытеснении водоро- да азотом При вытеснении углекис- лого газа воздухом При вытеснении азота воздухом Один раз в неделю По утвержденному гра- фику, но не реже 1 раза в неделю Один раз в неделю Один раз в сутки Один раз в 3 мес Определяемый компонент Углекислый газ Кислород Углекислый газ Водород Углекислый газ Водород Углекислый газ Кислород » Кислород Температура точки росы Водород Водород > Допустимая концентрация Не менее 85% Не более 3% Не более 3% Не менее 97% Не менее 95% Не более 3% Отсутствие Не менее 20% В зависимости от типа гене- ратора не ме- нее 97-98% Не более 2% Не более 15°С Не более \% Не более 1% Формула для расчета ^ ~ ' пр ~~ 'к с=кпр-кк C=Fnp-FK С = 2 (J возд + t Пр — -VJ C-Knp-F, С — Z{ИВОЗд -Ь ИПр -vx) ^ ~ *пр ~~ *к c=v„p~vx c=vnp~vK C=Knp-FK J — ^ 2 C = -(Fnp-FK) 2 C = |(F„p-FJ Примечание Поглощение углекисло- го газа раствором КОН Поглощение кислорода раствором пирогаллола А Поглощение углекисло- го газа раствором КОН Сжигание пробы с раз- бавлением на катализато- ре; объем пробы 33,35 смЗ Поглощение углекисло- го газа раствором КОН Сжигание пробы с раз- бавлением на катализато- ре; объем пробы 33,35 см3 Поглощение углекисло- го газа раствором КОН Поглощение кислорода раствором пирогаллола А То же Поглощение кислорода раствором пирогаллола А Анализ с помощью газо- анализатора ПГФ-2М-И4А Анализ с помощью ин- дикатора ИВП-1 с после- дующим уточнением на ГХЛ-1 без разбавления ' Анализ содержания во- дорода газоанализатором ТП-1116УЧ Примечание. В расчетных формулах приняты следующие обозначения: С — содержание компонента в исследуемом газе, % ; V„„ — объем пробы исследуе- мого газа, см3; Ук — объем газа в бюретке, оставшийся после сжигания Водорода, см3; РВОЗд-> объем воздуха, участвующего в анализе, см3.
Таблица 3.24. Техническое обслуживание баллонов с газом газа Водород Азот Углекислота Наименование газа Водород Азот >- Углекислота Контроль степени опорожнения баллонов метод контроля По давле- нию То же 'По массе способ оценки Целый, 13—16,5 МПа, зави- сит от температуры Пустой, 0,2-0,3 МПа То же Целый, 25 кг Пустой, 0 кг Способ присоединения баллона к коллектору газового хозяйства На баллон-редуктор, далее резино- вым кислородным шлангом с внут- ренним диаметром — 9,5 мм или медной трубкой диаметром 8 мм, толщиной 1—2 мм То же Трубкой из отожженной меди на- ружным диаметром 8 мм и тол- щиной 1—2 мм Способ отбора газа из баллона Через редуктор рамповый КРР-50. или индивидуальный РВ-55, или РК-50, РК-53 Через редуктор РК-50, РК-53 (КРР-50) Непосредственно, без редук- тора Порядок открытия вентилей при опорожнении баллона 1. Открыть вентиль баллона 2. Отрегулировать давление 0,5 — 0,6 МПа 3. Открыть редуктор и все последую- щие вентили То же Открыть все вентили между балло- ном и машиной, после этого при- открыть вентиль баллона Примечания: 1. Контролировать наличие углекислоты по давлению нельзя, так как дав- ление в баллоне (при любом количестве жидкости) зависит только от температуры. 2. При применении для водорода кислородного редуктора РК-50 или РК-53 необходима пере- ходная гайка. 3. Фибра толщиной 3 мм применяется в качестве прокладок в резьбовых соединениях. 3.4. СИСТЕМЫ ВОДЯНОГО ОХЛАЖДЕНИЯ В соответствии с требованиями ПУЭ генераторы и синхронные компенсаторы с водяным охлаждением обмоток должны быть оборудованы: трубопроводами подачи и сли- ва дистиллята, выполненными из материа- лов, стойких к воздействию коррозии; основ- ным и резервным насосами дистиллята; ме- ханическими, магнитными и ионитными фильтрами дистиллята и устройствами для очистки дистиллята от газовых примесей; расширительным баком с защитой дистилля- та от внешней среды; основным и резерв- ным теплообменниками для охлаждения дистиллята; предупредительной сигнализа- цией и защитой, действующей при отклоне- ниях от нормального режима работы системы водяного охлаждения; контрольно-измери- тельными приборами и реле автоматики для контроля и управления системой водяного охлахсдения; устройствами обнаружения утечки водорода в тракт водяного охлажде- ния обмоток статора; контрольными труб- ками с кранами, выведенными наружу из высших точек сливного и напорного коллек- торов дистиллята, для удаления воздуха из системы водяного охлаждения обмотки ста- тора во время заполнения ее дистиллятом. В каждой системе трубопроводов, под- водящих воду к газоохладителям, теплооб- менникам и маслоохладителям, должны уста- навливаться фильтры, при этом должна быть предусмотрена возможность их очистки и промывки, без нарушения нормальной рабо- ты генератора и синхронного компенсатора. Каждая секция газоохладителей и тепло- обменников (табл. 3.25 — 3.27) должна иметь задвижки для отключения ее от напорного и
Таблица 3.25. Газоохладитело для турбогенераторов с водородным или водородио-водяным охлаждением турбогенератора твс-зо ТВС-32 ТВ2-30-2 ТВ-50-2 ТВ-60-2 ТВ2-100-2 ТВ2-150-2 ТВФ-60-2 ТВФ-бЗ-2 ТВФ-100-2 ТВФ-120-2 ТВФ-200-2 ТВВ-160-2 ТВВ-165-2 ТВВ-200-2, ТВВ-200-2А, ТВВ-220-2А ТВВ-320-2 ТВВ-500-2, ТВВ-500-2А," ТВВ-500-2Б . ТВВ-800-2 ? J ТВВ-1200-2 5 " ТГВ-200, " \. ТГВ-200М £ '■: ТГВ-300' ь Г. ТГВ-500 -3 ; гх а Тип газоохладителя _ — ГО-112/2814-14-Н ГО-125/4806-8-Н ГО-136/4806-7-Н ГО-131/2835-12-Н ГО-169/3588-18-Н ГО-225/4404-19-Н ГО-225/4554-16-СМ ГО-258/5175-4-Н ГО-258/5175-4-Н — ГО-475/4660-Н ГО-375/5256-6-Н ГО-475/5556-17-Н ГО-700/3990-5-Н ГО-1Ш0/2940-22-Н ГО-1625/4600-Н ГО-2250/4300-Н — ~£?& !■ Ж Макси- мальное давление водорода, кПа 200 200 300 300 300 300 300 300 300 300 350 300 350 400 400 450 500 550 600 400 450 350. Отводимые потери одной секции, кВт 117 135,6 117,5 125 136 131,2 169 225 225 258 258 560 475 375 475 700 1100 1625 2250 1050 1266 . 462,5 Расход на одну секцию, м-'/с водорода 4,5 4,5 4 5 5 5,65 7,5 5 5 4,7 4,7 12,5 5 3,5 7,5 10 10,5 13,75 13,75 6,5 6,66 4,5" воды 50 50 50 33,3 33,3 50 80 60 50 58 55 200 82 75 87,5 137 260 250 375 200 200 ' 100 Сопротивление газового тракта. Па 90 90 50 109 210 140 112 364 210 235 235 180 670 234 844 571 900 570 300 370: 750 ■'450 водяного тракта, кПа 20 25 70 60 100 60 90 154 123 167 167 150 130 163 212 120 100 130 130 ПО 250 208 Число трубок 75 75 54 54 54 105 133 54 54 54 54 174 72 72 72 161 270 270 380 136 338 — Число Секций на генера- тор, кг 4 4 4 6 6 8 8 4 4 6 6 4 4 4 4 4 4 4 4 2 3 - 4 Располо- жение секций В В В г г в в г г г г в г г г в в в : в в г в Масса секции без воды, кг 870 820 640 853 858 803 1176 ■ 787 894 874 874 2050 1290 1121 1210 1688 2243 3140 4080 1800 1270 1370: Примечания:.!; В йбозначении типа разоохладителей числитель дроби соответствует отводимым потерям, жВт; знаменатель — активной длине охладителя, Мм; последующее, чисдо -4 индексу разработки; буквы — исполнению (Н — нормальное, для работы на. пресной воде; М — Ва морской). 2. Вертикальнее расположение, секций газоохладителей обозначено буквой В, горизонтальное — Г. - 3. Масса.секций-.с водой примерно на 10% больше массы секций без воды. . -■ - • ~ ■ 4. Соединение секций по "воде и газу параллельное.
Таблица 3.26. Теплообменники для турбогенераторов с водяным охлаждением Тип турбогенератора ТВВ-165-2 ТВВ-200-2, ТВВ-200-2А, ТВВ-220-2А ТВВ-320-2 ТВВ-500-2 ТВВ-500-2А *Г- ТВВ-800-2, ТВВ-12*00-2 ТГВ-200М ТГВ-500 ТВМ-300*' Тип турбогенератора ТВВ-165-2 ТВВ-200-2, ТВВ-200-2А, ТВВ-220-2А ТВВ-32^-2 ТВ В-500-2 ТВВ-500-2А ТВВ-800-2, ТВВ-1200-2 ТГВ-200М ТГВ-500 ТВМ-300*-' теплообменника ввт-з ввт-з ВВТ-З ВВТ-З или ВВТ-60 ВВТ-100 600 ТНВ-1-10 800 ТНВ-1-10 — теплообменника ВВТ-З ВВТ-З ввт-з ВВТ-З или ВВТ-60 ВВТ-100 600 ТНВ-1-10 800 ТНВ-1-10 — Максимальное давление, кПа дистилля- та (мас- ла) 1000 1000 1000 1000 1000 1200 1000 1000 500 2000 техниче- ской во- ды 1600 1600 1600 1600 1000 1600 1000 1000 200 300 Сопротивление водяного тракта. кПа дистил- лята (масла) — - — — — 1,6 1,8 2 3,1 техни- ческой воды 4 4 4 4 2 3 4 4 5 2,9 Отводи- мые по- тери, кВт 700 700 700 700 1800 3280 750 4000*2 1850*2 1350 Расход, дистил- лята (масла) 30 30/25 2x20 63*2 63 100 45 150 500*2 50 Число теплообмен- ников на турбоге- нератор рабочих 1 1 2 2 1 2 1 1 3 2 резервных — 1 мЗ/ч*1 техни- ческой воды 295 295 2x295 2x300 300 400 200 600 600*2 200 Масса без воды. кг — — — 1938 2715 1310 3870 3440 1060 *' Если не оговорено, то показатели даны применительно для одного теплообменника. *2 Указан обший расход жидкости, или расход дистиллята, или перепад давления, или от- водимые потери. *3 В числителе указаны данные для обмотки статора, в знаменателе — для обмотки ротора. Таблица 3.27. Воздухоохладители турбогенераторов турбогене- ратора Т2-2,5-2 Т2-4-2 Т2-6-2 Т2-12-2 Т-2,5-2, Т-4-2 Т-6-2 Т-12-2 и ТП-12-2 Т-20-2 Тип воздухоохладителя ВУШбх 6x1500x4 ВУП22х 6x1500x4 ВУШбх 6x1500x4 ВУШбхбх 2500x4 ВБ-70 ВБ-90 ВБ-140 ВБ-90 ВБ-70 Макси- мальное давление воды, кПа 3 3 3 3 3 3 3 3 5 Отводи- тери, кВт 50 70 90 140 70 90 . 140 90 70 Расход на одну секцию, м3/с воздуха 1,25 2 2,5 4,25 2,25 2,5 4,25 4,15 2,075 воды 28 28 37 37 28 37 37 32 32 Сопротив- водяного тракта, кПа 1,75 2,0 2,5 4,25 2,2 2,45 3,15 1,84 1,84 Масса без воды, 562 723 562 762 272 298 386 483 483 Примечание. Все генераторы имеют по два воздухоохладителя, располагаемых горизонтально.
сливного коллекторов и для распределения воды по отдельным секциям. На общем трубопроводе, отводящем воду из всех секций охладителей каждого генератора, должна быть установлена задвижка для регулирова- ния расхода воды через все секции охлади- теля. Каждая секция газоохладителей и тепло- обменников в самой высокой точке должна иметь краны для выпуска воздуха. В схеме подачи охлаждающей воды должно быть предусмотрено автоматическое включение резервного насоса при отключе- нии работающего, а также снижении давле- ния охлаждающей воды. У синхронных компенсаторов должно быть предусмотрено резервное питание от постоянно действую- щего надежного источника охлаждающей воды (система технической волы, баки и т. п.). На питающих трубопроводах технического водоснабжения генераторов должны устанав- ливаться расходомеры. В качестве первичной охлаждающей ноды в теплообменниках должны применяться для гидрогенераторов и синхронных компенсато- ров техническая вода, для турбогенерато- ров — дистиллят от конденсатных насосов турбины и как резерв техническая вода от циркуляционных насосон газоохладителей насосов генераторов. В целях предотвращения случаев образо- вания отложений продуктов коррозии на стенках полых элементарных проводникон стержней Главтехуправление Минэнерго СССР ужесточило требонание к ведению водно-химического режима охлаждающей системы генераторов (табл. 3.28), а также предложило устанавливать на байпасе цирку- ляционного контура системы охлаждения турбо- и гидрогенераторов ионитные фильт- ры смешанного действия (ФСД). Подачу воды в фильтр рекомендуется произнодить из трубопровода после фильтров механической очистки охлаждающего дистиллята, выход воды из ионообменного фильтра выполнять во всасывающий трубопровод циркуляцион- ных насосов турбины. Ионообменный фильтр должен иметь устройства для исключения выноса ионит- ных материалов в контур водяного охлаж- дения, воздушник, запорно-регулирующую арматуру на входе, выходе и дренаже фильтра, пробоотборную точку фильтрата, расходомер и манометры для контроля перепада давлений. Вынос ионита должен . быть исключен со стороны не только выхода, но и входа в фильтр. Опыт эксплуатации турбогенераторов, имеющих замкнутый контур газоохладите- лей (ГО) и теплообменников (ТО), выявил недостаточную эффективность и надежность такой системы, не обеспечивающей условия поддержания температуры охлаждающей воды в ГО не более 33 "С. Главтехуправ- лением Минэнерго СССР предложено для турбогенераторов мощностью 300 МВт и выше устанавливать дополнительный охла- дитель, если не обеспечивается возможность достижения требуемой температуры охлаж- дающей воды, и комплект контрольно- измерительных приборов, обеспечивающих поддержание нормального режима водяного охлаждения. Таблица 3.28. Предельно допустимые значения показателей охлаждающего дистиллята генераторов Нормируемый пока- затель качества дистиллята рН при 25 "С Допустимое значение показателя 8,5 ± 0,5 Возможные причины отклонения значений от нормы При значении рН более 9: увеличение солесодержа- ния подпиточной воды попадание технической воды в дистиллят недооткрыт фильтр сме- шанного действия При значении рН менее 8: истощение обменной ем- кости ФСД недостаточен расход ди- стиллята через ФСД велика подпитка контура Меры по устранению отклонений от нормы Устранить присосы тех- нической воды В случае необходимости допускается временное от- ключена* фильтра смешан- ного действия (ФСД) в Na-OH-форме Сократить расход дистил- лята через ФСД; при не- обходимости отмыть фильтр через дренаж Заполнить ФСД отрегене- рированным материалом Увеличить расход дистил- лята через ФСД; сократить потери дистиллята
Продолжение табл. 3.28 Нормируемый пока- затель качества дистиллята Удельная электри- ческая проводи- мость при 25°С, мкОм/см Содержание ки- слорода, мкг/кг (для закрытых ■ систем) *р Содержание меди," мкг/кг Расход воды через ФСД, процент расхода цирку- лирующего ди- стиллята Допустимое значение показателя Не более 5 (не менее 200 кОмсм) Не более 400 Не более 100 1-5 Возможные причины отклонения значений от нормы Увеличение солесодер- жания подпиточной воды; присосы технической воды То же Отклонение показателей от норм; недостаточный расход дистиллята через ФСД; загрязнение ионита окислами меди Меры по устранению отклонений от нормы Устранить присосы тех- нической ВОДЫ То же Привести к норме пока- затели; увеличить расход воды через ФСД; загрузить ФСД свежий отрегенериро- ванный материал Привести расход к норме с помощью регулирующей арматуры Примечания: 1. Временно, до ввода ФСД в эксплуатацию, допускаются следующие значе- ния показателей: рН — 7-^9,2; содержание меди не более 200 мкг/кг; удельное сопротивление дистиллята не менее 100 кОм-см. Расход дистиллята при промывке контура должен составлять не менее 6 м^/сут, а при необходимости снижения содержания меди — не более 20 м^/сут для закрытых систем. 2. Расход дистиллята в контуре охлаждения следует определять по скорости понижения уровня воды в баке подпитки при прекращении подпитки контура. 3. Указанные показатели контролируются не реже 1 раза в неделю. Отбор проб и определе- ние показателей производятся одновременно. 4. Допускается превышение не более чем на 50 % норм содержания соединения меди и ки- слорода в течение первых четырех суток при пуске гидрогенераторов после капитального, среднего и текущего ремонтов, а также при нахождении в резерве. 3.5. СИСТЕМЫ МАСЛОСНАБЖЕНИЯ МАШИН С ВОДОРОДНЫМ ОХЛАЖДЕНИЕМ Турбогенераторы и синхронные компен- саторы с водородным охлаждением должны быть оснащены основным, резервным, а турбогенераторы, кроме того, и аварийным источником маслоснабжения водородных уплотнений; демпферным баком для питания ' торцевых уплотнений маслом в течение времени, необходимого для аварийного оста- нова турбогенераторов мощностью 60 МВт и более; автоматическими регуляторами давления масла на водородных уплотне- ниях турбогенераторов. Резервный и аварийный источники масло- снабжения должны автоматически включать- ся в работу при отключении рабочего источника маслоснабжения, а также при сни- жении давления масла. В схеме маслоснабжения обходные вен- тили регуляторов должны быть регулиро- вочными, а не запорными для исключения бросков давления масла при переходах с ручного регулирования на автоматическое и обратно. Требования к техническим характеристи- кам масла, применяемого в системах масло- снабжения генераторов и синхронных компен- саторов, и периодичность контроля его состояния изложены в разд. 7. Технические данные маслоохладителей и насосов системы маслоснабжения генера- торов, а также сведения по режимам ее работы приведены в табл. 3.29 — 3.31.
Таблица 3.29. Маслоохладителя для турбогенераторов с водородным или водородно-врдяным охлаждением Тип турбогенератора ТВФ-60-2, ТВФ-63-2, ТВФ-100-2, ТВФ-120-2, ТВВ-165-2, ТВВ-200-2 ТВВ-160-2, ТВВ-200-2 А, ТВВ-220-2А, ТВВ-320<2, ТВВ-500-2, ТВВ-500-2А, ТВВ-800-2, ТВВ-1200-2 Маслоохладитель Тип MOB-10* МОВ-3 Отводимые потери, кВт 90 80 Расход воды, мЗ/ч 90 95 Сопротивление тракта воды, кПа 3 4 * В случае установки двухкамерных уплотнений применяются маслоохладители МОВ-3. Примечания: 1. Максимальное давление: масла — 1 МПа, воды —0,5 МПа. . 2. Число рабочих маслоохладителей по одному на всех турбогенераторах и по два на ТВВ-500-2, ТВВ-800-2 и ТВВ-1200-2; число резервных—по одному на каждый. Таблица 3.30. Насосы в системе уплотнения вала турбогенераторов с водородным иля водрродио-водяным охлаждением Тип турбоге- нератора ТВС-30 ТВС-32 ТВФ-60-2, 1* ТВФ-63-2, ТВФ-100-2, ТВФ-120-2, ТВФ-200-2 ТВВ-165-2, ТВВ-200-2 ТВВ-160-2, ТВВ-2О0-2А, ТВВ-220-2А, ТВВ-320-2 ТВВ-500-2, ТВВ-500-2А, ТВВ-500-2Б, ТВВ-800-2 ТВВ-1200-2 ТГВ-200, ТГВ-200М, ТТВ-300, ТГВ-500 Рабочие или резервные маслонасосы уплотнений с приводом на переменном токе Тип РЗ-7,5 Ш8-25 ЭМН-10 ЦНСМ38-110 ЭМН-10 ЗМСМ-10х5 ЦНСМ38-110 ЗМСМ-10х5 ЦНСМ38-110 4МСМ-10хЗ ЦНСМ60-99 ЦНСМ38-132 4МК-7х2 Рас- ход, м-'/ч 5 5,8 12 38 12 34 38 34 38 60 60 38 30 На- пор, кПа 330 250 1000 1100 1000 1150 1100 1150 1100 990 990 1320 800 Электродвигатель Мощ- ность, кВт 2,8 3 6 30 6 30 30 30 30 40 10 Тип КОМ-22-4 АОП-32-4 МР-42-2ВЗ А02-72-2 МР-42-2ВЗ А-2-72-2 А02-72-2 А2-72-2 А02-72-2 А2-72-2 А02-51-2 Аварийные насосы с приводом на постоянном токе — по одному на турбогенератор Тип РЗ-7,5 Ш8-25 ЭМН-10 ЦНСМ38-176 ЭМН-10 ЗМСМЛ0х8 ЦНСМ38-176 ЗМСМ-10х8 ЦНСМ38-176 4МСМ-10х6 ЦНСМ60-198 ЦНСМ38-220 4МК-7х2 Рас- ход, м5/ч 5 5,8 12 38 12 34 38 34 38 •1. "1е 60 38 30 На- пор, МПа 330 250 1000 1760 1000 1840 1760 1840 1760 1940 1980 2200 800 Электро- двигатель Мощ- ность, кВт 2,2 5,5 25 5,5 25 25 25 25 42 42 32 11 Тип П-32 П-42 П-62 П-42 П-62 П-62 П-62 П-62 П-72 П-72 П-71 П-51 * Для генераторов в качестве рабочего насоса используется инжектор, рассчитанный на расход 12 м'/ч при напоре 0,9—1.0 МПа.
Таблица 3.31. Расход водорода и уплотняющего масла, сливающегоси в сторону водорода Тип турбоге- нератора ТВС-30 ТВС-32 ТВ-60-2 ТВ-60-2 ТВ2-100-2 ТВ-150-2 ТВФ-60-2 ТВФ-63-2 ТВФ-120-2 ТВФ-200-2 ТВВ-165-2 ТВВ-200-2 ТВВ-320-2 ТВ В-500-2 ТВВ-800-2* ТГВ-200 ТГВ-300 ТГВ-500* Допустимая утечка водорода, м'/сут 1,5 2 2 2 % 4 5 2,5 6 9 4 12 12 12 12 12 12 12 12 Расход масла водорода, расчетный (по допустимой утечке) 0,6 0,35 0,9 0,9 1,6 2,7 0,9 0,9 0,9 1,6 1,6 1,6 1,5 — — 1,6 2 12 в сторону л/мин факти- ческий 2 2 2 3 3 3 3 3 3 4 3 3 3 — 15 5 5 10 Расход водорода на продувку, м?/сут корпуса статора при частоте водорода 98,5% 12 — 13 20 22 22 22 — 22 26 22 25 27 — — 28 30 16 водородоотде- лительного блока - — - — 2,5 2.5 — — - — — - - - — — — - * Радиальные (цилиндрические) уплотнения. Опыт эксплуатации турбогенераторов серий ТВФ и ТВВ мощностью 60-320 МВт выявил недостатки в системе их маслоснаб- жения: отсутствие протока масла через бак, что приводит к снижению температуры масла в баке и трубопроводах, а также накопле- нию в нем шлама и механических частиц; недостаточность диаметра трубопроводов, соединяющих бак с напорным маслопро- водом, что вызывает увеличение столба масла над баком при нормальной эксплуата- ции и снижение давления масла, подаваемого от бака к уплотнениям в аварийных случаях; большой расход прижимного масла; отказы регуляторов. Реконструкция системы маслоснабжения указанных турбогенераторов ведется следую- щим образом: демпферный бак присоединяется к си- стеме маслоснабжения двумя трубами для создания постоянного протока масла через бак. Высотные отметки расположения труб, диаметры трубопроводов и вентилей при- ведены в табл. 3.32. Допускается последовательная схема присоединения бака к маслосистеме (рис. 3.1), Таблица 3.32. Данные по реконструкции системы маслоснабжения турбогенераторов Тип турбо- генератора ТВ-60-2, ТВФ-60-2, ТВФ-100-2 ТВ-60-2, ТВФ-60-2, ТВФ-100-2 ТВВ-165-2, ТВВ-200-2 ТВВ-165-2, ТВВ-200-2 ТВВ-165-2, ТВВ-200-2 ТВВ-320-2 ТВВ-320-2 Схема присоединения П , пп п пп пп* п пп Расстояние (см. рис. 3.1) не менее, мм А 4000 4000 6000 6000 6000 6000 6000 Б 6000 6000 5000-6000 5000-6000 5000-6000 5000-6000 5000-6000 В 2000 2000 2000-4000 2000-4000 2000-4000 2000-4000 2000-4000
Продолжение табл. 3.32 Тип турбо- генератора ТВ-60-2 ТВФ-60-2, ТВФ-100-2 ТВ-60-2, ТВФ-60-2, ТВФ-100-2 ТВВ-165-2, ТВВ-200-2 ТВВ-165-2, ТВВ-200-2 ТВВ-165-2, ТВВ-200-2 ТВВ-320-2 ТВВ-320-2 трубопро- вентиль 7 50 50 50 40 40 50 50 Диаметры трубопроводов и вентилей (см. рис. 3.1 и 3.2) не менее, мм трубопровод б и вентиль 5 70 50 80 70 90 80 70 трубопровод б, 14, 15 50 50 80 50 70 80 70 трубопроводы г 40 40 40 40 40 40 40 д 70 50 *-- 70 50 70 70 50 е 25 25 25 25 25 25 25 Ориентировочный диаметр дроссель- ной шайбы 16 (см. рис. 3.2), мм • 10-13 — 10-15 10-15 ■ — 10-15 * При открытой компоновке машинного зала. В остальных случаях указана закрытая компоновка. Примечание. В таблице приняты следующие условные обозначения расстояний: Л — расстоя- ние от центра вала генератора до дна демпферного бака; Б — расстояние от диа бака до колена переливной трубы; В — расстояние от колена переливной трубы до противосифонной трубы; Г~ расстояние от верха бака до нижнего реле уровня (Г = 60 -=-70 мм); Д — расстояние от верха бака до верхнего реле уровня (Д = 400 мм). Указанное расстояние относится к турбогенераторам серий ТВФ и ТВВ, на которых система сигнализации уровня масла выполнена в соответствии с черте- жами ЛПЭО «Электросила» № ОБС.349.003-005. В схемах маслоснабжения турбогенераторов, на которых реле срабатывает при понижении уровня масла до верха бака или ниже верха бака на 20 мм. размещение реле верхнего уровня можно не изменять. при этом вентили 5 и б открыты, вентиль 7 закрыт, и последовательно-параллельная схема (рис. 3.2), в которой вентили 5, б, 14 Рис. 3.1. Схема присоединения демпферного бака с постоянным "протоком масла: 1 — демпферный бак; 2 — регулятор давления мае1 ла; 3, 4 — реле уровня масла в демпферном ба- ке; 5— //— запорные вентили; 12 — общий слив- ной маслопровод подшипников турбоагрегата; 13 — смотровое окно и 15 открыты, вентиль 7 закрыт, между вентилями 14 и 15 установлена дроссельная шайба 16. " Температура масла в баке должна быть не ниже 30 "С, что достигается изменением расхода масла через бак и диаметра дрос- сельной шайбы. Более подробно вопросы повышения надежности маслоснабжения торцевых уплот- нений . вала турбогенераторов серий ТВФ и ТВВ рассмотрены в Сборнике директив- ных материалов Главтехуправления Мин- энерго СССР, 1984 г. Рис. 3.2. Схема последовательно-параллель- ного присоединения демпферного бака: / —13 — см. рис. 3.1; 14, 15 — запорные вентили; 16 — дроссельная шайба
3.6. ЩЕТОЧНО-КОНТАКТНЫЕ АППАРАТЫ ВРАЩАЮЩИХСЯ МАШИН В зависимости от назначения и состава щетки для электрических машин делятся на четыре группы (табл. 3.33). Щетки для электрических машин выби- раются с учетом физико-механических и коллекторных характеристик по ГОСТ 2332 — 75*. Типы, основные размеры и кон- струкция щеток определены ГОСТ 12232.1 — 77*, 12232.2-77^. 12232.4-76*-12232.8-76* и нормативно-технической документацией, утвержденной неустановленном порядке. Щетки предназначены для эксплуатации в условиях У2, УЗ и УХЛ4 по ГОСТ 15150 — 69*. Допускается применение щеток в условиях, нормированных для других кли- матических исполнений (Т, ХЛ, О) и катего- рий 1, 2, 3, 4 и 5 по ГОСТ 15150-69*. Технические характеристики щеток ука- заны в табл. 3.34. На турбогенераторах мощностью 165 МВт и выше применяются монополярные щетки: на отрицательном кольце — ЭГ2АФ, на положительном — 61 ЮМ. Допускается применение щеток ЭГ4-14 для колец обеих полярностей. На контактных кольцах синхронных компенсаторов, работающих в среде водо- рода, рекомендуется применять щетки ЭГ74АФ в сочетании с бронзовыми кольцами (БРАЖ-9-4Л). Биение колец не должно пре- вышать 0,1 мм. Коэффициент трения щеток всех марок принимается 0,25. При работе электрических машин в условиях повышенной вибрации и больших частотах вращения коллектора (свыше 1500 об/мин) давление на щетку повышается до 50 кПа. Значения переходных сопротивлений между телом щетки и каждым токоведущим проводом должно быть не более приведенных в табл. 3.35. Допустимая степень искрения не долж- на превышать, как правило, 1,25 по ГОСТ 183 — 74**, т. е. допускается слабое искрение под небольшой частью края щет- ки (табл. 3.36). При эксплуатации щеток следует обеспе- чить допустимую для их нормальной работы Таблице Обозначение марок шеток Г20 Г21 Г22 ГЗ 611М 61 ЮМ ЭГ2А ЭГ2АФ ЭГ4 ЭГ8 ЭГ14 ЭГ51 ЭГ61 ЭГ71 ЭГ74 ЭГ74АФ ЭГ85 Ml МЗ Мб М20 МГ МГ2 МГ4 МГС5 МГСО 3.33. Классификация щеток электрических машин по ГОСТ 2332—75* Условное обозначение марок 20 34 32 43 88 56 12 68 14 18 41 51 61 71 74 " 79 85 81 83 86 93 17 82 19 9 21 Наименование групп щеток Уг ольно-графито- вые Графитные Электрографити- рованные Металлографит- ные Преимущественная область применения Генераторы и электродвигатели с об- легченными условиями коммутации и коллекторные машины переменного тока Генераторы и электродвигатели с об- легченными условиями коммутации и контактные кольца Генераторы и электродвигатели со сред- ними и затрудненными условиями ком- мутации и контактные кольца Генераторы низкого напряжения и кон- тактные кольца
Таблица 3.34. Технические характеристики щеток для электрических машин Обозна- чение марок щеток ГЗ Г20 Г21 Г22 611М 6ПОМ ЭГ2А ЭГ2АФ ЭГ4 ЭГ8 ЭП4 ЭГ51 ЭГ61 ЭГ71 ЭГ74 ЭГ74АФ ЭГ85 Ml МЗ Мб М20 МГ МГ2 МГ4 МГ64 МГС5 МГСО Твердость, кПа• 1С 6,9-18,6 19,6-59 16,7-53,9 4,9-11,7 4,9-11,7 6,9-21,6 .4,9-21,6 1,9-6,9 7,8-34,3 7,8-29.4 16,6-53,9 5,9-13,7 14,7-49 19,6-49 16,7-49 7,8-24,6 6,9-17,6 9,8-24,6 7,8-24,6 3,9-13,7 3,9-17,6 9,8-21,6 4,9-17,6 5,9-14,7 5,9-19,6 Удельное электри- ческое сопро- тивление, мкОм ■ м 8-20 35-100 150-420 100-230 8-22 8-28 11-28 12-35 6-16 30-45 20-38 20-40 24-46 20-35 35-75 19-38 35-75 2-5 6-12 1-6 3— 13*. * 5,04-0,12 0,1-0,25 0,3-1,3 0,05- 0,25 2-15 Не более 0,3 Содер- жание золы, %, не более 6,5 1 1,5 0,95 1 1,5 0,8 0,7 0,3 0,8 0,4 0,4 0,4 i л; Номинальные режимы и коллекторные характеристики при нормальном режиме Давле- ние на щетку, кПа 78 20-30 78 15-20 18-23 18-23 20-25 15-20 20-25 18-23 Плот- ность, тока, А/см2 20 10-12 20 15 12 15 12 20 20 15 20-25 15 20 Окруж- ная ско- рость, м/с 25 15 25 • 15 Время испыта- ния, ч 20 50 20 50 Переходное падение напряжения на пару щеток, В 0,6-1,4 2-4,3 3,2-5,5 Не менее 2,2 0,6-1,6 0,8-1,8 1-2 1,1-2,1 1-2,2 1,2-2 1,1-2,1 1-2,1 1,2-3 1,3-2,3 1,2-2,4 1-2 1,4-2,8 1-1,9 1,4-2,2 1-2 1-1,8 0,1-0,3 0,3-0,7 0,6-1,6 0,2-0,5 0,7-1,9 0,08-0,35 Износ на коротко- замкну- том кол- лекторе, мм, не более 0,5 0,15 0,3 0,4 0,4 0,4 0,4 0,6 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 0,18 0,15 0,35 0,2 0,8. 0,4 0,3 0,6 0,4 0,6- Коэффи- циент трения, не бо- лее 0,3 0,22 0,22 0,25 0,3 0,3 0,23 0,23 0,25 0,25 0,25 0,22 0,17 0,3 . 0,22 0,22 0,2 0,25 0,25 0,2 0,26 0,2 0,2 0,2 0,2 0,22 0,25 Рекомендуемые параметры и условия работы щетки по ГОСТ 2332-75* Переходное падение напряжения на пару щеток при рекомендуе- мой плотно- сти тока, В 1,9 2,9 4,3 2,5 2 2 2,6 2,2 2 2,4 2,5 2,2 .3 2,2 2,7 2,3 2,3 ) 1,5 1,8 1,5 1,4 0,2 0,5 1,1 0,5 2 0,2 Плот- ность тока, А/см* 11 15 5 10 12 15 10 15 12 10 11 12 13 12 15 15 15 15 12 15 12 20 20 15 25 15 20 Окруж- ная ско- " рость, м/с 25 40 30 30 40 90 45 90 40 40 40 60 60 40 50 60 50 25 20 25 20 20 20 20 25 35 20 Давление на щетки, кПа 20-25 50 15-100 40 20-25 12-22 20-25 15-21 15-2Q 20-40 20-40 20-25 35-50 20-25 17,5-25 15-21 17,5-35 15-20 15-20 15-20 15-20 18-23 18-23 20-25 15-20 20-25 18-23
Таблица 3.35. Значения переходных электрических сопротивлений щеток Марка щетки ГЗ, Г21, 611М, 61ЮМ, ЭГ2А, ЭГ2АФ, ЭГ4, ЭГ8, ЭГ14, ЭГ51, ЭГ61, ЭГ71, ЭГ74, ЭГ74АФ, ЭГ85, Ml, M3, Мб, М20, МГ4, МГС5 МГ, МГ2, МГС^ Плошадь поперечного сечения, см2 До 0,2 0,21-0,5 0,51-1 1,1-3 Выше 3 До 0,2 0,21-0,5 0,51-1 1,1-3 Выше 3 Переходное сопротивление, мОм, не более 15 10 5 2,5 1,25 10 3 2 1 0,5 Примечания: 1. Переходное сопротивление между щеткой Г20 и каждым токоведушим про- водом не должно превышать 5 мОм при креплении провода пайкой или развальцовкой и 3 мОм при креплении провода конопаткой. 2. Для шеток графитных и электрографитированных, имеющих крепление токоведушего провода способом развальцовки, переходное электрическое сопротивление между телом шетки и каждым токоведушим проводом не должно быть более 10 мОм. 3. Для щеток марки Г22, имеющих крепление токоведушего провода способом конопатки, пере- ходное электрическое сопротивление не должно быть более 15 мОм, при креплении способом раз- вальцовки — не более 25 мОм. Таблица 3.36. Степень искрения щеток коллекторов машин постоянного тока Степень искрения 1 1,25 1,5 2 3 • Характеристика степени искрения Отсутствие искрения Слабое точечное искрение под небольшой частью щетаи Слабое искрение под большей частью щетки Искрение под всем краем щетки только при кратковременных толч- ках нагрузки-и перегрузки Значительное искрение под всем краем щетки с наличием крупных и вылетающих искр. Допускается только для моментов прямого (без реостатных ступеней) включения или реверсирования машин, если при этом коллектор и щетки остаются в состоянии, пригодном для дальней- шей работы Состояние коллектора и шеток Отсутствие почернения на коллек- торе и нагара на щетках То же Появление следов почернения на коллекторе, легко- устраняемых при протирании поверхности коллектора бензином, а также появление следов нагара на щетках Появление следов почернения на коллекторе, не устраняемых при про- тирании поверхности коллектора бен- зином, а также появление следов нагара на щетках Значительное почернение на коллек- торе, не устраняемое протиранием поверхности коллектора бензином, а также подгар и разрушение щеток
вибрацию. Для успешной работы системы токосъема турбогенераторов вибрация щеток на контактных кольцах не должна превышать 200 мкм. Статическое биение контактных колец и коллекторов в холодном состоянии и перепад высот между соседними рабо- чими дорожками на кольцах не должны превышать 0,2 мм. После проточки коллек- тора изоляция между пластинами коллектора про дорожив ается на глубину 1 —1,5 мм, по- верхность контактных колец шлифуется, а поверхность коллектора шлифуется и поли- руется. Щетки должны свободно перемещать- ся в обойме — зазор между щеткой и обой- мой должен быть в пределах 0,1 — 0,3 мм. Радиальный зазор между щеткодержателем и кольпом (или коллектором) следует иметь в пределах 2 — 3 мм. Контроль режима работы щеточно- контактного аппарата и его регулирование в пропессе эксплуатации обеспечивается мак- симально близким по значению уровнем тока параллельно включенных щеток, измерение которого производится клещами постоянного тока. 1. Пуск турбоагрегата из холодного или неостывшего состояния (особенно затя- нувшейся), сопровождающийся резким против нормального повышения темпера- туры горячего воздуха на выходе из вы- хлопных камер щеточно-контактного аппарата 2. То же, что п. 1, и дополнительно — ос- лабление посадки кольца (или колец) из- за повышенного нагрева в зоне сколь- зящего контакта 3. Медленное прохождение критической час- тоты вращения при пуске турбины 4. Общее ухудшение вибрационного состоя- ния турбоагрегата 5. Проведение работ по балансировке ро- торов турбоагрегата при неснятых щет- ках 6. Небаланс консоли 7. Расцентровка валов турбогенератора и рабочего возбудителя (при отсутствии торсионного вала между турбогенерато- ром и рабочим возбудителем) 8. Попадание твердых механических частиц из окружающего воздуха 9. «Наклеп» на боковой поверхности щеток, мешающий радиальному перемешению щеток, из-за попадания самоцементирую- щихся веществ (краска, масло и т. п.) Для -турбогенераторов, у которых ще- точно-контактный аппарат закрыт кожухом, помимо измерения уровня тока необходимо определять разность температур входящего и выходящего из аппарата охлаждающего воздуха. Температура входящего и выходящего воздуха контролируется термометрами со- противления ТСМ-410-01. Разность темпера- тур горячего и холодного воздуха для раз- личных типов турбогенераторов составляет 11-18 "С. <-~ При применении разнотипных монопог лярных щеток (61 ЮМ и ЭГ2АФ) перемена полярности контактных колец в пелях равно- мерности их износа, как правило, не требу- ется. При применении щеток 61 ЮМ и ЭГ4 на обоих концах смена полярности контакт-' ных колец должна производиться при прева- лирующем износе одного из колец, но не реже 1 раза в год. Виды повреждений щеток и причины, вызывающие нарушение нормального режима их работы, приведены в табл. 3.37 и 3.38. 10. Недостаточное усилие нажатия на щет- ки, приводящее к периодическому отрыву их от поверхности кольца 11. Завышенные усилия нажатия на щетки 12. Резонанс щеток (механический) 13. Увеличенный зазор между обоймой щет- кодержателя и кольпом 14. Увеличенный зазор между щетками и обоймами щеткодержателя 15. Ограниченность радиальных перемеще- ний щеток 16. Недостаточная «свобода» щеток в обой- мах 17. Перегрев сбегающего храя щеток из-за наличия искрения ч 18. Перегрев сбегающего края щеток при работе турбогенератора под нагрузкой 19. Ухудшение профиля поверхности кон- тактных колец N 20. Наличие западания на кромках винтовой канавки 21. Случайные сколы на отдельных шетках, приводящие к появлению «лавины» сколов *, 22. Плохое качество щеток 23. Периодическая или систематическая пере- грузка токами не менее 200 А щетки с качественной заделкой поводков без изменения качества заделки или с ухуд- шением качества в процессе эксплуатации Таблипа 3.37. Перечень возможных причин нарушений аппарата sore щеточно-контактного Вид нарушения Вид нарушения
Продолжение таб.1. 3.37 Вид нарушения 24. Сочетание некачественной заделки по- водка в тело щетки с недопустимо уве- личенным усилием нажатия на щетку 25. Кратковременное нарушение условий образования политуры на дорожке, где работает щетка (срабатывание политуры более быстрое, чем ее образование) .26. Длительное нарушение условий образо- вания политуры на дорожке, где рабо- тают щетки '■* 27. Малая скорость износа одной щетки по сравнению с другими на данном полюсе 28. Недостаточная влажность воздуха в ма- шинном зале 29. Установка щеток с большим сопротивле- нием щетка-поводок 30. Увеличение в процессе эксплуатации со- противления щетка —поводок 31. Усилие от пружины на щетку действует не радиально 32. Отсутствие изоляции между щеткодер- жателем и траверсой 33. Снижение интенсивности отвода тепла из зоны скользящего контакта 34. Неравномерное распределение токов по параллельно работающим щеткам 35. Неодинаковая твердость щеток, щетки из разных партий 36. Нарушение или ослабление контакта в ме- стах прилегания токораспределительных колец к контактным кольцам 37. Неоднородность структуры контактных колец 38. Ослабление посадки контактных колец 39. Загрязнение вентиляционных каналов контактных колеи 40. «Остекление» поверхности кольца на одной или нескольких дорожках 41. Зависание отдельных щеток 42. Отсутствие политуры на контактном кольце или отдельных дорожках контакт- ного кольца 43. Малое усилие нажатия на большинство щеток, появившееся в процессе их есте- ственного износа 44. Резкое повышение температуры щеток ЭГ2АФ с «натягом» фторопласта на кольцо Вид нарушения 45. Наличие в воздухе машинного зала вред- ных химических примесей 46. Установлены (при регулировании) завы- шенные значения усилий нажатия на большинство щеток 47. Щетки полностью не притерлись 48. Плохой контакт в местах соединений гиб- кой токоведушей шины с контактным кольцом 49. Повреждение изоляционных деталей ще- точно-контактного аппарата 50. Оседание угольной пыли на изоляцион- ных участках колец, токоподводов, ще- точной траверсы 51. Разрушение щеток 52. Искрение под щеткой 53. Неоднородность структуры тела щетки, некачественная пропитка 54. Появление шероховатости на внутрен- ней поверхности обоймы 55. Появление шлицев на хвостовой части нажимных стержней в месте касания их внутренней кромки отверстий нажимных планок 56. Влияние факторов окружающей среды, приводящих к увеличению полных потерь в щеточно-контактном аппарате 57. Возникновение интенсивного искрения на большинстве щеток полюса 58. Усилия нажатия, допустимые при работе турбогенератора в сети, оказались недо- пустимыми при работе его в бестоковом режиме из-за увеличения коэффициента трения 59. Ослабление посадки контактных колец из-за повышенного нагрева полюса ще- точно-контактного аппарата 60. Чрезвычайно высокий нагрев отдель- ных щеток 61. Резко неравномерный износ щеток 62. Местное тепловое разрушение политуры 63. Появление «катодных пятен» на отрица- тельном полюсе при применении щеток ЭГ2АФ 64. Загрязнение рабочей поверхности кон- тактного кольца Таблица 3.38. Виды н причины повреждения щеточно-контактных аппаратов генераторов Вид повреждения Возможные причины повреждения (см. табл. 3.37) Щербины или сколы на сбегающем крае щеток • Наличие цветов побежалости на паводках Отгорание поводков отдельных щеток в средней части последних 1-22, 25-28, 31, 33, 64 8, 9, И, 15, 16, 22-28, 33 Сочетание одной или нескольких причин 8, 9, 11, 15, 16, 23, 25, 26-28, 33 при вы- соком качестве заделки поводков и сохра- нении качества заделки до отгорания
Вид повреждения Отгорание поводков вблизи заделки их в щетки Появление шлицев на хвостовой части на- жимных стержней в месте касания их внутрен- ней кромки отверстий нажимных планок Цвета побежалости на нажимных пружинах отдельных щеток Нарушение заделки поводков щетки (осо- бенно при развальцовке) Быстрое ухудшение профиля колец, местная наработка Изъязвление внутренней поверхности обойм щеткодержателей Заклинивание отдельных щеток в обоймах (без отгорания поводков и нарушения заделки или с нарушением заделки), приводящее к не- возможности их извлечения из обойм Повышенная вибрация щеток (всего полюса, обоих полюсов, отдельных щеток на полюсе) Неравномерный износ щеток Искрение на отдельных щетках Нарушение работы обоих (или одного) по- люсов без видимых причин Резкое ухудшение работы отрицательного полюса со щетками ЭГ2АФ «Прилипание» щеток ЭГ2АФ к поверхности кольца Искрение на значительной части щеток на сбегающем крае Искрение между щеткой и. обоймой щетко- держателя Спонтанное распределение токов по щеткам полюса Следы повышенного нагрева контактных колец (местные или кольца в целом) «Остекление» поверхности контактных колец на отдельных дорожках под щетками Разрушение упорной скобы щетки с разру- шением тела в верхней части Появление и усиление искрения при откры- тии крышек кожуха щеточно-контактного ап- парата Снижение сопротивления изоляции щеточно- контактного аппарата Вылет механических частиц из выхлопных камер Следы изъязвления контактной поверхности щеток Зависание щеток Увеличение превышения температуры горя- чего воздуха на выходе одного или обоих полюсов сверх нормативного значения Перегрев отдельных щеток Повышенный нагрев щеток при пуске тур- боагрегата Продолжение табл. 3.38 Возможные причины повреждения (см. табл. 3.37) 24, 29 при ухудшении качества заделки в процессе эксплуатации 31 и 32 или только 31 в сочетании с од- ной или несколькими причинами 4, 6, 7, 9, 12, 15, 16, 19, 23-27, 29, 30 32 в сочетании с одной или несколькими причинами 29, 30, 24, 9, 11, 15, 16, 22, 23, 25-28, 33 или только 8, 9, 11, 15, 16, 22, 23-27, 29, ЗОЛ» 29, 30, 22, 23-27, 1-9, 11, 12, 15, 16, 19, 33 34-39, 1, 2, 4-9, 12, 15-18, 22, 25-27, 33 32, 29, 30, 24 34, 23 — 27,40 с кратковременным повышени- ем температуры щетки непосредственно пе- ред заклиниванием до значений; соответст- вующих накалу докрасна, 62 2-7, 10, 12, 19, 21, 38, 64 34, 35, 22, 19, 8, 9, 15, 27, 29, 30, 41 4, 10, 19, 34, 38; 2, 3, 6, 7, 11, 12, 18, 22-24. 31, 33, 64 45, 28,' 38, 36, 33, 4, 6-8, 19, 22, 25, 26, 30, 34, 42-44, 64 43, 44, 46, 42, 40 44 43, 34, 4, 8, 28 л 32, 29, 30, 22, 24 43, 42, 33, 22, 64 33, 39, 48, 1, 2, 8, 11, 17, 18, 23, 25, 26, 34, 36, 37, 42 23 —27 с кратковременным повышением тем- пературы отдельных щеток на этих дорож- ках до значений, соответствующих накалу докрасна 11, 31 33 'Ч- 49, 50 % 51, 8 52, 10, 43, 4, 19, 22, 45, 53 54, 9, 55 56, 33, 4, 1, 8, 11, 21, 22, 46, 47, 51, 57 34, 9, 11, 15-19, 22-28, 35, 42, 47, 52, 53, 56 58, 33, 8, 22, 29, 47, 46, 51, 53, 56
Продолжение табл. 3.38 Вид повреждения Возможные причины повреждения (см. табл. 3.37) То же, что и в предыдущем случае, но сопро- вождающийся резким увеличением амплитуд вибраций щеток при и = 3000 об/мин Появление искрения на щетках при подаче возбуждения перед синхронизацией с одновре- менным увеличением амплитуд вибраций ще- ток, устраняющихся через 1—2 ч работы под нагрузкой #» Появление «катодных пятен» на отрицатель- ном полюсе при Применении щеток ЭГ2АФ Появление кругового огня Повреждения щеточно-контактного аппарата токами КЗ 59 59 34, 61, 23-26, 60, 62, 44, 33 34, 61, 60, 23-26, 62, 63, 33 49, 50 на одном из полюсов при наличии второго места замыкания на землю в цепях возбуждения 3.7. СУШКА ВРАЩАЮЩИХСЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ МАШИН Сушка электрических машин осуществля- ется при увлажнении изоляции их обмоток ниже пределов, указанных в табл. 13.3. Максимальная температура нагрева при сушке для обмотки статора изоляции класса В не должна превышать 90 — 95 °С, для за- печенной обмотки ротора с изоляцией клас- са В— 120°С, для незалеченной обмотки ротора с изоляцией класса В — 100 °С. Мини- мальная температура сушки должна быть не ниже 80 "С. Для обмоток роторов при не- посредственном охлаждении с изоляцией класса В температура нагрева при сушке должна быть на 10 СС ниже допустимой средней температуры по данным завода- изготовителя или ГОСТ. Приведенные зна- чения температур даны при измерении темпе- ратуры по сопротивлению обмоток. При из- мерении только термометрами или термопа- рами температура не должна превышать 110 °С для запеченной обмотки, 90 °С — для незалеченной и 80 °С — для роторов с не- посредственным охлаждением обмотки. Из- мерение сопротивления изоляции обмоток в процессе сушки обмоток статора произво- дится мегаомметром 1 — 2,5 кВ, ротора и возбудителей — мегаомметром 0,5—1 кВ. В процессе сушки периодически измеряется сопротивление изоляции и коэффициент аб- сорбции. Сушку считают законченной, если сопротивление и коэффициент абсорбции в течение 3 — 5 ч при неизменной темпера- туре остаются неизменными. При выборе метода сушки (табл. 3.39) учитывается его экономичность. В этой связи методы вентиляционных потерь и симметрич- ного КЗ применяются крайне редко. При всех методах сушки должны быть обеспе- чены вентиляция машины и регулярный обмен воздуха для удаления влаги, выде- ляющейся из обмотки. Метод потерь в стали статора. Сушка генераторов может проводиться при вынутом или вставленном роторе. В последнем слу- чае один конец вала ротора должен быть изолирован от земли. Для генераторов мощ- ностью не более 12 МВт вал ротора может быть использован в качестве намагничиваю- щей обмотки. В этом случае подсоединение Т а б лица- 3.39. Методы сушки электрических Вид электрической машины Генераторы и" синхронные компенсаторы Электродвигатели Машины постоянного тока Метод потерь в стали + + Метод нагрева обмоток током + + + Метод внешнего нагрева + + + машин Метод вентиля- ционных потерь + Метод симмет- ричного трехфаз- ного КЗ + Примечание. Знаком « + » отмечены предпочтительные методы сушки.
проводов от источника питания осуществля- ется к нерабочей части вала с помощью хомутов. При сушке со вставленным ротором последний через каждые 20 мин поворачи- вается на 180 "С. Намагничивающая обмотка выполняется изолированным проводом, ток нагрузки которого принимается 0,5 — 0,7 пре- дельно допустимого для данного сечения. Подъем температуры в начале сушки осу- ществляется при индукции 0,7 — 1 Тл с по- следующим ее снижением до 0,4—0,6 Тл. Расчет намагничивающей обмотки для сушки отечественных турбогенераторов мо- жет вестись с использованием данных табл. 3.40. В этом случае при известном напряже- нии намагничивающей обмотки для двух-трех значений индукции находят для определен- ного типа генераторов: напряжение на виток и полную магнитодвижущую (МДС). Далее определяются общее количество витков на- магничивающей обмотки, витки с отпайками для регулирования теплового режима сушки и наибольший ток, потребляемый при сушке генератора; выбирается сечение и марка провода для намагничивающей обмотки. Сушка потерями в стали статора гене- ратора может применяться в сочетании с сушкой током 0,2 — 0,4/ном, подаваемым в обмотку статора. Напряжение, прикладываемое к обмотке статора, U = (0,15-0,24)-^^, У 3 iном где UHOM — номинальное напряжение статора, В; /ном — номинальный ток, А; 1С — ток в обмотке при сушке статора, А. При сушке совмещенным методом об- мотка статора соединяется по схеме разомк- нутого треугольника и присоединяется к части намагничивающей обмотки. Метод потерь в стали статора применяется также при сушке крупных электродвигателей с выемкой их роторов. В этом случае намагничиваю- щая обмотка питается от сети 380/220 В. Путем обмера определяются геометри- ческие размеры активной стали электродви- гателя: полная осевая длина сердечника статора с изоляцией и вентиляционными каналами I; ширина вентиляционного канала 'кан! число вентиляционных каналов икан; внешний диаметр сердечника статора DBHem; высота зуба или глубина паза h^. Расчетным путем определяются: осевая длина сердечника статора, см, 'сп ~ ^ U 'кан^каш » где К — коэффициент заполнения для стали (для лакированной К = 0,93, для оклеенной бумагой К = 0,9); высота спинки статора, см, tlcn И- •зуб» поперечное сечение спинки статора, см2, количество витков намагничивающей об- мотки при заданных значениях напряжения питания и индзжции 451/ W= а( * У \0,5; 1 или 1,4/ полная МДС, А, F = nD0HB, где D0 = DBHelI1 — fecn — средний диаметр спин- ки статора, см; напряженность поля, А/см, для электри- ческих машин мощностью до 10 МВт: Индукция, Тл 0,5 0,6 0,7 0,8 1 Напряжен- ность по- ля, А/см: для леги- рованной стали 0,66- 1- 1,3- 1,7- 2,15- 0,85 1,2 1,45 2 2,8 для ди- намной стали 1,5 2,2 2,75 3,7 5 Удельные потери, Вт/кг 0,55 0,72 1,08 1,41 2,2 ток намагничивания, А, / = F/W;' полная мощность, необходимая для суш- ки, кВ-А, S = 1Я/1000; сечение провода намагничивающей об- мотки для тока /расч = ^/0,6. Контроль за температурой при сушке осуществляется: для генераторов и синхрон- ных компенсаторов — по заводским индика- торам, заложенным в пазовую часть стато- ра, области лобовых соединений — по двум- трем дополнительно установленным с каждой стороны статора термопарам и термометрам расширения; для крупных электродвигателей при отсутствии заводских индикаторов — по нескольким термопарам, устанавливаемым по окружности статора, в средней его части; для небольших машин — по термометрам расширения, укрепленным на обмотке и на активной части.
Таблица 3.40. Выбор намагнячнвающен обмоткн прн сушке генераторов потерями в стали статора Тип турбогенератора Т-2175/87 Т-2210/87 Т-2270/98 % Т-4376/142 Т-290/70 * Т-12-2 Т-25-2 Т-2-3,5-2 Т-2-6-2 Т-2-12-2 Т-2-25-2 Т-2-50-2 Т-2-100-2 ТГВ-25 ТВС-30*' ТВ-2-30-2 ТВ-2-50-2, ТВ-50-2 ТВ-60-2 ТВ-100-2 ТВ2-150-2 ТВФ-60-2*2, ТВФ-63-2 ТВФ-60-2*-\ ТВФ-63-2 ТВФ-100-2, ТВФ-120-2 ТВВ-165-2 ТВФ-200-2 ТВВ-200-2 ТГВ-200 ТГВ-200М (ТГВ-200-2М), на- правление проката стали вдоль спинки ТГВ-200М, направле- ние проката стали вдоль зубцов ТГВ-300 ТГВ-300-2, сердечник статора с радиаль- ными тавриками ТГВ-500, направление проката стали вдоль спинки ТГВ-500-2, направле- ние проката стали вдоль зубцов ТВВ-320-2 ТВВ-500-2, направле- ние проката стали вдоль спинки Мощ- ность генера- тора, МВт 10 12 24 44 3 12 25 3,5 6 12 25 50 100 25 30 30 50 60 100 150 60 60 100 150 200 200 200 210 (200) 200 300 300 500 500 300 500 Напря- жение на ви- ток, В — — — — — — — — — — — _ — — - _ _ — 235 263 300 380 — 460 496 468 468 532 565 720 750 675 740 Значения параметров при индукции, Тл 1,4 Пол- ная МДС, А — — — — — — - — — — — — — — - — — — 900 1000 1980 1980 — 2100 3380 3200 3840 3700 3690 3560 4230 1450 1020 Потреб- ляемая мощность кВА — — — — — — — — — — — — — — • - _ — — 212 263 595 752 — 990 1850 1652 1980 2170 2190 2840 3500 1100 1100 кВт — — — — — — — — — — — — — — - — — — 100 112 150 138 — 168 216 188 294 274 294 324 550 257,6 290 Напря- жение на ви- ток, В 100 120 170 143 39 90 147 44 58 88 138 206 410 131 123 131 138 206 206 340 445 163 185 214 271 392 328 354 334 334 396 404 515 515 483 505 1,0 Пол- ная МДС, А 1260 1260 1372 1760 742 1240 1460 715 1050 1150 1270 1560 1650 1275 710 1275 1270 1560 1156 1650 1860 1135 1110 1240 740 740 740 800 750 1400 1040 1100 900 1600 740 740 Потреб- ляемая мощность кВ-А 120 145 232 252 ~29 112 214 31,5 60 101 175 320 675 170 92 170 182 330 238 702 980 185 204 266 200 290 243 284 270 500 430 500 500 900 357 392 кВт 35 42 67 70 10,5 32,8 62 11,4 17,2 29 50 93 196 32,5 27,8 32,5 50 93 68 196 219 51 56 75 99 115 100 ПО 96 150 140 150 165 280 157 195 0,7 Напря- жение на ви- ток, В 70 84 119 100 27 63 103 31 40 62 96 145 283 91,2 86,3 91,7 97 144 144 239 312 115 130 150 190 265 230 248 234 234 266 283 360 360 338 364 Пол- ная МДС, А 605 605 660 850 415 590 700 400 500 548 607 745 787 686 497 686 635 780 580 825 930 520 515 775 445 445 445 600 550 900 700 800 650 1100 444 444
Продолжение табл. 3.40 Тип турбогенератора Т-2175/87 Т-2210/87 Т-2270/98 Т-4376/142 Т-290/70 Т-12-2 Т-25-2 Т-2-3,5-2 Т-2-6-2 Т-2-12-2 Т-2-25-2 Т-2-50-2 Т-2-100-2 ТГВ-25 ТВС-30*1 ТВ-2-30-2 ТВ-2-50-2, ТВ-50-2 ТВ-60-2 ТВ-100-2 ТВ2-150-2 ТВФ-60-2*2, ТВФ-63-2 ТВФ-60-2*\ ТВФ-63-2 ТВФ-100-2, ТВФ-120-2 ТВВ-165-2 ТВФ-200-2 ТВВ-200-2 ТГВ-200 ТГВ-200М (ТГВ-200-2М), направ- ление проката стали вдоль спинки ТГВ-200М, направле- ние проката стали вдоль зубцов ТГВ-300 ТГВ-300-2, сердечник статора с радиальны- ми тавриками ТГВ-500, направление проката стали вдоль спинки ТГВ-500-2, направле- ние проката стали вдоль зубцов ТВВ-320-2 ТВВ-500-2, направле- ние проката стали вдоль «пинки Значения параметров при индукции, Тл 0,7 Потреб- ляемая мощность кВ-А 42,5 51 78,5 85 11,2 37,2 72 12,4 20 34 58 108 226 66 45 66 62 ИЗ 83 197 290 60 67 116 85 118 103 165 140 240 200 260 245 420 150 164 кВт 17,1 20,6 32,8 34,3 5,1 15,8 30,4 5,6 8,4 14 25 46 96 16,2 13,3 16,2 25 46 35 96 106 25 28 37 49 56 59 54 47 74 69 73,5 80 140 91 96 Напря- жение на ви- ток, В 50 60 85 71 219 45 73 22 29 344 69 103 205 65,5 61,6 65,5 69 103 103 171 223 82 93 107 136 189 164 177 167 167 190 202 258 258 242 253 0,5 Пол- ная МДС, А 390 390 425 546 228 380 450 200 320 352 390 480 508 402 355 400 355 436 370 463 521 325 320 430 296 296 296 400 375 650 500 550 450 800 296 296 Потреб- ляемая . мощность кВ-А 19,5 23,4 36,2 38,8 4,3 17,1 33 4,8 9,3 15,5 27 49,5 104 27,6 23 27,6 25 45 38 79 116 27 30 46 40 56 49 80 66 120 100 127 125 220 72 78 кВт 8,75 10,5 16,8 17,5 2,6 8 15,5 2,8 4,3 7,2 12,5 23 49 9,3 7,7 9,3 13 23 18 49 55 13 14 19 25 29 25 28 24 38 35 37,5 40 70 46 48,5 Напря- жен- ность поля (на 10 м) при 1,4 Тл, А/см — — — — — — — — — — — — — ~ — — — — — 6-8 6-8 6-8 2-5 2-5 2-5 — — - — — — — 2-5 2-5 Напря- жен- ность поля (на 1 см) при 1 Тл, А/см 2,8 2,8 "" 2,7 2,8 2,15 2,7 2,7 2,15 2,7 2,7 2,7 2,7 2,7 2,7 1,5 2,7 2,7 2,7 2,0 2,7 2,7 1,98 2 1,91 1,12 1,12 1,12 1,3 1,3 2,2 1,3 1,3 1,3 2,2 1,12 1,07 Попе- речное сечение спинки стали статора, см2 4485 5392 7640 6440 1740 4050 6610 1970 2600 3970 6200 9300 18 500 5900 5550 5900 6300 9300 9300 15350 20000 7440 8270 9560 12200 17650 14800 15950 15050 15050 17850 19860 23;200 Л -* 232000 21700 23 800 Сред- ний диа- метр стали, см 144 144 163 202 ПО 146 172 106 123 135 150 184 194 150,5 150,5 150,5 149 184 184 194 208 181 176 197,5 206,6 210 205,7 215,3 203,6 203,6 236 227 226,7 226,7 215,3 221,4 Масса стали стато- ра, т 15,85 19,1 30,5 31,9 4,75 14,6 28,2 5,17 7,8 13,1 22,7 42 89,2 21,2 20,2 21,2 23 42 42 73 102 31,7 35 46,7 61,8 88,5 74,6 82,5 73,15 73,15 108 109,6 126 126 115 121,3 *' В числителе — значения при шихтовке статора по чертежу 5ТХ672501, в знаменателе — по чертежу 5ТК672503. *2 Номинальное напряжение 6,3 кВ. *3 Номинальное напряжение 10,5 кВ.
Метод нагрева обмоток током. Для гене- раторов и синхронных компенсаторов — при неподвижном состоянии или при вращении в сочетании с методом вентиляционных потерь. По всем фазам и ветвям обмотки статора должен протекать одинаковый ток не более 0,5 — 0,7/. Источником питания может слу- жить статический выпрямитель или двига- тель-генератор. При сушке обмотки ротора сопротивление его изоляции должно быть не менее 2000 Ом. В противном случае при- меняетси сушкадаобмотки ротора воздуходув- ками. Сушка производится при заторможенном роторе. К обмотке статора подводится пони- женное напряжение для обеспечения проте- кания тока не более 0,5 —0,7/ном. При токе 0,5/ном напряжение сушки Uc = (0,08-^0,12) х х ииом, при токе 0,7/ном, Uc = (0,1 н- 0,17) UmM. Для электродвигателей с номинальным на- пряжением 380 В Uc выбирается в пределах 30 — 65 В. В процессе сушки ротор элект- родвигателя периодически растормажива- ется. Сушка машин постоянного тока осу- ществляется при КЗ в генераторном режиме или от постороннего источника постоянного тока. В первом случае машина приводится во вращение от первичного двигателя. Об- мотка якоря машины соединяется последо- вательно с обмоткой дополнительных полю- сов и закорачивается через амперметр. Ток при сушке не должен превышать 0,5 — 0,7/ном. Во втором случае ток сушки подаетси в цепь из последовательно соединенных обмо- ток якоря и дополнительных полюсов. Якорь во время сушки периодически поворачива- ется. Метод внешнего нагрева. При сушке воздуходувками должно быть исключено по- падание в машину пыли и искр. Темпера- тура поступающего в машину воздуха не более 90— 110°С. Для контроля температуры устанавливаются термопары на выходе горя- чего воздуха из воздуходувки, на лобовых частях обмотки и на активной стали статора. Поток горячего воздуха рекомендуется на- правлять на массивные металлические части машины. Мощность воздуходувок выбирается в пределах 10 — 30 кВт. Нагреватели воздухо- дувок выполниются из трех спиралей из нихрома сечением 1 мм2 и длиной по 16 м при мощности 10 кВт и 3 мм2 и длиной по 18 м при 30 кВт. В качестве источника нагрева дли машин небольшой мощности применяют также лампы накали- вания и инфракрасные лампы. Метод вентиляционных потерь осуществ- ляется на полных оборотах генератора (пред- почтителен для гидрогенераторов) при замк- нутом цикле вентиляции. Регулирование тем- пературы обмоток производится изменением расхода воды в воздухоохладителе. Метод симметричного трехфазного КЗ. После разворота генератора до номиналь- ных оборотов ток КЗ в обмотке статора, замкнутой на шинную перемычку, поднима- ется до 0,5 — 0,6/ном. Скорость подъема тем- пературы обмотки статора не должна пре- вышать 5 °С/ч. Регулирование температуры осуществляется изменением тока в обмотке статора или расхода воды в воздухоохла- дителе. 3.8. ЭКСПЛУАТАЦИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ МАШИН Режимы работы машин. При эксплуата- ции электрических машин должны обеспе- чиваться основные параметры (полная мощ- ность, напряжение и ток статора, ток ротора, коэффициент мощности, частота, температура и давление охлаждающей среды), регламен- тированные стандартами, ТУ и инструк- циями. Предельно допустимые температуры элементов машин при всех режимах их работы не должны превышать значений, приведенных в табл. 1.19 и 3.1, для соот- ветствующего класса нагревостойкости при- мененной изоляции. Для каждого генератора мощностью 5 МВт и более не позднее чем через 6 мес после включения его в сеть должны быть проведены испытания на нагрев в целях определения возможной работы ма- шины с предельными значениями пере- грузки по току ротора и статора. До про- ведения испытаний на нагрев при отсут- ствии в заводской инструкции указаний о значениях допустимых перегрузок при повы- шении температуры охлаждающего газа выше номинального значения снижение тока статора производится в соответствии с дан- ными табл. 3.41. Для каждого генератора должна быть составлена карта нагрузок по результатам испытаний на нагрев. При снижении температуры охлаждаю- щего газа по сравнению с номинальной нагрузка машин с косвенным и непосред- ственным охлаждением обмоток воздухом или водородом может быть повышена. Для гидрогенераторов, синхронных ком- пенсаторов и двигателей с длиной сердечника
Таблица 3.41. Снижение допустимого твка статора генератора при повышении температуры охлаждающего газа выше номинального значения Диапазон повышения температуры охлаждающего газа (воздуха) выше номинальной, СС, дли машин с номинальной температурой газа • 35 "С 35-40 41-45 46-50 51-50 40 °С 40-45 46-50 51-55 Снижение допустимого тока статора, % на 1 "С 1 1,5 2 3 Допустимый ток статора, % номинального, при наибольшей температуре газа для машин с номинальной температурой газа 35 "С 95 87 78 63 40 "С 93 83 68 до 2 м и турбогенераторов мощностью менее 25 МВт увеличение нагрузки допуска- ется при снижении температуры холодного газа до 20°С, а для гидрогенераторов, синхронных компенсаторов и двигателей с длиной сердечника более 2 м и турбогене- раторов мощностью 25 МВт и выше — до 10 °С. При большем снижении температу- ры охлаждающего газа дальнейшее увеличе- ние нагрузки и соответствующих ей токов статора и ротора не разрешается. Если допустимые при снижении темпера- туры охлаждающего газа токи статора и ротора не указаны заводом-изготовителем, то значение их устанавливается на основа- нии испытаний машины на нагрев при условии, что не будут превышены наиболь- шие значения температур активных частей, наблюдаемые при работе в номинальном режиме, причем увеличение тока не должно быть больше чем на 15 % номинального для машин первой группы и на 10 % — для машин второй группы. До проведения испытаний увеличение токов не должно пре- вышать 10 и 6% соответственно для каждой группы машин. Увеличение токов произво- дится равномерно через каждые 5 °С сни- жения температуры охлаждающего газа. Для генераторов с водяным охлаждением обмоток увеличение нагрузки при снижении температуры охлаждающего газа против но- минальной не разрешается. У турбогенераторов с непосредственным и косвенным водородным охлаждением мощ- ность может быть увеличена при повышении давления водорода в пределах до макси- мально допустимого. В случае работы генератора с водо- родным охлаждением при давлении водорода ниже номинального мощность должна быть уменьшена (табл. 3.42). Генераторы перемен- ного и постоянного токов и синхронные компенсаторы при номинальной частоте вра- щения должны развивать номинальную мощ- ность при отклонениях напряжения от номи- нального на ± 5 % и допускать длительную работу при отклонениях напряжения от но- минального до ±10% с ограничением на- грузки. Длительно допустимые нагрузки при отклонениях напряжения от номинального более чем на + 5 % должны указываться заводом-изготовителем, а при отсутствии та- ких данных не должны превышать приведен- ных в табл. 3.43 для синхронных компен- саторов и генераторов переменного тока. Электродвигатели допускают работу с номинальной мощностью при отклонениях напряжения от номинального в пределах от — 5 до +10 %. Все машины переменного тока развивают номинальную мощность при отклонениях частоты от номинальной ±2,5%. При одновременных отклонениях напряжения и частоты от номинальных значений двига- тели сохраняют номинальную мощность, если сумма абсолютных процентных значе- ний этих отклонений не превосходит 10 % и ка^ждое из отклонений не превышает нормы. Генераторы и синхронные компенсаторы сохраняют номинальную мощность при одновременных отклонениях от номинальных значений напряжения до ±5% и частоты до ±2,5%, при этом в режимах работы с по- ниженной частотой и повышенным напряже- нием сумма абсолютных значений отклоне- ний напряжения и частоты не должна пре- вышать 6 %. ;^ Температуры активные частей машин, кроме Турбо- и гидрогенераторов, при ука- занных отклонениях напряжения и частоты могут быть выше значений, приведенных в табл. 1.19, но не более чем на 10 °С для машин мощностью до 1000 кВА и 5 °С для машин мощностью свыше 1000 кВ-А. Повышение температуры частей турбо- и гидрогенераторов при отклонениях напряжения и частоты от номинальных зна- чений не нормируется, оно обычно не превы- шает ,5-7 °С.
Таблица 3.42. Значения уменьшенной мощности турбогенераторов при снижении давлевня водорода Тип турбогенератора ТВФ-60-2 ТВФ-63-2 ТВФ-100-2 ТВФ-120-2 ТГВ-200 ТГВ-300 *». ТВВ-165-2 (Рном = 160 МВт) ТВВ-165-2 (Рном = 150 МВт) ТВВ-200-2 ТГВ-200М ТВВ-320-2 ТВВ-320-2* ТВВ-500-2 ТГВ-500 ТВВ-800-2 Мощность турббгенератора, % номинальной (при значении cos ip не ниже 0,005 35 — — — — — — — — — — — — — 0,05 50 47 50 40 — — — — — — — — — — номинального), при избыточном давлении водорода, МПа 0,1 75 60 75 60 — — — — — — — — — — 0,15 80 90 75 60 60 50 60 60 47 35 — 75 — 0,2 100 100 100 85 75 72 60 73 75 60 50 40 90 — 0,25 — — 100 85 85 73 85 85 73 60 50 100 — 0,3 — — — 100 100 85 100 100(110) 87 75 62 100 — 0,35 — — — — — 100 100 100 100 87 75 — — 0,4 — — — 105 103,3 — — _ 100 100 87 _ 75 0,45 — — — — — — — — — — 100 — "— 0,5 _ — — — — — — — _ — _ — _ 100 крайних пакетов стали и конструктивных элементов торцевых зон генератора. При работе генераторов с несимметрич- ной нагрузкой допустимая продолжитель- ность их работы не должна превышать значений, приведенных в табл. 3.44. Надзор и уход за электрическими ма- шинами. В процессе технического обслужи- вания электрических машин осуществляются операции по их пуску и надзору за работой, переводу генераторов с воздуха на водород и с водорода на воздух, определению мест утечек водорода, устранению ненормаль- ностей в работе газомасляной системы (см. разд. 7), обслуживанию щеточных аппаратов (см. § 3.6), переводу генераторов с рабо- чего возбудителя на резервный и обратно (табл. 3.45). Для обеспечения нормальной работы электродвигателей их мощность должна быть достаточной для надежной работы механиз- мов (табл. 3.46). Определение необходимости полных пере- моток статоров турбогенераторов, гидрогене- раторов и синхронных компенсаторов. Не- обходимость полных перемоток определяется для обмоток, которые в результате дли- тельной эксплуатации или значительного ава- рийного повреждения становятся практически неремонтопригодными или восстановитель- ный ремонт которых экономически нецеле- * С тангенциальной системой охлаждения. Таблица 3.43. Нагрузка машин при отклонении напряжения от номинального значения Напряжение в долях номинального 0,8 0,85 0,9 0,95 j 1,05 1,07 1,1 Полная мощ- ность в долях номинальной 0,84 0,89 0,94 1 1 0,96 0,88 Ток статора в долях номинального 1,05 1,05 1,05 1,05 1 0,95 0,9 0,8 При увеличении коэффициента мощности (cos ф) от номинального значения до 1 актив- ная нагрузка генератора может быть повы- шена против номинальной. Генераторы с косвенным охлаждением могут при этом работать с сохранением номинального зна- чения полной мощности. При работе таких генераторов в режиме недовозбуждения с потреблением реактивной мощности их до- пустимая нагрузка определяется условиями обеспечения устойчивости. Для генераторов с непосредственным охлаждением обмоток допустимые нагрузки при работе с коэф- фициентом мощности, близким к единице, и в режиме недовозбуждения ограничивают- ся по условиям устойчивости и нагреву
сообразен, а также для обмоток, заменяе- мых в целях повышения мощности гене- ратора. Перемотка статора необходима незави- симо от типа изоляции, если имеют место следующие случаи массового повреждения стержней обмотки статора: обгорание в ре- зультате пожара в воздушной среде не менее 50% лобовых частей стержней с одной стороны обмотки; многочисленные изгибы лобовых частей стержней по всей окружности статора с увеличением междуфаз- ных промежутков и уменьшением проме- жутков мржду стержнями одной фазы вслед- ствие динамических действий токов КЗ; про- бои при попытках испытать обмотку повы- шенным напряжением; истирание изоляции нескольких нижних стержней по всей окруж- ности статора. Перемотка статоров генерато- ров с микалентной компаундированной, гиль- зовой или иной термопластичной изоляцией целесообразна, если обмотка статора имеет дефекты или признак снижения работоспо- собности (табл. 3.47): один дефект или приз- нак снижения работоспособности, разви- вшийся до II стадии; два и более де- фекта или признака, развившиеся до I ста- дии. Если основной причиной предполагаемой перемотки с заменой термопластичной изо- ляции на термореактивную является повы- шение мощности генератора, то целесооб- разность перемотки должна быть подтверж- дена следующими сведениями: наличием хотя бы одного из признаков снижения работо- способности обмотки I стадии; достаточ- ностью запаса мощности турбины (для Тепловых электростанций — также осталь- ного теплотехнического оборудования), тран- сформатора и иного электрооборудования. При необходимости реконструкции ука- занного оборудования для повышения его мощности или пропускной способности ука- зывается стоимость реконструкции. Если предполагается использование этого обору- дования в форсированном режиме, то указы- вается расчетное снижение срока службы оборудования от применения такого режима. Таблица 3.44. Допустимые режимы при несимметрни токов статора Вид машины и системы охлаждения обмоток Турбогенераторы: косвенное охлаждение обмоток статора -•; и ротора р косвенное охлаждение обмотки статора .. и непосредственное охлаждение обмотки 1, ротора непосредственное водородное или жидко- стное охлаждение обмоток статора и ро- тора генераторов мощностью до 800 МВт '-! то же мощностью свыше 800 МВт "Еидрогенераторы: -и- косвенное охлаждение обмотки статора -.;..- . генераторов мощностью 125 MB ■ А и ниже то же мощностью свыше 125 MB-А ,__ , непосредственное водяное охлаждение об- ]' мотки статора Синхронные компенсаторы Синхронные явнополюсные двигатели*4 и ге- нераторы (кроме гидрогенераторов) с кос- 'Ч'венным охлаждением обмоток -■»«. • Длител ьный несим- метричный режим при разности токов фаз, °/ т /о *ном не 10 10 10 10 20 15 10 20 20 эолее*1 Кратковременный несимметричный режим при I?t*2, с, '\- Я; А не более 30 15 8 6 40 40(20*3) 20 40(20*3) — ■■-■.:■ *1 Ток в наиболее нагруженной фазе не должев превышать номинальное значение. 1 *2 /2 — ток обратной последовательности в долях номинального; ( — продолжительность корот- кого замыкания, с. ' *з В скобках указаны значения при форсированном охлаждении обмотки ротора. ' '■ *4 Трехфазные двигатели (в том числе асинхронные) допускают работу с номинальной мощ- ностью при содержании составляющей обратной последовательности в напряжении сети, не пре- -выщающей 2% прямой последовательности.
Таблица 3.45. Перевод возбужденвя работающего турбогенератора с основного возбудителя на резервный н обратно Вид операции А. Переход с основно- го коллекторного возбу- дителя постоянного тока на резервный коллек- торный возбудитель Б. Переход с основного возбудителя со статиче- скими выпрямителями на резервный коллектор- ный возбудитель В. Переход с основно- го бесщеточного диодно- го возбудителя (при на- личии контактных колец) на резервный коллек- торный возбудитель Г. Переход с резерв- ного коллекторного воз- будителя на основной коллекторный возбуди- тель постоянного тока Д. Переход с резерв- ного возбудителя на ос- новной тнрнсторный возбудитель Последовательность проведения работы на возбудителях рабочем (основной) 2. Проверяется соответс новного работающего дителей 4. Не позднее 1—2 с отключается основной возбудитель 5. Разбирается схема 1. Выполняются опе- рации по А, пп. 1 и 2 4. См. А, пп. 4 и 5 1. См. А, ш 2. Не позднее 1—2 с развозбуждается основ- ной бесщеточный воз- будитель 1. Возбуждается до на- пряжения на якоре на 5 % выше напряжения работающего резервно- го возбудителя 2. См. А 3. Подключается к сборным шинам воз- буждения генератора 1. Напряжение устанав- ливается на 20 — 50 В ниже напряжения рабо- тающего резервного возбудителя 2. См. А 3. Подключается к сбор- ным шннам возбуж- дения генератора резервном 1. Возбуждается до напряжения на якоре на 10% выше напря- жения основного ра- ботающего возбуди- теля твне полярностей ос- н резервного возбу- 3. Подключается к сборным шинам воз- буждения 2. Возбуждается до напряжения на якоре выше напряжения ос- новного возбудителя на: 5 %, если нагру- зочная характери- стика резервного возбудителя выше характеристики XX; 15 — 20%, если ниже 3. См. А, п. 3 1. 1,2 н 3 , п. 2 4. Не позднее 1 — 2 с отключается резерв- ный возбудитель 5. Разбирается схема , п. 2 4. Отключается непо- средственно после подключения резерв- ного возбудителя Примечание 1. Согласно мест- ной инструкции подготавливается к работе резерв- ный возбудитель и его схема для включения на сборные шины возбуждения гене- ратора То же То же Согласно местной инструкции подго- тавливается к ра- боте основной воз- будитель То же
Продолжение табл. 3.45 Вид операции Е. Переход с резерв- ного возбудителя на ос- новной с диодными вы- прямителями и последо- вательной обмоткой Ж. Переход с резерв- ного возбудителя на ос- новной бесщеточный ди- одный возбудитель (при наличии контактных ко- лец на роторе) Последовательность проведения работы на возбудителях рабочем (основной) 1. Напряжение должно соответствовать напря- жению работающего ре- зервного возбудителя резервном 2. См. А, п. 2 3. Подключается к сбор- ным шннам возбужде- ния генератора 5. При необходимости производится регули- ровка возбуждения 1. См. Е, п. 1 4. Не позднее 1—2 с отключается и раз- бирается схема 2. См. А, п. 2 3. Возбуждается толч- ком согласно выбран- ной уставке АРВ 5. Прн необходимости производится регули- ровка возбуждения 4. Не позднее 1 —2 с отключается н раз- бирается схема Примечание Согласно местной инструкции подго- тавливается к ра- боте основной воз- будитель То же Таблица 3.46. Расчет мощности электродвигателей для приводов механизмов Наименование механизма 1. Вентилятор 2. Компрессор 3. Насос * 4. Горизонталь- ный ленточный транспортер без промежуточных сбрасывателей 5. Скребковый транспортер и шнекн 6. Ковшовый элеватор Расчетная мощность, кВт Р_ Qhk Юггь Лп р QA 102%% р_ QHyK 102%% р QfL 367% 367% р Qh 367% Обозначения Q —подача, м3/с (пп. 1 — 3), т/ч (пп.->4 —6); Н — давление газа, кПа (п. 1); дифферен- циальный напор, м, столба подавае- мой жидкости (п. 3); К — коэффициент запаса (п. 1); для элект- родвигателей до 1 кВт — 2; до 2 кВт — 1,5; до 5 кВт— 1,25; свыше 5 кВт— 1,1 — 1,15 (п. 3); для электродвигателей до 50 кВт- 1,2; от 50 до 350 кВт- 1,15; свыше 350 кВт- 1,1; А — работа сжатия 1 м3 газа от 100 кПа до конечного давления, кПа; 7 — плотность перекачиваемой жидкости, кг/м3; L — рабочая длина транспортера, м; / — коэффициент трения,"5при подшипниках скольжения 0,1; прйь,подшипниках ка- чения 0,01-0,05; " *■ К2 — коэффициент, учитывающий увеличе- • ние сопротивления при пуске (1,2 — 1,5); Кс — коэффициент сопротивления материа- ла, для угля 4,2—1,6; для золы 4; Lq — длина перемещения груза, м; %, %. % — КПД, соответствующие вен- тилятору, компрессору, насосу; % —КПД передачи: ременной 0,85 — 0,9; клиноременной 0,97 — 0,98; зубчатой 0,98; при помощи муфты (непосред- ственно) 1
Таблица 3.47. Показатели необходимости перемотки статоров турбогенераторов, синхронных компенсаторов и гидрогенераторов с мнкалентнон компаундированной изоляцией Дефект или признак снижения работоспо- собности обмотки Стадия развития I Стадия развития II Систематические пробои изоляции при профилактических ис- пытаниях и (или) в работе*1 Междуфазное за- мыкание в лобовых частях обмотки с по- крытием неповреж- денных стержней про- дуктами горения ме- ди и изоляции Истирание изоля- ции лобовых частей (прокладками, други- ми деталями крепле- ния и. т. п.)*2 Ионизационное разрушение связую- щего элементарных проводников в гидро- генераторах Тепловое старение изоляции Повышенная ава- рийность по стати- ческим данным*3 Вспухание изоля- ции из-за кратковре- менного перегрева Растворение свя- зующего изоляцию маслом Пробои не менее трех верхних стержней (в разное время) или про- бой одного нижнего стержня турбо- генераторов и синхронных компен- саторов Пробои не менее пяти стержней (пять верхних или четыре верхних и один нижний) нли двух только нижних стержней гидрогенераторов Повреждение одного нижнего стержня турбогенераторов н син- хронных компенсаторов Повреждение не более двух ниж- них стержней гидрогенераторов Истирание на глубину не менее Ч2 толщины изоляции у пяти нли более стержней в разных местах по окружности статора гидрогенера- торов н синхронных компенсаторов Разрушение не менее 10% стерж- ней с оценочной группой не ниже 2 — 3, нз ннх не менее пяти, ниж- них стержней с группой 4 — 5 Видимое утолщение изоляции на выходе нз паза, в вентиляционных каналах; прн нажатии изоляция на выходе из паза податлива со спе- цифическим потрескиванием; образ- цы изоляции нз лобовой и пазовой частей легко расщепляются по сло- ям намотки; отсутствует бумажная подложка микаленты на большей части площади образцов, снятых с выхода нз паза Появление потеков лака на го- ловках н в лобовых частях боль- шинства стержней Потеки растворенного компаунда в лобовых частях (в виде застыв- ших капель нлн мягких наростов), особенно в местах прилегания про- кладок; появление масла на поверх- ности изоляции прн нажатнн на нее; прн обследовании образцов изоляции Пробой не менее пяти стерж- ней нлн двух только ннжннх у турбогенераторов и синхрон- ных компенсаторов Пробой не менее восьми стержней нли трех только ниж- них у гидрогенераторов Повреждение двух и более нижних стержней турбогенера- торов и синхронных компенса- торов Повреждение трех и более нижних стержней гндрогенера- раторов Истнранне не менее 10 стерж- ней, из них не менее одного нижнего, истертого до меди, у турбогенераторов и синхрон- ных компенсаторов Истирание на глубину не менее [/2 толщины изоляпин у 10% стержней, нз ннх не менее трех нижних, истертых до медн, у гидрогенераторов Разрушение не менее 10% стержней с оценочной группой не ниже 2 — 3, нз них не менее пяти нижних стержней с груп- пой 4 — 5, пробои при экс- плуатации из-за вибрации эле- ментарных проводников То же, что в стадии I, но прн наличии двух н более пробоев изоляции в местах вы- хода из паза, образцы изо- ляции, снятые с места выхода нз паза, разваливаются
Продолжение табл. 3.47 Дефект или признак снижения работоспо- собности обмотки Течи полых про- водников, вызываю- щие пробои корпус- ной изоляции стерж- ней*4 Проникновение влаги в толщу изо- ляции в результате длительного нахож- дения обмотки в воде Механическое по- вреждение изоляции верхних стержней вращающимся посто- ронним предметом Стадия развития I наблюдается превращение компаун- да в полужидкую массу, его вы- мывание маслом, сдвиг листков слюды Пробой одного-двух стержней при высоковольтных испытаниях из-за увлажнения изоляции Пробои изоляции при испытаниях напряжением промышленной часто- ты согласно нормам испытания электрооборудования или снижен- ным до 1,3 £/ном Повреждения изоляции стержней не менее чем на 1/2 окружности статора, из них на глубину не ме- нее V2 толщины изоляции у пяти или более стержней турбогенератора и 5% и более стержней гидро- генератора Стадия развития II ^ *' Кроме пробоев изоляции головок, при ремонте которых не требуется замена стержней, и пробоев верхних стержней из-за попадания постороннего стального предмета, в частности об- ломков активной стали. В число пробитых стержней не входят стержни, поврежденные при ре- монте (например, при выемке соседних стержней) и пробитые из-за этого при испытании остав- шейся части обмотки. Если пробои происходят из-за дефектов других узлов генератора (например, активной стали), то перемотка целесообразна при условии одновременного устранения этих дефектов. *2 У гидрогенераторов не учитываются стержни с истертой изоляцией, расположенные"* вблизи стыков сердечника. Такие стержни подлежат замене с одновременным укреплением стыков. *3 Данные по пробоям в работе лежат выше типовой кривой вероятности аварийного пробоя. Расчет производится по «Типовой инструкции по оценке состояния главной изоляции обмоток статоров генераторов на основе типовых кривых вероятности аварийного пробоя». *4 Следует рассмотреть вопрос об усилении креплений лобовых частей. Раздел четвертый ТРАНСФОРМАТОРЫ, АВТОТРАНСФОРМАТОРЫ И МАСЛЯНЫЕ РЕАКТОРЫ :5 -, "& высоте над уровнем моря не более 1000 м. Для трансформаторов класса напряжения 750 кВ высота установки над уровнем моря не более 500 м. Трансформаторы изготовляются следу- ющих климатических исполнений: У по ГОСТ 15150-69* и 15543-70* с дополни- тельными условиями: среднесуточная тем- пература воздуха не более 30 °С, средне- годовая температура не более 20 °С, темпе- 4.1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ Промышленность выпускает трансфор- маторы силовые стандартные общего назна- чения в трехфазном исполнении мощностью от 5 кВ • А и однофазные мощностью более 4 кВ-А напряжением до 1150 кВ включи- тельно. Условия ГОСТ 11677 — 85 определяют установку трансформаторов для работы на
ратура охлаждающей воды не более 25 °С у входа в охладитель; ХЛ по ГОСТ 15150-69*, 15543-70* и 17412-72*. В табл. 4.2 — 4.4 приводятся основные техни- ческие данные трансформаторов со встроен- ным устройством регулирования напряже- ния под нагрузкой (РПН) илн с переклю- чением ответвлений без возбуждения (ПБВ). Устройства ПБВ применяются, как пра- вило, на мощных трансформаторах, рабо- тающих в блоке с генераторами, обеспечи- вающих повышение напряжения до напряже- ния энергосистемы. Все сетевые Трансформаторы (табл. 4.1), устанавливаемые в распределительных уст- ройствах электростанций ПО кВ и выше, имеют РПН (табл. 4.5). В эксплуатации имеются трансформато- ры, регулирование напряжения которых осу- ществляются вольтодобавочнымн трансфор- маторами (табл. 4.6). По виду охлаждения трансформаторы подразделяются на: трансформаторы с естественным воз- душным охлаждением открытого (Q и защи- щенного (СЗ) исполнений; масляные трансформаторы: М — естест- венная циркуляция масла н воздуха; Д — естественная циркуляция масла и принуди- тельная воздуха; ДЦ — принудительная цир- куляция масла н воздуха; Ц — принудитель- ная циркуляция масла и охлаждающей воды; трансформаторы с негорючим диэлект- риком: НЗ — естественная циркуляция жидко- го диэлектрика и воздуха при защищенном нсполненнн. Трансформаторы с системой охлажде- ния М и Д имеют теплоотводящне устрой- ства в виде трубчатых радиаторов различ- ных конструкций, трансформаторы с систе- мой охлаждения ДЦ и Ц имеют охладите- ли с вентиляторами и герметичными масло- насосами, обеспечивающими принудитель- ную циркуляцию масла и воздуха (табл. 4.8 — 4.13). Шунтирующие реакторы служат для ком- пенсации емкостного тока линий электро- передачи и устанавливаются на подстанциях 500 кВ и выше. Подключение производится при помощи коммутационной аппаратуры (разъединитель, выключатель, включатель- отключатель). Реакторы мощностью 1100, 30 000 квар, напряжением 10, 35 кВ включаются в ней- траль трансформаторов. Технические данные шунтирующих реак- торов приводятся в табл. 4.7. 4.2. ОСНОВНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ К ТРАНСФОРМАТОРАМ И МАСЛЯНЫМ РЕАКТОРАМ Таблица 4.1. Требования к трансформаторам, Технические характеристики Допустимые пределы повы- шения напряжения, %: на 10 на 15 на 30 на 70 Кратность тока КЗ трехоб- моточных трансформа- торов : в обмотке ВН в обмотке СН или средней по расположе- нию в обмотке НН автотрансформаторам, реакторам Технические требования ГОСТ U920-85E (35 кВ) ГОСТ 12965 -85Е (110 кВ) ГОСТ 17546-72 (150 кВ) ГОСТ 17544-85 220 кВ 330 кВ 500 кВ Допускается длительно при условии, если нагрузка не выше номинальной Допускается в течение 20 мни не более одного случая в неделю Допускается в течение не более 20 с не более 2 раз в год Допускается в течение 1 с 1 раз в год — 12 - 9,5 14 10 — 15 - 8 15 7 Рассчитывается » > >
Продолжение табл. 4.1 Технические характеристики Количество встроенных трансформаторов тока, устанавливаемых на вы- водах: на стороне ВН и в нейтрали ВН двухобмо- точных трансформато- ров на сторонах ВН, СН и в нейтрали ВН трех- обмоточных трансфор- маторов на сторонах ВН, СН и в нейтрали трехфазных автотрансформаторов на одной нз фаз общей части обмотки на сторонах ВН, СН, НН и в нейтрали ав- тотрансформаторов од- нофазных 35 — 750 кВ В цепи компенсационной обмотки с сочетанием на- 500 , 220 пряження / авто- l/з 1/з трансформаторов одно- фазных Режим работы: трансформаторов с си- стемой охлаждения Д трансформаторов с рас- щепленной обмоткой НН типа ТРДНС автотрансформаторов Технические требования ГОСТ П920-85Е (35 кВ) По два мощностью 4 МВ-А и более ГОСТ 12965 -85Е (ПО кВ) По два мощностью 6,3 МВ-А и более ГОСТ 17546-72 (150 кВ) ГОСТ 17544-85 220 кВ 330 кВ 500 кВ По два для всех мощностей По два трансформатора тока — — — — — — — — — — — — Должны допускать длительную нагрузку, но не менее 50% но- минальной при отключенном дутье Должны допускать ударные толч- ки нагрузки от пусковых токов электродвигателей не выше 5/ном каждой части обмотки НН в те- чение 15 с при количестве толч- ков не более двух в сутки, при этом ток на стороне ВН не дол- жен превышать 3/ном Должны выдерживать перегрузку 5/ном стороны ВН в течение 15 с прн количестве перегрузок не более двух в год По два трансформатора тока По одному трансформатору тока По два трансформатора тока — — ' — — — — д. Один транс- форма- тор тока — — ' Должны допускать любое распределение длительных нагрузок по их обмоткам при условии непревышения ни в одной нз обмоток тока нагрузки номинально- го тока Примечания: 1. При номинальном токе более 630 А контактные зажимы вводов выполняются в виде лопатки. 2. Конструкция вводов в трансформаторах мощностью 25 кВ-А и более должна обеспечивать возможность замены ввода без слива масла из бака. 3. Трансформаторы мощностью 25 кВ ■ А и более снабжаются распшрителем для предохра- нения жидкого диэлектрика от непосредственного соприкосновения с воздухом.
Продолжение табл. 4.1 4. Все трансформаторы, автотрансформаторы, шунтирующие реакторы должны иметь арматуру запорную и устройства, обеспечивающие возможность ведения заливки и обработки масла при монтаже и в эксплуатации, отбора проб масла из бака и газа из газового реле: кран в маслопроводе, соединяющий бак с расширителем, для обеспечения отсоединения рас- ширителя от бака с условным проходом 50 — 60 мм в зависимости от габарита трансформатора; кран для залива масла в верхней части бака или на нижнем конце трубы, присоединенном к верхней части бака; кран для вакуумировки, расположенный в верхней части бака; приспособление для отбора пробы масла; пробку на дне бака для слива остатков масла; клапан с дистанционным электрическим приводом в трубопроводе между газовым реле и рас- ширителем для предотвращения слива масла из расширителя при пожаре, устанавливается на трансфор- маторах мощностью 100 MB А и более и шунтирующих реакторах напряжением 500 и 750 кВ; навесную систему охлаждения для трансформаторов (реакторов) с системой охлаждения ДЦ; трубы маслойроводов с коррозионно-устойчивым или коррозионным покрытием; термосифонные фильтры в системе охлаждения типа Д, адсорбционные и сетчатые фильтры в системе ДЦ и Ц. 5. В трансформаторах напряжением 220 кВ и более применяется защита масла от соприкосно- вения с воздухом (в расширитель трансформатора устанавливается гибкая оболочка). 6. Трансформаторы снаружи окрашиваются светлой краской без металлических наполнителей, стойкой к атмосферным воздействиям. 7. Расширители трансформаторов должны иметь воздухоосушители с масляным затвором. 8. Все трансформаторы должны снабжаться заземляющим контактом с резьбовым соединением диаметром не менее Ml2, расположенным на стороне НН в доступном месте. 9. Гарантийный срок устанавливается три года со дня ввода трансформатора в эксплуатацию. 10. Расположение вводов для трансформаторов и автотрансформаторов показано на рис. 4.1. 11. Шунтирующие реакторы допускают повышение напряжения на 10% в течение 20 мин и на 15% в течение 20 с. Рис. 4.1. Расположение вводов на трансформаторах н автотрансформаторах, изготовленных в соответствии со стандартами: о-35 кВ, ГОСТ 11920-85 Е; б - трансформаторов напряжением ПО и 150 кВ, ГОСТ 12965-85 Е и 17546-72 соответственно; в - трансформаторов 220 и 330 кВ, ГОСТ 17544-85
4.3. ОСНОВНЫЕ ДАННЫЕ ТРАНСФОРМАТОРОВ Таблица 4.2. Двухобмоточные трансформаторы Тип Номи- нальная мощ- ность, кВА Сочетание напряжений, кВ ВН НН Потери, кВт Л Р« "к, % 'х, % Размеры, 1 Ь м Н транс- порт- ная Масса, т актив- ной части полная масла полная постав- ляемая заводом Трансформаторы трехфазные мощностью от 25 До 25000 кВ-А, напряжением 10 кВ Без регулирования напряжения, ГОСТ 11920—85Е ТМ-25/10У1 ТМ-40/10У1 ТМ-63/10У1 ТМ-100/10У1 ТМ-160/10У1 ТМФ-160/10У1 ТМ-250/10У1 ТМФ-250/10У1 ТМ-400/10У1 ТМФ-400/10У1 ТМ-630/10У1 ТМФ-630/10У1 ТМ-1000/10У1 ТМФ-1000/10У1 ТМС-1000/10У1 ТМ-1600/10У1 ТМ-2500/10У1 ТМ-400/ЮУ1 ТМ-6300/10У1 ТРДНС-25ОО0/1О-73У1 ТМЗ-400/10У1 ТМЗ-630/10У1 ТМЗ-1000/10У1 25 40 63 100 160 160 250 250 400 400 630 630 1000 1000 1000 1600 2500 4000 6300 6; 10 6; 10 6; 10 6; 10 6; 10 6; 10 6; 10 6; 10 6; 10 6; 10 6; 10 6; 10 6; 10 6; 10 3,15-10,5 6; 10 6; 10 6; 10 10 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4; 0,69 0,4; 0,69 0,4; 0,69 0,4; 0,69 0,4; 0,69 0,4; 0,69 0,4; 0,69 0,4; 0,69 0,4-10,5 0,4-10,5 0,4-0,525 0,4-6,3 0,4-10,5 3,15; 6,3 3,15-10,5 0,13 0,19 0,26 0,36 0,56 0,56 0,82 0,82 1,05 1,05 1,56 1,56 2,45 2,45 2,75 3,30 4,60 6,40 9,00 0,6 0,88 1,28 1,97 2,65 2,65 3,70 3,70 5,50 5,50 7,60 7,60 12,2 12,2 12,2 18,0 26,0 33,5 46,5 4,5 4,5 4,5 4,5 4,5 4,5 4,5 4,5 4,5 4,5 5,5 5,5 5,5 5,5 8,0 5,5 5,5 6,5 6,5 3,2 3,0 2,0 2,6 2,4 2,3 2,3 2,3 2,1 2,1 2,0 2,0 1,"4 1,4 1,5 1,3 1,0 0,9 0,8 1Д2 1,12 1,12 1,20 1,21 1,31 1,26 1,31 1,40 1,39 1,75 1,75 2,70 2,70 2,70 2,45 3,50 3,90 4,30 0,46 0,48 0,56 0,80 0,92 1,21 1,04 1,05 1,08 1,08 1,27 1,27 1,75 1,75 1,77 2,30 2,26 3,65 3,70 1,22 1,27 1,40 1,47 1,58 0,92 1,72 1,72 1,90 1,86 2,15 2,15 3,00 3,00 3,15 3,40 3,60 3,90 4,05 0,35 0,45 0,54 0,67 0,97 0,97 1,30 1,30 1,90 1,85 3,00 3,00 5,00 5,00 6,00 7,00 6,40 9,70 12,1 0,15 0,20 0,27 0,35 0,40 0,40 0,64 0,64 0,89 0,95 1,40 1,40 1,98 1,98 2,0 2,9 J 4,2 5,6 8,1 0,35 0,45 0,54 0,67 0,97 0,97 1,3 1,3 1,90 1,85 3,00 3,00 5,00 5,00 6,00 7,00 8,00 13,2 17,3 С регулированием напряжения под нагрузкой: РПН на стороне ВН ±12% ±8 ступеней ^25000 10,5 6,3 25 115 9,5 0,5 | 6,22 | 4,3 С переключением без возбуждения: ПВБ на стороне ВН ±2x2,5%, Масляные ! I 5,34 | 47,2 ГОСТ 16555- 75* 400 630 1000 6; 6; 6; 10 10 10 0,4 0,4 0,4; 0,69 1,08 1,68 2,45 5,50 7,60 11,0 5,5 6,5 5,5 4,5 3,2 1,4 1,72 1,93 2,28 1,1 1,10 1,25 1,58 1,83 2,07 2,1 2,9 4,30 0,80 1,25 2,07 2,1 2,9 4,30 0,13 ОД'6 0,19 0,22 0,33 0,33 0,43 0,38 0,53 0,53 0,95 0,95 1,54 1,80 1,95 2,43 2,27 4,10 4,63 23,1 | 55,0 15,3 0,53 0,62 1,50
Продолжение табл. 4.2 Тип Номи- нальная мощ- ность, кВА Сочетание напряжений, кВ ВН НН Потер Рх и, кВт Рк f «к. /о 'х. % Размеры, / Ь м Н транс- порт- ная Масса, т актив- ной части полная масла полная постав- ляемая заводом ТМЗ-1600/10У1 ТМЗ-2500/10У1 ТНЗ-630/10У1 ТНЗ-1600/10У1 ТНЗ-2500/10У1 ТМ-250/10-78У1 (ТУ 16-517.884-79) ТНЗ-25/10-67УЗ (ТУ 16-517. 225-75) ТНЗ-40/10-67УЗ (ТУ 16-517.225-75) ТНЗ-40/6-75УЗ (ТУ 16-517, 968-77) ТМЗ-1000/10-75У1.УЗ (ТУ 16-517, 931-76) ТНЗ-1000/10-75У1 (ТУ 16-517.931-76) ТМ-100/35У1 ТМ-160/35У1 ТМ-250/35У1 ТМ-400/35У1 ТМ-630/35У1 ТМ-1000/35У1 ТМ-1600/35У1 1600 2500 630 1600 2500 250 25 40 40 1000 1000 Масляные 6; 10 I 0,4; 0,69 I 3,30 I 16,5 I 5,5 I 1,3 I 2,51 I 1,34 I 2,58 6; 10 I 0,4; 0,69 I 4,60 I 24,0 I 5,3 I 1,0 I 3,50 I 2,30 I 3,50 6,50 2,97 6,50 1,63 10,00 I 4,20 I 10,001 2,44 С негорючим заполнением, ГОСТ 16555—75* 6; 10 6; 10 6: 10 6; 10 3-10 3-10 6 6-10,5 6-10,5 0,4 0,4; 0,69 0,4; 0,69 1,68 3,30 4,60 7,6 16,5 24,0 5,5 5,5 5,5 3,2 1,3 1,0 1,90 2,50 3,50 1,10 1,40 2,30 1,80 2,60 3,50 3,40 8,00 12,00 1,40 2,90 4,20 3,40 8,00 12,00 Трансформаторы трехфазные мощностью до 63000 кВ-А, напряжением 35 кВ Без регулирования, ГОСТ 11920 — 85Е 100 160 250 400 630 1000 1600 35 35 35 35 35 Без регулирования напряжения, ГОСТ 11920 —85Е 20; 35 20; 35 0,4-10,5 0,4-10,5 2,75 3,65 12,2 18,0 6,5 6,5 1,5 1,4 2,70 2,65 1,57 2,30 3,15 3,40 6,00 7,10 2,40 3,06 6,00 7,10 1,10 2,85 4,12 1,95 2,43 0,4 0,23; 0,4 0,23; 0,4 0,4 0,4; 0,69 0,4; 0,69 0,66 0,15 0,18 0,18 2,20 2,20 3,7 0,47 0,83 0,83 10,6 10,6 4,5 4,5 4,5 4,5 5,5 5,5 2,3 3,2 3,0 3,0 1,4 1,4 1,30 1,12 1,12 1,10 2,60 2,65 0;64 0,46 0,48 0,45 1,65 1,70 1,3 1,22 1,27 1,20 3,00 3,00 1,25 0,49 0,61 0,65 0,42 5,00 0,15 0,15 0,90 0,20 2,00 2,00 1,25 0,49 0,61 0,65 0,42 5,00 0,35 0,16 0,20 0,20 1,03 1,80 0,4 0,4; 0,69 0,4; 0,69 0,4; 0,69 0,4; 0,69 0,46 0,70 1,00 1,35 1,90 1,97 2,65 3,70 5,50 7,60 6,5 6.5 6,5 6,5 6,5 2,6 2,6 2,6 3,5 3,0 1,33 1,35 1,53 1,71 0,90 1,60 1,67 1,82 2,20 2,18 2,22 2,37 1,30 1,70 2,00 2,70 3,50 0,45 0,65 0,75 1,00 1,45 1,30 1,70 2,00 2,70 3,50 0,46 0,57 0.71 0,80 1,00
ТМ-2500/35У1 ТМ-4000/35У1 ТМ-6300/35У1 ТД-10ООО/35У1 ТД-16О0О/35У1 2500 4000 6300 20; 35 20; 35 20; 35 0,69-10,5 3,15-10,5 3,15-10,5 С переключением без возбуждения 10000 38,5 6,3; 10,5 14,5 16000 38,5 6,3; 10,5 21,6 5,10 6,70 9,25 26,0 33,5 46,5 6,5 7,5 7,5 1Д 1,0 0,9 3,80 3,85 4,25 2,45 3,60 3,65 3,80 3,73 3,78 7,62 10,6 12,2 4,03 5,69 8,1 ПБВ на стороне ВН ±2x2,5%, ГОСТ 11920-85Е 65,0 90,0 7,5 8,0 0,8 0,6 2,99 3,69 3,76 3,96 4,29 4,84 20,0 28,0 9,60 13,2 16,2 С регулированием напряжения под нагрузкой: РПН на стороне ВН ±12% ±8 ступеней, ГОСТ 11920- ТМН-10ОО/35У1 ТМН-1600/35У1 ТМН-2500/35У1 ТМН-4000/35У1 ТМН-6300/35У1 ТДНС-10000/35-74У1 ТДНС-160ОО/35-74У1 ТРДНС-250000/35-72У1 ТР ДНС-32000/15-73У1 ТРДНС-32000/15-72У1 ТРДНС-40000/35-74У1 . ТРДНС-63000/35-72У1 ТМН-10000/35-71У1 ТМН-2500/110-73У1 ТМН-6300/110-71У1 ТДН-10000/110-70У1 ТДН-16000/110-76У1 ТРДН-25000/110-76У1 ТРДН-32000/110-76У1 ТРДН-40000/110-76У1 ТРДЦН-63000/110-75У1 1000 1600 2500 4000 6300 10000 16000 25000 32000 32000 40000 63000 20; 20; 20; 20; 20; 10,5- 10,5- 35 35 35 35 35 36,75 36,75 15,75- 36,75 15,75 20-36,75 15,75- 36,75 20-36,75 0,4-10,5 0,4-11,0 0,69-11,0 6,3; 11,0 6,3; 11,0 3,15-10,5 6,3; 10,5 6,3; 10,5 6,3 6,3-10,5 6,3-10,5 6,3; 10,5 2,75 3,65 5,10 6,70 9,25 12,5 18,0 25,0 30 30 36 50 12,2 16,5 26,0 33,5 46,5 60,0 85,0 115 145 145 170 250 6,5 6,5 6,5 7,5 7,5 8,0 10,0 9,5 11,5 11,5 11,5 11,5 1,5 1,4 1,1 1,0 0,9 0,8 0,6 0,5 0,45 0,45 0,4 0,35 .3,50 3,70 3,46 3,69 4,10 5,97 6,10 5,00 6,60 6,60 6,80 7,00 2,45 2,55 3,49 3,60 3,57 5,40 3,07 4,27 4,30 4,30 4,50 4,55 3,56 3,75 3,97 3,99 4,11 5,00 5,25 6,56 5,53 5,53 5,50 6,06 8,10 9,60 12,3 14,9 17,9 24,9 31,5 47,0 54,0 54,0 55,0 78 4,3 5,6 5,4 7,24 9,43 13,9 17,4 28,5 33,0 33,0 35,0 51 Трансформаторы, изготавливаемые по ТУ 10000 | 36,75 | 6,3; 10,5 | 14,5 | 65 | 7,5 | 0,8 | 2,89 | 3,70 | 4,20 | 20,0 | 11,4 Трансформаторы трехфазные мощностью до 400000 MB-А, напряжением 110 кВ \ С регулированием напряжения под нагрузкой, ГОСТ 12965—85Е . РПН на стороне НН ±15% +10 ступеней, -12% - 8 ступеней 1, 2500 4^6300 10000 16 000 25000 32000 40000 63000 ПО 115 115 155 115 115 115- 115 5,5 10,0 22 48 10,5 10,5 1,5 1,0 4,63 6,09 3,54 4,20 4,09 5,26 22,0 32,0 9,70 12,7 6,6; 11,0 6,6; 11,0 РПН в нейтрали ±16% ±9 ступеней 6,6; 11,0 6,6; 11,0 6,3; 10,5 6,3; 10,5 6,3; 10,5 6,3; 10,5 14,0 21,0 25Д 32,0 42,0 59,0 60 86 120 145 160 245 10,5 10,5 10,5 10,5 10,5 10,5 0,9 0,85 0,75 0,75 0,70 0,65 6,33 6,60 6,58 7,55 7,28 8,31 3,70 4,40 4,65 4,72 5,02 4,24 5,55 5,57 5,82 5,75 6,25 6,47 37,0 44,0 57,6 65,3 79,0 93 16,1 22,4 32,6 36,8 44,9 57,3
Продолжение табл. 4.2 Тип ТРДЦН-80000/110-75У1 ТРДЦН-125000/110-74У1 С ТД (Т ДЩ-80000/110-72У1 ТДЦ-125000/110-70У1 ТДЦ-200000/110-72У1 ТДЦ-250000/110-70У1 ТДЦ-400000/110-71У1 С регулиров ТДН-160000/150-70У1 ТРДН-32000/150-70У1 ТРДН-63000/150-70У1 Номи- нальная мощ- ность, кВ-А 80000 125000 Сочетание напряжений, кВ ВН 115 115 переключением без ' 80000 125000 200000 250000 400000 Транс анием н 16000 32000 63000 121 121 121 121 121 форматоры апряжения 158 158 158 НН . Т^П-Т.- 1 lOTCpw, r.±j i р* Рк "к, V /о 'х, /о Размеры, м / Ь н транс- порт- ная РПН в нейтрали ±16% ±9 ступеней 6,3; 10,5 10,5 70,0 100 310 400 10,5 10,5 0,60 0,55 8,70 8,40 5,25 5,70 7,00 7,60 121 138 возбуждения: ПЕВ на стороне ВН ±2x2; 5%, ГОСТ 12965- 3,15-13,8 10,5; 13,8 13,8; 15,75; 18,0 70 120 170 310 400 550 10,5 10,5 10,5 0,60 0,55 0,50 6,75 7,55 7,56 4,30 4,47 3,55 6,92 7,18 7,10 82 114 160 Без ответвлений, ГОСТ 12965—85Е 15,75 20,00 200 320 640 900 10,5 10,5 0,50 0,45 11,0 11,7 3,70 3,80 6,73 7,75 203 270 трехфазные мощностью до 250000 кВ-А, напряжением 150 кВ Масса, актив- ной части j% 73,8 100 -85Е 60 86 126 170 216 полная 136 159 96 128 187 140 313 под нагрузкой: РПН в нейтрали ВН ±12%, ±8 ступеней, ГОСТ 17546 — 72* 6,6; 11,0 6,3; 10,5 6,3; 10,5 21 35 59 85 145 235 11 10,5 10,5 0,8 0,7 0,6 6,9 7,6 8,6 4,5 4,6 4,8 6,7 7,0 7,0 45,0 72,0 86 22,0 37,0 59 51,7 83,0 103 г масла полная 26,3 32,7 15,0 18,7 24,3 22,5 33,0 18,7 25,0 27,2 постав- ляемая заводом 32,5 26,9 11,5 15,0 20,3 19,5 23,0 15,7 20,2 22,2 Без ответвлений, ГОСТ 17546 — 72* ТДЦ-250000/150-73У1 250000 165 190 640 11,0 0,5 8,20 3,3 7,0 190 154 Трансформаторы С регулированием напряжения ТРДН-32000/220-73У1 ТРДЦН-63000/220-74У1 ТРДЦН-160000/220-78У1 ТДЦ(ТЦ)-80000/220-71У1 32000 63000 160000 230 230 230 10,5; 13,8 15,75 трехфазные мощностью до 630000 кВ-А, напряжением 220 кВ под нагрузкой: РПН в нейтрали ВН ±12%, ±8 ступеней, ГОСТ 17544 260 6,6-11 6,3-6,3 11,0; 38,5 53,0 82,0 167 167 300 525 12 12 12 0,9 0,8 0,6 8,40 8,77 12,4 5,05 5,35 6,14 7,85 8,12 7,4 94 118 221 С переключением 80000 242 без возбуждения: на стороне ВН ±2x2,5%,, ГОСТ 17544 — 85 10,5; 6,3 13,8 10 320 11 0,6 8,85 6,88 5,19 132 6,88 79 132 50 69 135 156 79 -55 112 136 236 44 156 45,5 37,5 39,0 55,1 44,8 1,50 31,0 31,5 48,0 36,0
ТДЦ(ТЦ> 125000/220-71У1 ТДЦ (ТЦ>200000/220-76У 1 ТДЦ(ТЦ)-250000/220-73У 1 ТДЦ (ТЦ>400000/220-74У 1 ТЦ-630000/220-74У1 125000 200000 250000 400000 630000 242 242 242 242 242 10,5; 13,8 13,8; 15,75; 18 • 135 200 380 580 11 И 0,5 0,45 9,50 7,75 5,60 5,97 7,13 7,04 149 177 100 130 170 210 34,5 45,1 Без ответвлений, ГОСТ 17544—85 13,8; 15,75 13,8; 15,75 15,72; 20 240 330 380 650 680 1300 11 11 12,5 0,45 0,4 0,35 П,7 12,5 13,7 5,65 4,47 6,74 7,13 7,73 8,06 213 315 391 162 230 340 253 352 477 41,7 45,8 58,0 Трансформаторы трехфазные мощностью до 1000000 кВ-Л, напряжением 330 кВ С регулированием напряжения под нагрузкой: РПН в нейтрали ВН ±12% ±5 ступеней, ГОСТ 17544 — 85 ТРДЦ-63000/330-74У1 | 63000 | 330 | 6,3; 10,5 | 120 | 265 | 12 | 0,5 | 8,7 | 5,35 I 9,0 I 147' | 64 | 170 Без ответвлений, ГОСТ 17544-85 ТДЦ (ТЦ)-250000/330-76У 1 ТДЦ (ТЦ>400000/330-78У 1 ТДЦ-630000/330-71У1 ТЦ-1000000/330-69У1 250000 400000 630000 1000000 347 347 347 347 3,8; 15,75 15,75; 20 15,75; 20 24 91/0 3,65 405 480 605 810 1300 2200 11 11 11 11,5 0,45 0,40 0,40 0,30 12,6 13,1 14,8 14,7 4,08 4,15 5,20 5,20 9,32 9,45 9,08 9,28 200 267 365 400 166 222 309 354 246 330 468 553 42,3 53,0 85,0 ПО Трансформаторы однофазные н трехфазные мощностью до 630000 MB-А, напряжением 500 и 750 кВ Без ответвлений, ГОСТ 17544—85 ОРЦ-533000/500-74У1 ТДЦ (ТЦ)-250000/500-74У 1 ТДЦ (ТЦ)-400000/500-79У 1 ТЦ-630О00/5ОО-78У1 ОРЦ-417000/750-77У1 (ТУ 16-717.063-79) 533000 250000 400000 630000 417000 525 1/3" 525 525 525 787 1/з 15,75; 18,24 13,8; 20,0 15,75 13,8-36,75 15,75- 36,75 300 250 350 500 1400 600 800 1300 13,0 13 12,6 14 3,0 0,45 0,40 0,35 11,5 П,1 12,8 13,7 4,3 5,30 5,65 6,35 10,1 9,80 9,90 10,3 337 200 300 400 244 140 280 350 ? 373 280 353 440 60,0 51,0 65,0 73,0 Трансформаторы, изготавливаемые по ТУ 20; 24 400 800 12 0,3 11,13 7,40 11,3 380 280 381 66,0 32,3 43,0 28,5 41,4 2,7 51,0 46,0 41,3 44,0 4,0 3,6 52,2 51,0 50,0 56,6 52,0 Примечание. Значения букв и цифр в структуре условного обозначения трансформаторов двухобмоточных трехфазных: первая буква Т или О — трехфазное или однофазное исполнение; вторая буква или сочетание букв М, Д, ДЦ, Ц, Н —исполнение изоляции активной части, т. е. М, Д, ДЦ, Ц — изоляция масляная, Н —изоляция негорючий заполнитель; исполнение системы охлаждения активной части: М (Н) — естественная циркуляция заполнителя (трансформаторного масла или негорючей жидкости) и теплоотдача через стенки бака трансформатора, а также через трубчатые радиаторы с естественной циркуляцией воздуха; Д — естественная циркуляция масла и принудительная воздуха; ДЦ — принудительная циркуляция масла и воздуха; Ц — принудительная циркуляция масла и охлаждающей воды; буква перед обозначением системы охлаждения Р — с расщепленной обмоткой НН; 3 — трансформатор без расширителя, защищенный азотной подушкой, герметичный; Н — с регулированием напряжения под нагрузкой (РПН); С — для собственных нужд электростанций; числитель дроби — номинальная мощность, знаменатель — номинальное напряжение; цифра после дроби —год разработки; У1 — климатическое исполнение и категория размещения по ГОСТ 15150—69*. , . •
Таблица 4.3. Трехобмоточные трансформаторы Тип Номи- наль- ная мощ- ность, кВА Сочетание напряжений, кВ ВН СН НН Потери, кВт1, г* Рк »к, % X и 1 я « 1 а я i и и ■ Размеры, м / Ъ Н Масса, т транс- порт- ная актив- ной части пол- ная масла пол- ная отпра- воч- ная Трансформаторы трехфазные мощностью до 16000 кВ-А, напряжением 35 кВ ; С регулированием под нагрузкой, ГОСТ 11920—85Е РПН на стороне ВН±9%±6 ступеней, СН и НН без ответвлений ТМТН-6300/35У1 ТДТН-Ю000/35У1 ТДТН-16000/3 5У1 РПН на НЕ 6300 I 35 I 10,5-15,75 1 стороне ВН ±12% не 10000 16000 36,75 36,75 10,5- 10,5- 15,75 15,75 6,3 6,3 6,3 12 55 I 7,5 ±8 ступеней, 19 | 61 | 8,0 16,0 I СН 16,5 I 16,51 7,5 I 1,2 I 5,2 I 4,3 I 4,5 и НН без ответвлений 20 10,0 | 26,5 | 8,0 I 5,7 7,0 7,0 1,0 0,95 6,0 6,5 4,3 4,5 5,2 5,5 26 35 28 | 116 I 8,0 Трансформаторы трехфазные мощностью до 80000 кВ-А, напряжением 110 кВ С регулированием напряжения под нагрузкой, ГОСТ 12965—85Е РПН в нейтрали ВН ±16% ±9 ступеней, ПВБ на стороне СН 38,5 кВ±2х2,5% 14,0 20,0 35,0 47,0 8,9 11,8 ТМТН-6300/П0-73У1 ТДТН-10000/ПО-76У1 ТДТН-16000/110-76У1 ТДТН-250000/1Ю-76УI ТДТН-40000/П0-67У1 ТДТН(ТДЦТН)-63000/110-76У1 ТДТН (ТДЦТН)-80000/1 Ю-69УI 6300 10000 16000 25000 40000 63000 80000 115 115 115 115 115 115 115 38,5 38,5 •38,5 11,0; 38,5 11,0; 38,5 11,0; 38,5 П.0; 38.5 6,6; 6,6; 6,6; 6,6; 6,6; 6,6; 6,6; 11,0 11,0 11,0 11,0 11,0 11,0 11,0 14 19 26 36 50 70 82 58 76 96 140 220 290 390 10,5 10,5 10,5 10,5 10,5 10,5 10,5 17,0 17,0 17,0 17,0 17,0 17,0 17,0 6,0 6,0 6,0 6,0 6,0 6,5 6,5 1,2 1,1 1,0 1,0 0,9 0,85 0,6 6,2 6,9 7,3 7,5 7,5 9,4 10,3 3,5 3,7 4,5 5,9 5,0 5,4 6,2 3,4 5,4 5,7 5,9 6,2 7,2 8,0 37,6 45 61,0 65,0 88,0 ПО 121 15,0 22,0 30,0 37,0 53,0 68,0 80,0 44,2 57,1 59,8 76,6 103 135 148 16,6 21,5 19,5 23,5 27,9 37,0 38,2 Трансформаторы трехфазные мощностью до 63000 кВ'А, напряжением 150 кВ С регулированием под нагрузкой, ГОСТ 17546 — 72* РПН в нейтрали ВН ±12% ±8 ступеней ТДТН-16000/ 150-70У1 [6000 158 ТДТН-250000/150-70У1 25000 158 ТДТН-40000/150-70У1 40000 158 ТДТН-63000/150-70У1 63000 158 ПБВ на стороне СН: при токе до 700 А +2x2,5%, при токе более 700 А ±5% 38,5 38,5 38,5 38,5 6,6; 11,0 6,6; 11,0 6,6; 11,0 6,6; 11,0 25 34 53 67 96 145 185 285 10,5 10,5 10,5 10,5 18,0 18,0 18,0 18,0 6,0 6,0 6,0 6,0 1,0 0,9 0,8 0,7 7,9 8,0 8,0 8,0 4,5 4,6 4,8 4,9 6,0 6,4 6,7 7,4 55,0 67,0 88,0 109 31,0 37,0 54,0 69,0 64,1 76,0 100 131 20,2 27,2 26,2 34,5 Трансформаторы трехфазные мощностью до 40000 кВ - А напряжением 220 кВ С регулированием под нагрузкой, ГОСТ 17544 — 85 ВН ±12% +8 ступеней, ПБВ на стороне СН при токе: до 700 А ±2x2,5%. 6,1 8,3 13,4 18,1 15,5 19,0 22,3 26,0 28,1 17,0 21,6 21,6 27,0 РПН в нейтр ТДТН-25000/220-70У1 I 25000 I 230 I 38,5 ТДТН-40000/220-70У1 | 40000 | 230 | 38,5 Примечания: [. Структура условного обозначения: Т точный, Н — регулирование напряжения под нагрузкой. 6,6; 6,6; 50 66 трехфазный, Д 2. Мощности обмоток ВН, СН и НН по 100% номинальной мощности каждая. 700-1200 А ±5%, более 1200 А без ответвлений 10,2 1 5,1 I 8,1 I 95 I 49,0 I 114 I 38,5 I 34,0 6,7 | 5,4 | 9,5 | 105 I 57,0 | 121 |41,б| 31,0 принудительная циркуляция воздуха и естественная масла, Т — трехобмо- 135 240 12,5 12,5 20,0 22,0 6,5 9,5 1,2 1,1
Таблица 4.4. Автотрансформаторы Тип Номи- нальная МОЩ- НОСТЬ, кВА Сочетание напряжений, кВ ВН СН нн Потери, кВт Р* Рк ВН- сн вн- нн сн- нн "к, % вн- сн ВН- нн сн- нн к, У /о Размеры, м / Ь Н Масса, т транс- порт- ная/ полная актив- ной части масла пол- ная отпра- воч- ная Автотрансформаторы трехфазные мощностью до 250000 кВ-А, напряжением 220—50П кВ, ГОСТ 17544—85 РПН на стороне СН в линии ±12% ±6 ступеней АТДЦТН-63000/220/110-78У1 АТДЦТН-125000/220/1Ю-68УI АТДЦТН-200000/220/IЮ-68У1 АТДЦТН-250000/220/II0-75У1 АТДЦТН-125000/330/110-77У1 АТДЦТН-200000/330/1Ю-74УI 63000 125000 200000 250000 230 230 230 230 121 121 121 121 6,3; 10,5; 38,5 6,3; 10,5; 38,5 10,5; 13,8; 38,5 11,0; 13,8; 15,75; 38,5 45 85 125 145 215 290 430 520 - 235 360 ~ - 230 320 II 11 11 11 34 31 32 32 21 19 20 20 0,6 0,5 0,5 0,5 10,7 13,0 13,7 14,0 5,3 5,8 6,1 6,4 7,6 7,8 8,3 8,3 80/126 157/186 230/265 240/278 152 82 126 132 47,0 63,0 76,0 84,0 РПН в линии СН ±12% ±6 ступеней 125 000 330 115 6,6; 11,0; 15,75; 38,8 115 370 10 35 22 ■0,5 11,6 5,8 7,6" 116/240 43,5 51,0 63,0 71 99 77 74 200000 330 115 РПН в линии СН ±12% ±6 ступеней 5,6 | 180 I 600 | 400 | 350 I 10 | 33 РПН в нейтрали ±11 — 11,8% ±6 ступеней 22 0,6 | 12,8 J 6,2 | 9,2 | 260/319 | 132 | 94,7 | 3,0 АТДЦТН-250000/5О0/П0-71У1 &* 1*250000 | 500 | 121 | 11,0; 38,5 | 250 | 550 | 223 | 179 | 10,5 | 24 | 13 | 0,5 | 16.9 | 6,8 | 9,9 \ 292/327 | 199 | 66,2 | 66,2 Автотрансформаторы, изготовленные по ТУ АТДЦТН-240000/330/220-72УI (ТУ 16-517.704- 80) АТДЦТН-250000/330/150-70УI 240000 250000 330; 347 330; 347 242 165 38,5 10,5; 38,5 130 130 560 700 260 ~ - - 9,5 9,5 74 74 60 60 0,5 0,5 12,4 12,0 4,5 4,7 .9,2 ч. 9,4 120/219 140/230 104 НО 59,0 53,0 О 38,0
Продолжение табл. 4.4 Тип Номи- нальная мощ- ность, кВА Сочетание напряжений, кВ ВН СН нн Потери, кВт Р* Р« 1 вн- сн вн- нн СН- нн "к, % вн- сн ВН- НН сн- нн к Размеры, м / Ь Н Масса, т транс- порт- ная/ полная актив- ной части масла пол- ная отпра- воч- ная Автотрансформаторы однофазные мощностью до 667000 кВ-А, напряжением 500, 750, 1150 кВ, ГОСТ 17544—85 РПН в линии СН ±12,36% ±6 ступеней АОДЦТН-167000/500/220-75У1 I 167000 I 500/1 230/1 11,0 I 125 I 325 I 100 I 80 I II I 35 I 21,5 I 0,35 I 10,5 I 6,0 I 9,7 | 145/167 | 95,0 j 40,0 | 35,0 ( РПН в линии СН ±12%, ±8 ступеней АОДЦТН-167000/500/330-76У1 167000 500/ /1/3 330/ /(/з 11,0: 38,5 70 320 96 70 И 35 21 0,35 10,5 6,0 10 145/165 92,0 52,0 46,0 АОДЦТН-267000/500/220-80У1 РПН в линии ±11,2% ±8 ступеней 267000 500/ /l/з '30/ ')/з 11,0; 15,75:38,5 160 420 115 95 8,5 23 12,5 0,35 11,3 6,0 10,1 209/239 143 51,0 44,0 АОДЦТН-210000/400/330-73УI (ТУ 16-517.644-77) АОДЦТН-333000/750/330/73У1 (ТУ 16-517.755-73) АОДЦТН-417000/750/500 (ТУ 16-517.833-79) 210000 ЗЗЗООО 417000 7 750/ 1/з 750/ 1/з 330/ |/з 330/ 1/з 500/ 1/з Автотрансформаторы, изготавливаемые по ТУ 10,5; 36,75 15,75 15,75; 10.5 80 250 135 350 580 700 - 256 52 - 242 51 10 9,7 11,5 18 27 81 17,8 17 68 0,2 0,34 0,2 15,0 15,7 16,8 7,4 9,1 6,8 10,2 11,2 11,3 210/260 232/352 270/330 116 197 156 76 80,0 86,0 65 12,7 78,0 Без ответвлений АОДЦТ-667000/1150/500 667000 1150/ 500/ /|/з 20 360 1250 330 330 11,5 35 22 0,35 15,6 — 17,0 480/580 325 115 100 Примечание. Условное обозначение: А — автотрансформатор, Т — трехфазный, О — однофазный, ДЦ — принудительная циркуляция воздуха и масла, Ц — принудительная циркуляция воды и масла, Т — трехобмоточный, Н — с регулированием напряжения под нагрузкой.
Тип ВРТДНУ-180000/35/35 ВРТДНУ-240000/35/35 ВРТДНУ-270000/35/35 ВРТДНУ-360000/35/35. ВРТДНУ-405000/35/35 ВРТДНУ-480000/35/35 ВРТДНУ-750000/35/35 ЛТМН-160000/10 ЛТДН-40000/10 ЛТДН-63000/35 ЛТДН-100000/35 5 проход- ная, МВД 180 240 270 360 405 480 750 16 40 64 100 ^НОМ' обмотки возбужде- ния 38,5; II 38,5; 11 13,8 10,5; 18 38,5; 20 38,5 38,5; 11 6,6 11 6,6 11 38,5 38,5 I a b л и ц а 4.5. Регулировочные трансформаторы кВ регулиро- вочной обмотки + 25,3 -26,7 ±24,2 ±14,37 ±24,2 ±26,4 ±18,25 ±25 ±0,99 ±1,65 ±0,99 ±1,65 ±5,776 ±8,776 4ом Регу- лировочной обмотки, А 472 628 705 860 740 1148 1013 1400 840 3499 2099 945 1499 "к. % 4,9- 12,6 7,0-10,9 7,5-11,7 9,7-15,7 7,6-12,0 8,8-14,5 7,0-10,5 10,7-92,5 0-0,36 10,6-92 0-0,28 10,6-92,2 0,07 10,6-92,2 0,07 10,9-94,3 0-0,45 10,5-92 0-1,22 <х, % 4,0 4,0 4,5 4,0 5,0 5,0 5,5 2-5 2,5-3,5 2,1-3,1 1,5-3,5 Потери, кВт Рх 55 70 70 65 80 87 30 3-10 7-20 12-28 15-43 Рк 150 157 160 255 195 237 230 35 70 НО 140 Размеры 1 5,4 5,6 5,6 5,6 5,6 5,6 7,8 4,58 49 5,2 5,5 Ь 4,5 4,5 4,5 4,9 4,5 4,9 4,7 3,72 4,5 4,5 4,7 , м Я . 6 7 7 7 7 7 7 4,92 4,6 5,6 5,9 пол- ная 80 81 81 83 81 85 123 26 ¥> 47,3 67,6 тран- спорт- ная 56 65 65 68 65 68 73 22 30 39 58 Масса, актив- ной части 26 32 32 35 32 35 55 8,6 15,2 20 30,9 т масла полная 27 27 27 26 26 27 38 10,6 11,9 15,6 22,6 долив- ная 8 6,6 6,6 7 5 7 3 1,6 2,3 3,5 4,3 Примечания: 1.- Расшифровка обозначения типа ВРТДНУ: В — вольтодобавочный, Р — регулировочный, Т — трехфазный, Д(М) —вид системы охлаждения, Н — переключение ответвлений под нагрузкой, У — усовершенствованный; дробь: числитель — проходная мощность, знаменатель — номиналь- ное напряжение обмотки возбуждения, второй знаменатель — номинальное напряжение регулировочной обмотки; ЛТД(М)Н: Л— линейный, Т — трехфазный; дробь: числитель — проходная мощность, знаменатель — номинальное линейное напряжение. 2. В числителе — ик для последовательного трансформатора в 1-м и 10-м положениях указателя, в знаменателе — ик для регулировочного трансфор- матора в J-м и 10-м положениях указателя.
Таблица 4.6. Переключающие устройства, ГОСТ 24126 80 Тип кВ [/„, кВ н> к& < Число ступе- тыс, опе- раций тыс. опе- раций тыс. опе- раций Масса, кг Однофазные PHOA-35/I000 PHOA-110/1000 ЗРНОА-110/1000 SAV-220/I600*1 РНОА-220/2000 РНОА-330/2000 35 НО НО 220 220 330 1000 1000 1000 1000 1600 2200 2000 2,05 1,65 1,92 2,92 2,1 1,92 13,4 13,4 13,4 18 28,5 28,5 41,5 41,5 41,5 45 72 43 13 13 13 13 13 500 500 500 200 500 500 40 60 50 50 20 20 15 гФ 5 50 10 10 Трехфазные РНТА-[0/400 PHTA-I0/400B РНТА-35/320 РС-4-400*2 РС-4-630*2 SDVI-630*' РНТА-35/Ю0ОВ SCVI-1100*1 SDVI-I250*! РС-3-400*? РС-3-630*2 PHTP-35/I50 (РНТ-9) РНТР-35/1000 (РНТ-20) РНТР-35/1200 (PHT-I8) 10 10 35 35 35 35 35 35 35 ПО ПО 10; 35 • 35 35 400 400 320 400 630 630 1000 1100 1250 400 630 150 1000 1200 0,2 2 0,5 ' 2,78 2,5 0,6 2 2 0,6 1,19 1,18 0,35 1,65 0,6 " 4,3 4,3 4.3 8 12,6 8 10 15 14 20 20 - ~ - — — 20 31,5 21 — 37,5 32 20 31,5 — — 17 19 13; 19 19; 27 10; 27 19 19 19 19 19; 27 19; 27 9 23 23 500 [000 500 500 500 200 1000 200 200 500 500 — — 50 200 20 40 40 50 100 50 50 40 40 18 30 6 50 — 15 10 10 20 — 50 20 10 10 — П330*з 1300 5550*' 1050 1530 200 930 1680 576 [090 880 / 680 760 Тип привода ПДП-4У ПДП-4У ПДП-4У ЕМ-1 ПДП-4У ПДП-4У ПДП-4У ПДП-4У ПДП-4У мз-з МЗ-3 ЕМ-1 ПДП-4У ЕМ-1 ЕМ-1 МЗ-3 МЗ-3 МА-1/9 МА-1/23 МА-1/9 *■ Переключающие устройства производства ГДР. *2 Переключающие устройства производства НРБ. *-4 Переключатель приставной, масса дана с баком и маслом. Примечания; 1. В условном обозначении переключающих устройств: в конце обозначения — вид токоограничивающего сопротивления (А — активное, минальный ток. Буква после дроби обозначает среду, в которой происходит не имеет, буква отсутствует. •2. Во всех РПН типа РНОА применяется контактор КНОА- П0(35)/Ю00. 3. Контактор РПН типа ЗРНОА-110/[000 размещен на опорном изоляторе в металлическом баке, у остальных РПН контактор погружного типа размещен в бакелитовом цилиндре, масло бака контактора отделено от масла трансформатора, когда РПН встроен в бак трансформатора, или от масла избирателя РПН, когда последнее размещается в отдельном баке. 4. Бак контактора соединен с собственным расширителем или отсеком расширителя трансформатора через газовое реле. 5. Переключающие устройства приводятся в действие как от электропривода, так и вручную рукояткой. Краткая характеристика приводов: а) ПДП-4У - двигатель асинхронный типа АОЛ2 мощностью 0,8 или 1,1 кВт, частота вращения привода 1430 об/мин, наибольший момент на выходном валу 450 Нем, число оборотов вала на одну ступень — 1 оборот, время переключения на одно Р — регулятор, Н — напряжение, Т — трехфазный, О — однофазный, А и В Р — реактивное); числитель — номинальное напряжение, знаменатель — но- разрыв дуги: В — разрыв в вакууме; разрыв дуги в масле обозначения
Продолжение табл. 4.6 положение 10 с, число положений привода: 9, [3, 17, 19, 21, 27, 35, 43; б) ЕМ-1 — двигатель асинхронный мощностью 0,6 кВт, частота вращения 1400 об/мин, частота вращения выходного вала 63 об/мин, а число оборотов выходного вала при переключении на одну ступень — 6, время переклю- чения на одну ступень 5,7 с, номинальный момент вращения [00 Нем; в) МЗ^З — двигатель асинхронной мощностью 1,1 кВт, частота вращения 1410 об/мин, частота вращения выходного вала 350 об/мин, число оборотов выходного вала при переключении на одну ступень — 33 оборота, наибольший момент на выходном валу 25 Н ■ см, время переключения на одну ступень 5,6 с, наибольшее число положений 38. 6. После ремонтов переключающих устройств и в процессе эксплуатации для проверки состояния контактной системы, токоведущих частей и привода проводятся следующие испытания: а) измерение контактного нажатия при помощи динамометра по методу освобождения бумажной полоски (рис. 4.2); б) измерение сопротивления контактов системы РПН; в) снятие круговой диаграммы методом сигнальных ламп; для снятия круговых диаграмм РПН типов РНТА, РНОА, РНТР собирают схемы, приведенные на рис. 4.3, по шкале лимба отмечают значения углов поворота выходного вала в моменты замыкания и размыкания контактов И1 или И2 избирателя и плеч А", или К2 контактора; моменты замыкания и размыкания контакторов избирателя определяются соответственно по загоранию и погасанию ламп, а контакторов контактора — соответственно по погасанию и загоранию ламп; г) осциллографирование работы контактора РПН с активным токоограничивающим сопротивлением, схема испытаний показана на рис. 4.4. 7. Для питания контрольных ламп применяются лампы от карманного фонарика 3 — 6 В. Вместо контрольных ламп применяются миллиамперметры. Рис. 4.3. Схемы включения контрольных ламп при снятии круговых диаграмм: й — для переключателей типа РНТР; б — для переключателей типа РНТР-20 М; в — для переключателей типа РНОА(РНТА); г — для переключателей типа РНТВ; Л,, Л2 — лампы контрольные; 1С, К? — контакты контактора; 77,, 772, И1, И2 — контакты избирателя; 7, V, VI, VII — замыкатели: II—tv — контакты вакуумных камер
Рис. 4.4. Схема включения осциллографа для снятия осциллограммы работы контактора и типовая осциллограмма: а - для переключателя, типа РНОА(РНТА); б — для переключателя типа РНТВ; 1?,, В2, В, — вибраторы; Б — батарея; R — сопротивление шунта Таблица 4.7. Масляные реакторы ГОСТ 19469-74Е Тип РОМ-1200/10У1 РОД-ЗОООО/35 РОД-33333/110 РОДЦ-60000/500У1 РОДЦ-110000/750У1 РОДЦ-330000/1150У1 Номинальная МОЩНОСТЬ, квар 1100 30000 33 333 60000 110000 ЗЗОООО Номинальное напряжение кВ 6,6/^/3; 11/1/3 38,5/i/3 121/1/3 525/)/3 787/J/3 1150/1/3 Номи- нальный ток, А 173 1350 447 200 242 433 Индук- тив- ность 0,116 0,052 0,498 4,832 3,994 4,889 Размеры, м / 2,10 5,38 5,74 5,88 6,60 14,08 Ь 1,50 3,57 3,57 4,55 3,93 7,14 Я 2,80 5,15 5,75 9,17 10,9 14,9 Масса, т тран- спортная 3,72 21 25 54 78 210 активной части 1 14 18 34 48 112 полная 3,72 31 39 65 94 245 масла пол- ная 1,25 8 10 17 23 60 отпра- воч-. ная 1,25 5 5 14 19 53 Примечание. Структура условного обозначения: Р — реактор; О — однофазный; Т — трехфазный; Д, ДЦ — вид системы охлаждения; первая цифра (числитель дроби) — номинальная мощность, вторая цифра (знаменатель дроби) — номинальное линейное напряжение.
4.4. ОХЛАЖДАЮЩИЕ УСТРОЙСТВА ТРАНСФОРМАТОРОВ МО, мм 1880 2000 2285 2485 2685 3000 3250 • 3450 4000 3250 Н, ММ 2115 2265 265 2755 2965 3265 3515 4015 4225 4525 Один Таблица 4.8 арные с чис- 16x2 = 32 Sp, М2 12 13 15 16 17 18 20 22 23 25 Gp, кг 201 210 231 244 258 285 296 330 352 365 См, кг 160 168 183 193 203 219 231 .256 269 282 Радиаторы из гнутых груб Сдвоенные с различным числом труб 16 х 4 = 64 5р, м2 24 25 28 30 32 35 38 43 45 48 Gp, кг 373 393 434 460 489 540 573 642 670 711 G№. КГ 279 291 321 341 362 393 418 469 490 521 18x4 = 72 5р, м2 26 28 32 34 36 40 43 48 51 54 Gp, кг 418 441 487 515 548 607 643 722 753 799 GM. кг 308 326 360. 382 406 440 469 526 505 585 20 х 4 = 80 5р, м2 29 31 35 38 40 44 47 54 56 60 Gp, кг 464 489 540 573 609 674 716 801 837 888 GM, кг 343 362 400 425 451 489 521 584 612 650 22 х 4 = 88 5р, м2 32 34 39 41 44 48 52 59 62 66 Gp, кг 507 534 591 627 666 740 876 880 930 979 GM. кг 380 401 443 470 499 541 576 648 676 7188 Примечания: 1. МО — межосевое расстояние патрубков; Н— полиаи высота радиатора; 5р — геометрическая поверхность радиатора; G0 — масса радиатора без масла; GM — масса масла в радиаторе. 2. Радиаторы из гнутых труб изготовляются из стальных электросварных труб с наружным -диаметром 51 и толщиной стенки 1,75 мм, на ПО «Запорожтрансформатор» применяются трубы с толщиной 1,4; 1,6 мм; Трубы ввариваются в коллекторы нижний и верхний; у одинарных радиаторов — с одной стороны, у сдвоенных — с обеих сторон. К коллекторам привариваются патрубки из усиленной трубы диаметром 80 мм с круглым или квадратным фланцем с четырьмя от- верстиями диаметром 22 мм. На баке трансформатора ввариваются аналогичные патрубки, вылет патрубка 70 мм, применяются также удлинённые патрубки с вылетом 120 мм. Конпы труб загнуты под прямым углом с радиусом загиба 125 мм. 3. Расстояние между осями труб в ряду (шаг) — 70, расстояние между осями рядов — 75, ширина сдвоенного радиатора — 710 мм. МО, мм 1200 1400 1600 1800 2000 2200 2400 2600 2800 3000 -. i Н, мм Таблица 4.9. Радиаторы из прямых овальных труб 5р, м2 60-трубные 1409 1609 1809 9 10 11 160-трубные 2114 2314 2514 2714 2914 3114 3314 33 37 39 43 46 49 52 Gp, кг 117 127 137 > 373 401 429 455 483 510 537 GM, кг 66 73 79 228 245 262 278 295 312 328 МО, мм 710 900 710 9000 1150 1400 1615 1800 2000 2200 2400. Н, мм Sp, м2 Овальные тр Однорядны 0,9 1 0,8 1,1 1 0,9 Двухрядны 2,2 3,1 3,9 4,7 5,4 5,9 6,6 7,2 7,7 1,8 2,2 2,8 3,4 3,9 4,3 4,7 5,2 5,6 Gp, кг бы е 13 15 е 34 41 50 59 *■ 67 к 74 * 82 89 97 GM, кг 8 11 13 17 22 27 31 35 39 43 47 Примечания; 1. Радиаторы прямотрубные изготовляются из прямых гладких труб с наружным диаметром 30 и толщиной стенки 1,2 мм. Трубы ввариваются в коллекторы каплевидной формы и образуют секции; секции с числом труб до 6 шт. привариваются к стенкам баков трансформа- торов мощностью до 1000 кВ-А. Из секции с числом труб 6—16 изготовляются радиаторы. Число секций в радиаторе —10. Шаг по трубам и между секциями - 65 мм. На ПО «Запорожтранс- форматор» выпускаются радиаторы 60- и 160-трубные. Диаметр присоединительного патрубка радиа- тора 60-трубного — 75, 160-трубного — 100 мм. 2. Радиаторы из труб овального сечения изготовляются с размером по главным осям 70x20 мм и толщиной стенки 1,5 мм. Исходной трубой для овальных труб служит труба круглого сечения диаметром 51 мм. Количество труб: в однорядном радиаторе — 7 труб, в двухрядном — 20 труб (по 10 труб в ряду).
Таблица 4.10. Охладители Тип Тепловой поток, кВт Расход масла, м-'/ч Расход *оды воздуха, м3/ч Тип маслонасоса Размеры, мм / Н Мас- МП-21 МП-37 МП-65 М053-4А Ц-63 Ц-100 Ц-160 ДЦ-180/2280 ДЦ-160/1946 150 250 500 980 74 123 335 1800 160 Охладители системы Ц 36 60 100 100 76 25 60 205 34 72 72 10 15 25 4Т-63/10 4Т-63/10 5Т-100/8 5Т-1О0/15 2Т-16/10 2Т-25/10 4Т-63/100 Охладители системы ДЦ 100 100 30000 23 000 5Т-100/8 5Т-100/8 560 688 662 2575 609 609 631 820 960 100 905 1290 1498 — 2315 2265 3331 1145 380 380 1866 1276 1188 1055 1055 2680 2292 799 1070 1522 1547 214 227 325 852 700 Примечания: 1. Охладители системы Ц изготовляются: МП — из латунных трубок марки Л-68 или ЛО-70- [, МО — из латунных луженых трубок с медным оребрением. 2. Охладители системы ДЦ изготовляются из биметаллических трубок: внутренняя — латун- ная, внешняя — алюминиевая с оребрением. Таблица 4.11. Маслонасосы 2Т-16/10 4Т-63/10 4Т-63/20 5Т-100/8 5Т-1О0/15 5ЭТ-100/15 5ЭТ-100/20 6ЭТ-160/10 6ЭТ-160/10 На- пор, кПа 10 10 20 8 15 15 20 10 10 Рас- ход, м3/ч 16 63 63 100 100 100 100 160 160 р г ном, кВт 0,8 2,8 5,5 2,9 6,4 7,5 10,5 6,0 5,5 /7, об/мин 2900 1450 2900 1450 2900 2900 1450 1450 Диаметр осевой линии отверстий патрубка, мм ПО • 170 180 210 210 210 210 240 240 Число отвер- стий 4 4 8 8 8 8 8 8 8 Диа- метр отвер- стия, мм 14 18 18 18 18 18 18 18 22 Размеры. мм / 345 455 426 455 494 725 715 530 665 Ь 306 328 328 350 350 500 388 385 430 Н 336 455 388 450 415 390 465 460 475 Масса, кг 50(55) 94(102) 115(128) 90(102) 118(135) 190(220) 190(220) 125(145) 185(215) Примечания: 1. Расшифровка условного обозначения типа насоса: цифра мм, уменьшенный дробь: числитель - насоса означает диаметр всасывающего патрубка, торный, герметичный; Э — экранированный статор знаменатель — номинальный напор, кПа. 2. Масса в скобках транспортная с маслом. 3. Насосы выдерживают вакуум с остаточным давлением 130 Па. 25 раз; Т номинальный перед типом - трансформа- расход, м3/ч, Таблица 4.12. Вентиляторы Характеристика Диаметр крыльчатки, мм Напор, к Па Расход воздуха, м3/ч Угол установки лопаток крыльчатки, град Тип двигателя Мощность двигателя, кВт Частота вращения, об/мин Осевой МЦ № 4 400 10 4200 35 АЗЛ31-4М 0,25 1450 Осевой МЦ № 8 800 35 13 000 20 А02-32-4 3,00 1420 МЦ № 7 700 25,5 7800 — А-41-4 1,70 1420 Ц-3-04 № 8 800 — 13100 15 АОЛ-42-4 2,8 1420 НАП № 7,4 740 35,3 13 400 39 1 А02-41-8 2,2 730
Таблица 4.13. Плоские краны Диаметр мм 50 80 97 125 140 197 220 Диаметр осевой сгии, мм ПО 150 170 210 240 295 325 Отверстие Число 4 4 4 8 8 8 8 под болт Диаметр, мм 14 18 18 18 23 23 23 Размеры, мм 1 172 220 242 285 332 372 410 Ь ■ 145 195 215 255 290 335 365 Н 90 100 100 120 143 143 143 Масса, 5 7 10 14 19 20 25 4.5. СУШКА СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ Таблица 4.14. Технология сушки трансформаторои 35 кВ и аыше в собственном баке Технология сушки Подогрев воздуха в баке Прогрен ак- тивной части - Создание предельного вакуума после прогрева ак- тивной части до 100°С Температурный режим Подъем до 100 °С Прогрев до дости- жения температуры на магнитопроводе не менее 85 °С, на изоляции — 90 — 105 °С Воздух в баке 90 — 95 °С, на активной части не более 100 °С Режим вакуумирования При атмосферном давлении Через каждые 2 ч создается вакуум 26 кПа на 30 мин а) Равномерно по 13 к Па за каждые 15 мин до остаточ- ного давления 60 кПа*1 б) Равномерно по 13 кПа за каждые 15 мин до остаточ- ного данления 48 к Па с выдержкой в течение 1 ч, затем по 13 кПа с выдерж- кой по 30 мин доводится остаточ- ное давление до - значения не более 1,3 кПа*2 Дополнительные указания Продолжительность прогре- ва не менее 24 ч. Контроль за температурой воздуха ведется по термодатчикам, установлен- ным в воздухе Вакуумировка производится с подсосом н бак воздуха, нагретого до температуры не менее 50 °С, через воздухо- осушитель Продолжительность -нрогре- ва, ч, не менее: 80 — для трансформаторов 500 кВ всех мощностей, 220 — 330 кВ-200 MB-А и более; 60-220-330 кВ-до 200 MB-А, 110-150 кВ- 80 MB-А и более; 40-150 кВ-до 80 МВ-А; 35-до ПО кВ-6,3-80 МВ-А; 25-до ПО кВ-до 6,3 МВ-А — ч. \
Продолжение табл. 4.14 Технология сушки Сушка при предельном значении оста- точного давле- ния Окончание сушки Прекращение прогрева, за- тем охлажде- ние активной части Промывка дна бака Заливка маслом Обработка активной части и трансформа- торного масла Пропитка активной части при атмосфер- ном давлении Измерение характеристик изоляции после пропитки Температурный режим Воздух в баке 90 — 95 °С, на активной части не более 100 °С у* Изоляция 100°С До 80-85°С Продолжается процесс охлаждения до 80-85°С 80-85 °С Процесс охлажде- ния То же — Режим вакуумирования а) Равномерно по 13 кПа за каждые 15 мин до остаточ- ного давления 60 кПа*1 б) Равномерно по 13 кПа за каждые 15 мин до остаточ- ного давления 48 к Па с выдержкой в течение 1 ч, затем по 13 к Па с выдержкой по 30 мин доводится остаточное давление до значения не более 1,3 кПа*2 При остаточном давлении: а) 53 кПа*1 б) не более 13 кПа*2 То же То же То же То же Производится срыв вакуума возду- хом через силикаге- левый патрон — Дополнительные указания Сушку при вакууме 60 кПа вести с постоянным подсосом воздуха до прекращения изме- нения значений характеристик изоляции, при вакууме 1,3 кПа и менее — без подсоса воздуха Продолжительность сушки с момента достижения пре- дельных значений, сут, не менее: 15 — для трансформаторов 330-500 кВ; 12 — для трансформаторов 110 — 220 кВ при полном вакууме; 10 — для трансформаторов до 150 кВ при остаточном давлении 60 кПа Отключить подсос и вести сушку до получения установив- шихся значений R(,o, tg5, ДС/С в течение не менее 48 ч — Залить в бак трансформатора 1 т сухого масла и слить через сливной бачок без срыва вакуума Скорость заливки 3 т/ч, температура масла 50 — 60 °С В процессе заливки отби- раются пробы масла Продолжительность обра- ботки, ч: 6 — трансформаторов до ПО кВ; 10 — трансформаторов ПО — 150 кВ; 20 — трансформаторов 220 — 500 кВ Продолжительность пропит- ки, ч: 3 — трансформаторов до ПО кВ; 12 — трансформаторов 110 — 150 кВ; 24 — трансформаторов 220 — 500 кВ _ ■
Продолжение табл. 4.14 Технология сушки Слив масла из бака транс- форматора и ревизия Температурный режим Температура ак- тивной части в про- цессе всего периода ревизии должна пре- вышать температуру точки росы окружа- ющего воздуха не менее чем на 5СС и во всех случаях должна быть не ни- же + 10°С. При от- сутствии ■ указанных условий трансфор- матор перед реви- зией прогревается Режим вакуумирования — i г Дополнительные указания Продолжительность ревизии активной части не должна превышать: при относительной влаж- ности до 75 % — 24 ч для транс- форматоров до 35 кВ, 16 ч — 110 кВ и выше; «-при относительной влаж- ности до 85% —16 ч для трансформаторов до 35 кВ, 10 ч — ПО кВ и выше Ревизия проводится с обяза- тельным подъемом верхней части бака и замены резины на разъеме #1 Для трансформаторов, баки которых не рассчитаны на полный вакуум. *2 Для трансформаторов, баки которых рассчитаны на полный вакуум. Примечания: 1. Сушка трансформаторов в собственном баке производится без масла. 2. Для нагрева активной части в баке без масла применяется метод индукционных потерь. Дополнительно обогревается дно бака электропечами мощностью не более 5 кВт каждая. Общая мощность выбирается в зависимости от периметра бака: Периметр бака, м До 10 11-15 16-20 21-26 Мощность печей, кВт/м До 0,8 ■ 0,9-1 1,5-1,8 1,9-2,2 3. При прогреве температура частей трансформатора, °С, не должна превышать: для стенок, дна и крышки 115 для магнитопровода и изоляции обмоток 105 4. Для контроля температуры частей трансформатора устанавливаются термопары или термо- метры сопротивления в местах, указанных на рис. 4.5: на верхнем ярме посередине —2 шт. (1 и 2); на нижнем ярме магнитопровода между фазами для трехфазных трансформаторов или между стержнями для однофазных — 1 шт. (3); в воздухе внутри бака между активной частью и стенкой бака — 2 шт. (7 и 8); на изоляции, находящейся на наименьшем расстоянии от входа подогретого воздуха в бак для подсоса,— 1 шт. (4); в трубе, подводящей подгретый воздух в бак, и в трубе, отводящей влажный воздух из бака, — по 1 шт. (5 и б); по торцам активной части трансформатора на середине наружной поверхности изоляционного цилиндра в местах наименьшего удаления от стенки бака — 2 шт. (9 и 10); на наружной поверхности изоляционного цилиндра всех стержней с боковых сторон — по 2 шт. на стержень (// и 16); на наружной поверхности бака между балками жесткости в двух точках — 2 шт. (17 и 18); на середине крышки под теплоизоля- цией — 1 шт. (/9); на наружной поверхности дна бака над нагревателями — 3 шт. (20—22); снаружи на наиболее нагревающихся угловых балках в трех точках по высоте — 3 шт.; дополнительно устанавливаются ртутные термометры со шкалой 150 "С в 6—10 точках на высоте 1,5 м от дна бака. и, гг 75 т 13,1* о г? в° re, is v ^J >ю 5c P ^r Рис. 4.5. Установка термодатчиков на ак- тивной части и на баке трансформатора ^К ^>
Продолжение табл. 4.14 5. Термопары в верхнем ярме магнитопровода устанавливаются в каналах на глубине 400 мм. 6. Расстояние от проводов термопар до оголенных токоведущих частей трансформатора должно быть не менее 350 мм. Провода от термопар и термометров сопротивления должны иметь на- дежную изоляцию. Выход провода из бака трансформатора осуществляется через разъем какого-либо люка между двумя резиновыми прокладками. 7. После установки термопар или термометров сопротивления цепи проверяются на отсутствие замыканий и производится контрольный замер. На установку термодатчиков составляется протокол. 8. Трансформатор устанавливается с наклоном 2% в сторону маслосливного отверстия в дне бака. 9. Концы одноименных обмоток закорачиваются и присоединяются к временным выводам класса напряжения не менее 10 кВ для измерения характеристик изоляции /?бо, tgS в процессе сушки. 10. Отводы и временные провода закрепляются на активной части и снаружи бака на рас- стоянии не менее Щ0 мм от заземленных частей и между собой. 11. При сушке</трансформаторов V и VI габаритов рекомендуется применять термодиффузию — охлаждение внешних слоев изоляции. • После прогрева до установившейся температуры (на изоля- ции 105, на магнитопроводе 90—100 °С) производится быстрое охлаждение активной части продувкой холодного воздуха через воздухоосушитель при отключенном прогреве до 50 — 40 °С на внешних слоях изоляции и не ниже 70 — 65 °С на магнитопроводе. Продолжительность цикла термодиффузии 15 — 25 ч. После окончания цикла термодиффузии активная часть прогревается до прежней тем- пературы. 12. Технические средства, применяемые при сушке: а) оборудование: вакуумный насос произ- водительностью не менее 150 л/с, обеспечивающей остаточное давление не более 1,3 кПа (ВН-4, ВН-6 или ВН-300),—2 шт.; цеолитовая установка; маслонасос производительностью 16—30 м3/ч; воздухоосушитель, заправленный сухим силикагелем; охладительная колонка; нагревательные печи закрытого типа; бачок для слива масла из бака грансформатора емкостью не менее [00 л; б) приборы: вакуумметр с пределом измерения 0,98 кПа; вакуумметр ВСЕ или ВТ-3 для измерения остаточного давления; комплект термометров сопротиления типов ТСН, ТСП по ГОСТ 6651—78* и термопар типов ТХК, ТХА с градуировкой в интервале измеряемых температур 0— 150°С; термометры ртутные и спиртовые со шкалой 0— 150 °С— 10 шт.; мегаомметр; мост Р-5026. > 13. Сушка трансформаторов напряжением 35 кВ и ниже производится вентиляцией активной части. Температурный режим аналогичен режиму для трансформаторов [10 — 500 кВ. В процессе сушки «производится периодическое снижение температуры воздуха внутри трансформатора до 70 — 75 °С. Признаком окончания сушки являются установившиеся значения R^q и tg6 в течение 24 ч. 14. Расчет намагничивающей обмотки при нагреве индукционными потерями производится сле- дующим образом: а) требуемая мощность, кВт, определяется по формуле Р = /cF(100 - fOKp) 10 3, где F — поверхность бака; fOKp — температура окружающего воздуха; к - коэффициент теплоотвода, равен 5 для утепленного и 12 для неутепленного бака; б) количество витков намагничивающей обмотки определяется по формуле AU w-—j-< где U — подводимое напряжение. В: /—периметр бака, м; А — коэффициент; определяемый по удель- Р ному расходу мощности ДР = —— - (А — высота боковой поверхности бака). т Значения коэффициента А для баков с толщиной стенки 6 мм и более: АР А АР А АР А АР 0,75 0,8 0,85 0,95 1,0 1,05 1,1 1,15 1,2 2,33 2,26 2,18 2,07 2,02 1,87 1,92 1,88 1,84 1,6 1.7 1,8 1,9 2,0 2,1 --2,2 2.4 2,5 1.61 1,62 1,59 1,56 1,54 1,51 1,49 1,44 1,42 1,25 1,35 1,4 1,45 1,5 2,6 2,7 2,8 2,9 1,81 1.77 1,74 1,71 1,68 1,51 1,39 ' 1,38 1,36 1,34 1,31 1,28 1,25 1,22 3,0 3,25 3,5 3,75 4 /= в) ток в обмотке при однофазном источнике тока равен Р103 ^ожФ cos Ф принимается равным 0,53. Для обработки применяется провод марок ПР, ПРГ или АПР, сечение которого определяется по формуле S — //5, мм, где 6 для провода марок ПР и РПГ принимается равным 3 — 6 А/мм, для провода АПР2 — 5 А/мм2. Для трехфазной обмотки количество витков определяется по формуле /1-0,75 U 7 ОМ и /
Продолжение табл. 4.14 где №, и къ — число витков, укладываемых в верхней и нижней частях бака; w2 — в средней части бака. Ток в каждой обмотке определяется по формуле /=P-10^/Q/3(/cos9). 15. Контрольный прогрев или контрольная подсушка трансформаторов в масле могут произво- диться достоянным током. Нагрев постоянным током запрещается в следующих случаях: а) для трансформаторов, не подвергавшихся ревизии; б) в случае обнаружения или предположения каких-либо дефектов на активной части. Прогрев постоянным током проводится на трансформаторах с установленными вводами, расши- рителем, выхлопной трубой и задействованной, газовой защитой. Охладители должны быть отсоеди- нены путем перекрытия задвижек. Охладители, места подсоединения которых наиболее удалены друг от друга, должны оставаться с открытыми задвижками и испольТоваться для циркуляции масла. Для проведения прогрева указанным способом необходимо знать следующие параметры; со- противление схемы прогрева; ток, напряжение и мощность прогрева; скорость нарастания температуры при прогреве; продолжительность прогрева. Сопротивление схемы прогрева R^js-, Ом, определяется в зависимости от принятой схемы прогрева. Предварительно активное сопротивление обмотки приводится к температуре 75 "С по формуле *E75° = Я*-310/(235 + ^-), где tx — температура обмотки в начале прогрева. Ток I, протекающий по каждой из обмоток схемы, должен быть равен или меньше, номи- нальных токов каждой из этих обмоток. Напряжение, В, при прогреве постоянным током опреде- ляется по формуле £/=№£75=. Необходимая мощность, кВт, > ■ P=UI№. Скорость нарастания температуры должна соответствовать приведенным ниже данным: Температура верхних слоев масла, °С 0 — 20 20—50 50—70 Скорость нарастания температуры верхних слоев масла трансформатора, вС/ч, не более 8—5 5~3 3~2 Продолжительность прогрева не менее 10 ч. Источниками постоянного тока при монтаже могут быть: а) генераторы возбуждения (резервные возбудители на электростанциях); б) выпрямительные установки (КВТМ-280 0,5; ВУ-650). В случае прогрева автотрансформатора необходимо определить допустимый ток в обмотке СН. Обмотки, не участвовавшие в прогреве, закорачиваются. При выборе схемы прогрева принимают схему, параметры которой ближе всего подходят к параметрам имеющейся установки. 16. Технологический процесс подсушки трансформатора в масле: а) создается вакуум с оста- точным давлением не более 1,3 кПа, а- для трансформаторов, не рассчитанных на полный вакуум — 60 кПа; б) трансформатор заливается маслом- до уровня на 150 — 200 мм ниже крышки; в) темпе- ратура масла поднимается до 80 "С, контроль за температурой масла ведется по термометру со- противления, установленному в верхнем слое масла; г) при температуре масла 80 °С и остаточном давлении 1,3 кПа (60 кПа) производится прогрев в течение: 72 ч - трансформаторов 500 кВ всех мощностей; 220-330 кВ - 200000 кВ-А и более ПО— 500 кВ-более 400000 кВА; 54 ч-220-330 кВ менее 200000 кВА, 110-150 кВ - 80000-400000 кВ-А; 36 ч-до 150 кВ-до 80000 кВА; д) в период прогрева постоянно осуществляется циркуляция масла по схеме «низ —верх» бака; е) по окончании прогрева отключается установка постоянного тока и сливается масло из бака трансформатора (под вакуумом или с заполнением бака азотом или сухим воЗцгухом), после слива масла в баке снова создается вакуум с остаточным давлением 1,3 Па; ж) трансформатор охлаж- дается под вакуумом в течение не менее 20 ч до температуры не ниже 20—25 "С: з) не снимая вакуума, Производят заливку трансформатора маслом. 17. Подсушка изоляции производится с использованием ловушки вымораживания паров воды. Технические средства, применяемые при подсушке: а) оборудование: установка «Иней-Г» или «Иней-П» Остаточное давление, создаваемое установкой «Иней-I», Па .... 1,3 Охлаждающая смесь Сухой лед и ацетон б) приборы-: вакуумметр типа ВСБ-1 или ВТ-3; термометр со шкалой от —90 до +20"С; прибор ПКВ-8 для измерения отношения АС/С изоляции обмоток; мерный сосуд для измерения конденсата; в) материалы: азот 5 баллонов; ацетон 60 кг; сухой лед ГОСТ 12162—77* из расчета 100 кг на первую загрузку с последующим добавлением не менее 80 кг в сутки. Установка «Иней» соединяется с трансформатором трубопроводом диаметром 150 мм мини- мальной длины.
Продолжение табл. 4.14 Насосом предварительного разрежения в баке трансформатора создается вакуум с остаточным давлением 400 Па, после чего включается установка «Иней» и давление в баке снижается до 1,3 Па. В процессе подсушки ежесуточно производятся извлечение конденсата из ловушки и его из- мерение. При выделении конденсата более 6 кг извлечение производится каждые 12 ч. Обработка изоляции продолжается до тех пор, пока выделение конденсата не достигнет уровня 0,5 кг в сутки на протяжении 48 ч. Низкотемпературная обработка изоляции может успешно применяться и для сушки трансфор- маторов при капитальном ремонте с заменой обмоток и изоляции. 4.6. ПЕРЕВОЗКА СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ ПО ЖЕЛЕЗНОЙ ДОРОГЕ Для перевозки силовых трансформато- ров по железной дороге применяются же- лезнодорожные транспортеры или платфор- мы (табл. 4.15 — 4.16). В зависимости от поперечных размеров трансформаторы могут относиться к катего- рии габаритных или негабаритных грузов. Негабаритным считается груз, поперечные размеры которого выходят за пределы очер- тания габарита погрузки. Негабаритность подразделяется на боковую и верхнюю. Трансформаторы с боковой негабаритностью выходят за пределы габарита погрузки на высоте от 1230 до 4000 мм от уровня го- Таблица 4.15. Транспортные средства для перевозки трансформаторов Напряжение, кВ 10-35- 10-35 ПО ПО и выше Мощность, кВА До 10000 Свыше 10000 До 10000 Свыше 10000 Транспортное средство Платформа Транспортер Платформа Транспортер Транспортное состояние трансформатора Полностью собранный с мас- лом То же Частично демонтированный с маслом и без масла, запол- ненный азотом Таблица 4.16. Железнодорожные транспортеры Грузо- подъем- ность, т Коли- чество осей База транспортера, Размеры погрузочной площадки, мм шири- на Высота центра тяжести, мм Длина с автосцеп- ками, мм Нагрузка от оси рельсов, 104 н Мае са. Транспортеры площадочного типа 55 55 60 60 62 70 90 90 90 100 ПО 100/120 120 130 150 150 180/170 4 4 4 4 4 8 8 8 8 8 8 8 8 12 12 12 16 14000 9960 10350 14 000 10200 14800 14810 16450 14750 14300 16800 16 500 15000 17000 17000 17800 25170 10000 5160 4800 9200 f3000 6600 6600 8000 6600 4800 7840 8500 7500 7312 7000 7310 11550 2420 2400 2400 2400 2400 2420 2400 2400 2420 2400 2480 2500 2900 2400 2400 2476 2240 716/676 870/850 700/680 700/680 600/570 736/716 736/716 710/690 ^734/716 1040/1020 920/880 1020/1000 780/740 720/702 720/702 760/720 1040/1000 660 900 750 800 660 960 980 930 950 1000 900 820 780 920 920 930 830 19470 19470 22400 25 300 25 300 25 300 24250 25410 23620 27040 28 880 28 880 21,25 21,65 22,2 23,4 22,1 15,8 19,2 20,3 18,9 19,4 22,4 22,5 21,2 20,8 21,8 21,5 21,5 30 36,7 29 33,7 26,6 52,2 63,5 72,5 60,6 55,0 69,0 60,0 52,3 111 111 107,5 164,0
Продолжение табл. 4.16 Грузо- ность, т 220 300 400 Коли- чество осей 20 20 28 База транспортера, мм 21300-22300 27000 25 530 Размеры погрузочной площадки, мм длина шири- на высота Высота центра тяжести, мм Транспортеры сочлененного типа — — — 1360 1560 1330 Длина с автосцеп- ками, мм 27390 32 780 43140 Нагрузка от оси рельсов, 104 н 21,2 22,35 21,5 Мас- са, т 120 147 209,6 Примечание. Высота центра проушин сочлененных транспортеров составляет для транспортера грузоподъемностью 220 тс — 850 мм, 300 тс— 1600 мм, 400 тс — 850 мм. ловки рельсов. Трансформаторы с верхней негабаритностью выходят за пределы габа- рита погрузки на высоте от 4000 до 5300 мм от уровня голонки рельсов. В зависимости от размеров выхода за пределы габарита погрузки боковая и нерх- няя негабаритное™ подразделяются на сте- пени. Боковая йегабаритность имеет пять степеней: нулевую, первую, нторую, третью и четвертую (0, I, II, III, IV). Верхняя йе- габаритность имеет три степени: нулевую, вторую и третью (0, II, Ш). Предельные очертания негабаритностей разных степеней приведены на рис. 46. rzw 700 ,700 700,700 , Рис. 4.6. Очертания негабаритное™: а —габарит погрузки; 6 — йегабаритность нулевой степени; в — йегабаритность I степени; г — йегаба- ритность II степени; д — йегабаритность III степени; е — йегабаритность IV степени
Для трансформаторов, погруженных на транспортеры с базой 17 м и более, опре- деляется расчетная негабаритность при про- хождении по кривым участкам пути. Для точек трансформатора, находящихся в поперечной вертикальной плоскости, про- ходящей через середину базы транспортера, смещение внутрь кривой, м, определяется по формуле /в + ж 0,105, где /т — база транспортера, м; ls — база груп- пы тележек транспортера, м. Для перевозки негабаритного трансфор- матора выполняется чертеж его размещения и крепления и производится расчет устой- чивости и прочности крепления. Чертеж раз- мещения и крепления с расчетом представля- ется на рассмотрение отделу негабаритных перевозок Главного управления движения МПС. После получения разрешения на пере- возку от отдела негабаритных перевозок чертежи с расчетом в четырех экземплярах представляются на согласование в службу движения Управления железной дороги. При частичном демонтаже с трансфор- матора снимаются вводы, расширитель, вы- хлопная труба, радиаторы, опорные катки, установки трансформаторов тока, пристав- ной переключатель напряжения. Расчет устойчивости и прочности креп- ления трансформатора, погруженного на транспортер или платформу, производится по методике, приведенной в табл. 4.17 и 4.18. Таблица 4.17. Расчет сил, действующих на груз Расчетная величина Инерционные силы, действующие на груз, кН* Ветровая нагрузка, кН Сила трения, удерживающая груз от сме- щения, кН -„, - Расчетная формула а) В продольном направлении **пр ~ апр\2тр б) В поперечном направлении Fn = %(2гр в) В вертикальном направлении И£ = 505&; W^ = 50SJ а) В продольном направлении при первом сочетании сил ^ = 0,4бгр б) В поперечном направлении при втором сочетании сил ^ = 0,4 6^(10-^ Численные значения коэффициентов: апр % ав Для транспортеров с шестью осями, и более 10 2,5 4,5 Для платформы: 19 5 при 90 км/ч. . . 2 3,3 3.3+ ' бгр при 100 км/ч . . 12 3,3 3,65 + -1'4 \2тр
Продолжение табл. 4.17 Расчетная величина Расчетная формула ■ Высота общего центра тяжести транспорте- ра (платформы) с грузом, мм Коэффициент поперечной устойчивости транспортеров с грузом (для транспортеров с шестью осями и более) Коэффициент поперечной устойчивости плат- форм и четырехосных транспортеров с гру- зом Коэффициент запаса устойчивости груза от- носительно транспортера (платформы) Обозначения в формулах: ftp - вес груза, кН; Ощ,, Оц, о„ - удельные значения инерционных сил, кН на 1 т массы груза, соответственно в продольном, попе- речном и вертикальном направлениях; S^, S^ — площади боковой наветренной поверхности соответственно груза, транс- портера "^ я =QrV{K.r + h0 + HT) + QThw бгр + 6т где QT — масса транспортера (платформы), т; йцт —высота центра тяжести груза над плоскостью подкладок, м; h® — высота под- кладок, м; НТ — высота погрузочной пло- щадки транспортера от уровня головок рельсов, м; hUTT — высота центра тяжести транспортера, м йо -> 1,25, = 0,774 NH^+W^^ + W^- общая масса транспортера с гру- - попе- где go зом и деталями крепления, т; N- речная динамическая нагрузка, действующая на транспортер с грузом, кН: ''ц.в.г' ''ц.в.т— высота центра приложения ветровой нагрузки от уровня головки- рель- сов соответственно для груза и транспор- тера, м «в =—р $ 0,5, где Рс — статическая нагрузка, кН; Рц + Рв — дополнительная вертикальная нагрузка на колесо от центробежных сил и сил ветра, кН: Рс = Qrp + йв . «к Ри + Ря = 0,16[0,075 (GB +%р)Яц.т + + СТУ!ц.в.г + 3,34]; {?„ — масса вагона, т; щ — число колес а) В продольном направлении Лп 1° -3^1,25 К-г
Продолжение табл. 4.17 Расчетная величина Расчетная формула б) В поперечном направлении ■»v &р*8 F h + WLh *П''ц.Т ^ VY ПЛЦ.Е > 1,25 где Рпр Ьп — кратчайшие расстояния от про- екции" центра тяжести груза на горизонталь- ную плоскость до ребра опрокидывания; /гцвг — высота центра приложения ветровой нагрузки груза от уровня подкладок * При первом сочетании сил возникают продольные инерционные силы от соударения ва- гонов в движении и при торможении; при втором сочетании сил возникают поперечные инер- ционные силы от поперечных колебаний вагонов в движении и при движении по кривым участ- кам пути. Примечание. Определение коэффициента запаса поперечной устойчивости системы транспор- тер — груз для транспортеров, имеющих шесть осей и более, производится независимо от высоты общего центра тяжести транспортера с грузом. Высота общего центра тяжести не должна пре- вышать 2300 мм. Поперечная устойчивость платформ относительно рельсов проверяется в слу- чаях, когда высота общего центра тяжести платформы с грузом от уровня головки рельсов превы- шает 2300 мм или наветренная поверхность платформы с грузом превышает 300 м2. Коэффициент запаса поперечной устойчивости груза относительно пола транспортера или платформы для нега- баритных грузов и грузов на транспортерах принимается равным 1,5. Таблица 4.18. Расчет прочности крепления Расчетная величина Расчетная формула Усилие, воспринимаемое креплением, при воз- действии сил, стремящихся сдвинуть груз в продольном и поперечном направлениях, кН Усилие, воспринимаемое единицей крепле- ния, при воздействии сил, сдвигающих груз в продольном направлении, кН Продольная ось а) В продольном направлении Л F = F — Fnp Li± пр Л пр Л тр б) В поперечном направлении AFn=l,25(Fn+^)-F?p а) Для растяжки Я"р Л^п, р npP(0,4sina + cosacosPnp) б) Для упора и кронштейна рпр _ Л-^пр в) Для упорного деревянного бруса «gP: AF, пр ngp „ПР где ир'1-, гС", riff — соответственно коли- чество растяжек, упоров, брусьев, работаю- щих в продольном направлении; a — угол наклона растяжки к полу вагона; Р—угол между проекцией растяжки на горизон- тальную плоскость и продольной осью ва- гона
Продолжение табл. 4.18 Расчетная величина Расчетная формула Усилие, воспринимаемое единицей крепления, при воздействии сил, сдвигающих груз в по- перечном направлении, кН f«*,<S - Поперечная ось .Усилие, воспринимаемое единицей крепления, при опрокидывании груза в продольном на- правлении, кН Усилие, воспринимаемое единицей крепления, при опрокидывании груза в поперечном на- правлении, кН а) Для растяжки AF„ v n^ (0,4 sin a + cos a cos р„) б) Для упора или кронштейна У в) Для упорного деревянного бруса *5 = «6 где nS, гй, и§— соответственно количест- во растяжек, упоров, брусьев, работающих в поперечном направлении.; Р„ — угол между проекцией растяжки на горизонтальную плоскость и поперечной осью вагона а) Для растяжки ЛпР.о= 1.25^прЛц.- tsrp'np ^P/gepCOSY б) Для упора с захватом .0 __ 1,2--)гпр"ц.т Cirprap Д£р- и /У "у'пер где /JL, — проекция кратчайшего расстояния от ребра опрокидывания до крепления на продольную вертикальную плоскость; у — угол между растяжкой и ее проекцией на продольную вертикальную плоскость а) Для растяжки »п.О _ «p^epCOSlI/ 1.П '■ где Од — расстояние от .центра тяжести до ребра опрокидывания ';* б) Для упора с захватом т l,25(FnVT+^VBJ)-erp6S IFF— где fcJep, 6Jep — проекции кратчайшего рас- стояния от ребра опрокидывания до креп- ления для растяжки и упора на поперечную вертикальную плоскость; \)/ — угол между растяжкой и ее проекцией на поперечную вертикальную плоскость
Расчетная величина Сечение растяжки, см2 Напряжение смятия, возникающее в дере- вянных подкладках от веса груза и вертикаль- ных сил, МПа Крепление трансформаторов на транс- портерах от смещения вдоль и поперек транспортера производится при помощи упо- ров или кронштейнов. При креплении при помощи упоров трансформатор устанавлива- ется на подкладной стальной лист, к кото- рому привариваются упоры. Стальной под- кладней лист толщиной не менее 26 мм крепится к полу транспортера болтами. При креплении трансформатора крон- штейнами подкладной лист не применяется. Кронштейны привариваются к полке нижней части бака трансформатора и болтами соединяются с проушинами или кронштей- нами на транспортере. Между трансформа- тором и полом транспортера или подклад- ным листом устанавливаются деревянные подкладки. Упоры, кронштейны, приварочные швы рассчитываются на прочность от разры- вающих и срезывающих усилий, а также от изгибающих и крутящих моментов. Допусти- мые напряжения, кН/см2, в элементах креп- ления: выполненных из стали марки СтЗ — на растяжение — 165, на изгиб — 165, на срез — 120, на растяжение для болта — 140; в сварочных швах, выполненных автомати- ческой сваркой электродом Э-42,— на растя- жение — 155; на срез — 95; при'ручной сварке применяется коэффициент 0,7 к допустимым напряжениям, принятым для автоматической сварки, учитывающий непровары. Крепление трансформатора на платфор- ме производится упорными брусьями, кре- пящимися к полу вагона гвоздями, коли- чество которых определяется по формулам: а) вдоль вагона пр _ AFпР . Продолжение табл. 4.18 / Расчетная формула S - ** где 5 — площадь опирания груза на под- кладки, см2 б) поперек вагона где и"Р, и"в — количество гвоздей для креп- ления к полу вагона брусьев, работающих в продольном и поперечном направлениях; и£р, «g — количество брусьев, работающих в одном направлении; RrB — допустимая на- грузка на один гвоздь, кН, принимается согласно приведенным ниже данным: Диаметр гвоздя, мм 5 5,5 6 7 8 Длина гвоздя, мм 150 175 200 225 250 RTB, кН, при толщине деталей 40 мм и более 0,75 0,91 1,08 1,47 1,92 Гвозди забиваются перпендикулярно по- лу вагона без загиба на расстоянии не менее 30 мм от края и не менее 90 мм от торца доски пола вагона. Длина гвоздя должна быть на 50 — 60 мм больше высоты деталей крепления. 4.7. ПЕРЕВОЗКА ТРАНСФОРМАТОРОВ БЕЗРЕЛЬСОВЫМ ТРАНСПОРТОМ Транспортные средства выбираются в зависимости от состояния дорог по трассе, массы трансформатора и его габаритов (табл. 4.19). Технические данные прицепов приведены в табл. 4.20. При организации перевозки трансформа- торов безрельсовым транспортом должны быть предусмотрены мероприятия, указан- ные в табл. 4.21.
таблица 4.1 У. Транснортиые средства Транспортная масса трансформатора, т До 7 8-10 12-300 Транспортное средство и его грузоподъемность Дороги с твердым покрытием Автомобиль, подъемная сила 7 т То же 12 т Автотрейлер соот- ветствующей грузо- подъемности Дороги грунтовые улучшенные Автомобиль повышен- ной проходимости, подъемная сила 12 т То же —* Автотрейлер соответст- вующей грузоподъем- ности Бездорожье Автомобиль повышен- ной проходимости, подъ- емная сила 12 т То же Инвентарные сани, подъ- емная сила до 120 т Таблица 4.20. Прнцепы-тяжеловозы, санные прицепы - Параметр Грузоподъемность, т Длина прицепа, м Длина платформы, м Высота погрузочной платформы, м Количество осей Нагрузка на ось, т Количество колес Допустимая максимальная ско- рость движения с грузом, км/ч Скорость движения без груза, км/ч Радиус поворота (минимальный), м Типы прицепов С < го 2 20 9 6,43 1,28 3 10 12 50 50 12 20 9,6 5,0 0,8 2 14 12 40 40 15 > 40 11,05 5,0 1,0 3 18 24 15 30 15 ОО О с < со 40 9,38 3,36 1,14 3 •17 24 15 30 13 кп с < со 60 11,37 3,66 1,0 4 18,8 24 8 25 13 О с ■ < со • s 120 21,7 9,0 0,5 6 28 24 8 25 13 О кп с < го S 300 37,6 12 33,3 48 5 15 ч14 а U я в о. с «я 8 X б 60 8,0 6,5 0,44 5 8 6 с и Я В & С >IS 3 S 120 9,7 8,5 0,44 5 8 8 Таблица 4.21. Организационно-технические мероприятия Мероприятия Выбор трассы Содержание работ по мероприятию 1. Трасса должна проходить по дорогам с твердым покры- тием или улучшенным грунтовым дорогам 2. Ширина проезжей части должна быть не менее 4,5 м 3. Мосты, расположенные по трассе, должны иметь грузо- подъемность, достаточную для провоза трансформатора.
Продолжение табл. 4.21 Мероприятия Содержание работ по мероприятию Составление схемы трассы Согласование транспор- тировки трансформа- тора по шоссейным до- рогам и улицам города Согласование меро- приятий по пропуску ав- топоезда с погруженным трансформатором На схему трассы наносятся: пересечения с линиями электропередачи напряжением выше 1 кВ пересечения с распределительными сетями до 1 кВ пересечение с линиями связи мосты, путепроводы, коммуникации надземные, железно- дорожные переезды пересечения с контактной сетью города На плане-схеме указываются: расстояние от высшей точки трансформатора до прово- дов линий электропередачи выше 1 кВ, распределительных сетей до 1 кВ, линий связи, путепроводов, до конструкций надзем- ных коммуникаций уклоны по трассе в градусах радиус закругления на поворотах, м Согласование транспортировки трансформатора по шоссей- ным дорогам и по улицам города не требуется, если: а) трансформатор, погруженный на транспортное средство (автомашину, трейлер), имеет габариты не более: по ширине — 2,5 м по высоте от полотна дороги — 3,8 м по длине автопоезда в составе автомобиля и прицепа — 24 м б) транспортировка трансформатора производится по дороге, специально построенной от места разгрузки до объекта План-схема трассы согласовывается: 1) с дорожно-эксплуатационным управлением (ДЭУ), в веде- нии которого находятся участки дорог с твердым покры- тием; ДЭУ дает разрешение на проезд через мосты; при необходимости должны быть приняты меры по усилению мостов по чертежам организации, проектирующей объект, согласованным с ДЭУ; 2) с организациями и предприятиями, эксплуатирующими линии электропередачи, надземные коммуникации, контактные сети; 3) с ГАИ города или района 1. Отключение В Л напряжением 1 кВ и выше при не- достаточном габарите 2. Отключение участков распределительной сети напряже- нием ниже 1 кВ. Поднятие проводов распределительной сети и линии связи для пропуска автопоезда. При невоз- можности создать габарит поднятием проводов участок сети или линии связи должен быть демонтирован 3. Демонтаж некоторых элементов несущей конструкции надземных коммуникаций 4. Определение времени для пропуска через железнодо- рожный переезд 5. Определение времени движения автопоезда по улицам го- рода, отключения и подъема контактной сети в месте пере- сечения трассы следования автопоезда
Продолжение табл. 4.21 Мероприятия Содержание работ по мероприятию Установка трансфор- матора на транспорт- ном средстве Крепление трансфор- матора на транспортном средстве 1. Трансформатор на погрузочной площадке транспортного средства устанавливается так, чтобы большая ось трансфор- матора совпала с продольной осью транспортного средства 2. Центр тяжести трансформатора совмещается с линией пересечения вертикальных плоскостей, проведенных через про- дольную и поперечную оси транспортного средства 3. Между днищем трансформатора и площадкой транспорт- ного средства подкладываются деревянные брусья. Брусья должны выступать за днище трансформатора с обеих сторон на 100-150 мм 4. Места укладки брусьев на погрузочной площадке очища- ются от грязи, снега, масла и посыпаются тонким слоем сухого песка Высота бруса должна обеспечивать зазор между высту- пающими деталями днища трансформатора и погрузочной площадкой не менее 15 мм.. Ширина бруса должна быть равна или больше его высоты. Количество брусьев и их размещение определяются по чертежу погрузки на железно- дорожный транспорт От продольных и поперечных сдвигающих усилий и от опрокидывания трансформатор крепится проволочными рас- тяжками из мягкой стальной проволоки диаметром 4 — 6 мм Допустимые нагрузки определяются по формулам: а) в продольном направлении fnp = 0,2erp б) в поперечном направлении Fn = 0,23 grp Усилие в растяжке определяется по формулам табл. 4.19 и по расчетному усилию выбираются диаметр проволок и ко- личество их в растяжке (табл. 4. 22) Таблица 4.22. Выбор растяжки Количество проволок в растяжке, шт. 2 .4 6 8 Допустимая нагрузка на растяжку, кН, с проволокой диаметром, мм 4 2,70 5,40 8,00 10,80 5 4,30 8,30 12,90 16,60 6 6,20 12,40 18,60 24,80 Количество проволок в растяжке, шт. 10 12 14 16 Допустимая нащ>узка на растяжку, кН, с проволокой диаметром, 4 13,40 16,00 18,60 21,20 5 21,50 25,80 29,50 33,20 6 31,00 37,20 43,40 49,60 Примечание. Установка растяжек производится крестообразно.
Раздел пятый ОБОРУДОВАНИЕ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ УСТРОЙСТВ 5.1. ВЫКЛЮЧАТЕЛИ ВЫСОКОГО НАПРЯЖЕНИЯ Таблица 5.1. Общие требования к выключателям по ГОСТ 687 — 78* Е Длина пути утеч- ки изоляции (ГОСТ 9920-75*) "1; Расчетная скорость ветра, м/с Тяжение проводов в горизонтальном на- правлении Механическая из- носостойкость (коли- чество циклов «вклю- чение — произволь- ная пауза — отклю- чение») Стойкость при сквозных токах КЗ tV>M> кВ /ут, см, для изоляции категории А Б Цшм, «В /ут, см, для изоляции категории А Б При гололеде с толщиной стенки до 20 мм Без гололеда Цном. KB Тяжение, Н 3 6 9 ПО 190 280 6 12 18 150 260 390 10 20 30 220 380 570 15 30 45 330 540 800 20 40 62 500 800 1180 35 70 105 750 1180 15 20 <35 500 110-220 1000 Выключатели на напряжение 6, 10, 15, 20 и 35 кВ с /*, соответственно не более 80; 50; 31,5; 25; 12,5 кА Остальные выключатели до 35 кВ, а также для выключателей на 24, 27, ПО к В и выше Ток электродинамической стойкости (наибольший ТОК) /дан Ток термической стойкости /т Время протекания тока It, С для UHOM 3= 330 к В для UHOM ^ 220 к В Начальное действующее значение периодической составляющей тока вклю- чения Нормированная бестоковая пауза, с при АПВ при БАПВ 3=330 1500 2000 1000 2,55/о >1о 1 или 2 1 или 3 >1о 0,3-1,2 0,3
Продолжение табл. 5.1 Коммутационная износостойкость, число операций от- ключения (числи- тель — воздушные выключатели, зна- менатель — масля- ные) и Для вы- ключате- лей без АПВ Для вы- ключате- лей с АПВ /0, кА Диапазон отклю- чаемых токов от 60 до Ю0% 7 от 30 до 60% / $20 20/10 40/25 21 и 31,5 18/7 36/18 40 15/6 34/15 50 6/6 12/15 63 6/6 12/15 Разновременность разных полюсов При отключении 0,01 с При включении вы- ключателя с полюсами функционально неза- висимыми По стандартам на конкретные вы- ключатели функционально зави- симыми 0,01 с Зависимого (прямо- го) действия постоян- ного тока включение 85-110 отключение 70-110 Диапазон норми- рованных рабочих на- пряжений приводов, /о ^ном Включающие электромагниты независимого (косвенного)' действия 80-110 Отключающие электромагниты переменного тока или питающиеся от вьшрямителеи 65-120 Электродвигатели индивидуального ком- прессора или натяжения пружин при постоянном токе 85-110 при переменном токе 80-110 Норми- рованный диапазон рабочих давлений пневмати- ческих при- водов Рра6 Питание привода от общего с выклю- чателем резервуара сжатого воздуха С ^ном Для ЦИКЛОВ О-В и О-В-О пределы ^раб, МПа, МПа верхний Для операций В и О и цикла В —О (выключатель без АПВ) Для операций О (выклю- чатель с АПВ) 0,6 0,55 0,65 1,0 0,95 1,05 1,5 1,4 1,6 2,0 2,6 1,9 2,5 «fcr- 2Д 2,7 3,2 3,1 3,3 4,0 3,9 4,1 5,0 4,9 5,1 Не более нижнего нормированного предела Рра6 (см. выше) При значении давления, остающего- ся в резервуаре после одного цикла О — гбт — В, выполненного при ниж- нем нормированном пределе Рраб
Продолжение табл. 5.1 Норми- рованный диапазон рабочих давлении пневмати- ческих при- водов Рра6 Остальные схемы питания привода 85- - 105 °/ Р iuj /о гном * /„ — паспортное значение тока КЗ выключателя, кА. Примечаний; I. В таблице приведены только основные из требований ГОСТ 687 — 78* Е. 2. Требования к электрической прочности изоляции определяются ГОСТ 1516.1 — 76* (для вы- ключателей на номинальные напряжения до 500 кВ включительно) и ГОСТ 20690 — 75* (для выключателей 750 кВ). 3. Воздействие климатических факторов внешней среды регламентируется ГОСТ 15150-69* и [5543 — 70*. Категории размещения выключателей по ГОСТ 15150 — 69* принимаются 3 и 4 при установке в помещении, I при отсутствии дополнительной защиты выключателя и 2 при установке выключателя в металлической оболочке комплектного РУ. 4. Длина пути утечки изоляции, расчетная скорость ветра и тяжение проводов нормируются только для выключателей категории размещения I. 5. Переходное восстанавливающееся напряжение — см. п. 3.6.3 ГОСТ 687 — 78*Е. Таблица 5.2. Основные данные масляных выключателей *- Тип 'ном» кА 'ОТКЛ' кА Электродинами- ческая стойкость (амплитуда), кА Время, с от- клю- чения вклю- чения паузы АПВ Размеры, м L В Н Масса, кг масла общая Тип привода ВК-10 ВКЭ-10 ВМПЭ-10 вмпэчо ВМПП-10 ВМП-10 ВПМП-10 МГГ-10 0,63; 1,0; 1,6 0,63; 1,0; 1,6 0,63; 1,0; 1,6 3,15 0,63; 1,0; 1,6 0,63; 1,0 0,63; 1,0 2,0; 3,15; 4,0; 5,0 20; 31: 5 20; 31; 5 20; 31; 5 31,5 20; 31,5 20 20 45 52; 80 52; 80 52; 80 80 52; 80 52 52 120 Маломасляиые (внутренняя установка) 0,05 0,07 0,07 0,095 0,07 0,095 0,09 0,12 0,12 0,14 0,09 0JT7 0,12 0J4 0,12 0,075 0,30 0,30 0,30 0,30 0,30 0,30 0,40 0,50 0,30 0,50 0,50 0,50 0,50 0,50 0,50 0,63 0,63 0,64 0,85 0,63 0,53 0,53 0,91 0,64 0,64 0,67 1,0 0,64 0,70 0,70 0,98 1,16 1,16 1,03 1,21 0,90 1,05 0,93 1,85 12 12 5,5 10 4,5 4,5 40 162- 190 176- 208 220 400 340 130- 140 125 — 130 1200 Встроен- ный пру- жинный Встроен- ный элект- ромагнит- ный ПЭВ-ПА ПЭВ-ИА Встроен- ный пру- жинный ПЭ-П, ПП-67 ППВ-Ю ПЭ-21
Продолжение табл. 5.2 *ном» кА 'откл> кА Время, с от- клю- чения вклю- чения паузы АПВ Размеры, м Н Масса, кг общая Маломасляные (внутренняя установка) 6,3; 9,5 11,2 90 90 300 320 0.15 0,20 0,15 0,20 0,80 0,70 - - 3,1 3,1 2,03 1,28 1,41 2,18 54 64 3500 3650 0,63 1,0 2,0; 3,2 0,63; 1,0 2,0 2,0 1,0; 2,0 2,0 10 25 50 20 40 50 25 40 26 64 127 52 102 102 135 64 102 Баковые (наружная установка) 0,05 ОД8 0,05 0,08 0,055 0,08 0,05 0,08 0,06 0,08 0.05 0,08 0,05 0,08 0,045 0,08 0,34 0,4 0,7 0,6 0,8 0,7 0,3 0,8 0,45 0,90 0,45 0,5 0,8 0,7 0,8 0,9 0,9 0/7 0,9 0,09 1,75 1,18 1,35 2,36 2,1 2,36 2,03 2,13 3,1 3,1 1,8 3,2 3,85 5,56 7,4 6,15 10,7 10,8 1,9 2^0 3,0 зХ 2,8 5,0 4,8 ^0 4,8 ^0 7,4 7,4 8j 23 800 1040 8000 5700 5700 27000 27000 " 900- 1000 2300 4140 8400 9500 9200- 9500 24500 25500 Примечания; 1. В таблице приведено сокращенное обозначение типа выключателя, без указания /ном и в большинстве случаев /0ткл- Буквенная часть обозначения: В — выключатель, К — колонковый (для малообъемных) или камерный (для баковых), Э — с встроенным электромагнитным приводом, М — масляный, Г — генераторный или горшковый, П — подвесного исполнения (для малгообъемных) или подстанционный (для баковых), У — усиленный; одной буквой обозначены- серив: С — «Свердловск», У — «Урал». Цифровая часть — номинальное напряжение, кВ, и отключаемый то^, кА. Буква Б после цифрового обозначения номинального напряжения указывает на исполнение с филейной изоляцией. 2. Ток термической стойкости численно равен /откл (кроме ВГМ-20 с /т = 105 кА); наибольшее допустимое время протекания тока КЗ для ВКЭ-10, МГУ-20 и для всех выключателей ПО— 220 кВ 3 с, для ВМПЭ-10-20-8 с, для остальных - 4 с. ■ 3. Размер £ определен вдоль оси полюса (фазы), размер В — поперек. В числителе приведены значения L и Н при нормальной изоляции, в знаменателе — при усиленной (группа Б). 4. В числителе — собственное время отключения выключателя, в знаменателе — полное. 5. Общая масса определена с приводом без масла. 6. Для Тщц, и времени включения у выключателей с разными вариантами приводов в числи- теле — значения при электромагнитном приводе, в знаменателе — при пневматическом (для С-35М при пружинном). 7. Для выключателя ВПМ-10 указано время отключения с приводом ПЭ-11, для С-35М — с при- водом ШПЭ-12; при приводе ПП-67 время отключения соответственно 0,12/0,14 и 0,05/0,12. 8. МГУ-20 на ток 9,5 кА может быть использован только с искусственным дутьевым охлажде- нием.
Таблица 5.3. Основные регулировочные характеристики масляных выключателей Тип ВМПП-10 ВК-10-20 ВК-10-31,5 ВКЭ-10 ВМПЭ-10 ВПМ-10 ВПМП-10 МГГ-10 МГУ-20 ВГМ-20 С-35М МКП-35 С-35-50 МКП-ПОБ У-110-40 У-110-50 У-220-25 У-220-40 Полный ход подвижного контакта, мм 242 158 158 158 «р. 205 "V 210 '■• 210 290-300 488 488(150) 231(124) 273(216) 285 508 (83) 465(150) 485(165) 795(101) 730(165) Ход (в жим) в кон- такте розетки, мм 60 30 30 30 55 45 45 18 22,5 — 10 16 20 8,5 10 20 8 20 Угол поворота вала, град 65 100 100 100 91 45 45 39 60 60 80 72 72 65 65 62 65 75 Макси- мальный момент на валу, Н-м 127 235/255 235/255 235/255 270 510 275 340 342 415 263 274 1000 390 3450 4400 6500 6350 Скорость подвижной ■ движения шсти в мас- ле, м/с; при размыкании 3,4 3,5/3,2 4,2/4,0 4,0/3,8 3,7 2,4 2,2 2,3 1,8 2,4 1,0 1,7 1,7 2,3 3,2 3,4 3,0 3,0 замыкании 4,4 2,3/2,1 2,3/2,1 2,3/2,1 5,0 1,7 2,4/2,3 3,4 2,2 2,3 1,0/2,7 2,2/1,9 2,2/2,7 3,3 3,3 4,0/3,2 4,8/4,2 5,4/4,0 Сопротив- ление т око- ведущей цепи, мкОм 55/32 45/25 45/25 45/25 50/24 78/72 78/72 . (240) (300) (300) 310 300 55 1700/725 800 365 560 450 Примечания: I. В таблице приведены средние значения, рассматриваемых параметров без учета допустимых отклонений. 2. Для выключателей ВК-10, ВКЭ-10, ВМПЭ-10, ВПМ-10 в числителе приведены данные для исполнения на 630, в знаменателе — на 1600 А, для выключателей ВПМП-10 и МКП-ПОБ соот- ветственно на 630 и на [000 А. 3. В скобках приведены: во второй колонке — ход контакта в камере, в последней колонке — сопротивление дугогасительного контура. 4. Для ВПМП-10 и всех баковых выключателей 35—220 кВ в числителе — скорости при пнев- матическом или пружинном приводе, в знаменателе — при электромагнитном. 5. Максимальная неодновременность размыкания контактов в пределах полюса составляет: для У-220, МКП-110, С-35 - 1 мм, У-liO, МКП-35 - 2 мм, ВГМ-20 - 3 мм, МГГ-10 - 4 мм, остальные - 5 мм. Таблица 5.4. Основные данные электромагнитных выключателей Тип ВЭ-6-40 ВЭМ-6-40 ВЭС-6-40 ВЭМ-10Э-20 ВЭ-10-20 ВЭ-10-31,5 ВЭ-1-40 'ном, КА 1,6; 2,0; 3,2 2,0; 3,2 1,6; 2,0; 3,2 1,0; 1,25 1.25; 1,6; 2,5; 3,6 1,25; 1,6; 2,5; 3,6 1,6; 2,5; 3,15 'дин, кА 128 125 -128 52 51 80 100 Время, с отключения 0,06/0,075 0,06/0,08 0,06/0,075 0,05/0,07 0,06/0,075 0,06/0,075 0,06/0,08 вклю- чения 0,075 0,25 0,075 0,25 0,075 0,075 0,08 Масса, т 0,57-0,61 1,0-1,2 0,57-0,61 0,60-0,62 0,52-0,57 0,56-0,61 0,65-0,69 Размеры, м Высо- та 1,60 1,60 1,61 1,60 1,60 1,60 1,61 Шири- на 0,58 0,75 0,63 0,75 0,63 0,63 0,63 Глубина 1,0 0,97 0,98-1,01 0,97 1,0 1,0 0,98-1,01 Примечания: 1. Обозначение типа выключателя: буквенная часть — В — выключатель, Э или ЭМ — электромагнитный, С — сейсмостойкий; цифровая часть (приведена в сокращении) — первая груп- па цифр — UHOM, кВ (Э после этой группы цифр — встроенный электромагнитный привод), вторая — 'отсел, к™.
Продолжение табл. 5.4 2. Ток термической стойкости численно равен отключаемому току; время протекания тока терми- ческой стойкости для ВЭМ-6-40 3 с, для остальных — 4 с. 3. В числителе — собственное время отключения, в знаменателе — полное. 4. Выключатели ВЭ-6-40, ВЭС-6-40 и ВЭ-10-40 не предназначены для работы с АПВ, для вы- ключателей ВЭ-10-20 и ВЭ-10-3.1,5 минимальная длительность беетоковой паузы АПВ 0,3 с, у осталь- ных — 0,5 с. 5. Выключатель ВЭМ-6-40 оснащен приводом ПЭ-22, выключатели ВЭ-Ю-20, ВЭ-10-31,5 и ВЭ-6-40 ~ встроенным пружинным, остальные — встроенным электромагнитным. 6. Климатическое исполнение и категория размещения всех выключателей УЗ по ГОСТ 15150—69* и 15543-70*. Таблица 5.5. Основные регулировочные характеристики электромагнитных выключателей Характеристика Скорость движения дутогасительных контактов, м/с: при размыкании при замыкании Ход ножа в дутогасительных контактах, мм Контактное нажатие пластин главного кон- такта, Н То же дугогасительного Минимальное расстояние между подвижными н неподвижными контактами в отключенном состоянии, мм Выдергивающее усилие втычного штыря из розеточного контакта, Н Максимальный момент на валу, Н-м ВЭ-6, ВЭС-6 3,0 5,8 28 157 235 135 127 247 ВЭМ-6 3,6 4,5 31 140 280 НО 255 1450 ВЭМ-10Э 5,3 4Д 22 120 200 120 127 1000 ВЭ-10 3,5/3,0 5,2/4,8 (6,5/5,8) 28 13 40 135 80/130 200/250 Примечания: 1. Дробью указаны значения, соответствующие различным исполнениям выклю- чателя ВЭ-10: числитель — на 1,25 и 1,6 кА, знаменатель — на 2,5 и 3,6 кА; в скобках — соот- ветствующие значения для ВЭ-10-31,5 (если они отличаются от ланных выключателя ВЭ-10-20). 2. Расстояние между главными контактами в момент размыкания дутогасительных контактов для всех типов выключателей 12 мм. 3. Максимальная неодновременность контактов ВЭМ-10Э составляет 2 мм, остальных — 1 мм. 4. Сопротивление составляет для выключателей на 1,25; 1,6; 2,5 и 3,2 кА между втычными контактами розеток соответственно 60, 50, 30 и 20 мкОм и между выводами без розеток — со- ответственно 40. 30, 20 и 15 мкОм. Таблица 5.6. Основные данные воздушных выключателей Тип ВВГ-20-160 ВВУ-35А-40 ВВУ-ПОБ-40 ВВБМ-ПОБ-31,5 ВВБК-110Б-50 ВВБ-220Б-31,5 ВНВ-220(Б)-63 ВВ-330Б-31,5 ВВД-330Б-40 ВНВ-330(Б)-40 ВНВ-330(Б)-63 МЮМ' кА 12,5; 20 2,0 2,0 2,0 3,15 2,0 3,15 2,0 3,2 3,15; 4,0 3,15 'ДИН' кА 410 102 102 102 128 102 162 80 102 102 162 Полное время, с от- клю- чения 0,08 0,07 0,08 0,07 0,06 0,08 0,04 0,08 0,08 0,04 0,04 вклю- чения 0,12 0,13 0,20 0,20 0,10 0,20 0,10 0,23 0,25 0,10 0,10 Масса выклю- чателя, т 9,15 7,2 15,0 7,2 8,0 15,9 16,0 28,0 34,4 25,4 31,4 Размеры полюса. L 2,7 3,9 3,9 3,9 4,1 4,0 5,1 6,8 8,5 9,6 9,6 м В 7,1 1,3 1,8 1,3 1,5 1,8 1,5 3,3 4,1 2,2 2,2 Я 3,2 2,8 5,5 3,0 3,6" 7,4 6,1 8,2 8,9 6,4 7,4 Длина пути утечки, k CM- 90 290 290 290 570 420(570) 820 820 820(855) 820(855) Вмести- мость баков, мЗ 1,8 1,5 3,0 1,5 1,5 3,0 15,0 6,0 6,0 6,0 6,0
Продолжение табл. 5.6 . Тип ВВ-500Б-31,5 ВВБ-500А-35,5 ВНВ-500(Б)-40 ВВБК-500-50 ВНВ-500(Б)-63 ВВБ-750-40 ВНВ-750(Б)-40 ВНВ-1150-40 *ном> кА 2,0 2,0 3,15; 4,0 3,2 ЗЛ5; 4,0 %2 3,15; 4,0 4,0 'ДИН' кА 80 102 102 128 162 102 102 100 Полное время, с от- клю- чения 0,08 0,08 0,04 0,04 0,04 0,06 0,04 0,04 вклю- чения 0,26 0,25 0,10 0,13 0,10 0,11 0,10 0,10 Масса выклю- чателя, т 42,0 55,9 26,6 36,0 37,2 54,0 59,2 137,5 Размеры полюса, м L 9,7 14,0 9,6 9,5 9,6 19,1 14,1 17,6 В 4,0 3,9 2,2 2,4 2,2 3,9 2,2 1,5 Н 11,0 10,3 7,8 7,5 9,2 11,5 11,0 12,6 Длнна пути утечки, см 1180 840 840(1180) 1180 840(1180) 1240 1260(1710) 1800 Вмести- баков, м3 22,4 9,0 9,0 6,0 9,0 12,0 12,0 15,0 Примечания: 1. В таблице приведено сокращенное (без указания /ном) обозначение типа выключателя. Буквенная часть обозначения: В — выключатель (второе В — воздушный), Г — генератор- ный, Б — баковый, Н — наружной установки. У — усиленный по скорости восстанавливающегося на- пряжения, М - малогабаритный, Д — с повышенным давлением, К — крупномодульный. Цифровая часть обозначает: первая группа цифр — номинальное напряжение, кВ (буква Б после этой группы цифр — категория изоляции по длине пути утечки, в скобках — при наличии модификаций А и Б); вторая группа цифр — отключаемый ток, кА. 2. В таблицу не включены выключатели специального назначения (однофазные, для печных установок и т. п.). 3. Выключатель ВВГ-20 внутренней установки с наружным отделителем, выключатели ВВ-330Б н ВВ-500Б наружной установки с отделителем в фарфоровом корпусе под давлением, остальные выключатели наружной установки с металлическими гасительными камерами, 4. Длительность протекания тока термической стойкости для выключателей ВВГ-20 и ВВУ-35А •- 4 с, для ВВД-330, серий ВНВ и выключателей 750 кВ — 2 с, для остальных — 3 с. 5. Размер В (ширина) для выключателей ВВГ-20 н ВВУ-25А соответствует трехфазному ап- парату. 6. Выключатель ВВГ-20 с номинальным током 20 кА может нести полную нагрузку только при искусственном обдуве. 7. Минимальная бестоковая пауза АПВ для выключателей 1150 кВ, ВВ-330Б, ВВБК — 0,30, для ВВУ-35А - 0,19, для остальных - 0,25 с. 8. Рабочее давление выключателей серий ВНВ н ВВБК — 4,0, ВВБ-500А — 2,6, остальных — 2,0 МПа. 9. Возможности повышения коммутационной способности выключателей прежних лет выпуска рассмотрены в табл. 5.12. 10. Выпускаются также выключатели-отделители ВО-750 (/ном = 500 А, масса 82,3 т) и ВО-1150 (/ном = 630 А, масса 156 т) с собственным временем отключения/включения 0,025/0,10 с, /откл = 40 кА, Таблица 5.7. Основные регулировочные характеристики воздушных выключателей Тип ВВГ-20 ВВУ-35А ВВУ-ПОБ ВВБМ-ПОБ ВВБК-ПОБ ВВБ-220Б ВВБК-220Б ВНВ-220 ВВ-330Б ВВД-330Б ВНВ-330-40 ВНВ-330-63 Собственное отключения/ включения, с 0,10/0,10 0,05/0,14 0,06/0,20 0,05/0,15 0,04/0,09 0,06/0,20 0,025/0,08 0,025/0,10 0,06/0,23 0,06/0,24 0,025/0,10 0,025/0,10 Бесконта- ктная пауза гаси- тельной камеры, с -- 0,24 0,19 0,23 0,19 0,25 0,25 0,30 0,25 0,16 0,25 0,25 0,25 Расход воздуха, м3 на от- клю- чение 4,2 4,0 8,4 4,5 10,5 2,8 5,5 4Д 15 6,6 6,6 8,0 на цикл О-В-О — 7,4 15 7,8 19,5 5,0 10,0 7,0 24,0 14,0 10,0 12,0 Нижний предел на- чального давления, МПа, для выпол- нения операций О, В и цикл ОВ 1,6 1,9 2,0 1,9 3,2 1,6 3,2 3,6 1,6 2,1 3,5 3,6 цикл АПВ — 1,9 2,0 1,9 3,5 1,9 3,5 3,9 1,9 3,1 3,9 3,9 Расход воздуха на вентиля- цию и утечки, м3/ч -/0,03 1,0/0,30 1,5/7,2 1,0/0,45 1,2/0,8 0,50/0,25 0,60/0,25 0,30/0,20 0,06/0,30 1,0/0,4 0,5/0,4 0,6/0,4 Сопротив- ление цепи (в скобках мкОм 80 300(80) 200(80) 200(80) 320(80) 200(80) 100(64) 380/(144) 600(80) 145(64) 145(64)
Продолжение табл. 5.7 Тип ВВ-500Б ' ВВБ-500А ВНВ-500-40 ВНВ-500-63 ВВБК-500 ВВБ-750 ВНВ-750 ВНВ-1150 Собственное время отключения/ включения, с 0,06/0,26 0,06/0,17 0,025/0,10 0,025/0,10 0,03/0,09 0,07/0,26 0,025/0,10 0,018/0,10 Бескон- тактная пауза га- сительной камеры, с 0,17 0,25 0,25 0,25 0,25 0,30 0,25 0,30 Расход воздуха, м3 на от- клю- чение 19,0 8,1 6,6 8,0 12,0 12,0 12,0 21,0 на цикл О-В-О 36,0 16,7 10,0 12,0 24,0 22,0 19,0 30,0 Нижний предел на- чального давления, МПа, для выпол- нения операций О, В и цикл ОВ 1,6 1,6 3,6 3,6 3,2 2Д 3,6 3,6 цикл АПВ 1,9 1^ 3,9 ^3,9 3,5 2,5 3,9 3,9 Расход воздуха иа вентиля- цию и утечки, м3/ч 0,9/0,36 1,3/0,33 0,7/0,4 0,8/0,4 0,8/0,5 2,0/1,0 2,0/0,6 2,0/1,0 Сопротив- ление цепи (в скобках камеры), мкОм 500(180) 900(80) 160(64) 160(64) 600(80) 1200(80) 180(64) 400(64) Примечания: 1. То же, что примечание 1 к табл. 5.3, 2. Расход воздуха на отключение и на цикл О —В—О, а также на вентиляцию (числитель) и утечки (знаменатель) приведены для номинального давления в расчете На один полюс (для выключате- лей 20—110 кВ — в расчете на три полюса) и отнесены к нормальному атмосферному давлению; сброс давления gl. МПа, определяется по расходу воздуха на операцию Qi, м3, из выражения Q\ = QiV0,\, где V — объем резервуаров выключателя, м3. 3. Расход воздуха- на включение всех типов выключателей незначителен и поэтому не приводится. 4. Наибольшая разновременность замыкания контактов камеры 0,005—0,01 с, размыкания для выключателей ВВ 0,008 с и для остальных — 0,004 с; разновременность размыкания (замыкания) контак- тов отделителя для выключателей ВВ 0,016 (0,04) с. 5. Разновременность отключения трех полюсов всех типов выключателей не более 0,01 с (ВНВ 0,005 с), включения для ВВГ-20 - 0,01 с, для ВВ - 0,04 с и для остальных - 0,02 с. 6. Запаздывание размыкания контактов отделителя (выключатели ВВ) 0,025—0,05 с, запаздывание вспомогательных контактов дугогасительного устройства относительно главных (остальные типы выключателей") 0,032 с. 7. Ход главного контакта дугогасительного устройства для выключателей ВВ 40, для остальных — 75 мм. 8. Ход дутьевого клапана 48—49 мм. 9. Ход контакта отделителя ВВ-35Б 8, ВВ-500Б 15 и ВВБК 65 мм. 10. Наименьшее давление механического срабатывания при отключении ВВБК2,8, ВНВ2,0; ВВГ-20 1,5, ВВ 1,3, остальные - 1,4 МПа. 11. Уставки контактных манометров при рабочем давлении 2,0; 2,6 и 4,0 МПа составляют соответственно: блокировка запуска АПВ 1,9, 2,5 и 3,5 МПа, блокировка любой операции 1,6 (для ВВУ-110 1,7; для ВВБ-330Б 2,1), 2,1 н 3,5 МПа. 12. Зазор между бойками электромагнитов управления и штоками пусковых клапанов для ВВБ, ВВБК и ВВД 330-750 кВ 2,5, для ВВЗ.О и для остальных 4,0 мм. 13. Номинальное напряжение электромагнитов управления 220 В постоянного тока, потребляемый ток в начальный момент (в течение 0,02 с) — 12,5 А (ВВБК-220 — 22, ВНВ — 13,5 А), установившийся — 4,5 А (ВВБК-220 — 5 А). Ход сердечника электромагнита 8 мм. Обмоточные данные катушки: число витков 600 и 2 х 48 (бифилярная намотка), сопротивление обмотки 10 и 45 Ом, диаметр провода 0,51 мм (медь) н 0,50 мм (константан) для первой (тяговой) и второй (токоограничивающей) секций соответственно. Таблица 5.8. Комплектация воздушных -выключателей шунтирующими резисторами н емкостями ВВГ-20 ВВУ-35А ВВУ-110Б ВВБМ-ПОБ ВВБК-ПОБ Число раз- рывов га- сительных камер (от- делителя) на полюс 3(1) 2 4 2 2 Число конденсаторов на полюс и их тип 2х (ДМРУ-80-1) 2х (ДМРУ-80-1) 2 х (ДМН-80-1) Число резисторов на полюс и сопротивление резистора, Ом 4x1,4 1x30 1x4,6 2 х 100 + 2 х 5 2x50 Результирующая величина, шунтирующая полюс емкости, пФ 500 500 500 сопротивле- ния, кОм 0,047 0,005 0,21 0,10
Продолжение табл. 5.8 ВВБ-220Б ВВБК-220Б ВНВ-220 ВВ-ЗЗОБ ВВД-ЗЗОБ ВНВ-330 ВВ-500Б ВВБ-500А ВНВ-500 ВВБК-500 ВВБ-750 ВНВ-750 Число раз- рывов га- сительных камер (от- делителя) на полюс 4 4 2 8(6) 8 MJ-.4 i6(8) 12 4 8 16 6 Число конденсаторов на полюс и их тип 4х (ДМРУ-55-3,3) 8 х (ДМН-80-1) 2х (ДМК-190-1,4) 6 х (ДМР-80-1) 8 х (ДМРУ-55-3,3) 2 х (ДМК-190-1,4) + + 2х (ДМК-190-1,1) 8х(ДМН-80-4,4) 10 х (ДМРУ-55-3,3)+ + 4х (ДМРУ-60-2,2) 4х (ДМК-190-1,4) 2 х (ДМРУ-55-3,3) + + 6 х (ДМРУ-60-2,2) 12 х (ДМРУ-55-3,3) + + 20 х (ДМРУ-60-2,6) 2х (ДМР-190-1,6)+ 4х (ДМК-190-1,4) Число резисторов на полюс и сопротивление резистора, Ом 4x100 — 4x25 8x14144 — 8 х 37,5 10x14144 — 8 х 37,5 — — 12x37,5 Результирующая величина, шунтирующая полюс пф 825 500 700 167 410 303 550 288 350 300 356 244 ния, кОм 0,40 — 0,10 113,2 — 0,30 141,4 — 0,30 — — 0,45 Примечания: 1. Для ВВГ-20 в общее количество дугогасительных камер включены вспомога- тельные (по одной на полюс); при этом данные о сопротивлениях указаны дробью: в числителе — для основных камер, в знаменателе — для вспомогательных. 2. ».У ВВУ- [ 10Б конденсаторы шунтируют только два верхних разрыва, на которых также установлены сопротивления" по 100 Ом; нижние разрывы шунтированы сопротивлениями по 5 Ом. 3. На ВВБ-500А и ВВБ-750 каждый из двух крайних разрывов шунтирован двумя конденсаторами ДМРУ-60; у ВВБ-750, кроме того, 8 разрывов (по 4 с каждой стороны) шунтированы двумя включенными параллельно конденсаторами ДМРУ-60 и ДМРУ-55. Остальные разрывы этих выключателей шунти- руются конденсаторами ДМРУ-55 (у ВВБ-750 — по два на разрыв). 4. Для ВНВ шунтирующие резисторы применяются только в исполнении с отключающим током 63 кА. Таблица 5.9. Основные данные выключателей нагрузки (ГОСТ 17717 —79*Е) Тип ВНР-10/400-Юз ВНРп-10/400-Юз ВНРп-10/400-ЮзЗ ВНРп-10/400-10зп ВНРп-10/400-ЮзпЗ Стойкость. кА электро- динами- ческая 25 тер- ми- ческая 10 Аварий- ный ток вклю- чения, кА 2,5 Наиболь- ший от- ключае- мый ток нагруз- ки, А 400 L 0,55 1,02-1,20 1,02-1,20 1,06-1,20 1,06-1,20 В 0,93 м Н 0,49/0,61 Масса (без при- вода). кг 45 55,1-72,2 55,6-72,7 59,0-72,2 60,6-78,8 Примечания: [. Расшифровка условного обозначения: В -выключатель, Н — нагрузки, Р — ручной привод, п — с встроенным предохранителем, Ю - номинальное напряжение, кВ; 400 — номи- нальный ток, А; 10 — номинальная периодическая составляющая тока КЗ, кА; з — с заземляющими ножами, второе п — заземляющие ножи расположены за предохранителем, 3 (наличие цифры) — имеется устройство для подачи команды на отключение при перегорании предохранителя. 2. Наибольшая длительность протекания тока термической стойкости 1 с. 3. В числителе — высота выключателя во включенном положении, в знаменателе — в отключенном. 4. Длина и масса выключателей зависят от типа встроенного предохранителя. В выключателях применяются следующие типы предохранителей (в скобках — соответствующие номинальные токи плавкой вставки, А): ПК1-6 (2; 3,2; 5; 8; 10; 16; 20: 32). ПК2-6(32, 40, 50, 80), ПКЗ-6 (80. 100 160Х ПК1-Ю(2; 3,2; 5; 8; 10; 16; 20; 32), ПК2-10 (32, 40, 50), ПКЗ-Ю (50, 80, 100): выключатели ВНРп-10/ 400-ЮзЗ и ВНРп-Ю/400-ЮзпЗ не комплектуются предохранителями типа ПКЗ-10 на 100 А. 5. Климатическое исполнение и категория размещения всех выключателей — УЗ по ГОСТ 15150 — 69* и 15543-70*.
Таблица 5.10. Основные данные вакуумных выключателей Тип ВВВ-10-2 ВВТЭ-10-10 ВВТП-10-10 ВВ-10-20 ВВТЭ-10-20 ВВТП-10-20 ВВ-10-31,5 ВВ-10-31,5 ВВК-35Б-20 ВВК-ПОБ-20 Атом» кА 0,32 0,63 0,63 0,63; 1,0; 1,6 0,63 0,63 0,63; 1,0; 1,6 2,0; 3,15 1,0 1,0 •'да» кА 25 25 25 52 52 52 80 80 51 51 Время, с отключе- ния 0,06/0,10 0,03/0,05 0,03/0,05 0,55/0,075 0,03/0,05 0,03/0,05 0,055/0,075 0,055/0,075 0,05/0,07 0,05/0,07 вклю- чения 0,08 6,10 0,10 0,10 0,10 0,10 . 0,10 0,10 0,30 0,30 паузы АПВ 0,40 0,60 0,60 0,30 0,30 0,30 0,30- одо Масса, кг 55 150 160 161-165 135-143 130-135 179 280 850 2250 Размеры,, мм Вы- сота 0,53 0,77 0,87 0,88 1,22 1,02 0,88 0,14 2,09 3,87 Шири- на 0,55 0,56 0,56 0,62 0,56 0,56 0,64 0,66 2,23 4,35 Глуби- на 0,60 0,52 0,52 0,63 0,54 0,54 0,63 0,68 0,60 0,60 Примечания: 1. Расшифровка обозначения: буквенная часть — В — выключатель, второе В — вакуумный, третье В — высоковольтный, Т — трехиолюсньш, Э и П — варианты исполнения по высоте, К — колонковый; цифровая f/HOM, кВ, /<,„, кА. 2. Ток термической стойкости выключателей численно равен току отключения, предельное время протекания тока КЗ 3 с. 3. Размеры и масса выключателя указаны с учетом рамы тележки, на которой он смонтирован. 4. Разновременность работы трех полюсов не более 0,002 с. 5. В числителе — собственное время отключения, в знаменателе — полное. 6. Масса выключателя ВВК-35Б приведена с учетом изоляционного масла (90 кг), залитого во внутреннюю полость фарфоровой покрышки. 7. Приводы — встроенные, электромагнитные или пружинные. 8. В выключателях используются вакуумные камеры, описанные в табл. 5.11. Таблица 5.11. Характеристика дугогаситёльных вакуумных камер Тип КДВ-10-4/400 КДВ-10-10/630 КДВ-10-16/630 КДВ-10-20/1600 КДВ-35-20/1250 'диш кА 15 51 51 70 51 Ход подвиж- ного контак- та, мм 5-6 11-13 11-13 12 16-18 Скорость движения подвижного контакта, м/с, при включе- нии 0,4-0,8 0,5-0,9 0,5-0,9 0,6-0,9 0,4-0,8 отклю- чении 0,7-1,0 1,4-1,8 1,75-2,25 1,6-1,9 1,5-2,0 Размеры, мм диа- метр 102 150 150 150 167 длина 162 252 252 252 330 Масса каме- ры, кг 3,0 8,8 8,8 9,5 18,0 Износостойкость (число операций) механи- ческая 100000 20000 20000 20000 20000 электри- ческая 100000/50 20000/50 20000/30 10Q00/25 20000/50 Примечания: 1. Расшифровка условного обозначения: буквенная часть —"К — камера, Д — дуго- гасительная. В —вакуумная; первая группа Цифр — f/HOM. K^, вторая группа цйзЬр — /откл, кА (числи- тель) и /ном, А (знаменатель), 2. В числителе — электрическая износостойкость при номинальном токе, в знаменателе — при номи- нальном токе отключения. 3. Ток термической стойкости численно равен номинальному току отключения, наибольшее допусти- мое протекание тока термической стойкости 3 с. 4. Остаточное давление в камере в течение всего периода эксплуатации не выше 1 ■ 10 Па. 5. Наибольшая длительность горения дуги 0,02 с, вибрация контактов при включении не более 0,002 с. 6. Допустимый в эксплуатации износ контактов 4 мм (для КДВ-35 — 2 мм). 7. Ход контактов камер КДВ-35, предназначенных для выключателя на 110 кВ, составляет 13 — 15 мм; в выключателе 110 кВ используются четыре последовательно соединенные такие камеры.
Таблица 5.12. Модернизация выключателей с повышением коммутационной способности Тип ВВН-110-6 ВВШ-110 ВВН-154-8 ВВН-220-10 ВВН-220-15 ВВН-330-15 ВВ-330 ВВ-500 ВМ-35, ВМД-35, ВБ-35, ВБД-35, ВТД-35 МКП-35-1000 МКП-35-1500 МКП-160 МКП-110 МКП-110-5 МКП-220-3,5 МКП-220-5 МКП-220-7 У-220-10 Н омина льный ток отключе- ния, кА до мо- дерни- зации 18 is 18 18 20 20 20 20 6,6 16 25 13,2 18,4 25 9 13,2 18,4 25 после мо- дерни- зации 25,0 31,5 35,5 35,5 31,5 35,5 25,0 26,2 31,5 35,5 31,5 40 30 31,5 35,5 31,5 31,5 35,5 31,5 12,5 25,0 25,0 20,0 25,0 31,5 35,5 25,0 25,0 25,0 35,5 Условное обозначение комплекта деталей для модернизации М-1-2/1-ВВН-110-25 М-1-2/1-ВВН-110-31,5 М-1-2/1-ВВН-110-25 М-1-2/1-ВВН-110-25 М-1-2/1-ВВН-154-31,5 М-42-ВВН-154-35,5 М-1-ВВН-220-25 М-1-2/1-ВВН-220-31,5 М-1-2/1-ВВН-220-31,5 М-1-2/1-ВВН-220-25 М-2-2/1-ВВН-220-31,5 М-2-2/1-ВВН-220-40 М-1-ВВН-330-30 М-1-2/1-ВВН-330-31,5 М-1-2/1-ВВН-330-30 М-1-ВВ-330-31,5 М-2-2/1-ВВ-330-31,5 М-1-2/1-ВВ-330-31,5 М-1-ВВ-500-31,5 М-1-ВМ-35-12,5 М-1-МКП-35-25 М-1-МКП-35-25 М-1-МКП-110-20 М-1-МКП-110-25 М-1-МКП-110-31,5 М-1-МКП-110-35,5 М-1-МКП-220-25 М-1-МКП-220-25 М-1-МКП-220-25 М-2-У-220-35,5 Шунтирующий резистор шс-зоо РБШН-6-31,5; РШ-2-ВВН-110-31.5 РШ-2-ВВН-110-35,5 РШ-2-ВВН-110-35,5 РБШН-8-31,5; РШ-2-ВВН-154-31,5 ШС-ЗОО РБШН-10-26,2 РБШН-12-31,5; РШ-2-ВВН-10-31.5 РШ-2-ВВН-220-10-35,5 РБШН-15-31,5; РШ-2-ВВН-220-15-31,5 РБШН-17-40; РШ-2-ВВН-220-15-40 РБШН-18-31,5 РШ-2-ВВН-330-35,5 РБШН-18-31,5 РШ-2-ВВН-330-31,5 - — - - — - — — - - - Примечания: 1. Указанные в таблице комплекты деталей для модернизации производит Чебоксарский электромеханический завод запасных частей «Энергозапчасть», бетэловые резисторы — ОПТП Энерготехпром.
Продолжение табл. 5.12 2. Более подробный -перечень мероприятий по модернизации в соответствии с данными таблицы приведен в Сборнике директивных материалов Главтехуправления Минэнерго СССР, электротехни- ческая часть (М.: Энергоиздат, 1985 г.). 3. В отношении коммутационной способности модернизированные выключатели соответствуют ГОСТ 687-78Е*. 4. В комплект деталей, предназначенных для модернизации воздушных выключателей, входят комплекты дугогасительнои камеры и отделителя; в комплект деталей для модернизации масляных выключателей входят дугогасительные камеры и решетки, шунтирующие резисторы, контакты. 5. Модернизация выключателя МКП-35-1500 позволяет увеличить его коммутационный ресурс. 6. ШС — шунтирующее сопротивление (проволочное), РБШН — бетэловый резистор на основе пекового кокса, РШ-2 — то же на основе сажи. ./^ 5.2. ПРИВОДЫ ВЫКЛЮЧАТЕЛЕЙ Таблица 5.13. Электромагнитные приводы выключателей a Тип ПЭ-11 ПЭ-12 ПЭ-21 ПЭ-22 ПЭ-31 ПЭ-33 ПЭ-38 ПЭ-44 ПЭ-46 ПС-31 Масса,, кг 55 275 263(268) 310-390 505 530 750-780 935 500 Данные электромагнитов Вид эв эо эв эо эв эо эв эо эв эо эв эо эв эо эв эо эв эо эв эо Напряже- ние, В НО 220 110/220 ПО 220 110/220 110/220 110/220 220 220 110/220 110/220 110/220 110/220 110/220 110/220 110/220 220 110/220 220 ПО 220 220 220 110/220 Марка и диаметр или размеры сече- ния провода, мм ПБД 2,26; ПСД 2,26 ПБД 1,56; ПСД 1,56 ПЭВ 0,29 ПБД 1,56x3,28 ПБД 1,16x2,26 ПЭВ-2 0,35 ПБД 2,1 х 3,55 ПЭВ-2 0,70 ПБД 1,90x3,53 (ПБД 2,36x4,00) ПЭВ-2 0,49 ПБД 1,68x3,28 ПЭН 0,44 ПБД 3,05 ПЭН 0,44 ПБД 3,05 ПЭВ-2 0,44 ПБД 1,56x6,90 ПБД 2,44x6,90 ПЭЛ 0,44 ПБД 2,5x7,1; ПБД 2,8x7,1 ПЭВ-2 0,49 ПЭВ-2 0,49 ПБД 3,53 ПБД 3,80 ПЭЛ 0,35 Количест- во секций и витков 1/370 1/710 2/2450 1/350 1/664 2/1825 2/320 2/1825 2/320 1/535 1/4000 2/365 2/1340 2/200 2/1340 2/200 2/1340 2/250 1/378 2/1340 1/345 1/338 1/700 1/1400 1/569 1/400 2/1760 Сопро- тивление секции, Ом 0,73 2,94 81-95 0,54 2,06 44 0,74 88 0.74 (0,88) 63 0,88 22 0,45 22 0,43 22 0,46 0,42 22 0,41 0,35 5,5 22 1,05 0,60 44 Устано- вивший- ся ток, А 120 60 5,0/2,5 202 101 5,0/2,5 290/145 5,0/2,5 148 (250) 3,5 248/124 10/5 488/244 10/5 4Й8/244 vo/s 480/240 360 10/5 500 550 20 10 210 180 5 Типы вы- ключате- лей, ком- плектуе- мых при- водом ВПМ-10 С-35М МГГ-10 ВЭМ-6 МКП-35 МКП-110 С-35-50 У-220-25, У-110-40 У-220-40, У-П0-50 МГУ-20, ВГМ-20
Продолжение табл. 5.13 Примечания: 1. ЭВ — электромагнит включения, ЭО — электромагнит отключения. 2. В обозначении приводов наружной установки добавляется буква Ш (например, ШПЭ-11). 3. Угол поворота вала: ПЭ-11 и ПЭ-12 90°, ПЭ-21 47°, ПЭ-31 53-57°, ПЭ-33 и ПЭ-38 55°, ПЭ-46 54°, ПЭ-44 53-59° и ПС-31 -65°. 4. Ход сердечника электромагнита включения, мм: ПЭ-11 и ПЭ-12 81; ПЭ-21 112; ПЭ-31. ПЭ-33, ПЭ 38 125; ПЭ-46 120; ПЭ-44 120. ' 5. В соответствии с ПУЭ (§ 3.1.9), типовыми решениями институтов «Энергосетьпроект» и «Теплоэлектропроект», а также практикой энергосистем для защиты электромагнитов включения и отключения с установившимся током /р используются предохранители с номинальным током плавкой вставки от 0,3 до 0,4 /р или автоматические выключатели с номинальным током расцепи- теля от 0,15 до 0,20 1р. 6. Технические характеристики выпрямительных устройств УКП-220 и УКП-380 для питания электро- магнитных приводов^риведены ниже: Выпрямленное напряжение, В: холостого хода 297/257* в режиме нагрузки 230 Максимальный выпрямленный ток (выход без накопителя), А 320 Размеры, см: ширина х высота х глубина 80 х [60(80) х 40 Масса, кг 300(150) * В числителе — для УКП-220, в знаменателе — для УЕП-380. Расшифровка обозначения: У — устройство, К — комплектное, П — питания; цифровая часть — напряжение питающей сети (трехфазное), В. Устройство состоит из двух блоков, устанавливаемых друг на друга, выпрямителя с распределительным устройством (УКП-I) и индуктивного накопителя энергии (УКП-2); в скобках приведены значения высоты и массы одного блока. Охлаждение воздушное, естественное; обслуживание одностороннее. Исполнение и категория размещения УЗ по ГОСТ 15150 — 69* и 15543 — 70*. Устройство рассчитано на импульсную нагрузку с длительностью импульса I с при минимальном промежутке времени между импульсами 0,5 с. Количество импульсов в цикле при токах 320, 150 и 100 А соответственно не более 4, 5 и 10. Таблица 5.14. Пневматические приводы выключателей Характеристика Масса, кг Катушка электромагнита включения-: сопротивление, Ом установившийся ток, А Катушка электромагнита отключения: сопротивление, Ом установившийся ток, А Номинальное давление, МПа Минимальное давление включения, МПа Расход воздуха на включение, м3 Объем воздухосборника, м3 Тип выключателей, комплектуемых приводом ШПВ-46 690 11/44 10/5 5,5/22 20/10 2,0 1,6 0,34 0,34 У-110-50, У-220-40 ШПВ-45П 690 11/44 10/5 11/44 10/5 2,0 1,2 0,25 0,25 У-220-25 ШПВ-35 500 11/44 10/5 11/44 10/5 2,0 1,2 0,17 0,20 С-35-50 Примечание. В числителе — данные катушек электромагнитов на 110, в знаменателе — на 220 В. Таблица 5.15. Пружинные Характеристика Катушки электромагнитов пос- тоянного тока: номинальное напряжение, Е диаметр обмоточного про- вода, мм приводы выключателей Тип привода и вид электромагнита ППВ-10 ЭВ и ЭО 24 0,80 48 0,44 110 0,35 220 0,23 ПП-67 1 ЭВ 24 0,63 48 0,50 110 Q315 220 0,25 ЭО 24 0,75 48 0,50 110 Q355 220 0,25
Продолжение табл. 5.15 Характеристика количество витков сопротивление, Ом Катушки электромагнитов пере- менного тока: номинальное напряжение, В диаметр обмоточного прово- да, мм количество витков сопротивление, Ом Масса привода, кг Угол поворота вала, град Наибольший крутящий момент при включении, Н • м Типы выключателей, для которых используется привод Тип привода и вид электромагнита ППВ-10 ЭВ и ЭО 800 3,5 100 0,35 850 16 800 9,5 127 0,35 1200 22 1800 34 220 0,23 1500 62,4 2600 ПО 380 0,23 4200 180 93-99 63-65 44-49 ВПМП-10 ПП-67 ЭВ 800 3,8 100 0,50 1300 11,3 1500 14,2 127 0,45 .»- 1550 16,4 3500 78 220 0,355 2500 47 7150 295 380 0,25 5000 178 ЭО 760 3,0 100 0,56 1250 8,3 1500 11,6 127 0,50 1550 12,9 3500 63 220 0,40 2600 39 7000 250 380 Q315 4650 120 88 90-145 108-206 ВПМ-10, С-35М Примечания: I. Расшифровка обозначения: ПП — привод пружинный, В — выносной; 10 —номи- нальное напряжение управляемого выключателя, 67 — конструктивное исполнение. 2. Масса шкафа, используемого для привода наружной установки (в обозначении добавляется буква Ш, например ШПП-67),— 55 кг. 3. ЭВ — электромагнит включения, ЭО — электромагнит отключения. 4. Для привода ППВ-10 марка обмоточного провода электромагнитов ПЭВ-2, для привода ПП-67 - ПЭЛ. 5. Номинальное напряжение электродвигателя для завода пружины 110 или 220 В постоянного тока, 127 или 220 В переменного тока. Мощность электродвигателей постоянного/переменного тока для ППВ-10 290/365 Вт, для ПП-67 - 220/320 Вт. 5.3. КОМПРЕССОРНЫЕ УСТАНОВКИ Таблица 5.16. Основные характеристики компрессорных установок Характеристика Производительность установки, м3/ч Максимальное рабочее давление, МПа Номинальное давление нагнетания по ступеням, МПа: первая вторая третья четвертая пятая Давление открытия предохрани- тельного клапана по ступеням, МПа Диаметр цилиндров по ступеням, мм То же крейцкопфа, мм Ход поршня, мм Частота вращения, об/мин Мощность на валу двигателя компрессора, кВт АВШ-1,5/45 90 ±4,5 4,5 0,22 ■ 1,2 4,5 — — 0,32 1,4 5,0 160; 100; 50 100 70 1450 17 ВШ-3/40М 180 + 9 4,0 0,22 1,1 4,0 — — 0,32 1,2 4,5 220; 120; 70 120 ПО 975 37 Тип установки 2ВУ1-1.5/46 93 + 4,6 4,5 0,245 1,25 4,41 — — 0,29 1,44 5,06 200; ПО; 95 ПО 75 980 16,5 4ВУ1-3/46 186±9 4,5 0,274 ш — — 0,32 1,64 5,06 200; ПО; 95 ПО 75 980 36 ВШВ-2,3/230 140±7 22,5 0,23-0,25 0,88-1,03 . 2,9-3,4 8,8-10,3 22,5 0,28 1,13; 3,7 11,0; 24,3 160; 130; 70; 40; 22 130 60 1460 50
Продолжение табл. 5.16 Масло для заправки компрессора Расход масла, г/ч Давление в системе смазки, МПа Производительность масляного насоса, м3/ч Вместимость картера, м3 Масса компрессора, кг Масса блока холодильников, кг Масса компрессорного агрегата, Габариты Z. х В х Н, м Главный электродвигатель: тип мощность, кВт масса, кг Мощность электродвигателя вен- тилятора, кВт АВШ-1,5/45 ВШ-3/40М К19, К12 (ГОСТ 1861-73*) 75 0,1-0,3 0,36 0,01 231 133 730 1,5х1,2х xl,2 А2-71-4 22 166 0,8 60 0,1-0,3 0,36 0,014 770 182 1520 1,9 х х 1,2 х xl,3 А2-82-6 40 363 2,2 Тип установки 2ВУ1-1.5/46 4ВУ1-3/46 КЗ 10 (ТУ 38.401.330-81) 50 0,09-0,34 0,18 0,01 525 116 3610 1,5 х 1,2 х xl,2 4А200М6УЗ 22 285 1,5 60 0,09-0,34 0,18 0,015 525 116 4920 1,85 х xl,15x xl,25 4А2506УЗ 45 515 1,5 ВШВ-2,3/230 КС19 (ГОСТ 9243-75*) 90 0,1-0,4 0,36 0,018 680 264 1950 2,6 х 1,31 х xl,42 А2-82-4 55 264 Примечания: 1. Условное обозначение агрегата: первая цифра — число рядов цилиндров, буквенная часть — В — воздушный, Ш — W-образный, У — У-образный, цифровая часть — числитель — производительность, м3/мин, знаменатель — конечное давление нагнетания, кгс/см2. 2. Номинальное напряжение электродвигателей 220/380 В. 3. Заводы-изготовители: установки 2ВУ1-1,5/46 и 4ВУ1-3/46 — ПО «Армхиммаш», ВШВ-2,3/230 — Уральский компрессорный завод; установки АВШ-1,5/45 и ВШ-3/40М сняты с производства. 4. Производительность компрессорной установки (число компрессоров) должна быть такой, чтобы нерабочая пауза и продолжительность работы в каждом цикле составляли соответственно для компрес- соров с рабочим давлением до 4,5 МПа не менее 60 и не более 30 мин, а для компрессоров с рабочим давлением 23 МПа — не менее 90 и не более 90 мин. 5. Автоматика обогрева теплоизоляционной камеры воздухосборников ВШВ-2,3/230 должна настраиваться на срабатывание в пределах от +5 до +13 °С. Таблица 5.17. Защиты компрессорных установок Вид защиты От повышения давления по ступеням сжатия, МПа От понижения давления в первой ступени, МПа От понижения давления во второй ступени, МПа От повышения температуры воздуха, °С От повышения температуры масла, °С От понижения температуры масла, °С От понижения давления масла, МПа От повышения давления масла, МПа Уставки защиты при установках АВШ-1,5/45 0,3; 1,3 0,17 90 10 0,08 0,36 ВШ-3/40М 0,29; 1,2; 3,8 0,17 50 70 10 0,08 0,30 2ВУ1-1,5/46 0,33; 1,5; 4,9 0,19 2,94 60 85 0,08 0,49 4ВУ1-3/46 0,33; 1,6; 4,9 0,19 2,94 60 85 0,08 0,49 ВШВ-2,3/230 0,34; 1,27; 3,92; 11,8 50 90 0,10 Примечание: Защита от повышения температуры воздуха на компрессорной установке ВШВ-2,3/230 контролирует температуру после второй ступени, на остальных установках — после третьей ступени сжатия.
Таблица 5.18. Характеристики перепускных клапанов с электромагнитным приводом Тип ЭПК-19 СППК-4 Перепад давления, МПа 4,5/2,0 23/2,0 Диаметр условного прохода, мм 40 25 Пропускная способность, мэ/мин 60 60 Комплектуемый агрегат АВШ-1,5/45; ВШ-3/40М; 2ВУ1-1,5/46; 4ВУ1-3/46 ВШВ-2,3/230 Вмести- мость, м3 0,5 3,2 5,0 Таблица 5.19. Разрешенное рабочее давление, МПа 25,0 4,3 4,3 Характеристики воздухосборников Масса, кг 800 2370 3450 Комплектуемый агрегат ВШВ-2,3/230 АВШ-1,5/45; ВШ-3/40М; 2ВУ1-1,5/46; 4ВУ1-3/46 ВШ-3/40М; 2ВУ1-1,5/46; 4ВУ1-3/46 Таблица 5.20. Характеристики манометров показывающих и показывающих сигнализирующих Т ОБМ1-100 ОБМ1-1006 МТП-160 МП-3 ЭКМ-IV ЭКМ-2У Верхний предел измерения, МПа 0,1; 0,16; 0,25; 0,4; 0,6; 1,0; 1,6; 2,5; 4,6; 6,0 0,1; 0,16; 0,25; 0.4; 0,6; 1,0; 1,6; 2,5; 4,6; 6,0 0,1; 0,16; 0,25; 0,4; 0,6; 1,0; 1,6; 2,5 10; 16; 25; 40 0,1; 0,16; 0,25; 0,4; 0,6; 1,0; 1,6; 2,5; 4,0; 6,0; 10 16; 25; 40 Диаметр корпуса, мм 100 100 160 100 160 160 Класс точ- ности, % 2,5 2,5 1,5 1,5 1,5 1,5 Масса, кг 0,8 0,9 1,55 0,8 2,2 2,5 Примечания: 1. Манометры присоединяются с помощью радиальных штуцеров с резьбой М 20 х 1,5; манометры типов ОБМ1-1006, ЭКМ-1У и ЭКМ-2У имеют также задние фланцы. 2. Манометры показывающие (ОБМ, МТП, МП) соответствуют ГОСТ 2405-80* и 8625-77*Е, манометры показывающие сигнализирующие (ЭКМ)—ГОСТ 13717—84*. 3. Разрывная мощность контактов манометров ЭКМ не менее 10 В ■ А. Уставки контактных манометров управления и сигнализации, МПа: Максимальное давление сети ч- высокого давления \4,0 Уставки: автоматический запуск рабочих компрессоров 3,8 то же резервных . . 3,7 автоматическая остановка рабочих компрессоров 4,1 то же резервных 4,1 сигнал повышения давления в сосудах 4,2 сигнал понижения давления в сосудах 3,6 Номинальное давление сети рабочего давления 2,0 Уставки: открытие перепускного клапана 2,0 закрытие перепускного клапана 2,15 сигнал повышения давления в магистрали 2,2 сигнал понижения давления в магистрали 1,9 4,5 22,5. 4,15 4,0 4,5 4,5 4,6 3,9 3,0 3,2 3,35 3,4 3,1 20,0 19,0 23,0 22,5 23,7 18,5 — - — — —
Таблица 5.21. Характеристики запорных вентилей (ГОСТ 9697 — 77*) Тип, материал 15с22ж, сталь 15с27нж1, сталь if'. 15с76нж, сталь 1j- Условное давление, МПа 4,0 6,4 32,0 Диаметр условного прохода, мм 40 70 80 20 25 32 40 6 10 15 20 Мас- са, кг 18,5 34,0 39,5 10,0 13,0 17,5 21,5 4,4 10,6 11,1 16,3 Тип, материал 15ч8бр, п. чугун 15кч22бр, ковкий чугун Условное давление, МПа 1,6 4,0 Диаметр условного прохода, мм 20 25 32 40 50 70 80 40 50 70 Мас- са, кг 1,1 1,8 2,7 4,2 5,8 14,0 17,0 11,5 14,5 17,5 Таблица 5.22. Характеристики предохранительных клапавов (ГОСТ 12532 — 79) Тип ППК-4 ППК-4 СППК-4 СППКс4 СППК-4 СППК-4 СППКМ Условное давление, МПа 1,6 4,0 1,6 4,0 6,4 16,0 10,0 Масса, кг, при диаметре условного прохода, мм 25 18 12 50 22 43 24 25 47 50 80 30 51 35 36 61 56 Примечания к табл. 5.21 и 5.22: 1. В таблицах приведены данные по арматуре типоразмеров, практически используемых при сооружении пневмосети; арматура, поставляемая комплектно с компрессорной установкой и изготавливаемая по чертежам завода-изготовителя, в таблицы не включена. 2. Для воздухопроводов используются трубы: на давление до 1,6 МПа — стальные водогазовые (ГОСТ 3262-75*), от 1,6 до 10,0 МПа - стальные бесшовные (ГОСТ 8732-78*, 8734 — 75*), свыше 10,0 МПа — из коррозионно-стойкой стали (ГОСТ 9941 — 81*); на участке от распределительного шкафа до воздушного выключателя и от манометров — медные (ГОСТ 617-72*). 3. Соединение труб с арматурой - на фланцах (ГОСТ 9399 — 81*), между собой — на сварке. 5.4. РАЗЪЕДИНИТЕЛИ, ЗАЗЕМЛИТЕЛИ, КОРОТКОЗАМЫКАТЕЛИ И ОТДЕЛИТЕЛИ Таблица 5.23. Разъедннвтелн наружвон установки Тип РЛНДМ(С)-1-10/200 РЛНД-10/400 РЛНД-1-10/400 РЛНД-1-10У/400 РЛНД-2-10/400 РЛНД-2-10У/400 РЛНД-10/630 Стойкость, кА электро- динами- if! 20 25 25 25 25 25 35,5 - I™ че- ская 8 10 10 10 10 10 12,5 Размеры, см L 47 44 57 57 68 68 44 В 123 117 125 125 125 125 117 Н 28 41 41 53 41 53 41 Мас- са, кг 57 58 65 82 72 89 59 Тип привода ПРИЗ-10 ПРН-10М ПРНЗ-10 ПРИЗ-10 ПРНЗ-2-10 ПРНЗ-2-10 ПРИ-ЮМ и, 22,5 22,5 22,5 30 22,5 30 22,5
Продолжение табл. 5.23 Тип РЛНД-1-10/630 РЛНД-2-10/630 РЛНДА-1-10/630 РОН-ЮК/5000 РДЗ-35/1000 РНД(3)-35/1000 РНД(3)-35Б/1000 РНД(3)-35У/1ОО0 РДЗ-35/2000 РНД(3)- 35/2000 РНД(3)-35Б/2000 РНД(3)-35У/2000 РДЗ-35/3200 РНД(3>35/3200 РНД<3)-110/1000 РНД(3)-110Б/1000 РНД(3)-П0У/1000 РНД (3)-110/2000 РНД (3)-НОУ/2000 РНД(3)-110/3200 РНД (3)-150/1000 РНД (3)-150/2000 РНД(З)-150/3200 РНД (3)220/1000 РДЗ-220/1000 РДЗ-220/2000 РНД(3)-220/2000 РНД (3)-220У /2000 РДЗ-220/3200 РНД (3)-220/3200 РНД(3)-ЗЗО/320О РНД(3)-330У/3200 РП-ЗЗО/3200 РП-ЗЗОБ/3200 РНД(3)-5О0/320О РПД-500-1/3200 РПД-500-2/3200 РПД-500Б-1/3200 РПД-5ООБ-2/320О РПД-750-1/3200 РПД-750-2/3200 РНВ(3)-750П/4000 РТЗ-1150/4000 Стойкость, кА электро- динами- ческая (ампли- туда) 35,5 35,5 35,5 180 63 63 63 63 80 80 80 80 125 125 80 80 80 100 100 125 100 100 112 100 100 100 100 100 125 125 160 160 160 160 160 160 160 160 160 160 160 160 100 ми- че- ская 12,5 12,5 12,5 71 25 25 25 25 31,5 31,5 31,5 31,5 50 50 31,5 31,5 31,5 40 40 50 40 40 45 40 40 40 40 40 50 50 63 63 63 63 63 63 63 63 63 63 63 63 40 Размеры, £ 47 68 47 67 76 70/104 70/104 92/128 77 92/117 92/117 92/117 84 116 152/308 152/208 165/246 158/197 165/246 172/200 205/255 205/255 205/261 300/337 300/353 300/353 300/353 373/398 300/353 274 476 476 1000 1000 596 1050 1050 1150 1150 1350 1350 1080 2500 В 125 125 125 40 237 240 240 240 237 240 240 240 237 240 400 400 400 400 420 420 520 520 520 660 660 660 660 660 660 660 500 500 1800 1800 710 2040 2040 2475 2475 3615 3615 800 11400 см- Н 41 41 41 54(85t 77 72 72 82 87 87 87 114 91 81 140 140 204 157 207 163 205 208 208 265 259 270 267 410 270 275 430 540 286 3380 540 1125 1125 1350 1350 1460 1460 1269 1310 Мас- са, кг 66 73 60 105 62 85 88 164 69 211 218 185 71 262 254 254 501 374 530 460 510 525 505 700 524 542 744 1525 564 900 3154 4048 3330 3480 4160 6060 6100 4760 4800 9330 9370, 8769 13370 Тип привода ПРНЗ-10 ПРНЗ-2-10 ПРНЗ-10 пчн ПР-2, ПР-90, ПВ-20 ПР-2, ПР-90, ПВ-20 ПР-2, ПР-90, ПВ-20 ПР-2, ПР-90, ПВ-20 ПР-2 ПВ-20, ПРИ-НОВ ПВ-20, ПРН-ПОВ ПВ-20, ПРН-ПОВ ПР-2, ПР-90 ПР-2, ПР-90, ПВ-20 ПДН-1, ПР-90, ПРН-ПОВ ПДН-1, ПР-90, ПРН-110В ПДН-1, ПР-90, ПРН-110В ПДН-1, ПР-90, ПРН-110В ПДН-1, ПР-90, ПРН-ПОВ ПДН-1, ПР-90, ПРН-110В ПДН-1, ПР-180 ПДН-1, ПР-180 ПДН-1, ПР-180 ПДН-1, ПР-180 ПУ-5, ПД-5 ПУ-5, ПД-5 ПДН-1 г ^ ПДН-1 ПУ-5, ПД-5 ПДН-1 ПДН-1 ПДН-1 ПД-2 ПД-2 ПДН-1 ПДН-1 ПДН-1 ПДН-1 ПДН-1 ПДН-1 ПДН-1 ПДН-1 *5' ПДН-1 4 / *уг> см 22,5 22,5 22,5 22,5 70 75 75 НО 75 75 75 ПО 75 75 190 190 190 223 313 223 285 285 285 413 380 380 413 641 380 395 618 808 609 800 808 800 800 1180 1180 1180 1180 1338 1800- Примечания: 1. Обозначение типа разъединителя: буквенная часть — Р — разъединитель, В — внутренней установки или вертикальный (типа РНВ), Н — наружной установки, Л — линейный, О — од- нополюсный, Д — с двумя опорными колонками или с двухлучевой изоляционной гирляндой (для подвесных), 3-е заземляющим ножом, К — коробчатого профиля, Ф — фигурное исполнение (с про- ходным изолятором), С — со стеклянной изоляцией, М — модернизированный или (для РЛНДМ) с медным ножом, А — с алюминиевым ножом, П — с рычажной передачей для уменьшения момента на валу привода или подвесного исполнения, У — усиленная изоляция (категория Б по ГОСТ 9920—75*), Б —наличие механической блокировки (для разъединителей подвесного исполнения — усиленная изоляция); буква в скобках означает возможность вариантов исполнения; цифровая часть — номинальное напряжение, кВ, и (после косой) номинальный ток, А; 1 и 2 — количество заземляющих ножей или (для подвесных разъединителей) вид тросовой системы управления: 1 — прямая,■ 2 — Г-образная. 2. В скобках приведены размеры L для исполнения с заземляющими ножами и Н для отключен- ного положения вертикально-рубящего разъединителя.
Продолжение табл. 5.23 3. Масса соответствует исполнению с двумя заземляющими ножами (если они имеются) и без привода, для однополюсных разъединителей указана масса полюса, для трехполюсного — всего комплекта. 4. Параметры стойкости заземляющих и главных ножей численно равны; длительность предельного тока термической стойкости составляет 4, 3 и 2 с соответственно для главных ножей разъединителей до 35, 110 — 220 и 330 — 750 кВ включительно и 1 с для заземляющих ножей. 5. Допустимое наибольшее тяжение проводов, присоединяемых к разъединителям наружной уста- новки, с учетом влияния ветра и гололеда (ГОСТ 689 — 83*Е): Номинальное напряжение, »кВ Допустимое тяжение, Н, при токе до 1,6 кА 2,0 кА и выше 6-10 свыше 10 до 35 свыше 35 до 150 свыше 150 до 220 свыше' 220 до 750 200 500 780 980 780 980 И80 1480 Для разъединителей 1150 кВ допускается тяжение 2450 Н. 6. Допустимое наибольшее сопротивление, мкОм, постоянному току контактной системы разъединителей: РНВ 750 кВ, 4,0 кА 120 РНД 330 кВ, 3,2 кА 80 РОНЗ 500 кВ, 2,0 кА 200 РЛН 35-220 кВ, 0,63 кА 220 Остальные типы:1,6 —2,0 кА 50 1,0 кА 120 0,63 кА 175 7. Описанные в таблице разъединители выпускаются в климатическом исполнении и с категорией размещения У1, ХЛ1 по ГОСТ 15150-69* и 15543-70*. 8. Приводы к разъединителям соответствуют ГОСТ 689 —83*Е. Масса приводов: ПРНЗ-10 10,5 кг, ПРН-ЮМ 6 кг, ПРН-ИОВ 40 кг, ПРНЗ-2-10 14 кг, ПР-10 2,4-4,6 кг, ПР-2 3,5-6,4 кг, ПР-3 6,3 кг; червячных ПЧ-50, ПЧН 25 кг; характеристики электродвигательных приводов—см. табл. 5.26. Таблипа 5.24. Разъединители внутренней -установки Тип Стойкость, кА ■ S S Ы Й El &5 I тер- ми- Размеры, мм Я н. Масса: Тип привода Однополюсные РВО-10/400 РВО-10/630 РВО-10/1000 РЛВОМ-10/1000 РВК-10/2000 РВР(3)-10/2500 РВР(3)-10/4000 РВР (3)-20/6300 РВР(3)-20/80ОО РВП(3)-20/12500 РВК-35/2О0О 41 52 100 100 85 125 200 260 320 490 115 16 20 40 40 31,5 45 71 100 125 180 45 468 468 480 486 560 1050 610/1050 910/1400 1400 1600 980 72 72 92 380 350 470 470 700 700 820 700 156/429 160/433 163/440 199/460 280/500 318/545 318/545 680/1050 680/1050 857 550/1010 _ - — - — - — — — — — 5,9 6,3 11 14-17 26 65 65 222 238 625 74 ПР-10, ПР-11 ПР-10, ПР-11 ПР-10, ПР-11 ПР-10, ПР-11 ПР-3, ПЧ-50, П Д-5 ПР-3, ПЧ-50, ПД-5 ПР-3, ПЧ-50, ПД-5 ПД-5, ПЧ-50 ПД-5, ПЧ-50 ПД-12 ПР-3
Продолжение табл. 5.24 Тип Стойкость, кА элект- роди- нами- ческая (амп- литу- да) тер- ми- че- ская Размеры, мм Я Я Масса, кг Тип привода Трехполюсные РВ-6/400 РВФ-6/400-П(П1) РВФ-б/400-W РВ-10/1000 РВЗ-10/1000-1(И) РВЗ-10/1000-1П РВФ-10/1000-11(111) РВФ-10/lOOO-IV РВФ-10/1000-П(Ш)М РВФ-Ю/1000-IVM РВФЗ-10/1000-П-П РВР(3)-Ш-10/2000 РВ(3)-20/630 РВ(3)-2О/1О0О РВ(3)-35/630 РВ(3)-35/1000 РВФ-6/630-П(Ш) РВФ-б/630-IV РВФЗ-6/630-П-П РВФ-6/1000-П(Ш) РВФ-6/lOOO-IV РВФЗ-6/1000-И-П РВ-10/400 РВЗ-10/400-1 (II) РВЗ-10/400-Ш РВФ-10/400-П(ИГ) РВФ-10/400II (ПГ)М РВФ-10/400-IV РВФ-10/400-IVM РВ-10/630 РВЗ-10/630-1 (II) РВЗ-10/630-Ш РВФ-10/630-11(111) РВФ-10/630-IV РВФ-10/630-П(ПГ)М 41 41 41 100 81 81 100 100 100 100 81 85 50 55 51 80 52 52 52 100 100 81 41 41 41 41 41 41 41 52 52 52 52 52 52 16 16 16 40 31,5 31,5 40 40 40 40 31,5 31,5 20 20 20 31,5 20 20 20 40 40 31,5 16 16 16 16 16 16 16 20 20 20 20 20 20 468 437 406 484 629 733 454 424 454 424 649 600 680 700 944 964 437 406 630 454 424 649 484 598 733 406 437 406 406 484 598 733 406 406 437 697 722 722 837 930 930 817 817 722 722 846 1000 1200 1240 1750 1790 722 722 722 722 722 722 831 837 837 837 722 837 722 837 837 837 837 837 722 175/436 195 195 199/470 198/470 198/470 199 199 199 199 199 700 390/685 390/690 525/945 525/960 199 199 199 199 195 199 195/465 193/463 191/463 195 195 195 199 199/470 191/470 191/463 199 199 199 381/647 381/647 — — — 410/690 410/690 410/690 410/690 410/690 — — — — — 397/664 397/664 397/664 410/690 410/690 410/690 — — — 381/647 381/647 397/664 381/647 — — — 381/647 397/664 397/664 23 35 43 42 49 56 64 83 65 84 72 112 115 115 170 195 38 46 44 65 83 70 26 31 37 37 37 45 45 28 33 38 39 47 40 ПР-10, ПР-11 ПР-10, ПР-11 ПР-10, ПР-11 ПР-10, ПР-11 ПР-10, ПР-11 ПР-10, ПР-11 ПР-10, ПР-11 ПР-10, ПР-11 ПР-10, ПР-11 ПР-10, ПР-11 ПР-10, ПР-11 ПР-3,ПДВ-1,ПЧ-50 ПР-3 ПР-3 ПР-3 ПР-3 ПР-10, ПР-11 ПР-10, ПР-11 ПР-10, ПР-11 ПР-10, ПР-11 ПР-10, ПР-11 ПР-10, ПР-Ц ' ПР-10, ПР-11 ПР-10, ПР-11 ПР-10, ПР-11 ПР-10, ПР-11 ПР-10, ПР-11 ПР-10, ПР-11 ПР-10, ПР-11 ПР-10, ПР-11 ПР-10, ПР-11 ПР-10, ПР-11 ПР-10, ПР-11 ПР-10, ПР-11 ПР-10, ПР-11 Примечания: 1—6 —см. примечания 1—6 к табл. 5.23. 7. В условном обозначении типа: П — с поступательным движением главных ножей, второе Р — рубящего типа, I - IV - варианты исполнения (для РВФ II, Ш, IV - соответственно проходные изоля- торы со стороны шарнирных контактов, со стороны разъемных контактов и с обеих сторон; для РВЗ и РВФЗ I, II, III — соответственно заземляющие ножи со стороны разъемных контактов, со стороны шарнирных, с обеих сторон). 8. См. примечание 8 к табл. 5.23. 9. В таблице приведены данные, относящиеся только к разъединителям исполнения УЗ; выпускаются также разъединители исполнения У2, ХЛ2, ХЛЗ. . .: 10. Размер Hi для разъединителей РВФ и РВФЗ учитывает всю длину проходного изолятора (в числителе — для включенного положения разъединителя, в знаменателе - для отключенного). 11. Разъединители РВР(3>Ш-10/2000, РВЗ-20/630, РВЗ-20/1000, РВЗ-35/630 и РВЗ-35/10ОО по кон- струкции являются однополюсными, но три полюса монтируются по общей раме. 12. В ЗРУ 6 кВ используются разъединители 10 кВ.
Таблица 5,25. Заземлители Тип Стойкость, кА электро- динамическая (амплитуда) терми- ческая Высота, Масса, •ут> см Тип привода ЗР-10УЗ ЗР-24УЗ ЗР-35УЗ 235 235 235 Внутренней установки 90 90 90 37 42 44 ПЧ-50 ПЧ-50 ПЧ-50 Наружной установки ЗОН-110М-1У1 ЗОН-110М-ПУ1 ЗОН-110М-1У1 ЗОН-110У-ПУ1 ЗР-330-1 ЗР-330-2 ЗР-500-1 ЗР-500-2 ЗР-750-1 ЗР-750-2 16 16 16 16 160 160 160 160 160 160 6,3 6,3 6,3 6,3 63 63 63 63 63 63 1,49 1,21 2,0 1,72 3,81 3,81 4,88 4,88 6,96 6,96 101 72 144 115 210 225 275 265 430 430 190 190 280 280 ПРИ-11 ПРН-11 ПРИ-11 ПРН-11 ПРН-1 ПРН-1 ПРН-1 ПРН-1 ПРН-1 ПРН-1 Примечания: I. Обозначение типа заземлителя: буквенная часть 3 — заземлитель, Р — рубящего типа, О — однополюсный, Н - наружной установки. М — модернизированный, У — с усиленной изоляцией (Б по ГОСТ 9920 — 75*); цифровая часть — номинальное напряжение, кВ; I, 2, а также 1 и II — варианты исполнения (1 — размещение на неподвижном контакте подвесного разъединителя, 2 — на трансформаторе тока); У1 и УЗ — исполнение и категория размещения по ГОСТ 15150 — 69* и 15543-70*. 2. Заземлители 330 — 750 кВ не имеют собственной опорной изоляции и предназначаются для за- земления неподвижных контактов подвесных разъединителей. Заземлители 110 кВ предназначены для заземления нейтралей силовых трансформаторов и имеюд собственную опорную изоляцию. 3. Допустимая продолжительность протекания тока термической стойкости для заземлителей ЗР 1 с, для ЗОН - 3 с. 4. Допустимое тяжение провода для заземлителей ЗОН. 784 Н. Таблица 5.26. Электродвигательные приводы к разъединителям Тип привода ПД-12 ПД-5 ПД-3 ПД-2 ПД-1, ПДН-1 Максимальный момент на выходном валу, Н ■ м 98 -., 1280 1080-2450 5200 1765 Электродвигатель Мощ- ность, кВт 2,2 0,75 2,8 5,0 1,1 с'ном, в 220/380 380 220/380 220/380 330/380 Масса, кг 65 185 400 880 315 Размеры, см В 72 80 100 188 106 L 40 58 54 105 60 Н 39 66 64 735 129 Примечания: 1. Обозначение типа привода: буквенная часть — П — привод, Д — электро- двигательный, Н - наружной установки; цифровая часть — модификация. В приведенных обозначениях опущено указание варианта исполнения (привод ПД-3 имеет 48 типоисполнении, отличающихся макси- мальным моментом на валу, привод ПД-5 — 9 типоисполнении, отличающихся углом поворота вала и массой). 2. Размеры и масса указаны для наибольшего варианта исполнения и без учета блока управления.
Таблица 5.27. Токи, выключаемые н включаемые отделителями н разъединителями Номинальное напряжение, кВ Расстояние между осями полюсов, м Наибольший отключаемый и включаемый токи, А намагничи- вающий зарядный Наружная установка 6 10 20 35 35 ПО по по по 150 150 150 150 150 150 220 220 220 330 330 ПН/ПНЗ 500 500 ПН/ПНЗ 0,40 0,50 0,75 1,0 2,0 2,0 2,5 3,0 3,5 2,5 2,7 3,0 3,4/3,7 4,0 4,4 3,5 4,0. 4,5 6,0 6,0 7,5/8,0 8,0/7,5 2,5 2,5 3,0 3,0 3,0 6,0/4,0 7,0/6,0 9,0/8,0 -/10,0 2,3/- 4,0/- 6,0/2,3 7,6/5,0 10/5,5 -/6,0 3,0/3,0 5,0/5,0 8,0/8,0 -/5,0 3,5/4,5 5,0/6,0 5,0/5,5 3,0 4,0 3,0 ~ 2,0 3,0 2,5/1,5 3,0/2,0 3,5/3,0 -/3,5 1,0/- 1,5/- 2,0/1,0 2,5/1,5 3,0/2,0 -/2,5 1,0/1,0 1,5/1,5 2,0Д,0 -/2,0 1,0/1,5 2,0/2,5 2,0/2,5 Внутренняя установка 6 10 20 35 ПО 150 220 0,20 0,25 0,30 0,45 2,0 2,5 3,5 3,5 3,0 3,0 2,5 4,0 2,0 2,0 2,5 2,0 1,5 1,0 1,5 1,0 1,0 Примечания: 1. Для ПО кВ и выше в числителе — данные для аппаратов вертикально-рубя- щего типа, в знаменателе — горизонтально-поворотного. Для аппаратов 330 и 500 кВ (с обозначением ПН/ПНЗ) приведены данные, соответствующие разъединителям подвесному (числитель) и подвесному с опережающим отключением и отстающим включением полюса фазы В (знаменатель). 2. Для аппаратов внутренней установки, имеющих изолирующие перегородки между полюсами, токи могут быть, увеличены в 1,5 раза против указанных в таблице. 3. Установка аппаратов и порядок их оперативного использования должны соответствовать требованиям § 9.2 Сборника директивных материалов Главтехуправления Минэнерго СССР (электро- техническая часть), Энергоатомиздат, 1985. 4. Данные таблицы не распространяются на присоединения 110 — 500 кВ, к которым подключены ограничители перенапряжения типа ОПН. 5. Отделители 35—220 кВ, оснащенные дутьевой приставкой ВНИИЭ, могут отключать на- магничивающий ток трансформаторов любой мощности, а также (соответственно при напряжениях 35, 110 и 220 кВ) токи нагрузки до 80, 50 и 110 А, зарядные токи ВЛ любой длины, длиной до 150 и 250 км, уравнительные токи до 180, 80 и 180 А.
Таблица 5.28. Основные данные отделителей Характеристика Номинальный ток, А Полное время отключения с: без гололеда гололед 15 мм гололед 20 мм Допустимое тяжение провода, Н Длина пути утечки, см Сопротивление цепи, мкОм Габариты (без привода), м: длина (вдоль полюса) ширина не менее высота Масса полюса без привода, кг ОД-35, ОДЗ-35 630 0,45 0,50 — 490 70 175 0,99 1,9 0,87 76 ОД-ПО 800 0,32 — — 490 280 150 1,65 1,8 2,04 160 Тип ОД-ПО, ОДЗ-110 1000 0,38 0,45 — 490 190 120 1,66(1,93) 1,8 1,48 270(290) ОД-150, ОД-150У 1000 0,38 0,45 0,50 780 260/390 120 1,99 2,3 2,04(2,64) 460(517) ОД-220 1000 0,50 — 0,60 980 380 120 2,44 3,7 2,64 540 Примечания: 1. В буквенной части обозначения: ОД — отделитель, 3 — наличие заземляющего ножа, У — усиленная изоляция (категория Б по ГОСТ 9920 — 75*); в цифровой — числитель — номинальное напряжение, кВ; знаменатель (в таблице опущен) — номинальный ток, А. 2. Отделитель ОД-110/800 выпускается в исполнении Т категории 1 по ГОСТ 15150—69* и 15543-70*, ОД-ПО/1000 и ОДЗ-110/1000 в исполнении УХЛ категории 1, остальные отделители- в исполнении У категории 1. 3. Данные в скобках относятся к ОДЗ-110 и ОДЗ-150У соответственно (в случаях, когда таковые отличаются от данных для ОД-ПО и ОД-150). 4. Расчетный гололед для отделителей 35 кВ 10 мм. 5.ч"Предельный сквозной ток (амплитуда) 80 кА. Длительность протекания тока термической стойкости для главных ножей отделителя 35 кВ 4 с, для остальных напряжений — 3 с, для заземляющих ножей всех отделителей - 1 с. Таблица 5.29. Характеристики отключающих пружин отделителей различных вапряженви Характеристика Наружный диаметр, мм Диаметр проволоки, мм Число витков: рабочих полное Длина пружины, мм: в свободном состоянии при включенном отделителе Ход пружины, мм Расчетное усилие пружины, Н 35 30/97 4/6 12/5 13,5/5 105/36 52/36 53/180 618/29,4 Напряж 110 54 6 47 50 306 744 438 1070 гние, кВ 150 54/48 6/8 47/46 50/47,5 306/559 744/376 438/183 1070/2390 220 54/42 6/6 52/30 54/32 330/198 675/345 345/147 1058/1333 Примечания1: 1. В числителе — данные основных пружин, в знаменателе — вспомогательных (отделитель ПО кВ имеет только одну пружину). 2. Основные пружины всех типов отделителей работают на растяжение; вспомогательная пружина отделителя 35 кВ работает на кручение, остальных типов отделителей — на сжатие. 3. Ход пружины указывает изменение в длине (угол закручивания), соответствующее развитию расчетного усилия (момента). 4. В качестве расчетного указано максимальное усилие (момент) по регулировочной диаграмме отделителя. 5. Для вспомогательной пружины отделителя 35 кВ вместо усилия пружины приведен вращающий момент, Н ■ м, а вместо хода — соответствующий угол закручивания в градусах. 6. Длина пружин отделителя 220 кВ указана без учета концевых полукольцевых изгибов (крепление пружин к отделителю).
Таблица 5.30. Осневные давпые короткозамыкателев Характеристика Амплитуда предельного сквозного тока, кА Ток термической стойкости, кА Время включения (до касания контакта), с: без гололеда с гололедом до 20 мм Угол отклонения ножа, град Допустимое тяжение провода, Н Длина пути утечки, см Габариты без привода, м: высота глубина (вдоль плоскости ножа) ширина Масса без привода, кг КРН-35 42 12,5 0,10 0,15 56 490 70 0,66 0,83 1,2 48 Тип короткозамыкателя (КЗ-110У) КЗ-110 51 (32) 20(12,5) 0,14(0,18) 0,20(0,28) 73(48) ■784 190(280) 1,43(1,34) 1,25(1,33) 0,3 150(210) (КЗ-150У) КЗ-150 51(32) ' 20(12,5) 0,20(0,23) 0,28(0,35) 71(47) 784 260(390) 1,84 1,63(1,75) 0,6 210(250) КЗ-220У 51 20 0,25 0,35 63 784 570 2,44 1,99 0,6 210 Примечания: 1. В буквенной части обозначения: КЗ — короткозамыкатель, КРН — коротко- замыкатель рубящего типа наружной установки; в цифровой части — номинальное напряжение, кВ, У — усиленная изоляция. 2. Короткозамыкатели на 35, 154 и 220 кВ выпускаются в исполнении У категории I по ГОСТ 15150-69* и 15543-70*, КЗ-ПСУ-в исполнениях У1 и Т1, КЗ-ПО-в исполнении УХЛ1. 3. Данные в скобках относятся соответственно к КЗ-110У и КЗ-150У. 4. Расчетный гололед для КРН-35 10 мм. 5. Длительность протекания тока термической стойкости для КРН-35 4 с, для остальных — 3 с. 6. Короткозамыкатель КРН-35 имеет двухполюсное исполнение и его включение приводит к двух- фазному КЗ на землю, остальные короткозамыкатели однополюсные. 7. Для короткозамыкателя КЗ-П0У-Т1 время включения при гололеде не нормируется. 8. Допустимое количество включений на КЗ без смены контактов — не менее пяти, из них не менее трех на предельно допустимую амплитуду тока КЗ. Таблица 5.31. Приводы отделителей в короткозамыкателев Характеристика Момент на выходном валу, Н-м: номинальный наибольший Максимальное усилие на рукоятке вручную, Н при оперировании Собственное время срабатывания не более, с Угол поворота выходного вала, град Габариты шкафа привода, м: ширина глубина (вдоль вала) высота Масса, кг Тип привода ПРО-1-У1, ПРК-1-У1, ПРО-1-Т1, ПРК-1-Т1 490 735 245 0,05 120-150 «- 0,64 -% 0,30 ■* 0,63 80 . ПРО-1-ХЛ1 ПРК-1-ХЛ1 500 + 50 750 + 50 250 0,05 150 + 5 0,65 0,30 0,67 87 Примечания: 1. Структура условного обозначения: П—привод, Р.—ручное включение отделителя (отключение короткозамыкателя), О — для отделителя, К — для короткозамыкателя, 1 — модификация, У1, УХЛ1 или Т1 — климатическое исполнение и категория размещения по ГОСТ 15150—69* и 15543-70*. 2. Масса приводов указана только для исполнений У1 и УХЛ1, в исполнении Т1 масса привода составляет 85 кг. 3. Приводы ПРК имеют встроенные реле РТМ (при исполнении У1 и Т1 — три реле, УХЛ1 — два). Реле РТМ для ПРК исполнений У1 и Т1 выпускаются на следующие уставки, А: при постоянном токе ПО В — 5, при 220 В — 3,5 или 5, при переменном токе ПО В — 3,5, при 220 В — 5; для приводов ПРК исполнения УХЛ1 — только на 220 В переменного или постоянного тока с уставками 3,5 или 5.
Продолжение табл. 5.31 4. У приводов ПРО два оперативных электромагнита (один с питанием от вспомогательного источника, другой — от зарядного устройства); у приводов ПРК — один (при исполнениях У1 и Т1 с питанием от вспомогательного источника, при исполнении УХЛ1 либо от вспомогательного источника, либо от зарядного устройства). 5.5. УСТРОЙСТВА ОПЕРАТИВНЫХ БЛОКИРОВОК Общие положения. Оперативные блоки- ровки РУ должн« предотвращать: включение выключателей, отделителей и разъединителей на заземляющие ножи и короткозамыкатели; отключение и включение отделителями и разъединителями тока нагрузки, если это не предусмотрено конструкцией аппарата; включение заземляющих ножей (ЗН) на участке схемы, не отделенном разъедините- лями или отделителями от участков, нахо- дящихся под напряжением; подачу напряжения на участки схемы, заземленные включенными ЗН, и отделенные от включенных ЗН только выключателями; включение ЗН шкафов присоединений КРУ, ^сли выдвижной элемент с выключа- телем не выведен в испытательное или ре- монтное положение, установку выдвижного элемента в рабочее положение при вклю- ченных ЗН, включение ЗН сборных шин, если выдвижные элементы с выключателями вводов рабочего и резервного питания не выведены в испытательное или ремонтное положение, установку выдвижных элементов в рабочее положение при включенных ЗН. У разъединителей с полюсным управ- лением в зону действия блокировки должны быть включены все три полюса, чтобы оперирование разъединителем или ЗН любо- го полюса становилось возможным только при выполнении условий блокирования на всех трех полюсах. Заземляющие ножи со стороны линии линейных разъединителей при отсутствии обходной системы шин и со стороны выс- шего напряжения трансформатора с низшим напряжением до 1 кВ достаточно блокиро- вать только со своим разъединителем. В цепи генераторов и синхронных ком- пенсаторов блокировка должна запрещать включение ЗН при возбужденной машине и возбуждение машины при включенных ЗН. По конструктивному исполнению блоки- ровки делятся на механические непосредст- венного действия, электромагнитные и .элект- ромеханические (механические замковые). Механическая блокировка в заводском исполнении применяется в КРУ для пре- дотвращения перемещения выдвижного эле- мента при включенном масляном выключа- теле, вкатывания выдвижного элемента в рабочее положение при включенном ЗН, авто- матического закрытия защитных шторок при вкатывании выдвижного элемента и др., а так- же для блокирования разъединителей с ЗН. Электромагнитная блокировка применя- ется в РУ со сложными схемами электри- ческих соединений. Аппаратура блокировки вьшускается двух исполнений: замок ЗБ-1 и ключ КЗЗ-1 — для внутренней установки и блокировки в цепях управления до 250 В постоянного тока; замок ЭМБЗ, ключ ЭМК и розетка У-94Б — для наружной установки. Электромеханическая блокировка приме- няется при простых схемах электрических соединений, преимущественно в КРУ 6 — 10 кВ. Аппаратура для электромеханической блокировки в зависимости от назначения изготовляется следующих исполнений: блок-замок механический одноключевой: тип 31 — для внутренней установки, тип 31-0 — для наружной установки с защитным колпачком; блок-замок механический двухключевой: тип 32 — для внутренней установки; тип 32-0 — для наружной установки с защитным колпачком; тип 32-П — поворотный для внутренней установки; тип ЗР — замок ре- монтный; тип ЗР-К — замок ремонтный с вспомогательным контактом; блок-замок электромеханический одно- ключевой типа ЗЭ для установки на щите управления; рейка обменная типа Р для установки на щите управления: РЭ — электромеханиче- ская, РМН — механическая нормальная, РМ —механическая упрощенная; вспомогательный контакт типа БК; ключ типа К к блок-замкам. Данные электромагнитов ключа ЭМК электромагнитной и замка ЗЭ электромеха- нической блокировок приведены в табл. 5.32. Рекомендуемые места установок механи- ческой блокировки указаны в табл. 5.33. Электромеханическая блокировка уста- навливается на щите управления для связи со схемой дистанционного управления вы- ключателями. Конструктивно она выполня- ется с применением неповоротных одноклю- чевых замков открытого исполнения типа ЗЭ.
Таблица 5.32. Электромагнитная и электромеханическая системы блокировок Вид блокировки Электро- магнитная Электро- механическая Тип Ключ ЭМК Замок ЗЭ в Данные электромагнита Напряжение промышленной частоты В 127 220 127 220 Коли- чество витков 3750 7500 2500 5000 Сечение провода ПЭЛ.ммЗ 0,2 0,14 0,23 0,16 Напряжение постоянного тока В 12 24 48 220 12 24' 48 ПО 220 Коли- чество витков 1000 2000 4000 9000 18000 700 1400 3000 6700 14 000 Сечение провода ПЭЛ, мм2 0,41 0,29 0,21 0,14 0,1 0,44 0,31 0,23 0,15 0,11 Сопротив- ление ка- тушки, Ом 10,2 41 165 900 3700 7,0 28 ПО 600 2400 Примечания: 1. Замок ЭМБЗ электромагнитной блокировки имеет наружный диаметр запорного стержня 12 ± 0,5 мм, ход стержня 14+1 мм, габариты 65 ж 48 х 96 мм, массу 0,4 кг. 2. Ключ ЭМК рассчитан на кратковременное включение, поэтому во избежание недопустимого перегрева электромагнита он не должен находиться под напряжением более 10 мин, причем температура катушки не должна превьппать температуру окружающей среды более чем на 60 °С. Габариты ключа ЭМК 94x90x45 мм, масса 0,8 кг. 3. Диаметр запорного стержня замка ЗЭ 12 + 0,5 мм, ход стержня 14 + 1 мм. Конфигурация прорезей в крышках замков и выступов ключей электромеханической блокировки выполнена по документации завода-изготовителя. •?. Блокировки сохраняют работоспособное состояние после 2500 циклов запирания и отпирания. 5. Проверка сопротивления изоляции между токоведущими деталями и корпусом производится мегаомметром на 1 кВ, оно должно быть не менее 20 МОм. Испытание изоляции проводится напряжением 2 кВ переменного тока, частотой 50 Гд в течение 1 мин. 6. Аппаратуру электромагнитной блокировки: замок ЗБ-1 и ключ КЗЗ-1 изготовляет Курский завод низковольтной аппаратуры, остальные исполнения — Рижский опытный завод «Союзэнергоавтоматики». 7. Для безотказной работы аппаратуры блокировки рекомендуется периодически (1 раз в 3 мес) смазывать сердечник и стержень консистентной смазкой марки ГОИ-54П или ЦИАТИМ-203." 8. Требования к блокировке, выбор схемы, сроки и нормы испытаний и техническое обслуживание приведены в «Инструкции по эксплуатации оперативных блокировок безопасности в распределитель- ных устройствах высокого напряжения» (М.: Союзтехэнерго, 1979). 9. Для питания цепей блокировки используются: блок стабилизированного напряжения БПНС-2УЗ(ТЗ), блоки питания и заряда БПЗ-401 и БПЗ-402, блоки питания БПТ-1001, БПН-1001. Таблица 5.33. Классификация и типовые обозначения замков механической блокировки 1 Место установки блокировки На приводах разъединителей в схемах с одной системой шин На приводах разъединителей или за- земляющих ножей в цепях отдельных обмоток силовых трансформаторов На приводах выключателей при отсут- ствии дистанционного управления выключа- телями Открытое исполнение Одно- ключевой замок непове- ротный 31 31 31 Двуключевой i замок пово- ротный - непово- ротный - Защищенное исполнение 3- Одноклю- * чевой замок Двуклю- чевой замок неповоротный 31-0 31-0 31-0 -
Продолжение табл. 5.33 Место установки блокировки На приводах разъединителей в схемах с двойной системой шин На обменных *$ейках для обмена ключей при переводе присоединений с одной систе- мы шин на другую для операции с разъеди- нителем и заземлителем в цепях отдельных обмоток трансформаторов Для блокировки одного из ключей в замке Открытое исполнение Одно- ключевой замок непово- ротный - Двуключевой замок пово- ротный 32-П 32-П 32-П непово- ротный 32 32 32 Защищенное исполнение Одноклю- чевой замок Двуклю- чевой замок неповоротный - 32-0 32-0 32-0 Примечание. Исполнение обменных реек: рейка РМН — открытое нормальное без вспомога- тельных контактов с замками ЗР и 31; рейка РМ — открытое упрощенное без вспомогательных контак- тов с замком 31; рейка РЭ — открытое с замком ЗР. 5.6. ТРАНСФОРМАТОРЫ НАПРЯЖЕНИЯ Таблица S.34. Основные даииые трансформаторов напряжения Тип Номинальное напряжение ВН, кВ НН, В основной обмотки дополни- тельной обмотки Класс точ- ности Номинальная мощность В-А основ- ной дополни- тельной обмотки Пре- дель- ная мощ- ность, ВА Размеры, мм ; Ъ Н Масса, кг пол- ная мас- ла НОС-0,5УХЛ4 НОСК-ЗУ5 НОСК-6У5 0,38-0,66 3 6 Серия НОС, НОСК, сухие 100 too 100 - - — 0,5 0,5 0,5 25 30 50 - - - 200 240 185 9 200 137 125 130 225 146 202 225 6,3 13 15 Серия НОМ, ЗНОМ, масляные НОМ-6-77У4 НОМ-10-66У2 НОМ-15-77У1 НОМ-35-66У1 ЗНОМ-15-63У2 3-6 10-11 13,8-18 20-35 6/j/i- -15,75/j/i 100 100 100 100 100/J/ - - - - 100/3 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 50 75 75 150 75 - - - - - 400 640 640 1200 640 267 308 590 620 600 242 282 220 472 600 350 472 620 850 620 22 35 73 88 63 6 7 23 10 14
Продолжение табл. 5.34 Тип Номинальное напряжение ВН, кВ НН, В основной обмотки Si в 111 о So дно Класс точ- ности Номинальная мощность обмоток, ВА основ- ной ш Пре- дель- ная мощ- ность, ВА Размеры, мм Я Масса, кг пол- ная мас- ла Серия НОЛ,, изоляция литая НОЛ-08-6УТ2 НОЛ-08-10У2 НОЛ-П-6,05 6-6,9 10-11 6 100 100 100 - - — 0,2 0,2 3 30 50 250 - 400 640 500 335 335 — 190 208 — 295 313 — 30 33 16 Однофазные трехобмоточные Серия ЗНОМ, ЗОМ, масляные ЗНОМ-20-63У2 ЗНОМ-24-69У1 ЗНОМ-35-65 ЗНОМ-35-72У1 ЗНОМ-1/15-63У2 ЗОМ-1/20-63У2 ЗОМ-1/24-69У1 ЗОМ-1/35-72У1 18/1/3- -20/J/3 24/J/3 27,5/]/з 35/J/3 10/3- -15/J/3" 20/l/i 24/1/3 35/1/3 100/1/3 ioo/j/з ioo/i/з ioo/i/з lOO/l/З; 100/]/з loo/ j/i loo/l/з 100/3 100/3 100/3 100/3 100/3 100- 127 100 — 127 100- 127 0,5 0,5 0,5 0,5 - - - 75 150 150 - 75; 850 75; 850 75; 850 75; 850 300 600 - - - - - 640 980 1200 - - - - 600 705 480 - - - - 600 705 376 - - - - Ч- 890 905 910 - - - - 77 108 78 108 65 85 108 108 Серия ЗНОЛ, изоляция литая ЗНОЛ-06-6УЗ ЗНОЛ-06-6УЗ ЗНОЛ-06-10УЗ з/1/з 6/1/3- -6,9/i/i 10/1/3- -п/1/3 lOO/l/З; ioo/j/з / юо/i/i 100/3; (100)* 100/3; (100)* 100/3; (100)* 0,2 0,2 0,2 15 30 50 150 200 300 250 400 630 335 335 335 190 190 190 296 296 309 28 28 30
Продолжение табл. 5.34 Тип Номинальное напряжение ВН, кВ нн, в основной обмотки дополни- тельной обмотки Класс точ- ности Номинальная мощность ВА основ- ной дополни- тельной обмотки Пре- дель- ная мощ- ность, ВА Размеры, / Ъ мм Н Масса, кг пол- ная мас- ла Серия ЗНОЛ, изоляция литая ЗНОЛ-09-6УТ2 ЗНОЛ-09-6УТ2 ЗНОЛ-09-10УТ2 ЗНОЛ-09-10УТ2 .з/1/з 6/1/3- -6,9/1/3 6/1/3- -10/3 10/1/3- -пд/з ioo/i/з ioo/j/з 100/1/1 ioo/j/з 100/3; (100)* 100/3; (100)* 100/3; (100)* 100/3; (100)* 0,2; 0,5 0,2; 0,5 0,5 0,2 15 30 50 50 150 200 300 300 250 400 630 630 335 335 335 335 190 190 190 190 308 308 308 308 30 30 33 33 НТС-05-УХЛ4 0,38-0,66 100 Трехфазные трехобмоточные Серия НТС, сухие - I 0,5 I 50 [ - 400 I 2941 1111 2341 НТМК-6-71УЗ НТМК-10-71УЗ НТМИ-6-66УЗ НТМИ-10-66УЗ НТМИ-18 3-6 10 3 10-11 13,8: 15,75 Серия НТМК, НТМИ, масляные 100 100 100 100 100 — 100/3 100/3 100/3 0,5 0,5 0,5 0.5 0,5 50 120 50 120 120 200 300 500 400 960 400 960 960 324 324 453 453 1044 305 305 445 445 480 640 640 387 507 730 47 92 60 80 290 15 27 12 19 94 Однофазные каскадные Серия НКФ, масляные НКФ-66-75У1 НКФ-66-76У1 НКФ-110-57У1 НКФ-110-58У1 НКФ-220-58У1 НКФ-220-58У1 НКФ-220-58У1 НКФ-330-73У1 НКФ-400-66У1 НКФ-500-78У1 66/1/1 66/1/1 1 Ю/1/з ПО/1/3 150/1/1 220/1/3 230/1/1 330/1/1 400/1/1 500/1/1 100/]/з ioo/j/з тео/]/з ioo/j/з ioo/i/з ioo/j/з no/i/з ЮО/1/1 ioo/j/з 100/]/з 100 100/3 100 100/3 100 100 100 100 100 100 0,5 0,5 0,5; 1 0,5; 1 0,5; 1 0,5; 1 0,5; 1 0,5; 1 1 1 400 400 400 400 400 400 400 400 500 500 1200 1200 1200 1200 1200 1200 1200 1200 1000 1000 2000 2000 2000 2000 2000 2000 2000 2000 2000 2000 - - 710 710 1044 1044 1044 1200 1850 1850 - - 710 710 1044 1044 1044 1200 1850 1850 - - 1630 1630 3360 3360 3360 5300 - 6950 587 627 620 620 1390 1390 1390 2210 - 4850 155 150 155 155 320 320 320 480 1160
Продолжение табл. 5.34 Тип Номинальное напряжение ВН, кВ НН, В основной обмотки дополни- тельной обмотки Класс точ- ности Номинальная мощность ВА основ- ной дополни- тельной обмотки Пре- дель- ная мощ- ность, ВА . Размеры, мм 1 Ь Я Масса, кг пол- ная мас- ла НДЕ-500-72У1 НДЕ-750-72У1 НДЕ-1150-78У1 Электромагнит- ное устройство НДЕ 500/1/3 . 750/J/3 1150Д/3 11,44-12,7 Однофазные емкостные Серия НДЕ Ш0/|/з ioo/i/з 100/1/3 юо/|/з 100 100 100 100 1 1 1 300 300 300 1000 1000 600 1600 1600 1200 578 770 1415 492 150 * Может быть выполнен на 100 В. Примечания: 1. Значения букв и цифр в структуре условного обозначения трансформа- торов напряжения: Н — трансформатор напряжения; О— однофазный; Т — трехфазный: С —изоляция су- хая; М — масляная; Л — литая эпоксидная; 3 — перед обозначением типа трансформатора указывает на то, что конец обмотки ВН заземляется; К — каскадный в серии НКФ, комплектующий в серии^ НОСК, с компенсационной обмоткой в серии НТМК; И —с обмоткой для контроля изоляции сети; ДЕ —с ем- костным делителем в серии НДЕ; первая цифра — номинальное напряжение, кроме трансформаторов напряжения серий НОЛ и ЗНОЛ, у которых первая цифра обозначает область применения: 06 — для встраивания в закрытые токопроводы, закрытые распредустройства (ЗРУ) и КРУ внутренней установки, 08 —для ЗРУ и КРУ внутренней и наружной установки, 11 —для взрывоопасных КРУ; вторая цифра — климатическое исполнение и категория размещения по ГОСТ 15150—69* и 15543 — 70*. 2. Трансформаторы напряжения серии НДЕ комплектуются конденсаторами связи и конденсаторами отбора мощности: НДЕ-500 - конденсатор связи СМИЗ-166/[/з = 14У1 - 3 шт.; конденсатор отбора ОМИЗ-15-107У1 1 шт.; НДЕ-750 — конденсатор связи СМИ-188/1/3-12У1 — 3 шт.; совмещенный конденсатор связи с от- бором СОМИ-188/|/з + 15 -12 + 105У1 - 1 шт.; Ъь ■ НДЕ-1150-конденсатор связи СМИ-166/|/з-14У1 -6 шт.; конденсатор отбора СОМИ-1б6/|/3 + +15-14 + 107У1 -1 шт. 3. Электромагнитное устройство (понижающий трансформатор) подключается на верхний фланец конденсатора отбора мощности ОМИЗ-15-107У1 или к выводу в покрышке совмещенного конденса- тора связи с отбором мощности типов СОМИ-188/|Д СОМИ-166/j/i. 4. Трансформатор напряжения НДЕ поставляется в составе конденсаторов и электромагнитного устройства,, полностью отрегулированный по классу точности и отмаркированныи одним заводским номером на заводе. При монтаже регулировка и перестановка устройства ЭМУ, перестановка местами конденсаторов не допускаются. 5. Конденсаторы связи устанавливаются на изолирующую подставку из фарфора типа ПИ-3 вы- сотой 455 мм.
5.7. ТРАНСФОРМАТОРЫ ТОКА Таблица 5.35. Трансформаторы тока варужной установки Тип ТФЗМ35А-У1 ТФЗМ35А-1У1 ТФЗМ-35Б-НУ1 ТФЗМ-35Б-1У1 ТФЗМ-П0Б-НУ1 'ном» первичный 15-800 1000 15-600 800; 1000 1500; 2000 500 1000 2000 3000 50-600 400; 800 750; 1500; 1000; 2000 А вторич- ный 5 5 5 1 или 5 5 1 или 5 'ДИ№ кА 150 100 150 100 50 125 145 150 ПО 75 'тер» кА 65 45 32,5 49 57 43,3 34,6 60 Номинальная вторичная нагрузка, В-А, обмоток изме- ри- тель- ной 50 30 30 30 20 защи- ты 20 30 50 30 50 Вариант исполнения обмоток Р/0,5 Pi/Pjj/0,5 Pi/Pi/0,5 Pi/P2/0,5 Д,/Д2/0,5 Номинальная предельная кратность 35 при 20 В-А 10 при 50 В-А >20 >п >28 12 18-20 > 10 >20 30 Длина пути утечки, см 70 105 - 190 190 Строит&шь- ная высота изоляцион- ной части, мм 505 730 - 1170 1390 Габариты (основание х х высота), мм 550 х 530 х х 860 ±40 660 х 660 х х 1090 + 30 660 х 620 х х 1050 ±30 660 х 660 х х 1530 ±40 860 х 860 х х 1690 ± 40 Масса, кг масла 40 70 70 100 180 латора трансфер 200 350 350 430 440 840
ТФЗМ-150А-1У1 ТФЗМ-150Б-1У1 ТФЗМ-220Б-ШУ1 ТФУМ-ЗЗОА-У1 ТФРМ-ЗЗОБ-У1 ТФЗМ-500Б-1У1 ТФРМ-500Б-У1 ТФРМ-750А-У1 600; 1200 300; 600; 1200 500; 1000; 2000 1000; 2000; 1600; 3200 500; LOOO; 2000 "1000; 2000 1500; 3000 2000; 4000 1000; 2000; 1500i;3OQ0; 2000f 4000 1 или 5 1 или 5 1 или 5 1 1 1 1 62 60 50 160 90 120 120 24,6 60 42,2 63 39 47- 47 40 30 50 30 30 15 20 20 20 50 50 100 40 75 40 40 P!/P2/P3/0,5 P,/P2/P3/0,5 Pi/P2/P3/0,5 Р1/Р2/Р3УР4 0,2 Pi/P2/l(P)/0,5 PJPJPJPJO,! WW0-2 15 27 при 30 ВА 30 при 30 В-А 20 при 50 В-А 20 18 > 18 >15 >12 > 12 260 380 '540 800 800 1180 1180 1505 1740 2450 2585 3480 3850 » 4780 860 х 860 х х 2300+40 1080 х х1135х х 2980 ±50 825х825х х 3820 ±40 900х900х х 4670+50 ИООхПООх х 5790 ±100 1230x6320 1720x9340 300 700 540 1100 1400 1480 2240 1060 1165 2260 1800 3850 4750 6500 8400 Примечания: 1. Обозначение типа: Т — трансформатор тока, Ф —в фарфоровой покрьшже, 3, У, Р — обмотки соответственно звеньевого, U-образного, рымовидного исполнений, М — с масляным заполнением, А, Б — категории исполнения трансформатора тока, число — номинальное напря- жение трансформатора тока, кВ, У1 — климатическое исполнение и категория размещения. 2. Изготовитель трансформаторов тока — Запорожский завод высоковольтной аппаратуры.
Таблица 5.36. Трансформаторы тока внутренней установки Тип ТЛМ-6 ТШЛ-10К ТШЛП-ЮК ТЛП-10КУЗ ТПОЛ-10 ТПШЛ-10 Аюм> первичный 300; 400; 600; 800; 1000; L500 2000; 3000; 4000;( 5000 1000; 2000 10; 15; 30; 50 100; 150; 200; 300; 400 600; 800 L000; 1500 600 800 1000 1500 2000 3000 А вторичный 5 5 5 5 5 кА 125 - 2,47; 3,7; 7,4; 14,8 74,5 - - 160 - 140 90 - кА 25 70 0,45; 0,675; 1,35; 2,25 14,5 19; 27 27 65 - 55 36 70 ^Номинальная вторичкая нагрузка, В-А, обмоток измери- тельной 10 20 10 10 20 защиты 15 30 15 15 36 Вариант исполнения обмоток 1/Р: 0*5/#' Р/Р; 0,5/Р 0,5/Р; Р/Р Р; Р/Р; 0,5/Р Р; Р/Р; 0,5/Р Номинальная предельная кра гность 20 20 12 - 17 20 17 15 17 24 20 25 Масса, кг 27 40 47 15-17 28-41
ТПЛ-Ю ТПЛУ-10 ТЛМ-LO-L ТЛМ-10-2. ТПЛМ-10 4000 5000 5-200 300 400 10-100 50-200 50 200 300; 400 600; 800 1000 1500 5 10 100*^ ' 150 300 400 . 5 5 5 250 175 165 250 - 17,6 ' 52 100 1,8 3,5 35,2 52 70 > 70 45 45 35 60 - 2,45 8,85 16 20 22,5 22,5 0,17 0,32 4,85 6,25 12,5 12,5 10 10 10 15 15 15 Р; Р/Р; 0,5/Р 0,5/Р; Р/Р > Р; 0,-5/Р; Р/Р 30 35 5 13 17 16 14 13 10 9 28 41 10-17 11-19 27 11-16 •
Продолжение табл. 5.36 Тип ТПЛМУ-10 ТЛ-10УЗ ТПОЛ-20 'ном» первичный 10 100 150 300 , 400 50; 100 150; 200 300; 400 600; 800 1000 1500 2000 3000 400 600 800 1000 1500 А вторичный 5 5 5 *дин> кА 3,5 35,2 52,0 70 70 51 81 120 'тер» кА 0,52 6,25 8,75 17,5 - 2,5; 5 7,5; 10 15; 20 31,5 40 Номинальная вторичная i нагрузка, В-А, обмоток измери- тельной 10 10 20 10 защиты 15 15 30 15 20 30 50 50 Вариант исполнения обмоток. Р; 0,5/Р; Р/Р Р; р/о,5 р/1; Р/Р; Р/0,5 Номинальная предельная кратность 10 9 15 17 20 20 15,7 10,5 13 18 24 24 26 Масса, кг 12-18 47-55 43
ТПОЛ-35 400 600 800 1000 1500 100 40 35 15 ~2(Г 1о~ 50 50 Р/1; Р/Р; Р/0,5 13 ~24~~ 24 26 Примечание. Обозначение типа: Т — трансформатор тока, Л — с литой изоляцией, Ш — шинный, П — проходной, О — одновитковый, У — усиленный, число — номинальное напряжение, кВ, трансформатора тока. Таблица 5.37. Трансформаторы тока для устаиовки в генераторных цеиях Тип ТШВ-15 ТШВ-15Б ТВГ-20-1 ТВГ-20-1 ТШЛ-20-1 ТШЛ-20Б-1 ТШЛ-20-П ТШЛ-20Б-И ТШЛ-20Б-Ш ТШЛО-20 'ном» " первичный 6000 8000 18000 9000 6000; 8000 Шш 12000 18000 1500 вторичный 5 5 5 5 5 5 'див» кА - - - - j - кА 20 20 9 и 20 20 10 - Номинальная вторичная нагрузка, В-А, обмоток измери- тельной 30 30 - - - ' защиты - - 50 30 30 30 100 20 Вариант исполнения обмоток 0,5/Р 0,5/Р Р/Р/Р Р/Р/Р ) Р/0,5 Р Номинальная предельная кратность 15 15 4 4 16 14 12 8 5 83 83 225 80 180 23
Продолжение табл. 5.37 Тип ТШВ-24 ТВВГ-24-I ТПОЛ-27 ^НОМ' ™- нервичный 24000 12000 1500 вторичный 5 5 5 ■"дин- кА - - 70 ■•тер' кА 13 12 20 Номинальная вторичная ,- нагрузка, В-А, обмоток измери- тельной - - - защиты 100 30 20 Вариант исполнения обмоток Р '•• .,# Р/Р/Р Р/Р Номинальная предельная кратность 5 2 7 Масса, кг 90 130 105 Примечание. Обозначение: Т — трансформатор тока, III — шинный, В — с воздушным охлаждением, Л — с литой изоляцией, В(ТВВГ-24) — с водяным охлаждением, О — одновитковый, Г — генераторный, число — номинальное напряжение, кВ, трансформатора тока. Таблица 5.38. Комплектация трансформаторами пжа генераторов и комвлсктныж экранированных токопровадов Тип турбогенератора ТВФ-63-2, ТВФ-63-2Е '{'ном =Ю.5 кВ) ТВФ-63-2, ТВФ-63-2Е ({Уном = 6,3 кВ) Место установки трансформатора тока (ТТ) Линейные выводы турбогенератора Старое исполнение ТТ Тип ТШВ-15Б-6000 ТШВ-15Б-8ОО0 Коэффи- циент трансфор- мации 6000/5 8000/5 Новое исполнение ТТ Тип ТШВ 15Б-6000 ТШ20-10000 ТШВ-15Б-8000*' Коэффи- циент трансфор- ■ мации 6000/5 10000/5 8000/5*" Нулевые выводы турбогенератора Старое исполнение ТТ Тип ТШВ-15Б-60О0 ТШВ-15Б-8000 Коэффи- циент транс- формации 6000/5 8000/5 Новое исполнение ТТ Тип ТШВ-15Б-6000 ТШ20-10000 ТШВ-15Б-8000*' Коэффи- циент трансфор- мации 6000/5 10000/5 8000/5
ТВФ-120-2, ТВФ-110-2Е ТВФ-165-2, ТВВ-160-2Е ТВВ-200-2, ТВВ-220-2 ТГВ-200-2, ТГВ-200-2М ТГВ-300-2 ТВВ-320-2, ТВВ-320-2Е ТВВ-500-2, ТВВ-500-2Е ТВВ-800-2, ТЗВ-800-2 ТВВ-1000-2, ТВВ-1000-4 ТВВ-1200-2 ТШВ-15Б-8000 ТШЛ-20&-1-8000 ТШЛ-20Б-1-10000 ТШЛ-20Б-Ы00ОО ТШЛ-20Б-И-12000 ТШЛ-20Б-П-12000 ТШЛ-20Б-Ш-18000« ТШВ-24-24000 ■Р* - ТШВ-24-24000 8000/5 8000/5 10000/5 10000/5 12000/5 12000/5 18000/5 24000/5 ~ 24000/5 ТШ20-10000 ТШВ-15Б-8000*1 ТШ20-8000 ТШЛ-20Б-1-8000*! ТШ20-10000 ТШЛ-10Б-ЫОООО*' ТШ20-10000 ТШЛ20Б-1-1О000*' ТШ20-12000 ТШ20-12000 ТШВ-24-24000 ТШВ-24-30000 ТШВ-24-30000 ТШВ-24-24000 10000/5 8000/5*1 8000/5 8000/5*1 10000/5 10000/5 12000/5 12000/5 24000/5 30000/5 30000/5 24000/5 ТШВ-15Б-8000 ТШЛ-20Б-1-8000 ТШЛ-20Б-И0000 ТШЛ-20Б-1-10000 ТШЛ-20Б-П-12000 ТВГ-20-6000 ТГВ-20-1-9000*2 ТВГ-24-1-12000 - ТВГ,20-1-9000*2 8000/5 8000/5 10000/5 10000/5 12000/5 600О/5 9000/5 12000/5 - 9000/5 ТШ20-10000 ТШВ-15Б-8000*! ТШ20-8000 ТШЛ-20Б-1-8000*! ТШ20-10000 ТШЛ-20Б-1-10000*1 ТШ20-10000 ТШЛ20Б-1-10000*! ТШ20-12000 ТШЛ20Б-Ц-12000*!. ТВГ-24-1-6000 ТВГ-24-1-12000 г ТВГ-24-П-15000 ТВГ-24-1-12000 ТВГ-24-I-12000 10000/5 8000/5 8000/5 10000/5 10000/5 12000/5 6000/5 12000/5 15000/5 12000/5 12000/5 *i Установка в случае невозможности применения трансформаторов тока ТШ20 по условиям компоновки в токопроводе.. *2 Снимаются с производства. Примечание. Для выполнения поперечной дифференциальной защиты в гурбогенераторах ТВВ-800-2, ТЗВ-800-2, ТВВ-1000-2, ТВВ-1000-4 и ТВВ-12000-2 установлены трансформаторы тока ТПОЛ27-1500, в остальных турбогенераторах — трансформаторы тока ТШЛО20-1500.
Таблица 5.39. Трансформаторы тока встроенные Тип ТВТ-10-855У2 ТВТ-35-10У2 ч. ТВ-35-10У2, ТВ-35-ЮТ2, ТВ-35-10ХЛ2 ТВ-35-25У2, ТВ-35-25Т2, ТВ-35-25ХЛ2 Вариант исполне- ния*1 6000/5 200/5 300/5 600/5 1500/5 150/5 300/5 600/5 200/5 300/5 600/5 L 500/5 Номиналь- ный первичный ток, А 6000 75 100 150 200 10Q 150 200 300 200 300 400 600 600 750 1000 1500 50 75 100 150 100 150 200 300 200 300 400 600 75 100 150 200 _ 100 150 200 300 200 300 400 600 600 750 L000 L500 Вторичная нагрузка, В-А, при cos ф = 0,8 в классе точности 0,5 20 - - 10 10 30 30 30 - - - - - 10 10 30 30 30 1 - - 10 10 20 - - - 30 - 10 10 20 - 3 - 20 20 20 20 20 - - 30 30 40 20 20 20 20 20 - 10 - 20 20 20 - - 10. 20 20 30 20 30 40 40 20 20 - - /тер*2. кА 85,5 10 10 25 Номиналь- ная предельная кратность 3 5 9 5 9 25 9 25 16 16*3 16*3 13*3 10*3 6,5*3 2 2 2 7 2 7 8 14 5 9 5 9 16 9 16 12 30 30 20 22 16*3 Масса, кг 14 15 18 18 21 15 18
Продолжение табл. 5.39 Тип ТВ-35-40У2 ТВС-35-50У2 ТВС-35-50У2 ТВ-110-20У2, ТВ-110-20ХЛ2 Вариант исполне- ния*1 300/5 600/5 1500/5 2000/5 1200/1 2000/1 3000/1 L 200/5 2000/5 3000/5 200/5 Номиналь- ный первичный ток, А 100 150 200 300 200 300 400 600 600 750 1000 1500 750 1000 1500 2000 600 800 1000 1200 L000 1200 1500 2000 L200 L500 2000 3000 600 800 - 1000 1200 1000 L200 1500 2000 L200 1500 2000 3000 75 100 150 200 Вторичная нагрузка, В-А, при cos (p = 0,8 в классе точности 0,5 - 10 10 30 30 30 30 30 30 40 3Q 36* 30 30 30 30 30 30 30 30 - 1 10 10 20 30*4 30*4 - 30 - - 30 - - - 3 20 20 20 20 20*4 - - - - - - - - 10*4. 10 20 ;■"-- - - - - - - - - 10 20 20 30 I *2 *тер > кА 40 50 • X ■ А 20 Номиналь- ная предельная кратность 6 8 12 8 12 16 16 16 20 26 26*3 20 26 26*з 20*з 25 30 36 41*з 36 41*з 33*з 25*3 41*3 33*з 25*3 16*з 25 30 36 41*з 36 41*з 33*з 24*3 41*3 33*з 24*3 16*з 22 Масса, кг 18 35 96 97
Продолжение табл. 5.39 Тин ТВ-110-20У2, ТВ-110-20ХЛ2 ч. ТВУ-110-50У2, ТВУ-П0-50ХЛ2 ТВ-220-25У2; ТВ-220-25ХЛ2 1 Вариант исполне- ния*1 300/5 1" 600/5 1000/5 200/5 300/5 600/5 1000/5 2000/5 L 000/1 2000/1 600/5 Номиналь- ный первичный ток, А 100 150 200 300 200 300 400 600 400 600 750 1000 75 100 150 200 100 150 200 300 200 300 400 600 500 600 750 1000 1000 1200 1500 2000 500 600 750 ..1000 1000 1200 1500 2000 200 300 400 600 Вторичная нагрузка, В А, при cos ф — 0,8 в классе точности 0,5 - 10 10 20 30 ~ 25 10*4 25 50 50 50 25*4 30 50 50 50 10 1 - 20 10 20 25 50 10 10 15 15 25 15 ~ 60 - 20 30 20 3 Ю*4 15*4 10*4 15*4 30 50*4 30*4 50*4 75*4 20*4 20*4 30*4 15 - - - - 40 50*4 10 20 20 30 40 30 40 - 15 20 20 20 30 - - - - - :- 1 *2 лтер ' кА 20 50 25 Номиналь- ная предельная кратность 22 20 22 20 15 25 15 25 15 20*4 5 10 20 5' 10 20 25 34 " 50 40 60 80 60 37 50*з 50*з 42 33*з 25*з 50 50 37 50*з 50*з 42 33*з 25*з 20 20 18 Масса, кг 96 97 103 97 143 ~153~
Продолжение табл. 5.39 • Тип ТВ-220-25У2, ТВ-220-25ХЛ2 ТВС-220-40У2, ТВС-220-40ХЛ2 - Вариант исполне- ния*' 1000/5 2000/5 1000/1 2000/1 1200/5 2000/5 3000/5 1200/1 2000/1 3000/1 Номиналь- ный первичный ток, А 400 600 750 1000 500 1000 1500 2000 400 600 750 1000 500 1000 1500 2000 600 800 1000 1200 1000 1200 1500 2000 1200 1500 2000 3000 600 800 1000 1200 1000 1200 1500 2000 1200 1500 2000 3000 Вторичная нагрузка, В-А, при cos ф = 0,8 в классе точности 0,5 15 20 20 30 50 10 15 30 30 40 50 20 30 30 30 30 20 30 30 30 30 1 20 30*4 50*4 50*4 20 40*4 20 15 - - 15 - - ■ 3 30 50*4 50 40 40*4 40*4 - - - - - - 10 \ -*- — — - - - - - F #2 'тер ■ кА 25 40 Номиналь- ная предельная кратность 20 18 32 25*3 13 25*3 16 12 15 22 25 25*з 19 25 16 13 50 50 40*3 33 40*3 33 27 20*3 33 27 20*3 17 50 50 40*3 33 40*3 33 27 ». 20*3 *> 33 27 20*3 - 13 Масса, кг 143 153 *\ 151 157 ** В знаменателе указан номинальный вторичный ток. *2 Для трансформаторов на номинальное напряжение ПО и 220 кВ указан трехсекундный ток терми- ческой стойкости, а для трансформаторов на номинальное напряжение 10 и 35 кВ — четырехсекундный ток термической стойкости. *3 Предельная кратность ограничена допустимым током термической стойкости. *4 Вторичная нагрузка, при которой гарантирована предельная кратность.
Продолжение табл. 5.39 Примечания: 1. Трансформаторы тока серий ТВ, ТВС и ТВУ встраиваются в масляные выключате- ли, трансформаторы тока серии ТВТ — в силовые трансформаторы или автотрансформаторы. 2. Обозначение типа: Т — трансформатор тока, В — встроенный, число — номинальное напряжение вы- ключателя или силового трансформатора, кВ; второе число —ток термической стойкости, кА; буквы У, Т, ХЛ — климатическое исполнение,, пифра 2 —категория размещения. Таблица 5.40. Трансформаторы тока нулевой последовательности Тип ТНП-2 ТНП-4 ТНП-7 ТИП-12 ТНП-16 ТНПШ-1-6 ТНПШ-1-10 ТНПШ-1-15 ТНПШ-2-6 ТНПШ-2-10 ТНПШ-2-15 ТНПЩ-3-6 ТНПШ-3-10 ТНПШ-3-15 ТЗЛМ-УЗ веем, кВ — — — — 6,3 10,5 15,75 6.3 10,5 15,75 6,3 10,5 15,75 — *ном» А — — — — 1750 3000 4500 — 'ДИН' кА — — — — 24 48 72 70 'тер, кА — — — — 165 165 165 — мая цепи ива- Потребляе мощность подмагнич иия, В-А 20 45 50 70 85 20 25 30 — о S Количеств охватывае кабелей 1-2 3-4 5-7 8-12 15-16 (1)* (2)* (3)* 1 ьный и Максимал диаметр кабеля, м 50 50 50 60 60 — — — Диаметр окна 70 Количеств вторичных витков 20 20 27, 27 27 39 39 39 — Масса, кг 60 128 152 225 280 156 158 166 211 214 246 288 292 325 5,5 * В скобках число групп из трех прямоугольных токоведуших шин. Примечание. Обозначение типа: Т — трансформатор тока, Н — нулевой последовательности, П — с подмагничиванием переменным током, Ш — шинный, 3 — защита от замыкания отдельных жил кабелей, Л — с литой изоляцией, М — модернизированный, УЗ — климатическое исполнение и категория размещения, первое число — число охватываемых кабелей; второе число —класс напря- жения, кВ. 5.8 КОМПЛЕКТНЫЕ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕ УСТРОЙСТВА И ПОДСТАНЦИИ Таблица 5.4L. Комплектные распределительные устройства 6—10 кВ внутренней установки (ГОСТ 14693-77*) Серия КВВО-2 КСО-272 КВ-1 КМ-1 Номинальный ток, кА сборных - шин 0,63; 1,0; 1,6 0,63; 1,0 1,0; 1,6; 2,0; 3,2 1,0; 1,6; 2,0; 3,2 0,63; 1,0; 1,6 0,40; 0,63; 1,0 0,63; 1,0; 1,6 0,63; 1,0; 1,6; 2,0; 3,2 Стойкость, кА электро- динами- ческая (ампли- туда) 52 51 52 51; 81 тер- ми- че- ская 20 20 20 20; 31,5 Тип выклю- чателя ВМПП-Ю, ВМПЭ-10 ВПМ-10, ВПМП-10, вн ВВ-10 ВМПЭ-Ю, ВК-10, ВКЭ-10 Размер шкафа, м Шири- на 1,0 1,0 0,75- 1,13 0,75 (1,25) Глу- бина 1,1 1,53 1,2- 1,3 1,3 Высо- та 2,44 2,87 2,31 2,15 Масса шкафа, т 0,54-0,80 0,65-0,9 (0,2-0,75) 0,57-0,81 0,59-1,4 (0,42- 1,13)
Продолжение табл. 5.41 Серия КМ-10 КРУ2-10-20 КР-10/31,5 КР-10-Д-10 КЭ-10 КЭ-6; КЭ-6С К-ХП K-XXIV K-XXV K-XXVI K-XXVII K-XXVIII К-104 Номинальный ток, А сборных шин 1,0; 1,6; 2,0; 3,2 0,63; 1,0; 1,6; 2,0; 2,5; 3,2 1,0; 1,6; 2,0; 3,2 5,0 1,0; 1,6; 2,0; 3,2 2,0; 3,2 1,0; 1,5; 2.0 3,2 3,2 2,0; 3,2 2,0; 3,2 0,40 1,6; 2,0; 3,15 ячеек 0,63; 1,0; 1,6 0,63; 1,0; 1,6; 2,0; 2,5; 3,2 0,63; 1,0; 1,6; 2,0; 3,2 1,0; 2,0; 4,0; 5,0 0,63; 1,0; 1,6; 2,0; 3,2 0,63; 1,0; 1,6; 2,0; 3,2 0,63; 1,0; 1,6 3,2 1,0; 1,6; 2,0 0,63; 1,0; 1,6 2,0; 3,2 0,40 0,63; 1,0: 1,6 Стойкость, кА электро- динами- ческая (ампли- туда) 81 52 81 160 52; 81; 102 81; 102 51; 81 129 128 81 81 81 51; 81 тер- ми- че- ская 31,5 20 31,5 63 20; 31,5; 40 31,5; 40 20; 31,5 40 40 31,5 31,5 31,5 20; 31,5 Тип выклю- чателя ВК-10 вмпп вмпэ ВМПЭ-10 ВМПП-10 МГГ-10 ВЭ-10 ВЭ-10; ВЭС-6 ВМПЭ-10, ВМПП-10 ВЭМ-6 ВЭМ-б ВМПЭ-10, ВМПП-10 ВМПЭ-10 _ ВК-10, ВВЭ-10 Разме Шири- на 0,75 0,90- 1,35 0,90 (1,40) 1,5 0,75 (1,25) 0,75 0,9 2,25 0,9 0,9 0,9 (1,35) 0,9 0,75 э шкафа, м Глу- бина 1,85 1,66 1,6 2,6 1,85 1,85 1,6 1,77 1,79 1,6 1,65 1,65 1,15 Высо- та 2,4 (2,6) 2,35- 2,38 2,7 4,1 2,49- 2,65 2,49 2,4 2,35 3,11 2,4 2,82 2,5 2,43 Масса шкафа, т 1,39 1,09-1,78 (0,67-1,88) 1,20-1,85 (0,67-1,20) 6,2(1,15) 1,40-2,10 (0,6-1,65) 1,45 (0,6-1,3) 0,40-1,25 2,75 0,48-1,74 0,40-1,25 0,63-1,80 (0,64) 0,6-0,88 Примечания: 1. Все серии выполнены по схеме с одиночной системой шин и включают сле- дующие исполнения шкафов: ввода, отходящей линии, секционного выключателя, трансформатора на- пряжения и разрядника, трансформатора с. н. 2. Отключаемый ток выключателей численно равен току термической стойкости; максимальная продолжительность протекания тока термической стойкости 3 с. 3. Допустимые значения сопротивления постоянному току контактов: а) для контактов сборных шин — не более 120% сопротивления участка шин той же длины без контакта; б) для втычных контактов первичных цепей — в соответствии с заводской инструкцией, а в случае отсутствия заводских данных выбираются по таблице: Номинальный ток контакта, кА . . 0,4 0,6 0,9 1,2 2,0 и более Сопротивление контакта, мкОм .75 60 50 ;> 40 30 в) для разъединяющих скользящих контактов вторичных цепей — не более 4§р0 мкОм. 4. В скобках -приведена ширина ячеек вводов и секционных выключателей, а также масса ячеек без выключателей. 5. Серии КМ-1. КВ-1, К-104, КРУ2-10-20 и КР-10. рассчитаны на двустороннее обслуживание, остальные — на одностороннее. 6. Наибольшее сечение присоединяемых кабелей 3 х 240 мм2, наибольшее количество кабелей для КР-10 и К-ХП-6, для КРУ2-10-20 - 5, для КСО-272-2, для остальных типов-4; есть варианты исполнения шкафов с кабельными сборками, допускающие увеличение количества присоединяемых кабелей до 10 (КЭ-10, КМ-10, КР-10) или до 12 (K-XXVII). 7. Выкатные элементы есть у всех серий, кроме КСО-272 и K-XXVIII. 8. Все приведенные в таблице серии РУ используются для понизительных ПС и ПС промышлен- ных предприятий; особо оговаривается, что РУ серии КЭ-10/40 предназначены для крупных элек- троприемников с резко толчковыми нагрузками, серий КВ-1, КЭ-6, КЭ-10 —для электроустановок с частыми коммутационными операциями, КР-10Д - для ГРУ ТЭЦ, КР-10, КЭ-6, К-ХП, K-XXIV, K-XXV, K-XXVI, K-XXVII, КРУ2-10-20 и К-104-для с. н. электростанций, КЭ-бС-для с. н. АЭС, K-XXVIII — для трансформаторов с. н. конденсаторных батарей или разрядников (стыкуются с К-ХП и K-XXV), K-XXIV — в цепях ввода и секционного выключателя в РУ с камерами серий K-XXV.
Продолжение табл. 5.41 9. Камера серии КВВО на 0,63 кА имеет термическую стойкость 14 кА, КСО-272 с выклю- чателем нагрузки имеет электродинамическую стойкость 30 кА. 10. Серии K-XXIV и K-'XXV выпускаются только на 6 кВ, КВ-1, K-XXVII - только на 10 кВ, остальные — на 6 и 10 кВ. Таблица 5.42. Комплектные распределятельные устройства 6 — 10 кВ наружной установки (ГОСТ 14693-77*) Серия КРУН-6(10)Л КРН-10 К-34 К-40 К-41 К-44 К-47 К-49 *" К-102 Номинальный ток, А сборных шик 0,63; 1,0; 1,6 0.63 0,63 1,6 1.6 1,0; 1,6; 2,0; 3,2 1,0; 6,2; 0; 3,2 1,0; 1,6; 2,0; 3,2 1,0 ячеек 0,63; 1,0; 1,6 0,40; 0,63 0,40; 0,63 0,63 0,40 0,63; 1,0; 1,6 0,63; 1,0; 1,6 0,63; 1,0; 1,6 0.32 Стойкость, кА электро- динами- ческая (ампли- туда) 51 51 26 51 25 51 51; 81 51; 81 10 тер- ми- че- ская 20 20 10 20 10 20 20; 31,5 20; 31,5 2 Тип выключа- теля ВМПП-10, ВМПЭ-10 ВМП-10 ВММ-10 ВМПП-10 ВММ-10 ВМПП-10 ВК-10, ВКЭ-10 BK-iO, ВКЭ-10 ВВВ-10 Ши- ри- на 1,0 1,0 0,75 0,9 0,75 0,9 0,75 0,75 1,1 Глу- би- на 1,8 1,28 1.4 1,7 1,4 1,6 1,25 1,44 0,9 Высота 2,5 2,8(4,5) 1,5(2,6) 2,7 1,5(2,8) 2,4(3,4) 2,2(2,7) 2,6 1,4 Масса шкафа, т 0,87-1,14 0,98 0,45-0,74 13,9 3,76 0,78-1,29 0,45-0,85 1,08 0,5-0,6 Примечания: 1, 2 и 3 то же, что и к табл. 5.41. 4. Все серии рассчитаны па напряжения 6 и 10 кВ. 5. Все шкафы с двусторонним обслуживанием и имеют (кроме КРН-10, К-40 pi К-41) коридор обслуживания, а также (кроме КРН-10) выкатные элементы. 6. Серии К-102 и К-40 допускают присоединение только воздушных отходящих линий, К-41 и К-47 — только кабельных, остальные — как воздушных, так и кабельных. Наибольшее сечение присоеди- няемых кабелей 3x240 мм2; наибольшее количество присоединяемых кабелей для КРН-10, К-34, К-44 - 2, для КРУН-б(Ю) - 3, для К-47 и К-49 - 4. 7. Ячейки серии К-47 и К-49 с шинами на 1,0 кА изготовляются только с электродинами- ческой стойкостью 51 кА (термическая стойкость 20 кА). 8. РУ серий КРН-10 и К-102 могут быть использованы для секционирования' линий электропе- редачи, серий К-40 и К-41 предназначены для передвижных подстанций на автоходу. 9. Приведенные в таблице данные о массе шкафов К-40 и К-41 относятся к распределительному устройству в целом, включающему вводную ячейку и несколько ячеек отходящих линий (для К-40 всего 12 ячеек, для К-41 - 9). 10. В скобках указана высота с учетом кронштейна для воздушного ввода (для К-41 — высота вводной ячейки). 11. Шкафы серий К-44 и К-49 снабжены теплоизоляцией. Для повышения надежности работы ячеек КРУН ъ условиях резких колебаний температуры наружного возлуха предлагается: уплотнить шкафы, закрыть жалюзи в периоды возможного выпадения росы, нанести на изоляцию гидрофобные покрытия, установить вентильные разрядники на тех вводах ВЛ 6—10 кВ, которые могут быть длительно отключены только выключателем. Таблица 5.43. Комплектные трансформаторные иодстанцяи Тип КТПБ-110/10(6) Трансформаторы Мощность, MB-А 2,5-16 Количестве 1 2 Схема РУ ВН по рисунку 2.7, в 2.7, д 2.7, е 2.8. а 2.8, б Площадь ПС в плане, м2 819-1269 1386-1818 1872-1908 1728-2286 2268-2286
Продолжение табл. 5.43 Тин КТПБ-110/10-6(6-6) КТПБ-110/20 КТПБ-110/35/10(6) КТПБ-35/10(6) КТП-110-35/0,4 Трансформаторы Мощность, МВ-А 25-40 2,5-16 6,3-40 16-25 0,10 Количество 1 2 1 2 1 2 2 1 Схема РУ ВН по рисунку 2.7, в 2.7, д 2.7, е 2.8, а ■ 2.8, б "2.7, в 2.7, д 2.8, о 2.7, в 2.7, д 2.7, е 2.8, а 2.8, б 2.8, б 2.2, а 2.7, б Площадь ПС в плане, м2 1269 1584-1989 1989 1818-2520 2520 1943 3331 1088-1260 2070-2376 2574-2691 2376-2691 3150 936-1170 1170-1404 28 Примечания: 1. Расшифровка условного обозначения: буквенная часть — К — комплектная, Т — трансформаторная, П — подстанция, Б — блочное исполнение; цифровая часть — номинальное напря- жение, кВ. ' 2. РУ вторичного напряжения 6, 10 или 35 кВ по схеме одиночной секционированной системы шин (две одиночные секционированные системы шин при трансформаторах с расщепленными об- мотками). 3. Для ОРУ ПО и 35 кВ КТПБ поставляются в блоках; размеры и масса блоков: 110 кВ от 3,5x2,7x5,1 до 5.2x1,5x4,3 м и от 0,8 до 1,9 т; 35 кВ от 0,9x2,7x2,7 до 5,4x2,7x2,7 м и от 0,15 до 3,4 т. Для РУ 6 — 10 кВ для КТПБ используются КРУН типа К-47 и К-49, поставляемые в блоках по 10 ячеек. В комплект заводской поставки КПТБ не входят силовые трансформаторы, выключатели 110 кВ, силовые и контрольные кабели, аппаратура высокочастотной связи, рельсы для силовых трансформаторов, железобетонные изделия, элементы наружного ограждения и заземле- ния, панели зашиты, управления и сигнализации, устанавливаемые в ОПУ, балки под ячейки КРУН, трансформаторы тока и напряжения 110 кВ. 4. КТП-100-35/0,4 — наружная столбовая ПС, присоединяемая ответвлением к ВЛ 35 кВ. 5. В сочетании с комплектными подстанциями при строительстве общестанционных пунктов управления (ОПУ) могут применяться секции быстромонтируемых зданий -серии БМЗ. 6. КТП наружной установки 6(10)/0,4 кВ выпускаются на один и два трансформатора 160, 250, 400, 630 и 1000 кВ-А и на один трансформатор 25, 40, 63 и 100 кВ-А, комплектуются из шкафов ВН и НН, масса (на один трансформатор) от 0,8 до 2,8 т, размер в плане от 2,1x3,4 до 1,3x6.2 м. 7. КТП внутренней установки 6(10)/0,4 кВ выпускаются с трансформаторами 160. 260, -400, 630, 1000, 1600 и 2500 кВ-А, масса от 1,1 до 4,7 т, размер в плане от 1,1x2,5 до 1,3x5,0 м. Перевозимые КТП наружной установки ПКТП-6(10)/0,4 кВ, смонтированные на раме-салазках, выпуска- ются с одним трансформатором 250. 400 и 630 кВ • А массой от 3,6 до 5.7 т, размер в плане от 1,4x3,8 до 1,5x4.1 м. '*- / \ Таблица 5.44. Блочные распределительные устройства Тип КРУБ-110/1000 КРУБ-110/2000 'ДИН' RA 52 80 Шаг ячейки, м 9,0 9,3 Тин используемого выключателя МКП или ММО ВВБМ Масса ячейки 0,45-2,0 0,50-2,1 Примечания: 1. Расшифровка условного-обозначения: К — комплектное, Р — распределитель- ное, У — устройство, Б —блочное; цифровая часть: числитель— UROU, кВ; знаменатель —/ном, А. 2. КРУ Б комплектуется из ячеек типа ЯН-110; номенклатура ячеек включает блоки разъе- динителя, трансформатора напряжения и конденсатора связи. Выключатели, измерительные трансфор- маторы тока и напряжения комплектно с КРУБ ие поставляются. 3. РУ комплектуется по типовым схемам с одной и двумя рабочими системами шин с обходной.
Таблица 5.45. Передвижные комплектные трансформаторные подстанции 110 кВ Тип ПС ПКТПА-2500/110 i % ПКТПА-10000/110 Тин главного трансфор- матора ТАМГ- 2500/110 Специ- альный Напряжение, кВ первичное 115,5 + + 2x2,5% 110 + 2х х2,5% вто- рич- ное 6 ИЛИ 10 6 ИЛИ 10 Оборудование РУ tffl Разъедини- тель и от- крытые плавкие вставки Разъедини- тель и ОПН РУ РН Тип шка- фов К-30; К-34 К-30; К-47 Ко- личе- ство ячеек 8(3) 5(3) Размеры в плане, ы (длина х ширина х высота) 12,2x3,25x4,5 12,2x5,4x5,1 12,3x3,2x4,4 12,3 х 5,3 х 5,0 Мас- са обо- рудо- ва- ния, т 34,5 33,95 Примечания: 1. Обе подстанции смонтированы на базе автомобильного прицепа грузо- подъемностью 40 т. 2. Разработчик подстанций — Гидроэнергопроект (по ПКТПА-10000 — совместно с ЦКБ Союз- энергоремонта); изготовитель ПРП — «Свердловэнергореыонт» и Целинэнерго (только но ПКТПА- 2500). 3. Конструкция специального трансформатора ПКТПА-Ю0ОО учитывает передвижной характер работы и имеет встроенный в бак трансформатор с. н. 25 кВ-А. ПКТПА-2500 имеет трансформатор с. н. 25 кВА, установленный в ячейке КРУН. 4. Переход с 6 на 10 кВ обеспечивается переключением на выводах силового трансформатора и заменой разрядников, трансформатора напряжения, а для ПКТПА-2500 также и трансформатора с. н. ^ 5. В скобках указано количество линейных ячеек РУ НН. 6. В числителе ■— размеры ПС в транспортном положении, в знаменателе — в рабочем. Переход от транспортного положения к рабочему с опробованием коммутационного оборудования и под- ключением к сети осуществляется за 6 ч, обратный переход — за 2 ч. 7. Изготовляются также передвижные ПС на железнодорожном ходу (ПТПЖ-25000/110 с транс- форматором типа ТРДЦП). Таблица 5.46. Комплектные распределительные устройства с элегазовой изоляцией Характеристика Номинальный- ток, кА: сборных шин отводов Электродинамическая стойкость, кА Термическая стойкость, кА Время протекания тока термической стойкости, с, для заземлителей/для остальных элементов Номинальное/наибольшее допустимое давление элегаза. МПа, при +20°С: для выключателя для трансформатора напряжения для других элементов Утечка элегаза в год, %, не более Номинальный ток отключения выключателя, кА Допустимый ток включения ныключателя, наибольший пик, кА Собственное время отключения/включения выключателя, с То же разъединителя, с Полное время отключения выключателя, с Минимальная бестоковая пауза при АПВ, с Тип ячейки ЯЭ-1Ю-ЗУ4 1,6 1,25 125 50 1/3 0,60/0,60 0,40/0,45 0,25/0,30 0,040 ±0 3 40 100 ,005/0 5/5 0,065 0,3 ЯЭ-220-ЗУ4 1,6 1.25 125 50 1/3 0,45/0,50- 0,40/0,45 0,25/0,30 08 ±0,02
Продолжение табл. 5.46 Характеристика Пневматический привод выключателя: номинальное/наибольшее допустимое давление, МПа наименьшее начальное давление отключения (включе- ния), МПа то же для цикла О — В — О, МПа расход воздуха на одно включение/отключение по- люса, м3 расход воздуха на утечки, м3/ч, не более ток потребления электромагнитов включения и отключения наибольший/установившийся, А, на три полюса Привод разъединителя: установившийся ток, А номинальное давление, МПа верхний/нижний пределы давления, МПа расход воздуха на одно включёние/отключение/полюса, м3 расход воздуха на утечки привода полюса, м3/ч Масса ячеек с одной/двумя системами шин, т: линейной шиносоединительной секционной трансформатора напряжения Габариты линейной ячейки, м: длина (шаг) высота глубина Тип ячейки ЯЭ-110-ЗУ4 ЯЭ-220-ЭУ4 2,0/2,1 1,7 19 0,14/0,56 0,20/0,45 — 0,09 0,06 36/13,5 0,3 0,6 0,63/0,50 0,03 0,05 8,3/10,3 17,0/21,0 9,3 21 15,2/35,7 27/65 7,8/8,4 8,6/18 3,0 2,0 3,2 5,2 3,6 6,8 Примечания: 1. Полное обозначение типа ячейки: буквенная часть: ЯЭ — ячейка элегазовая; цифровая часть — номинальное напряжение,-кВ; буквенная часть, указывающая назначение (в таблице опущено): Л — линейная, Ш — шиносоединительная, С — секционная, ТН — трансформаторов"* напря- жения; цифра — количество систем шин (также опущено в таблице): 1 — одна система, 2 — две си- стемы; заключительная группа знаков: 3 — трехполюсные сборные шины, У4 — климатическое испол- нение и категория размещения по ГОСТ 15150-69* и 15543 — 70*. 2. Наименьшее допустимое давление элегаза равно номинальному. 3. Ячейки допускают присоединение кабельных вводов на 1 или 2 кабеля низкого давления сечением от 150 по 625 мм2 на ПО кВ или высокого давления от 300 до 625 мм2 на 220 кВ и токопроводов. 4. Привод разъединителей ячейки ПО кВ 1иожет быть пневматическим или электродвигатель- ным, ячейки 220 кВ — только пневматическим; номинальное напряжение постоянного тока всех при- водов, цепей управления, сигнализации и блокировки 220 В. 5. Высота и глубина ячейки приведены без учета габаритов кабельной приставки (ввода). ■ 6. Полюсы секционных ячеек состоят из двух (четырех) секций (соответственно при одной и двух системах шин), аналогичных по конструкции секциям полюсов других ячеек; соответственно шаг секционной ячейки удваивается (учетверяется) по сравнению с шагом линейной ячейки, остальные размеры секционной ячейки, равно как и все габариты ячеек ТН и Ш, равны тгйсовым для линейной ячейки. а. 7. Шаг ячейки приведен на три полюса для 110 кВ и на один для 220 кВ. ч*' 8. Элегаз (электротехнический газ) — шестифтористаи сера, представляющая собой в обычных условиях тяжелый нетоксичный и негорючий инертный ■ газ без цвета и запаха, обладает высокой электрической прочностью, хорошей дугогасительной способностью и хорошей теплопроводностью. Элегаз — стабильное вещество при температуре до 150 °С (его поведение аналогично поведению азота), а при температуре выше 1100°С диссоциирует на фтор и серу. 9. Для заполнения КРУЭ должен применяться элегаз повышенной чистоты по ТУ 6-02-1249—83, удовлетворяющий следующим нормам: массовая доля шестифтористой серы не менее 99,9%, массовая доля примесей: кислород, азот, воздух (суммарно) не более 0,05%; тетрафторметан не более 0,05%; массовая доля воды не более 0,0015%; кислотность в пересчете на фтористый водород не более 0,00003%; массовая доля гидролизируемых фторидов не более 0,0001 %.
5.9. КОМПЛЕКТНЫЕ ЭКРАНИРОВАННЫЕ ТОКОПРОВОДЫ Таблица 5.47. Токопроводы пофазио-экраиированные генераторного напряжении производства ПО «Запорожтраисформатор» Токопровод Тип Назначение ^ном, «В J Д ■'ном1* гл *дин> КА ( A-eps КА Токоведущая шина Диаметр наружный, мм Толщина стенки, мм Сечение, мм2 Экран Диаметр внутренний, мм Толщина стенки, мм Сечение, мм2 Междуфазное расстояние, мм Тип опорного изолятора Шаг (максимальный) изоля- торов, мм Тип проходного изолятора Тип трансформатора напря- жения Тип трансформатора тока ТЭНЕ-20/1600-375У1 СП) Отпайка 20 1600 375 2x125x110 (два швеллера) 6,5 600 5 1000 ОФР-20-75011УЗ 2000 ТЭНЕ-20/2000-560У1 (ТЭНЕ-20/1800-560Т1) Отпайка 20 2000(1800) 560 2x125x110 (два швеллера) 8,0 600 5 1000 ОФР-20-750ПУЗ 2000 ТЭН-35/1000-300У1 (Л) Отпайка 35 1000 300 280 10 1000 6 1200 ОФР-35-375ПУЗ 3200 ТЭНЕ-Ю/5000-250У1 (ТЭНЕ- lO/4QpO-250Tl) Главная цепь 10 5000(4000) 250 140 15 400 4 480 2000 ТШЛ-10 ТЭНЕ-20/8000-300У1 (ТЭНЕ-20/7200-300Т1) Главная цепь 20 8000(7200) 300 280 10 770 6 1000 ОФР-20-750ПУЗ 3200 ИП-20-10000УЗ ЗНОМ-20 ЗОМ-1/20 ТШ-20
Продолжение табл. 5.47 Токопровод Тип Назначение ^ном. KB Atoms A /дин> к^ Лер? Кл Токоведущая шина Диаметр наружный, мм Толщина стенки, мм Сечение, мм2 Экран Диаметр внутренний, мм Толщина стенки, мм Сечение, мм2 Междуфазное расстояние, мм Тип опорного изолятора Шаг (максимальный) изоляторов, мм Тип проходного изолятора Тип трансформатора напряжения Тип трансформатора тока ТЭНЕ-20/10000-ЗООУ1 (ТЭНЕ-20/90О0-ЗО0У1) Главная цепь 20 10000(9000) 300 . 280 15 770 6 1000 ОФР-20-75011УЗ 3200 ИП-20-1ОО00УЗ ЗНОМ-20 ЗОМ-1/20 ТШ-20 ТЭНЕ-20/12500-400У1 (ТЭНЕ-20/11250-400Т1) Главная цепь 20 12500(11250) 400 300 20 800 6 1000 ОФР-20-7501ГУЗ 3200 ИП-20-16000УЗ : ЗНОМ-20 ' ЗОМ-1/20 ТШ-20 ТЭНП-20/18500-560У1 (ТЭНП-20/16200-560Т1) Главная цепь 20 18 500(16200) 560 520 18 1000 6 1200 ОФР-20-750НУЗ 4500 ИП-20-16000УЗ ЗНОМ-20 ЗОМ-1/20 ТШЛ-20 ТЭНЕ-35/10000-300У1 (ТЭНЕ-35/9000-300Т1) Главная цепь 35 10000(9000) 300 280 15 1000 6 1200 ОФР-35-375НУЗ 3200 ■ ЗНОМ-35 ЗОМ-1/35 ТШЛ-35
Таблица 5.48. Токопроводы пофазио-экранирсванные генераторного напряжения нроязводства Завода электромонтажного оборудования Гядроэлектромоитажа Токопровод Тип Назначение ^■юм, «В 1 А ^дин> к"- *тер> кА Токоведущая шина Диаметр наружный, мм Толщина стенки, мм Сечение, мм2 Экран Диаметр внутренний, мм Толщина стенки, мм Сечение, мм2 Междуфазное расстояние, мм Тип опорного изолятора Шаг (максимальный) изоля- торов, мм Тип проходного изолятора Тип трансформатора напря- жения Тип трансформатора тока Тип заземлителя Тип выключателя Тип разъединителя Тип разрядника ТЭКНЕ-20/ 1600-560У1 Отпайка 20 1600 560 220(380) 140 15 5890 670 4 6710 900-1000 ОФР-20-500У2 3500 - - - — — - - ТЭКНЕ-20/2000-750У1 Отпайка 20 2000 750 300(520) 180/220 10 5340/6600 670 4 8470 1000-1100 ОФР-20-750кр.У2 3500 - - - — - - - ТЭКНЕ--24/2000-750У1 Отпайка 24 2000 750 300(520) 180 10 5340 670 4 8470 1000-1100 ОФР-24-750кр.У2 3500 - - - — — — - ТЭКНЕ-24/3150-750У1 Отпайка ji: 24 3150 750 300(520) 180 10 5340 670 4 8470 1500-3000 ОФР-24-750кр.У2 3500 - - - — - — — - ТЭКНЕ-20/ /10000-300У1 Главная цепь 20 10000 300 120(210) 280 15 12490 670 4-5 8470-10600 1000-1200 ОФР-20-500У1 3500 ИП-20-10000УХЛТ2 ЗНОМ-20,ЗОМ-1/20 ТШЛ-20 — МГУ-20 РВПЗ-20/12500УЗ РВС-20
Продолжение табл. S.48 Токопровод Тип Назначение ^ном» КВ "■'ном. А ■*терэ К" Токоведущая шина Диаметр наружный, мм Толщина стенки, мм Сечение, мм2 Экран Диаметр внутренний, мм Толщина стенки, мм Сечение, мм2 Междуфазное расстояние, мм Тип опорного изолятора Шаг (максимальный) изоляторов, мм Тип проходного изолятора Тип трансформатора напряжения Тип трансформатора тока Тип заземлителя Тип выключателя Тип разъединителя Тип разрядника ТЭКНЕ-20/12500-400У1 Главная цепь 20 12500 400 160(280) 422 14 17940 810 5 12800 1200 ОФР-20-500У2 4000 ИП-20-16000УХЛТ2 ЗНОМ-20, ЗОМ-1/20 ТШЛ-20Б ЗР-24УЗ РВПЗ-20/12500УЗ РВМ-20 ТЭКНЕ-20/20000-560У1 Главная цепь 20 20000 560 220(380) 650 15 30000 1146 6 21750 1500-3000 ОФР-24-750кр.У2 5500 ИП-24-30000УХЛТ2 ЗНОМ-20, ЗОМ-1/20 ТШЛ-20Б, ТШВ-24 ЗР-24УЗ ВВ-20 РВМ-20, РВС-20 ТЭКНЕ-24/24000-560У1 Главная цепь 24 24000 560 220(380) 650 15 30000 1146 7 25355 1500-3000 ОФР-24-750кр.У2 5500 ' ИП-24-30000УХЛТ2 ЗНОМ-24, ЗОМ-1/24 ТШВ-24 ЗР-24УЗ РВ-25 ТЭКНЕ-24/30000-560У1 Главная цепь 24 30000 560 220(380) 650 15 30000 1146 7 25355 1500-3000 ОФР-24-750кр.У2 5500 ИП-24-ЗОО0ОУХЛТ2 ЗНОМ-24, ЗОМ-1/24 ТШВ-30 ЗР-24УЗ КАГ-24 РВ-25
Таблица 5.49. Токопроводы пофазяо-экранирсвгшиые генераторного напряженна производства московского завода «Электрощит» Токопровод Тип Назначение £4ом, кВ J A / д -frep. A Токоведущая шина ' Диаметр наружный, мм Толщина стенки, мм Сечение, мм2 Экран Диаметр внутренний, мм Толщина стенки, мм Сечение, мм2 Междуфазное расстояние, мм Тип опорного изолятора Шаг (максимальный) изоля- торов, мм Тип проходного изолятора Тип трансформатора напря- жения Тип заземлителя Тип выключателя Тип разъединителя Тип разрядника Тип трансформатора тока ТЭНЕ-20/1600-560У1 Отпайка 20 1600 540 220 140 10 4082 602 4 7615 1000-1100 ОФР-20-750УХЛ1 3000 - - - - - - - ТЭНЕ-20/ /6300-300УХЛ1 Главная цепь 20 6300 300 120 220 10 674 -:-# 4 3000 ТЭНЕ-20/ /8000-30ОУХЛ1 Главная цепь 20 8000 300 120 220 12,5 674 4 ТЭНЕ-20/ /10000-300УХЛ1 Главная цепь 20" г& 10000 300 120 220 17,5 674 4 1000-1200 ОФР-20-500УХЛ1 3000 3000 ИП-20/10000УХЛТ2 ЗНОМ-20, ЗОМ-1/20 ЗР-24УЗ МГУ-20, ВГМ-20 РВРЗ РВС-20, РВМ-20 ТШ-20, ТШВ-15 ТЭНЕ-20/ /12500-400УХЛ1 Главная цепь 20 12500 400 160 420 10 885 5 3000 ИП-20/16000УХЛТ2 ВВГ-20
Продолжение табл. 5.49 Токопровод Тип Назначение •Люм? к** 'ном» **■ *дин» " 'тер» ^ Токоведущая шина Диаметр наружный, мм Толщина стенки, мм Сечение, мм2 Экран Диаметр внутренний, мм Толщина стенки, мм Сечение, мм2 Междуфазное расстояние, мм Тип опорного изолятора Шаг (максимальный) изоля- торов, мм Тип проходного изолятора Тип трансформатора напря- жения Тип заземлителя $ Тип выключателя Тип разъединителя Тип разрядника Тип трансформатора тока ТЭНЕ-20/ 11200-400У1 Главная цепь 20 11000 400 160 420 10 12880 880 5 13902 1280 ОФР-20-750УХЛ1 3000 ПЗТ-20/10000 ТЭНЕ-20-, -2000-560УХЛ1 Главная цепь 20 . 20000 560 220 650 15 1160 6 1500ч>% ТЭНЕ-24- -25000-560УХЛ1 Главная цепь 24 25000 560 220 650 15 30000 1160 6 - ТЭНП-24/ 31500-560УХЛ1 Главная цепь 24 31500 560 220 650 15 30000 1160 6 - ТЭНЕ-24/ 3150-750УХЛ1 Отпайка 24 3150 750 300 180 15 670 4 - . ИОР-24-800УХЛТ2 3000 3000 3000 ИП-24/30ОООУХЛТ2 ЗНОМ-20, ЗОМ-1/20 J * ЗР-24УЗ ВВ-20 - - -? - - ■- ТШВ-24 - - - 3000 - - - - - - —
Таблица 5.50. Токопроводы иофазио-экранироваиные генераторного напряжения производства куйбышевского завода «Электрощит»* Токопровод Тип Назначение £4ом, кВ / А *ном> ^ ^тер» K^L Токоведущая шина , Диаметр наружный, мм * Толщина стенки, мм Сечение, мм2 Экран Диаметр внутренний, мм Толщина стенки, мм Сечение, мм2 Междуфазное расстояние, мм Тип опорного изолятора Шаг (максимальный) изо- ляторов, мм Тип проходного изолятора Тип трансформатора напря- жения Тип трансформатора тока Тип заземлителя Тип выключателя Тип разъединителя Тип разрядника ГРТЕ-10/1600-375У1 Отпайка 10 1600 375 150 125 х 55 (швеллер) 8 3311 550 4 6962 ' 900 ОФР-20-500У2 1500 ГРТЕ-20/1600-375У1 Отпайка 20 1600 375 150 125x55 (швеллер) 8 3311 550 4 6962 1000 ОФР-20-500У2 2000 г ГРТЕ-10/5140-250У1 Главная цепь 10 5150 250 100 280 8 6516 740 4 9349 1000 ОФР-20-500У2 3000 ПЗТ-20-10000 ЗНОМ-10, ЗОМ-1/10 ТШВ-15 ЗР-24УЗ МГУ-20 РВРЗ-20/8000 ГРТЕ-10/8550-250У1 Главная пепь 8550"" 250 100 280 12 9622 740 4 9349 1000 ОФР-20-500У2 3000 ПЗТ-20-10000 ЗНОМ-10, ЗОМ-1/10 ТШВ-15 ЗР-24УЗ ВГМ-20 РВПЗ-20/12500 РВС-20 ГРТЕ-20/10000-300У1 Главная цепь 20 10000 300 120 280 15 11887 740 6 14024 1200 ОФР-20-500У2 4000 ПЗТ-20-10000 ЗНОМ-20, ЗОМ-1/20 ТШЛ-20Б ЗР-24УЗ ВГМ-20 РВПЗ-20/12500 РВМ-20
Таблица 5.51. Токопроводы экранированные собственных нужд электростанций Токопровод Изготовитель Тип ^Люм» к*> *ном» " /дин» *^ /тер» ^А Токоведущая шина Диаметр наружный, мм Толщина стенки, мм Сечение, мм2 Экран Диаметр внутренний, мм Толщина стенки, мм Сучение, мм2 Междуфазное расстояние, мм Тип опорного изолятора $** ? Шаг (максимальный) изоляторов, мм Тип проходного изолятора Тип трансформатора напряжения ТЗК-6/1600-51 6 1600 51 20 125 х 55 8 1700 540* 2 ИО-10-750 1250 Завод ТЗК-6/1600-81 6 1600 81 31,5 125x55 (швеллер) 8 1700 540* 2 ИО-10-750 1650 электромонтажного оборудования Гидроэлектромонтажа ТЗКР-6/1800-51 ТЗКР-6/1800-81 6 6 1600 ~ 1600 51 81 20 31,5 125x55 (швеллер) 8 1700 640* 2 ИО-10-750 1250 125x55 (швеллер) 8 1700 640* 2 ИО-10-750 1650 ТЗМЭП-6/3200-128 6 3200 128 150 120 10 3460 Восьмигранный (впи- санная окружность 352) 4 4660 420-470 ОФР-10.-750 2000
Продолжение табл. 5.51 Токопровод Изготовитель Тип £Л«>м, кВ 'ном» " 'дин» к^ ^тер» к^ Токоведущая шина Диаметр наружный. мм Толщина стенки, мм Сечение, мм2 Экран Диаметр внутренний, мм Толщина стенкн, мм Сечение, мм2 Междуфазное рас- стояние, мм Тип опорного изоля- тора Шаг (максимальный) изоляторов, мм Тип проходного изо- лятора Тип трансформатора напряжения ТЗК-6-1600-81УЗ 6 1600 81 31,5 / 4 125x55 (швеллер) 6,5 - 520* 2 — - ИОР-10-750Ш2 1500 - — ТЗКР-6-2000-81У1 6 2000 81 31,5 125 х 55 (швеллер) 6,5 — 650 2 — - ИОР-10-750Ш2 1500 ИПК-10/ 2000-1000УЗ ЗИОЛОб-бУЗ i ПО «Запорожтрансфсрматор» ТЗП-10-1600-81УЗ 10 L600 81 31,5 100 5 — 490 х 900* (прямоугольный) 2 — 250 ИОР-10-750Ш2 650 ИПК-10/ 2000-1000УЗ — ТЗПР-10-2000-81 УЗ 10 2000 81 31,5 100 10 / 450x1250* (прямоугольный) 2 — 480 ИОР-10-750-Ш2 1000 ИПК-10/ 2000-1000УЗ — ТЗК-! 0-2000-81У \ 10 26СШ 81 31,5 125 х 55 (швеллер) 6,5 — 770 4 — - ИОР-10-750Ш2 2000 ИПК-10/ 2000-1000УЗ — ТЗК-1О-320О-128У1 10 3200 128 50 200 х 90 (швеллер) 10 — 770 4 - - ' ИОР-10-750-Ш2 2000 ИП-10/3200-ЗОООУ2 ИПК-10/ 4000-1500УЗ — * Экран выполнен из стали.
Таблица 5.52. Токоироводы экранированные собственных нужд электростанций Токопровод Изготовитель Тип ^ном. кВ 'ном. А *диш к" *тер> ^/\ Токоведущая шина Диаметр наружный, мм Толщина стенки, мм Сечение, мм2 Экран Диаметр внутренний," мм Толщина стенки, мм Сечение, мм2 Междуфазное расстояние, MM f Тип опорного изолятора, мм Шаг (максимальный) изоля- торов КЗШ-6/64-1700 6 1760 64 28 125 х 55 (швеллер) ■ 6,5 1370 350x900*1 (350x1150) 2 - ' 260/400*2 **' i ИО-10-750; ИОКБ-10; ОФР-10-750 900 московский завод «Электрощит» КЗШ-6/81-1760 6 1760 81 31,5 125x55 (швеллер) 6,5 1370 350 х 900*1 (350x1180) 2 - 260/400*2 ИО-10-750; ИОКБ-10; ОФР-10-750 900 КЗШ-6/100-2000 6 2000 100 40 150x65 (швеллер) 7 1785 350x900 (350x1180) 3 - 260/400*2 ИО-10-2000; ОФ-10-2000 1350 КЗШ-6/100-3000 6 3000 100 40 - ' *- — - - - ) 260/400*2 ОФ-10-2000 - КЗШ-6/125-3200 6 ■ 3200 125 40 150x65 - 4420 350x1180 _ 3 - 260/400*2 ИО-10-2000; ОФ-10-2000 1350
Продолжение табл. 5.52 Токопровод Изготовитель Тип 'Лгам, КВ *ном, А ■*ДИН5 К^ 'тер, К" Токоведущая шина Диаметр наружный, мм Толщина стенки, мм Сечение, мм2 Экран Диаметр внутренний, мм Толщина стенки, мм Сечение, мм2 Междуфазное расстояние, мм Тип опорного изолятора, мм Шаг (максимальный) изоля- торов ТЗК-6/1600-51 6 1600 51 20 - - 1460 620*1 1,5 — - ИО-10-750 3000 1 куйбышевский завод «Электрощит» ТЗК-10/1600-51 ТЗК-6/2000-87 ТЗКР-6/1600-51 10 160.0 51 20 - - 1460 620*1 1,5 — - ИО-10-750 3000 6 2000 81 31,5 - - 2030 620*1 1,5 — - ИО-10-750 2000 6= ,-.* 1600 51 20 - - 1460 620*1 1,5 — - ИО-10-750 3000 ТЗКР-6/2000-81 6 2000 81 31,5 - - 2030 620*' 1,5 — - ИО-10-750 2000 ** Экран выполнен из стали. *2 В числителе — для внутренней установки, в знаменателе — для наружной.
5.10. КОНДЕНСАТОРЫ ВЫСОКОГО НАПРЯЖЕНИЯ Таблица 5.53. Конденсаторы для высокочастотных каналов связи, телемеханики, защиты, для делителей напряжения н отбора мощности Тип ДМК-190-1,6 ДМР-190-1,6 ДМК-190-1,4 ДМК-190-1,5 ДМК-190-1,1 ДМК-190-1,0 ДМ-110-3,3 ДМ-110-1,2 ДМ-110-1,15 ДМК-110-1,0 СОМИ-188Д/3 + 15-12 + 105 СМИ-188/1/3-12 СМ-166/]/5-14 СМВ-166/]/з-14 СМЗ-166/]/з-14 СМИЗВ-166/]/з-14 СМБг166/1/з-14 СМБВ-166/1/3-14 СМП-166/]/з-14 СОМИ-166Д/3 + 15-14 + 107 СМИ-166/1/3-14 ДМР-80-4,4 ДМН-80-4,4 ДМ-80-2,1-1 ДМ-80-2,1-2 ДМП-80-2,1-2 ДМ-80-2 ДМРУ-80-1 ДМН-80-1 CM-133/j/5-18,6 CMB-133/J/5-18.6 см-iio/i/з-м смв-i 10/1/5-6,4 СМВ-110/1/5-6,4 СМБВ-110/|/3-6,4 СМП-110/1/5-6,4 СМПВ-110/]/5-6,4 СМПБ-110/^/5-6,4 Допус- тимое отклонение емкости, /о + 5 + 5 + 5 + 5 + 5 + 5 + 10 + 10 + 5, -10 + 5, -10 ±5 ±5 ±5 ±5 ±3 + 3 + 5 ±5 ±5 -5, +10 -5, +10 + 5 + 10, -5 + 10 + 10 + 10 + 10 + 10 ±10 ±5 ±5 + 10, -5 + 10, -5 + 10, -5 + 10, -5 + 10, -5 + 10, -5 + 10, -5 Одноми- нутное испыт.а- тельное напряже- ние, кВ 320 320 320 320 320 320 280 280 280 280 300 300 262 262 262 262 262 262 262 262 262 160 160 160 160 160 160 160 120 200 200 200 200 200 200 200 200 200 Масса, кг 230 230 230 220 230 220 150 150 90 90 1100 750 765 765 765 765 818 818 975 1100 750 165 175 163 275 335 100 70 92 765 765 140 140 180 180 190 190 230 'ут» см 300 300 300 300 300 .300 205 205 205 205 350/46 350 286 286 286 286 414 414 286 270/30 270 148 190 145 190 190 145 140 140 286 286 "' 205 205 285 285 205 205 285 Размеры, см Высота 167 167 167 143,5 138 143,5 121 121 94,5 94,5 257,5 137,5 137,5 142 137,5 142 157,6 162 180 217,5 137,5 78 78 98,4 143,5 166,5 89 89 88 * 137,5 >И42 117 121.5 138 142,5 158 162,5 179 Диаметр или размеры основания 35 35 35 35 33 35 36 36 32,5 32,5 73 73 73 73 73 73 73 ■73 73 73 73 41 44,8 43,6 43,6 43,6 33,4 25,4 29 73. 73 .33 33 33 33 33 33 33
Продолжение таол. 5.53 Тип СМПБВ-110/]/з-6,4 ДМРУ-60-2,6 ДМРУ-60-2,2 ДМРУ-55-3,3 СМ-66/|/з~-4,4 / СМВ-66/]/з-4,4 СМБ-66/1/з-4,4 СМБВ-66/]/з-4,4 СМП-66/|/3-4,4 СМПВ-66/1/з-4,4 СМПБ-66/1/з-4,4 СМПБВ-66/1/з-4,4 ДМР-35-1,25 СМБ-20-17,5 ОМ-И-107 ОМР-15-107 ОМИЗ-15-107 CMM-20/1/3-L07 CMM-20/J/3-35 ДМ-2-300 Допус- тимое отклонение емкости, % + 10, -5 + 10 + 10 ±10 + 10, -5 + 10, -5 + 10, -5 + 10, -5 + 10, -5 + 10, -5 + 10, -5 + 10, -5 + 10 + 5 + 5 + 5 ±3 ±5 + 5 + 10, -5 Одноми- нутное испыта- тельное напряже- ние, кВ 200 160 160 160 100 100 100 100 100 100 100 100 60 60 55 55 55 65 65 10 Масса, кг 230 70 70 70 68 68 83 83 106 106 122 122 46,5 75 345 345 345 25 13 3,8 /ут, см 285 140 140 140 95 95 145 145 95 95 145 145 70 62 30 30 30 34 34 10 Размеры, см Высота 183,5 89 89 89 89 93,5 89 93,5 130 134,5 130 134,5 54,5 89 45 ' 45 45 66,5 40,6 31,5 Диаметр или размеры основания 33 25,4 25,4 25,4 28 28 28 28 28 28 28 28 32,5 28 73 73 73 31x36 31x37 12x11,6 Примечания: 1. Обозначение типа: буквенная часть — С — конденсатор для связи, О — для отбора мощности, Д — для делителей напряжения, И — для измерения напряжения, М — пропитка минеральным маслом, второе М — в металлическом корпусе, Р — с расширителем, К — с компенсато- ром, В — с выводом для подключения аппаратного зажима спуска ошиновки, П — совмещенный с изолирующей подставкой, У — допускает установку под углом 30е к горизонту, Б — категория испол- нения по длине пути утечки; цифровая часть — номинальное напряжение, кВ, и (после тире) номи- нальная емкость, нФ. Знаком «+» к первой и второй цифровым частям могут присоединяться соответствующие характеристики, связанные с наличием промежуточного вывода. У конденсаторов ДМ и ДМП третья часть цифрового обозначения указывает количество изолированных выводов (1 или 2). 2. В таблицу включены только конденсаторы климатического исполнения и категории раз- мещения У1 по ГОСТ 15150-69* и 15543-70* (СМБ-20 выпускается лишь исполнения TBI, ДМК-190 и ДМР-190 -исполнения ХЛ1). 3. Конденсаторы ДМ-2-300 и СММ-20/[Лз выпускаются в металлических прямоугольных корпусах, остальные — в цилиндрических фарфоровых оребренных; конденсаторы, совмещенные с изолирующей подставкой, а также типа СОМИ имеют квадратный нижний фланец, остальные — круглый. 4. Конденсаторы ДМ-2 и CMM-20/J/3 крепятся в обойме и устанавливаются на изоля- ционной конструкции, соответствующей классу напряжения линии (распределительного устройства). 5. Для конденсаторов с промежуточным выводом дробью указано значение пути утечки до и после промежуточного вывода. 6. Допустимая нагрузка от горизонтального тяжения (вертикальная) составляет для конденсаторов 15 кВ 1,47/26,4 кН, 66/]/з кВ -0.49/1,81 кН, ИОД/з кВ - 0,49/3,92 кН, 133/[/з и 16б/^/з кВ- 1,47/17,65 кН. 7. Измеренные при +20°С значения tgo при приемо-сдаточных испытаниях не должны превышать 0,3% (для ДМК-110-1, ДМК-110-1,15, ДМК-190-1 и ДМК-190-1,15 - 0,35%). 8. Комплектация конденсаторами делителей воздушных выключателей приведена в табл. 5.8; ис- пользование конденсаторов в установках класса напряжения, отличающегося от номинального на- пряжения установки, приведено в табл. 5.55. 9. Для изоляции нижней обкладки (вывода) от земли конденсаторы устанавливают на изоляционные подставки, характеристики которых соответствуют данным табл. 5.54.
Таблица 5.54. Изолирующие подставки к кеиденсаторам Тип подставки ПИ-1 ПИ-2 ПИ-З Размеры, см Высота 43 43 45,5 Диаметр 25,4 30 69,5 Сторона основания 35 40 75 Масса, кг 45 60 257 Допустимая нагрузка, Н горизон- тальная 0,49 0,49 1,47 верти- кальная 2,7 5,88 30,2 Примечания: 1. Длина пути утечки для всех типов 30 см. 2. Емкость подставки не более 0,1 пФ. 3. Нижний фланец имеет форму квадрата. Таблица 5.55. Комплектации емкостных делителей н устаповках класса напряжения, превышающего номинальное напряжение используемого конденсатора Номинальное напряжение, кВ установки 6-10 20 35 ПО 150 220 330 400 500 конденсатора 20/J/? 20/1/3 20/J/3 55/1/3, 66/|/з 20/|/з 55/|/з, 66/|/з по/|/з 20/|/з 55/|/з, 66/J/3 66/J/3 по/|/з llO/j/3, 133/1/3 166Д/3 . 133/|/з 133/|/з 166/|/з Количество конденсаторов в делителе 1 2 3 • I 6 2 1 8 3 4 •5- 3 2 3 . . 4 3
Продолжение табл. 5.55 установки 750 конденсатора i66/jA 188/1/3 Количество конденсаторов в делителе 7 4 Примечания: 1. Конденсаторы в металлическом корпусе устанавливаются в специальной обойме на опорных изоляторах, соответствующих классу установки, конденсаторы в фарфоровом корпусе устанавливаются друг на друга в вертикальную колонку. 2. Колонка йрнденсаторов устанавливается на изолирующую подставку (см. табл. 5.54), либо в качестве нижнего элемента используется конденсатор, совмещенный с подставкой (типа СМП или СМПБ). 3. При необходимости в делителях в качестве нижнего элемента используются конденсаторы для отбора мощности типа СОМИ. Таблица 5.56. Комплектные батареи конденсаторов связи Тип батареи БС-150/]/з-1,47У1 БС-150/1/3-1,47ХЛ1 БСБ-450/|/з-1,47У1 БС-220/[/3-3,2У1 БС-220/1/з-3,2ХЛ1 БСБ-220/[/3-3,2У1 БС-330/]/з~-2,13У1 БС-330/]/з~-2,13ХЛ1 БСБ-330/|/3-2,13У1 БС-330Л/3-7У1 БСБ-330/]/з-7У1 БСБ-330/1/3-7ХЛ1 БС-500/|/з-4,67У1 БС-500/|/з~-4,67У1 БСБ-500/|/3-4,67ХЛ1 БСО-500/|/з +15-4,67+ Ю7У1 БСОБ-500//3 +15-4,67+ 107У1 Высота, м 3,13 3,15 3,13 2,80 3,24 3,22 3,97 4,62 4,60 3 22 3,63 3,63 4,60 5,23 5,23 5,08 5,68 Расстояние А, м 0,31 0,31 0,31 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0,44 0,44 0,44 0,44 0,44 0,44 0,44 Масса, кг 244 252 290 331 422 411 472 603 592 1745 1899 1899 2515 2722 2722 2913 3072 Примечания: 1. Расшифровка условного обозначения: БС — батарея конденсаторов связи, Б — категория внешней изоляции по длине пути утечки (категория А не указывается); первая группа цифр — номинальное напряжение между выводами, кВ, вторая — емкость, нФ (у батарей с отбором в каждой группе отдельно через знак «+» указаны величины, относящиеся к парам выводов верх- ний—средний и средний —нижний); У1, ХЛ1 — климатическое исполнение по ГОСТ 15150 — 69* и 15543-70*. 2. А — расстояние между центрами отверстий для крепления основания, расположенных по углам квадрата. 3. Батареи предназначены для обеспечения высокочастотной связи по ВЛ 150—500 кВ и для отбора мощности, телемеханики, зашиты и измерений. 4. Предельное отклонение емкости для батарей емкостью до 3,2 нФ включительно +10, —5%, для остальных +5%.
Таблица 5.57. Конденсаторы для повышения коэффициента мощности электроустановок Серия I II III IV V Тип конденсатора КМ1-3.15-13-2УЗ КМ1-6.3-13-2УЗ КМ1-10.5-13-2УЗ КМ2-ЗД5-26-2УЗ КМ2-6.3-26-2УЗ КМ2-10.5-26-2УЗ КС2-1.05-50-2УЗ КС2-6.3-5-2УЗ КС2-10,5-50-2УЗ КС1-1,05-37,5-2УЗ(1УЗ) КС1-3,15-37,5-2УЗЭ(1УЗ) КС1-6,3-37,5-2УЗ(1УЗ) КС1-10,5-37,5-2УЗ(1УЗ) КС1-1,05-37,5-2ХЛ1 КС1-3,15-37,5-2ХЛ1 КС1-6,3-37,5-2ХЛ1 КС1-10,5-37,5-2ХЛ1 КС2-1,05-75,2УЗ(1УЗ) КС2-3,15-75-2УЗ(1УЗ) КС2-6,3-75-2УЗ(1УЗ) КС2-10,5-75-2УЗ(1УЗ) КС2-ЗД5-75-2ХЛ1 КС2-6.3-75-2ХЛ1 КС2-10,5-75-2ХЛ1 КСО-3,15-25-2УЗ(1УЗ) КСО-6,3-25-2УЗ(1УЗ) КСО-Ю,5-25-2УЗ(1УЗ) КС1-3,15-50-2УЗ(1УЗ) КС1-6,3-50-2УЗ(1УЗ) КС1-10,5-50-2УЗ(1УЗ) КС2-3,15-100-2УЗ(1УЗ) КС2-6,3-100-2УЗ(1УЗ) КС2-10,5-100-2УЗ(1УЗ) КСК1-1,05-63-2ХЛ1 КСК1-3,15-75-2ХЛ1 КСК1-6,3-75-2ХЛ1 КСК1-10.5-75-2ХЛ1 КСК2-1,05-125-2ХЛ1 КСК2-3,15-150-2ХЛ1 КСК2-6,3-150-2ХЛ1 КСК2-10,5-150-2ХЛ1 Г Емкость, мкФ 4,2 1,0 0,4 8,4 2,0 0,8 145 4,0 1,4 . 108 12 3,0 1,0 108 39,9 3,0 1,0 216 24 6,0 2,0 24 6,0 2,0 8,0 2,0 0,7 16 4,0 1,4 32 8,0 2,8 182 24 6,0 2,0 361 -=»- 48 ?. 12 * 4,0 Высота конденсатора с вводами, см 44,1 47,1 52,6 75,6 78,6 84,1 733 786 841 418 441 471 526 466 466 506 546 739 756 786 841 781 821 861 296 326 381 441 471 526 756 786 841 472 466 506 546 787 787 821 861 Примечания: 1. Расшифровка обозначения типа конденсатора: буквенная часть — К — для повышения коэффициента мощности, М или С — пропитка минеральным маслом или синтетической жидкостью, второе К — наличие .комбинированного диэлектрика; 0,! и 2 —габарит (нулевой, первый, второй); первая группа цифр — номинальное напряжение, кВ, вторая — номинальная мощность, квар; заключительная группа цифр и букв: количество изолированных выводов (1 или 2) и климатическое исполнение и категория размещения (УЗ, ХЛ1) по ГОСТ 15150-69* и 15543-70*. 2. Емкость и мощность указаны при температуре +40 "С. 3. Конденсаторы I и II серий изготовляются по ТУ 16-527.179—78 и 16-521.167—78, остальных серий-по ГОСТ 1282-79*.
Продолжение табл. 5.57 4. Предельное значение отклонения емкости (мощности) конденсаторов от номинального при приемо-сдаточных испытаниях должно быть в пределах —5, +10% (по согласованию между из- готовителем и потребителем допускается + 1|5%), в эксплуатации ±10%. 5. Измеренные при +20 °С значения тангенса угла диэлектрических потерь не должны превышать 0,3% при приемо-сдаточных испытаниях и 0,8% в эксплуатации. 6. Размеры корпуса (длина х ширина х высота) и масса конденсаторов составляют для 0,1 и 2-го габаритов соответственно 380x120x185, 380x120x325 и 380x120x640 мм и 18, 30 и 60 кг. 7. Конденсаторы изготовляются также в тропическом исполнении. 8. Промышленностью выпускаются комплектные конденсаторные установки напряжением 6,3 и 10,5 кВ, номинальной мощностью 400, 450, 600, 900, 1350, 1800, 2250, 2700 и 3150 квар. Каждая такая установка состоит из ячейки ввода и нескольких (в зависимости от мощности установки) конденсаторных ячеек. Ячейка ввода предназначена для присоединения кабеля и содержит трехполюс- ный разъединитель; в каждой конденсаторной ячейке три конденсатора, соединенных в треугольник ■ и подключенных через предохранители к сборным шинам. Таблица 5.58. Блоки конденсаторов для шунтовых батарей Тип блока БК-1,05-240 БК-1,05-360 БК-1,05-500 БК-1,05-750 БК-2,1-240 БК-2,1-360 БК-2,Ь500 БК-2,1-750 Емкость, мкФ 696 1045 1448 2172 174 261 363 543 Ток, А 229 343 476 714 114 171 238 357 Тип конденсатора КС-1,05-60 КС2-1,05-60 КСК2-1,05-125 КСК2-1,05-125 КС2-1,05-60 КС2-1,05-60 КСК2-1,05-125 КСК2-1,05-125 Количество конденсато- ров в блоке 4 6 4 6 4 6 4 6 Масса, кг 275 390 275 390 275 390 275 390 Примечания: 1. Расшифровка обозначения: БК—блок конденсаторный; первая группа цифр — номинальное напряжение, кВ; вторая группа цифр — номинальная мощность, квар. 2. Все блоки выпускаются климатического исполнения и категории размещения У! по ГОСТ 15150-69* и 15543-70*. 3. Ширина блоков составляет для напряжения 1,05 кВ 700 мм, для напряжения 2,1 кВ —920 мм. 5.11. ВЫСОКОЧАСТОТНЫЕ ЗАГРАДИТЕЛИ Таблица 5.59. Силовые реакторы заградителей Тип заградителя ВЧЗ-100-0,15 ВЧЗ-300-0,15 ЗВС-100-0,5 ЗВС-200-0,5 ЗВС-400-0,5 ВЗ-600-0,25 ВЗ-1000-0,6 ВЗ-2000-1,2 ВЗ-630-0,5 Тип реактора РЧЗ-100-0,15 РЧЗ-300-0,15 РВС-100-0,5 РВС-200-0,5 РВС-400-0,25 РЗ-600-0,25 РЗ-1000-0,6 РЗ-2000-1,2 РЗ-630-0,5 ^ном» сети, кВ 6-110 6-110 6-110 6-110 35-330 110-500 330-750 110-220 < S о 150 300 100 200 400 600 1000 2000 630 < ьа 4,5 10 5,0 10,1 10 20 30; 23 М 65 16 < к .1 13,5 25,6 12,75 25,5 25,5 30; 50*' 42; 58*2 70 41 Индуктивность, мГн 0,14 0,16 0,57 0,6 0,25 0,25 0,6 1,2 0,547 Марка, сечение провода АС 35 ПБО 5,5x10,8 120 мм2 270 мм2 270 мм2 А 300 А 240 А 300 А 300 Число парал- лельных прово- дов 1 1 1 1 2 1 2 4 1 Число витков 40 41 37,5 29,5 29,5 22 34 39 29,5 Диаметр катуш- ки, мм 240 250 490 760 860 900 1110 1622 1060 Высота с ЭН, мм 880 880 880 880 980 1475 1905 2636 1436 Масса полная, кг 36 46 45 75 120 120 315 1120 168
Продолжение табл. 5.59 Тип заградителя ВЗ-1250-0,5 ВЗ-2000-1,2 ВЗ-4000-0,5 ВЗ-2000-1,0 Тип реактора РЗ-1250-0,5 РЗ-2000-0,5 РЗ-4000-0,5 РЗ-2000-1,0 ^ном» сети, кВ 220-330 500-750 1150 500-750 < S g 1250 2000 4000 2000 & 31,5 40 40 40 80 100 . 100 100 Индуктивность, мГн 0,536 0,576 0,521 1,027 -*• • в • и 8 -Ш « я А 300 А 300 Аг-300 А 300 Число парал- лельных прово- дов 2 4 8 4 Число витков 28,5 29,5 24 34,5 Диаметр катуш- ки, мм 1216 1594 1836 1816 Высота с ЭН, мм 1065 1300 1844 1758 Масса полная, кг 393 644 1325 1010 ** Первая цифра —с элементом настройки ЭН-0,25, вторая--с ЭН-600-50. *2 Первая цифра —с элементом настройки ЭН-0,6; вторая —с ЭН-0.6М- Примечания: 1. Заградители применяются для ослабления влияния шунтирующего действия шин и ответвлений ВЛ на высокочастотный тракт канала уплотнения ВЛ. Кроме того, они при- меняются для заземления изолированных тросов, по которым организована высокочастотная связь. 2. Заградители врезаются последовательно в рабочий провод линий между шинами подстанций и точкой подключения конденсатора связи, к гросам заградители подключаются параллельно. 3. Основной характеристикой заградителя, включенного последовательно, является полоса частот, в пределах которой его активное сопротивление остается выше заданной величины. 4. Максимальный рабочий ток ВЛ, в которую врезается заградитель, должен быть не более номинального рабочего тока заградителя. Установившийся ток ВЛ должен быть не более 1 ^тер' i где (— время протекания тока (время действия резервных защит). 5. Заградители серии ВЧЗ изготовляются по ТУ 34-3630-72, серии ЗВС-по ТУ 34-28-10396-82, серии ВЗ-по ТУ 16-521.045-70 и ТУ 16-521.279-81. 6. При проведении ремонтных работ на ВЛ для исключения возможности нарушения работы высокочастотных каналов применяются переносные заземляющие заградители (включаются в цепи накладываемых заземлений) типа ПЗ-Ю. Эти заградители рассчитаны на длительное про*ождение установившегося тока КЗ 10 кА-( ^ Полное сопротивление заградителя составляет 250 Ом для тока с частотой 40 кГц и растет до 650 Ом при 500 кГц. В целях безопасности проведения работ силовая катушка заградителя шунтируется искровым промежутком. Таблица 5.60. Полосы частот заградителя, схемы иастройкя заградителей и зашита от иеренаприжений Тип заградителя ВЗ-600-0,25 Тип элемента настройки ЭН-0,25 Номинальное значение активной со- ставляющей полного со- противления, Ом 500 Номер диа- пазо- на I II III IV V Полосы частот заграждения, кГц 110-150 140-200 165-265 205-430 245-470 i Схема настройки Трехкон- турная » » » Двухкон- турная ч. i.. Разрядники для * защиты от перенапряжений Коли- чество 2 Тип Специаль- ного изготов- ления*1
Продолжение табл. 5.60 Тип заградителя ВЗ-600-0,25 ВЗ-1000-0,6 ВЗ-2000-1,2 ВЗ-630-0,5 ВЗ-1250-0,5 Тип элемента настройки ЭН-600-50 ЭН-0,6м ЭН-1,2 ЭНУ-0,5-40 ЭНУ-0,5-40 Номинальное значение активной со- ставляющей полного со- противления, Ом 500 600 600 630 470 Номер диа- пазо- на I II III IV V I II III IV V VI VII VIII I II III I 11 III IV V VI VII I II III IV V V, Полосы частот заграждения, кГц 100- 140 120-180 150-260 200-400 300-600 40-50 45-58 50-65 60-90 75-115 100-200 120-300 180-500 41-74 53-125 110-650 36-42 40-48 47-60 59-82 74-118 100-200 160-1000 36-44 43-57 50-70 60-95 80-164 150-1000 Схема настройки Трехкон- турная » » » Двухкон- турная Трехкон- турная » » » » » » Двухкон- турная Двухкон- турная Трехкон- турная Двухкон- турная Трехкон- турная » * » » »> » » Трехкон- турная » » » Фильтр верхних частот Трехкон- турная Разрядники для защиты от перенапряжений Коли- чество 2 2 2 1 1 Тип Специаль- ного изготов- ления*1 РВНЭ-1П*! РВП-6*1 РВО-3 РВО-6
Продолжение табл. 5.60 Тип заградителя ВЗ-2000-0,5 ВЗ-2000-1,0 ВЗ-4000-0,5 ВЧЗ-100-0,15 ВЧЗ-300-0,15 ВЧЗС-100 ВЧЗС-200 ЗВС-100-0,5 ЭВС-200-0,5 Тип элемента настройки ЭНУ-0,5-40 *2 ЭНУ-0,5-40 эн-о;15*з *2 ЭН-1 эн-п Номинальное значение активной со- ставляющей полного со- противления, Ом 440 440 340 520*3 510*5 Номер диа- пазо- на I II III IV V VI I II III I II III I II I 1 II III IV V VI VII Полосы частот заграждения, кГц 36-44 43-57 50-77 60-95 80-164 150-1000 36-68 50-146 70-1000 36-50 48-80 75-270 50-100 80-600 70-600 37,7-46,8 44,8-58,5 50,6-68,8 68,7-95,6 80,0-137,8 110,4-263,5 191,0-600 Схема настройки Трехкон- турная » » Фильтр верхних частот Трехкон- турная Трехкон- турная » » Трехкон- турная » Фильтр верхних частот Однокон- турная притуп- лённая Двухкон- турная Однокон- турная *4 Разрядники для защиты от перенапряжений Коли- чество 1 1 1 1 1 1 X Тип РВО-6 РВС-15 РВО-6 "^ РВЧЗ-2,5 РВН-0,5 *1 В схему защиты входит также катушка индуктивности 20 мкГн. *2 Элементы настройки для заградителей серий ВЗ-2000-1 и ВЧЗС специального наименования не имеют. *3 Параметры заграждения определяются или расчетом, или по типовым решениям № 407-0-156 «Схемы обработки и присоединения ВЛ 10—110 кВ для высокочастотных каналов связи» (Раз- работка Сельэнергопроекта 1976 г.). Заградители серий ВЧЗ и ВЧЗС перестраиваются плавно во всем диапазоне. *" Настройка может осуществляться по одночастотной притуплённой, по двухковтурной поло- совой схеме и по схеме фильтра верхних частот. *5 Минимальное значение.
Продолжение табл. 5.60 Примечания: 1. Границы полос заграждения определены по приведенным в таблице номи- нальным значениям активной составляющей полосы сопротивления. В пределах полосы сопротивление везде выше номинального значения. 2. Заградители ВЗ-600-0,25 в диапазоне частот ниже 100—110 кГц настраиваются по одно- и двухчастотной резонансной или притуплённой схемам. Параметры заграждения определяются расчетом. 5.12. ПРЕДОХРАНИТЕЛИ ВЫСОКОГО НАПРЯЖЕНИЯ Таблица 5.61. Выбор предохранителен высокого напряжения Номинальная мощность трансформатора, кВА 25 40 63 100 160 250 400 630 1000 1600 2500 "к, % 4,5; 4,7 4,5; 4,7 4,5; 4,7 4,5; 4,7 6,5; 6,8 4,5; 4,7 5,5; 6,5 6,8 4,5; 4,7; 5,5 6,5; 6,8; 8,0 4,5; 5,5 6,5; 8,0 5,5; 6,5 8,0 5,5; 6,5 8,0 5,5; 6,5 5,5 Максимально допустимый ток плавкой вставки, А, при номинальном напряжении трансформатора, кВ 6,0; 6,3 10 16 20 40 - 50 50 80 160 160 160 315 160 - - 10,0; 10,5 5 10 16 31,5 - 40 31,5 50 80 160 80 200 200 200 13,8; 15,75 - - - - - — 20 50 50 — - - 35 - - - - 5 10 8 10 20 31,5 40 40 - Примечания: 1. В таблице приведен максимально возможный ток вставки предохранителя типа ПКТ на стороне высшего трансформатора, определенный в соответствии с ГОСТ 11677—85 по условиям термической стойкости трансформатора при коротком замыкании на выводах низшего напряжения. Максимально возможный ток вставки должен быть не меньше номинального тока трансформатора. 2. Уточнение тока вставки производится с учетом условий защиты от перегрузки, отстройки от пусковых токов, а также по соображениям селективности смежных защит. В частности, при наличии предохранителей с обеих сторон трансформатора желательно иметь кратность номиналь- ного тока предохранителя на стороне высшего напряжения относительно номинального тока пре- дохранителя на стороне низшего напряжения не менее двукратной. 3. Верхний предел мощности трансформаторов, для которых подбирались предохранители, ограни- чен необходимостью выполнения дифференциальной зашиты, а также номенклатурой предохранителей типа ПКТ.
Тип 101-3-40УЗ, 101-3-31.5УЗ 102-3-40УЗ 103-3-ЗОУЗ 103-3-40УЗ 104-3-40УЗ 101-6-40УЗ 101-6-20УЗ 101-6-40У1 101-6-20У1 102-6-31,5УЗ 102-6-20УЗ 103-6-31.5УЗ 103-6-20УЗ 104-6-31.5УЗ Т. |блица 5.62. Характеристики > предохранителей типа ПКТ Сопротивление элемента предохранителя, мкОм, в зависимости от номинального тока плавкой вставки, А 2 496 708 - - - 644 868 767 1023 623 831 - - - 3,2 246 330 - - - . 318 420 374 499 309 410 - ,_ .1 - 5 122 163 - - - 158 211 188 252 157 209 - 'У л - 8 79 104 - - ' - 106 140 122 161 105 139 - - -■ 10 53 68 - - - 74 95 82 105 74 95 - - - 16 35 45 - - - 49 63 55 70 49 63 - - - 20 26 34 - - - 37 47 41 53 37 47 - - - 31,5 19 24 - - - 30 37 30 37 28 35 - '- 40 128 160 - - 19 23 - у_ 50 9,6 12 - - 14 18 - - 80 4,9 6,2 - - -' У,8 9,8 9,3 11,7 '- 100 3,7 4,6 - - - - 7,0 8,7 - 160 - 2,5 ЗД - - - - ■ 200 - - 1,7 2,0 - - - 3,9 4,9 5,0 6,6 3,2 3,7 315 - - - 1,2 1,5 - - - - - 400 - - - 0,8 1,0 . - - - - - Размеры, Н 176 215 290 290 290 176 176 246 £46 215 215 290 290 290 L 320 366 366 366 396 420 420 446 446 446 466 466 466 496 мм В 77 84 84 84 184 77 77 120 120 84 84 84 84 184 Масса, кг полная/ - патрона 3,4/0,9 4,5/1,75 6,2/3,5 6,2/3,5 10,2/7,0 3,9/1,4 3,9/1,4 7,7/1,5 7,7/1,5 5,0/2,3 5,0/2,3 7,3/4,5 7,3/4,5 12,4/9,0
Продолжение табл. 5.62 Тип 104-6-20УЗ 101-10-31,5УЗ 101-10-20У1 101-10-12,5УЗ 101-10-12,5У1 102-10-31,5УЗ 102-10-12,5УЗ 103-10-31,5УЗ 103-10-20УЗ 103-10-12,5УЗ 104-10-20УЗ 104-10-20УЗ 104-10-12,5УЗ 2 837 1116 813 1073 1180 Г573 - - - - - - - - Сопротивление элемента 3,2 427 569 420 - 557 559 746 - - - - - - - - 5 213 284 212 282 282 377 - - - - - - - - 8 143 188 142 187 180 237 - - - - - - - - 10 L00 128 99 127 120 Т55 - - - - - - - - тредохранителя, мкОм, в зависимости от номинального плавкой вставки, А ' 16 66 85 66. 85 80 103 - - - - - - - - 20 50 64 SO 64 60 77 - - - - - - - - 31,5 44 55 44 55 34 43 - - - - - - 40 - 26 32 - - - - - - 50 - - 19 20,5 25,6 - - - - 80 - - - - 10,3 12,8 - - - 100 — - - - - - 9,3 П,7 10,2 12,8 - - 160 - - - - - - - 6,4 8,0 - 200 - - - - - - - - - 4,7 5,8 тока 315 2,0 2,5 " - - - - 400 - - - - - - - - - Размерь мм Н ^290 196 246 196 246 235 235 310 310 310 310 310 310 L 496 520 546 520 546 566 566 566 566 566 596 596 596 В 184 82 120 82 120 84 84 84 84 84 184 184 184 Масса, кг полная/ патрона 12,4/9,0 4,9/1,8 8,1/1,9 4,9/1,8 8,1/1,9 6,3/2,9 6,3/2,9 9,2/5,8 9,2/5,8 9,2/5,8 15,5/11,6 15,5/11,6 15,5/11,6
101-20-1?.,5УЗ 101-20-12.5У1 102-20-12.5УЗ 103-20-12.5УЗ 101-35-8УЗ 10и35-3,2УЗ 102-35-8УЗ 103-35-8УЗ 2022 2506 1942 2385 3107 3749 - - - 1102 1342 1097 1306 1643 1965 - а - . 567 679 560 669 828 992 - ? л1 - 357 428 354 424 515 617 - - - 245 244 244 280 — 351 403 351 403 - 164 188 - 234 403 123 141 - 176 202 82 44 - 117 135 62 71 - 88 101 49 57 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 286 391 325 400 448 448 487 562 660 665 705 705 760 760 805 805 НО 150 ПО ПО ПО ПО ПО ПО 11,1/2,2 21,2/2,2 12,7/3,4 16,0/6,8 17,4/2,7 17,4/2,7 19,0/3,9 22,9/7,8
Таблица 5.63. Характеристики предохранителей типа ПКН Тип 001-ЮУЗ 001-10У1 001-20УЗ 001-20У1 001-35УЗ 001-35У1 Наибольшее рабочее кВ 12 24 40,5 >- Сопротивление, Ом мини- мальное 47,3 99,9 142,2 макси- мальное 57,6 122,1 173.8 Размеры, мм Н 196 246 286 391 448 516 L 320 442 560 660 760 960 В 82 120 110 150 НО 175 Масса, кг полная 4,2 7,5 10,8 21,0 17,4 40,5 патрона 0,9 1,4 1,8 2,2 2,6 2,7 Примечание: 1. Полное условное обозначение предохранителей состоит из буквенной части (в таблице опущена) и трех групп цифр. Буквенная часть: ПК — предохранитель кварцевый, Т — для защиты силовых трансформаторов и линий, Н — для трансформаторов напряжения. Первая группа цифр: О — отсутствие, 1 — наличие ударного устройства легкого типа; 01, 02, 03 или 04 — конструкция контактов (заменяемые элементы при конструкнии 03 состоят из двух жестко связанных между собой патронов; 04 — из четырех попарно жестко связанных патронов, контакты 0,2 0,4 снабжены открываю- щейся пружинной скобкой). Вторая группа цифр — номинальное напряжение кВ. Третья группа цифр (применяется только для предохранителей ПКТ и в таблице опущена) — номинальный ток предохрани- теля, А. Четвертая группа цифр (также только для предохранителей ПКТ) — номинальный ток отключе- ния, кА. У1 или УЗ — климатическое исполнение по ГОСТ 15150—69* для установки на открытом воздухе или в помещении соответственно. 2. Предохранители типа ПКН на номинальное напряжение 10 кВ могут быть применены в сетях с номинальным напряжением 3 и 6 кВ. 3. Срабатывание предохранителя типа ПКТ определяется по указателю срабатывания, выдвигаю- щемуся наружу под действием пружины после перегорания нихромовой указательной проволоки. Предохранители типа ПКН указателей срабатывания не имеют, и их срабатывание определяется по показаниям приборов, включенных в цепь трансформатора напряжения. 4.ч*Рабочее положение предохранителей в пространстве вертикальное. 5. Температура нагрева частей предохранителя не должна превышать значений, приведенных в разд. 1. 6. Наибольшие допустимые значения коммутационных перенапряжений Umax, возникающих между выводами токоограничиваюшего предохранителя, при отключении составляют: 3 6 10 15 20 35 12 23 38 55 75 126 7. В таблице приведены значения сопротивления элемента предохранителя с учетом указательной проволоки; при этом в числителе — верхнее значение сопротивления, в знаменателе — нижнее. 8. В предохранителях ПКТ серий 101, 102 и 103 исполнения УЗ, а также в предохранителях ПКН исполнения УЗ применяются изоляторы ИО-6-375-1УЗ (на напряжения 3 и 6 кВ), ИО-10-375-1УЗ, ИО-20-375УЗ и ИО-35-375УЗ; в предохранителях ПКТ серии 104 применяются изоля- торы ИО-6-375-НУЗ и ИО-10-375-НУЗ; в предохранителях исполнения У1 — изоляторы ОНС-10-200 ОНС-20-500-1 и ИОС-35-500-ПУ1. 9. По требованию заказчика завод изготовляет предохранители ПКТ и ПКН в тропическом исполнении для внутренней установки (характеристики предохранителей исполнения ТЗ в таблице не приведены): Выпускаются также предохранители для силовых цепей экскаваторных установок (обозначение ПКЭ) и для трансформаторов напряжения экскаваторных установок (ПКЭН). Таблица 5.64. Характеристики предохранителен типа ПСН Характеристика Номинальный ток плавкой вставки, А Ток отключения, кА: наименьший номинальный Тип предохранителя ПС-10У1 8, 10, 16, 20, 32, 40, 50, 80, 100 15 5,0 ПС-35МУ1 8, 10, 16, 20, 32, 40, 50, 80, 100 15 3,2 ПС-110У1 8, 10, 16, 20, 32, 40, 50 10 2,5 ^тпах' кВ
Продолжение табл. 5.64 Характеристика Размеры полюса предохранителя, мм: высота длина ширина Длина патрона, мм Масса, полюса, кг Тип предохранителя ПС-10У1 490 740 165 488 23 ПС-35МУ1 715 1410 225 1044 65,5 ПС-110У1 2130 1480 370 1044 268 Примечания: 1. Структура условного обозначения: ПС — предохранитель стреляющий; цифро- вая часть — номинальное напряжение, кВ; М — модернизированный; У1 —климатическое исполнение и категория размещения (наружная установка) по ГОСТ 15150—69*. 2. Номинальный ток предохранителя ПС-110У1 50 А. остальных— 100 А. 3. Наибольший допустимый в эксплуатации диаметр дугогасящей винипластовой трубки 27 мм. 4. Минимальная высота установки предохранителя над землей (сштая от нижнего края трубки) на напряжение 10 и 35 кВ 2,0 м, 110 кВ — 4 м. Ограждаемая площадь под предохранителем (зона выхлопа) должна составлять для ПС-1ШУ1 5x5 ы\ для остальных —2x2 м2. 5.13. ТОКООГРАНИЧИВАЮЩИЕ РЕАКТОРЫ Таблица 5.65. Бетонные реакторы одинарные Тип РБ, РБУ, РБГ 10-400-0,35 РБ, РБУ, РБГ 10-400-0,45 РБ, РБУ, РБГ 10-630-0,25 РБ, РБУ 10-630-0,40 РБГ 10-630-0,40 РБ, РБУ, РБГ 10-630-0,56 РБ, РБУ, РБГ 10-1000-0,14 РБ, РБУ 10-1000-0,22 РБГ 10-1000-0,22 РБ, РБУ, РБГ 10-1000-0,28 РБ, РБУ, РБГ 10-1000-0,35 РБ, РБУ, РБГ 10-1000-0,45 РБ, РБУ, РБГ 10-1000-0,56 РБ, РБУ 10-1600-0,14 РБГ 10-1600-0,14 РБ, РБУ 10-1600-0,20 РБГ 10-1600-0,20 РБ, РБУ, РБГ 10-1600-0,25 РБ, РБУ, РБГ 10-1600-0,35 РБД, РБДУ 10-2500-0,14 РБГ 10-2500-0,14 РБД, РБДУ 10-2500-0,20 РБГ 10-2500-0,20 РБДГ 10-2500-0,25 РБДГ 10-2500-0,35 Потери на фазу, кВт 1,6 1,9 2,5 3,2 3,2 4,0 3,5 4,4 4,4 5,2 5,9 6,6 7,8 6,1 6,1 7,5 7,5 8,3 11,0 11,0 11,0 14,0 14,0 16,1 20,5 Электроди- намическая стойкость, кА 25 ' 25 40 32 33 24 63 49 55 45 37 29 24 66 79 52 60 49 37 66 79 52 60 49 37 Масса фазы, т 0,88 0,88 0,93 1,16 1,02 1,13 1,12 1,34 1,19 1,49 1,66 1,56 1,67 1,77 1,61 2,04 1,83 2,23 2,53 2,38 2,07 2,46 2,18 2,74 3,04 Диаметр по бето- ну, м 1,43 1,44 1,35 1,41 1,41 1,71 1,37 1,49 1,49 1,53 1,59 1,73 1,75 1,51 1,51 1,67 1,67 1,91 1,91 1,96 1,96 1,93 1,93 2,15 2,22 Высота фазы, м 0,95 1,14 1,04 1,13 1,04 1,04 1,04 1,25 1,14 1,23 1,14 1,14. 4.1,23 X 1,44 У»1,33 1,35 1,23 1,23 1,22 1,39 1,23 1,46 1,28 1,18 1,23 Индуктив- ное сопро- тивление, % -2,5 3,0 2,8 4,4 4,4 6,0 2,5 3,8 3,8 4,9 6,0 8,0 9,7 3,9 3,9 5,5 5,5 7,0 10,0 6,1 6,1 8,6 8,6 11,0 15,0
Продолжение табл. 5.65 Тип РБДГ 10-4000-0,105 РБДГ 10-4000-0,18 РБНГ 10-1000-0,45 РБНГ 10-1000-0,56 РБНГ 10-1600-0,26 РБНГ 10-1600-0,35 РБНГ 10-2500-0,14 РБНГ 10-2500-0,20 РБНГ 10-2500-0,25 РБНГ 10-2500-0,35 Потери на фазу, кВт 18,5 27,7 7,2 8,2 9,8 12,8 13,5 16,8 19,7 23,9 Электроди- намическая стойкость, кА 97 65 29 24 49 37 79 60 49 37 Масса фазы, т 2,16 2,89 1,88 1,94 1,88 2,11 2,12 2,33 2,80 3,26 Диаметр по бето- ну, м 2,08 2,14 1,84 1,99 1,92 1,93 1,95 1,99 2,07 2,23 Высота фазы, м 1,17 1,37 1,73 1,73 1,64 1,82 1,77 1,91 1,82 1,91 Индуктив- ное сопро- тивление, % 7,3 12,5 8,0 9,7 7,0 10,0 6,1 8,6 11,0 15,0 Примечания: 1. Расшифровка буквенной части обозначения типа: Р — токоограничивающий реактор, Б — бетонный с естественным воздушным охлаждением, БД — бетонный с дутьем, Н — для на- • ружной установки, У — ступенчатая установка фаз, Г — горизонтальная, отсутствие этих букв означает, что реактор предназначен для вертикальной установки; цифровые обозначения: первое число—класс напряжения, кВ, второе — номинальный ток, А, третье — номинальное индуктивное сопротивление, Ом. 2. Обозначение фаз трехфазного комплекта реакторов (на шитке, укрепленном на одной из колонок): В — верхняя фаза реактора с вертикальным или ступенчатым расположением фаз, С или СГ — средняя фаза реактора с вертикальным или нижняя со ступенчатым расположением фаз соответ- ственно, Н — нижняя фаза реактора с вертикальным расположением фаз, Г — фаза реактора с гори- зонтальным или отдельно стоящая фаза реактора со ступенчатым расположением фаз. 3. Реакторы выпускаются с углом между выводами 0,90 и 180°. 4. Все реакторы рассчитаны на термическую стойкость 8 с (время, в течение которого реактор выдерживает эффективное значение периодической составляющей установившегося тока КЗ, соответ- ствующего гарантированному ударному току, характеризующему динамическую стойкость). 5. При напряжении 6 кВ применяются реакторы номинального напряжения 10 кВ с соответствующим пересчетом параметров. 6. Реакторы, предназначенные для вертикальной установки фаз, пригодны также для горизон- тальной и ступенчатой; реакторы, предназначенные для ступенчатой установки, пригодны и для гори- зонтальной. 7. Длительно допустимый ток реакторов с дутьем при естественном охлаждении для реакторов на 2500 А до 0,25 Ом включительно составляет 2150 А, на 0,35 Ом — 2000 А, для реакторов на 4000 А при 0,105 Ом — 3750 А, при 0,18 Ом — 3200 А; количество охлаждающего воздуха для реакторов с дутьем при номинальном токе составляет для реакторов 0,14 Ом 70 м3/мин на комплектную колонку (из одной, двух и трех фаз при горизонтальной, ступенчатой или вертикальной установке соответственно), для реакторов от 0,25 до 0,105 Ом — 70 м3/мин на фазу и 0,18 Ом — 100 м3/мин на фазу. 8. Обмотки реакторов внутренней установки на 630 А имеют 2 параллельных проводника в обмотке, на 1000 А — 3, на 1600 А — 5,' на 2500 А — 7, на 4000 А — 10 (реакторы наружной установки на 1600 и 2500 А имеют 4 и 6 проводников соответственно). Реакторы РБДГ-10-4000-0,105, РБДГ-10-4000-0,18 и РБНГ-10-2500-0,20 имеют секционную схему обмотки: средний вывод — Лъ крайние выводы — Л2 (последние должны быть соединены между собой). 9. Высота фазы приведена с опорной изоляцией, а для реакторов наружной установки — вместе с защитной крышей. 10. Для изготовления обмотки используется специальный изолированный реакторный алюминиевый (для климатического исполнения Т — медный) провод сечением 300 мм2 для реакторов наружной установки и 240 и 320 мм2 соответственно для реакторов внутренней установки на 400 и 630 А и более. Изготовитель реакторов — рижский опытный завод «Электроавтоматика».
lab лица З.оо. Ьетонные реакторы сдвоенные Тип РБС, РБСУ, РБСГ 10-2x630-0,25 РБС, РБСУ 10-2 х 630-0,40 РБСГ 10-2 х 630-0,40 РБС, РБСУ, РБСГ 10-2 х 630-0,56 РБС, РБСУ, РБСГ 10-2 х 1000-0,14 РБС, РБСУ 10-2 х 1000-0,22 РБСГ 10-2 х 1000-0,22 РБС, РБСУ, РБСГ 10 х 2 х 1000-0,28 РБСД, РБСДУ 10-2 х 1000-0,35 РБСГ 10-2 х 1000-0,35 РБСД, РБСДУ 10-2 х 1000-0,45 РБСГ 10-2 х 1000-0,45 РБСД, РБСДУ 10-2 х 1000-0,56 РБСГ 10-2 х 1000-0,56 РБС, РБСУ 10-2 х 1600-0,14 РБСД, РБСДУ 10-2 х 1600-0,20 РБСГ 10-2 х 1600-0,14 РБСГ 10-2 х 1600-0,20 РБСД, РБСДУ 10-2 х 1600-0,25 РБСДГ 10-2 х 1600-0,25 РБСДГ 10-2 х 1600-0,35 РБСДГ 10-2 х 2500-0,14 РБСДГ 10-2 х 2500-0,20 РБСНГ 10-2 х 1000-0,45 РБСНГ 10-2 х 1000-0,56 РБСНГ 10-2 х 1600-0,25 РБСНГ 10-2 х 2500-0,14 ! Индуктивное сопротивление ветви, % 2,7 4,4 4,4 5,4 2,14 3,8 3,8 4,9 6Д 6,1 7,8 7,8 9,7 9,7 3,9 5,6 3,9 5,6 6,9 6,9 9,7 6,1 8,7 7,8 9,7 6,9 6,1 Индуктивное сопротивление ветви при встре- чном токе, Ом 0,135 0,200 . 0,200 0,263 0,071 0,103 0,103 0,132 0,159 0,159 0,230 0,230 0,280 0,280 0,062 0,098 0,062 0,098 0,119 0,119 0,197 0,067 0,109 0,251 0,330 0,123 0,056 Коэффициент связи 0,46 0,50 0,50 0,53 0,49 0,53 0,53 0,53 0,55 0,55 0,49 0,49 0,50 0,50 0,56 0,51 0,56 0,51 0,52 0,52 0,46 0,52 0,46 0,44 0,41 0,51 0,60 Потери на фазу, | кВт 4,8 6,3 6,3 7,8 6,4 8,4 8,4 10,0 П,5 11,5 13,1 13,1 15,7 15,7 11,5 14,3 11,5 14,3 16,7 16,7 22,0 22,5 32,1 15,4 17,5 22,1 29,3 Электродина- мическая стой- кость, кА 40 32 ~33 24 63 49 55 45 37 37 29 23 24 24 66 52 79 60 49 49 37 79 60 29 24 49 79 Динамическая стойкость при встречных токах, кА 14,5 12,5 12,5 11,0 21,0 18,5 18,5 16,0 15,0 15,0 13,5 13,5 13,0 13,0 26,0 22,0 26,0 22,0 20,0 20,0 18,5 29,5 26,0 16,0 15,0 22,0 34,0 Наружный диаметр, м 1,49 1,69 1,69 1,85 1,72 1,87 1,37 1,89 1,93 1,93 2,03 2,03 2,05 2,05 2,07 2,07 2,13 2,13 2,21 2,21 2,08 2,21 2,14 1,95 2,02 2,04 2,34 Высота фазы, м 1,23 1,23 1,23 1,23 1,23 1,27 1,23 1,23 1,24 1,23 1,43 1,43 1,43 1,44 1,28 1,28 1,47 147 1,40 1,37 1,55 1,42 1,55 2,18 2,36 2,00 1,82 Масса фазы, т 1,44 1,68 1,68 1,91 1,90 2,02 1,94 2.38 2,44 2,28 2,40 2,40 2,82 2,82 2,96 3,12 2,68 3,12 3,47 3,30 3,85 3,50 3,89 3,09 3,27 3,18 3,75 Примечания: 1. Буква С —сдвоенный реактор; цифра 2 со знаком умногвения перед значением номинального тока указывает, что /ном сдвоенного реактора в 2 раза больше, чём у отдельной ветвн; остальные обозначения те же, что и в табл. 5.65. 2. Сдвоенные реакторы применяются в цепи источника питания (силовой трансформатор, групповая сборка и т. п.); их преимущество перед одинарными реакторами — уменьшение падения напряжения, сокращение габаритов РУ. 3—6 и 8 — 11. То же, что и в примечании к табл. 5.65. 7. Длительно допустимый ток реактора с дутьем при естественном охлаждении составляет для реакторов 1000 А, 0,35, 0,45 и 0,56 Ом соответственно 960, 940 и 900 А; для реакторов 1000 А, 0,20 Ом - 1420 А, для реакторов 1600 А, 0,25 Ом РБСД и РБСДУ - 1350 А, то же РБСДГ - 1500 А; для реакторов 1600 А, 0,35 Ом - 1470 А; 2500 А, 0,14 и 0,20 Ом - соответственно 2100 и 1800 А.
5.14. ВВОДЫ И ИЗОЛЯТОРЫ ВЫСОКОГО НАПРЯЖЕНИЯ Таблица S.67. Маслонаиолненные вводы высокого напряжения Условное обозначение ввода № заводского чертежа Габариты, мм Полная высота ввода Длина ниж- ней части ввода до фланца сое- динительной втулки Диаметр соедини- тельной втулки Расстояние между отвер- стиями во фланце по диагонали Диаметр отвер- стий во фланце, Число отвер- стий ... ВО| фланце Длина пути утеч- ки, см Ем- кость, пФ, ±15% МБТО 5=4Г--б6/400У1 M§I2Z -66/бзот1 0-45 МБТОУ -66/630У1 0-45 ' МБТОУ _66/1бООТ1 оМБ;5°У -66/1600У1 0-45 ГМТА-45- ГМТА-45- ГМТА-45- ГМТБ-45- ГМТБ-45- ГМТБ-45- ГМТА-90- ГМТА-90- ГМТА-90- ГМТБ-90- П0/630У1 110/630ХЛ1 110/630Т1 110/630У1 110/630ХЛ1 110/630Т1 110/2000У1 110/2000ХЛ1 110/2000Т1 110/2000У1 Вводы для силовых трансформаторов и реакторов 2ИЭ.800.006 2ИЭ.800.006-1 2ИЭ.800.032 2ИЭ.800.032-1 2ШЦ.800.078 2ШЦ.800.078-1 2ИЭ.800.012 2ИЭ.800.012-1 2ИЭ. 2ИЭ. 2ИЭ. 2ИЭ. 2ИЭ. 2ИЭ. 2ИЭ. 2ИЭ. 2ИЭ. 2ИЭ. 800.026 800.026-01 800.026-02 800.047 800.047-01 800.047-02 800.055 800.055-01 800.055-02 800.050 1415 1415 1415 1415 1470 1470 1960 1960 315 315 315 315 315 315 785 785 2390 2390 2390 2490 2490 2490 2540 2540 2540 2700 663 663 6оЗ 663 663 663 720 720 720 720 340 340 340 340 340 340 530 530 350 350 350 350 350 350 420 420 420 420 300 300 300 300 300 300 480 480 300 300 300 300 300 300 380 380 380 380 20 20 20 20 20 20 24 24 24 24 24 24 24 24 22 22 22 22 8 8 8 8 8 8 9 9 8 8 8 8 8 8 12 12 12 12 127 127 127 127 163 163 163 163 190 190 190 280 280 280 190 190 190 280 70 70 - - 70 70 235 235 240 240 240 240 240 240 440 440 440 460 78 78 74 74 90 90 133 133 136 136 136 150 150 150 248 248 248 278
ГМТБ-90-110/2000ХЛ1 ГМТБ-90-110/2000Т1 ГТДТА-60-П0/800У1 ГТТА-60-110/800У1 ГТДТА-60-П0/800Т1 ГТТА-60-110/800Т1 ГТДТБ-60-110/800У1 ГТТБ-60-110/800У1 ГТДТБ-60-110/800Т1 ГТТБ-6О-110/800Т1 ГМТА-60-110/800УХЛ1 ГМТА-60-110/800Т1 ГМТБ-60-L10/800УХЛ1 ГМТБ-60-110/800Т1 ГМТБ-45-150/630У1 ГМТА-45-150/630У1 ГМТБ-45-150/630Т1 ГМТА-45-150/630Т1 ГМТБ-45-150/2000У1 ГМТА-45-150/2000У1 ГМТБ-45-150/2000Т1 ГМТА-45-150/2000Т1 ГМТБ-90-220/1 ОООУ X Л1 БМТП -220/1600У1 0,45 ^Л.220/1600Т1 0-45 ' БМТ 0-45 БМТ 0-45 БМТПУ 0-45 БМТПУ -220/1600У1 0-45 БМТУ 220/1600Т1 -220/1600У1 -220/1600Т1 0-45 БМТУ 0-45 ■220/1600Т1 •220/16О0У1 2ИЭ.800.050-01 2ИЭ.800.050-02 2ШЦ.809.024 2ШЦ.809.024-01 2ШЦ.809.024-02 2ШЦ.809.024-03 2ШЦ.809.025 2ШЦ.809.025-01 2ШЦ.809.025-02 2ШЦ.809.025-03 ИВЕЮ.686.341.004 ИВЕЮ.686.341.004- ИВЕЮ.686.341.004- ИВЕЮ.686.341.004- 2ШЦ.800.077-01 2ШЦ.800.077-02 2ШЦ.800.077-03 2ШЦ.800.077-04 2ШЦ.800.068-1 2ШЦ.800.068-П 2ШЦ.800.068-Ш 2ШЦ.800.068-ГУ 2ШЦ.800.115 413-0-0 413-0-ОТ 413-0-0-01 413-0-0-0 IT ^222-0-0 222-0-0 222-0-0-01 222-0-0-01 01 02 03 420 420 290 290 290 290 290 290 290 290 290 290 290 290 350 350 350 350 420 420 420 420 670 760 760 760 760 760 760 760 760 380 380 250 250 250 250 250 250 250 250 250 250 250 250 310 310 310 310 380 380 380 380 620 720 720 720 720 720 720 720 720 22 22 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 22 22 22 22 22 22 22 22 24 24 24 24 24 24 24 24 24 12 VI 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 12 12 12 12 12 12 12 12 16 16 16 16? 16 16 16 16 16 280 280 190 190 190 190 280 280 280 280 190 190 280 280 390 260 390 260 390 260 390 260 570 380 380 380 380 570 570 570 570 460 460 250 210 250 210 250 210 250 210 360 360 360 360 320 320 320 320 560 560 560 560 420 610 610 610 610 610 610 610 610 278 278 100 95 100 95 130 125 130 125 93 93 113 113 240 224 240 224 477 420,5 477 420,5 965 971 971 954 954 1173 1173 1168 1168
Продолжение табл. 5.67 Условное обозначение ввода ГМТА-45-220/2000У1 ГМТА-45-220/2000ХЛ1 ГМТА-45-220/2000Т1 ГМТБ-45-220/2000У1 ГМТБ-45-220/2000Х Л1 ГМТБ-45-220/2000Т1 ГМТБ-90-220/1000У1 ГМТБ-90-220/2000У1 . , ГМТБ-90-220/1000Т1 ГМТБ-90-220/2000Т1 ГМТПА-45-330/1000У1 ГМТПБ-45-330/1000У1 ГМТПА-45-330/2000У 1 ГМТПБ-45-330/2000У1 ГМТПА-45-330/2000Т1 ГМТПБ-45-330/2000Т1 ГМТПА-45-330/2500У1 ГМТПБ-45-3 30/2500У1 ГМРА-0-500/315У1 ГМРА-0-500/315У1 ГМРБ-0-500/315У1 ГМТА-30-500/1600У1 ГМТА-30-500/1600Т1 ГМТА-ЗО-500/1600ХЛ1 ГМТПА-30-50/1000У1 ГМТПА-30-500/1000ХЛ1 ГМТПА-30-500/1000Т1 ГМТПА-30-500/1600У1 ГМТПА-30-500/1600ХЛ1 ГМТПА-30-500/1600Т1 ГМТПА-30-500/2000У1 ГМТПБ-30-500/2000У1 ГМТПА-30-500/2000ХЛ1 ГМТПБ-30-500/2000ХЛ1 № заводского чертежа 2ИЭ.800.043 - 01 2ИЭ.800.043-02 2ИЭ.800.043-03 2ИЭ.800.042-01 2ИЭ.800.042-02 2ИЭ.800.042-03 2ШЦ.800.086 2ШЦ.800.086-01 2ШЦ.800.086-02 2ШЦ.800.086-03 2ШЦ.800.093 2ШЦ.800.093-01 2ШЦ.800.056-1 2ШЦ.800.056-2 2ШЦ.800.056-3 2ШЦ.800.056-4 2ШЦ.800.120 2ШЦ.800.120-01 2ИЭ.800.034 2ИЭ.800.034-01 2ИЭ.800.034-02 2ИЭ.800.011 2ИЭ.800.011-01 2ИЭ.800.011-02 2ШЦ.800.087 2ШЦ.800.087-01 2ШЦ.800.087-02 2ШЦ.800.085 2ШЦ.800.085-01 2ШЦ.800.085-02 2ШЦ.800.095 2ШЦ. 800.095-01 2ШЦ.800.095-02 2ШЦ.800.095-03 Полная высота ввода 4345 4345 4345 4645 4645 4645 5000 5205 5000 5205 5505 6415 4975 5885 4975 5885 5265 5265 6966 6966 6966 7300 7300 7300 7150 7150 7150 7150 7150 7150 7150 7150 7150 7150 Габари Длина ниж- ней части ввода до фланца сое- динитель- ной втулки 1380 1380 1380 1380 1380 1380 1530 1530 1530 1530 2160 2160 L650 1650 1650 1650 1615 1615 2204 2204 2204 2750 2750 2750 2600 2600 2600 2600 2600 2600 2600 2600 2600 2600 гы, мм г Диаметр соедини- тельной втулки 600 600 600 600 600 600 670 670 670 670 818 818 600 600 600 600 600 600 1200 L200 1200 1200 1200 1200 1200 1200 1200 1200 1200 1200 1200 1200 1200 1200 Расстояние между отвер- стиями во фланце по диагонали 560 560 560 560 560 560 620 620 620 620 770 770 560 560 560 560 560 560 ИЗО ИЗО ИЗО ИЗО ИЗО ИЗО ИЗО ИЗО изо изо изо изо изо изо изо изо Диаметр отвер- стий во фланце, мм 24 24 24 24 24 24 24 24 24 24 24 24 24 24 24 24 24 24 24 24 24 22 22 22 22 22 22 22 22 22 22 22 22 22 Число отвер- стий во фланце 16 16 16 16 16 16 16 16 16 16 16 16 16 16 16 16 16 16 16 16 16 16 16 16 16 16 16 16 16 16 16 16 16 16 Длина пути утечки, см 380 380 380 570 570 570 570 570 570 570 540 800 540 800 540 800 540 800 800 800 1180 800 800 800 800 800 800 800 800 800 800 1180 800 1180 Ем- кость, пФ, ±15% 545 545 545 545 545 545 430 430 430 430 630 630 530 530 530 530 510 510 640 640 640 630 630 630 670 670 670 670 670 670 670 670 670 670 Масса, кг ввода 855 855 855 975 975 975 954 961 954 961 1775 1990 1395 1615 1395 1615 1108 1175 3215 3215 3485 3150 3050 3150 3220 3220 3220 3220 3220 3220 3230 3620 3230 3620 масла 153 153 153 153 153 153 112 140 112 140 215 247 145 169 145 169 162 162 630 530 530 595 595 595 582 582 582 582 582 582 582 582 582 582
ГМТПБ-30-500/2000Т1 ГМТА-30-500/2500У1 ГМТА-30-500/2500ХЛ1 ГМРА-0-750/315У1 ГМТПА-30-750/1000У1 ГМТк6-45-110/630У1 ГМТ.Й-45-110/630У1 ГМТк6-15-500/1000У1 ГМТк6-9-500/1000У1 ГМТК6-18-500/1000У1 ГМТ.Й-15-500/1000ХЛ1 ГМТк6-9-500/1000ХЛ1 ГМТк6-18-500/1000ХЛ1 ГМТ.Й-ЗО-50О/1О0ОУ1 ГМТк6-30-500/1000У1 ГМТке-ЗО-500/lOOOTl ГМТк6-11-500/1000У1 ГМВБ-15-110/1000Т1 ГМВБ-15-110/2000У1 ГМВБ-15-11О/2О0ОХЛ1 . ™ -220/2000У1 БМВ -220/2000У1 0-15 БМШУ -220/1000У1 БМВУ -220/1000У1 j 0 - 15 ' & БМЮУ -220/2000УХЛ1 БМВУ .220/2000УХЛ1 2ШЦ.800.095-04 2ШЦ.800.107 2ШЦ.800.107-01 2ИЭ.800.021 2ШЦ.800.072 2ШЦ.800.060 2ШЦ.800.060-01 ИВЕЮ.686^.344.004 ИВЕЮ.686.344.004- ИВЕЮ.686.344.004- ИВЕЮ.686.344.004- ИВЕЮ.686.344.004- ИВЕЮ.686.344.004- ИВЕЮ.686.344.004- ИВЕЮ.686.344.004- ИВЕЮ.686.344.004- ИВЕЮ.686.344.004- 2ШЦ.800.065 2ШЦ.800.066-02 2ШЦ.800.066-03 2ШЦ.800.090 2ШЦ.800.090-01 2ШЦ.800.091 2ШЦ.800.091-01 2ШЦ.800.112 2ШЦ.800.112-01 -01 -02 -03 -04 -05 -06 -07 -08 -09 Вв 7150 7150 7150 8400 8500 1610 1650 5110 5L10 5110 5110 5110 5110 5110 5110 5110 5110 оды для 3025 2900 2900 4475 4475 5240 5240 5000 5000 2600 2600 2600 2620 2710 670 670 2750 2750 2750 2750 2750 2750 2750 2750 2750 2750 1200 1200 1200 1200 1200 350 350 1200 1200 L200 1200 1200 1200 L200 1200 L200 1200 масляных выключателей ИЗО изо изо 1820 1820 1820 1820 1820 1820 870 870 870 870 870 550 550 550 870 ИЗО ИЗО ИЗО ИЗО ИЗО 300 300 ИЗО ИЗО изо изо изо изо изо изо изо изо 486 486 486 818 818 818 818 818 818 22 22 22 24 22 24 24 22 22 22 22 22 22 22 22 22 22 16 16 16 16 16 8 8 16 16 16 16 16 16 16 16 16 16 П80 800 800 1180 1180 190 190 800 800 800 800 800 800 800 800 800 800 670 670 670 700 540 200 200 520 520 520 520 520 520 520 520 520 520 3620 3210 3210 3826 3630 79 79 1795 1795 1795 1910 1910 1910 1795 1795 1795 1795 30 30 30 30 30 30 30 30 30 9 9 9 12 12 12 12 12 12 280 280 280 380 380 570 570 570 570 530 320 320 515 515 515 515 515 515 300 245 240 1040 1038 1300 1298 1170 117
Продолжение табл. 5.67 Условное обозначение ввода № заводского чертежа Габариты, мм Полная высота ввода Длина ниж- ней части ввода до фланца сое- динитель- ной втулки Диаметр соедини- тельной втулки Расстояние между отвер- стиями во фланце по диагонали Диаметр отвер- стий во фланце, мм Число отвер- стий во фланце Длина пути утечки, см " Ем- кость, пф ±15% Масса, кг Линейные вводы ГМЛБ-90-66/1250Т1 ГМЛБ-90-66/1250У1 ГМЛБ-90-110/1000У1 ГМЛПБ-90- L10/1000ХЛ1 ГМЛПБ-90-110/ЮООУ1 ГМЛПБ-90-110/1000Т1 ГМЛБ-90-110/2000У1 ГМЛПБ-90-110/2000ХЛ1 ГМЛПБ-90-110/2000У1 ГМЛПБ-90-110/2000Т1 ГМЛА-90-220/1000У1 ГМЛА-90-220/1000Т1 2ИЭ. 2ИЭ. 2ИЭ. 2ИЭ. 2ИЭ. 2ИЭ. 2ИЭ 2ИЭ. 2ИЭ. 2ИЭ. 415- 415- 800.038 800.038-01 800.030 800.030-01 800.030-02 800.030-03 800.009 800.009-01 800.009-02 800.009-03 0-0 0-0-01 2530 2530 3610 3610 3610 3610 3640 3640 3640 3640 5645 5645 1296 1296 1805 1805 1805 1805 1820 1820 1820 1820 3165 3165 390 390 420 420 420 420 420 420 420 420 890 890 350 350 360 360 360 360 360 360 360 360 840 840 18 18 24 24 24 24 24 24 24 24 22 22 6 6 4 4 4 4 4 4 4 4 12 12 218 218 280 280 280 280 280 280 280 280 380 380 515 515 600 600 600 600 600 600 600 600 710 710 240 240 375 375 375 375 377 377 377 377 1615 1310 14,7 14,7 44 44 44 44 44 44 44 44 238 238 Примечания: 1. В таблице приводятся сведения о масло наполненных вводах завода «Изолятор» герметичного и негерметичного исполнений с масло- барьерной, бумажно-масляной и твердой изоляцией. 2. Вводы изготовляются на классы напряжения: 66, 110, 150, 220, 330, 500 и 750 кВ; на номинальные токи от 315 до 3200 А, в климатическом ис- полнении Т1, У1, ХЛ1 и УХЛ1, на угол установки к вертикали 0° — для вводов, предназначенных для реакторов броневого типа, от 0 до 15е —для вво- дов, предназначенных для масляных выключателей, от 0 до 30° — для вводов напряжением свыше 330 кВ, предназначенных для трансформаторов, от 0 до 45° — для вводов напряжением до 330 кВ включительно, предназначенных для трансформаторов и реакторов стержневого типа, от 0 до 60° — для вводов ПО кВ с твердой изоляцией для трансформаторов, от 0 до 90° — для вводов линейных и специального исполнений напряжением до 500 кВ. 3. В условном обозначении вводов с масло барьерной изоляцией (серия МБТОУ) и с бумажно-масляной изоляцией негерметичного исполнения (серия БМТ) буквы и цифры означают: МБ — маслобарьерная изоляция, Т — для трансформаторов, О — ввод имеет общее масло с трансформатором, У — усиленная внешняя изоляция, 0—45 — предельный угол установки ввода к вертикали в градусах, БМ — бумажно-масляная изоляция ввода. 4. Условное обозначение герметичного ввода: Г — герметичное исполнение, Т — твердая изоляция, М — бумажно-масляная изоляция, Д — типоисполнение ввода с удлиненной нижней частью (нормальная длина нижней части ввода в обозначение не входит), Л — линейный, В — для масляных выключателей, Р — для шунтирующих реакторов броневого типа, TKg — для кабельного подсоединения фансформатора, Т — для трансформаторов и автотрансформаторов, П — ввод имеет специальный вывод для измерения tg5, А, Б и В — категория внешней изоляции ввода по ГОСТ 9920 — 75*; цифры означают: предельный угол установки к вертикали, номинальное напряжение, номинальный ток и вид климатического исполнения. 5. Оценка состояния поверхности фарфоровых покрышек маслонаполненных вводов производится с учетом следующих факторов: отсутствие глазури, • , dl* бугорки, пузыри закрытые, выгорки, сколы глубиной до 2 мм, мушки, засорки и слипыши не должны превышать общую площадь, см2, 1 ч —, а пло- dl* гцадь, см2, отдельных дефекгов не должна быть более 0,5ч ^г-, где ^ — наибольший диаметр изолятора, см; /—длина изоляционной части, см. 10000
Продолжение гпабл. 5.67 6. При замене маслонаполненных вводов, выработавших свой ресурс, современными модификациями вводов, имеющих, как правило, укороченную нижнюю часть и меньший диаметр, необходимо выполнить следующие условия: проверить изоляционные расстояния от нижней части ввода до заземленной части трансформатора, изготовить переходный фланец для нового ввода или заменить крышку адаптера, изолировать оголенную часть отвода обмотки трансформатора, напаять на отвод новый контактный наконечник, заменить изоляционный цилиндр для обеспечения расстояния по маслу. Всесоюзным институтом трансформаторостроения разработан способ установки вводов ПО кВ с твердой изо ляцией взамен маслонаполненных вводов 110 кВ, 630 А (заводские чертежи 121-0-0 и 195-0-0), установленных на трансформаторах серий ТДГ, ТДТГ, ТДНГ, ТДТНГ мощностью 40500 кВА, находящихся в эксплуатации. Одновременно с заменой вводов необходимо заменить бакелитовый цилиндр и изготовить переходный фланец, резиновую прокладку и шпильки. Схема установки вводов ПО кВ с твердой изоляцией на трансформатор приведена ка рис. 5.1, а внутренние изоляционные расстояния в баке трансформатора при размещении ввода - в табл. 5.68. Схемы установки вводов 110 и 220 кВ модифицированных конструкций на трансформаторы любой мощности разработаны ЦКБ Союзэнергоремонт. На рис. 5.2 и в табл. 5.69 приведены значения изоляционных расстояний, которые должны выдерживаться при установке вводов ПО кВ. Испытательное напряжение при расчетах принято 200 кВ, исходя из требования ГОСТ 1516.1 — 76*. При установке герметичного Рис. 5.1. Установка ввода 110 кВ с твердой изоляцией вместо ввода с бумажно-масляной изоляцией: / — ввод с твердой изоляцией; 2 — резиновая про- кладка; 3 — изолирующий цилиндр; 4 — переход- ный фланец; 5 — отвод обмотки трансформатора; 6, 7 — положения нижних фланцев маслонапол- ненных вводов ПО кВ, изготовленных по завод- ским чертежам № 121-0-0 и 195-0-0 Рис. 5.2. Схема установки ввода 110 кВ: / — ввод; 2 — бумажно-бакелитовый цилиндр; 3 — крышка бака трансформатора; 4 — стенка бака; 5 — консоль бака
Продолжение табл. 5.67 ввода 220 кВ -———= 220/2000УI и испытательном напряжении 360 кВ по данным ЦКБ Союзэнергоремонта должны выдерживаться изоляционные рас- стояния, приведенные на рис. 5.3. Рис. 5.3. Схема установки ввода 220 кВ: / — встроенные трансформаторы тока; 2 — резиновое уплотнение;.--fS — ввод; 4— переходный фла- нец; 5 — бумажно-бакелитовый цилиндр; 6 — сгенка бака трансформатора; 7 —отвод обмотки 220 кВ Таблица 5.68. Изоляционные расстояния в масле бака трансформатора при установке ввода Тип трансформатора ТДТНГ-40500/110* ТДТНГ-40500/110** ТДТГ-40500/110** ТДНГ-40500/110* ТДНГ-40500/110* ТДГ-40500/110** Изоляционные расстояния в масле, мм (рис. 5.1) А 350 350 350 280 280 230 "1 720 720 775 615 615 715 "2 210 210 240 120 120 270 <Ч 40 40 75 5 5 155 о4 215 215 265 275 275 250 "5 100 100 150 160 160 135 "6 180 180 200 180 180 180 *| 316 416 590 316 590 778 *а 630 530 355 630 355 172 *э 205 190 175 180 154 208 А4 55 — 100 1120 846 — *5 100 100 416 1200 1206 490 К 45 — — — 13 * При установке трансформаторов тока. ** Без трансформаторов тока. Примечание Для трансформатора ТДГ-40500/110 цилиндр 3 необходимо укоротить на 30 мм. Буквенное обозначение промежутка (рис. 5.2) А В С Таблица 5.69. Изоляцвонные расстояния Наименование изоляционных промежутков Экран ввода — стенка бака Экран ввода — консоль Экран ввода — заземленная часть с закругленными кромками Толщина твердой изоляции, мм 5 (цилиндр) 5 (цилиндр) 5 (цилиндр) + 3 (щит) 5 (цилиндр) Минимальное изоляционное расстояние с допуском, мм 125 + 20 180 + 20 125 + 20 180+20
Таблица 5.70. Изоляторы опорные на напряжение свыше 1 кВ для работы в помещении Условное обозначение изолятора И4-80УХЛЗ И8-80УХЛЗ И16-80УХЛЗ И25-80УХЛЗ И4-125УХЛЗ И8-125УХЛЗ И16-125УХЛЗ И25-125УХЛЗ И4-170УХЛЗ И8-170УХЛЗ И4-195УХЛЗ И8-195УХЛЗ Номи- нальное напряже- ние, кВ 10 20 * 30 35 Испыта- тельное напря- жение грозового импуль- са, кВ 80 125 170 195 Минимальная разрушающая сила на изгиб, кН *о 4 8 16 25 4 8 16 25 4 8 4 8 ^50 2,9 5,8 11,6 18 3,2 6,45 13 20 3,4 6,85 3,5 j 7 Высота изоля- тора, мм 130 210 300 355 Макси- мальный диаметр изолято- ра, мм 75 100 125 160 85 125 140 170 105 130 115 145 Установочные размеры, мм Верхняя арматура d М12 М16 М12 М16 М12 М16 М12 М16 dx Мб М10 Мб М10 Мб М10 Мб М10 *1 36 46 66 36 46 66 36 46 36 46 4s 60 70 95 115 60 70 95 115 60 70 60 70 Нижняя арматура d> М16 М20 М16 М20 5 М24 М16 М24 М16 М24 dt - ds - dn 70 95 115 140 80 115 130 150 100 120 100 120 Мас- са, кг - - - - - - ~- - - - - -
Продолжение табл. 5.70 Условное обозначение изолятора ИО-6-3,751УЗ*1 ИО-6-3,75ПУЗ*2 ИОР-6-3,75УХЛ, Т2 ИО-10-3,751УЗ*1 ИО-10-3,7511УЗ*2 ИОР-10-3,75УХЛ, Т*2 ИО-10-7,5УЗ ИОР-10-7,51УХЛ, Т2 ИОР-10-7,5ПУХЛ, Т2 ИОР-10-7,5П1УХЛ, Т2 ИО-10-20УЗ ИОР-10-20УХЛ, Т2 ИОР-10-30УХЛ, Т2 ИО-20-3,75УЗ ИОР-20-3,75УХЛ, Т2*2 Номи- нальное напряже- ние, кВ 6 10 20 Испыта- тельное напря- жение грузового импуль- са, кВ 60 80 125 Минимальная разрушающая сила на изгиб, кН Ро 3,75 7,5 20 30 3,75 Рзо - — Высота изоля- тора, мм 100 120 120 124 120 134 150 210 г Макси- мальный диаметр изолято- ра, мм 77 84 82 96 102 115 112 115 160 170 200 110 146 Установочные размеры, мм Верхняя арматура d М10 - М10 - М16 - - <*1 М8 - М8 М10 М8 ML2 М10 d2 18 - 18 23 30 25 23 * - — Нижняя арматура , % М12 М16 - М12 Ъ - - М8 М12 - <?5 - - 30 40 - d7 - Мас- кг 1,02 0,98 1,08 1,08 1,35 1,61 2,16 2,68 2,36 2,75 6,09 6,65 10,48 5,8
ИОР-20-7.5У, ТЗ ИО-20-30УЗ ИОР-20-30УХЛ, Т2 ИО-35-3,75УЗ*2 ИОР-35-3,75УХЛ, Т2*2 ИО-35-7,5УЗ ИОР-35-7,5УХЛ, Т2 20 35 125 195 7,5 30 3,75 7,5 160 206 372 160 186 206 НО 148 140 148 М24 - — М12 М10 — 40 23 М24 - М16 М1б - 65 - 12,37 14,69 14,78 10,89 11,58 *1 Изолятор допускается армировать системой болт —болт или болт—вставка (диаметр М8, М10). *2 Допускается вариант отверстий d\ = Мб по согласованию между изготовителем и потребителем. Примечания: 1. Глубина нарезки резьбы должна быть не менее l,5rf для чугунной арматуры и 3d— для алюминиевой. 2. В условном обозначении изоляторов серий ИО и ИОР буквы означают: И—изолятор, О — опорный, Р — ребристый; первые цифры — номи- нальное напряжение, кВ; вторые — минимальная разрушающая сила на изгиб (разрыв), кН; I, II, Ш — вариант исполнения; 2, 3 — категория размещения. 3. В условном обозначении вновь разрабатываемых изоляторов серии И буквы означают: И—изолятор, первые цифры — минимальная разрушающая сила на изгиб (разрыв), кН; вторые — испытательное напряжение грозового импульса, кВ; УХЛ — климатическое исполнение; 3, 4 — категория размещения. 4. Условные обозначения, приведенные в таблице: d — диаметр центрального отверстия верхней арматуры, ^ — диаметр отверстий верхней арматуры, dj — расстояние между отверстиями верхней арматуры, d3 — диаметр отверстия в центре нижней арматуры, d4 — диаметр отверстий нижней арматуры, rfs — расстояние между отверстиями нижней арматуры, d6 — наибольший диаметр фланца верхней арматуры, dj — наибольший диаметр фланца арматуры. Тип изолятора Та i блица Катего- рия ис- полнения изолято- ра по >гРОСТ 9920-75* 5.71. Изоляторы проходные на напряжение свыше '. ^ном» кВ кВ 'ном, А рзг и мм мм А, мм кВ (ГОСТ 20454 А, мм D, мм d, мм -85Е) 7" мм в, мм S, мм мм Мас- са, кг ИП-6/400-3.75УХЛ2 ИП-6/400-3,75Т2 Изоляторы с токопроводом, предназначенные для работы в помещении 6 60 400 '3,75 360 187 165 140 112 11 11 40 4
Продолжение табл. 5.71 Тип изолятора ИП-10/630-7,5УХЛ2 ИП-10/630-7,5Т2 ИП-10/1000-7,5УХЛ2 ИП-10/Ш00-7,5Т2 ИП-10/Ю00-7,5УЗ ИП-10/1600-7,5УХЛ2 ИП-10/1600-7,5Т2 ИП-10/1600-7,5УЗ ИП-35/400-7.5УХЛ2 ИП-35/400-7,5Т2 ИП-35/630-7,5УХЛ2 ИП-35/630-7,5Т2 ИП-35/1000-7,5УХЛ2 ИП-35/1000-7,5Т2 ИП-35/1600-7,5УХЛ2 ИП-35/1600-7,5Т2 Катего- рия ис- полнения изоля- тора по ГОСТ 9920-75* Изо ^НОМ' кВ ляторь 10 35 ^ИСП' кВ I С ТО! 80 195 *ном> сопроводог 630 1000 1600 400 630 1000 1600 *разр> кН л, предназ 7,5 L, мм наченн 450 520 500 520 500 910 1010 f Li, мм ые ДЛ1 240 260 423 473 Л, мм 1 pafioi 205 190 250 260 мм D, мм гы в помеще! 165 146 150 200 166 140 166 140 208 234 d, мм 1ИН 13 15 мм 14 11 14 В, мм 50 80 40 50 60 S, мм 6 8 4 6 8 Si, мм - 10 - 8 10 Мас- са, кг 7 8 10 7 9 13 7 38 40 38 40 46 50 47 53
Изоляторы с токопроводом ИП-10/630-7,5УХЛ1 ИП-10/630-7.5Т1 ИПУ-10/630-7,5УХЛ1 ИПУ-10/630-7,5Т1 ИП-10/630-7,5-ГУХЛ1 ИП-10/630-7,5-1Т1 ИП-10/630-12.5УХЛ1 ИП-10/630-12.5Т1 ИПУ-10/630-12,5УХЛ1 ИПУ-10/630-12,5Т1 ИП-10/1000-7,5УХЛ1 ИП-10/1000-7.5Т1 ИПУ-Ю/1000-7,5УХЛ1 ИПУ-10/1000-7,5Т1 ИП-10/1000-12.5УХЛ1 ИП-1-/1000-12.5Т1 ' ИПУ-10/1000-12,5УХЛ1 ИПУ-10/1000-12,5Т1 ИП-10/1600-12,5УХЛ1 ИП-1-/1600-12,5Т1 А Б А Б А Б А 'У .К Б А i наружно-внутренних установок 565 620 656 620 565 620 565 620 340 290 335 340 335 370 180 2i5 205 180 205 240 140 175 155 140 155 195 142 ПО 158 142 158 205 13 15 13 14 ) 18 50 8,0 6 8 - 7 9 8 9 10 11 8 9 11 13 12 14 8 9 10 12 11 13 16 15 18
Продолжение табл. 5.71 Тип изолятора ИПУ-10/1600-12,5УХЛ1 ИПУ-10/1600-12,5Т1 ИП-10/2000-12,5УХЛ1 ИП-10/2000-12,5Т1 ИПУ-10/2000-12,5УХЛ1 ИПУ-10/2000-12,5Т1 ИП-10/3150-12,5УХЛ1 ИП-10/3150-12,5Т1 ИПУ-10/3150-12,5УХЛ1 ИПУ-10/3150-12,5Т1 ИП-20/2000-12,5УХЛ1 ИП-20/2000-12,5Т1 ИП-20/3150-12,5УХЛ1 ИП-20/3150-12.5Т1 ИП-35/400-7,5УХЛ1 ИП-35/400-7.5Т1 ИПУ-35/400-7.5УХЛ1 ИПУ-35/400-7,5Т1 Катего- рия ис- полнения изолято- ра по ГОСТ 9920-75* Б А Б А • Б А Б кВ 10 20 35 ^исп> 80 125 195 4Г 1600 2000 3150 2000 3150 400 400 РЙР 12,5 12,5 L, мм 665 640 685 640 685 886 915 886 915 1020 1050 1050 Г мм 370 380 468 483 468 483 480 476 490 486 А, мм 240 240 270 250 260 мм 195 195 220 200 210 мм 205 205 260 200 235 d, мм 13 15 15 Ли мм 18 18 14 В, мм 80 100 100 80 100 40 40 S, мм 8 10 8 . 10 4 4 •Si. ММ 9 11 10 8 10 - - Мас- са, кг 17 20 16 19 18 21 16 20 18 23 36 45 38 49 37 38
630 1000 1600 7,5 1040 1090 1080 1090 1080 500 496 511 506 515 511 506 515 511 250 260 200 210 200 210 200 200 235 225 235 225 14 50 60 6 8 - 8 36 38 40 41 42 43 ИП-35/630-7,5УХЛ1 ИП-35/630-7,5Т1 ИПУ-35/630-7,5УХЛ1 ИПУ-35/630-7,5Т1 ИП-35/1000-7,5УХЛ1 ИП-35/1000-7,5Т1 ИПУ-35/Ю00-7,5УХЛ1 ИПУ-35/Ю00-7,5Т1 ИП-35/1600-7,5УХЛ1 ИП-35/1600-7,5Т1 А Б А Б А Изоляторы без токопроводов, предназначенные для работы в помещении ИП-10/1000-30УХЛ2 ИП-10/1000-30Т2 ИП-10/1600-30УХЛ2 ИП-10/1600-30Т2 ИП-10/2000-30УХЛ2 ИП-10/2000-30Т2 ИП-10/3150-30УХЛ2 ИП-10/3150-30Т2 ИП-10/3150-42,5У 2 ИП-10/4000-42.5У2 ИП-10/5000-42.5УХЛ2 £ 1000 1600 2000 3150 4000 5000 30 42,5 510 550 664 227 254 334 305 390 555 260 360 495 240 330 420 18 20 101 138 153 11 25 31
Продолжение табл. 5.71 Тип изолятора ИП-10/6300-42,5УХЛ2 ИП-10/10000-42,5УХЛ2 ИП-20/1600-20УХЛ2 ИП-20/2000-20УХЛ2 ИП-20/3150-20УХЛ2 ИП-20/6300-20УХЛ2 ИП-20/10000УХЛ2 ИП-20/10000Т2 ИП-20/10000-1УХЛ2 ИП-20/10000-1Т2 ИП-20/16000УХЛ2 ИП-20/16000Т2 ИП-24/31500-30УХЛ2 ИП-24/31500-30Т2 Катего- рия ис- полнения изолято- ра по ГОСТ 9920-75* — - кВ 10 20 24 ^ИСП' кВ 80 125 150 ■•ном» А 6300 10000 1600 2000 3150 6300 10000 1600 31500 р *разр, кН 42,5 20 - 30 мм 664 640 740 462 535 480 535 { мм 334 322 329 - 315 - 215 Л, мм 555 322 520 570 625 750 1030 мм 495 266 460 530 563 710 990 D, . мм 420 265 440 485 666 920 d, мм 20 16 20 12 15 dv мм - Д мм 203 228 102 203 290 300 432 670 S, мм - 12 - ■Si. мм 8 - Мас- са, кг 66 63 54 ПО 78 73 135 245 ИП-10/5000-42,5УХЛ1 ИП-10/5000-42,5Т1 Изоляторы без токопровода для наружно-внутренних уставовок 5000 153
ИП-10/6300-42,5УХЛ1 ИП-Ю/6300-42,5Т1 ИП-10/10000-42.5УХЛ1 ИП-Ю/10000-42,5Т1 ИП-35/3150-20УХЛ1 ИП-35/3150-20Т1 ИП-35/5000-42,5УХЛ1 ИП-35/5000-42.5Т1 ИП-35/6300-20УХЛ1 ИП-35/6300-20Т1 ИП-35/6300-42.5УХЛ1 ' ИП-35/6300-42,5Т1 ИП-35/10000-42,5УХЛ1 ИП-35/10000-42.5Т1 - 10 35 80 195 6300 10000 3150 5000 6300 10000 42,5 20 42,5 20 42,5 736 711 1092 1308 1081 1308 1283 338 326 507 588 512 588 576 555 342 650 360 650 495/-/-*' 286/-/-* 590/-/-* 360/-/-* 590/600/ /480* 485 331 545 351 545 20 16 25 16 25 - "} 203 228 102 153 122 203 228 - 12 - -г- 9 - 79 76 90 245 93 255 245 * Первая цифра — расстояние по диагонали между отверстиями во фланце, вторая — ширина разъемного фланца изолятора, третья — расстояние между отверстиями в разъемных фланцах. Примечания: 1. В условном обозначении типа изоляторов буквы означают: И — изолятор; П — проходной; У — усиленное исполнение внешней изоляции (категория Б); первые цифры — номинальное напряжение, кВ; вторые — номинальные токи, А; третьи — минимальная разрушающая сила на изгиб, кН; I — модификация; У, УХЛ, Т — климатическое исполнение; 1, 2, 3 — категория размещения по ГОСТ 15150 — 69*. 2. Условные обозначения, принятые в таблице: UR0M — номинальное напряжение изолятора; Рразр — минимальная разрушающая сила на изгиб; {/исп — испытательное импульсное напряжение; L — длина изолятора с токопроводом; L, — длина наружной части изолятора; А — ширина фланца; D — наибольший диаметр фарфоровой покрышки; d — диаметр крепежных отверстий во фланце; dt —диаметр отверстия в шине токопровода; В — ширина шины токопровода; S —толщина шины токопровола; S^ — зазор между шинами токопровода.
Таблица 5.72. Изоляторы опорные стержневые фарфоровые на напряжение от 10 до 220 кВ для работы на открытом воздухе (ГОСТ 25073— 81 *Е) Тип изолятора С4-801УХЛ, Т1 С6-801УХЛ, Т1 С8-801УХЛ, Т1 С10-801УХЛ, Т1 С12.5-801УХЛ, Т1 О6-801УХЛ, Т1 С20-801УХЛ, Т1 С4-1251УХЛ, Т1 С6-1251УХЛ, Т1 С8-1251УХЛ, Т1 С10-1251УХЛ, Т1 С12.5-1251УХЛ, Т1 С16-1251УХЛ, Т1 С20-1251УХЛ, Т1 С4-1701УХЛ. Т1 С6-1701УХЛ, Т1 С8-1701УХЛ, Т1 ^ ном- кВ 10 20 или 22 30 кВ 80 125 170 Длина пути утечки внешней изоляции, см, не менее для классов ] 20 40 60 II - - piw 4 6 8 10 12,5 16 20 4 6 8 10 12.5 16 20 4 6 8 Н, мм 190: 215 285 305; 315 355 445 D. мм 180 190 195 230 205 Установочные размеры, мм »i Верхний фланец 76 127 76 Число отверстий п во фланце и диаметр (п х d) Нижний^ ' Верхний фланец фланец 76 127 76 4М12 4М16 4М12 Нижний фланец 4М12 4М16 4М12 Масса керамики (металла) в изоля- торе, кг -
С10-1701УХЛ, Tl С12,5-1701УХЛ, Tl С4-2001УХЛ, Tl С6-2001УХЛ, Tl С8-2001УХЛ, Tl С10-2001УХЛ, Tl С12,5-2001УХЛ, Tl С16-2001УХЛ, Tl С20-2001УХЛ, Tl С6-250ГУХЛ, Tl С4-450ГУХЛ, Tl С4-450ИУХЛ, Tl С6-4501УХЛ, Tl С6-450ИУХЛ, Tl С8-4501УХЛ, Tl С8-450ПУХЛ, Tl С10-4501УХЛ, Tl С10-450ПУХЛ, Tl С11-4501УХЛ, Tl С11-450ИУХЛ, Tl С12,5-4501УХЛ, Tl С12,5-450ИУХЛ, Tl
Продолжение табл. 5.72 Тип изолятора С16-4501УХЛ, Т1 С16-450ИУХЛ, Т1 С20-4501УХЛ, Т1 С20-450ПУХЛ, Т1 С4-5501УХЛ, Т1 С4-550ПУХЛ, Т1 С6-5501УХЛ, Т1 С6-550ПУХЛ, Т1 С8-5501УХЛГ Т1 С8-550ПУХЛ, Т1 С10-5501УХЛ, Т1 С10-550ПУХЛ, Т1 С12,5-5501УХЛ, Т1 С12,5-550ИУХЛ, Т1 С16-5501УХЛ, Т1 С16-550НУХЛ, Т1 кВ по по кВ 450 550 Длина пути утечки внешней изоляции, см, не менее для классов I 190(160) — 190(160) 190(160) 217(197) - 217(197) - 217(197) — 217(197) - 217(197) - 217(197) II — 270(230) — 270(230) — 330(290) - 330(290) - 330(290) — 330(290) - 330(290) - 330(290) Ъ" 16 20 4 6 8 10 10 12,5 16 Н, мм 1020 ' 1220 £>, мм 300 350 300 Установочные размеры, мм *>1 Верхний фланец 127(275) 127; 225(254) (275) 350 Нижний j фланец-;'" 254(275) 127; 178 (200) 127; 200 (225) 127; 225 127; 225 254 Число отверстий я во фланце и диаметр (и х d) Верхний фланец 4М16 4x18 4М16 (4x18) (8x18) Нижний фланец 1 8x18 4М16 4x18 8x18 Масса керамики (металла) в изоля- торе, кг V 30(7,5) 41 (7,5) 38,5(8,6) 53,5(8,6) —
С20-5501УХЛ, Tl С20-550ПУХЛ, Tl С4-7501УХЛ, Tl С4-750ПУХЛ, Tl С6-7501УХЛ, Tl С6-750ИУХЛ, Tl С8-7501УХЛ, Tl С8-750ПУХЛ, Tl С12,5-75МУХЛ, Tl С12,5-75011УХЛ, Tl С4-9501УХЛ, Tl С4-95011УХЛ, Tl С6-9501УХЛ, Tl С6-950ПУХЛ, Tl С8-9501УХЛ, Tl С8-950ИУХЛ, Tl С12,5-9501УХЛ, Tl С12,5-950ЦУХЛ, Tl С4-10501УХЛ, Tl С4-1050ПУХЛ, Tl С6-10501УХЛ, Tl С6-1050ИУХЛ, Tl 150 220 4^ * 220 750 950 1050 217(197) - 350(270) - 350(270) - 350(270) - 350(270) — 357(340) - 357(340) — 357(340) - 357(340) - 400 — 400 - — 290 — 420(390) — 420(390) — 420(390) — 420(390) — 520(490) — 520(490) — 520(490) — 520(490) - 570(565) 570(565) 20 4 6 8 \ 12,5 4 6 8 12,5 4 6 1300 2100 2300' 400 450 450 127 127; 225 127 127; 225 127; 225; 254 127 127; 225 275 127; 200 127; 225 (254) 254(275) 200 215 254 275 200 225 4M16 4M16 4x18 4x18 4M18 4M16 4x18 4M16 4x18 8x18 4M16 4M16; 4x18 4M16 4x18 4M16; 4x18 (8 x 18) 8x18 4x18 8x18 4x18 — 122(28,6) 69(19,2) 91(19,2) 86,1(20,4) 113,1 (20,4)
Продолжение табл. 5.72 Тип изолятора С8-10501УХЛ, Т1 С8-1050ПУХЛ, Т1 С12,5-10501УХЛ, Т1 С12,5-1050ПУХЛ, Т1 ИОС-Ш-300-01 Т1 ИОС-10-500УХЛ, Т1 ИОС-10-2000УХЛ, Т1 ИОС-20-300УХЛ1 ИОС-20-500-01УХЛ, Т1 ИОС-20-500-02УХЛ, Т1 ИОС-20-2000УХЛ, Т1 ИОС-35-500-01УХЛ, Т1 ИОС-35-500-02УХЛ, Т1 ИОС-35-500-ОЗУХЛ, Т1 кВ i 220 10 20 35 кВ 1050 80 125 195 Длина пути утечки внешней изоляции, см, не менее для классов I 400 - 400 - - 20 - 40 40 70 - U - 570(565) - 570(565) 40 - 40 " - - 105 Рк1Г 8 12,5 300 500 200 300 500 2000 500 Н, мм 2300 302 190 284 295 315 355 440 570 £>, мм 450 150 140 185 150 200 140 210 Установочные размеры, мм Di Верхний фланец 127; 225 127; 225; 254 - 140 Нижний л флаяёц-f" 254 275 - 140 - 140 Число отверстий п во фланце и диаметр (и х d) . Верхний фланец 4М16; 4x18 4М16; 4x18 8x18 2М8 4x8 2М10 4М8 2М6 4М12 2М6 4М12 Нижний фланец 8x18 2М10 4x18 2М10 4М12 4x18 4М12 Масса керамики (металла) в изоля- торе, кг 5,2(1,8) 2,2(1,8) П,4(13) 5,2(2,2) 5,6(3,4) 12,4(8,9) 11(5,4) 27,5(6)
ИОС-35-1000УХЛ,' Tl ИОС-35-2000УХЛ, Tl ИОС-110-300УХЛ, Tl ИОС-110-400УХЛ, Tl ИОС-110-600УХЛ, Tl ИОС-110-ЮООУХЛ, Tl ИОС-110-1250УХЛ, Tl ИОС-110-1500УХЛ, Tl ИОС-110-1600УХЛ, Tl ИОС-110-2000УХЛ, Tl ИОС-П0-2000-01УХЛ, Tl 110 480 90 70 200 190 223 190 200 - - - - - - 1000 2000 300 400 600 1000 1250 1500 1600 2000 500 1020 1050 1100 230 235 200 220 225 230 245 230 245 - 178 . - - 178 - 4x18 4M12 4x18 4x20 4x18 4x20 4x18 4x20 27(13) 26(16,7) 43(12) 48(10,5) 55(14,6) 59(17) 64(17) 82(20) 73(19,2) 73(19) 82(20) ) Примечания: 1. В условном обозначении вновь разрабатываемых типов изоляторов буквы означают: С — изолятор опорный стержневой; первые цифры — минимальная механическая разрушающая сила на изгиб; вторые — испытательное напряжение грозовых импульсов (полный импульс); I, II — классы по длине утеч**Г вйешней изоляции; УХЛ, Т — климатическое исполнение по ГОСТ 15150 — 69*; 1 — категория размещения по ГОСТ 15150-69*. 2. В условном обозначении типов изоляторов, выпускаемых в настоящее время, буквы означают: И — изолятор; О — опорный; С — стержневой; первые цифры — номинальное напряжение; вторые — минимальная механическая разрушающая сила на изгиб; третьи — конструктивное исполнение; УХЛ, Т — климатическое исполнение по ГОСТ 15150—69*; 1 —категория размещения по ГОСТ 15150-69*. 3. Условные обозначения, принятые в таблице: fHOM — номинальное напряжение изолятора; 1/исп — испытательное напряжение грозовых импульсов (полный импульс); Н — высота изолятора; Рразр — минимальная механическая разрушающая сила на изгиб; D — номинальный диаметр изоляционной части изолятора; Ь\ — расстояние по диагонали между отверстиями во фланце.
Таблица 5.73. Армированные опорные изоляторы из органических материалов для внутренних установок Тип изолятора ИО2-60 ИО4-60 ИО6-60 ИО8-60 ИО10-60 ИО 16-60 ИО25-60 И02-75 И04-75 ИОб-75 И08-75 ИО10-75 И016-75 И026-75 И02-125 И04-125 ИОб-125 И08-125 ИО10-125 И016-125 И025-125 ИО2-170 ИО4-170 ИО6-170 ИО8-170 ИО10-170 ИО16-170 ИО25-170 И04-195 И08-195 И016-195 Номи- нальное напряже- ние изо- лятора, кВ 10 20 30 35 Одноминут- ное испыта- тельное на- пряжение промышлен- ной частоты, кВ 20 38 50 70 80 Минимальная из- гибающая разру- ка, кН Л> 2 4 6 8 10 16 25 2 4 6 8 10 16 25 2 4 6 8 10 16 25 2 4 6 8 10 16 25 4 8 16 ^50 1,3 2,6 3,9 5,2 6,5 10,5 16,4 1,45 2,9 4*35 5,8 7,2 11,6 18 1,6 3,2 4,8 6.45 8,1 13 20 1,7 3,4 5,1 6,85 8,6 13,7 21,5 3,5 7 14 Габариты, мм Высота изоля- тора 95 + 1 130 + 1 210 + 1 300 ±1 350 ±1 Диаметр изоля- тора 60 75 80 85 95 125 145 60 75 90 100 105 125 145 75 85 105 125 130 140 160 75 105 115 130 140 160 180 115 140 170 Размер резьбы арматуры изолятора Верхняя арматура М12 М16 М12 М16 М12 М16 М12 М16 М12 М12 Нижняя арматура М12 М16 М20 М12 М16 М20 М12 М16 М20 М24 М12 М16 М24 мзо М16 М24 МЗО Примечания: 1. Изоляторы серии ИО изготовлены из органических материалов (эпок- сидных смол) и предназначены для установки в закрытых распределительных устройствах выше 1 кВ климатических исполнений У, ХЛ, категории размещения 2 или 3 и 4. 2. Изоляторы имеют в верхней и нижней частях металлическую арматуру для крепления к ме- таллоконструкции и ошиновке. 3. Минимальная изгибающая разрушающая нагрузка P^o = Pq =—> где 50 — расстояние, мм, от верхней плоскости изолятора до места приложения механической нагрузки.
5.15. ШИНЫ И АРМАТУРА Таблица 5.74. Шины медные (ГОСТ 434-78*) Размеры, мм 20x3 25x3 30x4 40x4 40x5 50x5 50x6 60x6 80x6 100x6 60x8 80x8 100x8 120x8 60x10 80x10 100x10 120x10 Площадь сечения см2- 0,6 0,75 1,2 1,6 2,0 2,5 3,0 3,6 4,8 - 6,0 4,8 6,4 8,0 9,6 6,0 8,0 10,0 12,0 Масса, кг/м 0,53 0,67 1,07 1,42 1,78 2,22 2,67 3,20 4,27 5,34 4,27 5,70 7,12 8,54 5,37 7,12 8,90 10,70 Допустимый ток на фазу или полюс, А одной полосы 275 340 475 625 700(705) 860(870) 955(960) 1125(1145) 1480(1510) 1810(1875) 1320(1345) 1690(1755) 2080(2180) 2400(2600) 1475(1525) 1900(1990) 2310(2470) 2650(2950) двух полос — — (1090) (1250) (1525) — (1700) 1740(1990) 2110(2630) 2470(3245) 2160(2485) 2620(3095) 3060(3810) 3400(4400) 2560(2725) 3100(3510) 3610(4325) 4100(5000) трех полос — — — — (1895) (2145) 2240(2495) 2720(3220) 3170(3940) 2790(3020) 3370(3850) 3930(4690) 4340(5600) 3300(3530) 3990(4450) 4650(5385) 5200(6250) Примечания: 1. Допустимый ток для шин из четырех полос размером 100x10 мм равен 5300(6060) А, а размером 120x10 мм - 5900 (6800) А. 2. В скобках дана допустимая нагрузка при постоянном токе. Таблица 5.75. Шины алюминиевые (ГОСТ 15176—84) Размеры, мм 15x3 20x3 25x3 30x4 40x4 40x5 50x5 50x6 60x6 80x6 100x6 60x8 80x8 100 х 8 120x8 60x10 80x10 100x10 120 х 10 Площадь сечения м2 0,44 0,6 0,74 1,19 1,59 1,99 2,49 2,97 3,57 4,77 5,97 4,77 6,37 7,97 9,57 5,97 7,97 9,97 11,97 - Масса, кг/м 0,12 0,16 0,20 0,32 0,43 0,54 0,67 0,80 0,96 1,29 1,61 1,29 1,72 2,15 2,58 1,61 2,15 2,69 3,23 Допустимый ток на фазу или полюс, А одной полосы 165 215 265 365 (370) 480 540(545) 665 (670) 740(745) 870(880) 1150(1170) 1425(1455) 1025(1040) 1320(1355) 1625(1690) 1900(2040) 1155(1180) 1480(1.540) 1820(1910) 2070(2300) двух полос — — — (855) (965) (1180) (1315) 1350(1555) 1630(2055) 1935(2515) 1680(1840) 2040(2400>. 2390(2945} 2650 (335&3» 2010(2110) 2410(2735) 2860(3350) 3200(3900) трех полос — ' — — — — (1470) (1655) 1720(1940) 2100(2460) 2500(3040) 2180(2330) 2620(2975) 3050(3620) 3380(4250) • 2650 (2720) 3100(3440) 3650(4160) 4100(4860) Примечания: 1. Расчетные сечения указаны с учетом закругления углов, предусмотренного стандартом. 2. Допустимый ток для шин из четырех полос размером 100x10 мм равен 4150(4440) А, размером 120 х 10мм - 4650(5200) А. 3. В скобках дана допустимая нагрузка при постоянном токе.
Таблица 5.76. Шины стальные одяополосные Размеры, мм 16x2 20x2,5 25x2,5 20x3 25x3 30x3 40x3 50x3 60x3 70x3 75x3 80x3 90x3 Площадь см2 0,40 0,50 0,625 0,60 0,75 0,90 1,20 1,50 1,80 2,10 2,25 2,40 2,70 Масса. кг/м 0,32 0,39 0,49 0,47 0,59 0,71 0,94 1,18 1,41 1,65 - 1,80 1,88 2,15 Допустимый ток, А 55(70) 60(90) 75(110) 65(100) 80(120) 95(140) 125(190) 155(230) 185(280) 215(320) 230(345) 245 (365) 275(410) Размеры. мм 100x3 20x4 22x4 25x4 30x4 40x4 50x4 60x4 70x4 80x4 90x4 100x4 Площадь см2 3,00 0,80 0,88 1,00 1,20 1,60 2,00 2,40 2,80 3,20 3,60 4,00 Масса, кг/м 2,35 0,63 0,70 0,79 0,95 1,26 1,57 1,88 2,20 2,51 2,85 3,14 Допустимый гок, А 305(460) 70(115) 75(125) 85 (140) 100(165) 130(220) 165(270) 195(326) 225(375) 260(430) 290(480) 325 (535) Примечания: 1. Приведенные в таблице допустимые токи соответствуют вертикальному расположению большой грани полосы (на ребро); если шины расположены плашмя, то допустимый ток следует уменьшить на 5 % для шин с шириной полосы 60 мм и менее и на 8 % для шин с шириной полосы более 60 мм. 2. В скобках дана допустимая нагрузка при постоянном токе. Таблица 5.77. Медные и алюминиевые четырехполосные шины с расположением полос по сторонам квадрата («полный пакет») (рис. 5.4) Рашперы полос и пакета шин, мм h 80 80 100 100 120 Ъ 8 10 8 10 10 *i 140 144 160 164 184 h2 157 160 185 188 216 Поперечное сечение пакета, см2 25,6 32,0 32,0 40,0 48,0 Масса, кг/м (медь/алюминий) 23/6,9 28,5/8,6 28,5/8,6 35,5/10,8 42,6/13,0 Допустимый ток на пакет, А, при материале полос медь 5750 6400 7000 7700 9050 алюминий 4550 5100 5550 6200 7300 F3!^ Рис. 5.4. Четырехполосная шина Рис. 5.5. Шина коробчатого сечения Таблица 5.78. Шины медные и алюминиевые коробчатого сечения (рис. 5.5) Размеры шин, мм 75 75 100 ъ 35 35 45 г 4 5,5 4,5 У 6 6 8 Сечение пакета, см2 5,2 6,92 7,75 Масса, кг/м (медь/алюминий) 4,6/1,4 6,2/1,9 6,9/2,1 Допустимый ток, А, при материале пакета медь 2730 3250 3620 алюминий 2670 2820 .
Продолжение табл. 5.78 а 100 125 150 175 200 200 225 250 Размеры Ъ 45 55 65 80 90 90 105 115 шин, мм с 6 6,5 7 8 10 12 12,5 12,5 г 8 10 10 12 14 16 16 16 Сечение 10,1 13,7 17,8 24,4 34,4 ' 40,5 48,9 54,9 Масса, кг/м (медь/алюминий) 9,0/2,7 12,2/3,7 15,9/4,8 21,7/6,6 30,6/9,3 35,9/11,0 43,5/13,^ 48,5/14,8 Допустимый ток, А, при материале медь 4300 5500 7000 8550 9900 10 500 12500 — алюминий 3500 4640 5650 6430 7550 8830 10300 10800 Т Диаметр, мм 6 7 8 10 12 14 15 16 18 19 20 21 22 25 27 28 30 35 38 40 42 45 а б лица 5.79. Шины медные и алюминиевые круглого сечения Площадь сечения, см2 28,5 38,5 50,3 78,5 113,1 153,9 176,5 201,1 254,5 283,5 314,2 346,1 380,1 490,9 572,6 615,8 706,9 962,1 1134,1 1256,6 1385,4 1590,4 Масса, кг/м (медь/алюминий) 0,25/0,08 0,34/0,10 0,45/0,14 0,70/0,21 1,01/0,31 1,37/0,42 1,57/0,48 1,79/0,54 2,27/0,69 2,52/0,77 2,82/0,85 3,08/0,95 3,38/1,04 4,37/1,34 5,10/1,56 5,48/1,68 6,29/1,91 8,56/2,60 10,10/3,10 11,18/3,43 12,33/3,78 14,16/4,34 Допустимый ток, А, при материале шин медь 155 195 235 . 320 415 505 565 610(615) 720(725) 780(785) 835 (840) 900(905) 955 (965) 1140(1165) 1270(1290) 132541360) 1450(1490) 1770(1865) 1960(2100) 2080(2260) 2200(2430) 2380(2670) алюминий 120 150 180 245 320 390 435 475 560 605(610) 650(655) 695(700) 740(745) 885(900) 980(1000) 1025(1050) 1120(1155) 1370(1450) 1510(1620) 1610(1750) 1700(1870) 1850(2060) Примечание. В скобках дана допустимая нагрузка при постоянном токе. Диаметр, мм руж- ный 15 18 20 22 24 26 30 34 40 внут- ренний 12 14 16 18 20 22 25 29 35 Таблица 5.80. Шины трубчатые медные Площадь сечения, см2 0,71 0,94 1,10 1,26 1,34 1.57 1,73 2,43 2,98 кг/м 0,57 0,90 1,01 1,12 1,23 1,34 1,12 2,20 2,62 | Диаметр, мм мый ток, У на д I ружный 340 1 45 460 50 505 f 55 555 | 60 600 | 70 650 J 80 830 | 85 925 | 95 1100 1 100 внут- ренний 40 45 49 53 62 72 75 90 93 Площадь: сечения, см2 3,30 3,77 4,86 6,30 8,40 9,65 12,6 7,07 11,0 кг/м 3,01 3,32 4,37 5,53 7,38 8,50 11,20 6,47 9,43 Допусти- мый ток, А 1200 1330 1580 1860 2295 2610 3070 2460 3060
Таблица 5.81. Шины трубчатые стальные (ГОСТ 3262 — 75*) Наружный диаметр, мм 13,5 17,0 21,3 26,8 33,5 42,3 48,0 60,0 75,5 88,5 114 140 165 Толщина стенки, мм 2,8 2,8 3,2 3,2 4,0 4,0 4,0 4 5 \. 4,5 ■!■ 4,5 5,0 5,5 5,5 Условный проход, мм 8 10 15 20 25 32 40 50 65 80 100 125 150 Площадь сечения, см2 0,83 1,30 1,69 2,59 3,69 4,89 5,50 7,90 10,2 11,8 16,5 24,3 27,5 Масса, км/м 0,74 0,98 1,43 1,86 2,91 3,78 4,34 6,16 7,88 9,32 13,44 18,24 21,63 Допустимый ток, А 75 90 118 145 180 220 255 320 390 455 670 800 900 Примечания: 1. Допустимый ток указан для труб без разреза; при наличии продольного, разреза .допустимый ток для труб с условным проходом 100, 125 и 150 мм составляет соответственно 770, 890 и 1000 А. 2. Размеры соответствуют усиленным трубам. Таблица 5.82. Шины трубчатые алюминиевые (ГОСТ 15176 — 84) Диаметр, мм наруж- ный 16 20 22 30 30 30 40 40 45 ■ внутрен- ний 13 17 18 27 26 25 36 35 40 Площадь сечения, см2 0,68 0,87 1,26 1,34 1,73 2,12 2,42 2,98 3,30 Масса, кг/м 0,18 0,24 0,34 0,36 0,48 0,59 0,65 0,80 0,91 Допусти- мый ток, А 295 345 425 500 575 640 765 850 935 Диаметр, мм наруж- ный 50 55 60 70 80 80 85 95 100 внутрен- ний 45 50 54 64 74 72 75 90 90 Площадь сечения, см2 3,77 4,10 5,50 6,35 7,45 9,65 11,8 7,1 14,9 Масса, кг/м 1,01 1,12 1,46 1,71 1,96 2,59 3,40 1,97 4,04 Допусти- мый ток, А 1040 1150 1340 1545 1770 2035 2400 1925 2840 Примечания к табл. 5.74—5.82: 1. Допустимые длительные токи для шин приведены по данным ПУЭ для окрашенных шин из расчета допустимой температуры их нагрева 70 °С при темпе- ратуре воздуха 25 °С. Для неокрашенных шин допустимые нагрузки снижаются на 4—5 %, так как ухудшается теплоотдача. При температуре воздуха, отличающейся от 25 °С, приведенные в таблице токи ум- ножаются на следующие поправочные коэффициенты: Температура окружа- ющего воздуха, °С -5 и-. 0 +5 +10 +15 +20 +30 +35 +40 +45 +50 ниже Поправочный коэффи- циент 1,29 1,24 1,2 1,15 1,11 1,05 0,94 0,88 0,81 0,74 0,67 2. В скобках приведены допустимые токи при постоянном токе (если они отличаются от до- пустимых при переменном токе). 3. При повторно-кратковременном и кратковременном режимах работы (с общей длительностью цикла до 10 мин и длительностью рабочего периода не более 4 мин): а) для медных проводников сечением до 6 и для алюминиевых до 10 мм2 допустимый ток принимается как для длительного режима работы; б) для медных проводников сечением более 6 и для алюминиевых сечением более 10 мм2 ток, приведенный в таблице, умножается на коэффициент 0,875/j/UB, где ПВ — вы- раженная в относительных единицах продолжительность рабочего периода (продолжительность вклю- чения).
Продолжение табл. 5.82 4. Соединения шин из однородных металлов рекомендуется производить при помощи сварки во всех случаях, когда это возможно по условиям монтажа. 5. При болтовых соединениях шии рекомендуется применять пружины тарельчатые электро- технические. 6. Контактные соединения шин должны выполняться в соответствии с требованиями ГОСТ 10434-82*. 7. Для присоединения алюминиевых шин к медным выводам электрооборудования, а также к медным шинам применяются переходные медно-алюминиевые пластины по ГОСТ 19357—81*. Таблица 5.83. Пластины для разборного присоединении 'шин* (материал — профиль из алюминии марки АДО и медная шина марки ШММ по ГОСТ 434—78*; для пластины МАР-120 х 10/6 - медный лист или меднаи полоса марки Ml ГК пв ГОСТ 495-77*) Тип пластины МАР-50 х 6/4 МАР-60 х 8/5 МАР-80 х 8/5 МАР-100 х 10/6 МАР-120 х 10/6 L 160 240 250 290 320 Размеры, мм / 60 80 90 ПО 140 В 50 60 80 100 120 s 6 8 8 10 10 *i 4 5 5 6 6 Масса, кг, не более 0,18 0,42 0,59 1,07 ■ 1,48 * Изготовляются в исполнений УХЛ1 и Т1. Рис. 5.6. Переходные пластины: а — для разборного присоединения шин; б —для сварного соединения плакированные; в — то же мед- но-алюминиевые N и В) Таблица 5.84. Пластины дли сварного присоединении шин* (материЗш — листы и плиты алюминиеиые, плакированные медной полосой с двух сторон) Тип пластины МАП-60 х 10 МАП-80 х 10 МАП-100 х 10 МАП-120 х 10 Размер В, мм 60 80 100 120 Масса, кг, не более 0,60 0,79 0,99 1,19 * Изготовляются в исполнении У1.
Таблица 5.85. Пластины дли сварного присоединении шин* (материал — шина из алюминии марки АД О и меднаи шина марки ШММ по ГОСТ 434-78*) Тип пластины МА-40х4 МА-50 х 6 МА-60 х 8 МА-80 х 8 М А-100x10 Размеры, мм L 160 160 240 250 290 / 60 60 80 90 ПО В 40 50 60 80 100 5 4 6 8 8 10 Масса, кг, не более 0,13 0,24 0,56 0,79 1,47 ■■— «|?_ * Изготовляются в исполнении УХЛ1 и Т1. Таблица 5.86. Зажвмы опорные дли открытых распределительных устройств (ГОСТ 19254-81*) Тип зажима АА-4, ,. 2АА-4 АА-5, 2АА-5 АА-6, 2АА-6 АА-8, 2АА-8,- ЗАА-8 Диапазон диаметров проводов, мм 17,5-22,1 24,0-29,4 30,0-36,2 45,0 Номинальные сечения проводов, мм по ГОСТ 839-ВОЕ алюми- ниевых 185, 240, 300 350, 400, 450 550, 600, 650, 700, 750 сталёалю- миниевых 185/24, 185/29, 205/27, 240/32, 240/39 300/39, 300/48, 330/30, 330/43, 400/51, 400/64, 450/56, 500/27 500/26, 500/64, 550/71, 600/72, 650/79, 700/86 полых ПА 500 ПМ 240 300 Масса, кг, при материале зажима сплав 1,0/1,3 1,1/1,4 1,1/1,3 1,4/2,2 чугун 2,0/2,4 2,2/2,6 2,2/2,6 2,5/2,7 Примечания: 1. Зажимы предназначаются для крепления на колонках изоляторов алюминиевых и сталеалюминиевых проводов и алюминиевых труб, используемых в качестве токоведущих устройств. 2. Отсутствие цифры перед буквенной частью зажима означает, что зажим предназначен для одного, наличие цифры 2 - для двух, 3 — для трех проводов. 3. В зажимах АА-8, 2АА-8 и ЗАА-8 допускается крепление алюминиевых труб диаметром 45 мм. 4. Зажимы изготовляются из алюминиевого сплава или чугуна. В числителе приведена масса зажима для одного провода, в знаменателе — для двух. Масса зажима для трех проводов составляет при алюминиевом сплаве 3,6- и при чугуне 5,4 кг. Таблица 5.87. Зажимы прессуемые аппаратные дли присоединеяии одиночных алюминиевых, алюминиевых полых и сталеалюминиевых проводов Тип зажима А1А-10-7 А2А-10-7 А1А-16-7 А2А-16-7 Диаметр присоединяемого провода, мм 4,5 5,1-5,6 Размеры зажима, мм d 5,0 6,0 D 10 12 L 140 160 140 160 / 60 60 ' Масса зажима, кг 0,053 0,074 0,055 0,076 Матрица пресса МШ-2А-7,8 МШ-2А-9,5
Продолжение табл. 5.87 Тип зажима А1А-25-7 А2А-25-7 А1А-35-7 А2А-35-7 А1А-50-7 А2А-50-7 А1А-70-7 А2А-70-7 А4А-70-5 А1А-95-7 А2А-95-7 А4А-95-5 А1А-120-7 А2А-120-7 А4А-120-7 А2А-150-7 А4А-150-5 А2А-185-7 А4А-185-5 А2А-240-7 А4А-240-5 А2А-300-7 А4А-300-5 А2А-400-7 А4А-400-5 А2А-500-2 А4А-500-1А А2А-600-5 А4А-600-5 А2АП-640-1 А4А-640-1 А6АП-640-1 А6АП-640-2 А6АП-640-3 А4А-700-2 Диаметр присоединяемого провода, мм 6,4-6,9 7,5-8,4 9,0-9,6 10,7-12,3 13,5-14,0 15,4-15,8 16,8-17,5 18,8-20 21,6-22,4 24,0-25,6 27,3-30,6 45,0 31,5 - 33,2 65,4 37,1 Размеры зажима, мм d 8,0 9,0 11,0 13,0 15,0 16,5 18,0 20,5 23,5 27,0 31,5 47,0 34,5 55,0 36,0 D 14 16 18 20 22 25 28 32 36 47 52 65 58 80 60 L 140 160 140 160 140 160 150 170 170 155 175 175 165 185 185 200 200 200 200 240 240 220 220 240 240 275 275 260 260 300 270 / 60 60 60 70 70 80 80 90 100 100 120 140 140 160 150 Масса зажима, кг 0,068 0,089 0,072 0,093 0,083 0,104 0,093 0,114 0,218 0,118 0,139 0,228 0,137 0,158 0,258 0,190 0,288 0,228 0,338 0,335 0,378 0,550 0,640 0,690 0,780 2,40 . 2,50 0,960 1,050 4,24 4,97 9,02 9,02 5,17 1,66 "' Матрица пресса МШ-2А-11,3 МШ-2А-13 МШ-2А-14,3 МШ-2А-16,5 СМ9 МШ-2А-18.2 С-21 МШ-2А-20,8 С-23 МШ-24,2 С-26 МШ-26 А-28 МШ-31,5 А-31,5 А-40,5 А-40,5 А-45 А-45 А-59 А-59 А-51 А-51 МИ-315 МШ-70 А-74 А-74 1 МИ-315, МШ-70 ?А-57 Примечания: 1. В обозначении типа зажима: А —назначение зажима — аппаратный, цифры 1, 2, 4, 6 — количество отверстий в контактной пластине (под болты для присоединения к аппарату); вторая группа букв — тип присоединяемого провода: А —алюминиевый или сталеалюминиевый, АП — алюминиевый полый; цифра после дефиса — номинальное сечение присоединяемого провода, мм2; последняя, цифра — модификация. 2. Данные таблицы соответствуют ГОСТ 23065—78* и номенклатуре завода-изготовителя. 3. Для размера L (полная длина зажима) в таблице приведено максимальное значение (не менее). 4. Диаметр отверстий в контактной пластине 14 мм, расстояние между центрами отверстий (для зажимов с двумя и четырьмя отверстиями) 45 мм, длина контактной пластины зажима с двумя и четырьмя отверстиями 80 мм, с одним отверстием — от 40 до 60 мм.
Продолжение табл. 5.87 5. Изготовляются также аппаратные зажимы с компенсатором температурных расширений для крепления к выводам аппаратов шины в виде трубы; типы зажимов АА-209Б (применяются с ком- пенсатором КШАСБ-80, диаметр трубы 120 мм, масса зажима 24,05 кг) и АА-213 (компенсатор КШАСБ-100, диаметр трубы 140 мм, масса зажима 19,0 кг). 6. Корпус зажима изготовляется из алюминия марки АДО или АД-1, пластина контактная — из меди Ml или М2; соединение пластины с корпусом осуществляется точечной холодной сваркой или плакированием. 7. Опрессование зажимов прессами производится от контактной пластины в сторону провода, каждый последующий вжим должен перекрывать предыдущий на 2—3 мм. Перед опрессовкои полого провода внутрь его вводится специальный вкладыш. 8. В обозначении типа матрицы пресса: А — для опрессовки медных или алюминиевых за- жимов, С — стальных зажимов, МШ — матрица шестигранная; цифры — диаметр после опрессовки, мм (для матриц МШ — расстояние между противоположными гранями); обозначение 2А соответствует прессу типа МИ-2Д (отсутствие этого обозначения указывает на пресс МИ-1Б). Рис. 5.7. Зажимы аппаратные для одиноч- ных проводов Таблица 5.88. Зажимы прессуемые аппаратные дли присоединения двух и более алюминиевых, алюминиевых полых и сталеалюминневых проводов Тип зажима 2А2А-300-1 2А2А-300-4 2А2А-500-1 2А4А-300-3 2А4А-300-4 2А4А-500-3 2А4А-500-4 2А4АП-500-1 2А6А-300-3 2А6А-300-4 2А6А-50О-3 2А6А-500-4 2А6АП-500-3 2А6АП-500-4 2А6А-600-3 2А6А-600-4 2А6АП-640-1 2А6АП-640^2 2А6А-700-3 2А6А-700-4 Диаметр присоединяемого провода, мм 24,0-26,6 27,3-30,6 24,0-26,6 27,3-30,6 45,0 24,0-26,6 273-30,6 45,0 32,4-33,2 65,4 37,1 • Размер L, мм 400 400 400 400 - 400 400 470 440 - 440 Масса зажима, кг 2,35 2,5 3,0 2,9 3,13 3,4 4,26 8,45 4,28 3,88 4,72 7,01 7,00 6,25 5,72 13,3 16,5 7,75 7,75 Матрица пресса А-40,5 А-45 А-40,5 А-45 А-59 А-40,5 А-45 А-59 А-51 МИ-315, МШ-70 А-57
Продолжение табл. 5.88 Тип зажима ЗА2А-500-3 ЗА2А-5О0-ЗА ЗА2А-500-4 ЗА2А-500-4А ЗА АП- 500-1 ЗА2АП-5О0-3 ЗА2АП-500-4 ЗА2А-6О0-3 ЗА4А-300-2 ЗА4А-300-3 ЗА4А-400-2 ЗА4А-400-3 ЗА4А-600-2 ЗА4А-600-3 4А6АП-640-1 5А2АП-500-1 Диаметр присоединяемого провода, мм 27,3-30,6 27,3 - 30,6 45 32,4-33,2 24,0-26,6 27,3-30,6 32,4-33,2 65,4 45,0 Размер L, мм 400 300 400 300 400 400 245 170 270 195 290 212 - - Масса зажима, кг 5,75 4,75 6,0 5,34 10,1 8,85 9,33 6,85 9,08 8,08 9,59 8,80 8,99 9,79 35,3 39,0 Матрица пресса А-45 А-45 А-59 А-51 А-40,5 А-45 А-51 МИ-315, МШ-70 А-59 <Рф ФФ 340 ФФ .Ф--Ф ф-ф Рис. 5.8. Зажимы аццаратные для двух и более проводов
Продолжение табл. 5.88 Примечания: 1. В обозначении типа зажима: первая цифра -количество присоединяемых про- водов (2, 3, 4 или 5); остальная часть обозначения — в соответствии с примечанием 1 к табл. 5.87. 2. Размеры прессуемой части отдельных зажимов, входящих в комплект многопроводного зажима, соответствуют данным табл. 5.87 для соответствующих одиночных зажимов. 3. Исполнение зажимов соответствует ГОСТ 13276 — 79*, характеристики — данным завода-изго- товителя. 4. 5. См. примечания 7 и 8 к табл. 5.87. 6. Характеристический размер L указан на рис. 5.8, дающем примеры общего вида прессуемых аппаратных зажимов для двух (рис. 5.8, о), грех (рис. 5.8, 6, в) и пяти (рис. 5.8, г) проводов. Щ. Таблица 5.89. Зажимы аппаратные прессуемые дли присоединении одного медного провода Тип зажима А1М-35-2 А2М-35-2 АШ-50-2 А2М-50-2 АШ-70-2 А2М-70-2 А4М-70-2 АШ-95-2 А2М-95-2 А4М-95-2 АШ-120-2 А2М-120-2 А4М-120-2 А1М-150-2 А2М-150-2 А4М-150-2 АШ-185-2 А2М-185-2 А4М-185-2 АШ-240-2 А2М-240-2 А4М-240-2 А1М-300-2 А2М-300-2 А4М-300-2 А1М-400-2 А2М-400-2 4АМ-400-2 Размеры зажима, мм (см. рис. 5.7) й 10 11 12 14 16 18 20 22 24 28 D 16 18 20 23 26 28 30 34 36 42 L 60 60 70 70 80 80 90 100 100 120 / 4 4 5 6 6 7 7 8 9 12 Масса зажима, кг 0,15 0,17 0,19 0,23 0,24 0,36 0,52 0,32 0,39 0,57 0,40 0,49 0,67 0,45 0,55 0,71 0,53 0,68 0,77 0,85 0,88 0,96 1,08 0,97 1,10 1,50 1,48 1,92 Матрица пресса А-13 А-15 С-17 С-19 С-21 С-23 А-26 А-29 С-31,5 А-36 Примечания: 1. В обозначении типа зажима: А — аппаратный, цифра — количество отверстий под болты в контактной пластине, М — для медного провода; цифры — номинальное сечение провода, мм2, и номер модификации зажима. 2—5. См. примечания 3, 4, 7, .8 к табл. 5.87.
Таблица 5.90. Зажимы аппаратные штыреные для присоединения одиночных медных проводов к резьбовым и цилиндрическим медным штырям АШМ-1-1 АШМ-2-1 АШМ-3-1 АШМ-4-1 АШМ-5-1 АШМ-5-2 АШМ-12-1 АШМ-16-1 АШМ-20-1 АШМ-27-1 АШМ-30-1 Тип присоединяемого провода М16, М25, М35 М50, М70 М95, М120 М150, М185 М150, М185 — — — — — — Резьба или диаметр штыря, мм 10,5 10,5 10,5 15,5 31 30 М12 М16~ М20 М27 мзо Масса зажима, кг 1,33 1,29 1,33 1,68 2,12 4,5 1,15 1,23 1,31 2,0 2,12 Примечания: 1. В обозначении типа зажима: А — аппаратный, Ш — штыревой, М — для медных проводов. 2. Зажим (рис. 5.9) состоит из корпуса, имеющего цилиндрическое отверстие для присоеди- нения к медному штырю (отверстие стягивается болтами при гладком штыре или имеет соответствую- щую резьбу при нарезном штыре), и болтовой части с плашками для обжимания провода. 3. Количество и диаметр болтов 6 х М10 (да т АШМ-5 — 6 х М12), Рис. 5.9. Зажим аппаратный штыревой Таблица 5.91. Зажимы прессуемые ответвительные для алюминиевых, алюминиевых полых и сталеалюминиевых проводов Тип зажима ОА-10 ОА-16 ОА-25 ОА-35 ОА-50 ОА-70 ОА-95 ОА-120 ОА-150 ОА-185 ОА-240 ОА-300 ОА-400 ОА-600 ОАП-500-1 ОАП- 500-2 АОА-3/2 АОА-3/3 АОА-4/3 ЗОАП-500-1 ОАП-640-1 ОАП-640-2 Диаметр присоединяемого провода, мм 4,5 5,1-5,6 6,4-6,9 7,5-8,4 9,0-9,6 10,7-12,3 13,5-14,0 15,4-15,8 16,8-17,5 18,8-20,0 21,6-22,4 24,0-25,6 27,3-30,0 31,5-33,2 45,0 45,0 45,0 45,0 45,0 45,0 65,4 65,4 Размеры зажима, мм d 5,0 6,0 8,0 9,0 11.0 13,0 15,0 16,5 18,0 20,5 23,5 27,0 31,5 34,5 47,0 47,0 47,0 47,0 47,0 47,0 55,0 55,0 / 60 60 60 60 60 70 70 80 80 90 100 100 120. 140 350 350 350 315 315 315 450 410 D т 12 14 16 18 20 22 25 28 32 36 47 52 58 65 65 65 65 65 65 80 80 Масса зажима, кг 0,022 0,036 0,046 0,060 0,075 0,097 0,11 0,17 0,23 0,32 : 0,435 1,00 1,30 1,89 5,31 4,91 21,3 19,7 26,7 10,4 13,3 10,36 Матрица пресса МШ-2А-7,8 МШ-2А-9,5 МШ-2А-11,3 МШ-2А-13,0 МШ-2А-14.3 МШ-2А-16,5 МШ-2А-18,2 МШ-2А-20.8 •зМШ-23,4 МШ-26,0 *МШ-30,3 А-40,5 А-45 А-51 А-59 А-59 А-59 А-59 А-59 А-59 МШ-70 МШ-70
Продолжение табл. 5.91 Примечания: 1. В обозначении типа зажима: О — ответвительньтй, остальная часть обозна- чения — см. примечание 1 к табл. 5.87. 2. В цифровой части обозначения зажима типа АОА: числитель — число составляющих фазы, от которой делается ответвление, знаменатель — число составляющих ответвления. Зажим типа ЗОАП предназначен для присоединения трех полых проводов к трубе диаметром 140/120 мм. 3. Зажим ОАП-500-2 (рис. 5.10,6) имеет болтовой хвостовик, т. е. позволяет осуществлять разборное ответвление. 4. 5. См. примечания 7, 8 к табл. 5.87. 6. Зажимы изготовляются из алюминия марки АДО или АД1 по ГОСТ 4784—74*. 7. Характеристики зажимов соответствуют ГОСТ 4262—84 и данным завода-изготовителя. Рис. 5.10. Зажим ответвительный: а — прессуемый; 6 — разборный Рис. 5.11. Зажим ответвительный разъемный: 1 — корпус; 2 — вкладыш Таблица 5.92. Зажимы прессуемые ответвительные разъемные дли одиночных алюминиевых и сталеалюминиевых проводов Тип зажима РОА-185 РОА-240 РОА-300 РОА-400 Диаметр присоединяемого провода, мм 18,8-20,0 21,6-22,4 24,0-25,6 27,3-30,6 Размеры зажима, мм d 20,5 23,5 27,0 31,5 D 34 34 47 42 / 180 200 280 280 h 90 100 100 120 Масса зажима, кг 0,80 0,90 1,72 2,32 Матрица пресса А-28 МШ-29,4 А-39,5 А-44 Примечания: 1. Расшифровка обозначения зажима: Р —разъемный, О — ответвительный, А — для алюминиевых проводов; цифровая часть — расчетное сечение алюминиевого провода, мм2. 2. Характеристики зажимов соответствуют ГОСТ 4262—84 и номенклатуре завода-изготовителя. 3. Применяются в отличие от зажимов по табл. 5.91 в случаях, когда необходимо выполнить ответвление при уже смонтированной ошиновке без разрезания провода. 4. Зажим (корпус и вкладыш) изготовляется из алюминия марки АДО или АД1 по ГОСТ 4784-74*. 4, 5 — См. примечания 7 и 8 к табл. 5.87. Таблица 5.93. Зажимы прессуемые ответвительные дли медных проводов ОМ-35-1 ОМ-35-2 Размеры зажима, мм й 10 D 16 / 60 Масса зажима, кг 0,163 0,363 Матрица пресса А-13
Продолжение табл. 5.93 ОМ-50-1 ОМ-50-2 ОМ-70-1 ОМ-70-2 ОМ-95-1 ОМ-95-2 OM-120-I ОМ-120-2 ОМ-150-1 ОМ-185-2 ОМ-240-1 ОМ-240-2 ОМ-300-1 ОМ-300-2 ОМ-400-2 Размеры зажима, мм d 11 12 14 16 18 20 22 24 28 D 18 20 23 26 28 30 34 36 42 / 60 70 70 80 80 90 100 100 120 Масса зажима, кг 0,225 0,430 0,321 0,501 0,420 0,560 0,573 0,673 0,638 0,860 1,184 1,057 1,275 1,205 1,766 Матрица пресса А-15 С-17 С-19 С-21 С-23 С-26 А-29 С-31,5 А-36 Примечания: 1. В буквенной части обозначения зажима: О — зажим ответвительный, М — для медных проводов; в цифровой части: первая группа цифр — номинальное сечение провода, мм2, вторая группа — модификация зажима (1 — неразъемный, 2 — разъемный с болтовым хвостовиком: два болта Ml2, расстояние между осями 45 мм). 2. Обозначения размеров — см. рис. 5.10. 3. Характеристики зажимов соответствуют ГОСТ 4262 — 84 и номенклатуре завода-изготовителя. 4. 5. См. примечания 7, 8 к табл. 5.87. Раздел шестой СОБСТВЕННЫЕ НУЖДЫ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ А. РАСЧЕТ РЕЖИМОВ РАБОТЫ ЭЛЕКТРОПРИВОДОВ С. Н. 6.1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ В целях повышения надежности работы электростанций и обеспечения устойчивости технологического режима работы энергообо- рудования при церерывах электропитания собственных нужд (с. н.) необходимо на. ста- дии проектирования и эксплуатации элект- ростанций выполнить ряд мероприятий: а) проанализировать действия устройств за- щиты и автоматики электроэнергетического оборудования и определить возможные пере- рывы в электроснабжении; б) выполнить расчеты режимов перерыва питания и разво- рота группы электродвигателей (ЭД| ответ- ственных механизмов и до результатам рас- чета дать предварительную оценку успеш- ности этих режимов; в) на основании анали- за результатов эксперимента и расчета ре- жимов группы ЭД разработать и внедрить мероприятия, которые позволят быстро вы- полнить режим разворота ЭД так, чтобы не нарушить технологического режима элект- ростанции. Ниже изложены основы упрощенных ме- тодов расчета режимов: установившегося, перерыва цитания и разворота группы ЭД после повторной подачи напряжения.
6.2. ЭЛЕКТРОДВИГАТЕЛИ К МЕХАНИЗМАМ С. Н. И ИХ ХАРАКТЕРИСТИКИ Для привода механизмов с. н. электро- и напряжений. Типы некоторых асинхронных станций в основном применяются асинхрон- ЭД 6 кВ и их технические данные представ- ные ЭД разных номинальных мощностей лены в табл. 6.1. Таблица 6.1. Технические данные электродвигателей на наприжение 6 кВ Тип электродвигателя При номинальной нагрузке * ном, кВт JHOM' А Пном, °/ /о НОМ' об/мин м max* ОТН. ед. отн. ед. отн. ед. J, кг • м2 А (A3, АП) А (A3, АП) А (A3, АП) А (A3, АП) А (A3, АП) А(АЗ,^АП) А (A3, АП) А (A3, АП) А (A3, АП) А (A3, АП) А (A3, АП) А (A3, АП) А (A3, АП) А (A3, АП) А (A3, АП) А (A3, АП) А (A3, АП) А (A3, АП) А (A3, АП) 12-32-4 12-41-4 12-52-4 13-46-4 13-59-4 12-35-6 12-39-6 12-49-6 13-37-6 13-46-6 13-59-6 12-35-8 12-42-8 12-52-8 13-42-8 13-52-8 13-62-8 12-42-10 12-52-10 Серии А 400 500 630 800 1000 250 320 400 500 630 800 200 250 320 400 500 630 200 250 46,5 57,5 71,5 90,0 112 29,5 37,5 46,5 58,5 72,5 91,0 25,5 31,0 39 48 59,5 74,5 27 32 исполнений А 92,5 93,0 93,5 94,0 94,0 91,5 92,0 92,5 93,0 93,5 93,5 90,5 91,5 92,0 92,5 93,0 93,5 90,5 91,0 0,895 0,895 0,905 0,91 0,91 0,89 0,89 0,89 0,88 0,89 0,9 0,84 0,85 0,86 0,86 0,865 0,87 0,79 0,82 ц A3, 1480 1480 1480 1485 1485 985 985 985 985 985 985 735 740 740 735 735 735 590 590 АП*1 2,1 2,2 2,2 2,1 2,5 2,2 2,2 2,4 1,9 2,0 2,2 2,1 2,1 2,2 2,1 2,0 2,1 2,4 2,5 1.0 1,1 1,1 1,0 1,2 1,1 1,2 1,2 1,0 1,0 1.0 1.2 1,1 1,1 1,2 1,2 1,3 1,3 1,3 5,1 5,7 5,7 5,4 6,2 5,7 6,0 5,7 4,5 4,6 5,3 5,0 5,1 5,2 5,1 5,0 5,3 6,0 5,9 22,5 25 30 50 62,5 35 37,5 45 60 70 85 35 40 47,5 75 87,5 102,5 52,5 62,5
Продолжение табл. 6.1 Тип электродвигателя А (A3, АП) 13-42-10 А(АЗ, АП) 13-52-10 А (A3, АП) 13-62-10 А (A3, АП) 13-42-12 А (A3, АП) 13-52-12 А(АЗ, АП) 13-62-12 При номинальной нагрузке р L ном, кВт 320 400 500 200 250 320 'ном» А 40 49 61 27 33 41,5 Лном» % 91,5 92,0 " 92,5 90,0 91,0 91,5 J <Л 8 0,84 0,85 0,85 0,79 0,8 0,81 ИИОМ1 об/мин 590 590 590 490 490 490 отн. ед. 2,1 2,0 2,1 2,3 2,3 2,1 отн. ■ ед. 1Д 1,1 1,1 1,2 1,3 1,3 Km отн. ед. 4,8 4,7 4,8 5,8 5,1 4,9 J, кг-м2 85 100 117,5 85 100 117,5 Масса, кг 3480 '3520 3890 3930 4340 4370 3460 3500 3850 3890 4310 4350 Серия А2*2 400 500 630 800 1000 1250 315 400 500 630 800 1000 250 315 400 46,0 57,0 71,0 90,0 113,0 140,0 38,0 47,5 58 73,0 93,0 115,0 31,0 39,5 49,0 94,0 94,4 94,6 95,0 95,0 95,3 93,5 93,9 94,2 94,5 94,5 95,0 92,8 93,4 93,8 0,89 0,895 0,9 0,9 0,9 0,905 0,86 0,87 0,88 0,88 0,88 0,88 0,83 0,83 0,84 1480 1480 1485 1485 1485 1485 985 985 985 985 985 985 740 740 740 2,0 2,0 2,1 2,2 2,1 2,2 2,1 2,1 2,1 2,1 2,1 2,1 2,0 2,0 2,0 1,0 1,1 1,0 1,2 1,0 1,1 1,3 1,3 1,1 1,2 1,1 1,3 1,3 1,3 1,2 5,6 5,7 6,2 6,7 6,0 6,6 6,2 6,2 6,0 5,7 6,5 5,5 5,8 5,8 11,25 12,5 21,25 26,25 42,5 51,25 17,5 20 32,5 38,75 67,5 83,75 21,25 26,25 41,25 1950 2140 2150 2370 2530 2780 2860 3140 3310 3670 3700 4100 2000 2190 2220 2440 2570 2830 2900 3170 3320 3700 3860 4250 2100 2290 2360 2570 2710 2970
Продолжение таОл. 6.1 Тип электродвигателя А2-500М-8 A2-560S-8 А2-560М-8 '" A2-450S-10 А2-450М-10 A2-500S-10 А2-500М-10 A2-560S-10 А2-560М-10 A2-500SK-12 A2-500S-12 А2-500М-12 A2-560S-12 А2-560М-12 При номинальной нагрузке р 1 НОМ' кВт 500 630 800 200 250 315 400 500 630 200 250 315 400 500 'НоМ' А 60,5 76,0 96,0 26,5 32,5 40,0 50,0 61,0 76,5 28,0 34,0 42,5 52,5 65,0 % 94,1 94,1 94,5 91,6 92,4 93,1 93,5 93,7 94,2 91,9 92,3 92,7 93,4 93,9 s о i о о 0,85 0,85 0,85 0,79 0,80 0,82 0,83 0,84 0,84 0,755 0,765 0,775 0,790 0,790 Яном* об/мин 740 740 740 590 590 590 590 590 590 490 490 490 490 490 М-тах-> отн. ед. 2,0 2,0 2,0 2,0 2,0 2,0 2,0 1,9 2,0 2,0 2,0 2,0 1,9 1,9 отн. ед. 1,2 1,3 1,3 1,2 1,2 1,1 1,1 1,1 1,2 1,0 1,0 1,0 1,1 1,1 отн. ед. 6,0 5,7 6,0 5,1 5,3 5,3 5,3 5,2 5,4 5,0 4,8 4,8 4,8 5,0 J, кг-м2 47,5 91,25 110 22,5 27,5 46,25 53,75 97,5 117,5 43,75 50 56,25 101,25 121,25 Масса, кг 3020 3300 3540 3900 4060 4450 2080 2270 2360 2580 2740 3000 3070 3350 3580 3950 4100 4500 2640 2890 2856 3100 3140 3410 3640 4000 4170 4560 Серии А4*2 А4-400ХК-4УЗ А4-400Х-4УЗ А4400У-4УЗ А4-450Х-4УЗ А4-450У-4УЗ А4-400ХК-6УЗ А4-400Х-6УЗ А4-400У-6УЗ А4-450Х-6УЗ А4-450У-6УЗ А4-400Х-8УЗ А4-400У-8УЗ А4-450Х-8УЗ А4-450УК-8УЗ А4-450У-8УЗ А4-400Х-10УЗ 400 500 630" 800 1000 315 400 500 630 800 250 315 400 500 630 200 47,0 58,0 72,5 92,0 113,5 38 47,5 59,5 74,5 94,5 32,0 39,5 50,0 61,5 77,5 27,5 94,3 94,7 95,1 95,2 95,5 93,6 94,0 94,4 94,7 95 93,2 93,6 93,9 94,2 94,5 92,0 0,87 0,88 0,88 0,88 0,89 0,85 0,86 0,86 0,86 0,86 0,81 0,82 0,82 0,83 0,83 0,77 1470 1470 1470 1482 1482 985 985 985 986 986 739 739 740 740 740 583 2,3 2,3 2,3 2,1 2,1 2,1 2,1 2,1 2,0 2,0 1,9 1,9 1,9 1,9 1,9 1,9 1,2 1,2 1,2 1,1 1,1 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,1 5,7 5,7 5,7 5,7 5,7 5,4 5,4 5,4 5,4 5,4 5,0 5,0 5,0 5,0 5,0 4,8 10 11 13 21 25 15 18 21 32 38 19 22 36 42 49 19
>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>> I I I I I I I I I I I I I I I I I I I I I I I I I I I I i i i i i i i i i i i i i i i i i i ■ i i I i i i i i i ■ i i i i i i i i i i ■ i i ■ i i t i i i 1 i i i i i i и-t—it—it—it—it—it—it—it—it—it—it—it—i t—i и- t—ii-n-it—iCCOO0CCC0CCT\CT\CT\(T\ t-it-i t-ii-i t-it-ii-i юмми Юммм оооооооооооооооооооооооооооо t—i _. t—i C\ U> t—it—i t—it—it—i vlMMMi-i tOt—it—it—i СТМ>ЛОСХЗРО(-П^ОО^(-ПЮ^ОСХЗСХЗСХЗ^Ю \D^P U)CX3^-t-i^oU)CX3-^.t-» Юи*СХЗСЛ(-ЛСЛСЛ(-ЛЮ^--^^00'-ПСХЗ^Ои-СХЗ(-Л0 1-A-J^DCT\0-J-KCT\ Тл о "ос To "oo "u> "wi "to о To To о t-л T>j Xn о *trt "t«n % To "со V- "w To To "со "Ьо "*ь о о о о о мо о о о о о о о о о о о о о о о о о о о о о р ^-j V] <i "^j V] V] "-<i Ъ\ "а\ Ъс "со Ъо Ъо "оо Ьо "со Ъо Ъс "со "со "оо Ъс Ъс "ос "ос Ъс "ос "оо чо-ослслсл1-ли)^о-ои)и)и)Ю -jCT\t»n.Fb-iooocc--JCT\(-noc-^cccc 000'-л1-Л(-п(-п(-пО'-лОООООООООООООООООО lOjosjtototo^t-ii—isjsjsjjoto^tojojotojotototototototojoto bbobob"«VobMob«OMMMo"Mbo"iob "j^ V "*», "^ o"o о »-»»-»"o"o"o i—о о о о о о "о о о "о "о о о о о "о о »—о Vi "о \d "-о t«n "w T-n Xd "о ^-о о Vj "&ts* ^1лооХо1лТоТоТоТо"!^ооо f ,^DC0'-rt^U)U)t—»»—»CX3(-rt^UJt—' 00 ** U> Ю t—it-rt^WtOi—iUJtOt—it—i J-^J Wi О О OS) Ui Ui kJOSJJO UjJO iyiUi|OOOOS)|OOvJ nJJO nJ t—iOOO^CXS^O^t—»(-rtUJ'-ntO!J\Ot-'itOt-'i^tOC0tOCX3-^^--J00tO 000'-лООО^лОООО'-лОоООО'-ло001^|!млО(-лО(-л оооооооооооооооооооооооооооо > fa о u> Ln о !_J о о о < > fa о (О Ln о о |_4 о о о < > fa о 1-4 ON о о ~J Ln о < > fa о ^» . м 1У1 о ON о о у W (О ■> «PS ооо о о о о ■Son OnO О О о о fa 4* u> 1У1 о u> ** 00 NO On О О 00 NO NO NO ON W Ln _ О ON Ln IO 1У1 О О (О 00 Ln ~J NO Ln ~J о 00 00 NO NO Ln IO u> о oo ~J и- ON О О _ NO 4* ~J NO Lrt u> о oo LO ~J 4* Ln IO l—i о 00 Lft Uft ,_» IO 1У1 о _ ON 00 "■* NO Lrt ** О ~J Lrt NO ~J IO t . u> ON О 00 OO oo oo oo 00 00 о ■S ► fa О On ™ 1 ЯР S NO NO > IO M NO NO On ON i—O уз to о"ип ъ-S T-n% ~J 970 " E U> NO ~J IO о о ** ** w ** о о из £ь ~J NO ** О О О 207,5 207,5 21200 17400 >>>>> ** ** ^ ** ^ **.£**»***» Uft Lrt Lrt Lrt О О О О О О <<;><:<<><:<< t—i t—i t—i p—- i—i to to о о о <«« w w w w w u> to ** u> to "-л О О t-n О ** W t-rt ^. LO to ^ о о w О О О О <-л ^о ^о ^о ^о ^о to to w u> to vJIO^OVt о о о о о -J -^ 00 00-J oo -^ to to oo 00 OO СО СО OO £ь £ь U> Ю Ю yD^D \£>\D\D £ъ £ъ £ъ ^.^ 1-Л (-Л СО 00 ОО ^ ^ ^ w to "-ло to -*j to to to to м to •-JUiO\^(0 ^D -J ^D (-Л LA о о о о о элек н ч ь О вигателя СО о н ? ^«", >° -3 N° Й £ cos фном I г я по^ S 3 1 ■ b ?рв*= р 1 ^ я S Ц о - ."Я о мин г: sJ я й, агрузк о га с га 2 с ?
OOOOOOOOOOOOOOOOOOOQOOOQOOQQOOOOQOOOOOQOOOOOOOOQOOQOOO ССГОО^'-^ЧО«^ООЧО^,<Л)(ЛС^-ГЧ^ГЧ^»ПГЧСЧ'^Г^^ГОСЧ'-- m^D-— 00*^00^О-т00Ч0^00»П00С^-Ч0ч000<Л)^Ч0'— -— <NC^-^O0O ОО^ООЬМ00^ОО1»М00д^/1ММ001ЛООМОО\0ОО№ОО^^|'1М|'1'-ГПГПГП1ЛОО№ОО00ОО00п(ПО 6,3 cs cm" 066 0,86 95,0 118 0001 6,3 <N 2,7 о Os Os 0,87 95,2 145 1250 6,3 о cn" о о Os 0,87 95,4 185 1600 6,3 cs .2,4 990 0,87 95,7 230 2000 5,5 о 2,2 740 0,84 94,7 Os 008 5,5 о 2,2 740 0,84 95,0 CM 1000 <4 m" о °V 740 0,86 95,2 147 1250 5,2 о °\ 740 0,86 95,5 187 1600 <4 in" о 2,0 740 0,86 95,8 234 2000 Ъ in о о сч" 590 0,8 94,5 о 00 630 о, in" о 2,0 590 00 о" 94,6 100 800 in" о сч" Y4 a* "П 0,82 94,7 сч 1000 5,5 о сч" 595 0,83 94,9 152 1250 6,0 - 2,3 595 0,86 95,2 00 00 1600 6,0 -, со cn" 595 0,87 95,5 232 2000 S'S о 2,3 493 0,8 93,8 3 500 5,5 о 2,3 493 0,8 Os О 00 630 in" о 2,4 493 0,8 94,5 о 800 t'j-^t^t'j-'j-'j-'j-'j- 5*~5^ S^ 5^ S^ 5^ 5^ 5^ 5co^x2^xS^x2^x2^x2^x2^xS^x2^x2 \Q \Q \ ^^i^vOJ^^^MMfi^W^MOOiOOlM'OOQOiHHjHHirHHjHHirtHi ,— ,_,i,—,,— 1,—,,—ii,—,,-hi C^C^Uni^O>V£)C^C^Wn(^(^V£)C^C^tn(^(^V£)C^C^l^(^(^V£)rOrOO^ 1л^1ЮЮ'»л<л'ю\од^^11ЮЮ'^1Л'юю.амм'>л^1ю\о11^^11Ю'о ^^^r-L^^r-Lf^^iA'^t^'vA1^1^^ ^W^^in(^ — \£)vOrHyovDr-( t^in»H^iDriyOv£)'-VO^'-,^VD'-i^inr4irn^^^,0'-\OlO'-,t^ C"- *-<С"-С"-'-ччОЧО'-чЧО*0 —ч ЧО ЧО i-ч <NC^lT>C4(NCO(N(NCOc4<NCO(NC4CO<NC4ir>C4(NCOc4C4Mc4C4ltt ^1н^|^Ч^^^^^^^^^^НЧМНМН^1н1^1>^1>^1^^ <<<<<«<<«<<<«<<<<<<«<<<<<<«<<<<<<<<<<<<<«<<«<<<
Продолжение табл. 6.1 Тип электродвигателя АН2-17-48-12У4 АН2-17-48-12УХЛ4 АН32-17-48-12УЗ АН2-17-57-12У4 АН2-17-57-12УХЛ4 АН32-17-57-12УЗ АН2-17-31-16У4 АН2-17-31-16УХЛ4 АН32-17-31-16УЗ АН2-17-39-16У4 АН2-17-39-16УХЛ4 АН32-17-39-16УЗ При номинальной нагрузке ^иом» кВт 1000 1250 500 630 'ном, А 125 156 68 85 ^Ieom» % 94,7 95 93,3 93,7 х о # COS 0,81 0,81 0,76 0,76 ЛНОМ» об/мин 493 493 370 370 Мтах, ОТН. ед. 2,3 2,3 "" 2,0 2,0 мп, ОТН. ед. 1,1 1,2 1,1 1,1 кт ОТН. ед. 5,5 5,5 5,0 5,0 J, кг-м2 450 450 433 520 520 503 340 340 320 400 400 380 Масса, кг 8750 8030 8900 9600 8850 9700 5950 5840 6100 6550 6500 6700 АОПЗ-4М АОП4-4М АОПЗ-6М АОП4-6М Серии АО*6 200 250 160 200 23,7 29,4 19,3 24,2 92,0 93,0 92,0 92,5 0,88 0,88 0,865 0,86 1485 1485 990 990 2,8 2,8 2,8 2,8 1,2 1,3 1,3 1,3 6,6 7,0 7,0 7,3 10,8 13,5 17,8 22,5 Серия АТД, ясполиения A3, АЗП, АЗС, АР, АРП, АС, АСП*1 АР-500/6000, АРП-500/6000 АР-630/6000, АРП-630/6000 АР-800/6000, АРП-800/6000 АЗ-500/6000, АЗП-500/6000 АЗ-630/6000 АЗ-800/6000 АР-1000/6000, АРП-1000/6000 АР-1250/6000, АРП-1250/6000 АР-1600/6000, АРП-1600/6000 АЗ-1000/6000, АЗП-1000/6000 АЗ-1250/6000, АЗП-1250/6000 АЗ-1600/6000, АЗП-1600/6000 АРП-2000/6000 АРП-2500/6000 АЗ-2000/6000, АЗП-2000/6000 АЗ-2500/6000 АС-3200/6000, АСП-3200/6000 АСП-4000/6000, АСП-4000/6000 АС-5000/6000, АСП-5000/6000 АЗС-3200/6000, 500 630 800 500 630 800 1000 1250 1600 1000 1250 1600 2000 2500 2000 2500 3200 4000 5000 3200 57 71 89 57 71 89 112,5 139 177 112,5 139 177 223 276 223 276 357 440 545 357 94,8 95,2 95,2 94,8 95,2 95,5 94,6 95,1 95,6 94,6 95,1 95,6 95,8 96,4 95,8 96,4 95,8 96,2 96,5 95,8 0,89 0,895 0,905 0,89 0,895 0,905 0,905 0,91 0,91 0,905 0,91 0,91 0,9 0,905 0,9 0,905 0,9 0,91 0,915 0,9 2970 2970 2975 2970 2970 2975 2970 2975 2975 2970 2975 2975 2975 2980 2975 2980 2985 2985 2985 2985 2,3 2,4 2,5 2,3 2,4 2,5 2,5 2,5 2,5 2,5 2,5 2,3 2,5 2,5 2,3 2,5 2,7 2,6 2,4 2,7 1,1 1,15 1,2 1,1 1,15 1,2 1,05 1,05 1,1 1,05 1,05 1,1 1,0 1,1 1,0 1,1 0,75 0,75 0,75 0,75 ' 6,0 6,2 6,4 6,0 6,2 6,4 5,7 5,7 5,7 5,7 5.V 5,lte 5,5 6,0 5,5 6,0 5,5 5,5 5,5 5,5 11 12,3 1.4,3 И 12,3 14,3 30,5 35 40,5 30,5 35 40,5 75 87,5 75 87,5 158,3 168,5 181,8 158,3
Продолжение табл. 6.1 Тип электродвигателя АЗСП-3200/6000 АЗС-4000/6000, АЗСП-4000/6000 АЗС-5000/6000, АЗСП-5000/6000 «> При номинальной нагрузке р 1 НОМ, кВт 4000 5000 *ном> А 440 545 Тном> /о .96,2 96,5 s о е- и О О 0,91 0,915 **ном> об/мин 2985 2985 Мтах, ОТН. ед. 2,6 2,4 ОТН. ед. 0,75 0,75 ОТН. ед. 5,5 5,5 J, кг-м2 168,5 181,8 Масса, кг 19645 20865 Серии АТД2, исполнении 2АЗМ, 2АЗМ1, 2АЗМВ, 2АЗМВ1, 2АЗМП, 2АЗЛ, 2АЗЛП, 2АРМ, 2АРМ1, 2АРМП*» 2АЗМ-315/6000У4, 2АРМ-315/6000УЗ 2АЗМ-400/6000У4, 2АРМ-400/6000УЗ 2АЗМ-500/6000У4, 2АЗМП-500/6000У4, 2АРМ-500/6000УЗ, 2АРМП-500/6000УЗ 2АЗЛ-'630/6000У4, 2АЗЛП-630/6000У4, 2АРЛ-630/6000УЗ, 2АРЛП-630/6000УЗ 2АЗМ-630/6000У4, 2АЗМП-630/6000У4, 2АРМ-630/6000УЗ, 2АРМП-630/6000УЗ 2АЗЛ-800/6000У4, 2АЗЛП-800/6000У4, 2АРЛ-800/6000УЗ, 2АРЛП-800/6000УЗ 2АЗМ-800/6000У4, 2АЗМП-800/6000У4, 2АРМ-800/6000УЗ, 2АРМП-800/6000УЗ 2АЗМ1-500/6000У4, 2АРМ1-500/6000У4 2АЗМ1-630/6000У4, 2АРМ1-630/6000У4 2АЗМ1-800/6000У4, 2АРМ1-800/6000У4 2АЗЛ-1000/6000У4, 2АЗЛП-1000/6000У4, 2АРЛ-1000/6000У4, 2АРЛП-Ш00/6000У4 2АЗМ-1000/6000У4, 2 АЗМП-1000/6000У 4, 2АРМ-1000/6000У4, 2АРМП-1000/6000У4 315 400 500 630 630 800 800 500 636 800 1000 1000 35,5 44,2 54,8 69,7 70,5 89,5 54,8 70,5 89,5 111 ИЗ 94,6 95,2 95,5 95,5 95,4 95,8 95,7 95,5 95,4 95,7 96,0 95,7 0,905 0,915 0,92 0,91 0,9 0,91 0,9 0,92 0,9 0,9 0,91 0,89 2980 2980 2980 2975 2970 2975 2970 2980 2970 2970 2975 2970 2,4 2,4 2,1 2,4 1,9 2,5 1,9 2,1 1,9 1,9 2,5 1,9 1,3 1,3 1,2 0,9 6,0 1,1 0,9 1,1 1,2 1Д 1,1 0,7 1,1 7,0 7,0 6,0 5,2 6,0 5,2 6,0 5,2 5,2 5,6 5,0 4,0 4,5 5,0 8,75 8,75 11,25 11,25 5,0 8,75 11,25 18,25 18,25
Продолжение табл. 6.1 Тнп электродвигателя 2АЗЛ-1250/6000У4, 2АЗЛП-1250/6000У4, 2АРЛ-1250/6000У4, 2АРЛП-1250/6000У4 2АЗМ-1250/6000У4, 2АЗМП-1250/6000У4, 2АРМ-1250/6000У4, 2АРМП-1250/6000У4. 2АЗЛ-1600/6000У4, 2АЗЛП-1600/6000У4, 2АРЛ-1600/6000У4, 2АР ЛП-1600/6000У4 2АЗМ-1600/6000У4, 2АЗМП-1600/6000У4, 2АРМ-1600/6000У4, 2АРМП-1600/6000У4 2АЗЛ-2000/6000У4, 2АЗЛП-2000/6000У4, 2АРЛП-2000/6000У4 2АЗМ-2000/6000У4, 2АЗМП-2000/6000У4, 2АРМП-2000/6000У4 2АЗЛ-2500/6000У4, 2АЗЛП-2500/6000У4, 2АРЛП-2500/6000У4, 2АЗМ-2500/6000У4, 2АЗМП-2500/6000У4, 2АРМП-2500/6000У4 2АЗМ-3200/6000У4, 2АЗМП-3200/6000У4 2АЗМ-4000/6000У4, 2АЗМП-4000/6000У4 2АЗМ-5000/6000У4, 2АЗМП-5000/6000У4 2АЗМВ-500/6000У2, 2АЗМВ-50О/6000У5 2АЗМВ-630/6000У2, 2АЗМВ-630/6000У5 2АЗМВ-800/6000У2, 2АЗМВ-800/6000У5 2АЗМВ-1000/6000У2, 2АЗМВ-1000/6000У5 2АЗМВ-1250/6000У2, 2АЗМВ-1250/6000У5 2АЗМВ1-500/6000У5 2АЗМВ1-630/6000У5 2АЗМВ1-800/6000У5 2АЗМВ1-1000/6000У5 2АЗМВ1-1250/6000У5 2АЗМВ1-1600/6000У5 2АЗМВ1-2000/6000У5 При номинальной нагрузке р L ном, кВт 1250 1250 1600 1600 2000 2000 2500 2500 3200 4000 5000 500 630 800 1000 1250 500 630 800 1000 1250 1600 2000 'ном» А 137 140,5 173 177 216,3 219,2 266,7 270 350,5 431 538 56,3 70,6 90,5 112,5 140 57 71,5 90,5 111,5 139 178 222 "Ином» % 96,5 96,3 96,8 96,5 96,7 96,5 97,0 96,8 96,7 96,9 97,3 95,0 95,4 95,7 96,2 96,4 94,8 95,3 95,4 95,9 96,2 96,1 96,4 % о # ел О и 0,91 0,89 0,92 0,9 0,92 0,91 0,93 0,92 0,91 0,92 0,92 0,90 0,9 0,89 0,89 0,89 0,89 0,89 0,89 0,9 0,9 W 0,9 ином> об/мин 2980 2975 2980 2975 2980 2975 2980 2975 2985 2985 2985 2975 2975 2975 2980 2980 2979 2979 2979 2982 2982 2979 2982 Мтахз отн. ед. 2,7 2,1 2,7 2,1 2,6 2,1 2,8 2,3 2,6 2,6 2,7 2,5 2,5 2,5 2,7 2,8 2,4 2,4 2,5 2,8 2,7 2,6 2,8 мш, отн. ед. 0,8 ~- 0,7 0,9 1,3 0,7 0,8 0,7 0,9 1,3 1,3 1,3 1,2 1,2 1,2 1,2 1,2 0,85 0,85 0,9 1,0 1,Т) 0,9 0,9 ■*№ ОТН. ед. 6,5 5,5 6,0 5,5 5,5 4,8 6,0 .5,3 6,3 6,3 6,5 5,8 5,8,* 7i 6,0 6,5 6,5 . 5,7 5,7 6,0 6,5 6,5 6,0 6,5 J, кг-м2 22,5 22,5 25,5 25,5 37,5 37,5 40,0 40,0 100 117,5 135 8,8 11,3 18,3 22,5 25,5 10 11,25 18,25 22,5 25,5 38,0 44,25 Масса, кг 5540 4930 5540 4930 6000 5450 • 6000 5450 8070 6970 8070" 6970 8030 7930 9030 7930 12150 13200 14,700 3930 4250 5140 5700 6200 3850 4170 6110 6845 7475 7820 9208
Продолжение табл. 6.1 Тип электродвигателя При номинальной нагрузке 1 ном* кВт 'НОМ' А °/о ном- об/мин Mr тах-> отн. ед. Мп, отн. ед. отн. ед. кг-м2 Серии АТД4, исполнении 4АЗМ, 4АЗМП, 4АРМ, 4АРМП*» 4АЗМ-500/6000УХЛ4 4АРМ-500/6000УХЛ4 4АРМГТ-500/60ОДУХЛ4 4АЗМП-500/6000УХЛ4 4АЗМ-630/6000УХЛ4 4АРМ-630/6000УХЛ4 4АЗМП-630/6000УХЛ4 4АРМП-630/6000УХЛ4 4АЗМ-800/6000УХЛ4 4АРМ-800/6000УХЛ4 4АЗМП-800/6000УХЛ4 4АРМП-800/6000УХЛ4 4 АЗМ-1000/6000У X Л 4 4АРМ-1000/6000УХЛ4 4АЗМП-1000/6000У ХЛ4 4АРМП-1000/6000УХ Л4 4АЗМ-1250/6000УХЛ 4АРМ-1250/6000УХЛ4 4 АЗМП-1250/6000У ХЛ4 4 АРМП-1250/6000УХ Л 4 4АЗМ-1600/6000УХ Л 4 4АРМ-1600/6000УХЛ4 4АЗМП-1600/6000У ХЛ4 4АРМП-1600/6000УХЛ4 4АЗМ-2000/6000УХЛ4 4АЗМП-2000/6000УХЛ4 4АРМП-2000/6000УХЛ4 4АЗМ-2500/6000УХЛ4 4АЗМП-2500/6000УХЛ4 4АРМП-2500/6000УХЛ4 4АЗМ-3150/6000УХЛ4 4АЗМП-3150/6000УХЛ4 4АРМП-3150/6000УХЛ4 4АЗМ-4000/6000УХЛ4 4АЗМ-5000/6000УХЛ4 4АЗМ-6300/6000УХЛ4 4АЗМ-8000/6000УХЛ4 500 630 800 1000 1250 1600 2000 2500 3150 4000 5000 6300 8000 56,5 72 90 112,5 140 179 226 279 346 444 548 690 876 95,7 95,7 96,0 96,1 96,3 96,3 96,4 96,4 96,5 96,5 96,6 96,6 96,7 97,0 97,2 97,3 97,5 97,6 97,6 0,89 0,88 0,89 0,89 0,89 0,89 0,88 0,89 0,9 0,89 0,9 0,9 0,9 2970 2979 2979 2976 2973 2973 2973 2973 2976 2982 2982 2982 2985 2,1 2,0 2,0 2,0 2,1 2,0 1,9 2,0 2Д 2,2 2,2 2,2 2,3 0,9 1,0 1,0 1,0 0,95 0,9 0,77 0,85 0,9 0,9 0,9 0,95 0,95 5,1 5,3 5,3 5,3 5,5 5,2 4,7 5,0 5,3 5,7 5,7 5,9 6,0 3,1 5,2 5,8 6,5 13 14 21 24 29 49 56 64 148 Серии ВАН, исполнение АВ*9 ВАН(АВ)-14-39-6 ВАН(АВ)-14-49-6 ВАН(АВ)-14-59-6 ВАН(АВ)-14-26-8 АВ-14-26-8 ВАН(АВ)-14-31-8 ВАН(АВ)-14-39-8 ВАН(АВ)-15-31-8 ВАН(АВ)-15-36-8 ВАН(АВ)-16-31-8 ВАН(АВ)-16-31-8К ВАН(АВ)-16-36-8 ВАН(АВ)-16-36-8К АВ-14-26-10 800 iCoo 1250 400 500 630 800 1000 1250 1600 315 96 122 152 50 51 61 76 95 116 143 145 186 44 93,5 94,0 94,4 92,3 91,8 92,9 93,2 93,7 94,3 93,7 93,4 94,2 93,8 91,2 0,86 0,84 0,80 0,83 0,85 0,86 0,86 0,88 0,89 0,88 0,89 0,76 990 992 992 738 738 738 740 740 740 741 740 741 590 2,1 2,5 2,5 2,1 2,0 2,06 2,05 2,2 2,1 2,0 2,1 2,0 2,2 2,2 0,9 1,2 1,2 0,82 0,8 0,84 0,86 0,72 0,72 0,65 0,7 0,68 0,9 5,5 6,5 6,5 4,2 5,0 4,3 4,3 4,6 4,4 4,6 4,8 4,5 5,0 5,0 175 225 275 137,5 125 150 162,5 250 275 525 650 575 700 137,5
Продолжение табл. 6.1 Тип электродвигателя ВАН(АВ)-14-26-10 ВАН(АВ)-14-31-Ю ВАН(АВ)-14-39-Ю ВАН(АВ)-15-31-10 АВ-15-31-10 АВ-15-31-ЮК ВАН(АВ)-15-39-10 ВАН(АВ)-16-31-10 ВАН(АВ>16-31-10К ВАН(АВ>16-36-10 ВАН(АВ)-16-36-10К ' ВАН(АВ)-16-49-10 ВАН(АВ)-16-49-10К ВАН(АВ)-14-31-12 ВАН(АВ)-14-39-12 ВАН(АВ)-15-34-12 ВАН(АВ>15-39-12 ВАН(АВ>16-31-12, ВАН(АВ)-16-31-12К АВ-16-31-12 АВ-16-31-12К ВАН(АВ)-16-41-12 ВАН(АВ)-16-41-12К AB-16-41-I2 АВ-16-41-12К ВАН(АВ> 16-49-12, ВАН(АВ)-16-49-12К ВАН(АВ)-17-31-12 BAH(AB)-15-44-J6 АВ-15-44-16 АВ-15-44-16К ВАН(АВ)-16-36-16 ВАН(АВ)-16-36-16К ВАН(АВ)-16-41-16 ВАН(АВ)-16-41-16К ВАН(АВ)-17-31-16 ВАН(АВ)-17-39-16 ВАН(АВ)-17-49-16 ВАН(АВ)-17-69-16 При номинальной нагрузке *иом, кВт 320 400 500 630 800 1000 1250 1600 320 400 500 630 800 1 ,1000 S 1250 1600 500 630 800 1000 1250 1600 2500 'пом* А 44,7 52 63 79 79,5 79,5 99,5 122 149 152 186 46 55 66 84 102,5 104 120 122 150 186 74 84,5 86 111 ПО 126 159,5 204 322 % 91,8 92,4 93,1 93,3 92,6 92,6 93,8 94,1 93,3 94,4 93,8 94,8 94,5 91,8 92,1 92,9 93,5 93,5 92,6 94,1 93,0 94,4 94,1 92,1 91,8 93,1 92,6 93,5 92,9 93,3 94,1 94,6 94,3 % о i о о 0,75 0,8 0,82 0,82 0,82 0,84 0,85 0,87 0,72 0,75 0,7 0,77 0,8 0,85 0,85 0,88 0,69 0,705 0,71 0,75 0,77 0,74 0,75 0,82 0,8 0,7 0,79 ином> об/мин 590 590 590 590 592 592 593 593 593 593 490 490 492 492 495 495 495 495 370 368 370 370 370 370 372 372 Мтах> отн. ед. 2,2 2,15 2,1 2,4 _ 2,5 2,2 2,3 2,2 2,3 2,1 2,2 1,8 1,84 2,2 2,3 2,5 2,6 2,2 2,1 2,0 2,2 2,3 1,9 2,0 2,1 1,7 2,4 2,5 1,9 отн. ед. 0,94 0,92 0,85 1,0 1,3 0,9 0,8 0,7 0,7 0,8 0,92 0,82 1,0 0,9 0,8 0,85 0,8 0,85 0,7 0,5 1',1 0,7 0,74 0,8 0,6 0,8 0,9 ,0,7 отн. ед. 4,2 4,2 4,1 4,6 5,0 5,0 5,2 4,5 5,2 4,8 5,4 4,5 5,1 3,9 3,9 4,4 4,6 5,2 5,7 4,6 5,3 4,5 4,2 3,8 4,3 3,7 4,2 4,2 4,3 3,8 5,2 5,2 4,5 J, К1 М2 150 162,5 175 275 225 225 325 600 650 650 700 775 875 162,5 175 300 325 675 725 800 800 900 1500 400 775 875 800 900 2000 2150 2375 3250 Масса, К1 4090 5200 5600 6800 7080 7200 7400 9800 10740 10450 11530 11900 13700 5200 5600 7000 7400 9100 10100 10300 9900 11200 11200 11320 11050 15200 7200 7540 7680 9550 9700 10000 11200 14800 15600 16700 21300 ВАН118/23- ВАН118/23- ВАН118/41- ВАН118/41- ВАН118/51- ВАН118/51- ВАН118/23- ВАН118/23- ВАН118/41- BAH118/4I- ВАН118/51- ВАН118/51- В АН 143/41- ВАН143/41- 8УЗ 8КУЗ 8УЗ 8КУЗ 8УЗ 8КУЗ 10УЗ 10КУЗ ЮУЗ 10УЗ ЮУЗ 10КУЗ ЮУЗ ЮКУЗ 400 800 1000 315 . 630 800 1000 49,5 98,0 119 43 82 99 121 ^ерии 92,3 93,8 94,3 91,6 93,5 93,7 94,0 ПАП 0,84 0,84 0,86 0,77 0,79 0,82 0,84 736 740 ' 739 588 591 592 592 1,9 2,1 2,1 2,0 2,1 1,9 1,9 0,6 0,8 0,86 0,7 0,9 0,7 0,6 4,1» 5,0 5,0 4,0 5,0 4,2 4,5 80 125 150 100 160 190 350
Ui ГО <n д ион миналь о м При о г 2 ,Ъ ^ t, м *£Р йеяёЭ S ^ . i в о S с В- о W0H6 S03 £ О \о р- 0< О Q3 ч к) с 5 f=g a 5 OOOOOOOOOOQOltn.<n,nw"'OOQOOOOOOOOV")V")V")OOQOOO V1hOOOinoviOOVlON*l0^'OO^ni-i^rJoOO^'HOC^^fnOOO^T(N4-(N^'(N (^(^V£)C^c4roV£)C^OlOlO>(^^C^<N^tnC^<N^olrOin4DC^OOC^(^ KJ!»rtr-il/1V1^^0000CJOOO'-Hl^^(Njf<ltrif4f4t4r4(X)OOoO'-'-N№\C^^lf,»0 0 оооооооооооооооооо <Л)«Л)1-н0>«Л)1-н1Г1Г0<Л)<Л)О0>^ОГ0<Л)<Л)<Л) ^j-t/-)-, —<ri-)t/-)t/-)4DC"-QOr*"ir,~>V")C'"-QOQO'— ^ ,-. _ ГЧ <N csooo^tnoootnooooooc^ooroocs ^t^t^,^t^tv")^,^,^,u")^tn"if"i^t^t^t^t^' «П 1/-) 1Л) 1/-) 1/-) г-г-оооочочоо С"-о,чооооос--^с--чо»пчо оооооооооооооооооо ooo-— о a> -— о о oi о -— ooooo>o>i>o> rocSO<Nro^mrt-)fni/-)ooo>ooo>o>o>ciOO o\a\a>Q^a\a\a\a\a\a\\o\o\o\o\D\D^oi>- «niri^'^'^'^^^^^romri-irriri-iror'im m\om^,0'-4ro^^,<no<N4DC^-c^-fnr,~iro оо оо с— с--оооооооооооос--г-С--С--с--оооооо оооооооооооооооооо Tj-\Ol/-iOOO<N4'~lQOt>'—< О4* VI 00 QO in ^ C"- ^t ^f r-T m" ггГ -^ ^-" -*t" т^ ^ of of с"Г с-Г т^ -et" -et" ^f" О кО> 0>0>0>0>0>0>0>0>t^O>0>0> <^ Q> ^ Q> "T. R, см "1 R. тГ(^^1>01ЧОтГтГ.5+1Пт1Го'аОг1-)ЧС>^О^Р^О moo^'ooooitnc^cdC^ с-*о>От*оо>^то 1-Hi-H ,_ ,_ ,_ ,_ rs — ,_ —< —< oi m OQmOOOOOOOQOOOOQOQ ino^rooomoooomoQtnoo© 01ЧОГПЧ000001ЧОО,П»П*»000©01ЧОО»П — — _н__н<-ч1о] --н^^гЧГЧ ^Л^Л^Л^Л^Л^Л^Л^Л^Л^Л^Л^Й^Ж^Л^^^Й^Л OOOON(Srv)CN«(N(NfSO)CNCNrgol(NN(NVO^^^D^VO^\O^^D^v£>^^'OVO 1 1 1 1 !, 1 1 1 1 1 1 I 1 1 1 i 1 I 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 mmmmcocooooommmmm roV-i гптт1Л1Лгптттттт№ cn*m *n in <n in in in ^J-^l-C^-C^-^-4'—i"—i —'^■^J*'=J-'=J-C— C—C— C^-C--C^'—i —''=d-j4"'=J-^l-C^-C—C— C^-C^-C^-'—^«—^^-н^-i,—, —■ Рчмннчми№нннн№ннРннчнчнч№ннмннн№нннн вэвэвэсавэвзщвзоавзщрэваоавзвзщвзращваоарзааоавзоавэщрэрэрэоаоаоавз о <N 1Л <N О CS cs го о vo о CN C- CT\ ГО о 00 ■* CM о tn о о 00 r-i Ю tn о tn a\ •& о vo 8 ГО <N CN ■* 00 о tn vo <N ■* О r-i о о о го о 00 CM 6,5 - 2,9 2976 0,89 94,1 22,9 200 6,5 1-4 2,9 2973 0,9 94,3 28,3 250 vo" - 2,9 2970 0,91 94,4 35,2 ГО 6,5 1-4 2,9 2967 о" 94,5 44,7 400 5,5 см см" 1481 0,88 93,6 23,3 200 5,5 см 2,5 1481 0.88 94.2 29,0 250 S'S см 2,5 2958 0,89 94,8 36,0 ГО 5,5 см 2,5 1485 0,89 95,0 45,5 400 6,5 го 2,5 1487 0,9 95,0 56,2 500 СМ V) CN CN ■ i (/}(/} О О 1.0 ID CN CN << CM ?•> I* щ о ■*t in CM CM oo << mm CN jncN CN CN CN о о о in 1/1 ID ■* ^t ■* CN CN CM ooo <:<:<: пи т >>cs"in ra "T f Jc/} c/} ooo tn *r) fn CN CN CN OOO <<■& m m m CN tn ^ -^! аз ooo ^l-^f ■* I I I CN CN CN OOO <« — к — ^ см m m <mm^m о о о о о 1.П ID *Г) ЧО Ш ■*■*■* in ■* CN CN CM CN CN ooooo m ет РЭ аз pa
Продолжение табл. 6.1 Тип электродвигателя ВАО2-560М-4У2, ВАО2-560М-4У5 ВАО2-560ЬА-4У2, ВАО2-560ЬА-4У5 ВАО2-560ЬВ-4У2, ВАО2-560ЬВ-4У5 ВАО2-450М-6У2, ВАО2-450М-6У5 ВАО2-450ЬА-6У2, ВАО2-450ЬА-6У5 ВАО2-450ЬВ-6У2, ВАО2-450ЬВ-6У5 ВАО2-5608-6У2, BAO2-560S-6y5 ВАО2-560М-6У2, ВАО2-560М-6У5 ВАО2-560ЬА-6У2, ВАО2-560ЬА-6У5 ВАО2-560ЬВ-6У2, ВАО2-560ЬВ-6У5 ВАО2-450ЬА-8У2, ВАО2-450ЬА-8У5 ВАО2-450ЬВ-8У2, ВАО2-450ЬВ-8У5 BAO2-560S-8y2, BAO2-560S-8y5 ВАО2-560М-8У2, ВАО2-560М-8У5 ВАО2-560ЬА-8У2, ВАО2-560ЬА-8У5 ВАО2-560ЬВ-8У2, ВАО2-560ЬВ-8У5 При номинальной нагрузке р Л ном, кВт 630 800 1000 200 250 315 400 500 630 800 200 250 315 400 500 630 'ном» А 71,0 90,0 112 24,3 29,4 37,0 46,8 60,1 75,6 94,7 26,0 32,5 41,0 51,9 63,9 80,2 % 95,3 95,6 95,9 93,7 94,2 94,7 94,8 95,2 95,2 95,5 93,4 94,0 94,7 95,0 95,2 95,5 % о # ел О и 0,9 0,9 0,9 0,84 0,87 0,87 0,83 0,84 0,84 0,85 0,79 0,79 0,78 0,78 0,79 0,79 ином> об/мин 1487 1487 1487 990 990 991 992 992 993 994 744 744 745 745 746 746 Mmaxi ОТН. ед. , 2,5 2,5 2,5- 2,2 2,2 2,2 2,2 2,2 2,2 2,2 2,0 2,0 2,2 2,2 2,2 2,2 м„, отн. ед. 1,3 1,3 1,3 1,1 1,1 1,1 1,1 1,1 1,1 1,1 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 к„, отн. ед. 6,5 6,5 6,5 5,5 5,5 5,5 5,5 5,5 5,5 5,5 5,5 5,5 5,5 5,5 5,5 5,5 ■Л кг-м2 32,0 34,0 39,0 10,8 14,2 16,9 36,0 42,0 51,0 62,0 13,9 16,7 43,0 52,0 63,0 77,0 Масса, кг 3350 4000 4900 2050 2500 2750 3400 3800 4500 5600 2600 2800 3500 3900 4600 5700 ВДН-170/49-10 ВДН-170/34-12 ВДН170/39-12 ВДН 170/34-16 ВДН213/44-16 ВДН213/54-16 1600' 800 1000 500 1250 1600 188 99 123 70 156 206 Серия ВДН 93,2 91,3 92,5 91,4 93,0 94,7 0,83 0,84 0,84 0,75 0,83 0,79 »12 588 492 493 370 371 372 2,0 2,2 2,2 2,1 2,3 2,? 0,8 1,0 0,95 1,1 1,0 1,15 - 4,8 5,0 5,3 • 4,7 5,4 5,9 Ч- 950 700 800 700 2375 2750 Серия ДА4' *13 X 4» ДА4-560Х-4УЗ ДА4-560УК-4УЗ ДА4-560У-4УЗ ДА4-560Х-6УЗ ДА4-560УК-6УЗ ДА4-560У-6УЗ ДА4-560Х-8УЗ ДА4-560УК-8УЗ ДА4-560У-8УЗ ДА4-560ХК-ЮУЗ ДА4-560Х-10УЗ 1600 2000 2500 1250 1600 2000 800 1000 1250 500 630 182,5 228 281 146,5 185 231 101 125 153,5 64,5 80 95,8 96,0 96,2 95,7 95,9 96,1 95,1 95,4 95,6 94,3 94,6 0,88 0,88 0,89 0,86 0,87 0,87 0,8 0,81 0,82 0,79 0,8 1485 1485 1482 989 989 989 743 743 742 593 593 2,0 2,0 2,0 1,9 1,9 1,9 1,9 1,9 1,9 1,9 1,9 0,9 0,9 0,9 1,1 1,1 1,1 1,1 1,1 1,1 1,1 1,1 5,7 5,7 5,7 5,3 5,3 5,3 5,0 5,0 5,0 5,0 5,0 45 55 65 70 80 90 87 107 120 75 87
Масса, кг /а s ■ *b|s *aN ft . IS « зке нальной нагру и номи о. С - i s о 2 И0Н6 SO0 О \Р Д ON 1< 1 н 9 ffl Тип эл ектро д ви гате л я о о о о о о l><N ^t 40 Ш О in О4! 40 0> 1П О4! in о in о in о О <N Г- ОО О <N Г—< I—< f—I W-« о о in in <n in in" in" ■^ ^ ^f ^ 0\ G\ 0\ Q\ 0\ Q> m m ^t ^t ^t en 0\ G\ £~~ G\ 0\ G\ ^ 40 l> C- l> оо оо о о с— t> o" o" o" o" o" o" 0\ i—< 40 <N 1П t> ^ m" m" ^ ^ ^ 0\ G\-O^ G\ Q> G\ in wt,^ -— in ^t *sOcn\r\ О CS in 40 ОО О о о о о о о оооОто оо о ^ in чо оо I—< 1Г г г* ^ ^ ^ г* ^ Д О i-1 CN i-! <N I I—< | I—( | »-4 И 1 И 1 US I о о о о о о 40 40 40 40 40 40 V*l *S^ V~t lTt in V~l ЩЩ * ДАЗО Серия 3000 CH^ I—( r-i S'S I—< I—< 2,4 3150 3700 4900 23,8 30 52,5 Г-в (N^ 1П 1П in" t>" \d so ^(sqinMq in oo^o cn" cN"ofm" in m in m i> in о оо оо оо оо оо оо о> "tf "* "* "* "* ^ ^ 5500 in 6,5 о. 2,9 1490 1П О 1П О 40 О 0\ ооооооооооо01ООла> а^ о" о" о" о" о" о" о" о" о" 3600 46,3 6.8 *t 3800 4300 4900 3600 3900 66,3 82,5 103,8 46,3 73,8 4600 5300 3700 92,5 85 "1 O.vo.f~«™.,4 '*.oi.0<lrS.00«vo«4. in" \oin\oso\G in'^m^vTin'in'in' ^ o^ o^ ^ o^ cn^ o^ inr —^ ^ o>n o| a^ счл o^ ^ 4400 о in" OS CS 5000 4400 5000 136,3 no 136,3 in" *t in" Op CH^ O^ CN Or СП Op a^o^cN^ *t in^vqc^oo^o^cN^cN^cn^^in^rn^rn^^t in^vqcn v\ ЫспЫ" cn г^"см"см"см"см"см"см"см"см"см"см"см"см"см"см"см"см" r-i" t> on о m ~н m — in о (NOmomoo OOOOONOOONOOONOO^ *fr *fr *fr ^" *fr ^t ON чо c-~ oo oo os ^нтт^'Ч'^^'Л^ 000000 00 00 0000000000 00^00 00 00 o"o"o" о' о" о" о" о" о" о" о" о" о" о" mn о^ о^ о^ о^ m^ o^ тл о^ Ор оор о_ ^ m^ т^ о^ о_ in^ т^ о^ ол —" '-Г cs" сп сп сп т" т" т" ^t" ^-Г cvf oi of <n" m" en en" cs" cn" <n" 39,0 320 0 o_ o__ or or a.-oo"o"oCrn °J ■* \o m i> о о о О О СП ^ ui vo о ^in —Г —Г оо as Oscn 800 320 or mr o. o_ o_ o_ in_ 0 o>"c-^o>" ^■"rWol^X' ^f ^ m t~ t~ cn сп Щ 400 500- 630 250 320 590 00 о" —' OCN CM СП Os Os Os Os Os in in *t ^ ^ --i <N ЧО t> V£) I> 00 00 C^ t>^ t> C~ o"o"o"o"o"o" in ^ о оо о oo cn in mr Or mr in <N СП сп о" •-<" —" <N <N CvT o" •-1" •—<Г «-Г 50,0 49,0 61,0 33,0 о о о о о ш ^ in CN 1Л О in Ог О, in Ог О, -—Г —Г —" --Г оо" t> in" *t" ^■^■»n.incNCNcncn 320 о о о о о in "t М « * 0 en в i, 10250 7300 7300 150 112,5 112,5 —«^ 00^ [ 00^ ^ <N c-~" in" ^o" ^o" J i>" 2 f-lqoo «з _j o" 1 —" о" -н" ^- mp J in oo^ I о <n" <n" 1 cn <n" in" S os t~ t~ (m in *t \os c-^ 00 00^ КО t> o" o" o" o" 94,0 90,5 in o^ oo" o" 00 OS 0,53 86,4 ''l о m m | о 22 о" \so ■*" ^o" Д 1П | <N СП ! CN Soloolm Xj О t~ m cs Д ^f 1 -H CN 1 —i 7600 137,5 00 0,75 2,0 740 0,85 93,5 75,5 630 >> >. >.>.>. 1 ^ ^» ^ ^» ^ ^ s s s " ^ ?^ ^» >1 OOOOOOfS<N<N<N ^■'^■^■^■^■^■^■^■^■^■ЧО4О4О'чО4О4О4О4О000О000О0О0О0О0О \Д\£)Л — lAinOO<N(Ninin<N(Ninini>l>iAin<Nr^ininOO rnrn^^inininin4D40inin^^inin4040inin^^inini>l>^'^'inini>l>inini>|> <N<Nr^<N<N<Nrnrnrncnr^<Nrnrnrnrnrnrn<N<^ I—(I—(I—(I—(I—(>—<•—ll-(—-f—(I—(l^Hf—(I—(•—4»-4f—(I—( ^-( •—(I—( t—!•—Il-(f-Ht«M^-,l—I f—I ••-« »-4 »-4 f-H ^-( f—< _« ■oooooooooooooooooooooooooooooooooooo >. ■vf 59- vi CN О m < 4 i—( 40 ^ sO CN О in < n > о t^ 00 44- ЧО CN О in < CL >. 00 54- sO i—( CN О m < n
fa > из о to ОС 00 NO- I .О >—• to no LO о ^ -~! no to "oo о 00 H- СЛ о о no "to no со 1-Л pi "оо U) £* | Ln no no Ln I Ln Ml to *- | LO pip "со |"oo ^ \y Ъо |1л Ln LA to о ел о с :> fa > W о to 00 ■ij СЛ 1 м )—• СЛ ** 8 о о о СЛ *- LO LO 1л | О no р 1л р "-J no LO о р "<] чо LO 1 4Й. ~J NO н- | СЛ tol to ►— ] u> -°l<= SI"*» ">_- |1л lo LA о 00 £ с э fa fa > > со со о о to to 00 00 ■ij -ij On СЛ 1 1 н- 0О о -^ "^ о to у ~J to Ln no JO 1л' s "*. о "оо ^ IS 1 1 no no J*) J— О 1л p p "oo"oo lo to no to о о 00 00 £ь 1 Ln Ln | О. no no no ■£> Lrt | Ln Ln 1 -Р* tol to tol to to lo ~J | 4^ p 1 о Я 1 о "no "oo £["oo la a\ 1 a\ % j 1л 1л | О LO LO Ln Ln о о 00 00 fi fi с Z> С э fa > w о to 00 in no 1 о >—• to 4 Ln 00 о ~J Ln о no 00 p "oo 4* no Ln о о о to no JO "lo о 00 »-* Ln no Ln to 1 to to | Ln p 00 Ln p 00 Ln Ln | Ln "-I-N* о о о СЛ LO Ln <: Э fa fa > > 8 8 to to 00 00 Ln Ln NO NO 1 1 *- СЛ °_ 'oo к s 4 о1" м NO Ln to no no LO О Ln to pp "oo"-j ■t* 00 СЛ о о no 1л no to о р "оо Ln Ln ~0 1 NO Щ* в Ln СЛ | *b to to 00 СЛ м о w'S to LO р "~J j>4 ~J jp t-5brw о о О Ln о о СЛ 00 ш со Ln О о с 3 fa fa > > 8 8 to to T° T1 -J СЛ NO NO I I СЛ 00 ч ^ >— о 2 Eg 51 <D ^D w to "oo op "*o"oo H- H- 4D Ln \D <& Ln ^ to to 00 Ln о о о — _00 1л *о LO о р "оо ел ~J ^ to to w Polo 5 VI» o> p 1 p "oo "О \ "о ОЛ 1Л to о Ln О — о *o ст\ О Ln о « э fa fa > > ш и о о to to ■н -н СТ\ СТ\ £ £ о о — to 00 U> | СТ\ о о 1 о *- Ln | ^0 w 1л [ 1л *о *о ^н- "о о ар -j"~j V0 Ln *о J° "о р "оо 1— Ln £ь 1 Ln vo vo vo ОЛ Ln 1 ^ u> to | to О Ln I LO ~P\o wSf» J-J J»rt 1 LA Ъ Ъо "*j & & J° J0 1л Ln О О о to О Ln О С э fa fa fa fa to fa I >>>>>>> w со w из со со со О О О О О О О to to to to to to to ~J ~J ~J ~J ~J ~J ~J 0"\ Ln Ln Ln Ln ^ ^ f- f" f f f f ? 00 >-* »—. 00 0\ H- — 0/12У 0У1 /8У1 У1 0/12У 0У1 /10У1 *b|00CT\U>|CT\ CC*b|CCLAlO|LA OOW-JLOOOO О ^O О olo oolo oolo oolo t-n о ^D LA О "-0 ^D ^D 00 LA а\ ** i^ о о о \Q \Щ£> JO LO иь- "la "la о р р р Ъо V] а-о а\ чо lo 00 4D LA Р У*~ 4D ^D \D J° У1 P "la Чл to p p p Ъо'ооЪо О *-J Ю *o ст\ ^ £b tOJ>J 1л 1л ^D \D <0 н WO to о о СТ\ Ln о *о Ln о о о | о 00 00 ~0 00 оо to (о LAl-vJ („Л^!!^ -J-^JI^DLA^lLA LA ! LO £bLA|U> 4^LAJO tOLA|U> hJltO LON)|tO (Ои>|ЮЮЮ!ю oo(la ola|u>CT\lo|la u> on 1 ю p LA Р н- ° оо -w Хо LA '-w („Л РГм|оЯо|о asb|^s«|-vi рч I рч -J yi 1 JLA p -*J 1 LA J-Л ^LA j y* "-0 |% "ь-1о "юи1Э0Иь- \"<\ "ooVj |"m *>. U> W W LO LO LO OS) CC ОС 00 00 ь- и- J41 ^ -Г*1 «"^ Г° J° i° JLA \л Ху1 "LA "LA LA LA I О »0 ^D ^O ^D 00 00 [О LO LO LO 0\ LA 0\ LA LA LA LA О LA LA о о о о о о о fa fa fa > > > со со со О О О to to to -jj -j T1 ii -k. lo 0C 0C I— < > -5 H- о .i— 2 < 00 Ul | CT\ tOI J^ О to LO LO Q ooloolo ЧО -P. о *o *o LOO Ln Ln pp "oc"-j Ln ~0 ~0 LO р чо 1л О ЧО 00 Z~ S° 1л "о Ln to О NO о ар \р "оо "о> "оо Ln СО | О ^0 Ln | O. 4^ | Ln К *» 1 >— S\\ to fowl to oil to ~j~J | i— to| i— ^o s^ О _ 1 О Ln ^^ | Ln ОЛ ОЛ 1 Ln p 1 ^ "ов"1-'Гм"м|1о LO LO [o *~ *Tt 00 JO JO Cj 1л 1л In 00 00 00 Ln ON to Ln Ln О О О О fa fa > > со со О О to to -|J СТ\ LO CT\ ^ ^ 00 н- ■^ о о "S 1<! Ю 2 2 tO 1 LA ь- 1 LO fa > со о to CT\ CT\ ^ 00 о s tol 4i- й!8§!ё8!8 LO Ln О 00 NO Ln О ^! CT\ 0"\ LO 1л 1л NO 00 j— уз "о 1л ° p 00 bl СП 00 ^ 1л VD о p "-J CT\ Ln ] --J. ^ 1 Ln vo 4b vo vo ^ 1 ^- Ln | LO tol to tol to 0\| H- CT\ |i— p "oo Ln Я о s;"^ p Ln p 1 Ln J-n 1 ^ "*-]"to-"to|"~j 00 CT\ a~J J° 1л 1л 00 OO to £ О Q О С to NO о 00 NO ~J p "-J L0 Ln О 1л чо Ln О "oo to Ln 1 ~J NO ^ Ln | tO tol to o. j >— pip "nD|CTV CT\ 1 Ln ъ\ъ CT\ JO 1л 00 ё о fa > со о to CT\ 0"\ *» СЛ ■< 00 8 NO JO о s "o p "oo 00 NO 00 00 to LO p "-J Ln Ln Ъ\ CT\ JO 1л 00 LO 8 fa > со О to CT\ Ln 4* О )_i to >— | to ** Ln Ln 1 О LO У 1л 00 p "oo О V 00 Ul p "en NO p "o p "~J LO £ь | Ln NO NO -J 1 ^ .■^lj° spl ^ r* L° V l oo У1 \У* "oo |1л LO J-J 1л ~J <1 О о fa > со О to CTN Ln 4* 00 о s И- | LO ON tO Olo to aLn О 00 __NO "o p "CTN 00 4* 1л NO О О "оо Ln 1 ^0 NO ^ Ln | LO У\ J° to|1» . "^ р Ln p^ \y 1л |1л LO <] 1л ~J ~J О О и; 1 н я S S ^ S »f >г J ^g I COS фном ff filf • -я1 ер,85 sir 7. 1, 4 » При номина. а V ной нагрузке
Продолжение табл. 6.1 Тип электродвигателя При номинальной нагрузке кВт 'НОМ' А /о НОМ: об/мин м, max* отн. ед. отн. ед. отн. ед. J, КГ-М2 Масса, ДАЗО4-400ХК-4У1 ДАЗО4-400Х-4У1 ДАЗО4-400У-4У1™. ДАЗО4-450Х-4У1 г: ДАЗО4-450У-4У1 ... ДАЗО4-400ХК-6У1 ДАЗО4-400Х-6У1 ДАЗО4-400У-6У1 ДАЗО4-450Х-6У1 ДАЗО4-450У-6У1 ДАЗО4-400Х-8У1 ДА304-13-44-8У1 ДАЗО4-400У-8У1 ДА304-13-52-8У1 ДАЗО4-450Х-8У1 ДА304-14-42-8У1 ДАЗО4-450УК-8У1 ДА304-14-49-8У1 ДАЗО4-450У-8У1 ДАЗОИ4-59-8У1 ДАЗО4-400У-10У1 ДАЗО4-450Х-10У1 ДАЗО4-450У-10У1 ДАЗО4-450Х-12У1 ДАЗО4-450У-12У1 Серия ДА304*»4'' 315 400 500 630 800 250 315 400 500 630 200 250 315 400 500 200 250 315 200 250 38,0 47,0 58,5 73,5 92,0 31,0 38,0 48,0 60,0 75,5 27,0 32,5 40,5 50,5 62,0 28,1 33,0 40,5 28,0 34,0 93,7 94,3 94,7 94,7 95,0 93,5 93,8 94,2 94,4 94,7 93,0 93,5 93,7 94,0 94,3 92,5 92,9 93,3 92,2 92,7 0,86 0,87 0,87 0,87 0,88 0,83 0,85 0,85 0,85 0,85 0,77 0,79 0,8 0,81 0,82 0,75 0,79 0,8 0,75 0,76 1484 1484 1484 1485 1485 987 987 987 988 988 740 740 741 741 741 589 589 589 491 491 2,8 2,8 2,8 2,6 2,6 2,6 2,6 2,6 2,5 2,5 2,4 2,4 2,4 2,4 2,4 2,3 2,3 2,3 2,3 2,3 1,5 1,5 1,5 1,3 1,3 1,3 1,3 1,3 1,3 1,3 1,2 1,2 1,2 1,2 1,2 1,3 1,3 1,3 1,3 1,3 7,0 7,0 7,0 7,0 7,0 6,5 6,5 6,5 6,5 6,5 6,0 6,0 6,0 6,0 6,0 6,0 6,0 6,0 5,5 5,5 10 12 14 22 26 16 19 22 33 39 20 21 23 37 39,5 43 45 50 52,5 23 38 43 41 46 2190 2330 2630 2900 3300 2220 2380 2650 2950 3350 2340 2460 2610 2525 2870 3100 3200 3350 3470 3700 2590 2770 3100 2890 3200 *' А - асинхронный, A3 — то же в закрытом исполнении, АП — то же в продуваемом; первые две цифры означают габарит, вторые — длину сердечника, см; последние — число полюсов. *2 А — асинхронный; 2, 4 — номер серии; 400 и др. — высота оси вращения, мм; S и др. — услов- ное обозначение длины; 4—12— число полюсов; УЗ — климатическое исполнение. *? 2 — номер серии; А—асинхронный; В —водяное охлаждение; 8000 — номинальная мощность на валу, кВт; 6000 — номинальное напряжение, В. *4 АДО — асинхронный двигатель обдуваемый; первая группа цифр — номинальное значение ак- тивной мощности на валу, кВт; вторая группа цифр — синхронная частота вращения, об/мин; климатическое исполнение и категория размещения. *5 АНЗ — асинхронный, нормальное исполнение, закрытый; 2 —номер серии; 14—17 —поряд- ковый номер габарита; 31,...,83—полная длина сердечника статора, см: 6,...,16— число полюсов; У1, УЗ, УХЛ4 —климатическое исполнение. *<> АО — асинхронный обдуваемый; 11 — порядковый номер габарита; 3 или 4-условная длина сердечника; число полюсов; М — модернизированная серия. *7 АР, АПР, A3, АЗП — асинхронный, разомкнутый (Р) или замкнутый (3) цикл вентиляции, продуваемый (П) под избыточным давлением; АС, АСП — асинхронный с расположением охлади- телей в яме под машиной, исполнение на стояковых подшипниках (С), продуваемый; АЗС, АЗСП— асинхронный с замкнутым циклом вентиляции с расположением охладителя над машиной, на стояковых подшипниках, продуваемый; первая группа цифр — номинальная активная мощность на валу, кВт; вторая — номинальное напряжение, В. *8 2, 4 — порядковый номер серии; А — асинхронный, 3 — замкнутая, Р — разомкнутая система вен-. тиляции; М —нормальный пусковой момент для привода механизмов с нормальными условиями пуска, в том числе с повышенным значением момента инерции (Л — с пониженным пусковым мо- ментом для привода механизмов с легкими условиями пуска); В — взрывонепроницаемая оболочка; П — продуваемый под избыточным давлением; 1 —с подшипниками скольжения; первая группа цифр — номинальная мощность на валу, кВт; вторая — номинальное напряжение. В; УЗ, У4, УХЛ4 —кли- матическое исполнение и категория размещения. *д ВАН — вертикальный, асинхронный, нормальное исполнение; (АВ) — асинхронный вертикаль- ный—заводское обозначение серии; 14—17 — порядковый номер габарита; 26,...,69 — условная длина сердечника статора, см; 8,...,16 — число полюсов; К —исполнение с дополнительными контактными кольцами для привода насосов с электромеханическим устройством поворота лопастей.
Продолжение табл. 6.1 *10 ВАН —вертикальный, асинхронный, нормальное исполнение; 118,...,215 —наружный диаметр сердечника статора, см; 23,...,59 — длина сердечника статора, см; 8,...,16 — число полюсов; К — см.*9; УЗ — климатическое исполнение и категория размещения. *п ВАО — взрывобезопасный асинхронный, обдуваемый; 2 —номер серии; 450, 560 —высота оси вращения, мм; S, M, L —условная длина станины; А, В —условная длина статора; 2,...,8 — число полюсов; У2, У5 — климатическое исполнение и категория размещения. *12 ВДН — вертикальный закрытый асинхронный двигатель наружной установки; 170 и 213 — на- ружный диаметр сердечника, см; 34,...,54 — длина сердечника статора, см; 10,...,16 — число полюсов. *13 ДА — двигатель асинхронный; 4 — номер серии; 560 — высота оси вращения, мм; X, Хк, У, Ук — условное обозначение длины электродвигателя; 4—12 — число полюсов; УЗ — климатическое исполнение и категория размещения. *14 ДАЗО — двигатель асинхронный закрытый обдуваемый; 2, 4 — номер серии; 12—14, 16—18 — порядковый номер габарита; 36,...,89 — полная длина сердечника ^статора, см; 400, 450 — высота оси вращения, мм; X, ХК, У, УК — условное обозначение длины электродвигателя; 4,...,12 — число полюсов (для двухскоростных двигателей сначала указывается число полюсов для большей, затем за косой — для меньшей частоты вращения); М — модернизированная серия; У1 — климати- ческое исполнение и категория размещения. Примечания: 1. Для электродвигателей серии А в числителе дана масса электродвигателей исполнения А, в знаменателе — исполнений A3, АП; серии А2 в числителе — масса для случая, когда станина статора выполнена в сварном варианте, в знаменателе — когда она выполнена литой чугунной; серии АДО в числителе — масса без плиты, в знаменателе — с плитой. 2. Климатическое исполнение и категория размещения даны в соответствии с ГОСТ 15150 — 69" и 15543-70". Установившийся режим работы асинхрон- ного ЭД при номинальных значениях напря- жения и нагрузки иа налу. Потребляемая из сети активная мощность, кВт, "л. homj — "uomj ' Ю /Ином ~р (°-1) где j — порядковый номер ЭД; PKOMj — но- минальная активная мощность на валу ЭД, кВт; Лном; — номинальный КПД ЭД, %. Ток намагничивания. А, - COS фномДМшк/ + ]/MLxj Г *)1 (&2) где ImMj— номинальный ток ЭД, А; cos Фном/ — номинальный коэффициент мощ- ности ЭД, отн. ед,; MmaxJ — кратность макси- мального момента ЭД, отн. ед. Мощность намагничивания, потребляе- мая из сети, квар, Ум. ном; ~ у * ^homj'm. homj" Ю » \р.э) где UKOMj — номинальное напряжение ЭД, В. Мощность рассеяния, потребляемая из сети, квар, бр.ном/ ~ У "iiomj'homj у 1 — C°S фному х X Ю"3 - 6m.Homj- (6.4) Номинальное скольжение, отн. ед., shomj = 1 - «ном;7«синх; = 1 — "ном;Р//3000, (6.5) где «ном; — номинальная частота вращения ЭД, об/мин; nCKKXj — синхронная частота вра- щения магнитного поля статора ЭД, об/мин; Pj — число пар полюсов ЭД. Установившийся режим работы асинхрон- ного ЭД при неноминальных значениях напри- жения и нагрузки на валу. Потребляемая из сети активная мощность, кВ, Рщ == ^з/^д. homjK у, (6.6) где Ки = U,/Umfi (6.7) U,-— напряжение на зажимах ЭД, В; Ки — относительное значение напряжения на за- жимах ЭД, отн. ед.; К3; — коэффициент за- грузки ЭД по активной мощности, отн. ед. Потребляемая из сети реактивная мощ- ность, квар, Qpj = 6м. ном j^ и + 6р. homjK т}/К- U- (6-8) Потребляемый ток, А, 1щ = ]/РдгН21/ ■ Ю3/(1/з KvUKmj). (6.9) Коэффициент мощности, отн. ед., cos фд, = Рщ/]/Р%ТЩ. (6.10) Скольжение и частота вращения вала ЭД, отн. ед., - ]/(Мт,,,К!АрА/ - slPp ■ (6-11) и.ю-= 1 - sw-; (6.12) где sKpj — критическое скольжение ЭД, отн. ед.; ntyj — частота вращения ЭД, отн. ед. Частота вращения ЭД, об/мин, "w = "*w"™hxj. (6.Н) Режим разворота асинхронного ЭД при пуске и самозапуске. Ток, потребляемый из сети, А,
: КщКуКиино^/]/Ъ; ^ = l/l+St.p//l/(l+SKpj/S,;)2 (6.15) (6.16) Ц1 кратность пускового тока ЭД при где К номинальном напряжении и скольжении, рав- ном единице, отн. ед.; s„ — текущее скольже- ние ЭД, отн. ед. Ток, потребляемый из сети, отнесенный к номинальному току ЭД, отн. ед., h ■ КуКщКц. (6.17) Вращающий^момент, развиваемый ЭД при скольжении g]j, отн. ед.: с параметрами обмотки ротора, незави- сящими от скольжения (высота стержней обмотки ротора менее 10 мм), рис. 6.1, кривая 1: MBJ = 2MmaxJKll(s(jlsKpi + Stpjlsi,); (6.18) с параметрами обмотки ротора, завися- щими от скольжения из-за проявления дей- ствия эффекта вытеснения тока (высота стержней обмотки ротора более 10 мм), рис. 6.1, кривая 2: щ = 2М *-iV±imtx Jii_ хкр/ 2М . sv k Skp./ + rta\ + fib ?SL sij fib S4V Si) M„ при s;,- «S ^; (6.19) + Мдоп/ при l^Sij^sKpj; [Mnj - 2М,ШЛ./кр//(1 + + 4РД Kb l/Csy - Skp,)/(1 - sKp/), (6.20) где МГ|/ — кратность пускового момента ЭД, отн. ед. Частота вращения ротора ЭД определя- ется из решения уравнения движения ро- тора: -г, dn,-i dT, ■ М v Мф (6.21) %j,Wcj,0TH 2,f 2,0 V 1,2 Of f эд- ■7- Л Ъ 2- 5У> I Г-Ц. Tjj = 47,^^,(364 000 ■ Рном/), (6.22) 0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 Hmi„j /7ц,отн.ед. Рис. 6.1. Расчетные зависимости момента вра- щения ЭД Мщ и момента сопротивления механизма М . от частоты вращения п..: /—5 — выполненные соответственно по формулам (6.18), (6.19), (6.25), (6.26), (6.29) где Tjj — механическая постоянная времени агрегата, с; J( — момент инерции агрегата (электродвигателя и механизма), кг ■ м2 (табл. 6.2 — 6.16); dn^/dTi — производная час- тоты вращения Пц ЭД по времени Ть отн. ед./с; Mcj — момент сопротивления ме- ханизма, отн. ед. Уравнение (6.21) ввиду нелинейной зави- симости Мд/ и Мщ от частоты вращения не имеет решения в общем виде. Поэтому для получения решения используется один из приближенных численных методов, на- пример метод Эйлера, который позволяет определить изменение частоты вращения ЭД за промежуток времени AT: Диэ = (M,v - М,,) AT'/Tjj (6.23) и частоту вращения ротора ЭД в конце интервала времени AT: "у = "<.--Ш + Диг/. (6-24) где Пц и и(1-_ 1) j — частота вращения ЭД в конпе и начале расчетного интервала вре- мени AT Таблица 6.2. Вентиляторы дутьевые котельные Тип механизма ВД-6 ВД-8 Номинальные параметры при Подача, тыс. м5/ч 6,5 10 Полное давле- ние, кПа 2,14 1,68 Чтах Частота враще- ния, об/мин 1500 1000 1000 750 инерции, кг-м2 2,25 7
Продолжение табл. 6.2 Тип механизма ВД-10 ВД-12 ВД-13,5*1 ВДН-14-П ВДН-14-Пу*2 ВДН-15 ВД-15,5*1 ВД-18 ВД-20 ВДН-16-П ВДН-16-IIy*2 ВДН-17 ВДН-18-П ВДН-18 ВДН-18-11у*2 ВДН-19у ВДН-20 ВДН-20-П ВДН-20-IIy*2 ВДН-20,5у Номинальные параметры при Ц,шх Подача, тыс. м3/ч 20 35 87,5-35 65,5-26 44-16,5 80 59 78 129,5-50 100-38 80-30,5 80 100 112 84,95 84,95 67,7 82,5 62,3 113 180 135 156 120 152 115 85 117 88 100 215 240 180 222 173 165 125 170 127 155 Полное давле- ние, кПа 2,64 3,8 4,96-4,48 " 2,82-2,57 1,24-1,12 2,38 2,05 8,38 6,54-5,92 3,7-3,33 2,38-2,14 2,45-3,43 2,45-3,43 2,77 1,57 1,57 1,0 2,39 1,36 ИЛ 3,53 2,06 3,74 2,19 3,79 3,58 2,06 3,51 1,98 2,45 4,62 4,31 2,45 4,51 2,68 4,41 2,45 4,27 2,44 4,86 Частота враще- ния, об/мин 1000 750 ■ 1000 750 1000 750 500 1000 1000 1500 1000 750 600 750 600 1000 750 750 600 1000 750 1500 1000 750 1000 750 1000 1000 750 1000 750 10% 1000 1000 750 1000 750 1000 750 1000 750 1000 инерции, кг-м2 14,5 33,8 56 137,5 120 88,3 115 265,5 433,8 220 18,7,5 145,3 4О0 332,5 350 350 500 575 500 475
Продолжение табл. 6.2 Тип механизма ВДН-22-Пу ВДН-24у ВДН-24-Пу «р.. ВДН-24 х 2-Цу '* ВДН-25у ВДН-25 х 2 ВДН-25 х 2-1 ВДН-26у ВДН-26-IIy ВДН-28-IIy ВДН-28,6-Пу В ДН-30,5 х 2-1 ВДН-31,5 ВДОД-31.5*з ВДН-32Б ВДН-36х2 ВО-1-16/11 Номинальные параметры при г\тах Подача, тыс. м3/ч 210 167 200 275 220 500 400 600 480 220 500 380 520 580 240 350 280 420 338 430 345 500 400 900 367 783 855 800 850 475 384 1450 1555 215 Полное давле- ние, кПа 3,23 2,06 3,82 3,87 2,45 3,62 2,55 3,62 2,35 4,18 8,09 4,7 7,84 8,53 4,62 4,56 2,89 4,85 3,11 4,61. 2,94 5,37 3,38 14,1 9,42 5,9 7,02 5,5 6,24 6,08 3,97 14,31 13,23 4,41 Частота враще- ния, об/мин 750 600 750 750 600 750 600 750 600 750 1000 750 1000 1000 750 750 600 750 600 750 600 750 600 1000 750 600 600 750 600 1000 1500 инерции, кг ■ м2 825 1200 1200 2150 1425 2250 2325 1625 1575 2725 3250 7750 4250 5875 5750 4400 17500 128,3 *1 Значения подачи и полного давления приведены для границ зоны rj = 0,9г\тах. *2 С узким колесом. *5 Над чертой указаны подача и полное давление при г\тах, под чертой — при режиме максималь- ного регулирования «Вверх» по квадратичной параболе, проходящей через точку т\тах и начало координат- ной системы Q — Н.
Продолжение табл. 6.2 Примечание. Обозначения типов вентиляторов в порядке следования букв и цифр: ВДН (кроме ВДН-36х2 и ВДН-25 х 2) — вентилятор дутьевой центробежного типа с назад загнутыми лопатками; диаметр рабочего колеса, дм; двустороннее всасывание (х2); индекс аэродинамической схемы (II); унифицированный (у); у— с узким рабочим колесом; ВДН-36х2 и ВДН-25 х 2 — воздуходувки (обозна- чения те же); ВДОД — вентилятор дутьевой осевой двухступенчатый; ВО-1-16/11 — то же одноступенчатый, 11—диаметр втулки рабочего колеса, дм; ВД — вентилятор дутьевой одностороннего всасывания. Таблица 6.3. Вентиляторы горячего дутья Тип механизма ВГДН-21 ВГД-20у ВГДН-19 ВГДН-19Б ВГДН-17 ВГДН-15 ВГДН-15,5у ВГДН-13,5у ВГДН-12,5 ВГДН-11,2 Номинальные параметры при г^,,- Подача, тыс. м3/ч 143 138 146 102 108 113 77,4 85 60 27 19 Полное давле- ние, кПа 3,75 3,04 2,7 2,48 2,46 4,9 . 3,79 2,81 2,15 1,07 0,86 Частота враще- ния, об/мин 1000 750 1000 150а 1000 инерции, кг-м2 550 433,8 950 167,5 102,5 118,8 56,3 - Примечание. В обозначении типа механизма в порядке следования букв и цифр: ВГД и ВГДН — вентилятор горячего дутья соответственно с вперед и назад загнутыми лопатками; диаметр рабочего колеса, дм; унифицированный (у); Б — Барнаульский котельный завод. л Таблица 6.4. Вентиляторы мельничные Тип механизма ВМ-15*1 ВМ-17 ВМ-18А ВМ-20А ВМ-40/750-1Б*2 BM-40/750-IIy ВМ-50/1000-Пу ВМ-50/Ю00-1Б ВМ-75/1200у ВМ-100/1000у ВМ-100/1200у ВМ-180/1100 ВМ-180/1100-1 ВМ-75/1200-Пу ВМ-160/850у ВМ-160/850-1 ВВСМ-1у*з BBCM-1-I Номинальные параметры при f\mca Подача, тыс. м3/ч 38 58 108 150 40 40 54 50 75 90 90 180 180 75 160 160 14 14 Полное давле- ние, кПа 7,15 9,02 10,44 12,64 7,5 3,74 5,34 10,3 12,3 9,85 П.5 12,54 14,5 ■2,81 8,82 8,58 5,2 5,2 Частота враще- ния, об/мин 1500 ч. % i% • 1000 1500 кг-м2 83,75 190 238,8 382,5 80 80 155 ■ 155 225 192,5 217,5 437,5 437,5 225 625 • 625 31,25 31,25
Продолжение табл. 6.4 Тип механизма ВВСМ-2у BBCM-2-I ВВСМ-Зу BBCM-3-I Номинальные параметры при Подача, тыс. м5/ч 33 33 60 60 Полное давле- ние, кПа 5,02 5,02 4,66 4,66. "*\тах Частота враще- ния, об/мин 1000 инерции, кг- м2 67,5 67,5 75 75 *' Вентилятор*яельничный с назад загнутыми лопатками одностороннего всасывания (ВМ); цифры означают диаметр рабочего колеса, дм; А—индекс аэродинамической схемы. *2 Вентилятор «мельничный одностороннего всасывания; первая группа цифр — подача, тыс. м5/ч, вторая — полное давление, кгс/м2; у — унифицированный, I и II — индекс аэродинамической схемы; Б — Барнаульский котельный завод. *3 Вентилятор валковый среднеходной мельницы; 1, 2, 3 — типоразмер вентилятора; у — унифици- рованный; 1 - индекс аэродинамической схемы. Таблица 6.5. Дымососы котельные Тип механизма Д-8 Д-Ю Д-12 Д-13,5*1 Д-13,5х2у ДН-15 Д-15,5*1 Д-15,5х2у ДН-17 Д-18*1 Д-18х2 ДН-18х2у ДН-19 Номинальные параметры при х\тах Подача, тыс. м5/ч 10 8 20 15 35 27,5 87,5-35 65,5-26 44-16,5 101 75 50 75 129,5-52 100-38 80-30,5 105 ~ 80 109,5 170-50 140-20 180 143 240 102 77 Полное давле- ние, кПа 1,06 0,59 1,65 0,94 2,33 1,34 3,09-2,8 1,75-1,9 0,77-0,7 3,1 1,7 0,76 6,31 4,07-3,67 2,33-2,07 1,48-1,33 2,35 1,5 8,07 3,09-2,65 2,01-1,76 3,23 2,04 1,47 4,48 2,35 Частота враще- ния, об/мин 1000 750 1000 750 1000 750 1000 750 600 1000 750 600 1500 1000 750 600 750 600 1500 750 600 750 600 750 1000 750 инерции, кг-м2 8,5 25,5 64 95 212,5 102,5 156,5 335 167,5 328,8 725 575 397,5
Продолжение табл. 6.5 Тип механизма Д-20*1 Д-20 х 2 ДН-21 ДН-21ГМ ДН-21 х 2у Д-21,5х2у ДН-22; ДН-22ГМ ДН-22 х 2*2 ДН-22 х 2-0,62; ДН-22 х 2-0,62ГМ ДН-24; ДН-24ГМ ДН-24 х 2*2 ДН-24 х 2-0,62 ДН-24 х.2-0,62ГМ Д-25х2ШБ; Д-25 х 2ШБГМ ДН-26; ДН-26ГМ ДН-26 х 2у ДН-26 х 2*2 ДН-26 х 2-0,62; ДН-26 х 2-0,62ГМ .- ДОД-28,5; ДОД-28,5ГМ; ДОД-28,5-1; ДОД-28.5-1ГМ ДОД-ЗЦ5Ф ДОД-ЗЦ5ФГМ Номинальные параметры при г\тах Подача, тыс. м3/ч 200-70 180-50 245 195 138 105 143 390 305 242 142 112 285 289 176 145 370 375 650 242 190 500 . 475 477 585 680*2 850 930*2 850 985*2 Полное давле- ние, кПа 3,82-3,23 2,55-2,11 4,0 2,53 5,48 "~ 2,87 5,73 1,96 4,61 2,94 3,19 2,06 3,31 3,23 3,82 2,45 3,9 3,85 4,9 4,49 2,86 3,43 4,59 4,51 ' 3,76 5,12*2 3,64 4,69*2 3,64 4,9*2 Частота враще- ния, об/мин 750 600 750 600 1000 750 1000 750 750 600 ' 750 600 750 600 750 750 600 750 600 750 600 750 600 . 750 750 ih 600 500 инерции, кгм2 535 1125 562,5 550 985 1300 800 1325 1575 1125 1925 1925 2812,5 1875 2375 3500 3500 . 5000 5375
Продолжение табл. 6.5 Тип механизма ДО-31,5-Ш; ДО-31,5ГМ-Ш ДОД-31,5; ДОД-31,5ГМ ДОД-41-1; щ'-- ДОД-41-1ГМ ,. ДОД-41; ДОД-41ГМ ДОД-43; ДОД-43ГМ Номинальные параметры при Подача, тыс. м'/ч 800 725 ■ 850*2 1140 1300*2 1080 1200*2 1335 1520*2 Полное давле- ние, кПа 3,38 3,19 4,35*2 2,63 3,33*2 3,14 4,12*2 3,49 4,53*2 ^Ъпах Частота враще- ния, об/мин 500 500 375 375 375 инерции, кг- м2 5000 5000 24275 23175 22 500 23 475 28 875 24700 *' Значения подачи, полного давления для границ зоны с Т| = 0,9Т|,„ад-. *2 При режиме максимального регулирования «Вверх» по квадратичной параболе, проходящей через точку T|mav и начало координат системы Q — H. Примечание. Обозначение типа механизмов в порядке следования букв и цифр: Д и ДН, ДО и ДОД — соответственно дымосос с вперед и назад загнутыми лопатками, дымосос осевой и осевой двухступенчатый; диаметр рабочего колеса, дм; двустороннее всасывание (х2), без этого обозначения — всасывание одностороннее; у — унифицированный; Ф, ГМ — форсированный, для газомазутного топлива; Ш — широкое рабочее колесо; Б — Барнаульский котельный завод, I - III — индекс аэродинамической схемы.4" Таблица 6.6. Дымососы для агрессивных газов Тип механизма ДН-11,2НЖ ДН-12,5НЖ ДН-15НЖ ДН-17НЖ ДНЖ^19НЖ Номинальные параметры при т\тах Подача, тыс. м'/ч 19,3 26,7 50,3 75 73,3 109,5 90,0 102 Полное давле- ние, кПа 0,86 1,07 1,56 3,49 1,99 4,48 2,82 2,48 Частота враще- ния, об/мин 1000 1000 1000 1500 1000 1500 1000 инерции, кг-м2 - - 102,5 167,5 397,5 Примечание. Обозначение типа механизма в порядке следования цифр н букв: дымосос с назад загнутыми лопатками; диаметр рабочего колеса, дм; нержавеющий. Таблица 6.7. Дымососы рециркуляции дымовых газов Тип механизма ГД-20-500у ГД-26 х 2 ГД-26 х 2-1 Номинальные параметры при Т|ПШЛ- Подача, гыс. м'/ч 200 520 600 Полное давле- ние, кПа 4,8 5,34 5,49 Частота враще- ния, об/мин 1000 1000 инерции, КГ' М2 600 4000 3750
Продолжение табл. 6.7 Тип механизма ГД-31 Номинальные параметры при Чиах Подача, тыс. м3/ч 345 330 Полное давле- ние, кПа 4,02 4,2 Частота враще- ния, об/мин 750 инерции, кг-м2 4735 4375 Примечание. Обозначение типа механизма в порядке следования букв и цифр: дымосос ре- циркуляции дымовых газов; диаметр рабочего колеса, дм; одностороннего (без специального обозначения) или двустороннего (х 2) всасывания. ^ Таблица 6.8. Циркуляционные насосы Тип механизма ЦН 900/310 (14М12х4) ОПВЗ-87 600В-1.6/100А (28В-12) ОПВ5-87 ОПВ2-87 ОПВ6-87 ОПВЗ-110 800В-2.5/100А (32В-12) 800В-2.5/40 (36В-22) ОПВ6-87 ОПВ2-110 ОПВ5-П0 ОПВ6-110 1000В-4/63 (40В-16) 1000В-4/40 (44В-22) Д1200/24 (48Д-22) ОПВ6-110 ОПВ2-145 ОПВ5-145 ОПВ6-145 ОПВ10-145 ОПВЗ-185 ОПВЮ-185 ОПВ11-185 1200В-6,3/100А (52В-11) 1200В-6.3/63 (52В-17) Номинальные параметрь Подача, тыс. м3/ч 1,01 11,7 5,47 11,5 10,8 10,6 18,7 8,6 9,4 8,82 18 19,3 18 12,3 13,5 12,6 13,3 30,6 33,5 30,6 33,5 50,4 64,1 67,7 21,9 21,2 Полное давление, м 294 21 90 9,7 13,6 6,8 22 90 40 4,8 15 10,5 7,5 60 40 23,5 4,2 • 14,7 10,5 ■ 7,4 17 19,2 23 18 88 59 Частота враще- ния, об/мин 1500 750 600 - 500 500 Ч- 3. 375 Момент инерции, кг-м2 65 142,5 25 25 >25 150 207 71,2 25 150 150 150 308 203 • 108 150 300 300 300 300 1000 1000 1000 2130 1375
Продолжение табл. 6.8 Тип механизма ОПВ2-185 1200В-6,3/40 (58В-22) ОПВ6-145 ОПВ6-185 ОПВ10-260Г «£. ОПВ11-260Г 1600В-10/40 (72В-22) Номинальные параметры Подача, тыс. м'/ч 50,4 19,2 24,5 44 13,3 145,8 31,4 Полное давление, м 16,5 25,6 4,6 5,5 26 19,3 27,8 Частота враще- ния, об/мин 300 250 инерции, кг- м2 1000 889 300 1000 .7500 7500 2092 Примечания: 1. Обозначения типа механизма в порядке следования букв и цифр: ЦН900/310 — центробежный, высоконапорный, четырехступенчатый с горизонтальным разъемом насос, 900 — подача, м'/ч, 310 —напор, м; ОПВП-260Г — осевой поворотно-лопастной вертикальный насос, 11(2, .... 10) — номер модели рабочего колеса, 260(87, ПО, 145, 185) — диаметр рабочего колеса, см, Г — гидравлический привод разворота лопастей; 600В-1,6/100А — диаметр напорного патрубка, мм, вертикальный (В), подача перекачиваемой жидкости, м'/с, рабочее колесо, отличное от основного (А); Д1200-24 — насос двусторон- него всасывания, 1200 — подача, м'/ч, 24 — напор, м. 2. В скобках указаны применявшиеся ранее обозначения насосов. Таблица 6.У. Питательные насосы Тип механизма ПЭ 65-42-2 ПЭ 65-56-2 ПЭ 100-56-2 ПЭ 150-56 ПЭ 150-67 ПЭ 150-145 ПЭ 250-180-2 ПЭ 270-150-2 ПЭ 380-185-2 ПЭ 380-200-2 ПЭ 500-180-2 ПЭ 500-180-4 ПЭ 580-185-2 ПЭ 580-200-2 ПЭ 600-300 ПЭ 600-300-2 ПЭ 720-185-2 СВПЭ 320-550 5Ц10 ПД 650-160*2 (12ПД-8) Номинальные параметры Подача, м'/ч 65 65 100 150 150 150 250 270 380 380 500 500 580 600 " 720 550 270 650 Напор, м 440 580 580 580 580 1580 1975 1580 2030 2190 1975 2030 2190 3290 2030 3200 1500 158 Частота вращения. об/мин 3000 Момент инерции. кг- м2 1,3 1,4 1,6 1,8 2,05 11,3 4,8 3,7 6 6 6,3 6 5 6 8,4 5 137*1 3,5 0,6 *' Суммарный (насос и идромуфта + редуктор), приведенный к ведомому валу гидромуфты, момент инерции. *2 Предвключенный питательный насос с рабочим колесом двустороннею всасывания. Примечание. Обозначение типа механизмов в порядке следования букв и цифр: ПЭ - питательный злектронасос; поминальное значение подачи, м'/ч; напор, развиваемый насосом при номинальных подаче, частоте вращения и рабочей температуре жидкости, м; номер модификации; СВПЭ — питатель- ный электронасос для энергоблоков на сверхвысокие параметры. \
Таблица 6.10. Насосы общего назначения 1. Тип механизма ЦН400-105 (ЗВ-200 х 2) ЦН400-210 (ЗВ-200 х 4) ЦН1000-180 (10НМК х 2) Д2000-21 (16НДн) Д2000-100(20Д-6) Д2500-62(18НДс) Д3200-33(20НДс) Д3200-75 (20НДс) Д4000-95 (22НДс) Д2500-17(20НДн) Д2500-45 (20НДс) Д3200-55(22НДс) Д5000-32(24НДн) Д6300-27(32Д-19) Д6300-80(24НДс) Д3200-20(24НДн) Д5000-50(24НДс) Номинальные параметры Подача, м' 400 400 1000 2000 2000 2500 3200 3200 4000 2500 2500 3200 5000 6300 6300 3200 5000 Напор, м 105 210 180 21 100 62 33 75 95 17 45 55 32 27 80 20 50 Частота об/мин 1500 1000 750 600 инерции, кг-м2 7,5 9,5 7,5 8,8 12,8 12,5 12,5 17,5 47,5 12,5 17,5 47,5 21,3 21,3 55 21,3 55 Примечания: 1. Обозначение типов насосов в порядке следования букв и цифр: ЦН — центробежный насос, Д — то же двустороннего входа; подача, м3/ч; напор, м. 2. В скобках указаны применявшиеся ранее обозначения центробежных насосов, в которых- по порядку первая группа цифр (10,...,32) — диаметр напорного патрубка, мм, уменьшенный в 25 раз; буквы НМК — насос многоступенчатый с горизонтальным разъемом корпуса, К — завод-изготовитель; НДн, НДс — насос одноступенчатый двусторонний низконапорный (н) и средненапорный (с); Д— насос одноступенчатый с осевым разъемом корпуса и рабочим колесом двустороннего входа; вторая^ группа цифр — число рабочих колес (х 2) и коэффициент быстроходности насоса, уменьшенный в 10 раз и округленный (6 и 19). Таблица 6.11. Сетевые насосы Тип механизма СЭ 2500-180 (18СД-13) СЭ 5000-160 СЭ 1250-70 (14СД-9) СЭ 1250-45 СЭ 2500-60 (24СД-15) СЭ 5000-70 СЭ 800-100 (12СД 10x2) СЭ 1250-140 (14СД 10x2) Номинальные параметры Подача, м^/ч 2500 5000 1250 1250 2500 5000 800 1250 Напор, м 180 160 70 45 60 70 100 140 Частота вращения, об/мин 3000 1500 "' % инерции. кг- м2 1,98 3,88 2,25 1,98 3,45 4,95 2,25 3,63 Примечание. Обозначение типа насосного агрегата в порядке следования букв и цифр: СЭ — сетевой центробежный, горизонтальный для подачи воды в теплофикационную сеть; номинальное значение подачи, м3/ч; напор, м, развиваемый насосом при номинальных подаче, частоте вращения и рабочей температуре жидкости.
Таблица 6.12. Конденсатные насосы Тип механизма ЦН 1600-220 ЦН 1500-240 ЦН 1000-220 КсВ 200-220 КсД 230-115/3 (10 КсД 5x3)* w. КсД 320-160 х- (12 КсД 9x4) «' КсВ 360-160 КсВ 320-210 КсВ 500-150 (16 КсВ 11x4) КсВ 500-220 (16 КсВ 10x5) КсВ 500-85 КсВ 1000-95 КсВ 1500-120 Номинальные параметры Подача, м3/ч 1600 1500 1000 200 260 320 360 320 500 500 500 1000 1500 Напор, м 220 245 210 220 170 160 160 210 150 220 85 95 120 Частота вращения, об/мин 3000 1500 1000 750 инерции, кг-м2 3 3 0,9 3 5,1 2,13 2,15 2,13 3,75 3,75 3,8 6,6 33,8 Примечания: 1. Обозначение типов насосов в порядке следования букв и цифр: ЦН — центробеж- ный насес; КсВ — кондеисатный вертикальный с односторонним расположением колес, КсД — кондеисат- ный горизонтальный двойного всасывания; первая группа цифр — номинальная подача, м5/ч; вторая — напор, м; 3 — число ступеней для насосов спирального типа. 2. В скобках указаны применявшиеся ранее обозначения насосов. Таблица 6,13. Молотковые тангенциальные мельницы Тип механизма ММТ-1000/470/980М ММТ-1000/710/980М ММТ- 1000/950/980М ММТ-1300/1310/740М ММТ-1300/2030/735М ММТ-1500/1910/740М ММТ-1500/2510/740М ММТ-2000/2200/735 ММТ-2000/2590/730 ММТ-2600/2550/590К ММТ-2000/2600/590К ММТ-2600/3350/590 Номинальные параметры Производитель- ность *, т/ч 3,3/1,9 5/2,9 6,5/3,9 10,8/8 16/9,4 23,4/13,4 30,6/17,6 22 60 50 24 70 Частота вращения, об/мин 1000 750 600 инерции, кг-м2 29,7 44,4 59,3 199,5 314 612,8 842,5 1440 1775 4734 1718,8 4381,5 * В числителе — производительность на буром, в знаменателе — на каменном угле. Примечание. Обозначение типов механизмов в порядке следования букв и групп цифр: ММТ — молотковая мельница тангенциального типа; диаметр ротора, мм; длина ротора, мм; номинальная частота вращения, об/мин; М — модернизированные; К — для каменных углей.
Таблица 6.14. Молотковые аксиальные мельницы Тип механизма ММА 1000/350/98ОМШ ММА 1000/470/980М ММА 1000/710/980М ММА 1300/950/740М ММА 1500/1190/735М ММА 1500/1670/735М ММА 1660/2030/740М Номинальные параметры Производитель- ность *, т/ч -/2,7 3,5/1,9 5,2/3 8,1/4,6 14,5/8,3 20,4/11,7 24/14,4 Частота вращения, об/мин 1000 750 инерции, кгм2 27,7 29,7 44,5 148,3 396,3 554,8 853,8 * В числителе — производительность на буром, в знаменателе — на каменном угле. Примечание. Обозначение типов механизмов в порядке следования букв и групп цифр: ММА — молотковые мельницы аксиального типа; диаметр ротора, мм; длина ротора, мм; номинальная частота вращения, об/мин; М — модернизированные; Ш —с шахтным сепаратором.; Таблица 6.15. Мельиицы-вентиляторы Тип механизма ^ MB 900/250/I470 MB 1050/270/1470 MB 1050/400/1470 MB 1600/400/980 MB 1600/520/980 MB 1600/600/980 MB 2100/800/735 MB 2700/850/590 MB 3300/800/490 Номинальные параметры Производитель- ность, т/ч 3,6 5,5 7,2 11,8 15,1 17,2 40 45 60 Частота враще- ния, об/мин 1500 1000 750 600 500 инерции, кгм2 66 113,5 126,8 8Ю_ 890 925 4199 11175 " 21400 Примечание. Обозначение типов механизмов в порядке следования букв и группа цифр: MB — мельницы-вентиляторы; диаметр ротора, мм; длина ротора, мм; номинальная частота вращения, об/мин. Таблица 6.16. Агрегаты резервного возбуждении •4 Тип механизма ВТ-99/47-7К ВТ-174-7К ГПС 900-1000 ГПС 2000-1000 Номинальные параметры Мощность, кВт 840 990 590 1010 900 Частота вращения, об/мин 1000 инерции, КГ - М2 400 2175* 187,5 750 1800*
Продолжение табл. 6.16 Тип механизма ВТ-18-19/8К ГПС 3000-750 ВТ-21/22-6К .,.'' ГПС 5200-375 Номинальные параметры Мощность, кВт 1490 1600 1800 2770 4200 Частота вращения, об/мин 750 500 375 инерции, кг-м2 875 2750* 1900 3330* 6600 10000 * Момент инерции маховика. Примечания. Обозначение типов механизмов: ГПС — генератор постоянного тока специаль- ного назначения, первая группа цифр — модельная мощность, кВт, вторая — частота вращения, об/мин; ВТ — возбудитель турбогенераторный, 18, 2} — условное обозначение габарита, 174 — условное обозначе- ние габарита (17) и условная длина пакета якоря, см (4); 6К, 7К, 8К — количество щеток по длине коллектора и наличие компенсационной обмотки (К); 99/47 — диаметр якоря, см, (99) и длина пакета якоря, см. (47). 6.3. МЕХАНИЗМЫ С. Н. И ИХ ХАРАКТЕРИСТИКИ Состав механизмов с. н. электростанции и мощность ЭД к ним зависят от основ- ного энергооборудования (типа ядерного ре- актора, котла, турбины, генератора) и сжи- гаемого топлива. Механизмы с. н. при вращении развива- ют тормозящие моменты сопротивления, зависящие в общем случае от частоты вра- щения. Каждый механизм с. н. имеет свой момент сопротивления; если он неизвестен, то при расчетах могут быть использованы обобщенные характеристики момента сопро- тивлений (см. рис. 6.1). Обобщенная характеристика момента сопротивления дымососа, дутьевого вентиля- тора, насосов центробежного типа, работаю- щих на сеть без противодавления или на закрытую задвижку, описывается формулой (кривые 3 и 3' на рис. 6.1): MCj = Mc.m4j + (K.sj - Маначу) п\ (6.25) где Мс „а,,у — начальный момент сопротив- ления механизма, принимаемый равным 0,15 отн. ед. При работе насосов центробежного типа на сеть с противодавлением при наличии обратного клапана обобщенная характери- стика момента сопротивления описывается формулой (кривая 4 на рис. 6.1): М„ иу(1-10и,у) при О^и^ОД; Мг, КщП1^ при 0,1 ^ пц ^ гс, imnj > зО/fain; "~" '^Ч/ ~ "•з0/пга/н.;) х mm /'/'■ \Ат X (Пу - П, nmi„j) ПРИ К 30j (6.26) (6.27) * |/(Л,аг; - /Wc/)/(Ho;Y/ ;Ю), (6.28) где K.ty — коэффициент загрузки ЭД при ра- боте насоса на закрытую задвижку, отн. ед.; АГцу — активная мощность, потребляемая на- сосом при номинальной частоте вращения и расходе, равном нулю, определяется либо опытным путем, либо по каталожным или паспортным данным насоса (рис. 6.2), кВт; nmmj ~~ минимальное значение частоты вра- щения, при которой открывается обратный клапан, отн. ед.; HCTJ — статический напор противодавления насоса, м; Нц — напор, раз- виваемый насосом при номинальной часто- те вращения и расходе жидкости, равном нулю, определяется по каталожным или паспортным данным насоса (рис. 6.2), м; Prnaj — давление на напоре насоса, Па; Рвсас; ~~ давление на входе насоса, Па; jj — плотность воды при температуре Т, °С, кг/см3. Обобщенная характеристика момента сопротивления центробежных насосов, рабо-
Л/.КВт 1200 Рис. 6.2. Зависимости напора Н и мощности N насоса от его расхода Q тающих через обратный клапан на сеть с противодавлением, может быть также рас- считана с достаточной степенью точности по следующей приближенной формуле (кри- вая 5 на рис. 6.1): Mcj*K3jn%. (6.29) ' Шаровые, молотковые, среднеходные валковые мельницы из-за своих конструктив- ных особенностей имеют разный характер момента сопротивления при пуске и выбеге, который не поддается простому аналити- ческому описанию. В этом случае зависи- мость момента сопротивления от частоты вращения заменяется кусочно-линейной ап- проксимацией вида: Mcj = MKJ + (MKj - M(K+1)j)(пк- - njj)/(ri(k+i)j- - "кД (6.30) где Мк;, Mfc + l)j — значения момента сопро- тивления механизма при частотах вращения %/ и nik+1)j. 6.4. ТИПОВЫЕ СХЕМЫ ПИТАНИЯ С. Н. 6 KB ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ Схемы питания с. н. строятся на блочном принципе (рис. 2.6). Распределительные уст- ройства 6 кВ каждого блока подсоединяют- ся через рабочие реакторы или трансформа- торы с. н. ответвлением от генератора дан- ного блока. Используются одинарные и сдво- енные реакторы, двухобмоточные трансфор- маторы с расщепленной и иерасщепленной обмоткой низкого напряжения (см. разд. 4). Число и мощность резервных трансфор- маторов с. н. зависят от наличия выключа- теля в цепи генераторного напряжения. При наличии выключателя в цепи гене- раторного напряжения мощность резервного трансформатора с. н. принимается равной мощности рабочего трансформатора, так как пуски и остановы блоков в этом случае могут осуществляться с помощью последних. При отсутствии выключателя в цепи генераторного напряжения мощностью каж- дого резервного трансформатора с. н. выби- рается из расчета замены рабочего транс- форматора с. н. одного блока и аварийного останова или пуска другого блока. Резерв- ный трансформатор с. н. непосредственно присоединяется либо к шинам высокого напряжения, либо к обмотке низкого напря- жения автотрансформатора связи, либо через линии связи к шииам мощной подстанции или гидроэлектростанции энергосистемы. В целях ограничения токов КЗ шины резервно- го питания секционируют через каждые два блока. 6.5. РАСЧЕТ УСТАНОВИВШЕГОСЯ РЕЖИМА ГРУППЫ ЭЛЕКТРОДВИГАТЕЛЕЙ Расчет установившегося режима группы асинхронных ЭД позволяет определить на- пряжение и ток секции, протекающий через элементы внешней сети до или после переры- ва питания. Полученное значение тока сек- ции позволяет судить о возможной крат- ности перегрузки элементов внешней' сети. При необходимости можно рассчитать зна- чения токов, активных и реактивных мощ- ностей, частот вращения и скольжений ЭД. При упрощенных расчетах схема питания с. н. любой сложности может быть приве- дена к простой эквивалентной схеме заме- щения, состоящей из источника питания не- ограниченной мощности с шинами постоян- ного по значению напряжения, сопротивле- ния внешней сети, сопротивления ЭД и дру- гих потребителей (рис. 6.3). Расчет устано- вившегося режима выполняется методом систематизированного подбора. При питании ЭД с. н. от двухобмото^ого трансформа- тора в следующей последовательности оп- ределяются: 1) активные R и индуктивные X сопро- тивления элементов внешней сети по обще- известным формулам; 2) для каждого ЭД значения потребляе- мых активной мощности, тока намагничива- ния, реактивных мощности намагничивания и рассеяния при номинальных напряжениях и нагрузке на валу по (6.1) —(6.4); 3) относительное значение на шинах сек- ции по формуле (6.7) при напряжении на
-CZ3-?*- — и с \Pi~JQ-i \Pat j®a2 Раз-Маз hi-30*2 ■3d. ?АЗ РнагрЁ J^uarjpZjPifi,] 30-2д] Рис. 6.3. Эквивалентные схемы замещения систем электроснабжения с. н.: а — при питании от двухобмоточного трансформатора или реактора; б — при питании от двухобмо- точного трансформатора с расщепленной обмоткой низкого напряжения; RBj, /?2ц/. ^Зд> ^д/> -^2щ> %Ъщ~ активные и индуктивные сопротивления ЭД; /?нагр, /?нагр1. ^нагр2> -*нагр> ^нагрЬ ^нагр2 ~ активные и индуктивные сопротивления эквивалентной нагрузки; R, X — активное и индуктивное сопротивления внешней сети (кабельной линии, реактора или трансформатора); Л,, /?,, /?3, Jf,, X,, Х3 — активные >- и индуктивные сопротивления обмоток трансформатора с. н. шинах секции с. н. [/„ равном напряжению источника питания Uc; 4) значения потребляемых активной и реактивной мощностей ЭД при неноминаль- ных условиях по (6.6) и (6.8); 5) суммарные активные и реактивные мощности секции N ,+ 1рф N 6с = Онагр + I й* (6.31) (6.32) где Рцагр. бнагр — активная, кВт, и реактивная, квар, мощности постоянной нагрузки; N — общее количество ЭД, подключенных к ши- нам секции; 6) суммарные активная, кВт, и реактив- ная, квар, мощности, потребляемые с шин источника питания, Pi = P.+(Pl + Ql)RIUf; (6.33) Qi=Qc + (P^ + Q2c)X/Uf; (6.34) 7) расчетное значение напряжения источ- ника питания, В, и,+ (PCR + QQX) ■ 10 U, ,3-|2 + + (РСХ - QCR) ■ 103 (6.35) 8) относительная погрешность определе- ния расчетного значения напряжения источ- ника питания, отн. ед., |l/„-tfP.«l/tf« (6.36) 9) относительная погрешность Ъ, больше или меньше ее заданного значения ^3; если £ больше £3? то напряжение на шинах сек- ции уменьшается на значение AU, которое выбирается произвольно, и расчет вновь повторяется; если значение полученной от- носительной погрешности £ меньше ее задан- ного значения Е,з> то расчет прекращается и за напряжение на шинах секции прини- мается его последнее значение; 10) ток секпии, протекающий по эле- ментам внешней сети, А, *« = 1/pT+G? Ю-3/("/з U,); (6.37) 11) для каждого ЭД потребляемые ак- тивная и реактивная мощности, ток, коэф- фициент мощности, скольжение и частота вращения по (6.6) —(6.12). При питании ЭД с. н. от двухобмоточ- ного трансформатора с расщепленной об- моткой низкого напряжения расчет устано- вившегося режима производится в следую-
щей последовательности: 1) определяются потребляемые активная мощность, ток намагничивания, реактивные мощности намагничивания и рассеяния при номинальных условиях для ЭД обеих секций по (6.1)-(6.4); 2) в узле а схемы замещения (рис. 6.3, б) напряжение UB принимается равным напря- жению источника питания Vc; 3) независимо друг от друга произво- дится расчет установившегося режима для обеих секций аналогично тому, как это де- лалось выше по (6.1)-(6.8), (6.31)-(6.37); 4) вычисляются активные Ра2, Рвз и реак- тивные Qa2, баз мощности, потребляемые ЭД каждой секции из узла а по (6.33) и (6.34); 5) определяются суммарные активная и реактивная мощности в узле а: Pal = "в2 + Раз', "1 <2.1 = йа + йэ;/ (6"38) 6) по формуле (6.35) определяется напря- жение источника питания Upc; 7) цо формуле (6.36) рассчитывается зна- чение относительной погрешности £, и если она больше заданной ^3> т0 значение напря- жения U„ в узле а уменьшают на Л17; весь расчет заново повторяется до тех пор, пока относительная погрешность £, не станет мень- ше заданного ее значения ^3- Пример 6.1. Для схемы на рис. 6.3, a выполнить расчет установившегося режима группы ЭД. Определить: а) значение напря- жения на шинах секции с. н. с заданной точностью ^з = 2-10~3; б) значения токов, активных и реактивных мощностей, потреб- ляемых ЭД; коэффициентов мощности; час- тот вращения; в) значения тока, активной, реактивной и полной мощностей, протекаю- щих по кабельной линии и реактору,, через которые питаются шины секции с. н., от главного распределительного устройства; г) значения потерь активной и реактивной мощностей в кабельной линии и реакторе. Технические данные оборудования. Источ- ник питания: напряжение на шинах питания поддерживается постоянным, равным 6170 В. Реактор: тип РБА-6-1500-8; номинальное на- пряжение ииом р = 6 кВ; номинальный ток Люм.р = 1500 А; индуктивное сопротивление Хр* ~ 8 %; потери короткого замыкания ЛРК = 8,7 кВт. Кабельная линия: из пяти параллельно соединенных кабелей марки ААБГ-Зх85 длиной L= 0,172 км; удельное активное сопротивление R0 = 0,204 Ом/км; удельное индуктивное сопротивление Х0 = = 0,073 Ом/км. Электродвигатели: а) пита- тельного электронасоса: тип АС-4000/6000; Л,ом1 = 4000 кВт; Е/Ном1 = 6000 В; /иом1 = = 440 А; г]иом1 = 96,2 %; cos фном1 = = 0,91 отн. ед.; М^^ = 2,6 отн. ед.; ииом1 = = 2985 об/мин; Паша = 3000 об/мин; Кз1 = = 0,74 отн. ед.; б) циркуляционного насоса: тип А-13-42-10; Рмом2 = 320 кВт; Uhom2 = = 6000 В; /иом2 = 40 А; Лноьй = 91,5 %; cos сриом2 = 0,84 отн. ед.; МтаЛ = 2,1 отн. ед.; "ном2 = 590 об/мин; иСцнх2 = 600 об/мин; К32 = 0,863 отн. ед. Решение. 1. Активное и реактивное сопротивления-едной кабельной линии, Ом, Кк.л1 = K0L = 0,204-0,172 = 0,035; *к.л1 = XUL = 0,073 ■ 0,172 = 0,0125. 2. Активное и реактивное сопротивления пяти параллельно соединенных кабельных линий, Ом, Кк.л = ^к.л1/5 = 0,035/5 = 0,007; *к.л = Xk.W5 = 0,0125/5 = 0,0025. 3. Активное и реактивное сопротивления реактора, Ом, Яр = ДРк-103/(3/2ом.р) = = 8,7 ■ 103/(3 ■ 15002) = 0,00128; Хр = XptUWM.p ■ 103/(100 - J/3 • /ном.„) = = 8 ■ 6 -107(100 - j/з -1500) = 0,185. 4. Суммарные активное и реактивное сопротивления внешней сети, Ом, "\ Я = Як.л + яр = О'007 + 0,00128 = 0,00828; X = хк.я + Хр = 0,0025 + 0,185 = 0,188. 5. Активная мощность, потребляемая ЭД при номинальном напряжении по (6.1), кВт, -Рд.иом1 = 4000 ■ 102/96,2 = 4158; Рд.ИОМ2 = 320-102/91,5 = 349,7. 6. Ток намагничивания ЭД при номи- нальном напряжении по (6.2), А, /м.ном1 = 440[]/F-0,?T2 - 0,91/(2,6 + 4-l/^e2^!)] = 102,3;. ./м.„ом2 = 40 []/l - 0.842 - 0,84/(2,1 + + l/2,l2 - 1)] = 13,2. 7. Мощность намагничивания ЭД при номинальном напряжении по (6.3)^ квар, ем.Иом1 = j/3 ■ 6000-102,3-10"3 = 1063,55; Gm.„om2 = l/3 ■ 6000-13,2• 10"3 = 137,18. 8. Мощность рассеяния ЭД при номи- нальном напряжении по (6.4), квар,
6p.ho.m1 =1/3-6000 • 440 l/l - 0>12 • 10" 3 - - 1063,55 = 832,25; ер.Ном2 = ]/3-6000-40l/l - 0,842 • ИГ3 - - 137,18 = 88,37. 9. Напряжение на шинах с. н. принимаем равным напряжению источника питания С/.- = £/„ = 6170 В. 10. Относительное значение напряжения на шинах с. н. в долях номинального по ■ (6.7), отн. ед., % Ки = 6-170/6000 = 1,0283. 11. Активная мощность, потребляемая ЭД, по (6.6), кВт, рл1 = 0,74-4158 • 1,02832 = 3253,5; Рд2 = 0,863 ■ 349,7 ■ 1,02832 = 319,12. 12 Потребляемая ЭД реактивная мощ- ность по (6.8), квар, бд, = 1063,55 - 1,02832 +832,25 ■ 0,742/1,02832 = = 1555,6; 6д2 = 137,18 ■ 1,02832 + 88,37 • 0,8632/1,02832 = = 207,3. 13. Суммарные активная, кВт, и реактив- ная, квар, мощности секции по (6.31) и (6.32) Рс = 3253,5 + 319,12 = 3572,6; & = 1555,67 + 207,3 = 1762,9. 14. Расчетное значение напряжения ис- точника питания по (6.35), В, (3572,6-0,00828 + 1762,9-0,188)-103~|2 6170 J "" Г(3572,6-0,188^ 1762^0,00828)- 103"[Т _ L 6170 J = 6229,42. 15. Относительная погрешность опреде- ления расчетного значения напряжения ис- точника питания по (6.36), отн. ед., Е; = | 6170 - 6229,42 j/6170 = 9,63 - ИГ3. 16. Выполняется сравнение полученной относительной погрешности определения расчетного значения напряжения источника питания ^ с заданным значением Ъ^. Значе- ние Ъ, больше !;,. В этом случае делаем еще одно приближение, уменьшая напряжение [/,- на шинах с. н. на ДС, значение которого принимаем равным 20 В, т. е. Ut = 6170 — — 20 = 6150 В. С этим новым значением напряжения повторяем расчет с п. 10 по п. 16 до тех пор, пока значение относитель- ной погрешности ^ не будет меньше ее за- данного значения b,v Расчетное значение напряжения на ши- нах с. н. равно [/; = 6110 В. 17. Относительное значение напряжения на шинах секции с. н. по (6.Д отн. ед., Ки = 6110/6000= 1,0183. 18. Активная мощность, потребляемая ЭД, по (6.6), кВт, Рд] = 0,74-4158 • 1,01832 = 3190,8; РД2 = 0,863 - 349,7 ■ 1,01832 = 312,9. 20. Потребляемая реактивная мощность ЭД по (6.8), квар, 6Д, = 1063,55 ■ 1,01832 + 832,25 х х 0,742/1,01832 = 1542,5; 6д2 = 137,18 ■ 1,01832 + + 88,37 ■ 0,8632/1,01832 = 205,7. 21. Суммарные активная, кВт, и реактив- ная, квар, мощности по (6.31) и (6.32) Рс = 3190,8 + 312,9 = 3503,7; б, = 1542,5 + 205,7 = 1748,2. 22. Токи, потребляемые ЭД, по (4.9), А, /Д1 = 1542,52 + 3190,82 ■ 103/(]/з - 6110) = = 334,88; 1а2 = 312,92 + 205,72 - 103/([/з ■ 6110) = 35,38. 23. Коэффициенты мощности ЭД по (6.10), отн. ед., cos фд| = 3190,8/j/3190^82~+ 1542.P = 0,9; cos фч2 = 312,9/|/зТ2У2 + 205,72 = 0,836. 24. Номинальные скольжения ЭД по (6.5), отн. ед., sHOMi = 1 - 2985/3000 = 0,005; sHOm2 = 1 - 590/600 = 0,0166. 25. Критические скольжения ЭД по (6.13), отн. ед., sKpl = 0,005 (2,6 + ]/2,62 -Т) = 0,025; А'кР2 = 0,0166(2,1 + [/2,12 - 1) = 0,0657.
26. Скольжения ЭД в установившемся режиме по (6.11), отн. ед., syl = 2,6 ■ 1.01832 • 0,025/0,74 - - ]/(2,6 ■ 1,01832 ■ 0,025/0,74)2 - 0,0252 = = 0,004808; - sy2 = 2,1 • 1,01832 ■ 0,0657/0,863 - - /(2,1 • 1.01832 • 0,0657/0,863)2 - 0,0657^ = = 0,01278. 27. Частота вращения ЭД по (6.12) и (6.14), отн. ед. и об/мин, и,у1 = 1 - 0,004808 = 0,995; п,у2 = 1 - 0,01278 = 0,9872; nyi = 0,995 ■ 3000 = 2985,6; иу2 = 0,9872-600 = 592,3. 28. Ток, проходящий через реактор, по (6.37), А, Ic = j/3503,72 + 1748,32 • 103/(^3 • 6110) = 370. 6.6. РАСЧЕТ РЕЖИМА ПЕРЕРЫВА ПИТАНИЯ ГРУППЫ ЭЛЕКТРОДВИГАТЕЛЕЙ Перерыв питания одиночного ЭД. При отключении одиночного ЭД от шин с. н. напряжение на его зажимах снижается до нуля и исчезает вращающий момент Мщ. В этом случае под действием противодей- ствующего момента сопротивления механиз- ма Mcj частота вращения ротора ЭД начи- нает уменьшаться. Изменение частоты вра- щения ЭД во времени будет зависеть от характера момента сопротивления механизма Мс] и механической постоянной времени агрегата Tjj. При допущении, что момент сопротив- ления механизмов описывается выражениями (6.26), (6.29), (6.39)-(6.41), уравнение (6.21) может быть проинтегрировано аналитически и получено его решение, позволяющее опре- делить частоту вращения ЭД при перерыве его питания по (6.42) —(6.47) из табл. 6.17. Перерыв питания группы ЭД. При от- ключении группы ЭД, работающих на сбор- ные шины с. н., от источника питания про- исходит уменьшение их частоты вращения Ввиду сложности процессов, протекающих при совместном, групповом выбеге, нет достаточно точных упрощенных методов расчета этого режима. Существует несколько приближенных упрощенных методов расчета режима перерыва питания группы ЭД раз- ной точности. Ниже изложены основы приближенного упрощенного метода расчета режима пере1 рьюа питания группы ЭД. Определяются: 1) механическая постоянная времени каж- дого агрегата по (6.22), с; 2) номинальный коэффициент мощности каждого ЭД, отн. ед., COS CpH0Mj = rucmjLv Ну -> ^hom/^homj^IhomjJj (6.54) где IHOMj - номинальный ток ЭД, A; U„OMJ - номинальное „напряжение ЭД, В; r)HOMJ- — номинальный коэффициент полезного дей- ствия ЭД, %; 3) полная номинальная мощность каж- дого ЭД, кВ-А, ^п.номj — у -5 'uomj^uomj' Lv — = Рнсм/И^/СПном.; cos фиом;); (6.55) 4) номинальное скольжение каждого ЭД по (6.5), отн. ед.; 5) электромагнитная постоянная времени затухания ЭДС каждого ЭД, с, T3j = 2Mmnxj/[314 (2Mm:xj]/Г- cos2 Фком, - - cos <pHOMj) sHOMj]; (6.56) 6) эквивалентная электромагнитная по- стоянная времени затухания ЭДС группы ЭД, с, N N 7г = 2^. 0>п. ному^э/)/ 2, S„ hOMJ-; -, (6.57) j=i j-\ 7) эквивалентная частота вращения груп- пы ЭД следующим образом: а) начальное значение времени группо- вого выбега принимают равным 7^р,- = 0, а значения частот вращения ЭД принима- ются равными значениям их частот вращения в установившемся режиме работы Щ: = пуу, б) частоту вращения каждого ЭД нахо- дят по одной из формул (6.24), (6.42) —(6.47), принимая Т= Trpj-, 8) эквивалентное скольжение группы ЭД, отн. ед., '■ *г„ = I [Tj,P„0MJ(I - ИдД/Е (TJ;Phom;); (6.58) 9) эквивалентная частота вращения груп- пы ЭД, отн.ед., Игр = 1 - «гР; (6-59) 10) расчетное значение остаточного на- пряжения на шинах с. н. в момент времени Trpi, отн. ед., Urp = Евпгре (6.60)
Таблица 6.17. Расчет режимов работы механизмов с. и. Тип механизма Момент сопротивления отн. ед. Частота вращения щ(, об/мин Фиктивное время индивидуального выбега Хф,-, с Транспортеры, шнеки, дробилки McJ = k3j (6.39) mj=l-TKylTjj (6.42) T^=(\-nTf)TjjlKy (6.48) Генератор по- стоянного тока Мс,-=КуЩ- Ф-Щ п^е(тк^Л> (6.43) 'Ф.Г --О; to Игр/Аз, (6.49) Дымососы, вен- тиляторы, насо- сы, работающие на сеть без про- тиводавления Щ, = К^ (6.41) ,= 1/(1+7Жз//7>,-) (6.44) %=[(1-Игр)/"гр]7>//Аз; (6.50) Мф рассчитанный по (6.25) »ij = tg[arctgl/(iC3J-/Mc m4j) - 1 - - Tl/Mc.Ha4J(iC3J- - MaHa4j)/Tj,]/ -. ^\/(K3j/Mc,m4J)-l (6.45) ^ = 7,j,{arctg(l/l/Mc.Ha4j/(iC3J-Mc.Ha4j)- - arctg[nrp/l/MCHa„j/(K3j-МсначД]}/-> (6.51) Насосы, рабо- тающие через об- ратный клапан на сеть с противо- давлением Мс,, рассчитанный по (6.26) 1 + 4 V ai^e-U-bjiTjji_^L при пц > nminj 1 (6.46) А3о,-(Т—Готк;) 1_ при п,7 < к,„,-,у, где bj = (Ky-KMJn2llnj)/(l - nminj); Tmj = IlLJ-Bi±bL\ bj \aj + b^n,injJ 'ФГ при йгр > и„ An ai + b/ + при кгр < п„„-,у (6.52) MCJ-, рассчитанный по (6.29) ty= 1/1/1+27Жу/Г0 (6.47) 7ф,-=[(1-иу/^|Г/у/2^) (6.53)
где £0 — значение результирующей ЭДС группы ЭД в момент времени Trpi = 0, при- нимаемое равным в среднем 0,85 — 0,95; 11) относительная погрешность расчет- ного значения остаточного напряжения, отн. ед., ^ = |f/rp.p-Urp|/f/rp, (6.61) где Urp — значение остаточного напряжения, при котором заканчивается расчет процесса выбега, обычно принимаемое равным 0,25; 12) £, больше его заданного значения £,, задаемся новым значением времени группо- вого выбега TrpV+l] = Trpi + AT, (6.62) где Тгр(|+1) и 7^р, — последующее и предыду- щее значения времени группового выбега, с; вновь возвращаемся к п. 76 до тех пор, пока значение ^ не будет меньше ^,; время, при котором выполнится это условие, прини- мается за окончательное время группового выбега 7^р; 13) время фиктивного индивидуального выбега для каждого ЭД по одной из формул (6.48) —(6.53); при произвольном характере зависимости момента сопротивления меха- низма от частоты вращения фиктивное вре- мя индивидуального выбега определяется следующим образом: а) начальное значение времени фиктив- ного индивидуального выбега принимается Тф =0, а значения частот вращения ЭД равными значениям их частот вращения в установившемся режиме работы щ = пуу, б) частота вращения каждого ЭД по (6.24); в) выполняется сравнение частоты вра- щения ЭД Пп с значением эквивалентной частоты вращения пгр; если пу > иф, то опре- деляется новое значение времени фиктивного индивидуального выбега Тф(1 + 1, = Гф, + Д7; (6.63) где 7ф((+и и Тф! — последугаяцее и предыду- щее значения времени фиктивного индиви- дуального выбега, с; "<* • вновь возвращаемся к п. 136 до тех пор, цока значение частоты вращения ЭД щ не будет меньше или равно игр; время, при котором выполняется это условие, принима- ется за окончательное время фиктивного индивидуального выбега: 14) полное эквивалентное время переры- ва питания, с, Тщ = Тп,„ -Т,р+ Гфу, (6.64) где Тпп — полное время перерыва питания, с;
15) частота вращения каждого ЭД в кон- це перерыва питания по одной из формул (6.42) — (6.47), в которых Т принимается рав- ным TUj, а при произвольном характере момента соцротивления механизма следую- щим образом: а) начальное значение времени выбега принимается равным 7^, у = 0, а значения частот вращения ЭД принимаются равными значениям их частот вращения в установив- шемся режиме работы щ = п^\ б) частота^рвращения каждого ЭД по (6.24); t в) выполняется сравнение времени Tulj с значением Тпи если 7^- меньше 7^-, то определяется новое значение времени выбега Т„р+1ц=Гп&- + ЛГ, (6.65) где Tnfj+i)j и T„,j — последующее и предыду- щее значения времени выбега, с; вновь возвращаемся к п. 156 до тех пор, пока значение времени выбега Tnij не будет больше значения Тп/; значение частоты вра- щения ЭД, полученное при выполнении этого условия, принимается за окончательное. Пример 6.2. Технические данные ЭД, необходимые для выполнения расчета, при- ведены в табл. 6.18. Значение результирую- щей ЭДС Ев группы ЭД, равное 0,9, полу- чено экспериментально. Выполнить расчет режима перерыва питания 5,63 с трех ЭД с заданной относительной погрешностью %ъ = 0,01. Принять шаг расчета по времени ДГ=0,1 с. Момент сопротивления конден- сатного насоса рассчитывать по (6.29), а мо- мент сопротивления дымососа и дутьевого вентилятора — по (6.41). Определяются: 1) механическая постоянная времени каж- дого агрегата по (6.22), с, TjKH = 4 ■ 14,38 • 14802/(364 000 • 250) = 1,384; 7>д = 18,56; 7>дв = 31,06; 2) номинальный коэффициент мощности каждого ЭД по (6.54), отн. ед., cos <рном.к.„ = 250 ■ 107(j/3 ■ 29 ■ 6000 • 93) = = 0,892; cos фном.д = 0,77; cos фНОм.д.в = 0,829; 3) номинальная полная мощность каж- дого ЭД по (6.55), кВ • А, Jn. НОМ. К'. Н " "п_ ном. л : j/3 ■ 29 ■ 6000 НГ3 = 301,4; 1226,3; аП. НОМ. Д. В ' : 956,1; 4) номинальное скольжение каждого ЭД по (6.5), отн. ед., sHoM.K.H = 1 - 1480/1500 = 0,0133; " Shom. д = 0,006; sHOM. л. в = 0,005; 5) электромагнитная постоянная времени каждого ЭД по (6.56), с, Гэк.„ = 2• 2,4/[314(2• 2,4|/l - 0,8922 - - 0,892) • 0,0133] = 0,897; Тэ.„ = 1,097; Тэ.д.в = 1,57; 6) эквивалентная электромагнитная по- стоянная времени затухания ЭДС группы ЭД по (6.57), с, 0,897-301,4+1226,3-1,097+1,57-956,1 _ Z~ 301,4+1226,3+956,1 = 1,254; 7) эквивалентное скольжение группы ЭД и время группового выбега; а) задаемся значением времени группо- вого выбега, начиная с нуля; дальнейшие расчеты проиллюстрируем при значении вре- мени 71-р,-= 0,7 с; б) частота вращения конденсатного на- соса определяется по (6.47), отн. ед., и* к. и = 1/]/0,7 ■ 0,862 ■ 2/1,384 + 1 = 0,73; частота вращения дымососа и дутьевого Агрегат, тип механизма Конденсацион- ный насос типа КсВ- 320-160 Дымосос типа Д-25 х 2ШБ Дутьевой венти- лятор типа ВДН-28,6Н-Пу Таблица 6.18. Технические данные ЭД Электродвигатель АВ-ИЗ-4М ДАЗО19-14-10/12А (первая скорость) ДА302 18-76-8/10У1 (первая скорость) р 1 НОМ' кВт 250 850 725 'НОМ' А 29 118 92 Ином' % 93 90 91,5 ННОМ' мин-1 1480 497 597 отн.ед. 2,4 2,5 2,7 отн.ед. 1,3 1,0 0,9 отн.ед. 6,5 5,5 6,5 кг- м2 14,38 5812 5750 отн.ед. 0,862 1,3 0,63
вентилятора рассчитывается по (6.44), отн. ед., и/д = 1/(0,7 • 1,3/18,56 + 1) = 0,953; и.-д. в = 1/(0,7 • 0,63/31,06 + 1) = 0,986; 8) эквивалентное скольжение группы ЭД- по (6.58), отн. ед., 1,384 ■ 250 - (1 - 0,73) +18,56 ■ 850 ■ (1 - -0,953)+31,06-725-(1-0,986) Srp_ 1,384-250+18,56-850+31,06-725 = 0,0297; 9) эквивалентная частота вращения груп- пы ЭД по (6.59), отн. ед., Игр = 1 - 0,0297 = 0,97; 10) расчетное значение остаточного на- пряжения на шинах секции с. н. в момент времени 0,7 с по (6.60), отн. ед., 1/гр.р = 0,9 - С97е-<0-7/1-254' = 0,5; 11) относительная погрешность расчет- ного значения остаточного напряжения по (6.61), отн. ед., £ = |0,5-0,25|/0,25 = 1; 12) ^ > £3, т. е. 1 > 0,01, поэтому задаем- ся новым значением времени группового выбега по (6.62); вновь возвращаемся к п. 76; при Trpi = l,51 с и Иф = 0,934 полученная относительная погрешность £, меньше задан- ного ее значения ^3! 13) фиктивное время индивидуального выбега ЭД по (6.53), (6.50), с: ЭД конденсатного насоса 7ф.к.н = [(1 - 0,9342)/0,9342] ■ 1,384/(2- 0,862) = = 0,117; ЭД дымососа и дутьевого вентилятора ?ф.д = R1 - 0,934)/0,934] -18,56/1,3 = 1,01; 7ф.д.в = [(1 - 0,934)/0,934] ■ 31,06/0,63 = 3,48; 14) полное эквивалентное время переры- ва питания по (6.64), с: Тп.к.и = 5,63 - 1,51 + 0,117 = 4,24; Тп.д = 5,63 - 1,51 + 1,01 = 5,13; Г„.д.в = 5,63 - 1,51 + 3,48 = 7,6; 15) частота вращения каждого ЭД в мо- мент времени 5,63 с по (6.44), (6.47), отн. ед.: ЭД конденсатного насоса и1К н = 1/]/2^Ъ,862 ■ 4Д4/1384 + "l = 0,399; ЭД дымососа и дутьевого вентилятора "(д = 1 - (!»3 ■ 5,13/18,56 + 1) = 0,735; «1-д.в = 1/(0,63 - 7,6/31,06 + 1) = 0,866. 6.7. РАСЧЕТ РЕЖИМА РАЗВОРОТА ГРУППЫ ЭЛЕКТРОДВИГАТЕЛЕЙ При повторном" "возникновении напряже- ния на шинах секции с. н. ЭД, которые не отключились устройствами релейной защиты и автоматики во время перерыва питания, и ЭД резервных механизмов, включаемые автоматически, под воздействием избыточ- ного момента вновь увеличивают частоту вращения. Расчетом определяются напряже- ние и ток секции, токи и время разворота ЭД. По значению тока секции в начальный момент времени можно оценить возможную перегрузку по току элементов- (реактора, трансформатора, шинопровода, кабельной ли- нии) внешней сети и судить об отстройке максимальных токовых защит питающих элементов от токов самозапуска. Значение начального напряжения при самозапуске позволяет предварительно оце- нить правильность выбора уставки блоки- ровки минимального напряжения максималь- ных токовых защит резервных вводов и трансформаторов с. н. Расчетное значение пускового тока ЭД дает возможность предварительно оценить правильность выбора уставок токовых отсе- чек, а расчетное время разворота ЭД — правильность выбора уставок по времени защиты от перегрузки по току статора ЭД. При расчете разворота группы ЭД ме- тодом последовательных интервалов опреде- ляются: 1) номинальное и критическое скольже- ние каждого ЭД по (6.5), (6.13); механиче- ская постоянная времени каждого агрегата по (6.22); 2) начальное значение времени Т^ 1 при- нимается равным 0; 3) скольжение каждого ЭД, отн. ед, % = 1 - иу, (6.66) где ntj — частота вращения ЭД, первоначаль- ное значение которой определяется из расче- та режима перерыва пийния группы ЭД, а последующие значения — в результате ре- жима разворота группы ЭД, отн. ед.; 4) коэффициент Ку, учитывающий умень- шение кратности пускового тока каждого ЭД при уменьшении скольжения, по (6.16), отн. ед.; 5) полная проводимость каждого ЭД, См, ¥у = \/2К^К1}1ком]/иком]; • (6.67) 6) суммарная проводимость всех ЭД секции, См,
N Уа = I Y,j; (6.68) 7) напряжение на шинах секции с. н. при самозапуске, отн. ед., Uta = 1/с/(1 + YaX); (6.69) 8) ток секции, отнесенный к номиналь- ному току трансформатора или реактора с. н., отн. ед., hie = ищ¥китм.т/(]/з /номт), (6.70) где /НОм.тэ ^ном.т" (Люм.р> ^ном.р) - номиналь- ные ток и напряжение трансформатора (ре- актора) с. н., А; 9) вращающий момент каждого ЭД по (6.19), отн. ед.; 10) момент сопротивления каждого ме- ханизма по одной из формул (6.25), (6.26), (6.29), (6.39)-(6.41), отн. ед.; 11) ток каждою ЭД, отнесенный к его номинальному току, отн. ед., haj = ViciYijV„tMil(]/b I„omjY, (6-71) 12) приращение частоты вращения Диу для каждого ЭД ча интервал времени AT по (6.23), отн. ед.; 13) частота вращения каждого ЭД в кон- це интервала времени А Г по (6.24), отн. ед.; 14) для каждого ЭД полученное значе- ние частоты вращения Иу может быть боль- ше или меньше I — 5ном/-К3/-; если больше, то этот ЭД считается развернувшимся, если меньше, то данный ЭД еще не развернулся и надо перейти к п. 15; 15) новое значение времени Ti^Ti-t+AT. (6.72) Рассмотренная выше методика расчета процесса разворота группы ЭД позволяет выполнить расчет и для случая, когда шины резервного питания предварительно загруже- ны ЭД другого энергоблока. Значение частот вращения этих ЭД может быть рассчитано в начальный момент времени по (6.11). Пример 6.3. Рассчитать разворот группы ЭД, технические данные которых представ- лены в табл. 6.18, от сети с внешним сопро- тивлением X = 0,275 Ом после перерыва их питания, равного 5,63 с. Номинальный ток внешней сети 1иом-е = 1390 А, номинальное напряжение UHOM-p = 6000 В. Напряжение источника питания равно 1,03 отн. ед. Мо- мент сопротивления конденсатного насоса рассчитывать по (6.29), а дымососа и дутье- вого вентилятора — по (6.41). Шаг расчета по времени принять равным 0,2 с. Частоты вращения каждого ЭД в начальный момент разворота принять из расчета режима пере- рыва питания (смотри пример 6.2). Определяются: 1) для каждого ЭД номинальное и кри- тическое скольжения по (6.5) и (6.13), отн. ед., shom.k.h = 1 - 1480/1500 = 0,0133; *„ом.д = 0,006; sHOM/I.B = 0,00833; Vui = 0,0133 (2,4 + |/2Д2 - I) = 0,061; Vfl = °'0287; 4'кР т-в = 0'0209; 2) для каждого агрегата механическая постоянная времени по (6.22), с, Tf к.„ = 4 ■ 14,38 • 14802/(364 000 ■ 250) = 1,384; 7>д= 18,56; TJllB = 31,06; 3) скольжение каждого ЭД по (6.66), отн. ед., s,-k.h= 1 -0,399 = 0,601; щп = 0,265; щлв = 0,134; 4) для каждого ЭД коэффициент Ki3, учитывающий уменьшение кратности пуско- • вого тока статора при уменьшении сколь- жения, по (6.16), отн. ед., К, к. н = l/l + OoiiVj/r + (0,06 ЩбоТ)1 = 0,997; К1л = 0,9946; Kilt B = 0,988; 5) полная проводимость каждого ЭД по (6.67), См, Y,;к. и = 1/3 • 6,5 - 28,7 ■ 0,997/6000 = 0,0537; Yin = 0,186; YilLB = 0,17; 6) суммарная проводимость всех ЭД по (6.68), См, Ys- = 0,0537 + 0Д86 + 0,17 = 0,41; 7) напряжение на шинах секции с. н. при самозапуске по (6.69), отн.ед., Utci = 1,03/(1 4- 0,41 ■ 0,275) = 0,926; 8) ток секции по (6.70), отн. ед., I,ic = 0,926 ■ 0,41 • 6000/(]/з ■ 1390) = 0,947; 9) ток каждого ЭД по (6.71), отн. ед., /,..lt„ = 0,926 ■ 0,0537 ■ 6000/(1/3 • 28,7) = 6,01; /,д.д = 5,06; /,,,,,. в = 5,93; 10) вращающий момент каждого ЭД по (6.19), отн. ед., 2-2,4-0,9262 л ■ 0,601 0,061 0,061 + 0,601
V 1+о,об12у /0,601-0,061 1-0,061 Мдд = 0,826; Мд д в = 0,949; =1,07; 11) момент сопротивления каждого ме- ханизма по (6.29) или (6.41), отн. ед.: конденсатного насоса Мс.к.„ = 0,862 ■ 0,3993 = 0,0547; дымососа и дутьевого вентилятора Мсд = 1,3 • 0,7352 = 0,702; Мс.д.в = 0,63 ■ 0,8662 = 0,472; 12) приращение частоты вращения для каждого ЭД за интервал времени А Г по (6.23), отн. ед., Ли,к.„ = (1,07 - 0,0547)- 0,2/1,384 = 0,147; Лп;д = 0,00133; Ди,д.в = 0,00307; 13) частота вращения каждого ЭД в конце интервала времени АГпо (6.24), отн. ед., Щк.к = 0,399-+ 0,147 = 0,546; п,д = 0,736; п1ДВ = 0,869; 14) сравнение значения частоты враще- ния каждого ЭД с ее значением в устано- вившемся режиме: 0,546 < (1 - 0,0133 - 0,862) = 0,988; 0,736 < (1 - 0,006 ■ 1,3) = 0,992; 0,869 < (1 -0,00833 ■ 0,63) = 0,9947; для всех ЭД значения частот вращения меньше их значений в установившемся ре- жиме. Определяется новое значение времени по (6.72) Т,\ = 0 + 0,2 = 0,2 с. Вновь возвращаемся к п. 3. Расчет выполняется до тех пор, пока все ЭД не развернутся. Б. УСТАНОВКИ ПОСТОЯННОГО ОПЕРАТИВНОГО ТОКА 6.8. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ Установки постоянного тока предназна- чены для питания особо ответственных потребителей собственных нужд на электро- станциях, а также цепей управления, защи- ты, автоматики и сигнализации на станциях и подстанциях. Установки постоянного тока включают в себя источники питания, зарядные и под- зарядные устройства аккумуляторных бата- рей, автоматику регулирования напряжения, устройства распределения и контроля. Нагрузки постоянного тока могут быть разделены на три вида: постоянная, соответ- ствующая току нормального режима^ вре- менная, соответствующая току потребителей при исчезновении переменного тока; кратко- 1 2 3 Чс Ыс 1шн Переходный режим Аварийный режим Рис. 6.4. График аварийного получасового разряда аккумуляторной батареи ТЭС с попе- речными связями: 7 = 40 А — постоянная нагрузка; 7=130 А — аварийное освещение; 7=271 А —приводы выключа- телей; 7= 100 А — преобразовательные агрегаты связи; 7— 130 А — аварийные маслонасосы уплотнения; 7 = 184 А — аварийные маслонасосы смазки; 7 = 360 А — включение выключателя
временная — длительностью не более 5 с и соответствующая току потребителей пере- ходного режима от нормального к устано- вившемуся аварийному. Постоянная и временная нагрузки могут быть определены по схемам питания потре- бителей или непосредственным измерением. Наибольшая кратковременная нагрузка переходного аварийного режима (толчковая) может иметь место в начальный период переходного процесса или через некоторое время в зависимости от моментов включения приводов выключателей и пуска маслонасо- сов. !: Удобной формой анализа работы потре- бителей системы постоянного тока является построение графика нагрузок Гпагр = / (t) для аварийного режима. Пример такого графика для электростанции с поперечными связями по пару приведен на рис. 6.4. 6.9. РАСЧЕТ ТОКОВ КЗ В СЕТИ ПОСТОЯННОГО ТОКА Ток КЗ в сети постоянного тока, пи- тающейся от аккумуляторной батареи (АБ) типа"- СК, определяется по формуле . ^расг (6.73) где Гк — ток КЗ, А; £расч — расчетная ЭДС одного элемента, В; п — количество элемен- тов батареи; КДБ — внутреннее сопротивле- ние АБ, Ом; RK — сопротивление цепи КЗ, Ом. В (6.73) £расч и КАБ — фиктивные расчет- ные величины, нелинейно зависящие от тока, протекающего через АБ. В свою очередь этот ток зависит от сопротивления цепи КЗ. Для упрощения расчетов кривая нелинейной зависимости тока АБ от сопротивления, на которое она замкнута, заменяется двумя прямолинейными участками, пересекающи- мися в точке, соответствующей граничному сопротивлению. Спрямленная характеристи- ка U = f (IK) АБ приведена на рис. 6.5. Значение граничного сопротивления за- висит от номера батареи и количества вклю- ченных в работу шементов в соответствии с выражением Rip '- 7,5 — -[(Г3, N где Rrp — граничное сопротивление, Ом; N — номер АБ. В том случае, если RK < Rrp, при- нимается Ерасч = 1.73 В И Ток толчка, Рис. 6.5. Зависимость напряжения на зажи- мах заряженного аккумулятора типа СК от тока толчков при температуре 25 °С если же RK > Rrp, то принимается £расч - = 1,93 В и 5,4: N КГ Включение АБ параллельно с мощным генератором постоянного тока, например ГП-150-1500 преобразователя ОП-150-У4, при работе батареи в режиме постоянного подразряда приводит к увеличению тока КЗ. Расчет тока в этом случае следует произво- дить по методу двух узлов. Расчетная схема замещения для опреде- ления тока КЗ по этому методу приведена на рис. 6.6, а. Аккумуляторная батарея и ге- нератор постоянного тока обратимого дви- гатель-генератора ОП-150-У4 на схеме заме- щения представлены своими ЭДС £АБ, £г и сопротивлениями КДБ, Rr (рис. 6.6, б). При расчете значение £г принимается равным напряжению на шинах щита постоянного тока; Rr определяется из внешней характе- ристики U = / (1К) генератора ГП-150-1500, приведенной на рис. 6.7, по формуле Rr = U,< h 242 - 144 2611 ■■ 37,6 мОм, Ra 4,0 - N ю- где UK = 144 В — напряжение на выводах машины постоянного тока при токе 1К = = 2611 А. Напряжение на шинах щита постоянно- го тока (ЩПТ) в момент установившегося
КЗ определяется по формуле v _ £rgi + ЕАъд2 qi+q2+ q3 где Ег — расчетная ЭДС генератора, В; расчетная ЭДС АБ; q^ = Е •АБ 1 'расч'1 — проводимость цепи ввода пи- 1 Rr + Rk2 тания от генератора на ЩПТ; q2 проводимость цепи ввода питания от АБ на ЩПТ; q3 = —— проводимость цепи от -=- v ) гп-150-ач- Ci. АБ — Рис. 6.6. Расчетная схема для определения тока КЗ: а — схема соединения аккумуляторной батареи и генератора постоянного тока; б —схема заме- щения гьо и, в 200 ISO wo 1000 2000 1,А ЩПТ до места замыкания; RK2 — сопротив- ление цепи ввода питания от генератора до шин ЩПТ; RKl — сопротивление цепи ввода питания от АБ до шин ЩПТ. Суммарный ток КЗ и его составляющие от батареи и генератора определяются по формулам: 'кг = ^щ.п.т^з> Л<АБ = №аб — *Лц.п.т)<?2; *к.г = (£г- ^щ.п.т)?1- При больших значениях сопротивления це- пи замыкания и соответственно малых 7к£ рассчитанный /кдБ может принимать отри- цательные значения, что говорит о переходе аккумуляторной батареи в режим заряда. Для определения тока КЗ при работе АБ параллельно с мощным выпрямителем агрегата бесперебойного питания следует найти граничное сопротивление по формуле ^Ш-П. Т R, ГР' h где 1/щ.п.т — напряжение на шинах ЩПТ, В; IycT — уставка системы регулирования выпря- мителя по току перегрузки, при которой обеспечивается стабилизация напряжения на шинах ЩПТ, А. . В случае, если сопротивление цепи КЗ Як > Rrp, ток КЗ /к = 1/щ.п.г/Дк; если сопро- тивление цепи КЗ RK < Rrvt, ток КЗ ■\ __1 'к 'АБ ~г *уст i + дк «АБ Рис 6.7. Внешняя характеристика генератора ГП-150-1500 где /дб — ток от АБ, рассчитанный по (6.73) без учета выпрямителя АБП, A; RK — сопро- тивление цепи от шин ЩПТ до места КЗ. Необходимо иметь в виду, что приведен- ная выше формула справедлива только для определения значения суммарного тока КЗ. 6.10. РАСЧЕТ УСТАВОК ЗАЩИТ И ВЫБОР ЗАЩИТНЫХ АППАРАТОВ х Для защиты цепей аккумуляторных уста- новок от КЗ используются предохранители серий ППТ, НПН, ПР, ПН и автомати- ческие выключатели серий АП, ABM, A3100, A3 700, «Электрон». Выбор номинального тока н уставок сра- батывания аппаратов зашиты. Номинальный ток плавкой вставки предохранителя выби- рается по условию I > k I лном.пл. вст ^нлрасч> f где кн = 1,2 — коэффициент" надежности;
/расч — наибольший расчетный ток длитель- ной нагрузки. Если присоединение, защищаемое пред- охранителем, подвержено перегрузкам, то дополнительно должно выполняться условие 1 I > "ер - МЮМ.ПЛ.ВСТ ^ , s где 1пер — ток перегрузки; fcnep = 2,5 — крат- ность перегрузки при ее длительности не более 3 с. Наиболее нщег-то оценить отстройку плавкой вставки г/г тока перегрузки можно по времятоковым* характеристикам предохра- нителей. Кратность ' тока КЗ по отношению к номинальному току плавкой вставки должна быть не менее трех. Номинальный ток расщепителя автома- тического выключателя должен быть не меньше наибольшего расчетного тока дли- тельной нагрузки -•ном.р.гсц ^ -*расч- В случае, если принимается наименьшая уставка по шкале тска распепителя с обрат- независимой характеристикой автоматиче- ских выключателей АВ и АВМ, номиналь- ный ток распепителя выбирается по условию: ? > 1 ЯЯ? -•ном.pad ^ А^^-»расч- Расцепитель мгновенного срабатывания (отсечки) должен быть отстроен от тока кратковременной перегрузки но условию где К3 = 1,1 — коэффициент запаса; Кр — коэффициент разбро:а выключателя (по за- водским данным). Расцепитель с обратнозависимой от тока характеристикой должен быть отстроен от излишнего срабатывания по времятоковым характеристикам прв протекании через него тока кратковременной перегрузки 1пер. Проверка кратно:™ тока КЗ и селектив- ности. Для надежно; о отключения повреж- денного участка сетя при КЗ. необходимо, чтобы отношение наименьшего расчетного тока КЗ к номинальному току плавкой вставки предохранителя или расцепителя выключателя с обратнозависимой от тока характеристикой было не менее 3. Кратность тока КЗ для расцепителя отсечки проверяется по формуле -*ОТС где 1К — ток КЗ в маете установки выклю- чателя; К3 — коэффициент запаса (К3 = 1,1). Если это условие выполняется, то рас- щепители с обратнозависимой от тока харак- теристикой следует рассматривать как ре- зервную защиту. Проверку селективности защиты реко- мендуется выполнять по времятоковым ха- рактеристикам аппаратов защиты с учетом зоны разброса по их временам срабатывания. Для обеспечения селективной работы после- довательно включенных защитных аппаратов необходимо, чтобы нижняя граница зоны воз- можных отклонений характеристик срабаты- вания аппарата, установленного ближе к ис- точнику питания, была выше верхней грани- цы возможных отклонений характеристик срабатывания аппарата, установленного даль- ше от источника питания, во всем диапазоне токов, которые могут протекать в рассмат- риваемой цепи. Соблюдение указанных условий для двух последовательно установленных предохрани- телей обеспечивается, если номинальные то- ки плавких вставок разнятся не менее чем на две ступени шкалы номинальных токов вставок для данного предокранителя. Селективность работы предохранителя с автоматическим выключателем, установ- ленным дальше от источника питания, будет соблюдаться, если во всем возможном диа- пазоне токов КЗ ^пред '> ^выкл "■" U>^- С* Селективность автоматического выклю- чателя с расцепителем мгновенного срабаты- вания с предохранителем, установленным дальше от источника питания, при токах КЗ выше уставки срабатывания этого расце- пителя может быть обеспечена введением задержки по времени на отключение после срабатывания расцепителя. Такую задержку имеют некоторые из вьжлючателеи тилов АВ, ABM, A370O, которые называются селек- тивными, в их обозначение входит буква С. При последовательном включении двух селективных выключателей разность во вре- мени их отключения должна быть больше чем 0,2 с. Менее надежным, но часто применяемым способом достижения селективности после- довательно установленных выключателей яв- ляется установка выключателя с расцепите- лем мгновенного срабатывания за выключа- телем, не имеющим такого расцепителя, например А3163 с времязависимым расцепи- телем. Определение расчетных условий и токов. Определение расчетных условий и значений токов для выбора и проверки защитных
Таблица 6.19. Значения коэффициентов Кс Тип 'выключателя АП50 А3110 А3123 Номинальный тою расцепите- лей, А 10-25 25-100 15-80 Коэффициент 0,15-0,25 0,17-0,21 0,17-0,21 Тип выключателя A3124 А3123 A3124 Номинальный ток расцепите- лей, А 15-80 40-100 40-100 Коэффициент 0,17-0,21 0,1 -0,13 0,1 -0,13 аппаратов производится для конкретных це- пей. Расчетным током длительной нагрузки электродвигателя является его номинальный ток,- а наибольшим током кратковременной нагрузки — пусковой ток. Пусковой ток мо- жет быть определен экспериментально или по формуле *пуск — ^ш/^Ц-я» где иш — напряжение на шинах, В; Дц.я — сопротивление цепи якоря, Ом. Электромагниты включения масляных выключателей термически неустойчивы к длительному протеканию установившегося тока включения, который следует принять за ток кратковременной перегрузки /пер. Расчетный ток в цепи электромагнита вклю- чения определяется по выражению 'расч — "х'пер* где Кс — расчетный коэффициент (табл. 6.19). Если номинальный ток расцепителя ав- томатического выключателя выбрать равным расчетному по указанному выражению, то в случае протекания установившегося тока (при неисправности механизма привода) отключение его произойдет через 3 — 12 с, предотвратив термическое повреждение электромагнита включения. Если для зашиты электромагнита включения установлены пре- дохранители, то номинальный ток плавкой вставки выбирается по условию 'ном.пл.вст = (0,34- 0,4) 1п Расчетный ток длительной нагрузки вво- да от аккумуляторной батареи на сборные шины принимается равным току установив- шегося аварийного режима, а ток кратко- временной перегрузки принимается равным наибольшему току толчка во время аварий- ного режима. Значения этих токов берутся из графика нагрузки батареи во время ава- рийного режима^ например рис. 6.6. Аппараты защиты в цепи ввода заряд- ного и подзарядного агрегатов На сборные шины должны быть надежно отстроены от номинального тока и допустимых перегру- зок, приведенных в технической документа- ции на эти устройства. Кратность тока КЗ должна быть прове- рена при междуполюсном повреждении в конце кабеля у токоприемника. Аппарат, установленный для защиты кольца оперативного тока, должен иметь кратность тока КЗ не ниже нормированной при повреждении у самого удаленного от него секционирующего рубильника. Режим одностороннего питания при проверке крат- ности КЗ допускается не учитывать, считая его непродолжительным. Отключающая способность н устойчи- вость аппаратов защиты к действию токов КЗ. Как показывают расчеты, максимальное значение тока КЗ на выводах аккумулятор- ной батареи не превышает 14—16 кА. На сборных шинах вследствие токоограничиваю- щего влияния цепей ввода питания ток КЗ не превышает 5 — 8 кА. Автоматические выключатели «Элект- рон», АВМ и предохранители ПН-2 облада- ют отключающей способностью и устой- чивостью к действию токов КЗ, позволяю- щими их устанавливать в любом месте системы постоянного тока, включая шины щитов постоянного тока. Автоматические выключатели типа АП50 к установке на шииах щитов постоянного тока не пригодны, так кагёиюпустимый ток КЗ для них 2500 А. Предохранители ПР-2 и НПН2-60, пред- назначенные для цепей переменного тока, имеют длительный опыт эксплуатации на щитах постоянного тока для защиты цепей управления, что подтверждает возможность их применения.
6.11. АККУМУЛЯТОРНЫЕ БАТАРЕИ Таблица 6.20. Аккумуляторы свинцовые для стационарных установок типа С, СК и СКЭ (ГОСТ 825-73*) Номер (.№) муля- торя. 1 2 3 4 5 6 8 10 12 14 16 18 20 24 28 32 36 Номи- нальная емкость, А-ч 36 72 108 144 180 216 288 360 432 504 576 648 720 864 1008 1152 1296 Размеры бака, Длина 80 *> 130 х~ 180 '■'■ 260 260 205 205 270 270 315 429 '469* 1 469'469*' 504'469* • 344 347*' 379 347*' 414/415* 454 415*' Ширина 215 215 215 215 215 220 220 220 220 220 279/225*1 225/279*1 279/225*' 474/415*1 474/415*' 474/415*1 474/415*1 мм Высота 270 270 270 270 270 485 485 485 485 485 583/540*1 583/540*1 583/540*1 588/540*1 588/540*1 588/540*' 588/540*1 Масса аккумулятора без электро- лита, кг 6,8 12 16 21 25 30 37 46 53 61 90/69*1 101/75*1 110/82*1 138/105*1 155/120*1 172/144*1 188/159*1 Объем элек- тролита - плотностью 1,18 г/смЗ (ориентиро- вочно), л 3,0 5,5 8,0 11,6 11,0 15,5 14.5 21,0 20,0 23,0 34/34,7*1 37,7/33,4*1 41/32,3*1 50/48*1 54/45,6*1 60 67 Число электро- дов в аккуму- ляторе положи- тельных 1 2 3 4 5 3 4 5 6 7 8 9 10 6 7 8 9 отрица- тельных 2 3 4 5 6 4 5 6 7 8 9 10 11 7 8 9 10 *1 В числителе — для аккумуляторов в деревянном баке, в знаменателе — в эбонитовом. Примечания: 1. Для аккумулятора № 16 размеры бака из стекла: длина — 345 мм, ширина — 220 мм, высота — 485 мм; масса 68 кг; объем электролита — 36,5 л. 2. См. примечания к табл. 6.21. 3. Материал бака аккумуляторов № 1 —14 стекло. Таблица 6.21. Техническая характеристика электродов И-1 К-1 КЛ-1, КП-1 И-2 К-2 КЛ-2, КП-2 И-4 К-4 КЛ-4, КП-4 Наименование Положи гельный Отрицательный средний Отрицательные крайние. левый и правый Положительный Отрицательный средний Отрицательные крайние, левый и правый Положительный Отрицательный средний Отрицат ельные крайние, левый и правый Средняя кг 2,7 1,2 1,0 5.0 2,3 1,7 10,5 4,8 3,6 Размеры (без ушков), мм Высота 166 + 2 174 + 2 174 + 2 326 + 2 344 + 2 344 + 2 349+2 365 + 2 365 + 2 Ширина 168 + 2 170 + 2 170 + 2 168 + 2 170 + 2 170 + 2 350 + 2 352 + 2 352 + 2 Толщина 12,0 + 0,3 8,0 + 0,5 8,0 + 0,5 12,0 + 0,3 8,0 + 0,5 8,0 ±0,5 10,4 + 0,3 8,0 + 0,5 8,0 + 0,5 Номер (.№) акку- мулятора 1-5 1-5 1-5 6-20 6-20 6-20 24-32 24-32 24-32 Примечания: 1. Аккумуляторы выпускаются до № 148, в электроустановках высокого напряже- ния аккумуляторы выше № 36, как правило, не используются. 2. Тип С — стационарный для длительных режимов разряда, СК — для коротких и длительных режимов разряда. Цифры после букв означают номер (№) аккумулятора. Аккумуляторы типа СК отличаются от типа С только усиленными соединительными полосами; №1 — 8 выпускаются только типа СК; № 10 и выше выпускаются как типа СК, так и типа С; Э — эбонитовый бак. 3. Номинальная емкость аккумулятора, А-ч, при 10-часовом разряде равна 36 х №; при 3-часовом — 27 х №; при 1-часовом — 18,5 х №; при 0,5-часовом — 12.5 х №; при 0,25-часовом 8 х №.
Продолжение табл. 6.21 4. Максимальный зарядный ток для аккумуляторов типов С и СК равен 9 х №. Максимальный разрядный ток при 10-часовом разряде — 3,6 х №; при 3-часовом — 9 х №; при 1-часовом 18,5 х №; при 0,5-часовом — 25 х №; при 0,25-часовом 32 х №. 5. Наименьшее допустимое напряжение для батарей, работающих в режиме 3- и 10-часового разряда, 1,8 В; в режиме 0,5, 1 и 2-часового — 1,75 В. 6. Получение номинальной емкости при максимальных значениях разрядного тока и разряде до наименьшего допустимого напряжения обеспечивается при плотности электролита 1,205 ±0,005 г/см3 и температуре его в начале разряда +20°С. Для заливки батарей применяется аккумуляторная кислота плотностью 1,18 г/см3. Температура электролита в конце заряда не должна превышать +40 °С. Мини- мальная допустимая температура в помещении аккумуляторной батареи должна быть +10°С, а на подстанциях без постоянного дежурства персонала + 5°С. 7. Аккумуляторные батареи должны эксплуатироваться в режиме постоянного подзаряда, напряжение подзаряда должно составлять 2,2 + 0,05 В на элемент. Для приведения всех элементов батареи в одинаковое, полностью заряженное состояние и для предотвращения сульфатации электродов не реже чем 1 раз в год должен проводиться уравнительный заряд батареи напряжением 2,3—2,35 В на элемент до достижения установившегося значения плотности электролита во всех элементах 1,2—1,21 г/см3 при температуре +20°С. Кроме того, на подстанциях 1 раз в год должна проверяться работоспособность батареи по падению напряжения при толчковых токах. 8. На тепловых и атомных электростанпиях 1 раз в 1 — 2 года должен выполняться контрольный разряд батареи для определения ее фактической емкости. На подстанпиях и гидростанциях разряды батарей должны выполняться по мере необходимости. В тех случаях, когда число элементов недоста- точно, чтобы обеспечить напряжение на шинах в конце разряда в заданных пределах, допускается осуществлять разряд части основных элементов. Значение тока разряда каждый раз должно быть одно и то же. Результаты измерений при контрольных разрядах должны сравниваться с результатами измерений предыдущих разрядов. Заряжать и разряжать батарею допускается током не выше макси- мального значения, установленного для данной батареи. 9. Для уменьшения испарения аккумуляторы должны накрываться пластинами из стекла или другого изоляционного материала, не вступающего в реакцию с электролитом. Размеры этих пластин должны быть на 5 —7 мм меньше внутренних размеров сосуда. Использование масла для этой цели запрещается. 10. Емкость аккумуляторной батареи, приведенная к температуре 20 °С, после 10 лет эксплуата- ции должна быть не меньше 70, а для аккумуляторов СН — не менее 80% первоначальной. 11. Ремонт аккумуляторной установки должен проводиться по мере необходимости. Капитальный ремонт батареи с заменой электродов должен проводиться, как правило, не ранее чем через 15—20 лет эксплуатации. Таблица 6.22. Стационарные аккумуляторы с намазвыми электродами шпа СН югославского производства (Технические условия ФГЗ.543.526) Обозначение ЗСН-36* СН-72 СН-108 СН-144 СН-180 СН-216 СН-288 СН-360 СН-432 СН-504 СН-576 СН-648 СН-720 СН-864 СН-1008 СН-1152 Одно- минутный толчок тока, А 50 100 150 200 250 300 400 500 600 700 800 900 1000 1200 1400 1600 Число электродов в ак- кумуляторе положи- тельных 3 2 3 4 5 3 4 5 6 7 8 9 10 12 14 16 отрица- тельных 6 3 4 5 6 4 5 6 7 8 9 10 11 13 15 17 Размеры, мм Длина 115,3 82,0 82,0 123,5 123,5 106 106 127 168 168 209,5 209,5 230 271,5 313 354,5 Ширина 241 241 241 241 241 245 245 245 245 245 245 245 245 245 245 245 Высота 338 354 354 . 354 354 551 551 550 ■ 550 550 550 550 550 550 550 550 Масса без JJ1CK. ЦЛ.Г- лита, кг 13,2 7,5 9,5 12,4 14,5 . 18,9 23,3 Ь 28,8 34,5 37,8 45,4 48,6 54,4 64,5 74,2 84,0 Объем JJ1CK1 JJv лита, л 5,7 2,9 2,7 4,7 4,5 7,6 7,2 9,0 13,0 12,6 16,6 16,2 • 18,0 21,5 25,2 28,8 * Батарея напряжением б В из трех элементов в моноблоке. Примечания: 1. Цифры в обозначении — номинальная емкость, А-ч, при 10-часовом режиме разряда.
Продолжение табл. 6.22 2. Максимальный зарядный ток равен 0,25Ciq, где Cjq — емкость Ш-часового разряда. Зарядный ток первого заряда после заливки электролита плотностью 1,21+0,005 г/см3 при температуре +20°С и пропитки электродов .< течение 3—4 ч равен 0,05Ciq. Температура электролита при первом заряде не должна превышать + i5°C, при последующих +45 °С. 3. Наименьшее допустимое напряжение в режимах 10; 5 и 3-часовых разрядов 1,8 В на элемент, в режимах 1, 0,5 и 0,;5-часовых разрядов— 1,75 В на элемент. 4. Получение номинальной емкости гарантируется при средней температуре электролита в процессе разряда +20°С и плотности электролита в начале разряда при этой температуре 1,24 + 0,005 г/см3. 5. Аккумуляторныз батареи должны эксплуатироваться в режиме постоянного подзаряда, напря- жение подзаряда должно составлять при температуре не выше +35 °С 2,18 + 0,04 В на элемент, а при температуре вьтне +35 "С 2,52+0,04 В на элемент. 6. При сзшжеши уровня электролита до 20 мм над предохранительным щитком производится доливка воды до г/еов ^начального уровня и уравнительный заряд батареи напряжением 2,3 — 2,35 В на элемент. УравнителЕньш заряд проводится также, если отдельные аккумуляторы имеют напряжение меньше 2,1 В и платность электролита ниже 1,235 г/см3, приведенную к температуре + 20°С. Таблица 6.23. Номинальная емзсостъ стащнокаркых аккумуляторов СН югославского производства при режиме разряда? отличашх от lffi-часового Обозначение ЗСН-36 СН-72 СН-108 СН-144 CH-1SD СН-216 СН-288 СН-360 СН-432 СН-504 СН-576 СН-648 СН-720 СН-864 СН-1008 СН-1152 5-часовой Ток, А 6 10 18 24 30 36 48 60 72 84 96 108 120 144 168 192 Емкость, А-ч 30 60 90 120 150 180 240 300 360 420 480 540 600- 720 840 960 3-часовой Ток, А - 9 18 27 36 45 54 72 90 108 126 144 162 180 216 252 288 Емкость, А-ч 27 54 81 108 135 162 216 270 324 378 432 486 540 648 756 864 1-часовой Ток, А 18,5 37,0 55,5 74,0 92,5 111 148 185 222 259 296 333 370 444 518 592 Емкость, А .ч 18,5 37,0 55,5 74 92,5 111 . 148 185 222 259 296 333 370 444 518 592 0,5-часовой Ток, А 25 50 75 100 125 150 200 250 300 350 400 450 500 600 700 800 Емкость, А-ч 12,5 25 37,5 50 62,5 75 100 125 150 175 200 225 250 300 350 400 0,25- Ток, А 32 64 96 128 160 192 256 320 384 448 512 576 640 768 896 1024 часовой Емкость, А-ч 8 16 24 32 40 48 64 80 96 112 128 144 160 192 224 256 Таблица 6.2'.-. Аккумуляторы свиищояые автоблокировочные типа АБН-80-УХЛ2 (ГОСТ 21728-76*) Режим разряда 5-часовой 12-часовой 25-часовой Ток, А 11 5,5 3,2 А-ч, Емкость не менее 55 66 80 % номинальной 68 82 Примечания: 1. В установках высокого напряжения аккумуляторы АБН-80 применяются в шкафах .управления опгративным током типа ШУОТ. 2. На первом щ«ле емкость аккумулятора должна.быть не менее 70% емкости, указанной в таблице. Емкость, указанная в таблице, гарантируется не позднее шестого цикла при соблюде- нии следующих условий: а) плотность электролита в начале разряда при температуре +25 "С должна быть 1,24 + 0,005 г/см3; б) средняя температура электролита в процессе разряда должна быть +25°С; в) конечное напряжение при разряде должно быть не ниже 1,75 В при 5-часовом и 1,8 В при 12- и 25-часовых режимах. 3. При температуре электролита 10°С емкость аккумуляторов должна быть не менее 40 % емкости, указанной в та б липе.
Продолжение табл. 6.24 4. В течение 5 —10 с допустимый ток разряда 30 А. 5. Номинальная емкость аккумулятора 80 А-ч; размеры 8б± Зх; 165 + 3x283 + 5 мм; масса без электролита 4,8, с электролитом 7,2 кг; материал бака — полиэтилен. Таблица 6.25. Нормы на аккумуляторную серную кислоту (ГОСТ 667—73*) Показатели Содержание серной кислоты, % Содержание железа, %, не более Содержание остатка после прокаливания Содержание окислов азота, %, не более Содержание мышьяка, %, не более Содержание хлористых соединений, %, не более Содержание марганца, %, не более Содержание суммы тяжелых металлов в пересчете на свинец, %, не более Содержание меди, %, не более Содержание веществ, восстанавливающих марганцо- вокислый калий, см3 раствора с (1/5 КМпО4) = 0,01 моль/дм3, не более Прозрачность Нормы для сортов высшего первого 92-94 92-94 0,005 0,010 0,02 0,03 0,00003 0,0001 0,00005 0,00008 0,0002 0,0003 0,00005 0,0001 0,01 0,01 0,0005 0,0005 4,5 7 Прозрачная (должна выдерживать испытания по п. 3.13 ГОСТ) Таблица 6.26. Нормы на дистиллированную воду (ГОСТ 6709—72*) Показатели Остаток после выпаривания не более Остаток после прокаливания не более Аммиак и аммониевые соли (NH4) не более Нитраты (NQ3) не более Сульфаты (S04) не более Хлориды (С1) не более Алюминий (А1) не более Железо (Fe) не более Кальций (Са) не более Медь (Си) не более Свинец (РЬ) не более Цинк (Zn) не более Вещества, восстанавливающие КМп04(0), не более Нормы мг/л 5 1 0,02 0,2 0,5 0,02 0,05 0,05 0,8 0,02 0,05 0,2 0,08 % 0,0005 0,0001 ^ 0,000002 0,00002 0,00005 0,00002 0,00005 0,00005 0,00008 0,0000002 0,00005 0,00002 Примечания: 1. Настоящий стандарт распространяется на дистиллированную воду, получае- мую в перегонных аппаратах. 2. Допускается использование парового конденсата, удовлетворяющего требованиями ГОСТ на дистиллированную воду. 3. Дистиллированная вода или паровой конденсат для доливки в аккумуляторы должны проверяться на отсутствие хлора и железа. Таблица 6.27. Нормы для электролита Показатели Плотность при температуре 20 °С, г/см3 Содержание железа, %, не более Содержание хлористых соединений, %, не более Разведенная свежая кислота для заливки в аккумуляторы 1,18 + 0,005 0,002 0,0001 Электролит из работающего аккумулятора 1,21+0,05 0,006 0,0003
Продолжение табл. 6.27 Примечания: 1. Проба электролита из контрольных элементов работающей батареи должна отбираться 1 раз в год по 0,2 л из каждого элемента. Количество контрольных элементов уста- навливается главным инженером предприятия в зависимости от состояния батареи. При контрольном разряде пробы электролита должны отбираться в конце разряда. 2. Электролит требуемой концентрации можно изготовить из концентрированной кислоты плот- ностью 1,83 — 1,84 г/см3 или из предварительно приготовленного и охлажденного раствора кислоты, например, плотностью 1,4 г/см3. Необходимые объемы кислоты и воды могут быть определены по уравнениям: V = V Р?Сэ ■ |'=с„ Ск~Сэ Рк*-тс ^к где V3, VK и Ра — объемы электролита, кислоты и воды; рэ и рк — плотности электролита и ки- слоты; Сэ и Q ^-ковпентрации кислоты в электролите и в разводимой кислоте. Например, для получения 1 л электролита плотностью 1,18 г/см3 при 20 °С необходимо 94%-ной концентрированной кислоты плотностью 1,84 г/см3 и воды в следующих объемах: ^ШО-^^Шсм3; к 1,84-94 94-25,15 Рв= 1000-1.18 —- = 865 см3. в 94 3. Пересчет плотности электролита р,, измеренной при температуре I, к нормальной темпе- ратуре 20 °С выполняется по формуле Р20 =Pt + 0,0007 (t - 20°), где 0,0007 — коэффициент изменения плотности электролита с изменением температуры на 1 "С. .,_ Таблица 6.28. Выпр Режим Зарядка Подзарядка и питание установок ямителькый агрегат Атотр' кВ-А 17 23 типа ВАЗП-380/260-40/80 выпрямленное, В 260-380 220-260 Атом выпрямленный, А 4-40 4-80 Примечания: 1. Выпрямительный агрегат имеет КПД 90 %, cos <p = 0,86, напряжение питающей сети 220 или 380 В трехфазного переменного тока частотой 50 Гц. 2. Агрегаты имеют два исполнения. В первом исполнении коэффициент пульсаций выпрямлен- ного напряжения может быть 8 %. Во втором исполнении агрегата, поставляемом в комплекте с дросселем фильтра, — не более 3 % при параллельной работе с аккумуляторной батареей любой емкости во всем диапазоне нагрузки. 3. Габариты, мм: первое исполнение 800x600x1900. второе исполнение 1550x600x1900. Масса соответственно 430 и 830 кг. 4. Агрегат автоматически поддерживает установленное выпрямленное напряжение с точностью ±2%. Точность стабилизации в режиме формовки отдельных аккумуляторов при выпрямленном напряжении 2 — 8 не нормируется. 5. Внешняя характеристика агрегата при перегрузке выше 10% крутопадающая на глубину не менее 50% VHOM. Агрегат допускает длительную работу на холостом ходу. 6. Агрегат имеет естественное охлаждение и предназначен для работы в закрытых помеще- ниях умеренного и тропического климата в следующих условиях: окружающая среда должна быть невзрывоопасной, непожароопасной, не содержать значительного количества агрессивных паров и га- зов в концентрациях, разрушающих металл и изоляцию, не насыщенной водяными парами и то- копроводящей пылью; место установки агрегата защищено от попадания воды, кислоты и других веществ, рабочее положение — вертикальное, допускается отклонение до 5 % в любую сторону. Таблица 6.29. Двигатель-генераторы постоянного тока Тип 2ПН225М 2ПН225Ь 2ПН250М 2ПН250Ь Мощность. кВт 22 30 45 55 Ток, А 99,4 128,5 191,6 228,9 кпд, % 82 86,5 87 89 Рекомендуемый асинхронный электродвигатель Тип 4А180МЧ 4A200L4 4А225МЧ 4A250S4 Мощность, кВт 30 45 55 75
Продолжение табл. 6.29 Тип 2ПН280М 2IIH280L 2ПН315М Мощность, кВт 75 90 ПО Ток, А 315,7 368,3 455,2 КПД, % 88 90,5 89,5 Рекомендуемый асинхронный электродвигатель Тип 4А250МЧ 4A280S4 4А280МЧ Мощность, кВт 90 ПО 132 Примечания: 1. Номинальное напряжение генератора 270 В. 2. В пределах изменения напряжения от 220 до 320 мощность -генератора остается неизменной, равной номинальной. 3. Частота вращения генератора 1500 об/мин. Таблица 6.30. Двойные элементы коммутатора серии ЭК-6350 Тип ЭК-6351 Б/2 ЭК-6352 Б/2 ЭК-6353 Б/2 Номинальный ток, А 200 400 600 Габариты панели, мм Высота III Ширина 850 950 1100 Примечания: 1. В таблице приведены только коммутаторы с дополнительными путевыми выключателями и с напряжением цепей управления 220 В, используемые на электростанциях для работы в автоматических режимах разряда и заряда аккумуляторных батарей. 2. Элементные коммутаторы с числом ступеней 21 выполняются в виде панели открытого исполнения, состоящей нз коммутирующего устройства, двигателя приводного механизма и ряда вспомогательных аппаратов управления. 3. Время перемещения траверс при непрерывном движении из одного крайнего положения в другое в пределах 35 — 70 с. 4. Элементные коммутаторы предназначены для работы в закрытых помещениях прн температуре окружающего воздуха от +5 до +40 °С и с относительной влажностью не более 90% при тем- пературе + 20 "С и не более 50% при температуре +40 "С. Окружающая среда должна быть невзры- воопасная, не содержать пыли, агрессивных газов и паров в концентрациях, разрушающих металлы и изоляцию, не насыщенная водяными парами. Место установки должно быть защищено от по- падания воды, масла и непосредственного воздействия солнечной радиации. Таблица 6.31. Автоматические регуляторы АРН-2 и АРН-3 (шкаф Харьковского электромеханического завода ПЭХ-9045-00А2) Регулятор АРН-2 АРН-3 Назначение Изменение количества включенных аккумуляторов Подзаряд добавочных аккумуля- торов Основные технические данные Зона нечувствительности 8—10 В Напряжение 20—65 В, номинальный ток 3,5 А. Точность поддержания напряжения ±2% Примечания: 1. Габариты шкафа 800x800x1900 мм. 2. В комплекте с шкафом поставляется дроссель ДР-М70-210-765. Таблица 6.32. Контроль нзоляцгш аккумуляторных установок Номинальное напряжение, В 220 ПО 60 48 24 Сопротивление изоляции аккумуляторной батареи не менее, кОм 100 50 30 25 15 Уставка устройства контроля изоляции на шинах, кОм 20 10 6-5 3
Продолжение табл. 6.32 Примечания: 1. В условиях эксплуатации сопротивление изоляции постоянного тока должно быть не ниже двукратного значения уставки контроля изоляции. 2. Сопротивлении изоляции может быть определено с помощью устройства УКИ-1 (рис. 6,8) или вольметра по трем измерениям. На сигнал Рис. 6.8. Принципиальная схема устройства контроля изоляции УКИ-1: Я — резистор (2,2 кОм); Лп — потенциометр (2,2 кОм) Таблица 6.33. Параметры вольтметра и реле сигнализаций для установки 220 В Вольтметр Tim М325 Шкала 150-0-150 Сопротив1 ление, Ом 50000 Реле Тип РН-52/М78 Сопротивле- ние обмоток, Ом 15000 Напряжение срабатыва- ния, В 32 Ток срабатыва- ния, мА 2,1 Примечание. Шкала вольтметра градуируется в килоомах: / V \ Rm = 0,5Л„ 1 2 | — 0,25/}, где Rm, R и RB — сопротивления изоляции, резистора и вольтметра соответственно; UB — показание вольтметра; V — напряжение установки. Сопротивление ичоляции с помощью вольтметра определяется по следующим выражениям: V . \„ _ „ t/-(t/+ + {/_) У-Щ+ + С/_) / V \ V-(V+ + \ С/4- где V — напряжение между плюсом и минусом, В; £/+; t/_ — напряжение плюса и минуса относительно земли, В; RB — сопротивление вольтметра; Rm — сопротивление изоляции сети. При измерении сопротивления изоляции вольтметром для получения более точных резуль- татов устройство контроля изоляпии следует отключать. Раздел седьмой ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ МАСЛА 7.1. МАСЛСХтаЯЙСГВА ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ И ПОДСТАНЦИЙ Каждая электростанция должна быть оборудована централизованным масляным хозяйством турбинного и трансформаторно- го масел, включающим в себя: баки све- жего, регенерированного и отработанного масел, насосы для приема и перекачки масла, установки для сушки масел и восста- новления цеолита или силикагеля, аппаратуру для обработки трансформаторных масел с целью получения их исходных высоких по- казателей. Для дегазации, очистки и регене- рации трансформаторных масел могут ис- пользоваться передвижные установки. На тепловых электростанциях устанав-
ливаются по четыре резервуара турбинного и трансформаторного масла и два резервуара машинного масла для мельничных систем. На гидроэлектростанциях устанавливаются по три резервуара турбинного и транс- форматорного масла. На подстанциях 500 кВ с трансформаторами всех мощностей и под- станциях 330 кВ с трансформаторами мощ- ностью 200 MB-А в выше, расположенных в удаленных или труднодоступных райо- нах,—по три резервуара трансформаторного масла. Вместимость каждого резервуара долж- на быть не меньше вместимости железно- дорожной цистерны (60 м3) и, кроме того, она должна обеспечивать: турбинным мас- лом — масляную систему одного агрегата с наибольшим объемом масла и доливку масла в размере 45-дневной потребности всех агре- гатов для тепловых электростанций и 10% объема агрегата для гидроэлектростанций; для трансформаторного масла — один наибо- лее крупный трансформатор с 10%-ным за- пасом; машинным маслом — масляную систе- му четырех мельниц с запасом на доливку в размере 45-дневной потребности всех мельниц. Подстанции 110 кВ и выше с баковы- ми масляными выключателями должны иметь по два резервуара трансформаторного масла с объемом каждого не менее емкости масла трех баков наибольшего выключателя с за- пасом не менее 1 % всего количества масла оборудования подстанпии. Подстанции с синхронными компенсато- рами должны иметь два резервуара турбин- ного масла с объемом не менее 110% объ- ема маслосистем наибольшего синхронного компенсатора. Хранение вспомогательных смазочных средств предусматривается в раз- мере 45-дневной потребности. Резервуары дл.я хранения масла должны иметь воздухоосушительные фильтры, указа- тели уровня масла и счетчики количества масла. Подача турбинного и трансформаторно- го масел к основным агрегатам и слив их производится раздельно по одинарным тру- бопроводам, снабженным обогревом в не- обогреваемой зоие. Для аварийного слива турбинного масла из агрегатов на электро- станции предусматривается специальный ре- зервуар, равный вместимости масляной систе- мы наибольшего агрегата и расположенный вне здания. *"- Блок обработки трансформаторного мас- ла располагается на площади 24 м2 и дол- жен включать: фильтр сетчатый грубой очистки 2)у = 80 (3 шт.), насосы шестерен- чатые Ш-40-6-18/4 (2 шт.) для выполнения технологических операций и приема масла; счетчики ШЖУ-40С-6 или 2-СВШС-25 (2 шт.), восемь адсорберов вместимостью по 50 кг сорбента; два фильтра тонкой очистки, бак для введения в масло антиокислительных присадок объемом 0,4 м3, маслоподогрева- тель ПН-80, бак дренажный вместимостью 5 м3, насос приема масла Ш-40-6-18/4. Блок обработки турбинного масла распо- лагается на той же площади и, кроме предусмотренных для обработки трансфор- маторного масла сетчатого фильтра, шесте- ренчатых насосов, счетчиков, маслоподогре- вате.чей, фильтров тонкой очистки, бака для введения присадок, дренажного бака и насоса приема масла, должен включать также и маслоо чистительную установку. Для обслуживания электрооборудования применяются установки для очистки, ва- куумирования и азотирования масла, для ре- генерации отработанных масел, для осушки масла цеолитом, установки «Иней» и «Сухо- вей», маслонасосы, вакуумные насосы, уста- новки для прогрева обмоток силовых трансформаторов (табл. 7.1 — 7.6). Таблица 7.1. Установка «Имей» для низкотемпературной обработки^, изоляция силоиых трансформаторов , Основные показатели Быстрота откачки при входном давлении 1,3 — 60 Па (л/с) Предельное значение создаваемого остаточного дав- ления, Па Вакуум-насос Поверхность конденсации водяных паров, м3 Температура охлаждающей поверхности, "С Установленная мощность, кВт Габариты, мм Масса, кг 1 « «Иней-1» 900 1,3 2ДВН-1500 1,35 -70 10 2390 х 1220 х 1495 1300 1 ; «Иней-И» 300 1,3 2ДВН-500 1,35 -70 7,5 1700x1220x1495 1005
Продолжение табл. 7.1 Примечания: 1. Установка состоит из двухроторного вакуумного насоса, ловушки паров воды, запорной арматуры, соединительных трубопроводов и измерительных устройств, которые смон- тированы на общей раме. 2. Изготовитель — Готвальдский завод монтажных заготовок треста «Электроюжмонтаж». Основные технические даиные установки «Суховей» для получения глубокоосушенного воздуха приведены ниже: Производительность по сухому воздуху, м3/с 0,08 Давление воздуха на входе, МПа 0,08 ■Температура воздуха на входе в установку, °С +40 Точка росы сухого воздуха после 'установки, °С . . . . —50 Количество адсорберов, тт. . 2 Масса цеолита в адсорбере, юг. ... 250 Расход воздуха на регенерацию цеолита, м3/с 0,03 Мощность печи для регенерации, кВт 18 Примечания: !. В качестве адсорбента в установке применен цеолит марки NaA. 2. Изготовитель — Готвальдский завод монтажных заготовок треста «Электроюжмонтаж». 3. Предприятием «Днепроэнергоремонт» выпускается установка для воздушно-масляной сушки силовых трансформаторов УВСТ-1. Установка состоит из маслоподотревателя, вакуумных насосов и патронов с цеолитом. Прогретая до 90 °С активная часть трансформатора продувается по диаго- нали снизу вверх осушенным воздухом с точкой росы — 70 °С. Таблица 7.2. Установка для прогрева трансформаторов и нагрева трансформаторного масла Тип ПН-80 ЭНМ-80 Ьвом. В 380 380 Р, кВт 80 80 Производи- тельность, м3/ч 3 3 Габариты, мм / 960 1070 Ъ 720 830 Н 1100 894 Масса, кг 270 220 Примечания: i. Нагрев масла осуществляется нагревательными элементами общей мощно- стью 80 кВт. 2. Циркуляция масла осуществляется насосом шестеренчатого типа РЗ-4,5. 3. Регулирование мощности — ручное ступенчатое (две ступени по 40 кВт). 4. Температура на заданном уровне поддерживается автоматически, предел регулирования тем- пературы от 50 до 90°С. 5. Завод-изготовитель — Полтавский турбомеханический завод «Союзэнергоремонта» Минэнерго СССР. 6. Предприятием «Днепроэнерторемонт» выпускается маслоподотреватель МП-120 (Рном = 120 кВт, расход 100 м3/ч). Таблипа 7.3. Выпрямители полупроводниковые КВТМ-280/06 ВУ-650 1/~, В 380 400 120, 270, 620 540 135, 310, в 155, 480, 240, 540, I , А 1800, 900, 450 650 Габариты, мм 1 1785 1110 6 1460 1500 Н 2725 1880 Масса, 3700 650 Примечания: 1. Выпрямители полупроводниковые применяются для прогрева трансформа- торов методом постоянного тока. 2. Условное обозначение выпрямителей: КВТМ-280/0,5 — К — на кремниевых вентилях, В — вы- прямитель, Т — трехфазный, М — с масляным охлаждением, 280 — номинальная мощность установки, кВт; 0,5 — наибольшее значение выпрямленного напряжения, кВ; ВУ-650 — В — выпрямитель, У — управляемый, 650 — наибольшее значение выпрямленного тока, А.
Продолжение табл. 7.3 3. Подключение выпрямительной установки к зажимам вводов прогреваемого трансформатора осуществляется двумя проводами сечением 120 мм2, а при токе нагрева более 800 А — тремя прово- дами того же сечения. Питание установки при потреблении более 160 кВт — по трем проводам марки АПР сечением 95 мм2 каждый. 4. Установка КВТМ-280/0,5 изготовляется Московским ПО «Электрозавод», а ВУ-650 — Ленинград- ским заводом электромонтажного оборудования треста «Гидроэлектромонтаж» Союзэлектромонтажа. 5. ПРП «Мосэнергоремонт» Союзэнергоремонта разработаны управляемые портативные блоки для прогрева и подсушки трансформаторов ГУ — VII габаритов. Таблица 7.4. Бессальниковые маслонасосы Тип 2Т-16/10 4Т-63/10 4Т-63/20 5Т-10О/8 5Т-100/15 6Т-160/10 5ТЭ-100/15 5ТЭ-100/20 бТЭ-160/10 Напор, Па 113 800 113 800 227600 91000 170700 113 800 170700 226700 113800 По- дача, м3/ч 16 63 63 100 100 160 100 100 160 Мощ- ность, кВт 0,8 2,8 5,5 2,9 6,4' 6,0 7,5 10,5 5,5 Номинальный ток, А, при напря- жении, В 220 10,5 19,7 10,5 19,7 19,0 28,5 35,0 24,0 380 6,1 И.4 6,7 11,4 11,0 16,5 20,0 14,0 Габариты, мм (длина х высо- та х ширина) 345 х 336 X 306 455 х 455 х 328 426x388x328 455x450x350 499x415x350 530 х 460 х 385 725 х 390 х 500 715x465x388 665 х 475 х 530 Условный проход патрубка, мм 50 100 100 125 125 150 125 125 150 Мас- са, КГ 50 94 115 90 118 125 190 190 185 Таблица 7.5. Вакуум-насосы с масляным уплотнением Параметры Быстрота действия в интер- вале давления 105—102 Па, м3/с Остаточное давление, Па: полное с газобалластом полное без газобалласта парциальное по воздуху Частота вращения ротора. об/мин Расход охлаждающей воды, м-ч/ч Количество масла ВМ-4 или ВМ-6, заливаемого в насос, л Мощность электродвигате- ля, кВт Габариты, мм Масса насоса с приводом, кг ВН-1МГ 0,165 7,3 3 0,4 500 Воздушное охлаждение 3,8 28 954 х 580 х х745 290 Тип вакуум-насоса ВН-4Г, ВН-7Г 0,045 133 4 0,65 500 2,3 16 • 7 1370х770х х1300 690 ВН-6Г 0,12 133 6,5 1,33 360 3,0 55 20 1560х970х х1790 1557 вн-зоо 0,3 133 6,5 1,33 260 5,5 80 40 2075 х х1510х х 1!800 %)5 . f ВН-500^1 0,5 -\ 133 6,5 1,33 210 6,5 85 55 2910 х х1850 х х1535 4226 Таблица 7.6. Двухроторные вакуумные насосы ' Параметры Быстрота действия в интер- вале давлений 1—6,6 Па, м3/с Остаточное давление, Па полное парциальное по воздуху Тип вакуум-насоса ДВН-150 0,12-0,13 0,66 2,6 Ю-2 2ДВН-500 0,5 0,4 6,6-Ю-2 ЗДВН-500 0,5 0,4 6,6 ■ Ю-2 2ДВН-1500 1,5 0,53 6,6 • 10-2 ЗДВН-1500 1,5 0,53 6,6-Ю-2
Продолжение табл. 7.6 Параметры Наибольшее впускное дав- ление, Па Частота вращения ротора, об/мин Расход охлаждающей воды, м3/ч Количество масла ВМ-1, заливаемого в*цса;>тер на- соса, л Мощность электродвигате- ля, кВт Рекомендуемый форвакуум- ный насос Габариты, мм Масса, кг ДВН-150 б,б-ю-2 2860 0,07 0,22 2,8 ВН-1МГ 627 х 240 х х260 45 Тип вакуум-насоса 2ДВН-500 133 2910 Охлаждение воздушное 4,5 7,5 ВН-4Г 1375х600х х845 565 ЗДВН-500 266 1450/2910 Охлаждение воздушное — 6,1/7,3 ВН-4Г 1420 х 660 х х845 600 2ДВН-1500 133 2910 3,6 4,5 10 ВН-6Г 1835хS80х х890 830 ЗДВН-1500 266 1450/2910 0,36 — 8,3/10,2 ВН-6Г 1865х580х х890 870 7.2. ХАРАКТЕРИСТИКИ, НОРМЫ РАСХОДА, ХРАНЕНИЕ И ^ СМЕШЕНИЕ МАСЕЛ Трансформатора»® масло. Масла (табл. 7.7) в зависимости от качества и содержания антиокислительной присадки ДБК применяются ь оборудовании следую- щих классов напряжения; по ТУ 38.101.1025-85 (марки ГК) - на напряжение 220- 11М) кВ (преимущественно в трансформаторном и реакторном обору- довании); по ГОСТ 982-80* (марок Т-1500, Т-750) — на напряжение до 1150 кВ включи- тельно; по ТУ 38.101.S90- 81 (марки ТКп), ТУ 38.101.281 — 80 (марки ТАп) на напряжение до 500 кВ включительно; по ГОСТ 10121-76* (марки ТСп) на напряжение до 220 *В включительно; по ТУ 38.101.857-87 (марки MB)- для масляных выключателей,-'Эксплуатируе- мых в районах с холодным климатом, Масла; изготовленные по различным стандартам и техническим условиям, следует хранить и применять, как правило, раздельно. Смешение свежьх и эксплуатационных масел, изготовленных в соответствии со стандартами и техническими условиями, допускается в любых соотношениях без определения стабильности против окисления (табл. 7.8). Импортные масла, содержащие аети- окислительную присздку ионол или после введения ее на месте потребления в кон- центрации не менее 0,3 % массы с содер- жанием серы не более 0,35 % массы, могут смешиваться в любых соотношениях с оте- чественными маслами с учетом области применения отечественного масла, указанной в табл. 7.8. Трансформаторные масла отечествен- ного производства, изготовленные по ранее действовавшим ГОСТ и ТУ, допускается применять так же, как аналогичные масла, вырабатываемые в соответствии с дейст- вующими стандартами. Смешение не допускается: низкотемпературных изоляционных ма- сел, предназначенных для применения в масляных выключателях, с маслами по табл. 7.8; свежих и эксплуатационных масел в слу- чае применения их в силовых трансфор- маторах и на напряжение 110 кВ и выше, если tg8 пробной смеси превышает tg5 ком- понента с наибольшими диэлектрическими потерями. При определении тодового расхода мас- ла на эксплуатационные нужды учитывает- ся: потребность на долив его в оборудо- вание, потери при смене масла и его вос- становлении, расход трансформаторного мас- ла определяется по формуле Q = ДМ/100, где В — норма годового расхода масла, %; М — масса масла, залитого в маслонапол- ненное электрооборудование энергопредприя- тия, т (табл. 7.9).
Таблица 7.7. Предельно допустимые значения ыюказа гелей качества трансформаторного масла Показатель качества 1. Пробивное напряжение, кВ, не менее, для транс- форматоров, аппаратов, И вводов на напряжение: до 15 кВ включитель- но свыше 15 до 35 кВ включительно от 60 до 150 кВ вклю- чительно от 220 до 500 кВ включительно 750 кВ 1150 кВ 2. Содержание механиче- ских примесей, % массы, не более: для трансформато- ров, аппаратов и вво- дов на напряжение до 500 кВ для силовых транс- форматоров на напря- жение 750 кВ и выше 3. Кислотное число, мг КОН на 1 г маела>, не более свежего сухого перед ' н О Н 30 35 65 65 -=- - V* — 0,01 с И Н 30 35 65 65 — — — 0,01 н < Н 30 35 65 65 _ - — 0,01 Значения показателей качества марок масла заливкой о Г-- £ — — 65 65 70 70 0,0005 0,01 в оборудование о о Т Н — — 65 65 70 70 м и — — 65. 65 70 70 после заливки в оборудование и вводом в эксплуатацию н с Н 25 30 60 60 — - с М н 25 30 60 60 — - Отсутствие 0,0005 0,01 0,0005 0,01 — 0,02 — 0,02 | н 25 30 60 60 — - — 0,02 . о Г-- Н _ — 60 60 65 70 0,0005 0,02 , о 8 т н — . — 60 60 65 . 70 0,0005 0,02 перед W U. — — 60 60 65 70 0,0005 0,02 эксплуа- тацион- ного всех марок 20 25 35 45 55 65 / . 0,0015 0,25 Метод испытания По ГОСТ 6581-75* По ГОСТ 6370-83 (для све- жего масла до сли- ва из цистерны и для эксплуата- ционного масла — визуально) По РТМ 34-70-653-83 • По ГОСТ 5985-79
Продолжение табл. 7J Показатель качества 4. Содержание водораст- воримых кислот и ще- лочей, мг КОН: для трансформаторов мощностью более 630 кВ - А, измери- тельных трансформа- торов тока и для мас- лонаполиенных гер- метичных вводов для негерметичных вводов 5. Температура вспышки, °С не ниже*1 б. Тангенс угла диэлект- рических потерь при 90°С,%,неболее*2, для силовых, измеритель- ных трансформаторов и вводов напряжением: свежего сухого перед к О н ; 150 с 135 Е < 135 Значения показателей качества марок масла заливкой о 135 в оборудование о о Ь после заливки в оборудовавии и вводом в эксплуатацию а V с п < О о о 1*1 ь Отсутствие То же 135 135 135 135 135 135 135 перед 135 эксплуа- тацион- ного S всех марок 0,014 0,03 Сниже- ние не более б°С по сравне- нию с предыду- щим ана- лизом Метод испытания 1. Для масел пе- ред и после залив- ки в оборудование по ГОСТ 6307- 75* 2. В эксплуатации в соответствии с Указаниями по эксплуатации трансформатор- ного масла То же По ГОСТ 12.1.044^84*
110-150 кВ 220-500 кВ 750 кВ 1150 кВ 7. Натровая проба, опти- ческая плотность в кю- вете 20 мм не более 8. Стабильность против окисления *3 : масса осадка после окисления, %, не более кислотное число окис- ленного масла, мг КОН на 1 г масла, не более 9. Влагосодержание, % массы, не более*4: для трансформаторов с азотной или пле- ночной защитой масла для трансформаторов без специальных за- щит масла 10. Газосодержание, % объема, не более*3 11. Температура застыва- ния, °С, не выше 1,7 1J 0,4 От- сутст- вие 0,1 0,001 0,002 ОД -45 2,2 2,2 0,4 0,01 0,1 0,001 0,002 0,1 -45 0,5 0.5 - 0,008 0,05 0,001 0,002 0,1 -45 0,5 0,5 0,5 0*5 0,4 0,5 0,5 0,5 0,5 0,4 Отсутствие 0,15 0,001 0,002 0,1 -55 0,2 0,001 0,002 ОД -45 0,5 0,5 0,5 0,5 0,015 0,1 0,001 0,002 0,1 -45 2,0 2,0 0,001 0,0025 0,2 -45 2,6 2,6 - 0,001 0,0025 0,2 -45 0,7 0,7 - 0,001 0,0025 0,2 -50 0,7 0.7 0,7 0,5 - 0,001 0,0025 0,2 -55 0,7 0,7 0,7 0,5 - 0,001 0,0025 0,2 -45 0,7 0,7 0,7 0,5 - 0,001 0,0025 0,2 -45 15 10 5 4 0,002 0,002 По ГОСТ 6581-75* По ГОСТ 19296-73* По ГОСТ 981-75* По ГОСТ 7822-75* По инструкции предприятия-изго- товителя По ГОСТ 20287-74* *' Для трансформаторов на 110 кВ мощностью 60 MB-А и более, 220—500 кВ всех мощностей, реакторов 500 кВ и выше, трансформаторов на ПО кВ мощностью менее 6Д,МВ-А, собственных нужд блоков 300 МВт и выше, масло из которых контролируется хроматографическим методом, температура вспышки эксплуататЬюнтюго масла не определяется. *2 Проба трансформаторного масла, предназначенная для определения значения tg5, дополнительной обработке не подвергается. *3 Стабильность против окисления для трансформаторных масел определяется нри следующих условиях: для марок Т-750 п Т-1500 длительность окисления 30 ч, для марок ТСп, ТКп, ТАп, ГК 14 ч; температура окисления для марок Т-750 и Т-1500 130СС, для марок ТСп, ТКп, ТАп 120°С, для марки ГК 155°С; расход кислорода для марок ТСп, ТКп, ТАп 200 смЗ/мин, для марок ГК, Т-750 и Т-1500 50 см3/мин. *4 Для трансформаторов с системой охлаждения М и Д при отсутствии замечаний по их герметичности допускается оценку в лаг осо держания масла производить качественно по ГОСТ 1547 — 84. -1 *5 Для трансформаторов с азотной защитой масла допускается после заливки не производить проверку газосодержания масла. В эксплуатации проверку газосодержания масла допускается производить приборами, установленными на установках по дегазации масла, или хроматографическим методом. В эк- сплуатации норма по газосодержанию приведена для масла трансформаторов с пленочной защитой.
Таблица 7.8. Условия смешения трансформаторных масел Класс напряжения оборудования Смешиваемые масла, изготовленные по ГОСТ и ТУ 750-1150 220-500 До 220 включительно ТУ 38.101.1025-85 (марки ГК), ГОСТ 982-80* (марок Т-1500 и Т-750) ТУ 38.1011025-85 (марки ГК). ГОСТ 982-80* (марок Т-1500 и Т-750), ТУ 38.101890-81 (марки ТКп), ТУ 38.101281-80, ГОСТ 10121-76* (масло Омского НПЗ) По ГОСТ 10121 — 76 (кроме масла производства Омского НПЗ) с маслами по ТУ 38.101890-81 (марки ТКп), ТУ 38.101821-80, ГОСТ 10121-76 (масло производства Омского НПЗ) и по ГОСТ 982 — 56 с добавлением присадки ДБК Примечания: 1. Эксплуатационное масло должно иметь кислотное число не более 0,08 мг КОН, нейтральную реакцию водной вытяжки и не содержать растворенного шлама. 2. Допускается смешение масла по ГОСТ 982—56 (без присадки) с маслами, изготовлен- ными по другим стандартам, если содержание масла по ГОСТ 982—56 в смеси не превышает 15%. Таблица 7.9. Нормы годового расхода трансформаторных масел Объект ТЭЦ с турбинами мощностью до 25 МВт включительно ГРЭС и ТЭЦ неблочные с тур- бинами мощностью более 25 МВт ГРЭС и ТЭЦ блочные и смешан- ные с блоками и поперечными • связями ГЭС и каскад ГЭС Предприятия электросетей -• Энергоремонтные предприятия или цехи, выполняющие функ- ции ремонтных предприятий энергосистемы Масса масла, залитого в электрооборудование объекта, т До 100 включительно Свыше 100 До 500 включительно Свыше 500 до 1000 включительно Свыше 1000 Свыше 500 до 1000 включительно Свыше 1000 До 100 включительно Свыше 100 до 500 включительно Свыше 500 До 1000 включительно Свыше 1000 до 2000 включительно Свыше 2000 до 3000 включительно Свыше 3000 до 4000 включительно Свыше 4000 до 5000 включительно Свыше 5000 до 6000 включительно Свыше 6000 до 7000 включительно Свыше '8000 Масса масла, залитого в электрообору- дование всех энергопредприятий энерго- системы Норма годового расхода масла, % 4 3,3 3,3 2,8 2,5 2,8 2,5 3,0 2.6 2,2 3,5 2,7 2,3 2,0 1,8 1,4 1,3 1.2 о;5 Примечания: I. Норма годового расхода масла выражена в процентах массы масла, находящегося в эксплуатации во всем маслонаполнешюм электрооборудовании энергопредприятия. 2. Нормы учитывают повторное использование отработанного масла после его восстановления, а также применение термосифонных и адсорбных фильтров для непрерывной регенерации масла.
7.3. КОНТРОЛЬ ЗА СОСТОЯНИЕМ МАСЕЛ Трансформаторные масла. Свежее транс- форматорное масло из каждой железно- дорожной цистерны, поступающее с нефте- базы или завода-изготовителя и изготов- ленное по действующим стандартам или техническим условиям, должно подвергаться испытаниям по пп. 2 — 8 табл. 7.7. Масло, предназначенное для заливки в оборудование, работающее в районах Крайнего Севера, дополнительно испытывается по п. 11. Масла, изготовленные по- техническим условиям или стандартам, не указанным в табл. 7.7, должны подвергаться испыта- ниям по тем же показателям, но значе- ния показателей следует принимать по техни- ческим условиям или стандартам на эти масла. Трансформаторное масло, отбираемое из оборудования перед его включением и в процессе монтажа, должно .испытываться по показателям табл. 7.7. а) Масло для и из трансформаторов. Свежее сухое трансформаторное масло перед заливкой во вводимые в эксплуатацию транс- форматоры должно испытываться по пока- зателям пп. 1 — 5 табл. 7.7, а для трансфор- маторов на напряжение 110 кВ и выше — также и по п. 6. Перед заливкой в транс- форматоры с азотной или пленочной за- щитой масло подвергается дополнительной проверке. Масло из трансформаторов мощностью 1000 кВ-А и более на напряжение до 35 кВ включительно при хранении их более одного года испытьшается по показателю п. 1 табл. 7.7, а из трансформаторов на напряжение 110 — 750 кВ по показателям пп. 1, 3, б не реже 1 раза в год. Масло из трансформаторов на напряже- ние до 35 кВ включительно перед вводом в работу после монтажа испытывается по показателям пп. 1 — 5 табл. 7.7, если нет других требований в заводской документа- ции; из трансформаторов на( напряжение 110—750 кВ — дополнительно по показателю п. 6; из трансформаторов с пленочной и азотной защитами — соответственно по пп. 9, 10 и по п. 9. В эксплуатации масло испытывается из трансформаторов мощностью более 630 кВ ■ А по показателям пп. 1 — 5; для трансформа- торов на напряжение 220 кВ и выше — дополнительно по показателю п. 6. Измере- ние tg8 масла должно производиться также у трансформаторов, имеющих повышенное значение tg5 изоляции. Масло из трансфор- маторов с пленочной и азотной защитами должно испытываться по показателям соот- ветственно пп. 9, 10 и п. 9. У трансформаторов на напряжение ПОкВ и выше и собственных нужд блоков 300 МВт и более должен проводиться хро- матографический анализ газов, растворенных в масле. Для вновь вводимых в работу силовых трансформаторов и реакторов рекомендует- ся следующая периодичность проведения анализа масла на содержание газа: транс- форматоры на ПО кВ мощностью 60 MB-А и более, 220 — 500 кВ всех мощностей, реакторы 500 кВ — в течение первых. 3 сут работы, через 1, 3, 6 мес после включе- ния, далее через каждые б мес; трансфор- маторы и реакторы на 750 кВ — в течение первых 3 сут, через 2 недели, через 1, 3, б мес после включения, далее через каждые 6 мес; трансформаторы на ПО кВ мощ- ностью менее 60 MB-А, собственных нужд блоков 300 МВт и выше — через б мес после включения, далее через каждые б мес. Периодичность проведения анализа газа ' в масле работающих трансформаторов и реакторов рекомендуется- 1 раз в б мес. Периодичность отбора проб масла из трансформаторов с предполагаемым дефек- том рекомендуется устанавливать в каждом отдельном случае, исходя из срока непрерыв- ной работы трансформатора, количества ха- рактерных газов и скорости их нарастания, чувствительности аппаратуры и погрешности измерения, но не реже 1 раза в 2 мес. Контроль качества масла из баков контакторов устройств РПН перед вводом в работу после монтажа производится в соответствии с требования-- ми заводской документации; в эксплуатации производится по значению пробивного на- пряжения и влагосодержанию после опре- деленного числа переключений, указанного в инструкциях по эксплуатации данного переключателя, но не |>еже 1 раза в год. Масло следует заменить при пробивном напряжении ниже.: 25 кВ в контакторах с изоляцией на 10 кВ 30 кВ » » » » » 35 кВ 35 кВ » » » » »1Ш кВ 40 кВ » » » » »220кВ (а также в ЗРНОА-110/1000) 45 кВ » » » » 330 кВ Масло также следует заменять, если в нем обнаружена вода (качественное опре-
деление по ГОСТ 1547 — 84). Для некоторых типов устройств РПН в соответствии с требованиями заводских инструкций влаго- содержание масла следует определять коли- чественно по ГОСТ 7822 — 75*. Кроме того, масло необходимо заменять после достиже- ния предельного числа переключений, указан- ного в инструкции по эксплуатации дан- ного устройства РПН. б) Масло из маслонаполненных вводов 110 кВ и выше перед заливкой во вводы должно испытывается по показателям гш. 1 — 5, а для вводов ,220 кВ также и по п. 6 табл. 7.7. Для заливки юш доливки в гер- метичные маслонаполненные вводы оно должно быть дегазировано. На монтаже и в эксплуатации масло из негерметичных вводов испытывается по пи. 1 — 5, а для вводов 220 кВ и вводов € повышенным tg5 также и по п. 6 табл. 7.7. Во всех случаях отбора проб масла из ввода в процессе эксплуа- тации рекомендуется производить хромато- графический анализ растворенных в масле газов. в) Масло из масляных выключателей: вновь вводимых и находящихся в эксплуа- тации испытывается по пп. 1 и 2 табл. 7.7; из баковых выключателей 110 кВ и выше в процессе эксплуатации — по гш. 1 — 3 табл. 7.7 при выполнении ими предельно допустимого без ремонта числа коммутаций токов КЗ. Масло из баковых выключателей на напряжение до 35 кВ включительно и мало- масляных выключателей всех напряжений после выполнения ими предельно допусти- мого числа коммутаций КЗ может не испыты- ваться, а заменяться свежим. Для выключателей наружной установки ежегодно осенью следует производить слив отстоя со дна бака выключателя У выклю- чателей, в отстое которых будет обнаружена вода, следует проверит ь герметичность уплот- нений, выявить и устранить место проникно- вения воды. г) Масло из измерительных трансформа- торов: вновь вводимы < измерительных транс- форматоров 35 кВ и выше и находящихся в эксплуатации испытывается по пп. 1 — 5 табл. 7.7, а их трансформаторов тока, имею- щих повышенные значения tg8 обмоток, кроме того, по п. 6. В измерительных трансформаторах на- пряжением до 35 кВ включительно пробы масла могут не отбираться, а масло за- меняется при пониженных значениях сопро- тивления изоляции. д) В испытательном маслонаполненном оборудовании проверка масла на пробивное напряжение производится 1 раз в 3 года. Периодичность определения показателей качества трансформаторных масел должна соответствовать приведенным ниже. Сокращенный анализ масла *: из силовых трансформаторов мощностью более 630 кВ- А, напряжением 6 кВ и выше, из измеритель- ных трансформаторов напряжением 110 кВ и выше и негерметичных маслонаполнен- ных вводов — не реже 1 раза в 3 года; из герметичных маслонаполненных вводов — при повышенных значениях tg8 вводов или при резком повышении давления масла во вводе выше нормы; из силовых трансфор- маторов — при срабатывании газового реле на сигнал. Контроль масла из масляных выклю- чателей при капитальном, текущем и вне- плановом ремонтах. Измерение тангенса утла диэлектричес- ких потерь масла: из силовых трансформа- торов, трансформаторов тока и негерметич- ных маслонаполненных вводов напряжением 220 кВ и выше — не реже 1 раза в 3 года, а также когда повышены значения tg8 изо- ляции этого оборудования; из герметичных маслонаполненных вводов — при резком по- вышении давления во вводе выше нормы, а также при повышенных значениях tg5 изо- ляции; из трансформаторов — при срабаты- вании газового реле на сигнал. Измерение tge и определение пробив- ного напряжения масла из силовых трансформаторов 500 кВ и выше — через 3 мес после включения в работу и в даль- нейшем в сроки, указанные выше. Масло из трансформаторов мощностью до 630 кВ-А включительно в процессе их эксплуатации не проверяется. Турбинаьш масла. Показатели качества эксплуатационного турбинного масла в паро- вых турбинах и турбонасосах: а) нефтяное: кислотное число — не более 0,5 мг КОН; вода, шлам, механические при- меси — отсутствие (визуально); растворимый шлам — отсутствие (определяется при кислот- ном числе более 0,2 мг КОН); реакция вод- ной вытяжки — нейтральная (для масла Тп-22 не является браковочным показате- лем); * В объем сокращенного химического анализа масла входит: определение темпе- ратуры вспышки, кислотного числа, реакции водной выгяжки (или количественное опре- деление водорастворимых кислот), визуаль- ное определение прозрачности и отсутствия механических примесей, определенпе пробив- ного напряжения.
б) огнестойкое (синтетическое):, кислот- ное число — не более 0,3 мг КОН; со- держание водорастворимых кислот — не бо- лее 0,1 мг КОН: вода, шлам — отсутст- вие; механические примеси — не более 0,01 % по ГОСТ 6370 — 83; температура вспышки — не ниже 230 °С. Показатели качества эксплуатационного турбинного масла в гидротурбинах: кислот- ное число — не выше 0,6 мг КОН (для масла Тп-30 — не более 0,3 мг КОН); реакция водной вытяжки — нейтральная; вода, шлам, механические примеси — отсутствие (визуально). При хранении и в эксплуатации тур- бинные масла должны подвергаться визуаль- ному контролю и сокращенному анализу. Визуальный контроль — проверка масла по внешнему виду на содержание воды, шлама и механических примесей. Сокращенный анализ — определение кис- лотного числа, реакции водной вытяжки для масла Тп-22 при кислотном числе более 0,3 мг КОН, отсутствие в масле воды, шлама и механических примесей. Периодичность проведения сокращенно- го анализа: масла Тп-22 — не позднее 1 мес после заливки в маслосистемы и далее не реже 1 раза в 4 мес при кислотном числе до 0,2 мг КОН включительно и не реже 1 раза в мес при кислотном числе более 0,2 мг КОН; масла Т-22 — не реже 1 раза в 2 мес при кислотном числе до 0,2 мг КОН включи- тельно и не реже 1 раза в две недели при кислотном числе более 0,2 мг КОН; масла Тц-30 — при обнаружении в нем растворенного шлама в количестве" до 0,005 % не реже 1 раза в 3 мес; огнестойких масел — через одну неделю с начала эксплуатации и далее 1 раз в 2 мес при кислотном числе не выше 0,2 мг КОН включительно и не реже 1 раза в две недели при кислотном числе более 0,2 мг КОН; турбинного масла, залитого в систему смазки синхронных компенсаторов,— не реже 1 раза в б мес; масла, применяемого в гидротурбинах,— первый раз через 1 мес после заливки в систему и далее не реже 1 раза в год при полной прозрачности масла. При помутнении масла — внеочередной сокращенный анализ. Визуальный контроль масла: в паровых турбинах и турбонасосах — 1 раз в сутки; в гидротурбинах электростанций с постоян- ным дежурством персонала — 1 раз в неделю, автоматизированных электростанций — при каждом очередном осмотре оборудования, но не реже 1 раза в месяц. Находящееся в резерве нефтяное турбин- ное масло проверяется на сокращенный анализ 1 раз в 3 года и перед заливкой в оборудование, а огнестойкое масло — 1 раз в год и перед заливкой в оборудование. 7.4. ОЧИСТКА, ОСУШКА И ПРЕДОХРАНЕНИЕ МАСЛА ОТ УВЛАЖНЕНИЯ Очистка масла от примесей, находящих- ся в нерастворенном состоянии (вода, шлам, уголь, волокна и т. п.), может осуществлять- ся путем отстоя масла, его центрифугиро- вания, фильтрования и сушки. Для очистки масла от эмульгированной воды исполь- зуются маслоочистительные установки Пол- тавского турбомеханического завода серий ПСМ и СМ (табл. 7.10). Очистка масла от механических при- месей обеспечивается с помощью фильтр- прессов (табл. 7.11). В качестве передвижных установок могут применяться рамные фильтр- прессы ФП2-30О0, ФПФ4 производства Пол- тавского турбомеханического завода и ФПР-2,2-315/169 бердичевского завода «Прог- ресс» (табл. 7.12). Высокую тонкость фильт- рации масла от частиц размером более 5 мкм обеспечивают фильтр-прессы щелево- го типа, устанавливаемые в маслоочисти- телъных установках ПСМ2-4. Качество очистки масла во многом опре- деляется видом фильтровального материала (табл. 7.13). Глубокая очистка масла от всех механических примесей обеспечивается фильт- рами серий ФГН (табл. 7.14) и ФОСН, изготовляемыми производственным объеди- нением «Вторнефтепродукт». Предохранение масла от увлажнения осуществляется с по- мощью воздухоосушительных фильтров, кон- струкция которых, разработанная ОРГРЭС, изготовляется в четырех модификациях; с массой силикагеля 1, 2, 3 и 5 кг. В резер- • вуарах с маслом вместимостью до 60 м3 устанавливаются фильтры с массой силика- геля 5 кг, в резервуары вместимостью бо- лее 60 м3 — два фильтра с массой силика- геля по 5 юг. В качестве сорбента в фильтрах при- меняется мелкопористый силикагель марки КСМГ, испортный силикагель и силикагель других марок (табл. 7.15). Меньшую влаго- поглощаемость по сравнению с силикагелем марки КСМГ имеет силикагель марок КСКГ и ШСКГ. При выборе массы осушающего реагента с фильтром учитывается объем масла в ре- зервуаре или трансформаторе, влагоеодержа-
ние окружающего воздуха, вид токовой на- грузки (переменная токовая нагрузка или постоянная), а также в определенной мере размер зерен силикагеля, поскольку их диа- метр колеблется в пределах 2,7 — 7 мм. Определение массы силикагеля в воздухо- осушительном фильтре связано со значи- тельными трудностями. В эксплуатации воз- духе осушительные фильтры выбирают, исхо- дя из расчета 0,5 — 1 кг силикагеля на 1000 кг масла, залитого в защищаемое оборудование. Таблица 7.10. Маслоочистительиые установки Данные установки Производительности., м3/ч Максимальное содержание механических примесей в масле (при исходном со- держании механических примесей до 0,08%), %, не более Максимальное содержание влаги в масле после одного цикла очистки при исход- ном содержании воды до 1 % массы, % массы, не более Содержание масла в отходах воды,%, не более Температура нагрева масла в электро- подогревателе, °С Минимальное количество очищаемого масла, м3 Количество разделительных тарелок, шт. Потребляемая мощность: сепаратора электроподогревателя вакуум-насоса общая Габариты, мм Масса кг JBaKyy ПСМ1-3000 з 0,005 0,08 1 25 0,22 ' 56 5,1 36 0,5 41,6 1800 х 1200 х х1780 1100 мные ПСМ2-4 4 0,005 0,05 1 35 0,3 88 5,1 57,6 0,5 63.6 1830 х х1300х х1528 1100 Открытого СМ1-3000 3 0,005 0,08 1 25 0,22 56 5,1 36 — 41,1 1200 х х1225 х х1395 710 исполнения СМ2-4 4 0,005 0,05 1 30 0,3 88 5,1 57,6 — 63,1 1500 х х1146х х1225 672 Таблица 7.П.- Фильтр-прессы негерметичной конструкции для очистки масла от механических примесей Данные установки Фильтрационная поверхность, м2 Максимально допустимое давле- ние, кПа Количество рам, шт. Количество плиток, шт. Мощность электродвигателя для насоса, кВт Производительность насоса, м3/ч Частота вращения, об/мин Размеры рам и плиток, мм Габариты, мм Масса, кг • Фильтр-прессы производительностью, м3/ч 1,5 0,9 600 14 13 0,8 1,5 (ротационный) 960 180 х180 925 х 525 х 1050 260 3,0 1,89 600 14 13 2,8 ■ 3.0 (ротационный) 1440 300 х 300 1150x520x1300 450 3 (тип ПР2,2-315/18) 2,2 600 11 10 2,8 3-6 (вихревой) 1420 — — 600 Примечание. 3 качестве фильтрующего материала применяются: фильтровальный картон (ГОСТ 6722 — 75*), суровая хлопчатобумажная ткань, фильтровальная капроновая ткань ФК, фильт- ровальная бумага (ГОСТ 20806-81).
Таблица 7.12. Фильтр-прессы Данные установки Производительность, м3/ч Поверхность фильтрации, м2 Наибольшее рабочее давление фильтрации, МПа (кгс/см2) Объем рамного пространства, м3 Количество рам, шт. Содержание механических приме- сей в масле после трех циклов его обработки (при исходном содержании механических при- месей от 0,01 до 0,03 % масс), не более, % по массе Вид фильтровального материала Потребляемая мощность, кВт Габариты, мм Масса, кг ФП2-300 (ТУ 34-38-10612-83) 3 1,8 0,4(4) 0,017 16 0,005 Картон 1,3 1000 х 572 х 982 215 ФП4-4 (ТУ 34-38-11103-86) 4 2 0,5(5) 0,02 19 - 0,0004 Бумага ДРКБ 2 1480x605x840 270 ФПР-2.2-3-15/16У (ТУ 26-01-54-75) 3 2,2 0,45(4,5) 0,014 11 — Картон 4 1700x760x1120 530 Таблица 7.13. Фильтровальные материалы Данные установки Основа Относительное сопротивление продавливанию, кг/см2, не ме- нее Толщина, мм Тонкость фильтрации (при одном слое), мкм Время фильтрования, с, не более Капиллярная впитываемость в среднем по двум направлениям, мм, не менее Ширина листа, мм Плотность, г/см3 Масса 1 m2s г Технический картон (ГОСТ 6722-75*) Целлюлоза 1,14 0,6-1 20-25 — 51 — — 275 Бумага ДРКБ (ТУ 81-04-178-78) Вискозно-шта- пельное волокно 2,5 0,6 4-12 5 — 550 + 5 0,25 240 Материал МФ-16 (ТУ 81-04-519-78) Вискоз но-шта- пельное волокно — 1,2 5-ГО 5 — 830+5 — 250 Таблица 7.14. Фильтры герметичной конструкции для очистки масла от механических примесей Данные установки Пропускная способность, м3/ч Фильтрационный материал Число слоев фильтрационного материала Фильтрационная поверхность, м2 Тонкость фильтрации, мк Рабочее давление максимальное, кПа Перепад давления, кПа: в начале работы максимально допустимый Габариты, мм: высота диаметр корпуса Диаметр присоединительных патрубков, мм Масса, кг ФГН-30 10 2 1,7 5-15 800 0,5 1,5 680 346 75 40 ФГН-60 ч 4 20 Нетканый 2 2,4 5-15 800 0,5 1,5 762 400 400 64 ФГН-120 60 2 . 4 5-15 1500 0,5 1,5 1000 400 150 81
Таблица 7.15. Силикагель технический (по ГОСТ 3956—76*) Показатели Внешний вид Номинальный размер зерен; мм Количестно зерен, размер которых меньше нижнего предела, %, не более Количество зерен, размер которых больше верхнего предела, %, не более Механическая прочность, %, не менее Насыпная плотность, г/дм3, не менее Влагоемкость, %, не менее при от- носительной нлажности, %: 20 40 60 100 Потери при высушивании, %, не более Гранулированный мелкопористый ксмг высшего сорта первого сорта шсмг Стекловидные прозрачные или стекловидные матовые зерна овальной или сфе- рической формы 2,8-7 5 1 98 780 9,5 17 27 2.8-7 5 1 94 720 9 16 27 1-3,6 5 1 85 720 9 16 23 Не нормируется 8 10 10 Гранулированный крупнопористый кскг шскг мскг АСКГ Стекловидные прозрачные или стек- ловидные матовые зерна овальной, сферической или неправильной фор- мы, цвет — от бесцветного до тем- ного с черными включениями 2.8-7 5 1 80 400-500 1-3,6 5 1 80 400-500 0,25-2 3,5 3 0,2-0,5 3,5 2 Не нормируется 400-500 400-500 Не нормируется То же >> » 70 1 70 j 70 5 5 5 70 5 хг IXyUKUBUH МСЛК0110рИ1ПЫИ ксмк шсмк мсмк Стекловидные прозрачные АСМК или ма- товые зёрна неправильной формы 2,8-7 5 3 92 670 10 20 29 10 1,5-3,6 5 3 80 670 10 0,25-2 3 3 0,2-0,5 3 3 Не нормируется 670 9,5 20 20 29 1 29 Не нормируется 10 | '10 670 9,5 19 28 10 Примечания: 1. Мелкопористый силикагель может поставляться с показателем потерь при высушивании не более 2%. 2. Первая буква в обозначении марки силикагеля означает: К — крупный, Ш — шихта, М — мелкий, • А — активированный. 3. Для контроля относительной влажности среды применяется силикагель-индикатор (ГОСТ 8984 — 75*): цвет зерен - от синего до светло-голубого; размер зерен 1—3,5 мм; содержание зерен в пределах 1—3.5 мм не менее 95%; влагоемкость при температуре 20 °С и относительной влажности 20% 8-13 мг/смЗ, 35%- 13-20 мг/смЗ н 50% -20 -28 мг/смЗ. 4. Наряду с отечественными марками силикагеля в термоснфонных и адсорбных фильтрах трансформаторов может применяться гранулированный силнкагель марки TC-TROCKEN-PERLENTR производства ФРГ. имеющий насыпную плотность 440 г/дмЗ, механическую прочность 98,4% и влагоемкость при относительной влажности 100% 81,2%. 5. Помимо технического силикагеля по ГОСТ 3956 — 76* в качестве адсорбентов применяется активный оксид алюминия АОА-1 (ГОСТ 8136—85), имеющий насыпную плотность 0,45 — 0,55 г/см4, механическую прочность не менее 97%, размер гранул 5—18 мм, прочность при истирании не менее 65%, а также алюмосиликатныи адсорбент (ТУ 38.10119 — 76), имеющий насыпную плотность 0,58 — 0,65 г/см4, размер зерен 3 — 7 мм, потерн при прокаливании не более 5%.
Таблица 7.16. Природные и синтетические сорбенты (пеолиты) Показатель Внешний вид Насыпная плотность, г/см3 Номинальный размер фракции, мм Содержание целевой фракции, . %, не менее Влагоемкость, мг/см3, не менее Потери при высушивании, %, не более Показатель Внешний вид Насыпная плотность, г/см3 Номинальный размер фракции, мм Содержание целевой фракции, %, не менее Влагоемкость, мг/см3, не менее Потери при высушивании, %, не более ПЦЖ Природные цеолиты* ПЦГ-1 ПЦГ-2 ПЦЗ Зерна неправильной формы 1,2 1,2 1 1,2 1,2 0,67-2,5 2,5-5 5-10 10-15 85 85 85 85 60 60 50 15 15 15 15 Синтетические цеолиты NaA 0,62 94 90-120 5 СаА NaX Гранулы 0,65 | 0,65 4,5 + 0,5, 3,6 + 0,4, 2,0 + 0,2 94 94 ' 72-95 95-105 5 5 СаХ 0,6 95 90-100 5 * Лабораторные исследования грузинских природных цеолитов фракции 5 — 8 мм. проведенные ПО «Союзтехэнерго», показали, что цеолит марки ПЦГ-2 может успешно использоваться для запол- нения патронов цеолитовой установки взамен синтетического цеолита NaA для осушки свежего и эксплуатационного трансформаторных масел. Максимальная осушающая способность природного цеолита 5 —6 г на 1 т масла. Предельная влагоемкость 13,2% массы. Максимальное удаление влаги из цеолита при температуре 350 °С после чего он может быть использован повторно. Нагрев цеолитов выше 450 °С приводит к частичному разрушению решетки цеолита и уменьшению его влагопоглощающей способности. Область применения природных пеолитов: ПЦЖ — осушка жидкостей; ПЦГ-1 — осушка газов и жидкостей; ПЦГ-2 — осушка газов и создание защитного слоя в адсорберах; ПЦЗ — создание защитного слоя в адсорберах. Расчетным путем массу силикагеля в фильтре ориентировочно можно определить как М — kmnAtAp, где к — постоянная, учитывающая коэффи- циент объемного расширения масла, его плот- ность и другие факторы (к = 1,5- Ю-5); га — масса масла, кг; п — количество «дыханий» фильтра в течение расчетного срока службы силикагеля; At — суточный перепад темпера- тур, °С; Ар — разность относительной влаж- ности окружающего воздуха и воздуха на выходе из воздухоосушительного фильтра. Глубокая осушка трансформаторных ма- сел осуществляется с помощью установок, оснащенных адсорберами с цеолитом (табл. 7.16). Для определения состояния силикагеля в фильтре в него закладывается силика- гель-индикатор по ГОСТ 8984 — 75*. Технологические схемы цеолитовых, ва- куумно-адсорбционных установок и устано- вок для вакуумной обработки и азотиро- вания трансформаторных масел приведены на рис. 7.1 — 7.4. Технические данные установок для очист- ки, осушки и регенерации масел даны в табл. 7.17. Рис. 7.1. Технологическая схема цеолитовой установки НО-71 : 1 — входной вентиль; 2 — масляный насос; 3 — нагреватель масла; 4 — входной фильтр; 5, 6, 8, 12, 14 — вентили;* 7 — адсорберы; 9 — жидкостный объемный счетчик; 10 — выходной патрубок; 11 — выходной фильтр; 13 — манометры; 15 — пробоот- борник краны; 16 — верхний коллектор; 17 — нижний коллектор; 18 — воздушный кран
Рис. 7.2. Технологическая схема блочной цеолитовой установки БЦ-72-1100: 1 — входной патрубок; 2 — маслонасос; 3 — фильтр; 4 — маслонагреватель; 5 — термосигнализатор; 6 — электроконтактный манометр; 7 — клапан; 8 — • адсорбер; 9 — фильтр тонкой очистки; 10 — вы- ходной патрубок; 1К—6К — краны муфтовые, Dy = 25; 7К—9К— краны муфтовые, Ду = 1/2" Рис. 7.3. Технологическая схема вакуумно-адсорбционной установки УРТМ-200: / — фильтр грубой очистки; 2. 2а — насосы; 3, За — электропечи; 4 —форсунки; J— отгонный куб; б — холодильник; 7 — адсорбер для просушки воздуха; 8 — сборник воды; 9 — вакуум-насос; 10 — ад- сорберы; 11 — фнльтр-пресс; 12 — маслосчетчик; 13 — расходная емкость Таблипа 7.17. Установка для очистки, сушки и регеяерапии масла Тип НО-71 БЦ-72-1100 УРТМ-200 Производи- тельность, ,, м3/ч 1,6/2,5*' 1,1 0.2/0,7*2 полная 50 27 42 Мощность, к электро- двигателя 2x2,8 2,8 2x2,8 Вт электроподо- гревателя 45 24 36 Габариты, мм 1 5800 1710 2200 Ъ 2375 1370 1800 Н 3220 1910 1700 са, кг 15S5 840 1800 *' В числителе — производительность при пробивном напряжении масла ниже 20 кВ, в знаме- нателе — выше 20 кВ. *2 В числителе указана производительность при регенерации, в знаменателе — при вакуумной сушке. Примечания: 1. Установка НО-71 передвижная на прицепе ИАПЗ-754В типа 2 выпускается Новомосковским электромонтажным заводом Минэнерго СССР и предназначена для сушки трансфор- маторного масла и очистки его от механических примесей с помощью цеолитов и фильтра.
Продолжение табл. 7.17 2. Установка БЦ-72-ПО0 блочная, выпускается Свердловским заводом электромонтажных кон- струкций треста «Эдектроуралмонтаж» и предназначена для сушки трансформаторного масла с при- менением цеолитов и очистки с помощью фильтра. Кроме того, установка позволяет перекачивать масло" из одной емкости в другую, перекачивать масло- с одновременным подогревом на 45 °С от начальной температуры. На установке возможно обрабатывать масло с содержанием влаги не более 0,01 % и пробивным напряжением не менее 10 кВ. 3. Установка УРТМ-200 смонтирована на двух рамах, выпускается заводом объединения «Втор- нефтепродукт» Главнефтеснаба РСФСР, предназначена для регенерации и вакуумной сушки трансфор- маторных масел. Выход регенерированных масел составляет не менее 95%. Установка состоит из фильтра грубой очистки, отгонного куба, электропечи, двух адсорберов, двух фильтров тонкой очистки, насоса Ш2-25 и вакуум-насоса ВН-461М. Количество силикагеля в одном адсорбере не более 50 кг. Расход силикагеля на 1 т масла 34 кг. Пробивное напряжение масла после обработки не менее 50 кВ. Блок электропечей состоит из шести электронагревателей, соединенных в три секции, и предназначен для нагрева масла до температуры 80 "С 4. Предприятие «Днепроэнергоремонт» выпускает установки типа УЦ-30 для сушки и очистки от механических примесей трансформаторного масла. Установка имеет два цеолитовых патрона вместимостью по 300 кг каждый; производительность ее 30 м3/ч. Установка полностью герметизи- рована, что позволяет использовать ее для восстановления масла в €аках силовых трансформаторов. 5. Минское предприятие электросетей выпускает установку типа Р-1000М для регенерации отрабо- танных трансформаторных и турбинных масел; производительность ее 1000 кг за 7 ч; установка состоит из двух адсорберов, вмещающих по 60 кг силикагеля, фильтр-пресса и насоса произво- дительностью 460 л/ч. Все агрегаты монтируются на двух металлических каркасах и соединяются трубопроводами. Размер площади, необходимой для размещения установки, 30 м2. Передвижная установка УВМ-1 для вакуумной обработки и азотирования трансфор- маторного масла. Основные технические данные: Производительность, м3/ч 3 Объемное газосодержание масла после вакуумной обработки, %, не более 0,1 Влагосодержание масла после вакуумной обработки, %, не более .... 0,001 Температура масла в пропессе вакуумной обработки, °С 50 — 60 Объемное содержание азота в масле после азотирования, % 8 Температура окружающего воздуха, °С 20 + 5 Режим работы — продолжительный Потребляемая мощность, кВт 100 Напряжение питающей сети, В 380 Габариты, мм „ 4330 х 2350 х х 2625 Масса, кг * 4910 Примечание. Передвижная установка типа УВМ-1 Готвальдовского завода монтажных заготовок треста «Электроюжмонтаж» предназначена для обработки трансформаторного масла в процессе за- ливки его в силовые трансформаторы 220—750 кВ. Установка производит дегазацию масла и его осупжу, очистку масла от механических примесей и насыщение дегазированного масла азотом. Передвижная установка ТНВ-1 для восстановления цеолита. Основные технические данные: Температура продуваемого воздуха через адсорбер, °С 350—400 Количество продуваемого воздуха, м3/ч ^ . . 1,5 Количество адсорберов с восстанавливаемым цеолитом, шт 1 Время разогрева массы цеолита, нагретым воздухом, ч '■& . . . 2,5 — 3 ■ . Цикл восстановления цеолита, ч 6—8 Мощность нагревателя, кВт ■ ' 20 . Полная мощность установки, кВт 23 Напряжение питающей сети, В 380 Размеры, мм d = 750, Я = 2350 Масса, кг . '. 500 Примечания: 1. Установка ТНВ-1 выпускается заводом электромонтажного оборудования треста «Гидроэлектромонтаж» Минэнерго СССР. 2. Предприятие «Днепроэнергоремонт» выпускает установки УСПЦ-2 для сушки промасленного цеолита; производительность установки 200—300 мЗ/ч, вместимость 350 кг цеолита, мощность воздухоподогревателя 30 кВт, общая продолжительность сушки 14—16 ч.
вотирование Вход IB ВыхоО ЬЛНХНЬ-х ш X. Tffff Отбор пробы в дренах Рис. 7.4. Технологическая схема передвижной установки УВМ-1 для вакуумной обра- ботки и азотирования трансформаторного масла: Вход — из емкости с трансформаторным маслом; Выход — в трансформатор; 1MB — маслонасос; 2МН — электронасос; 1ВН — агрегат вакуумный механический: 2ВН — насос вакуумный механический; М — электронасос; Д— дегазатор; 1ТС — термометр манометрический сигнализирующий; 2ТС — термо- метр манометрический сигнализирующий; МУ — маслоуказатель; КР — клапан - редукционный; ЗГ — затвор гидравлический; ПЦ — патрон цеолитовьтй; МП - маслоподогреватель; 1Ф — фильтр механический очистки входной: 2Ф — фильтр воздушный; ЗФ — фильтр выходной дисковый; /ТВ- бак с водой; А — адсорбциометр; 1MB, 2MB — мановакуумметр ЭКВМ-160; ЗМВ — мановакуумметр МТИ-1218; 4MB, 5МВ — мановакуумметр термопарный ВТЗ с датчиком ЛТ-2; Р — расчетчик жид- костный 2СВШС-25; J В — вентиль сальниковый фланцевый, Dy = 25; 2В, ЗВ - вентиль вакуумный сильфонньгй, Dy — 25 Р-П; 4В, 5В — вентиль вакуумный сильфонный, Dy = 80 Р-П; 6В—15В - вентиль вакуумный сильфонный /А, 10 7.5. СТАБИЛИЗАЦИЯ И РЕГЕНЕРАЦИЯ МАСЛА В соответствии с ГОСТ 11677 — 85 масля- ные трансформаторы мощностью 1 MB-А и более должны быть снабжены фильтрами для регенерации масел: термосифонными (табл. 7.18) — при видах систем охлаждения М и Д, адсорбционными — при остальных видах систем охлаждения и фильтрами очистки масла от механических примесей — при видах систем охлаждения ДЦ, НДЦ, Ц и НЦ. Масса адсорбента, засыпаемого в фильтр, составляет не ' менее 1,25 % для трансфор- маторов с массой масла до 30 т и 0,75 % — для трансформаторов с массой масла более 30 т. Регенерация масла в работающих транс- форматорах и восстановление увлажненной изоляции обмоток последних, как правило, осуществляется с помощью передвижных установок, схема одной из которых приве- дена на рис. 7.5. Отечественной промышленностью изго- товляются трансформаторные масла несколь- ких марок с обязательной во всех случаях добавкой антиокислительной присадки ДБПК. По мере старения масла присадка расходуется. Поэтому срок службы масла в среднем составляет 5 — 7 лет.
Из Пика, трансформатора В расширитель \ Рис. 7.5. Схема установки для регенерации масла: Я —насос; ПМ — подогреватель масла; АДС — адсорбер; ФП — фйльтр-пресс; М — манометр; Т- термометр Емкость термосифон- ного фильтра по силикаге- лю, кг 10 25 50 75 75 75 75 100 125 125 150 150 175 175 200 200 2x150 2x150 2x200 2x200 Т аблица Расчетное количество масла, кг 1000 2500 5000 7500 7500 7500 7500 10000 12 500 12 500 15000 15000 17500 17 500 20000 20000 30000 30000 40000 40000 7.18. Термосифонные фильтры для трансфврматоров Двухобмоточные трехфазные трансформаторы 3S кВ кй 320 1000 3200 5600 7500 10000 15000 20000 31500 — 40500 — — — — — — — — — масса масла, кг 970 2170 4970 6200 6600 6300 7400 8300 12400 — 14 500 — — — — — — _ — — ПО кВ кВ-А — — — — — — — — 5600 7500 10000 15000 20000 31500 40500 60 000 70000 — — масса масла, кг — — — — — — — — 13000 15700 15200 16000 17800 21500 25 800 30600 32700 — — Трехобмоточные трансформаторы ПО кВ кВ /А _ — — — — — — — — — — — 5600 7500 10000 15000 20000 31500 40500 60000 масса масла, кг _ — — — — — — — — — -> — — 17300 18700 19800 20700 22 500 29500 35 700 39100 В целях продления срока службы масла ВТИ разработана методика введения в него антраниловой кислоты, которая обладает сле- дующими свойствами: тормозит дальней- шее старение отработавших масел с кислот- ным числом до 0,25 мг КОН, содержащих водорастворимые кислоты до 0,08 мг КОН; снижает tg5 масла и бумажной изоляции; повышает кислотное число масел и содержа- ние водорастворимых кислот с течением времени; при дегазации масла практически- присадка не удаляется; являясь аминокисло- той, действует в кислой среде мйсла как орга- ническое основание и поэтому не разрушает твердые изоляционные материалы! Эффективность действия присадки зави- сит от степени старения-5 масла. Присадка добавляется в масло Ва^ следующей кон- центрации: при кислотном числе масла не более 0,05 мг КОН иа 1 г масла — 0,02% по массе, при кислотном числе масла от 6,05 до 0,2 мг КОН на 1 г масла — 0,03 — 0,04% по массе. При кислотном числе масла более 0,25 мг КОН применение при- садки не рекомендуется. Установлено, что срок службы масел с кислотным числом до 0,25 мг КОН при до- бавлении антраниловой кислоты продлева- ется на 5 лет, а срок службы слабоокислив- шихся масел увеличивается в 2 — 3 раза.
Раздел восьмой ВОЗДУШНЫЕ ЛИНИИ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ ВЫСОКОГО НАПРЯЖЕНИЯ 8.1. КЛАССИФИКАЦИЯ ВЛ ПО НОМИНАЛЬНОМУ НАПРЯЖЕНИЮ Табл.ица 8.1. Область применения и основное назначение ВЛ Номинальное напряжение, кВ Передаваемая мощность (на одну цепь), «JyIB-A Область применения и основное назначение До 1 1-10 20-35 110-150 220-330 400-500 750 1150 До 0,1 1-3 3-15 15-80 До 3 15-3 30-10 100-25 100-400 600-1000 1000-2200 2500-6000 300-100 1000-200 2000-300 3000-500 Электроснабжение отдельных потребителей в городах и населенных пунктах; распределение мощности внутри предприятий Электроснабжение промышленных и сельских потребителей, распределение мощностей внутри крупных промышленных предприятий Распределение мощностей внутри городов и крупных населенных пунктов; электроснабжение сельских потребителей Распределение мощностей внутри энергосистем и предприятий электрических сетей; электро- снабжение промышленных предприятий и узлов, больших городов, удаленных или энергоемких сельских потребителей; распределение мощностей внутри крупных городов; электрификация желез- нодорожного и трубопроводного транспорта Распределение мощностей внутри крупных энергосистем, электроснабжение удаленных и крупных потребителей от энергосистем и электри- ческих станций, создание центров питания для сетей ПО и 150 кВ, выдача мощности электро- станциями сравнительно небольшой мощности Развитие объединенных энергосистем и Единой энергетической системы СССР, обеспечение меж- системных связей, выдача мощности крупными электростанциями, а также электроснабжение крупных энергоемких предприятий или промыш- ленных узлов Развитие крупных объединенных энергосистем и образование Единой энергетической системы СССР; обеспечение межсистемных связей, выдача мощности крупными электростанциями То же Примечания: 1. Передаваемая мощность (на одну цепь) и длина линий указаны для наиболее распространенных сечений проводов на основании опыта проектирования линий с при- менением типовых конструкций. В отдельных случаях встречаются и другие длины линий и пере- даваемые мощности для линий данного напряжения. 2. Наибольшие длины линий 220 кВ и выше указаны с учетом сооружения промежуточных ■переключательных пунктов и подстанций, на которых установлены шунтирующие реакторы и другие устройства для компенсации реактивной мощности. 3. Для граничных значений передаваемой мощности и длины линий могут применяться двухцепные линии или линии повышенной пропускной способности на более низком номинальном напряжении. На рис. 8.1 приведены границы области применения одноцепных ВЛ разных напряжений. 4. Наиболее выгодное напряжение ВЛ иж может быть ориентировочно определено по эмпи- рической формуле1 для диапазона номинальных напряжений от 35 до 1150 кВ: 1000 эк_ 500/L + 2500/Р ' (8Л) где L — длина линии, км; Р — передаваемая „мощность, МВт. 1 Формула предложена канд. техн. наук Г. А. Илларионовым.
Р,МВТ 2000 1500 SOD \ V > V 1 1 1 I 1 \ \ \'l с \ I c~ \ \ ^2 \ \ \ , \ \ .6 \ \ \ 1 s — 5 " J. P,MBT wo ■ BO 60 1-0 20 X y\ V 4V7 ^ / 20 fO SO BO L,KM Рис. 8.1. Область применения ВЛ разных напряжений: i — 1150 и 5в0 кВ; "2-500 и 220 кВ; 3-220 и ПО кВ; 4 - ПО и 35 кВ; J - 750 и 330 кВ; 6 - 330 и 150 кВ; 7- 150 и 35 кВ 500 WOO L,km 8.2. РАСЧЕТНЫЕ КЛИМАТИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ Таблица 8,2. Нормативный скоростной напор (скорость) ветра на высоте до 15 м от земли при двухминутвом осреднении Район СССР по ветру I п III IV V VI VII Нормативный скоростной напор ветра, Па (скорость ветра, м/с), 1 раз в 5 лет 270(21) 350(24) 450(27) 550(30) 700(33) 850(37) 1000(40) с повторяемостью 1 раз в 10 лет •400(25) 400(25) 500(29) 650(32) 800(36) 1000(40) 1250(45) 1 раз в 15 лет 550(30) 550(30) 550(30) ■щ 800(36) ,, 800(36) %000(40) 1250(45) Примечания: 1. Определение расчетных климатических условий (см. гл. 2.5 ПУЭ-86 и СНиП 2.01.07—85) для выбора нормативных нагрузок на конструкции и расчета ВЛ производится по каргам климатического районирования, уточненным в случае необходимости по региональным картам или на основании данных многолетних наблюдений или специальных обследований. При этом скоростной напор допускается определять по формуле .9о = (ш*71б, (8.2) где v — скорость ветра на высоте 10 м над уровнем земли (при двухминутном осреднении) с соот- ветствующей повторяемостью; а = 0,75 + 5/v — коэффициент к скоростям ветра, полученным из обра- ботки наблюдений по флюгеру и принимаемый более 1,0. При использовании данных наблюдений за скоростью ветра по малоинерционным анемометрам а=\.
Продолжение табл. 8.2 2. Повторяемость I раз в 5 лет принимается для ВЛ 3 кВ и ниже, 1 раз в 10 лет — для ВЛ 6-330 к В и 1 раз в 15 лет -для ВЛ 400 кВ и выше. 3. Для ВЛ 6—330 кВ нормативный скоростной напор (скорость ветра) принимается не менее 400 Па (25 м/с), ;i для ВЛ 400 кВ и выше — 550 Па (30 м/с) при двухминутном осреднении. 4. Для участков ВЛ в застроенной местности при средней высоте строений не менее 2/3 высоты опор, а также при прохождении ВЛ в лесных массивах заповедников, вдоль горных долин и т. п. допускается снижение нормативного скоростного напора на 30% (снижение скорости ветра на 16%). 5. Для участков ВЛ, находящихся в местах с сильными ветрами (высокие берега больших рек, резко выделяющаяся над окружающей местностью возвышенность, прибрежные полосы больших озер и водохранилищ в пределах 3 — 5 км), при отсутствии данных наблюдений в этих местах наибольший нормативный скоростной напор ветра следует увеличить на 40 % (увеличение скорости ветра на 18 %). 6. В горных районах в местах, резко выделяющихся над окружающим рельефом, при пере- сечении открытых для сильных ветров долин и ущелий наибольший нормативный скоростной напор (скорость ветра) чрри отсутствии данных наблюдений следует принимать равным 750 Па (35 м/с). 7. Для повторяемости 1 раз в 10 лет и 1 раз в 15 лет в таблице приведены унифицирован- ные значения нормативных скоростных напоров и скоростей ветра. Увеличение скоростного напора ветра по высоте принимается следующим: Высота, м ............ До 15 20 30 40 60 100 200 350 и более Коэффициент 1,0 1,25 1,4 1,55 1,75 2,1 2,6 3,1 В зоне до 15 м нормативный скоростной напор ветра принимается равным скоростному напору на высоте 10 м. Скоростной напор ветра на провода и тросы определяется по высоте расположения приведенного центра тяжести проводов и тросов (1гп„), который определяется по формуле 4 = 4+1/- (83) где А™ — средняя высота крепления проводов или тросов на опоре, м; /—стрела провеса провода или троса (условно принимается наибольшей), м. ч. Таблица 8.3. Нормативная толщина стеикн гололеда на высоте 10 м от земли Район СССР по гололеду I 11 III IV Особый Нормативная толщина стенки гололеда, мм, с повторяемостью 1 раз в 5 лет Не менее 3 5 10 15 20 и более 1 раз в 10 лет 5 10 15 20 Более 22 Примечания: 1. См. примечание 1 к табл. 8.2 (первый абзац). 2. Для ВЛ 400 кВ и выше толщина стеюси гололеда принимается на основании обработки данных фактических наблюдений в районе трассы ВЛ, но не менее 10 мм. 3. Данные о наблюдаемых гололедных отложениях приводятся к гололеду пилиндрической формы с плотностью 0,9. Нормативная толщина стенки гололеда в I—IV районах по гололеду округляется до ближайшего значения, кратного 5 мм, а в особом — 1 мм. 4. При определении толщины стенки гололеда на проводах разных диаметров указанные в таб- лице значения следует умножить на следующие коэффициенты: Диаметр провода, мм . . .* 5 10 20 30 50 70 Коэффициент 1,1 1,0 0,9 0,8 0,7 0,6 Для промежуточных значений диаметра величина коэффициента определяется линейной интер- поляцией. 5. При определении толщины стенки гололеда на проводах и тросах для высот над поверхностью земли до 100 м значения, указанные в таблице, следует умножать на следующие коэффициенты: Высота над поверхностью земли, м ...... 5 10 20 30 50 70 100 Коэффициент 0,8 1,0 1,2 1,4 1,6 1,8 2,0 6. При высоте расположения приведенного центра тяжести проводов или тросов до 25 м по- правка на нормативную толщину стенки гололеда в зависимости от высоты н диаметра проводов и тросов не вводится. Отложение гололеда на конструкциях опор при такой высоте расположения проводов допускается не учитывать. 7. Для участков ВЛ. проходящих по плотинам гидроэлектростанций, вблизи прудов-охладителей и т. п., при отсутствии данных наблюдений следует принимать нормативную толщину стенки гололеда на 5 мм больше, чем для примыкающих участков трассы линии.
Таблица 8.4. Сочетании климатических условий при расчетах В Л Расчетный режим Сочетание климатических условий Нормальный (про- вода и тросы не оборваны) Аварийный (обрыв проводов или тро- сов) Монтажный (про- верка по условиям монтажа) Расчет приближе- ния проводов к эле- ментам опор 1. Высшая температура воздуха, ветер и гололед отсутствуют 2. Провода и тросы покрыты гололедом, температура минус 5°С, ветер отсутствует 3. Низшая температура, ветер и гололед отсутствуют 4. Среднегодовая температура, ветер и гололед отсутствуют 5. Наибольший нормативный скоростной напор ветра, темпе- ратура минус 5 °С, гололед отсутствует , 6. Провода и тросы покрыты гололедом, температура минус 5°С, скоростной напор ветра 0,25 Qmax*1- При толщине стенки гололеда 15 мм и более значение скоростного напора ветра при гололеде должно быть не менее 140 Па (скорость ветра не менее 15 м/с)*2 1. Провода и тросы покрыты гололедом, температура минус 5 °С, ветер отсутствует 2. То же при скоростном напоре ветра 0,25Qmax 3. Низшая температура, ветер и гололед отсутствуют 4. Среднегодовая температура, ветер и гололед отсутствуют Температура минус 15 °С, скоростной напор ветра на высоте до 15 м от земли 62,5 Па (скорость ветра — 10 м/с), гололед от- сутствует 1. При рабочем напряжении: наибольший скоростной напор ветра, температура минус 5 °С, гололед отсутствует. При ветре со ско- ростью более 25 м/с на скоростной напор вводятся понижающие коэффициенты: 0,9 при 30 м/с, 0,85 при 32 м/с и 0,8 при 36 м/с и более. Промежуточные значения коэффициентов получаются ли- нейной интерполяцией 2. При атмосферных и внутренних перенапряжениях: скоростной напор (скорость) ветра e = 0,lGU.(v=0,3v«B), (8.4) но не менее 62,5 Па; температура +15°С, гололед отсутствует 3. Для обеспечения безопасного подъема на опоры под на- пряжением: температура минус 15 °С, ветер и гололед отсутствуют *' 6m«*(v.™J — наибольший скоростной напор (скорость) ветра. *2 Для ВЛ 6 — 20 кВ допускается скоростной напор ветра при гололеде принимать не. менее 200 Па (скорость ветра не менее 18 м/с) независимо от толщины стенкн гололеда. Примечания: 1. В сГтдельных районах СССР, где отмечены или где можно ожидать по- вышенные скорости ветра при. гололеде или сочетание больших скоростей вет^а с большими раз- мерами гололеда с плотностью менее 0,9 г/см3, толщину стенки гололеда и -скррость ветра следует принимать в соответствии с данными наблюдений. \ "Эк ■ 2. Для районов со среднегодовой температурой минус 5 "С и ниже температуру при наибольшей скорости ветра в нормальном режиме следует принимать минус 10 "С. Температура воздуха при гололеде в нормальио-м режиме должна приниматься в горных районах с отметками от 1000 до 2000 м над уровнем моря и на территории к востоку от Енисея (за исключением береговой полосы океанов и морей шириной 100 км, но не более чем до бли- жайшего горного хребта) равной минус 10 °С, а в горных районах с отметками выше 2000 м — минус 15 °С. Для всей остальной территории СССР для сооружений высотой до 100 м температура воздуха при гололеде принимается минус 5 "С. 3. При определении напряженности электрического поля под ВЛ 330 кВ и выше высшая температура воздуха принимается с обеспеченностью 99%. При отсутствии таких данных эта темпе- ратура принимается на 10 "С ниже абсолютного максимума. 4. Расчет приближения проводов к элементам опор ВЛ 750 кВ и выше по условиям обеспе- чения безопасности подъема на опоры под напряжением производится при следующем сочетании климатических условий: температура воздуха минус 15 "С, скоростной напор ветра на высоте до 15 м от эемли 62,5 Па (скорость ветра 10 м/с), гололед отсутствует.
8.3. ОСНОВНЫЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ ПРОХОЖДЕНИЯ ВЛ И ПЕРЕСЕЧЕНИЯ ИМИ РАЗЛИЧНЫХ ОБЪЕКТОВ Таблица 8.5. Осиоадаые технические условия Характер местности и пересекаемые объекты Наименьшие допустимые расстояния от проводов, м, при напряжении ВЛ, кВ при наибольшем провисании проводов по вертикали при наибольшем отклонении проводов по горизонтали Особые требования и допустимые отклонения 1. Ненаселенная мест- ность 1.1. Расстояние до земли в ненаселенной местности, доступной для транспорта и сель- скохозяйственных ма- шин 1.2. То же в трудно- доступной местности, не доступной для тран- спорта и сельскохозяй- ственных машин 1.3. То же для недо- ступных склонов гор и скал 1.4. Расстояние от крайних проводов при неотклоненном их поло- жении до отдельно стоя- щих зданий и сооруже- ний, не менее 2. Лесные массивы и зеленые насаждения 2.1. Ширина просек в лесных массивах и зеле- ных насаждениях при 6,5 5,5 3,5 7,5 6,5 4.5 12 10 6,5 17,5 15 8,5 2,5 3,5 4,0 4,5 6,5 8,5 Для линий напряжением 20 кВ — 10 м, 35 кВ — 15 м, ПО кВ — 20 м, 150-220 кВ-25 м, 330-500 кВ - 30 м, 750 кВ - 40 м, 1150 кВ-55 м Расстояние между крайними проводами плюс 3 м в каждую сторону Для ВЛ 750 и 1150 кВ расстояние от про- водов до земли определяется напряженностью электрического поля под проводами: на высоте 1,8 м от земли — не более 15 кВ/м То же — не более 20 кВ/м По согласованию допускается уменьшение указанных расстояний, но не менее, чем это требуется согласно п. 3.2 настоящей таблицы 1. По согласованию допускается уменьшение ширины просеки, но не менее, чем это тре- буется согласно п. 2.3 настоящей таблицы 2. При прохождении линий по фруктовым садам с насаждениями высотой менее 4 м вырубка просеки не обязательна. При этом.
высоте деревьев до 4 м, не менее 2.2. То же при высоте деревьев более 4 м, не менее 2.3. Расстояние до кроны деревьев (скверы, парки, заповедники, за- щитные полосы, ценные лесные массивы и т. п.) 3. Населенная мест- ность и территории промышленных и дру- гих предприятий 3.1. Расстояние до по- верхности земли 3.2. Расстояние до ближайших частей зда- ний и сооружений Расстояние между крайними,проводами плюс высота основного лесного массива с учетом его перспективного роста на 25 лет в каждую сторону. Отдельные деревья и группы деревьев на краю, просеки, если их высота больше высоты основного лесного массива, вырубаются 2 3445566 3- 4 7,5 16 23 10 40 55 минимальное расстояние от проводов ВЛ 750 кВ до земли, определенное при стреле провеса провода при высшей температуре воз- духа с годовой обеспеченностью 99%, при- нимается не менее 23 м 3. Для ВЛ 750 и 1150 кВ в понижениях рельефа на косогорах и при расстояниях от проводов до кроны деревьев при наибольшей стреле провеса проводов более 10—12 м про- сека прорубается в виде трех отдельных полос шириной по 4 м для раскатки проводов и тросов при монтаже. После окончания монтажа места возможного разрушения склонов на просеке должны быть засажены кустарником. 4. Для ВЛ 220 кВ и ниже, отключение кото- рых не вызывает прекращения питания, допус- кается уменьшение ширины просеки согласно п. 2.3 5. Отклонение проводов определяется при наибольшем нормативном скоростном напоре ветра и температуре воздуха минус 5 "С. 1. При обрыве провода в соседнем пролете допускается уменьшение указанных в п. 3.1 расстояний: для линий 2 — 110 кВ — до 4,5 м 150 кВ - до 5 м 220 кВ - до 5,5 м 330 кВ - до 6,0 м 400-500 кВ-до 6,5 м прохождении ВЛ 330 кВ и выше по населенной местности напряженность элект- рического поля под проводами должна быть не более 5 кВ/м на уровне 1,8 м над по- верхностью земли 3. Прохождение В Л над зданиями и соору- жениями, за исключением несгораемых про- мышленных зданий и сооружений, запрещается. Металлические крыши таких зданий должны быть заземлены » » » » 2. » » » » При
Продолжение табл. 8.5 Характер местности и пересекаемые объекты 3.3. Расстояние до пожароопасных и взры- воопасных сооружений 4. Железные дороги 4.1. Расстояние от проводов до головки рельса для железных до- рог нормальной колеи и железных дорог узкой колеи общего пользо- вания 4.2. То же для желез- ных дорог узкой колеи необщего пользования Наименьшие допустимые расстояния от проводов, м, при напряжении ВЛ, кВ при наибольшем провисании проводов по вертикали до 20 _ 7,5 6 35-110 7,5 6,5 О 8 7,0 § 8,5 7,5 О 9,0 8 400-500 9,5 8,5 О 20,0 12,0 О 28,0 17,5 при наибольшем отклонении проводов по горизонтали ДО 20 В соо 35-110 гвет lOpN о to СТВИ ИМИ о И СС И 1 о т ) СП трав 400-500 гциа илаг о to ЛЬШ 1-Ш о to ЛМИ Особые требования и допустимые отклонения 4. Расстояние по горизонтали от неоткло- ненных проводов ВЛ 330 и 500 кВ до бли- жайших частей жилых и общественных зданий, а также производственных зданий и сооруже- ний (кроме электрических станций и подстан- ций) должно быть не менее соответственно 20 и 30 м 5. При отсутствии норм и правил ось трассы^ ВЛ должна проходить от указанных в п. 3.3 объектов на расстоянии не менее 1,5-кратной высоты опоры. Уменьшение этого расстояния должно быть в каждом отдельном случае сог- ласовано энергосистемой и органами пожарного надзора 1. Угол пересечения с электрифицированны- ми и подлежащими электрификации железными дорогами — не менее 40°. Во всех случаях ре- комендуется производить пересечения под углом по возможности ближе к 90°. Для ВЛ 750 и 1150 кВ угол пересечения принимается не менее соответственно 40 и 65° 2. При пересечении железных дорог общего пользования и электрифицированных дорог опоры, ограничивающие пролет пересечения, должны быть анкерного типа. Допускается установка промежуточной опоры между путя- ми, не предназначенными для прохождения
4.3. Расстояние от проводов до несущих тросов и проводов кон- тактной сети электрифи- цированных железных дорог, не менее 4.4.Расстояние для не- электрифицированных железных дорог от про- водов до габарита приближения строений на участках стесненной трассы 4.5. Расстояние от основания опоры ВЛ до габарита приближения строений и до оси опор контактной сети 5. Автомобильные дороги 5.1- Расстояние от проводов до полотна дороги 5.2. То же при обры- ве провода в соседнем пролете 5.3. Расстояние от ос- нования опоры до бров- ки земляного полотна дороги при пересечении 5.4. То же при сбли- жении 5.5. Горизонтальные расстояния от любой части опоры до подош- вы насыпи дороги или до наружной бровки кю- вета, иа участках стес- ненной трассы Так же, как и при пересечении ВЛ меж- ду собой, см. табл. 8.6 10 11,5 Так же, как и при сближении ВЛ, см. п. 11 настоящей таблицы 1,5 2,5 2,5 2,5 3,5 4,5 15 35 Не менее высоты опоры плюс 3 м. На участках стесненной трассы допускается принимать для линий до 20 кВ 3 м, 35-150 кВ 6 м, 220-330 кВ 8 м, 400-500 кВ 10 м, 750 кВ 15 м, 1150 кВ 25 м 7 5 7,5 5,5 8 5,5 8,5 6 9 6,5 16 23 Не менее высоты опоры Не менее высоты опоры ВЛ плюс 5 м, но не менее 25 м При пересечении дорог I и II категорий: для линий до 220 кВ 5 м » » 330-500 кВ 10 м » » 750 кВ 15 м » » 1150 кВ 20 м При пересечении дорог III и IV категорий: для линий до 20 кВ 1,5 м » » 35-200 кВ 2,5 м регулярных пассажирских поездов, а также промежуточных опор по краям железнодорож- ного полотна. Указанные опоры должны быть металлическими или железобетонными. При пересечении железных дорог необщего пользо- вания могут применяться промежуточные опо- ры с креплением проводов глухими зажимами 3. Проверка вертикальных габаритов при длине пролетов более 200 м должна произ- водиться с учетом нагрева проводов током, при отсутствии данных — при t= +70 °С 4. Соединение проводов и тросов в пролете пересечения с железными дорогами не до- пускается 5. При сближении ВЛ 750 и 1150 кВ с не- электрифицированными железными дорогами общего пользования расстояния по горизон- тали от оси ВЛ до габарита приближения строений должны быть соответственно не менее 80 и 105 м, а для электрифицирован- ных дорог от оси ВЛ до оси контактной сети соответственно не менее 75 и 100 м 1. При пересечении автодорог I категории опоры, ограничивающие пролет пересечения, должны быть анкерного типа 2. При пересечении автодорог V категории требования те же, что и при прохождении ВЛ по ненаселенной местности, кроме ого- воренных в настояЪдем пункте 3. При пересечении ВЛ 750 и 1150 кВ с автомобильными дорогами союзного й рес- публиканского значения напряженность элект- рического поля под проводами на уровне 1,8 м от полотна дороги должна быть не более 10 кВ/м. Расстояние от проводов этих ВЛ до полотна автомобильных дорог V катего- рии принимаются по п. 5.1 4. При прохождении вновь сооружаемых автомобильных дорог всех категорий под дей- ствующими ВЛ 750 и 1150 кВ при условии соблюдения требований, изложенных в настоя- щем пункте, переустройство ВЛ не требуется
Продолжение табл. 8.5 Характер местности и пересекаемые объекты 5.6. Горизонтальные расстояния от проводов ВЛ при неотклоненном положении до бровки земляного полотна до- роги 5.7. То же на участ- ках стесненной трассы 6. Трамвайные и трол- лейбусные линии 6.1. Расстояние от проводов до головки рельса трамвайных пу- тей 6.2. Расстояние от про- водов до полотна доро- ги с троллейбусной ли- нией 6.3. Расстояние от проводов линии элект- ропередачи до проводов или несущих тросов контактной сети 6.4. То же при обрыве провода ВЛ в соседнем пролете Наименьшие допустимые расстояния от проводив, мм, при напряжении ВЛ, кВ при. наибольшем провисании проводов по вертикали о О ДЛ5 » » 9,5 11 3 1 о 1 СП ( ЛИ 9,5 11 3 1 о 1*1 НИИ > » 10,5 12 4 2 о СЧ СЧ ДО 10,5 12 4 2 О ГО СП 330- 750 1150 11,5 13 5 2,5 О О 1 о -50С кВ кВ 11,5 13 5 О кВ 15 20 О 5,0 м м (10 м(15 при наибольшем отклонении проводов по горизонтали о СЧ О п м дл м дл 2 2 3 о 7 in СЛ Я Д( Я Д 4 4 3 о 1*1 эрог орог 5 5 4 О V V 6 6 4 о СЛ гЛ кат кат 8 8 5 О О ■Л 1 о о егор е^ор 10 10 5 о ш ии) ИИ) 40 15 О 55 25 Особые требования и допустимые отклонения при любых типах опор 5. Расстояния по вертикали для ВЛ 750 и 1150 кВ проверяются при стреле провеса проводов при высшей температуре воздуха с годовой обеспеченностью 99% без учета нагрева проводов электрическим током 1. При пересечении трамвайных и троллей- бусных линий опоры, ограничивающие пролет пересечения, должны быть анкерного типа. Для ВЛ напряжением 35 кВ и выше с проводом сечением 120 мм2 и более допускается при- менение промежуточных опор с глухими за- жимами 2. Допускается сохранение опор контактной сети под проводами пересекающей ВЛ до верха опор контактной сети не менее 7 м для ВЛ до ПО кВ, 8 м для ВЛ 150- 220 кВ и 9 м для ВЛ 330-500 кВ
6.5. Расстояние от проводов линии элект- ропередачи до опор контактной сети 7. Судоходные и сплавные реки и каналы 7.1. Расстояние до наиболее высоких мачт судов при наивысшем судоходном горизонте воды или до габарита сплава при наивысшем уровне воды и высшей температуре 7.2. Расстояние до уровня самых высоких вод при высшей темпе- ратуре и до уровня льда при температуре — 5 °С и наличии гололеда 8. Несудоходные и не- сплавные реки и каналы 8.1. До уровня льда зимой 8.2. До уровня самых высоких вод (при темпе- ратуре воздуха + 15°С) 9. Плотины и дамбы 9.1. До гребня и бров- ки откоса на плотинах и дамбах 9.2. До наклонной по- верхности откоса пло- тин и дамб 9.3. До поверхности переливающейся через плотину воды 10. Канатные дороги, надземные и наземные трубопроводы 1. Опоры, ограничивающие переходный про- лет, должны быть анкерного типа концевые 2. Для ВЛ 750 и 1150 кВ при наиболь- шем уровне высоких вод и высшей темпера- туре воздуха с годовой обеспеченностью 99% расстояния до уровня воды, габарита сплава и до верхней палубы судов принимаются соот- ветственно 12 и 17,5 (указаны в скобках) 3. Для линий напряжением 35 кВ и выще при сечении проводов 120 мм2 и более до- пускается применение опор промежуточного типа с креплением проводов глухими зажи- мами и роликовой подвески проводов; в по- следнем случае опоры смежные с промежуточ- ными должны быть анкерного типа концевые Особые -требования к ВЛ 750 и 1150 кВ см. п. 7 }
Продолжение табл. 8.5 Характер местности и пересекаемые объекты 10.1. Расстояние по вертикали от проводов ВЛ по любой части (на- сыпи) ограждения тру- бопровода или канатной дороги 10.2. То же при об- рыве провода ВЛ сече- нием менее 185 мм2 в соседнем пролете 10.3. Расстояния по горизонтали от край- него иеотклоненного провода или от опоры ВЛ до любой части ка- натной дороги или тру- бопровода 10.4. То же в стес- ненных условиях трас- сы, но при наибольшем отклонении провода 10.5. То же от край- него провода В Л до любой части пульпо- провода 10.6. То же от край- него провода ВЛ по любой части магист- рального газопровода Наименьшие допустимые расстояния от проводов, м. при напряжении ВЛ, кВ при наибольшем провисании проводов по вертикали до 20 3 1 35-110 4 2 150 4,5 2,5 220 5 3 О т 6 4 400-500 6,5 750 12 1150 17,5 при наибольшем отклонении проводов по горизонтали до 20 35-110 150 220 о т 400-500 Не менее высоты опоры 3 4 4,5 5 6 6,5 Не менее 30 м Не менее удвоенной опоры 750 1150 10 15 высоты Особые требования и допустимые отклонения х- .j* 1. Линии электропередачи должны прохо- дить над канатными дорогами и трубопро- водами. В исключительных случаях допуска- ется прохождение линий электропередачи на- пряжением до 220 кВ под канатной дорогой. При этом канатная дорога должна иметь снизу сетки или мостики для защиты проводов ли- нии 2. Для ВЛ с проводами сечением 120 мм2 и более или стальными канатами ТК 50 мм2 и более пересечения допускается выполнять на опорах промежуточного типа с креплением проводов глухими зажимами 3. На ВЛ 750 и 1150 кВ при пересечении с пассажирскими канатными дорогами должны устанавливаться анкерные опоры 4. Угол пересечения ВЛ с надземными тру- бопроводами и канатными дорогами не норми- руется, за исключением пересечений с газо- проводами, нефтепроводами, нефтепродукто- провоДами и пассажирскими канатными до- рогами, где угол пересечения рекомендуется принимать близким к 90° 5. В местах пересечения с ВЛ трубопрово- ды и канатные дороги, а также ограждения, мостики и сетки должны быть заземлены 6. Расстояния по горизонтали от иеоткло- ненного провода ВЛ 750 и 1150 кВ до лю- бой части трубопровода или канатной дороги
10.7. То же от край- него провода до любой части магистрального нефтепровода и нефтё- продуктопровода 10.8. От оси ВЛ до продувочных свеч ма- гистральных газопрово- дов 11. Линии электропе- редачи 11.1. Расстояние меж- ду проводами или про- водами и тросами пере- секающихся линий и между проводами на участках сближения 11.2. На участках стес- ненной трассы и на подходах к подстанци- ям между крайними проводами при неот- ключенном положении 11.3. То же от откло- ненных проводов до опор другой ВЛ 12. Воздушные линии связи и сигнализации 12.1. Расстояние меж- ду проводами пересе- кающихся линий для В Л на металлических и же- лезобетонных опорах См. табл. 8.6. 2- 3 Я^ ~ 6,5 50 м, но не менее высоты опоры Не менее 300 м При сближении и параллельном следовании линий напряжением до 330 кВ расстояние между их осями должно быть не менее высоты наиболее высокой опо- ры; при сближении с линиями 400-500 кВ-не менее. 50 м, с линиями 750 кВ — не менее 75 м, с линиями 1150 кВ — не менее 100 м 2,5 4-6 7 10 15 20 30 15 При сближении и параллель- ном следовании с линиями элект- ропередачи расстояние между ними определяется расчетом влияния на цепи связи и 4- 5 4 6 5 7 7 10 8 15 10 20 10 на участках сближения должны быть соот- ветственно 40 и 55 м, но не менее высоты опоры.- Расстояния по вертикали для ВЛ 750 и 1150 кВ определяются при стреле провеса провода при высшей температуре воздуха с обеспеченностью 99% без учета нагрева про- водов электрическим током 7. В районах Западной Сибири и Крайнего Севера при сближении ВЛ с техническими ко- ридорами магистральных газопроводов, неф- тепроводов и нефтепродуктопроводов расстоя- ние от оси ВЛ до оси крайнего трубопровода должно быть не менее 1000 м (по условиям обеспечения сохранности ВЛ при аварии на трубопроводе) 1. Провода линий высшего напряжения рас- полагаются над проводами линий низшего напряжения. Исключения допускаются только для линий напряжением 35 кВ и выше с проводами сечением не менее 120 мм2 при пересечении ими линий напряжением до 220 кВ включительно 2. Место пересечения должно быть располо- жено возможно ближе к опоре, пересекающей (верхней) линии, однако расстояние от места пересечения с учетом отклонения проводов должно быть не менее: для линий • напря- жением до 330 к^ — 6 м, для линий 400— 500 кВ-10 м, для линий 750-1150 кВ- 15 м 3. Требования к грозозащите пересечений см. табл. 8.6 1. Провода линии электропередачи должны быть расположены над линией связи 2. Место пересечения должно быть распо- ложено возможно ближе к опоре линии элект- ропередачи, но не ближе 7 м от нее
Продолжение табл. 8.5 Характер местности и пересекаемые объекты Наименьшие допустимые расстояния от проводов, м, при напряжении ВЛ, кВ при наибольшем провисании проводов по вертикали при наибольшем отклонении проводов по горизонтали Особые требования и допустимые отклонения * .Л и для ВЛ на деревян- ных опорах при нали- чии грозозащитных уст- ройств (грозозащитные тросы, разрядники) сигнализации, но должно быть не менее высоты наиболее высо- кой опоры ВЛ. На участках стес- ненной трассы расстояния между проводами с учетом их отклоне- ния должны быть не менее: 1 1 1,5 2,5 3,5 4 10 3. Опоры линии электропередачи, ограничи- вающие пролет пересечения, могут быть про- межуточного типа с креплением проводов в глухих зажимах 4. Цепи воздушных линий связи и радио- фикации при пересечении их ВЛ 1150 кВ должны выполняться кабельными 5. Опоры линий связи, ограничивающие пе- ресекаемый пролет, должны иметь защитные шунтирующие спуски с сопротивлением за- земления не более 25 Ом 12.2. То же для ВЛ на деревянных опорах при отсутствии в пересе- кающем пролете грозо- защитных устройств 12.3. То же при об- рыве провода на линии электропередачи в со- седнем пролете Примечания: 1. Наименьшие расстояния от проводов до поверхности земли, воды и пересекаемых объектов определяются для условий наибольшей стрелы провеса, при наивысшей температуре воздуха или при нормативной гололедной нагрузке и соответствующей температуре. Для ВЛ 750 и 1150 кВ при расчете расстояний от проводов до земли и пересекаемых сооружений принимается высшая температура воздуха с годовой обеспеченностью 99% без учета нагрева проводов электрическим током. Однако во всех случаях наименьшее расстояние от проводов до поверхности земли в ненаселенной местности при наибольшей стреле провеса должно быть для ВЛ 750 кВ не менее 10 м. 2. Наименьшие расстояния по горизонтали от проводов до расположенных рядом объектов определяются для условий наибольшего отклонения проводов ветром: при наибольшей нормативной скорости ветра или при наличии гололеда и соответствующих скорости ветра и температуре. 3. При пересечении линий электропередачи с различными объектами угол пересечения, за исключением пересечения магистральных и электрифи- цированных железных дорог, не нормируется, однако угол пересечения по возможности должен быть большим. 4. Опоры пересекающей линии электропередачи, ограничивающие пролет пересечения, за исключением оговоренных случаев, могут быть промежуточного типа. На линиях с подвесными изоляторами применяются одинарные гирлянды с креплением проводов в глухих зажимах, а при штыревых изоляторах — двойное крепление проводов. На ВЛ 750 и 1150 кВ, как правило, применяются двухцепные поддерживающие гирлянды изоляторов. 5. Расстояние от оси ВЛ и 1150 кВ до границ городов с учетом их перспективного развития на 10 лет, а также до границ поселков и сельских населенных пунктов, как правило, должны быть соответственно 250 и 300 м. В исключительных случаях допускается приближение ВЛ 750 кВ к границам сельских населенных пунктов или пересечение их при условии обеспечения наименьшего расстояния от проводов ВЛ 750 кВ до земли не менее 23 м и расстояние по горизонтали от крайних проводов ВЛ 750 кВ при неотклоненном положении до ближайших выступающих частей зданий и сооружений или границы приусадебного участка не менее 40 м.
Таблица 8.6. Пересечения иоздушных линий электропередачи между собвй Напряжение пересекаю- щей (верхней) линии, кВ 750 330-500 150-220 20-110 1-10 Напряжение пересекаемой (нижней) линии, кВ 750 и ниже 500 и ниже 220 и ниже ПО и ниже 10 и ниже Длина пролета пе- ресекающей линии, м До 200 300 450 500 До 200 300 450 До 200 300 450 До 200 300 До 100 150 Наименьшие допускаемые расстояния между проводами или между прово- дами и тросами пересекающихся линий, м, при наименьшем расстоянии от места пересечения до ближайшей опоры, м 30 6,5' 6,5 6,5 7,0 5 ■5 5 4 4 4 3 3 2 2 50 6,5 6,5 7,0 7,5 5 5 5,5 4 4 4 3 3 2 2,5 70 6,5 7,0 7,5 8,0 5 5,5 6 4 4 5 3 4 2,5 100 7,0^ 7,5 8,0 8,5 5,5 6 7 4 4,5 6 4 4,5 - 120 8,0 8,5 9,0 6,5 7,5 5 6,5 5 - 150 8,5 9,0 9,5 7,0 8 5,5 7 5 - Наименьшие до- пускаемые рас- стояния между проводами пере- секающихся линий, не требующие пролета пере- сечения, м 9 7 6 ДляВЛ35-110кВ 5 ДляВЛЗ-20кВ 4 Примечания: 1. На воздушных линиях без грозозащитных тросов с деревянными опорами на опорах, ограничивающих пролет пересечения, должны устанавливаться разрядники. На линиях 6—35 кВ, оборудованных АПВ, и на линиях напряжением ниже 6 кВ вместо установки разряд- ников допускается устройство защитных промежутков. Если расстояние от места пересечения до ближайшей опоры не более 40 м, то разрядники и защитные промежутки устанавливаются только на ближайшей опоре. 2. При определении расстояния между проводами пересекающихся ВЛ учитывается возможность поражения молнией обеих ВЛ. Если верхняя ВЛ защищена тросами, то учитывается только пора- жение молнией нижней ВЛ. 3. Для ВЛ 1150 кВ расстояние по вертикали между проводами и между проводами и тро- сами пересекающихся ВЛ при температуре окружающего воздуха 15 °С без ветра должно быть не менее 10 м. При этом напряженность электрического поля на проводах и тросах пересекаемой ВЛ в месте пересечения не должна превышать £0 при среднеэксплуатационных условиях. 8.4. ОПОРЫ ВЛ Таблица 8.7. Расчетные схемы нагрузок на опоры Типы опор Проме- жуточные Режимы работы ВЛ нормальный аварийный Схемы нагрузок Рис. 8.2, a: Gn — масса проводов и гирлянд изоля- торов (баз гололеда или с гололедом); Gr — масса тросов (с гололедом или без гололеда); Q„ — давле- ние ветра на провода; QT — давление ветра на тросы; боп — давление ветра на опору Рис. 8.2,6: {?„ — масса оборванных проводов и гирлянд изоляторов; G'T — масса оборванных тросов; Г„ — условное усилие в оборванных проводах; Тт — условное усилие в оборванных тросах ■;> монтажный X Рис. 8.2, в: GU,M- усилие на траверсу при монтаже (подъе- ме или опускании) проводов с учетом массы монтажных приспособлений; Gf м — то же на тро- состойку при монта- же (подъеме или опу- скании) тросов
Продолжение табл. 8.7 Типы опор Режимы работы ВЛ нормальный аварийный монтажный Расчетные условия 1. Наибольшая скорость ветра, гололеда нет, тем- пература минус 5 °С 2. Провода и тросы по- крыты гололедом, ско- рость ветра при гололеде; температура минус 5 °С или др>тая более низкая тем- пература согласно СНиП 2.01.07-85 3. Низшая температура воздуха; гололеда и ветра нет (только для промежу- точных угловых опор при пролетах, меньших пер- вого критического) 1. Оборваны провода одной из фаз при любом числе цепей на опоре, со- здающие наибольший из- гибающий момент; тросы не оборваны, гололеда и ветра нет; температура среднегодовая 2. То же, но создающие наибольший крутящий мо- мент 3. Оборван один трос; провода не оборваны; го- лоледа и ветра нет; тем- пература среднегодовая Схемы нагрузок Рис. 8.3,a: Gu, GT, Qu, Qt-, Con — см. обозначения для промежуточных опор; AT и (ДГТ) — разность тя- жений по проводам (тро- сам) в смежных пролетах Рис. 8.3, б: G„ — масса проводов и гирлянд изо- ляторов при гололеде; Cfr (G^) — масса оставших- ся на опоре проводов (тро- сов) с гололедом; ТП(ТТ) — тяжение оставшихся на опоре проводов (тросов) при гололеде без ветра Расчетные условия 1. Наибольшая скорость ветра, гололеда нет, тем- пература минус 5 °С 2. Провода и тросы по- крыты гололедом, ско- рость ветра при минус 5 СС или другой более низкой температуре согласно СНиП 2.01.07-85 3. Низшая температура воздуха; гололеда и ветра нет 4. В одном пролете смон- тированы все провода и тросы, в другом пролете провода и тросы не смон- тированы. При этом нор- мативное тяжение в прово- дах и тросах принимается равным 2/3 максимального 1. Оборваны провода двух! или одной фазы од- ного пролета при любом числе пепей на опоре, со- здающие наибольший изги- бающий момент на опору; тросы не оборваны; прово- да и гросы покрыты голо- ледом, ветра нет, темпера- тура минус 5 °С 2. То же, но создаю- щие наибольший крутящий момент на опору 3. Оборван один грос одного пролета, провода не оборваны, провода и тросы покрыты гололедом, ветра нет, температура ми- нус 5 °С или другая более низкая согласно СНиП 2.01.07-85 4. Производится провер- ка по пп. 1 и 2 при низшей температуре возду- ха для пролетов, меньших первого критического Траверсы и тросо- стойки проверяются на нагрузки, соответ- ствующие способу монтажа с учетом усилий тягового тро- са, массы проводов (тросов) и гирлянд изоляторов, а также массы монтажных приспособлений, при этом температура минус 15 °С, скорост- ной напор 62,5 Па, гололеда нет Рис. 8.3, е: обозна- чения см. на рис. 8.2, а 1. В одном из про- летов при любом чис- ле проводов на опоре смонтирована лишь одна цепь; тросы не смонтированы 2. В одном из про- летов смонтированы тросы, провода не смонтированы 3. Траверсы и тро- состойки проверяют- ся аналогично тому, как это указано для промежуточных опор 4. При всех расче- тах принимается тем- пература воздуха ми- нус 15 °С, скоростной напор 62,5 Па, голо- леда нет
Продолжение табл. 8.7 Типы опор Режимы работы ВЛ нормальный аварийный монтажный Схемы нагрузок Концевые Рис. 8.3,г: ГП(ГТ)-тя- жение по проводам (тро- сам) в сторону линии Те же, что и для анкер- ных опор Те же, что и для анкерных опор Расчетные условия 1. Одностороннее тяже- ние всех проводов и тро- сов; наибольшая скорость ветра; гололеда нет, темпе- ратура минус 5°С 2. То же, но при прово- дах и тросах, покрытых гололедом, и ветре при го- лоледе, температура минус 5 °С или другая более низ- кая температура согласно СНиП 2.01.07-85 3. То же, но при низшей температуре воздуха; голо- леда и ветра нет Те же, что и для ан- керных опор Те же, что и для анкерных опор 1 Анкерные опоры облегченного типа, а также анкерные нормальные опоры при подвеске сталеалю- мивиевых проводов сечением 185 мм2 и более, а также стальных проводов (канатов типа ТК) рассчитываются на обрыв проводов одной фазы. Примечания: 1. Анкерные опоры облегченного типа, а также анкерные нормальные опоры при подвеске проводов сечением 185 мм2 и более, а также стальных тросов (типа ТК) в качестве проводов рассчитываются на обрыв одной фазы. Во всех остальных случаях анкерные опоры рас- считываются на обрыв двух фаз. 2. Промежуточные опоры с креплением проводов на штыревых изоляторах при помощи про- волочной вязки в аварийном режиме следует рассчитывать на наибольшее тяжение по оборванному проводу, но не более 1,5 кН. В пролетах пересечения вместо вязок 'следует применять глухое креп- ление проводов, при этом опоры должны быть проверены на нагрузки аварийного режима. 3. Нормативное условное тяжение в аварийном режиме для ВЛ с нерасщепленными проводами и глухими поддерживающими зажимами принимаются: а) для опор жесткого типа (металлические свободностоягцие, все опоры на оттяжках и др.) с проводами сечением до 185 мм2 — О^Гд^; то же 205 мм2 и более — 0,4Г,И(И; б) для железобетонных свободностоящих опор гибкого типа с проводами сечением до 185 мм2 — 0,ЗГиох; то же 205 мм2 и более — 0,25 Ттах; в) для деревянных свободностоящих опор с проводами сечением до lif|, мм2 — 0,25 Ттах, то же 205 мм2 и более — 0,2 Гта;с, где Ттах — наибольшее нормативное тяжение по проводам. 4. Нормативное условное тяжение в аварийном режиме для ВЛ с расщепленными проводами принимается таким же, как и для ВЛ с нерасщепленными проводами, с введением коэффициента 0,8 при расщеплении на два провода, 0,7 на три провода и 0,6 на четыре провода. 5. При расчетах опор ВЛ 500, 750 и 1150 кВ с расщепленными проводами нормативное условное тяжение в аварийном режиме принимается равным не менее 19 кН для 500 кВ, 26 кН для ВЛ 750 кВ и 30 кН для ВЛ 1150 кВ. 6. Нормативное условное тяжение в аварийном режиме при обрыве троса принимается равным 0.5Гвмх. а для расщепленных (на два) тросах 20 кН. 7. В качестве примера на рис. 8.2 и 8.3 приведены схемы нагрузок для двухцепных опор. Аналогичные схемы составляют для любых конструкций опор. 8. При расчете опор следует принимать направление ветра под углом 90, 45 и .0° к оси ВЛ.
Х- о **5Г Ч ~с Эн ^ Nr~Ca" &«Г" *) "■»£ е; % геп ■St*. О ■fja, Рис. 8.2. Схемы (нагрузок для промежуточ- ных опор в различных режимах: а — нормальный режим; б — аварийный режим; в — монтажный режим Рис. 8.3. Схемы нагрузок для опор анкер- ного типа в различных режимах: а — нормальный режим; б — аварийный режим; в — монтажный режим; г — нормальный режим для концевых опор' лтгЧ 'Ф «л "Да" 4n-* АТЙ'Щ АТ„'Ъ Ш*п *-% В) ♦' &„ к ?te т4&' б _ v*v *) бт ту at ') f #/ fe^ \ \' ШШ Ma 0 Рис. 8.4. Унифицированные деревянные опоры 6—10 кВ
Таблица 8.8. Унифицированные опоры 6, 10 и 20 кВ Тип и условное обозначение опоры Район по гололеду Расчетные габаритные пролеты для проводов, м ПС 25 - ПС 50 АС 25 - АС 70 А 25 - А 120 Расход материалов дерева, м' железобетона, м3 стали, кг Промежуточная для ненаселенной мест- ности П10-4ДД и П20-4ДД, рис. 8.4, о То же П10-5ДД и П20-5ДД, рис. 8.4,6 Угловая промежуточная для ненаселен- ной местности УШ0-2ДД, УП20-2ДД, рис. 8.4, д То же для населенной местности УПЮ.ЗДД и УП20.3ДД, рис. 8.4, д Концевая (анкерная) для ненаселенной местности АК10-2ДД и АК20-2ДД, рис. 8.4, е То же для ненаселенной местности АКЮ-ЗДД и АК20-ЗДД, рис. 8.4, е Угловые анкерные на угол поворота до 90° для ненаселенной местности, УА10-2ДД и УА20-2ДД, рис. 8.4,же То же для населенной местности УА10-ЗДД и УА20-ЗДД, рис. 8.4, ж Ответвительная анкерная для ненасе- ленной местности ОА10-2ДД и ОА20-2ДД, рис. 8.4,з То же для населенной местности ОАЮ-ЗДД и ОА20-ЗДД, рис. 8.4, з Промежуточная для ненаселенной мест- ности П10-7ДБ и П20-7ДБ, рис. 8.4, в То же Ш0-8ДБ и П20-8ДБ, рис. 8.4, г То же для населенной местности П10-9ДБ и П20-9ДБ, рис. 8.4, г Угловая промежуточная для ненаселен- ной местности УШ0-ЗДБ и УП20-ЗДБ, рис. 8.4, д Деревянные опоры с дереияннымя приставками I, II I-IV I-IV I-IV I-IV I-IV I-IV I-IV I-IV I-IV 120-73 142-55 104-63 130-53 91-53 116-56 Деревянные опоры с железобетонными нриставками I, И I — III I — III I-IV 124-72 143-62 106-54 108-68 135-62 90-52 90-59 119-62 71-47 0,41 0,46-0,49 1,21-1,23 1,41-1,23 1,37-1,39 1,37-1,39 2,09-2,11 2,09-2,11 1,45-1,49 j 1,45-1,49 0,24-0,13 0,26-0,29 0,26-0,29 0,2 0,76-0,78 0,29 2,0 10,8-11,6 35,9-38,8 41,1-38,8 51,8-49,5 45,7 85,0-82,5 79,0-78,7 55,7-53,4 58,1-55,8 2,0 10,4-11,5 13,3-15,5 36,2-39,2
Продолжение табл. 8.8 Тип и условное обозначение опоры Район по гололеду Расчетные габаритные пролеты для проводов, м ПС 25 -ПС 50 АС 25 - АС 70 А 25 - А 120 Расход материалов дерева, м-< железобетона, м- То же для населенной местности УП10-4ДБ и УП20-4ДБ, рис. 8.4, д Концевая (анкерная) для ненаселенной местности АК10-ЗДБ и АК20-ЗДБ, рис. 8.4, е То же для населенной местности АК10-4ДБ и АК20-4ДБ, рис,. 8.4, е Угловые анкерные на угол поворота до 90° для ненаселенной местности УАЮ-ЗДБ и УА20-ЗДБ, рис. 8.4, ж То же для населенной местности УА10-4ДБ и УА20-4ДБ. рис. 8.4, же Ответвительная анкерная для ненасе- ленной местности ОАЮ-ЗДБ и ОА20-ЗДБ, рис. 8.4,з То же для населенной местности ОА10-4ДБ и ОА20-4ДБ. рис. 8.4, з Промежуточная для ненаселенной мест- ности П10-1Б (П20-1Б), рис. 8.5,а То же П10-ЗБ (П20-ЗБ), рис. 8.5,6 Промежуточная для населенной мест- ности П10-2Б (П20-2Б), рис. 8.5,а То же П10-4Б (П20-4Б), рис. 8.5,6 Угловая промежуточная опора УП10-1Б (УП20-1Б), рис. 8.5, в ■ Концевая (анкерная) на угол поворота до 7° К10-1Б, К10-2Б (К20-1Б, К20-2Б), рис. 8.5, в Угловая анкерная на угол поворота до 60° УА10-1Б, УА10-2Б (УА20-1Б, УА20-2Б), рис. 8.5, г I-IV I-IV I-1V I-IV I-IV I-IV I-IV I, II I-IV 1-Ш [-IV [-IV I-IV I-1V Железобетонные опоры 145-85 130-50 110-60 105-45 150-85 130-50 110-60 110-50 135-70 135-55 90-55 90-45 0,76--0,7# 0,29 0,92-0,94 0,29 0,82-0,94 0,29 1,41-1,43 0,44 1,41-1,43 0,44 1,0-1,04 0,44 0,44 0,45 0,45 0,45 0,45 0,9 0,9 1,35 41,5-39,2 56,4-54,1 50,2 84,6-82,3 78,7 56,0-53,7 58,5-56,2 15,9-25,9 21,5-28,'9 19-31,9 25,7-34,9 52,5-60,2 48,2-60,2 59.3-71,3
Ответвительная промежуточная I — IV ОП10-1Б, ОП10-2Б, ОП10-ЗБ, ОШ0-4Б (ОП20-1Б, ОП20-2Б, ОП20-ЗБ, ОП20-4Б), рис. 8.5, д Ответвительная угловая, промежуточ- I — IV ная ОУШ0-1Б, ОУШ0-2Б (ОУП20-1Б, ОУП20-2Б), рис. 8.5, е 0,45 0,9 26,6-50,7 63,2-76,9 1,15-1,17 2,31 Примечавия: 1. Чертежи опор разработаны институтом «Сельэнергопроект»: деревянные опоры — типовой проект 3.407-85, 1974 г., железобетон- ные опоры — типовой проект 3.407-101, 1975 г. с изменениями согласно Директивному указанию «Сельэнергопроекта» от 24.06.76 г. № 14/Ш и от 27.12.83 г. № 11/Щ, железобетонные приставки примевяются по типовому проекту 3.407-57/72 и ГОСТ 14295—75*. 2. Деревянные опоры разработаны для I — IV районов по ветру, а железобетонные — для I — V районов по ветру, кроме опор типов Ш0-1Б (П20-1Б) и П10-2Б (П20-2Б), которые рассчитаны для I — III районов по ветру. 3. Кроме приведенных в данной таблице опор в составе типового проекта 3.407-85 разработаны также: серия повышенных переходных деревянных опор, аналогичных по конструкции и номенклатуре приведенным в настоящей таблице, ио с применением стоек длиной 11 и 13 м (альбом V); серия нормальных деревянных опор из целых бревен (без приставок) длиной 11 и 13 м (альбом III); серия составных деревянных опор ВЛ 6—10 кВ с деревянными и железобетонными приставками для городских условий (альбом IV), конст- рукция и номенклатура которых соответствуют настоящей таблице, однако эти опоры рассчитаны на скоростной напор, равный 0,85 нормативного. 4. Для изготовления деревянных опор принимается пропитанный заводским способом сосновый лес по ГОСТ 9463 — 72 с изменениями № 2—5 от 26.12.84 г. II и III сортов. Допускается применение вепропитанной лиственницы с толщиной заболони 20 мм при антисептической защите столба в зоне земля—воздух, а для стоек опор с приставками — пропитанной заводским способом ели. 5. По условиям прочности деревянных анкерных опор максимальное нормальное тяжение по проводам принимается ие более 4500 Н, а для железобетонных опор — 5000 Н- На промежуточных опорах 6—20 кВ, проходящих по населенной местности, предусмотрено двойное крепление проводов на штыревых изоляторах, а на опорах анкерного типа — крепление проводов с помощью натяжных гирлянд из подвесных изоляторов типа ПС70-Д. 6. Опоры закрепляются в пробуренных котлованах диаметром 350 (450) мм для промежуточных опор и 650 (800) мм для анкерных опор в грунтах песчано-глинистого ряда. В слабых грунтах для закрепления опор рекомендуется использовать ригели (плиты) и другие конструктивные решения, разработанные в типовом проекте 3.407-59/72. Допускаемый угол поворота стойки в грунте от нормативных нагрузок не должев превышать 0,02 радиана. 7. Для опор ва деревявных приставках с проводами марок А 70 — А 120, АС 50, АС 70, ПС 35 и ПС 50 составвые опоры с креплением проводов на крюках не рекомендуются. Следует применять опоры с траверсой. Составные опоры с железобетонными приставками в IV районе по гололеду не рекомендуются- * 8. Максимальный угол поворота для деревянных промежуточных угловых опор принимается: 90° для проводов А 25, А 35, АС 16, АС 25; 64° для проводов А 50; 52° для проводов А 70, А 95, А 120, А 35, АС 50, АС 70; 56° для проводов ПСО Ъ^ХСЛЪ, ПС 35 и ПС 50. 9. Железобетовиые опоры разработаны на базе вибрированиых предварительно напряженных стоек типов СНВ-2,7-11 и СНВ-3,2-11, выпускаемых по ГОСТ 23613-79. 10. Угловые анкерные железобетонные опоры рассчитаны на угол поворота до 60°. 11. Примевение проводов' А 25, А 35 и АС 16 в III районе по гололеду и выше не допускается ввиду их недостаточной перегрузочной спо- собности, а проводов ПСО 5 — во всех районах по гололеду. 12. Габаритные пролеты для опор анкерного типа принимаются в зависимости от типов смежных промежуточных опор. 13. Наибольшие нормативный скоростной напор ветра и толщина стенки гололеда принимаются, исходя из их повторяемости 1 раз в 10 лет. 14. Все металлические детали деревянных и железобетонных опор должны быть защищены от коррозии стойким антикоррозийным покрытием. 15. Неиспользованные отверстия в деревянных деталях необходимо плотно заделать деревянными пробками на битуме. 16. Масса стали для железобетонных опор указана без арматуры железобетонных деталей-
то то {woo) Рис. 8.5. Унифицированные железобе- тонные опоры 6—10 кВ Таблица 8.9. Уаифипироианные дереияиные опоры 35 кВ Тип и условное обозначение Промежуточная одно- цепная П-образная сво- бодностоящая ПД35-1, рис. 8.6, а Расчетные условия Провод Трос AG 50/8 С 35 АС 70/11 С 35 АС 95/16 С 35 1 'Район по го- лоледу I 11 III IV I 11 III IV I II III IV Расчетные пролеты, м Габаритный без тро- сов 240 185 140 120 255 200 165 135 275 240 180 155 с тро- сами - j Вет- ро- вой 310 230 180 150 320 260 200 170 340 280 230 190 Ве- со- вой 550 365 235 170 640 450 305 220 640 555 385 280 Расход материалов дерева, м3, на па- сынках на сваях 2,2 2,3 стали, кг, без троса с тросом 43 51
Продолжение табл. 8.9 Тип и условное обозначение Промежуточная одно- цепная П-образная сво- бодностоящая ПД35-3, рис. 8.6, а То же, но без пасын- ков или свай ПД35-5, рис. 8.6,6 Промежуточная одно- цепная П-образная сво- бодностоящая повышен- ная ПДС35-1, рис. 8.6, в Промежуточная одно- цепная П-образная сво- бодностоящая повышен- ная из лиственницы зим- ней рубки ПДС35-5, рис. 8.6, г Расчетные Провод Трос АС 120/19 С 35 АС 150/24 С 50 АС 50/8 С 35 АС 70/11 С 35 АС 95/16 С 35 АС 120/19 С 35 АС 150/24 С 35 АС 50/8 С 35 АС 150/24 С 50 АС 50/8 С 35 АС 70/11 С 35 АС 95/16 С 35 условия Район по го- лоледу I II III IV I II III IV I II III IV I II III IV I II III IV I п III IV I II III IV I-IV I II 1П IV I II III IV I II III IV Расчетные Габаритный t без тро- сов ■ 275 250 205 175 275 265 220 190, 245 190 145 120 260 205 165 140 270 225 185 155 280 255 210 180 280 270 230 195 с тро- _ — — — - — — — . — — — 205 170 140 115 205 185 155 130 215 210 175 150 215 215 190 160 То же, что ПД35-1 i 275 210 165 135 290 230 185 155 300 250 205 175 235 180 135 115 250 195 160 130 255 215 175 150 пролеты, м Вет- ро- вой 350 320 260 220 360 330 280 240 310 230 180 150 320 260 305 170 340 280 230 190 360 320 260 220 360 330 280 240 Бе- со- вок 740 420 365 245 660 505 325 305 550 365 235 170 640 450 305 220 740 555 385 290 925 605 505 350 915 540 455 320 и для опор j ПД35-3 310 230 180 150 320 260 200 170 340 280 230 190 550-3 365 235 170 640 450 305 220 740 555 385 280 Расход материалов дерева, м3, на на- сыпках на сваях 2,6 2,6 3,1 3,2 Без тро- са 3,0 3,1 С тро- сом 3,3 5 3,4 » 3,3 3,4 стали, кг без троса с тросом 43 51 31 39 43 51 48 63
Продолжение табл. 8.9 Тип и условное обозначение Промежуточная одно- цепная П-образная сво- бодностоящая повышен- ная из лиственницы зим- ней рубки ПДС35-5, рис. 8.6, г Промежуточная одно- цепная П-образная сво- бодностоящая повышен- ная без троса ПДС35-11, рис. 8.6, о Расчетные условия Провод Трос АС 120/19 С 35 АС 150/24 С 50 АС 50/8 АС 96/16 АС 120/19 АС 150/24 Район по го- лоледу I II III IV I 11 III IV I II ш IV i п ш IV I II III IV I II III IV Расчетные пролеты, м Габаритный без тро- сов 320 285 235 220 320 300 255 215 -т \ - - с тро- сами 270 245 200 170 270 260 220 190 | : - - Вет- ро- вой 335' 320 260 220 360 330 280 240 310 230 180 170 340 280 230 190 310 310 260 220 280 280 280 230 Ве- со- вой 925 610 385 270 1020 710 460 320 550 365 235 220 740 555 385 265 925 570 370 245 860 505 . 325 230 Расход материалов дерева, м3, на па- сынках на сваях 3,8 3,8 1,7 1,7 стал!., кг, без троса с тросом 55 63 31 31 t Примечания: 1. Опоры разработаны Украинским отделением «Энергосетьпроект» в 1969 г. для. I — V районов по ветру. 2. Для опор используется сосна второго сорта ГОСТ 9463* —72 с заводской пропиткой или непропитанная лиственница зимней рубки. 3. Разрешается изменение диаметров деталей опор до 4-2 см. 4. Все металлические детали должны быть защищены от коррозии. 5. Все отверстия в деревянных деталях следует сверлить по месту. Неиспользованные отверстия следует плотно заделать деревянными пробками на битуме. 6. Опора с тросами выполняется на базе опоры без тросов понижением траверсы на 2 м и установкой тросодержателей. 7. Для ВЛ 35, ПО и 220 кВ разработаны деревянные упрощенные одноцепные опоры (инв. № 5293 ТМ института «Энергосетьпроект») по типовому проекту J4» 407-4-40 для временной установки на ВЛ. 8. При установке опор ПД35-1, ПД35-3, ПД35-5, ПДС35-1 в IV районе по гололеду диаметр траверсы следует увеличить на 2 см против указанного на чертеже. При установке опор ПД35-1 и ПД35-3 в V районе по ветру для соединения стойки с па- сынком или сваей требуются три болта диаметром 24 мм. 9. Ветровые пролеты для опоры ПД35-1 в IV и V районах по ветру при подвеске провода АС 120/19 в I и И районах по гололеду, для опоры ПД35-5 в V районе по ветру и в I районе по гололеду, а также опоры ПД35-5 в V районе по ветру и I районе по гололеду при подвеске провода АС 150/24 должны быть снижены примерно на 10%. 10. При применении опоры ПДС35-! на ВЛ с проводами АС 50 — АС 120 диаметры деталей опор могут быть уменьшены на 2 см, а расход древесины — соответственно на 0,5 м3. 11. Ветровые и весовые пролеты даны для опор без тросов при их закреплении в средних грун- тах. Для слабых грунтов крепление опор в грунте должно быть усилено. 12. Анкерные угловые опоры для ВЛ 35 кВ применяются те же, что и для ВЛ 110 кВ, согласно табл. 8.10.
Продолжение табл. 8.9 13. Ветровые пролеты для опоры ПДС35-11-, отмеченные звездочкой, приведены для 1 и 11 районов по ветру, в III — V районах по ветру< ветровые пролеты должны быть уменьшены. 14. В условных обозначениях "сталеалюминиевых проводов цифры означают номинальное сечение алюминиевой части провода (числитель) и стального сердечника (знаменатель). frif¥^ Рис. 8.6. Унифицированные деревянные опоры 35 кВ Таблица 8.10. Унифицированные деревянные опоры 110 кВ Тип и условное обозначение Промежуточная одноцепная сво- бодностоящая ПД110-1, ■ рис. 8.7, а Расчетные условия Провод Трос АС 70/11 С 50 АС 95/16 С 50 Район по го- лоледу I II III IV I II III IV Расчетные пролеты, м Габаритный без троса 240 190 155 130 250 210 170 145.. с тро- сами 180 155 125 105 180 170 140 115 Ветро- вой 350 290 220 190 345 305 250 210 Весо- вой 600 450 305 220 600 480 295 265 Расход материалов дерева, м3, напасынках на сваях 2,3 2,4 стали, кг, без троса с тросом 43 51
Тип и условное обозначение Промежуточная одноцелная сво- бодностоящая ПД110-1,рис. 8.7, а То же ПД 110-3- рис. 8.7, а ''" То же, но без пасынков или свай из лиственницы зимней рубки ПД110-5, рис. 8.7,6 • Промежуточная однопепная П-об- разная свободно- стоящая повы- шенная ПДС110-1, рис. 8.7, в Промежуточная одноцепная П-об- разная свободно- стоящая повышен- ная из лиственни- цы зимней рубки ПДС110-5, рис. 8.7, г Расчетные условия Провод Трос АС 120/19 С 50 АС 150/24 С 50 AC 185./29 С 50 АС 70/11 С 50 АС 95/16 С 50 АС 120/19 ' С 50 АС 150/24 С 50 АС 185/29 С 50 АС70-АС 185/29 С 50 АС 70/11 С 50 АС 95/16 С 50 Район по го- лоледу I II III IV I II III IV I II III IV I II III IV I II III IV I II III IV I II III IV I 11 III IV I-IV I II III IV I II III IV Продолжение Расчетные пролеты, м Габаритный без троса 260 240 195 170 260 255 215 185 255 230 200 175 245 195 160 135 255 215 175 150 265 245 200 175 270 260 220 190 260 235 205 180 с тро- сами 190 190 160 135 195 185 170 145 190 190 160 140 190 160 130 ПО 190 175 145 120 200 200 165 140 200 200 175 150 190 190 165 145 Ветро- вой 310 310 260 210 360 360 310 260 325 325 315 260 350 290 220 190 380 310 250 210 400 350 290 240 400 370 310 260 400 370 310 260 Весо- вой 600 430 270 245 550 450 355 280 485 430 290 270 600 450 305 220 600 500 385 280 600 450 390 270 600 400 355 255 575 355 325 230 То же, что и для опор ПД 110-1 и ПД 110-3 280 220 180 150 290 245 200 170 235 190 150 125 240 205 170 145 350 290 220 190 380 310 250 210 600 450 305 220 600 490 300 270 табл. 8.10 Расхол материалов дерева, м3, на пасынках на сваях 2,3 2,4 2,8 2,9 3,2 3,2 3,2 3,3 3,4 3,5 стали, кг, без троса с тросом 43 51 44 52 31 39 44 52 48 56
Продолжение табл. 8.10 Тип и условное обозначение Промежуточная одвоцепная П-об- разная свободно- стоящая повышен- ная из лиственни- цы зимней рубки ПДСПО-5, рис. 8.7, г Промежуточная однонепная П-об- разная свободно- стоящая понижен- ная без троса ПДС110-11, рис. 8.7, д Промежуточная угловая однонеп- ная П-образная свободностоящая на углы поворота 1-30° без троса ПД110-9, рис. 8.7,е Аякерная угловая одноцепная АП- образная свобод- ностоящая без троса УД 110-1, рис. 8.8, а Расчетные условия Провод Трос АС 120/19 С 50 АС 150/24 С 50 АС 185/29 С 50 АС 70/11 АС 95/16 АС 120/19 АС 150/24 АС 185/29 АС 50-АС 185 АС 50/8-0-60°, АС 70/11-0-50°, АС 95/16-0-35°, АС 120/19 -0-20°, АС 150/24 и АС 185/29-0-15° Район по го- лоледу I II III IV I II III IV I II III IV I II III IV I II III IV I II III IV I п III IV I II III IV 1-ГУ I-IV Расчетные Габаритный без троса 305 275 225 195 305 290 245 210 305 265 230 200 — — — — — — — - — _ - — — — — — — - — с тро- сами 250 235 195 165 190 180 165 140 185 185 155 135 — — — — — — — - — — - — — — — _ — — - — пролеты, м Ветро- вой 345* 345* 250* 205* 400" 370 310 260 365 365 305 250 350 290 220 190 380 310 250 210 400* 350* 290* 240* 400* 370* 310* 220* 400* 370* 290* 205* — Весо- вой 600 440 275 250 600 520 335 260 600 460 305 225 600 450 305 220 600 600 380 255 600 555 350 240 600 490 320 220 600 475 290 205 — Расход материалов дерева, м3, на пасынках иа сваях 3,4 3,5 3,9 3,9 М 1,9 4,3 4,5 X м стали, кг, без троса с тросом 48 56 49 64 31 **~ 187 298
Продолжение табл. 8.10 Тип и условное обозначение То же на угол 0 — 60° УД110-5, рис. 8.8,6 Анкерная утл%- вая одноцепная АП-образная сво- бодностоящая с тросом (на базе опоры УД110-1) УД110-3, рис. 8.8,й То же (на базе опоры УД110-5) УД110-7, рис. 8.8,6 ч. Анкерная угло- вая одноцепная П- образная на от- тяжках без троса на угол поворота 0-30° и 30-60° УД110-9, рис. 8.8, в Анкерная угло- вая АП-образная одноцепная без тросов повышен- ная УДСПО-1, рис. 8.8, г То же, но с ме- таллическими тя- гами УДСПО-3, рис. 8.8, д Анкерная угло- вая АП-образная одноцепная без тросов понижен- ная УДСПО-5, рис. 8,8, е Расчетные условия Провод Трос АС 50^ АС 120/19 АС 150/24 и АС 185/29 АС 50/8-0-25°, АС 70/11 и АС 95/16-0-15°, АС 120/19, АС 185/29-0-9° С 35 и С 50 АС 50/8-0-60°, АС 70/11 и АС 95/16-0-50°, АС120/19-0-40ь АС 150/24 и АС 185/29-0-35° С 35, С 50 АС50/8-АС185/29 С 35, С 50 АС 50/8-0-80°, АС 70/11-0-40°, АС 95/16-0-35°, АС 120/19-0-23°, АС 150/24 и АС 185/29-0-18° АС 50/8 -30 -90°, АС 70/11-40-90° АС95/10-35-90° АС 120/19-23-80° АС 150/24 и АС 185/29-18-60° АС 50/8-0-90°, АС 70/11 и АС95/16~0-65°, АС 120/19-0-48°, АС 150/24 и АС 185/29-0-37° Район по го- лоледу I-IV I-IV I-IV I-IV I-IV I-IV I-IV I-IV I-IV I-IV Расчетные пролеты, м Габаритный без троса - - - - с тро- сами - : ■ - - - Ветро- вой - - - - Весо- вой - - - - Расхол материалов дерева, м3, на пасынках на сваях 6,8 7,1 7,1 7,2 7,5 4,9 5,7 10,7 10,3 13,3 4,3 стали, кг, без троса с тросом 501 558 483 691 748 706 403 692 805 209
Продолжение табл. 8.IQ * Ветровые пролеты для опор' ПДС110-5 и ПДСНО-Ц приведены для I и П районов но ветру; в III—V районах ветровые пролеты должны быть-уменьшены. Примечания: 1. См. примечания I — 7 и-14 к табл. 8.9. 2. При установке опор ПДПО-i, ПДЙО-Э в IV райрне по гололеду и опоры ПД110-5 в III и IV районах по гололеду диаметр траверсы следует увеличивать на 1 см против указанного на чертеже опоры. 3. При применении опоры ПДС110-1 на ВЛ 110 кВ с проводами АС 70—АС 120 диаметры деталей опор могут быть уменьшены на 2 см и расход древесины — роответственно на 0,5 м'. 4. Ветровые и весовые пролеты даны для опор без тросов и при их закреплении в средних грунтах. ' 5. Углы поворота для анкерных'угловых-опор приведены для Ш^эайона по ветру и I^IV районов по гололеду при габаритных пролетах нормальных промежуточных опор без тросов. 6. При применении опоры ПД110-9 для проводов АС 50—АС 95 разрешается замена стойки диаметром 22 см на 18 см, а пасынки и свая диаметром 30 см на 24 см, при этом расход древесины на опору уменьшится на 0,5 м3 на пасынках и на 1,1 мЗ на сваях. 7. В IV и V районах по ветру на опоре ПД110-9 для проводов АС 150 и АС 185 допускается угол прворота до 25". Рис, 8.7. Унифицированные промежуточные деревянные опоры 110 кВ
5,2 -4К.-- 1 ^ U,2S г Рис. 8.8. Унифицированные анкерные деревянные опоры ПО кВ
Таблица 8.11. Траверсы из полубревен н брусков для деревянных опор 35—110 кВ Марка провода Из полубревен Диаметр в отру- бе, см Объем древе- сины на тра- версу, м* Из брусков Сечение, мм ПД35-1 ПД35-3 ПД35-5 ПДС35-11 ПДС35-5 ПДС35-11 ВЛ 3 АС 50/8, АС 70/11 АС 95/16 АС 120/9 АС 150/24 АС 50/8, АС 70/11 АС 95/16 АС 120/19 АС 150/24 АС 50/8, АС 70/11 АС 95/16 АС 120/19 АС 150/24 АС 50/8 АС 70/11, АС 95/16 AC 120/J9 АС 150/24 АС 50/8, АС 70/11 АС 95/16 АС 120/19 АС 150/24 5 кВ (рис 18 18 20 22 18 18 18 20 18 18 20 22 18 18 20 20 18 18 20 22 . 8.9) 0,21 0,21 0,26 0,31 " 0,21 0,21 0,21 0,26 0,21 ■ 0,21 0,26 0,31 0,26 0,26 ■ 0,32 0,32 0,21 0,21 0,26 0,31 100x150 100x200 100 х 200 130x150 100x150 100x200 100x200 130x150 100x150 100x200 100x200 130x150 100x150 100x200 100x200 100 х 200 100 х 150 100x200 100x200 130x150 0,2 0,26 0,26 0,25 0,2 0,26 0,26 0,25 0,2 0,26 0,26 0,25 0,2 0,26 0,26 0,26 0,2 0,26 0,26 0,25 ПД110-1 ПД110-3 ПД110-5 ПДСПО-1 ПДС110-5 ПДС110-11 ВЛ 11 АС 70/11 АС 95/16 АС 120/19 АС 150, АС 185 АС 70/11 АС 95/16 АС 120/19 АС 150/84, АС 185/29 АС 70/11 АС 95/16 АС 120/19 АС 150/24, АС 185/29 АС 70/81 АС 95/16 АС 120/19 АС 150/24, АС 185/24 АС 70/81 АС 95/16 АС 120/19 АС 154/24, АС 185/29 0 кВ (рис 18 20 22 22 18 20 22 22 18 20 22 22 30 20 22 22 18 20 22 22 . 8.10) 0,3 0,36 0,43 0,43 0,3 0,36 0,43 0,43 0,3 0,36 0,43 0,43 0,45 0,45 0,54 0,54 0,3 0,36 0,43 0,43 100x180 130x180 130x180 150x200 100x180 100x180 130x180 150x200 100x180 150x200 150x200 150x200 -4 100x180 130x180 130x180 150x200 100x180 130x180 130x180 150x200 0,3 0,4 0,4 0,51 0,3 0,3 0,4 0,51 0,3 0,51 0,51 0,51 0,3 0,4 0,4 0,51 0,3 0,4 0,4 0,51 Примечания: 1. Чертежи разработаны Украинским отделением «Энергосетьпроекта» в 1969 г. ''2. Расчет траверс из полу бревен и брусков произведен на нагрузки весовых пролетов, равных l,25/rag. ь 3. При применении опоры ПД35-5 в IV районе по гололеду с проводом АС 120 требуется траверса из полубревен диаметром 20 см.
Продолжение табл. 8.11 4. При применении опор ПД35-3, ПД35-4, ПДС35-1 и ПДС35-11 в IV районе по гололеду с проводом АС 150 требуется траверса из брусков сечением 100 х 200 мм. 5. При применении опоры ПДС110-5 в IV районе та гололеду, р, проводами АС 150 и АС 185 требуется применение траверсы из полубревен диаметром 24 сЫ. • 6. См. примечание 14 к табл. 8.9. 7. При замене загнивших траверс из круглых бревен в эксплуатации для упрощения технологии ремонтных работ траверсы из полубревен или брусков могут быть установлены по одну сторону от стоек, как это показано на рис. 8.9, г. Такое предложение реализовано в электрических сетях Мосэнерго. 0,25 и t 1,5 * й». I ,1,5 6,6 И Г I , ItfJ- UJ V:;»*- >- = ,—„=». п\ ) 0,25 а) Рис. 8.9, Траверсы из ггалубревен и брусков для опор ВЛ 35 кВ: а — общий вид в плане; б —из полубревен; е —из брусков; г — вариант крепления траверсы из полубревен с одной стороны стоек опоры при замене загнившей круглой траверсы 0,25 ЗЕ 2,0 2,0 Л I _П 2,0 2,0 8,5 0,25 Рис. 8.10. Траверсы из полубревен и брусков для опор ВЛ ПО кВ (узлы те же, что и на рис. 8.9) Таблиц Тип и условное обозначение Промежуточная одно- цепная П-образная сво- бодностоящая ПД220-1, рис. 8.11, а а 8.12. Унифицированные деревянные опоры 220 кВ Расчетные условия Провод Трос АС 300/39 С 70 1 Район по го- лоледу I II III IV Район по ветру I-IV Расчетные пролеты, мм Габа- рит- ный 250 250 235 210 Ветро- вой 400 400 350 270 Весо- вой 820 535 375 270 Расход материалов дерева, м\ без троса с тросом 5,0 5,72 стали, кг, без троса с тросом 94 118
Тип и условное обозначение ■ Промежуточная одно- цепная П-образная сво- бодностоящая ПД220-1, рис. 8.11, а - Промежуточная одно- цепная П-образная сво- бодностоящая, но без пасынков, ПД220-3, рис. 8.11,6 -7 Промежуточная одно- цепная П-образная по- ниженная свободностоя- щая ПДС220-1, рис. 8.11, в Расчетные Провод Трос АС 400/51 С 70 АС 500/64 С 70 • АС 300/39 С 70 АС 400/51 С 70 АС 500/64 С 70 АС 300/39 С 70- условго Район по го- лоледу I II III IV I II III IV I II III IV I II III IV I II III IV I II щ rv I ц III IV I п III IV I II III IV I II III IV I II III IV тъ*х. по - «етру V I-IV V I-IV V • I-V I-V I-V 1-Ш IV V Продолжение табл. 8.12 Расчетные пролеты, мм Габа- ный 250 250 235 210 230 230 205 185 230 230 205 185 210 2№ 190 175 210 210 190 175 250 250 235 210 230 230 205 185 210 210 190 175 — — — — _ — — - Ветро- вой 335 335 335 270 340 340 300 240 290 290 290 240 310 310 280 220 270 270 270 220 400 400 350 305 340 340 300 270 310 310 280 245 400 400 350 270 385 385 350 270 320 320 320 270 Вессь вой 820 535 375 270 660 445 320 240 660 445 320 240 550 395 285 220 550 395 285 220 920 «00 420 305 740 500 360 270 625 44Q 320 245 820 535 375 270 820 535 375 270 820 535 375 270 Расход материалов дерева, м3, без троса с тросом 5,0 5,72 5,8 6,8 3,5 4,2 стали, кг, без троса с тросом 94 118 , 76 101 75 99
Продолжение табл. 8.12 Тип и условное обозначение Промежуточная одно- цепная П-образная пони- женная свободностоящая ПДС220-1, рис. .8.11, в ч. Анкерная угловая од- ноцепная без тросов на угол поворота 0 — 7°, УД220-1, рис. 8.12, а То же, но с тросом на угол поворота 0 — 3°, УД220-5, рис. 8.12, а Анкерная угловая од- ноцепная без тросов на угол поворота до 50 — 60°, УД220-3, рис. 8.12, а То же, но с тросами на угол поворота щ 32-4Г, УД220-7, рис. 8.12, а Анкерная угловая по- вышенная без тросов на угол поворота 0 — 7°, УД220-1, рис. 8.12,6 Расчетные условия Провод Трос АС 400/51 С 70 АС 500/64 С 70 АС 300/39, АС 400/51, АС 500/64 С 70 АС 300/39, АС 400/51, АС 500/64 С 70 АС 300/39, АС 400/51, АС 500/64 АС 300/39, АС 400/61, АС 500/64 С 70 АС 300/39, АС 400/51, АС 500/54 Район по го- лоледу I II III IV 1 II III IV I II га IV i п ш IV i и m IV I-IV I-IV I-IV I-IV I-IV Район по ветру I-IV V I-III IV V I-V I-V 1-V 1-V I-V Расчетные пролеты, мм Габа- рит- ный - - — - - - Ветро- вой 340 340 300 240 280 280 280 240 310 310 280 220 300 300 280 220 255 255, 255 220 — - - - - Весо- вой 660 445 320 240 660 445 320 240 560 395 285 220 560 395 285 220 560 395 285 220 — - - - - Расход материалов дерева, м3, без троса с тросом 3,5 4,2 11,0 П~б 11,0 П£ 15,5 стали, кг, без троса с тросом 75 99 561 796 892 Й27 629
Продолжение табл. 8.12 Тип и условное обозначение То же, но с тросом на угол поворота 0—3°, УДС220-5, рис. 8.12, б Анкерная угловая по- вышенная без тросов на угол поворота 50 — 60° УДС220-3, рис. 8.12, в То же, но с тросом на угол поворота 32—41 ° УДС220-7, рис. 8.12, й Расчетные условия Провод Трос АС 300/39, АС 400/51, АС 500/64 С 70 АС 300/39, АС 400/61, АС 500/64 АС 300/39, АС 400/51, АС 500/64 С 70 Район по го- лоледу i-rv i-rv i-rv по вет- РУ I-V I-V I-V Расчетные пролеты, мм Габа- рит- ный - - — Ветре вой - - — Весо- вой - — Расход материалов дерева, м3 без троса с тросом 16Д 13,3 13^9 стали, кг, без троса с тросом 864 1120 ' 1353 Примечания: 1. См. примечания 1—7 к табл. 8.9. 2. Опоры с тросами вьшолняются на базе опор без тросов наращиванием тросостоек, установкой тросовой траверсы с заварными крюками для крепления тросов и металлической тяги. 3. В качестве концевых опор предусматривается применение стальных опор (см. табл. 8.22). 4. Длина поддерживающих гирлянд принята равной 2,0 м. 5. Верхние торцы деревянных деталей защищаются битумной пастой. 6. Углы поворота на анкерных угловых опорах приведены для III района по ветру и для габа- ритных пролетов соответствующих деревянных промежуточных опор без тросов. Для других условий допустимые углы поворота определяются при конкретном проектировании расчетом. 7. Допустимые углы поворота на опорах УД220-3 и УДС220-3: Марка провода Район по гололеду Угол поворота I 60° "АС 300/39 II 55° III 50° IV 50° I 60° АС 400/51 II 50° III 50° IV 50° АС 500/64 I 50° II 50° III 50° IV 50° Допустимые углы поворота на опорах УД220-7 и УДС220г7: *- Ж -* Марка провода Район по гололеду Угол поворота I 41° АС 300/39 II 35° III 32° IV 32° I 38° АС 400/51 II 33° III 32° IV 32° АС 500/64 I 38° II 33° III 32° IV 32° 8. Анкерные угловые опоры допускают разность тяжений по каждому проводу 8000 Н (нагрузки нормативные). 9. На опорах УД220-3 и УДС220-7 при углах поворота 15 — 60° на траверсе со стороны внешнего угла для оттяжки шлейфа требуется подвесная гирлянда, а при углах поворота 7—30° эта гирлянда подвешивается со стороны внутреннего угла.
Рис. 8.11. Унифицированные деревянные промежуточные опоры 220 кВ Рис. 8.12. Унифицированные де- ревянные анкерные опоры 220 кВ
Таблица 8.13. Унифицирвванные железобетонные опоры 35 кВ Тип и условное обозначение Расчетные условия Провод Район по го- лоледу Угол пово- рота, град Расчетные пролеты, м Габа- рит- ный Ветро- вой Весо- вой Расход материа- лов: бетона, м3 стали, кг На вибрированных стойках Промежуточная од- ноцепная свободно- стоящая ПБ35-1в, рис. 8.13, а То же ПБ35-Зв, рис. 8.13,5 Анкерная угловая одноцепная на от- тяжках на угол 60° УБ35-1в, рис. 8.13, в То же трехстоечная свободностоящая на угол 60° УБ35-ЗВ, рис. 8.13, г Промежуточная угловая одноцепная с оттяжкой ПУС35-1в, рис. 8.13, д АС 70/11 АС 95/16 АС 150/24 АС 70/11 АС 95/16 АС 150/24 АС 70/11 АС 95/16 АС 150/24 АС 70/11 АС 70/11 АС 95/16 АС 150/24 I II I II I II III IV ш rv III rv I II HI IV I II Ш IV I II in IV I II III IV I II Ш IV I II III IV I II III IV _ — — - — - — - 60 60 60 60 60 60 60 60 60 60 55 55 60 18 18 15 15 12 12 10 10 6 6 4 4 195 •465 200 180 210 210 125 105 140 115 170 150 — — — - — — — - — — - — — - _ — — - — — - _ — — 275 230 280 250 295 295 175 145 195 160 . 220 180 195 165 125 105 200 180 140 115 210 210 , 170 150 195 165 125 105 . 175 155* 125 105* 180 170 140 115 190 190 170 150 245 205 250 225 260 260 155 130 175 145 210 190 290 250 190 160 300 270 210 170 315 315 225 225 290 250 190 160 220 195 155 225 225 210 175 145 240 240 210 190 1,42 72 - 1,42 72 ,1,42 508 4,26 81 1,42 131
Продолжение табл. 8.13 Тип и условное обозначение Анкерная угловая одноцепная на оттяж- ках повышенная на угол 60° УСБ35-1в, рис.8.13,е % Расчетные условия Провод АС 70/11 АС 95/16 АС 150/24 Район по го- лоледу I II III IV 1 11 III IV 1 и III IV Угол по- ворота, град 60 60 60 60 60 60 60 60 60 60 55 55 Расчетные пролеты, м Габа- рит- ный - - Ветро- вой 195 165 125 105 200 180 140 115 210 210 170 150 Весо- вой 290 250 190 160 300 270 210 170 315 315 255 255 Расход материа- лов: бетона, м3 стали, кг 1,42 573 На центрифугированных стойках Промежуточная од- ноценная свободно- стоящая ПБ35-1, рис. 8ЛЗ,ж То же ПБ35-3, рис. 8.13,3 Промежуточная двухцепная свободно- стоящая ПБ35-2, рис. 8.13, и То же ПБ35-4, рис. 8.13, к АС 95/16 АС 120/19 АС 150/24 АС 95/16 АС 120/19 АС 150/24 АС 95/16 АС 120/19 АС 150/24 АС 95/16 АС 120/19 АС 150/24 1 II I II I 11 III IV 111 IV III IV I 11 1 11 I II 111 IV III IV HI IV - - - - - - - - - - 340 280 275 215 375 330 220 185 250 210 265 230 275 230 290 255 265 255 155 135 180 155 190 165 465/380 390/370 450/345 420/315 400/300 400/300 285/260 245/200 330/280 255/195 345/245 270/190 340/270 380/270 300/240 300/240 265/210 265/210 205/150 170/120 210/145 165/115 200/140 160/110 425 350 425 395 425 400 270 225 295 250 320 270 320 290 330 305 330 320 195 150 205 175 220 190 1,67 122 1,67 118 1,81 299 1,67 299
Продолжение табл. 8.13 Тип и условное обозначение Анкерная угловая одноцепная с оттяж- кой на угол 60° УБ35-11, рис.8.13,л Концевая одноцеп- ная с оттяжкой КБЗ 5-110-1, рис. 8.13,м Промежуточная угловая одноцепная с оттяжкой ПУСБ35-1, рис. 8.13,н Расчетные условия Провод АС 95/11-АС 150/24 АС 50/8 АС 185/29 АС 95/11 АС 150/24 Район по го- лоледу I-IV I-IV I II III IV I II III IV Угол по- ворота, град 60 0-10° 20-90° (угол на портал) 35 35 31 31 18 18 15 15 Расчетные пролеты, м Габа- рит- ный — - 300 250 205 175 320 295 255 215 Ветро- вой — - 300 250 205 175 320 295 255 215 Весо- вой — - 375 310 255 220 400 370 320 270 Расход материа- лов: бетона, м3 стали, кг 2,32 270 2,32 771 (816) 1,67 211 Примечания: 1. Опоры разработаны Северо-Западным отделением Энергосетьпроекта для III района по ветру. -^ 2. На всех опорах, кроме УБ35-Зв, может быть подвешен трос С 35, для чего необходимо устано- вить тросостойки, заказываемые и поставляемые отдельно. 3. Анкерные угловые опоры могут быть использованы в качестве концевых. 4. Значение ветровых пролетов для промежуточных опор указаны в числителе для опор без грозо- защитных тросов, в знаменателе с грозозащитными тросами. 5. Все стойки поставляются с приваренными наружными стержнями заземления. 6. Для опор УБ35-1в и УСБ35-1в с тросом предельный угол поворота для провода АС 150 принима- ется 40°. 7. Для опоры ПУСБ35-1в, устанавливаемой без оттяжки, угол поворота должен быть уменьшен до 0—10° в зависимости от марки провода и района по гололеду. При этом необходима установка одного ригеля у поверхности земли. *■ 8. Для опоры ПБ35-2 при подвеске проводов АС 95 допускается установка сФоек типа СК-1 вместо СК-2, при этом ветровые пролеты не должны нревышать габаритные. 9. Опора УБ35-11 может быть установлена без оттяжки, при этом угол поворота должен быть ограничен до 25 — 55° для опор без троса и до 18 — 33° для опор с тросом в зависимости от марки провода и района по гололеду. 10. Опора ПУСБ35-1 может быть установлена без оттяжки, при этом угол поворота должен быть ограничен от 0—7°, в зависимости от марки провода и района по гололеду. Кроме того, необходима установка одного ригеля у поверхности земли. 11. В районах с частой и интенсивной пляской проводов опоры ПУСБ35-1, 11Б35-3 устанавливаются с сокращенным пролетом, равным 0,8 габаритного. 12. В марке сталеалюминиевых проводов цифры означают: в числителе — номинальное сечение алюминиевой части провода, а в знаменателе — сечение стального сердечника.
iva*. , ч 1J5, 1 1,0 \ СК-1 ч •^ *■■ <*. ^ |eV \ , v.* г-. 1 н) Рис. 8.13. Унифицированные железобетонные опоры 35 кВ
Т а б лица 8.14. Тип и условное обозначение Промежуточная одно- цепная свободностоящая ПБ110-1, рис. 8.14,а То же ПБ110-3, рис. 8.14, б То же ПБ110-5, рис. 8.14, в Промежуточная угло- вая одноцепная с оттяж- кой на угол поворота до 8° ПУСБПО-1, рис. 8.14, г Промежуточная одно- цепная свободностоящая повышенная ПСБПО-1, рис. 8.14, д Анкерная угловая од- ноцепная свободностоя- щая (или с оттяжками) на угол поворота до 60е УБПО-1-1, рис. 8.15,а Унифицированные и типовые железобетонные опоры 110 кВ Расчетные условия Провод Трос АС 70/11 С 50 АС 95/16 С 50 АС 120/19 С 50 АС 150/24 С 50 АС 185/29 С 50 АС 240/32 С 50 АС 70/11 С 50 АС 95/16 С 50 АС 120/19 С 50 АС 150/24 С 50 АС 185/29 С 50 АС 240/32 С 50 АС 70/11-АС 240/32 С 50 АС 70/11-АС 240/32 С 50 АС 70/11-АС 240/32 С 50 Район по го- лоледу I П I II I II I II I II I II III IV III IV III IV III IV III IV га IV I-IV I-IV I-IV Расчетные пролеты, м Габа- рит- ный 295 235 310 Я55 340 285 330 300' ззо- 310 325 315 190 155 210 175 235 200 250 220 265 220 260 230 — До 410 Ветро- вой 385 330 375 355 350 350 325 325 350 350 335 335 265 215 295 245 305 235 280 225 27Q 210 255 205 До 240 п. До 515 Весо- вой 370 295 385 320 375 340 375 355 380 370 370 370 240 195 260 220 295 250 310 275 380 275 325 255 До 240 До 460 Расход материа- лов бетона, м3 стали, кг 1,67 216 1,81 216 1,81 255 . 1,81 ~414~ 2,52 2,32 467(801)
Продолжение табл. 8.14 Тип и условное обозначение Анкерная угловая од- ноцепная свободностоя- щая (или с оттяжками) УБПО-13, рис. 8.15,6 То же, но пониженная на 3 м УСБ110-17, рис. 8.15, в То же, но повышенная на 3,5 м УСБИО-5, рис. 8.15, г То же, но повышенная на 0,5 м УСБПО-9, рис. 8.15, д Анкерная угловая сво- боднортоящая на стой- ках диаметром 800 мм УБ110-7, рис. 8.15,е То же УБ110-7-1, рис. 8.15, ж То же УБ110-9, рис. 8.15,3 То же УБ110-9-1, рис. 8.15, и То же, но повышенная на 3 м УБ110-19, рис. 8.15, к То же УБ110-19-1, рис. 8.15, л То же, но повышенная на 6 м УБ110-23, рис. 8.15, л« То же УБ110-25, рис. 8.15, н Анкерная угловая од- ноцепная на оттяжках на угол поворота до 60 е УБ110-1, рис. 8.15, о Расчетные условия Провод Трос АС 95/16-АС 240/32 С 50 АС 95/16-АС 240/32 С 50 АС 70/11-АС 240/39 С 50 АС 70/11-АС 240/39 С 50 АС 95/16-АС 240/32 С 50 АС 95/16-АС 240/32 С 50 АС 150/24-АС 240/32 АС 150/24-АС 240/32 С 50 АС 95-16-АС 240/32 С 50 АС 95/16-АС 150/24 С 50 АСГ95/16-АС 240/32 С 50 АС 95/16-АС 240/32 С 50 АС 70/11-АС 240/32 С 50 Район по го- лоледу I-IV I, II I-IV I, И I-IV I-IV I-IV I-IV I-IV I-IV I-IV I-IV I-IV Расчетные пролеты, м Габа- рит- ный - - - - - - - - - - - - Ветро- вой До 500 До 500 До 500 До 500 - - - - - - - - До 500 Весо- вой До 750 До 750 До 750 До 750 - - - - - - - - До 750 Расход материа- лов: бетона, м3 стали, кг 4,63 599 (845) 4,64 ~60СГ 5,0 579 (850) 5,0 585 3,68 376 3,09 371 7,36 789~ 6,88 784 3,68 553 3,09 ~52Т 3,68 919 7,36 1887 2Д 1526
Продолжение табл. 8.14 Тип и условное обозначение То же, но повышенная на 3,7 м УСБИО-1, рис. 8.15, и То же, но пониженная на 2 м УСБПО-3, рис. 8.15,р Концевая одноцелная на оттяжках на угол поворота до 60е КСБПО-1, рис. 8.15, с Промежуточная двух- пепная свободностоя- щая ПБ110-2, рис. 8.16,а То же ПБ110-4, рис. 8.16,6 То же ПБ110-6, рис. 8.16, в То же ПБ110-8, рис. 8.16, г Анкерная угловая двухцепная свободносто- ящая на стойках диа- метром 800 мм УБ110-2, рис. 8.16,<Э Расчетные условия Провод Трос АС 70/11-АС 240/32 С 50 АС 70/11-АС 240/32 С 50 АС 70/11-АСО 240/32 С 50 АС 70/11 С 50 АС 95/16 С 50 АС 120/19 С 50 АС 185/29 С 50 АС 240/32 С 50 АС 70/11 С 50 АС 95/16 С 50 АС 120/19 С 50 АС 150/24 С 50 АС 185/29 С 50 АС 240/32 С 50 АС 70/11-АС 240/32 С 50 Район по го- лоледу I-IV I-IV I-IV I II I II I II I II I II III IV III IV III IV III IV III IV III IV I-IV Расчетные пролеты, м Габа- рит- ный - - - 275 215 260 235. 275 250 275 275 275 275 145 120 160 135 170 145 235 200 235 205 240 215 — Ветро- вой До 500 До 500 До 500 280 280 245 245 220 220 285 285 275 275 185 145 175 140 160 130 250 205 ■Л 240 200 235 195 Весо- вой До 750 До 750 До 750 310 250 325 275 275 275 345 345 330 330 . Ь80 150 200 165 210 180 295 250 295 255 295 245 Расход материа- лов: бетона, м3 стали, кг 2,1 1789 2Д 1551 2Д 1967 1,81 522 2,52 " 422 1,67 522 2,52 484 3,68 899
Продолжение табл. 8.14 Тип и условное обозначение То же УБ110-4, рис. 8.16,е То же, но повышенная на 3 м УСЕ 110-2, рис. 8.16, ж То же УСБ110-4, рис. 8.16,3 Расчетные условия Провод Трос АС 70/11-АС 240/32 С 50 АС 70/11-АС 240/32 С 50 АС 70/11-АС 240/32 С 50 Район по го- лоледу I IV I-IV I-IV Расчетные пролеты, м Габа- рит- ный - - - Ветро- вой - - - Весо- вой - - - Расход материа- лов: бетона, м3 стали, кг 7,36 1878 3,68 1808 7,36 3699 Примечания: 1. Опоры разработаны Северо-Западным отделением Энергосетьпроекта для I—III районов по ветру. 2. Длина поддерживающей гирлянды принята 1,3 м. 3. Расчетные габаритные пролеты для анкерных угловых опор обычно принимаются те же, что и для соответствующих промежуточных опор. Предельные ветровые и весовые пролеты для этих опор указаны на монтажных схемах в зависимости от марки проводов и района по гололеду. 4. Предельный уюл поворота на опорах ПУСБПО-1 и ПУСБПО-3 для проводов АС 240/32 в IV районе по гололеду 6°. 5. Анкерные угловые опоры со стойками диаметром 800 мм применяются с ограничением углов поворота в зависимости от марки провода, районов климатических условий в соответствии с указаниями на монтажных схемах опор. 6. Для опор типов УБП0-13, УСБПО-17, УСБП0-5 и УСБПО-9 без оттяжек углы поворота ограничены в зависимости от марки провода и указаны на монтажных схемах. 7. Для опор типов УБ110-3 и УСБ 110-5 в скобках указан расход стали для III и IV районов по гололеду. 8. См. примечание 12 к табл. 8.13. 7Ш СК Ч- Ю Рис. 8.14. Унифицированные промежуточные железобетонные опоры ПО кВ
Рис. 8.15. Унифицированные и типовые анкерные угловые железобетонные опоры НО кВ
53^85 Рис. 8.16. Унифицированные и типовые двухцепные железобетонные опоры ПО кВ / 42 ъ$ ) „ .1 -,jj Л ?л -/А^ с= ■^ •*?■ ^ м> - ^ ' " 1л <n>%^w м~ ' Г 1 &S ! о) Рис. 8.17. Унифицированные железобетонные опоры 150 кВ
Таблица 8.15. Унифицированные железобетонные опоры 150 кВ Тип и условное обозначение Промежуточная одноцеп- ная свободностоящая ПБ150-1 (ПБ150-Щ рис. 8.17,а Промежуточная двухцеп- ная свободностоящая ПБ150-2, рис. 8.17,5 ' Промежуточная одноцеп- ная свободностоящая пор- тальная ПСБ150-1, рис. 8.17, в Расчетные условия Провод АС 120/19 АС 150/24 АС 185/29 АС 240/32 АС 120/19 АС 150/24 АС 185/29 АС 240/32 АС 120/19 АС 150/24 АС 185/29 АС 240/32 Район по го- лоледу I II III IV I II III IV I II III IV I п ш IV I II III IV I II III IV I II III IV I II III IV I II III IV I II III IV I U III IV I II III IV Расчетные пролеты, м Габарит- ный 290 245 205 175 275 ~ 255 220 190 275 265 230 200 270 270 235 210 290 245 205 175 275 255 220 190 250 250 230 200 245 245 225 200 385 325 270 230 385 340 285 245 385 350 305 285 380 360 315 275 Ветро- 370 345 290 220 365 355 285 210 350 350 270 295 335 335 255 190 325 325 250 195 280 280 250 185 255 255 230 180 250 250 215 170 490 455 365 300 -• 465 :Ь 455 355 285 415 415 345 270 400 400 330 265 Весо- вой 310 285 235 205 310 305 255 225 310 310 270 235 305 305 280 230 310 295 240 205 ^ 310 305 255 225 310 310 270 225 305 305 270 215 435 415 340 . 285 435 420 355 305 435 420 380 330 430 425 370 325 Расход материа- лов: бетон, м3 сталь, кг 1,81 316 (1,97) (296) -2,52 596 3,34 360
Продолжение табл. 8.15 Примечания: 1. Опоры разработаны Северо-Западным отделением Энергосетьпроекта для III района по ветру и на подвеску троса С 50 2. Опора ПБ150-11 применяется при условии согласования с заводом-изготовителем. 3. Стойки СК-4 для опор ПБ150-2 в стержневом варианте армирования могут применяться только в I и II районах по гололеду. 4. Длина поддерживающих гирлянд принята 1,7 м. 5. См. примечание 12 к табл. 8.13. Таблица 8.16. Тип и условное обозначение Промежуточная одно- цепная свободностоящая ПБ220-1, рис. 8.18,я То же ПБ220-3, рис. 8Л 8, б Промежуточная одно- цепная свободностоящая портальная ПСБ220-1, рис. 8.18, в Промежуточная yi ло- вая одноцепная свобод- ностоящая ПУСБ220-1, рис. 8.18, г Промежуточная двух- цепная свободностоящая ПБ220-4, рис. 8.18, д То же ПБ220-12, рис. 8.18, е Унифиииронанные и типовые железобетонные Расчетные условия Провод Трос АС 300/39 С 70 АС 400/51 С 70 АС 300/39 С 70 АС 400/51 С 70 АС 300/39 С 70 АС 400/51 С 70 АС 300/39 АС 400/51 С 70 АС 300/39 С 70 АС 400/51 С 70 АС 300/39 С 70 АС 400/51 С 70 Район по го- лоледу I II III IV Г II III IV г II I II I II III IV I II III IV I-IV I II I II I II III IV I II III IV опоры 220 кВ Расчетные пролеты, м Габа- ритный 310 310 280 230 310 310 280 220 320 320 320 320 350 345 305 270 350 350 320 375 310 310 310 310 430 410 365 320 430 430 380 345 Ветро- вой 360 360 280 215 315 315 260 205 335 335 320 320 425 425 375 295 370 370 345 275 ' 360 360 315 315 465 465 495 410 440 440 440 390 Весо- вой 360 360 325 285 360 360 340 255 400 400 370 370 400 400 355 320 400 400 380 345 360 збо 360 360 540 510 485 400 545 540 475 430 Расход материалов: бетона, м-1 стали, кг 2,52 452 2,52 577 3,62 429 2,52- ^55~ 5,03 933 5,03 2548
Продолжение табл. 8.16 Тип и условное обозначение Анкерная угловая од- ноцепная свобояностоя- щая (или с оттяжками) УБ220-1, рис. 8.18, ж То же на оттяжках на угол поворота до 60° УБ220-3, рис8.18,з Анкерная угловая на оттяжках повышенная на 3,8 м УСБ220-1, рис. 8.18, и То же свободностоя- щая со стойками диа- метром 800 мм УБ220-7, рис. 8.18, к То же УБ220-7-1, рис. 8.18, л То же УБ220-9, рис. 8.18, м То же УБ220-9-1, рис. 8.18, и То же повышенная на 3 м УСБ220-3 (УСБ220-5), рис. 8.18, а То же повышенная на 6 м УСБ220-7, 8.18, п Расчетные условия Прояод Трос АС 300/39, АС 400/51 С 70 АС 300/39, АС 400/51 С 70 АС 300/39, АС 400/51 С 70 АС 300/39, АС 400/51 С 70 АС 300/39, АС 400/51 С 70 АС 300/39, АС 400/51 С 70 АС 300/39, АС 400/51 С 70 АС 300/39, АС 400/51 С 70 АС 300/39, АС 400/51 С 70 Район по го- лоледу I-IV I-IV I-IV I-IV I-IV I-IV I-IV I-IV I-IV Расчетные пролеты, м Габа- ритный - - - - — — — — " Ветро- вой - - - - — — — — " Весо- вой - - - - - — — — — X Расход материа- лов: бетона, м3 стали, кг 2,56 1643(1825) 2,56 1807 2,56 1934 3,09 846 3,68 846 -6,18 1773 7,36 1773 3,68(7,36) 874(1866) 7,36 2335 Примечания: 1. Опоры разработаны Северо-Западным отделением «Энергосетьпроекта» для III района по ветру. 2. Длина поддерживающей гирлянды принята 2,4 м. 3. При применении опоры ПБ220-1 в IV районе по гололеду с проводом АС 400/51 высота до нижней траверсы принимается 14,5 м. 4. Для опор типов ПУСБ220-1, УСБ220-1, УСБ220-3, УСБ220-5, УСБ220-7, УСБ220-1, УБ220-7, УБ220-7-1, УБ220-9, УБ220-9-1 предельные углы поворота для различных марок проводов и клима- тических условий указаны на монтажных схемах опор. 5. Стойка СК-5 в стержневом варианте армирования может применяться только в I и II районах по гололеду.
Рис. 8.18. Унифицированные и типовые железобетонные опоры 220 кВ
Рис. 8.18. Продолжение Таблица 8.17. Умифицированвые и типовые железобетонвые опоры 330 кВ Тип и условное обозначение Промежуточная одно- цепная свободностоящая портальная ПБ330-7Н, рис. 8.19, а То же двухцепная ПБЗЗО-4, рис. 8.19,5 Расчетные условия Провод Трос 2 х АС 300/39 С 70 2 х АС 400/51 С 70 2 х АС 300/39 С 70 2 х АС 400/51 С 70 Район по го- лоледу I II III IV I II III IV I II III IV I II III IV Расчетные пролеты, м Габа- ритный 450 425 375 335 450 440 395 355 290 290 260 230 290 290 275 245 Ветро- вой 450 425 375 335 450 X 440 ** 395 355 290 290 260 230 290 290 275 245 Весо- вой 560 530 470 420 560 550 495 445 350 360 325 285 360 36С 345 305 Расход материа- лов: бетона, м3 стали, кг 5,03 1511 5,04 2914
Продолжение табл. 8.17 Тип и условное обозначение Анкерная угловая од- ноцепная на оттяжках на угол поворота до 60° УБЗЗО-5 (УБЗЗО-7), рис. 8.19, в «Г'. Расчетные условия Провод Трос 2 х АС 300/39, 2 х АС 400/51 С 70 Район по го- лоледу [-IV Расчетные пролеты, м Габа- ритный Ветро- вой Весо- вой Расход лов: бетона, м3 стали, кг 11,1 2304 Примечания: 1. Опоры разработаны Северо-Западным отделением Энергосетьпроекта для I —III районов по ветру. 2. Длина поддерживающей гирлянды принята 3,4 м. 3. Опора УБЗЗО-5 (УБЗЗО-7) применяется с ограничением углов поворота ВЛ в соответствии с указаниями на монтажной схеме опоры. "~?33й Рис. 8.19. Унифицированные и типовые железобетонные опоры 330 кВ Таблица 8.18. Тип и условное обозначение Промежуточная одно- цепная на оттяжках ПБ500-1, рис. 8.20,я Унифицированные и типовые Расчетные условия "" Провод Трос 3 х АС 330/43 С 70 Район по го- лоледу I II ш IV I II III IV железобетонные Район по ветру III IV-V опорь 500 кВ Расчетные пролеты, м Габа- рит- ный 380 380 340 300 370 370 330 290 Вет- ро- вой 560 560 515 455 465 405 375 340 Весо- вой 550 550 465 430 555 555 490 430 Расход материа- лов: бетона, м3 стали, кг 5,13 2580
Продолжение табл. 8.18 Тип и условное обозначение Промежуточная одно- цепная на оттяжках ПБ500-1, рис. 8.20, с То же ПБ500-3, рис. 8.20,6 Промежуточная одно- цепная свободностоящая ПВС-500, рис. 8.20, в То же ПБ500-5Н, рис. 8.20, г То же ПБ500-7Н, рис. 8.20, д Расчетные условия Провод Трос 3 х АС 400/51 С 70 3 х АС 500/64 С 70 3 х АС 330/43, 3 х АС 400/51 С 70 3 х АС 330/43, 3 х АС 400/51 С 70 3 х АС 330/43, 3 х АС 400/51 С 70 3 х АС 330/43, 3 х АС 400/51 С 70 Район по го- лоледу I II III IV I II III IV I II III IV I II III IV I II III IV II-III II III IV Район по ветру III IV-V III IV-V IV-V IV-V IV-V IV-V Расчетные пролеты, м Габа- рит- ный 385 385 350 315 380 380 345 310 355 355 325 295 350 350 320 290 450 450 405 365 360 345 355 300 Вет- ро- вой 525 525 425 440 380 380 350 320 480 480 440 400 350 350 320 290 450 450 415 365 360 430 390 300 Весо- вой 500 500 400 400 500 500 400 400 440 440 400 365 440 440 400 365 560 560 505 455 450 495 440 340 Расход лов: бетона, м3 стали, кг 5,13 2580 6,35 2240 5,03 3570 5,03 2460 5,03 2270 Примечания: 1. Опоры разработаны Отделением дальних передач'и Северо-Западным от- делением Энергосетьпроекта. 2. Длина поддерживающей гирлянды принята 4,5,1ц. 3. Для IV, V районов по ветру принят скоростной напор 800 Па. 4. Опора ПВС-500 применялась до 1984 г.
WS u. tt,0 Рис. 8.20. Унифицированные и типовые железобетонные опоры 500 кВ 70S 70S Рис. 8.21. Железобетонные опоры 750 кВ
Таблица 8.19. Железобетонные оперы 750 кВ Тип и условное обозначение Промежуточная одно- цепная свободностоящая ПБ750-1, рис. 8.21, а То же ПБ750-3, рис. 8.21,6 Расчетные условия Провод Трос 4 х АС 500/27 2 х АС 70/72 5 х АС 300/66 2 х АС 70/72 5 х АС 300/39 '2 х АС 70/72 5 х АС 300/66 2 х АС 70/72 5 х АС 400/22 2 х АС 70/72 5 х АС 400/51 2 х АС 70/72 Район по го- лоледу II III II III II ш II III II III II ш Район по ветру IV IV IV IV IV IV Расчетные пролеты, м Габа- рит- ный 430 385 485 -435 450 400 490 435 420 375 470 420 Вет- ро- вой 430 430 485 485 450 400 490 435 420 375 470 420 Весо- вой 540 480 610 485 560 400 610 480 525 410 560 460 Расход материа- лов: бетона, м3 стали, кг 13,92 5630 13,92 5790 Примечания: 1. Опоры разработаны Северо-Западным отделением Энергосетьпроекта. 2. Длина поддерживающей гирлянды принята 7,5 м. 3. Опоры приняты для опытно-промышленного внедрения. 4. Весовой пролет для опоры ПБ750-3 при подвеске проводов 5 х АС 400/51 во П районе по гололеду ограничен по прочности поддерживающих гирлянд изоляторов. Таблица 8.20. Унифицированные стальные опоры 35 кВ Тип и условное обозначение Промежуточная одно- цепная свободностоящая П35-1, рис. 8.22, с Расчетные условия Провод АС 70/11 АС 95/16 АС 120/19 АС 150/24 Район по го- лоледу I II III IV I II III IV I II III IV I Расчетные пролеты, м Габа- рит- ный 315 250 190 160 330 270 210 180 360 305 240 205 350 Ветро- вой 315 315 265 225 330 330 295 255 360 360 335 290 350 Весо- вой 395 315 235 200 ъ 41° 340 260 225 450 380 300 255 440 Масса, кг, без цинка с цинком 1500 1560 IV гш 295 260
Продолжение табл. 8.20 Тип и условное обозначение Промежуточная двух- цепная свободностоящая П35-2, рис. 8.22,6 % ■*. Промежуточная двух- цегшая свободностоящая пониженная ПС35-2, рис. 8.22, в Промежуточная двух- цепная свободностоящая для горных районов ПС35-4, рис. 8.22, г Анкерная угловая одно- одноцепная свободно- стоящая на угол поворо- та до 60° У35-1, рис. 8.22, д То же У35-3, рис. 8.22, е Анкерная угловая двухцепная свободно- стоящая на угол поворо- та до 60° У35-2, рис. 8.22, ж То же У35-4, рис. 8.22,3 Расчетные условия Провод АС 70/11 АС 95/16 АС 120/19 АС 150/24 АС 70/11- АС 150/24 АС 70/11 - АС 150/24 АС 120/19- АС 150/24 АС 70/11 - АС 95/16 АС 120/19- АС 150/24 АС 70/11- АС 95/16 Район по го- лоледу I II Ш IV I II III IV I II III IV I II III IV 1-IV I-IV I-IV I-IV I-IV 1-IV Расчетные пролеты, м Габа- рит- ный 295 235 165 140 310 255 180 155 330 285 205 175 335 290 210 180 - - — - - Ветро- вой 295 295 230 195 310 310 255 220 330 330 290 245 335 335 295 250 - - — - - Весо- вой 370 295 205 175 390 320 225 190 415 355 255 220 420 360 260 225 — - — - - Масса, кг, без цинка с цинком 1860 1930 1670 1750 2100 2180 2960 3080 1640 1700 4380 5020 2800 2900 Примечания: 1. Опоры разработаны Северо-Западным отделением Энергосетьпроекта для III района по ветру, кроме опоры ПС35-4, которая рассчитана для V района по ветру. 2. Все опоры рассчитаны на трос С 35, который подвешивается на специальных тросостойках. 3. Высота опоры П35-1 до нижней траверсы в I и II районах по гололеду 15 м, а в III и IV — 14 м; для опоры П35-2 — соответственно 14 и 12 м.
Продолжение табл. 8.20 4. На тросовых участках ВЛ 35 кВ с проводами АС150 пролеты должны быть яе более 240 м, в I, 180 м во II и 120 м в III и IV районах по гололеду. 5. Все опоры 35 кВ поставляются без тросостоек. Тросостойки заказываются отдельно. Для возможности плавки гололеда разработаны специальные повышенные тросостойки высотой 5 и 6 м для промежуточных опор и высотой 3,95 м для анкерных угловых опор. 6. Анкерные угловые опоры У35-3 и У35-4 применяются также с подставками 5 и 9 м, а опоры У35-1 и У35-2 — с подставкой 5 м. 7. Длина поддерживающей гирлянды принята 0,8 м в III районе по ветру и 0,9 м в V районе по ветру. 8. Значения ветровых и весовых пролетов для пониженной опоры ПС35-2 принимаются такие же, как и для опоры П35-2. Значения габаритных пролетов для этой опоры указаны на монтажной схеме. 9. Предельный угол поворота линий в V районе по ветру в III и IV районах по гололеду на опоре У35-1 для провода АС 150/24 при наличии грозозащитного троса ограничивается до 48°, а на опоре У35-2-ДО 5". 10. На анкерных угловых опорах У35-1 и У35-2 могут устанавливаться молниеотводы высотой 5 и 8 м. iJp^Fr ж. Ы Ж ■<*' и ^Y7T\t77F77} 77^^ЛШ77^7Х Т77&ЩУ77ЯГ7. У77&Щ\У77Ъ а) В) ' в) г) ?Щ*Щ?У7Х <У^ЩрУ7Х У//^\рЩ^У7Х /S//\b&M>y7X [ж! 14?'% эк) t«J|' ») Рис. 8.22. Унифицированные стальные опоры 35 кВ
Таблица 8.21. Унифицированные стальные опоры 110 кВ Тип и условное обозначение Промежуточная одно- цепная свободностоящая П110-1, рис. 8.23, а То же Ш10-3,«, рис. 8.23,6 ^ То же П110-ЗУ, рис. 8.23, в То же П110-5, рис. 8.23, г Промежуточная двух- цепная свободностоящая П110-2, рис. 8.23, д То же П110-4, рис. 8.23, е То же ПИ0-4У, рис. 8.23, ж То же ПИ 0-6, рис. 8.23,3 Промежуточная пони- женная одноцепная сво- бодностоящая ПС110-5, рис. 8.23, и Расчетные условия Провод АС 70/11 АС 95/16 АС 120/19 АС 150/24 АС 185/29 АС 240/32 АС 70/11 АС 95/16 АС .70/11 АС 95/16 АС 120/19 АС 150/24 АС 185/29 АС 240/32 АС 70/11 АС 120/19- АС 240/32 АС 70/11 АС 95/16 АС 70/11- АС 240/32 АС 70/11 - АС 240/32 Район по го- лоледу I II I II I II I II I II I II I —IV I, II III IV III IV III IV III IV III IV III IV I, II I, II I-IV I, II га-iv I, и Район по ветру III III III III III III III III III III III III III III III III III III III III Расчетные пролеты, м Габа- ритный 380 300 375 305 435 365 445 380 440 380 435 380 - - 240 200 270 230 300 255 , 320 280 325 280 330 290 Ветро- вой 380 380 375 375 435 435 445 445 440 440 435 435 - - 240 240 270 270 300 300 320 320 325 325 330 330 Весо- вой 475 375 470 380 545 455 555 475 550 475 545 475 - — 300 250 340 280 375 320 400 350 405 350 415 360 То же, что и для опоры П110-1 То же, что и для опоры П110-3 - - '- - - - То же, что и для опоры П110-5 — — — Масса, кг, без цинка с цинком 1900 1970 2460 2560 2530 2630 2590 2690 2690 2800 3240 3370 3300 3420 ' 3790 3940 2180 2260
Продолжение табл. 8.21 Тип и условное обозначение Промежуточная пони- женная двухцепная сво- бодностоящая ПС110-6, рис. 8.23, к Промежуточная угло- вая одноцепная свобод- ностоящая на угол пово- рота до 10° ПУСПО-1, рис. 8.23, л Промежуточная угло- вая двухцепная свобод- ностоящая на угол по- ворота до 10° ПУСИО-2, рис. 8.23, м Промежуточная одно- цепная свободностоящая для горных условий ПС110-9, рис. 8.23,н То же, но двухцепная ПС110-10, рис. 8.23, о Анкерная угловая од- ноцепная свободностоя- щая на угол поворота линии до 60° У110-1, рис. 8.24,а То же У110-3, рис. 8.24,6 Анкерная угловая двухцепная свободно- стоящая на угол по- ворота линии до 60° У110-2, рис. 8.24, в То же У110-4, рис. 8.24, г Анкерная угловая от- ветвительная одно- цепная свободностоящая УС110-7, рис. 8.24,0 Расчетные условия Провод АС 70/11- АС 240/32 АС 70/11 АС 120/19 АС 150/24 АС 185/29 АС 240/32 АС 70/11- АС 240/32 АС 95/16 — АС 240/32 АС 95/16- АС 240/32 АС 70/11- АС 240/32 АС 70/11- АС 150/24 АС70/И- АС 240/32 АС 70/11- АС 150/24 АС 70/11- АС 240/32 Район по го- лоледу I и II Ш IV Ш IV III IV III IV III IV III III IV III I-IV I-IV I-IV I-IV I-IV Район по ветру ш V V V V V V V V III III III III III Расчетные пролеты, м Габа- ритный - 240 205 275 235 295 255 315 270 320 280 Ветро- вой - 335 235 385 330 400 360 400 330 400 390 Весо- вой - 480 410 550 470 590 510 600 540 600 560 То же, что и для опоры ПУСПО-1 То же, что и для опоры ПУСИО-1 То же, что и для опоры ПУСПО-1 - - - "•? -:4 - - - - - Масса, кг, без цинка с цинком 3330 3460 4420 4590 6750 7010 2850 2960 4720 4900 5040 5240 3250 3380 7700 8000 5270 5470 7440 7730
Продолжение табл. 8.21 Тип и условное Анкерная угловая от- ветвительная двухцепная УС110-8, рис. 8.24, е Анкерная угловая од- ноцепная с горизонталь- ным расположением про- водов свободностоящая УС110-3, рис. 8.24, .ж Анкерная угловая од- ноцепная для городских условий свободностоя- щая УС110-5, рис. 8.24,з То же, но двухцепная УС110-6, рис. 8.24л/ Расчетные условия Провод АС 70/11- АС 240/32 АС 70/11- АС 240/32 АС 70/11- АС 240/32 АС 70/11- АС 240/32 Район по го- лоледу I-IV I-IV I-IV 1-IV Район по ветру III III III III Расчетные пролеты, м Габа- ритный - — - Ветро- вой - - - Весо- вой - — - Масса, кг, без цинка с цинком 12080 12 650 5290 5500 6740 7000 10450 10860 Примечания: 1. Опоры разработаны Северо-Западным отделением Энергосетьпроекта и рассчитаны на подвеску троса С 50. 2. При подвеске проводов АС 240/32 на опоре У110-2 угол поворота ВЛ при наличии разности тяжений на опоре ограничивается до 50° во II районе и 48° в III и IV районах по гололеду, а при отсутствии разности тяжений — до 58° во II районе и до 50° в III и IV районах по гололеду. 3. Длина поддерживающей гирлянды принята 1,3 м. 4. Опоры УП0-1 и У110-2 могут быть использованы в качестве концевых опор, углы поворота, допускаемые на концевых опорах, указаны на монтажных схемах опор. В случаях, когда угол поворота на концевых опорах превышает эти значения, опоры устанавливаются не по биссектрисе угла, а с предельным углом относительно линии, указанным на монтажной схеме. В этих случаях необходимо проверить величины воздушных промежутков от проводов до опоры. 5. Повышенные промежуточные опоры монтируются путем применения нормальных опор с че- тырехметровыми подставками. Повышенные анкерные угловые опоры монтируются с помощью нор- мальных опор с одной девятиметровой или с двумя пяти- и девятиметровыми подставками. Опора типа УС110-8 применяется без подставок. 6. Угол поворота на опоре ПУС110-2 при подвеске проводов АС 185 и АС 240 не должен превышать 8°. 7. Предельный угол поворота линии в V районе по ветру и в III и IV районах по гололеду на опоре У110-1 для проводов АС 240/32 при наличии грозозащитного троса ограничивается до 55°, а на опоре У110-2- до 45°. 8. Опоры У110-3 и У110-4 являются нормальными для ВЛ с проводами до АС 120/19 включи- тельно и облегченными (т. е. рассчитанными на обрыв одного провода) для ВЛ с проводами АС 150/24. Эти опоры могут применяться также и для ВЛ 150 кВ. 9. Институтом «Энергосетьпроект» разработаны четырехцепные опоры для строительства ВЛ ПО кВ в стесненных условиях трассы и на подходах к подстанциям и станциям. 10. Промежуточные опоры ПО кВ могут применяться в качестве повышенных на ВЛ 35 кВ. 11. Опоры П110-ЗУ и ПП0-4У применяются в качестве анкерных угловых. 12. На опорах Ш10-5, П110-6, ПС110-9, ПС110-10 могут устанавливаться тросостойки для возмож- ности плавки гололеда на тросах. В этих случаях в обозначении опор в конце добавляется буквы ПГ. 13. Разработан вариант стальных опор ПО кВ с болтовыми секциями вместо сварных. При этом в обозначении опор в конце добавляется буква В. 14. Для проводов АС 70/11, АС 95/16 и АС 120/19 разработаны повышенные одноцепные и двухцепные анкерные угловые опоры для ВЛ 35 и ПО кВ на базе опоры П220-2: одноцепные типов ПС220-21У35 и ПС220-21У110 с высотой до нижней траверсы 24 м и двухцепные типов ПС220-2У35 и ПС220-2УП0 с высотой 17,5 м. 15. На анкерных угловых опорах У110-1, У110-2, У110-3 и У110-4 (с подставкой высотой 5 м), УС110-5 и УСПО-6 могут устанавливаться молниеотводы высотой 5 и 8 м. 16. Опоры П110-1, П110-ЗУ, ПУСПО-1, ПУСП0,2 и УС110-5 изготовлялись до 1987 г.
Рис. 8.23. Унифицированные промежуточные стальные опоры НО кВ
Рис. 8.24. унифицированные анкерные угловые стальные опоры НО кВ
Таблица 8.22. Унифицированные стальные опоры 150 кВ Тип и условное обозначение Промежуточная одно- цепная свободностоящая П150-1, рис. 8.25, а То же двухцепная П150-2, рис. 8.25,6 Расчетные условия Провод АС 120/19 АС 150/24 АС 185/29 АС 240/32 АС 120/19- АС 240/32 Район по го- лоледу I II III IV I II III IV I II III IV I II III IV I-IV Район по ветру III III III III III Расчетные пролеты, м Габа- ритный 420 350 290 250 425 Тб5 310 270 425 365 315 270 415 370 320 280 Ветро- вой 420 420 405 350 425 425 425 380 425 425 425 380 415 415 415 370 То же, что и опоры П150-1 Весо- вой 525 435 365 315 530 455 340 340 530 390 390 340 520 460 400 350 для Масса, кг, без цинка с цинком 2620 2720 3860 4010 Примечания: 1. Опоры разработаны Северо-Западным отделением Энергосетьпроекта и рас- считаны на подвеску троса С 50. 2. Анкерные угловые опоры для ВЛ 150 кВ применяются те же, что и для ВЛ 110 кВ (см. табл. 8.21). 3. При углах поворота ВЛ более 26° для обводки шлейфов на анкерных угловых опорах требуется подвеска поддерживающей гирлянды. 4. Длина поддерживающей гирлянды принята 1,6 м. " 5. В качестве пониженной промежуточной опоры может быть использована опора ПСПО-5. 6. В качестве повышенных промежуточных опор могут быть использованы опоры П110-5 и П110-6 с подставкой. 7. В качестве повышенных анкерных угловых опор могут быть использованы опоры У110-1 и У110-2 с одной и двумя подставками. 8. В качестве ответвительных анкерных угловых опор могут быть использованы опоры УС 110-7 и УС 110-8. 9. В качестве одноцепных промежуточных угловых опор может быть использована опора ПУСПО-1. 10. На опорах П150-1 и П150-2 могут устанавливаться тросостойки для возможности плавки гололеда на тросах. В этом случае в обозначениях опор в конце добавляются буквы ПГ. 11. См. примечание 13 к табл. 8.21. Рис. 8.25. Унифицированные стальные опо- ры 150 кВ
Таблица 8.23. Унифицированные стальные опоры 220 кВ Тип и условное обозначение Промежуточная сво- бодностоящая П220-3, рис. 8.26, а То же с двумя тросами П220-Зт, рис. 8.26,6 То же пониженная на 5 м ПС220-3, рис. 8.26, в Промежуточная одно- цепная на оттяжках П220-5, рис. 8.26, г То же повышенная на 4,5 м~П220-5-4,5, рис. 8.26, д То же пониженная на 6 м П220-5-6Д рис. 8.26, е То же пониженная на 10,5 м П220-5 - 10,5, рис. 8.26, ж Промежуточная двух- цепная свободностоящая П220-2, рис. 8.26,з То же пониженная на 5 м ПС220-2, рис. 8.26, к Промежуточная угло- вая одноцепная свобод- ностоящая ПУС220-1, рис. 8.26, к Анкерная угловая од- ноцепная с одним тро- сом на угол поворота до 6° У220-1, рис. 8.26, л Расчетные условия Провод АС 300/39 АС 400/51 АС 300/39- АС 400/51 АС 300/39- АС 400/51 АС 300/39- АС 400/51 АС 300/39- АС 400/51 АС 300/39- АС 400/51 АС 300/39- АС 400/51 АС 300/39 АС 400/51 АС 300/39- АС 400/51 АС 300/39- АС 400/51 АС 300/39 -- АС 400/51 Район по го- лоледу I II III IV 1 II III IV I-IV I IV I, II I, II I, II I, II I II III IV I [1 III IV [-IV I-IV I-IV Расчетные пролеты, м Габарит- ный 520 490 430 380 520 475 435 390 Ветро- вой 520 520 520 520 520 520 520 520 Весовой 650 615 540 475/440 595 595 545/520 490/390 То же, что и для опоры П220-3 - - То же, что и для опоры П220-3 - - - 470 440 385 345 465 425 390 355 - - — - - - 470 470 470 470 465 465 465 465 - - — - - - 530 550 480 430 520 530 490 440 - - — Масса, кг, без цинка с цинком 4700 4880 4880 5070 4060 4210 3430 3540 3730 3850 3080 3180 2780 2880 6210 6450 5500 5720 6820 7080 8610 8950
Продолжение табл. 8.23 Тип и условное обозначение То же, но с двумя тросами и горизонталь- ным расположением про- водов У220-3, рис. 8.26, м Анкерная угловая двухцепная на угол пово- рота до 60° У220-2, рис. 8.26, и Анкерная угловая од- ноцепная для городских условий повышенная на 5 м УС220-5, рис. 8.26, о То же двухцепная УС220-6, рис. 8.26, и Расчетные условия Провод АС 300/39- АС 400/51 АС 300/39- АС 400/51 АС 300/39- АС 400/51 АС 300/39- АС 400/51 Район по го- лоледу I-IV I-IV I, II I, И Расчетные пролеты, м Габарит- ный — — - Ветро- вой — — — - Весо- вой — — - Масса, кг, без цинка с цинком 7250 7530 14400 14980 Ю830 11250 18 720 19450 Примечания: 1. Опоры разработаны Северо-Западным отделением Энергосетыгроекта для III района по ветру. 2. Длина поддерживающей гирлянды принята 2,4 м. Грозозащитный трос С 70. 3. Промежуточные опоры П202-2, ПС220-2, ПУС220-1 и анкерные угловые опоры У220-2 -могут применяться также и для подвески двух тросов, при этом используется тросостойка для двух тросов, а в обозначении опор в конце добавляется буква «т». 4. Напряжение в грозозащитном тросе, не должно превышать 400 МПа. 5. Все анкерные опоры могут быть использованы в качестве концевых, при этом углы поворота указаны на монтажных схемах опор. В случаях, когда углы поворота на концевых опорах превышают эти значения, опоры устанавливаются не по биссектрисе угла, а с предельным углом относительно линии, указанным на монтажной схеме. В этих случаях необходимо проверить вели- чины воздушных промежутков от проводов до опоры. 6. При углах поворота более 21° для обводки шлейфа на верхней траверсе опоры У220-1 и на верхней и нижней траверсах опоры У220-2 требуется подвеска поддерживающих гирлянд (с наружной стороны угла поворота). На опоре У220-3 для обводки шлейфа средней фазы при любых углах поворота требуется подвеска двух поддерживающих гирлянд на верхней траверсе. 7. Разработаны специальные промежуточные и промежуточные угловые опоры для горных условий: свободностоящие (ПС220-5 и ПС220-6) и на оттяжках (ПС220-7) для III и ГУ районов по гололеду и для V района по ветру. Все эти опоры могут применяться с одним или двумя тросами. 8. Промежуточные свободностоящие одноцепные и двухцепные опоры могут применяться ъ подставкой высотой 5 м, а анкерные угловые с подставками высотой 5 и 9 м, а также с двумя подставками высотой 5+9=14 м. 9. Весовые пролеты для опоры П220-5 в III и ГУ районах по гололеду указаны в знаменателе для опоры П220-3. 10. По согласованию с заводом-изготовителем могут применяться анкерные угловые опоры на провод АС 300/39 и ограниченные углы поворота; одноцепные с одним тросом типа У220-7 (угол поворота до 40°) и с двумя тросами типа У220-11 (угол поворота до 60°); двухцепные с одним и двумя тросами типов У220-10 и У220-10 т (угол поворота до 60°). Эти опоры также применяются с подставками 5 и 9 м. 11. Опора УС220-5 изготовлялась до 1987 г.
Рис. 8.26. Унифицированные стальные опоры 220 кВ
\Щ ") '[М\ и) №\ о) Рис. 8.26. Продолжение №4 ") Таблица 8.24. Унифицированные стальные опоры 330 кВ Тип и условное обозначение Промежуточная одно- цепная свободностоящая ПЗЗО-З, рис. 8.27, а То же пониженная на 5мПС330-3, рис. 8.27,6 Промежуточная одно- цепная на оттяжках П330-1, рис. 8.27, в То же П330-9, рис. 8.27, г Промежуточная двух- цепная свободностоящая П330-2, рис. 8.27, д То же пониженная на 5 м ПС330-2, рис. 8.27, е Расчетные условия Провод 2 х АС 300/39 2 х АС 400/51 2 х АС 300/49 2 х АС 300/39 2 х АС 300/39, 2 х АС 400/51 2 х АС 300/39 2 х АС 400/51 2 х АС 300/39, - 2 х АС 400/51 Район по го- лоледу I II I II I-IV I-IV I, II III IV I II III IV I II III w 1-IV Расчетные пролеты, м Габа- ритный 495 470 495 450 - То же, > ПЗЗО-3 То же, > ПЗЗО-3 410 365 445 415 365 325 425 395 365 \ «0 - Ветро- вой 495 495 495 495 - ITO И ДЛЯ •гго и дл 495 495 445 525 - Весо- вой 620 590 620 565 - опоры я опоры i5515 :¥55 555 520 455 405 530 495 455 \ 415 - Масса, кг, без цинка с цинком 6150 6390 5420 5630 4860 5020 5110 5300 10080 10480 9070 9420
Продолжение табл. 8.24 Тип и условное обозначение Анкерная угловая од- ноцепная с одним тро- сом на угол поворота до 60° У330-1, рис. 8.27, ж То же, но с двумя тросами и горизонталь- ным расположением проводов УЗЗО-3, рис. 8.27,з Анкерная угловая двухцепная на угол по- ворота до 60° УЗЗО-2, рис. 8.27, и Промежуточная сво- бодностоящая одноцеп- ная для районов с заг- рязненной атмосферой ПС330-5, рис. 8.27, к То же двухцепная ПС330-6, рис. 8.27, л То же анкерная угло- вая двухцепная УСЗЗО-2, рис. 8.27, лг Расчетные условия Провод 2 х AC 30Q/39, 2 х АС 400/51 2 х АС 300/39, 2 х АС 400/51 2 х АС 300/39, 2 х АС 400/51 2 х АС 300/39, 2 х АС 400/51 2 х АС 300/39, 2 х АС 400/51 2 х АС 300/39, 2 х АС 400/51 Район по го- лоледу [IV I-IV I-IV I-IV I IV I-IV Расчетные пролеты, мм Габа- ритный — — - Ветро- вой " — - Весо- вой " — - То же, что и для опоры П330-9 То же, что и для опоры П330-2 — — — Масса, кг, без цинка с цинком 13150 ТзббсГ 10 500 10910 22970 23 870 7150 ¥050 10930 11360 31010 142КГ Примечания: 1. Опоры разработаны Северо-Западным отделением Энергосетьпроекта для III района по ветру. 2. Длина поддерживающей гирлянды принята 3,5 м. 3. Грозозащитный трос С 70. Напряжение в грозозащитном тросе не должно превышать 400 МПа. 4. Все анкерные угловые опоры могут быть использованы в качестве концевых, при этом углы поворота на них указаны на монтажных схемах опор. В случаях, когда углы на концевых опорах превышают эти значения, опоры устанавливаются не по биссектрисе угла, а с предельным углом относительно линии, указанным" на монтажной схеме. В этих случаях необходимо проверить величины воздушных промежутков от проводов до опоры. 5. Промежуточные опоры ПЗЗО-3, ПСЗЗО-3, П330-2, ПСЗЗО-2 и анкерные угловые опоры УЗЗО-1, УЗЗО-2 и УСЗЗО-2 могут применяться также с двумя тросами. При этом используется специальная тросостойка для двух тросов, а в обозначении опор в конце добавляется буква «т». 6. При углах поворота более 21 с для обводки шлейфов на верхней траверсе опоры У330-1 и на верхней и нижней траверсах опоры УЗЗО-2 требуется подвеска поддерживающих гирлянд (с наружной стороны угла поворота). На опоре УЗЗО-3 для обводки шлейфа средней фазы при любых углах поворота требуется подвеска двух поддерживающих гирлянд на верхней траверсе. 7. См. примечание 8 к табл. 8.23. 8. Опора ПС330-5 изготовлялась до 1987 г.
',/xvjt/k>]pxv//< vxv][xM|//<\y/x 7>х^|77^|/л\у/;< чу//\ ij pdv^ \/a\ у/a 5,75 B) №\ »; > ш/шУт\т^ш ifeiW^ U^j B; ^ sz * «) ^ Рис. 8.27. Унифицированные стальные опоры 330 кВ
Таблица 8.25. Типовые стальные опоры 500 кВ Тип и условное обозначение Промежуточная на от- тяжках ПБ-1, рис. 8.28, а То же ПБ-2, рис. 8.28, а «р. То же ПБ-3, рис. 8.28,6 То же ПБ-4, рис. 8.28, б То же ПБ-5, рис>8.28,б То же ПБ-1-3, рис. 8.28,6 Промежуточная сво- бодностоящая Р2, рис. 8.28, в То же Р1, рис. 8.28, в Промежуточная угло- вая на оттяжках на угол до 2° ПУБ-2, рис. 8.28, г То же на угол 2 — 5° ПУБ-5, рис. 8.28, д Расчетные условия Провод 3 х АС 400/51 Зх АС 500/64 Зх АС 400/51 3 х АС 500/64 Зх АС 400/51 ЗхАС 500/64 3 х АС 400/51 ЗхАС 500/64 ЗхАС 400/51 ЗхАС 500/64 3 х АС 330/43 ЗхАС 400/51 ЗхАС 500/64 3 х АС 400/51 3 х АС 500/64 З^х АС 400/51 ЗхАС 500/64 ЗхАС 400/51 Район по го- лоледу И п II III IV II III IV II II II III IV II III IV II ш IV II III IV II II IV II IV II IV II IV II III IV II III IV II II IV Скорост- ной на- пор, МПа 550 550 550 800 800 800 800 800 550 800 800 550 550 800 800 550-800 Расчетные пролеты, м Габа- ритный 460 425 460 410 370 425 385 350 450 420 450 405 385 420 380 345 450 405 365 420 380 345 430 450 365 420 345 460 370 425 350 450 405 365 420 380 345 450 405 365 Ветро- вой 460 425 460 410 370 425 385 350 450 420 450 405 365 420 380 345 450 405 365 420 380 345 460 525 420 485 395 530 425 495 400 450 405 365 420 380 345 450 405 365 Весо- вой 575 530 575 510 460 530 480 435 560 525 560 505 455 525 475 430 525 505 455 525 475 430 575 655 525 605 495 660 530 620 500. 560 505 455 525 475 430 560 505 455 Масса, кг, без цинка с цинком 6540 6730 6710 6910 7320 7530 7770 7990 8180 8410 6760 6960 11470 11820 10810 11140 9440 9730 9310 ' 9590
Продолжение табл. 8.25 Тип и условное обозначение То же на угол 2 — 5° ПУБ-5, рис. 8.28, д То же на угол 5 — 20° ПУБ-20, рис. 8.28, е Анкерная угловая трехстоечная свободно- стоящая на угол до 60° У2, рис. 8.28, ж То же на угол до 45° У1, рис. 8.28, ж То же транспозицион- ная У IT, рис. 8.28,з То жеУ2Т, рис. 8.28, з То же косогорная У1к, рис. 8.28, и То же У2К рис. 8.28, и Анкерная угловая трехстоечная на угол до 60° на оттяжках высотой 17 м УБМ-17, рис. 8.28, к То же высотой 22 м УБМ-22, рис. 8.28, л Расчетные условия Провод 3 х АС 500/64 Зх АС 400/51, 3 х АС 500/64 Зх АС .400/51 Зх АС 400/51, 3 х АС 500/64 Район по го- лоледу! II III IV II-IV II-IV II-IV Скорост- ной на- пор, МПа 550-800 550-800 550-800 550 и 800 Расчетные пролеты, м Габа- ритный 420 380 345 - - - Ветро- вой 420 380 345 - - - Весо- вой 525 475 430 - - - Расчетные условия те же, что и для опоры У1 Расчетные условия те же, что и для опоры У2 Расчетные условия те же, что и для опоры У1 Расчетные условия те же, что и для опоры У2 Зх АС 400/51, 3 х АС 500/64 Зх АС 400/51, 3 х АС 500/64 II-IV II-IV 550-800 550-800 '— - — - — - Масса, кг, без цинка с цинком 9310 9590 13270 13670 15450 15920 14410 14840 15 980 16460 17030 17540 15 560 16030 16640 17140 12850 13 330 15180 15640 Примечания: 1. Опоры разработаны ОДП Энергосетьпроекта и рассчитаны на подвеску двух тросов марки С 70. 2. Материал опор — сталь марок ВМСт-3 и 14Г2; оттяжки для опор типов Щ>1, ПБ-2 и ПБ-1-3 — стальной канат 15,5-140-В-СС, а для опор типов ПУБ-2 и ПУБ-5 — стальной канат 21,0-120sg;CC; стальное литье Ст-35л. Все конструкции опор болтовые оцинкованные. "3* 3. Нормативное наибольшее напряжение в проводах АС 330 и АС 400 принято 113 МПа, а в проводе АСО 500—93,1 МПа, напряжение при среднеэксплуатационных условиях 67,5 МПа. 4. Опоры У1 и У2 могут быть использованы в качестве концевых. 5. Опоры Р2 и Р1 могут применяться с подставками высотой 5 и 10 м, опоры У2 и У1 — с подставками 5 и 12 м. Подставки применяются для нормальных условий и усиленные для опор, устанавливаемых в поймах рек. 6. Стойки опор У1Т и У2Т в зависимости от угла поворота ВЛ устанавливаются по специальным схемам со смещением относительно биссектрисы угла поворота. 7. На базе каждой из опор ПБ-1, ПБ-2, ПБ-3, ПБ-4 и ПБ-5 разработаны четыре схемы косогор- ных опор, позволяющих отказаться от планировочных работ при установке~опор на косогорах поперек линии. 8. Разработаны тросостойки для подвески вместо стальных тросов С 70 проводящих сталеалю- миниевых марки АС 70/72 или АЖС 70/39 для организации по ним высокочастотных каналов. 9. Опоры ПБ5, Р1, У1, У1Т, ПУБ5 и ПУБ20 изготовлялись до 1987 г.
^ri' ^У^—\-^L^ K5S ъш? i?*?? M. ЛИ \Щ в) 3 9,6 \ 12Ж [ n,o *) Й 17,0 1 1 "a" > f J ^l!" H p «/ 1 | i 5£ J 1 1 2.0 7,0 м^м, S,BB s,se 72,7 !_„ 7*, 7 7*J." 72,0 JVL «ткжЩ$йЯ№*!55г<5 0e=9°S3'_ 3,2 W-3f°S9' S^-SO" 11.,2S ri3 \ . №,g. 74<„0 7*-,0 n,o 0°-9°59' W°-3t°59r tt°-60° Рис. 8.28. Типовые стальные опоры 500 кВ
Таблица 8.26. Типовые стальные опоры 750 кВ Тип и условное обозначение Промежуточная пор- тальная на оттяжках ПП750-1, рис. 8.29, с То же ПП750-3, рис. 8.29, с \ То же ПП750-5, рис. 8.29, с - То же У-образная на оттяжках ПН750-1, рис. 8.29, б То же свободностоя- щая портальная ПС750-1, рис. 8.29, в То же ПС750-3, рис. 8.29, в Расчетные условия Провод 5 х АС 300/39 5 х АС 300/66 5 х АС 400/22 5 х АС 400/51 5 х АС 300/39 5 х АС 400/51 5 х АС 300/39 5 х АС 300/66 5 х АС 400/22 5 х АС 400/51 5 х АС 300/39 5 х АС 300/43 5 х АС 400/51 5 х АС 300/39 5 х АС 300/66 5 х АС 400/22 5 х АС 400/51 5 х АС 300/39 5 х АС 300/66 Район по голо- леду II III II III II III II III III IV III IV III IV III IV III IV III IV п III п III II III п III II III II III II III II III II щ Скорост- ной на- пор, МПа 550 550 550 550 550 550 800 800 800 800 550 550 550 550 550 550 550 550-800 550-800 Расчетные пролеты, м Габа- рит- ный 500 440 540 47-5- 470 415 515 460 385 425 365 410 430 375 465 415 405 355 450 405 540 470 550 485 560 495 500 440 540 475 470 415 515 460 430 385 485 425 Вет- ро- вой 500 440 540 435 470 415 515 460 385 425 365 410 430 375 465 415 405 355 450 405 540 470 550 485 560 495 560 440 540 475 590 520 645 460 430 385 465 425 Ве- со- вой 625 550 675 595 590 520 645 575 480 530 455 515 535 470 580 520 505 445 580 505 675 590 690 605 700 620 625 550 &!5 i95 705 625 775 575 535 480 580 530 Масса, кг, с цинком 11080 11490 1.1390 11820 12600 13060 "\, 11300 11660 19880 20670 20250 21060
Продолжение табл. 8.26 Тип и условное обозначение Промежуточная пор- тальная свободностоя- щая ПС750-3, рис. 8.29, в if. Анкерная -<■ угловая трехстоечная свободно- стоящая на угол до 60° УС750-1, рис. 8.29, г То же косоторная УСК750-1, рис. 8.29, д То же транспозицион- ная УС/50-1 + 5Т, рис. 8.29, е Расчетные условия Провод 5 х АС 400/22 5 х АС 400/51 5 х АС 300/39 5 х АС 300/66 5 х АС 400/22 5 х АС 400/51 5 х АС 300/39 5 х АС 300/66 5 х АС 400/22 5 х АС 400/51 5 х АС 300/39 5 х АС 300/66 5 х АС 400/22 5 х АС 400/51 Район по голо- леду II III П ш II-IV II-IV II-IV Скорост- ной на- пор, МПа 550-800 550-800 550-800 550-800 550-800 Расчетные пролеты, м Габа- рит- ный 405 365 460 410 - - - Вет- ро- вой 405' 460 575 410 - - - Ве- со- вой 505 450 690 515 - - Масса, кг, без цинка с цинком 20250 21060 29510 30660 32330 33 590 44 530 46250 Нримечания: 1. Опоры разработаны Отделением дальних передач и Северо-Западным отделе- нием Энергосетьпроекта. 2. Опоры рассчктаны на подвеску двух расщепленных тросов 2 х АС 70/72, используемых для организации по ним высокочастотных каналов. На тросах может быть предусмотрена плавка гололеда. 3. Все конструкции опор оцинкованные, собираемые на болтах. Материал опор — сталь марок ВСт-ЗПс и 14Г2, оттяжки — канат стальной 17,0-140-В-СС-Н, стальное литье — Ст-35л, гр. П. 4. Анкерные угловые опоры могут быть использованы в качестве конпевых с установкой на 0° со стороны линии. 5. Анкерные угловые опоры и опоры ПС750-1 и ПС750-3 могут применяться с подставками высотой 5 и 10 м. 6. На базе каждой из опор ПП750-1, ПП750-3 и ПП750-5 разработаны четыре схемы косогорных опор, позволяющих отказаться от планировочных работ при установке опор на косогорах поперек линии. 7. Для опоры ПС750-3 длины пролётов для IV района по гололеду указаны для ветрового иапора 550 МПа, для ветрового напора 800 МПа длины пролетов следует снизить на 10—15 м. 8. Опора ПН750-1 применялась только на ВЛ 750 кВ Конаково—Ленинград. &i 10J10JI -троя w/wejcs VZ?t y/AS%4SX Ж V, Ъ? Z&Z Рнс. 8.29. Типовые стальные опоры 750 кВ
Рис. 8.29. Продолжение 'Таблица 8.27. Тип и обозначение опоры Промежуточная V-об- разная на оттяжках ПОГН50-1М, рис. 8.30,с То же ПОП 150-5, рис. 8.30,6 Анкерная угловая и концевая свободностоя- щая трехстоечная на угол до 60° высотой 23 м У1150-1, рис. 8.30, в То же повышенная на 5 м У1150-1+ 5, рис. 8.30, г То же повышенная на 12 м У1150-1+ 12, рис. 8.30, д То же транспозицион- ная У1150-1 + 12Т, рис. 8.30, е Стальные опоры 1150 кВ Расчетные условия Провод Трос 8 х АС 300/48 2 х АС 70/72 8 х АС 330/43 2 х АС 70/72 8 х АС 400/51 2 х АС 70/72 8 х АС 300/48 2 х АС 70/72 8 х АС.330/43 2 х АС 70/72 8 х АС 400/51 2 х АС 70/72 То же То же То же То же Район по голо- леду п{ п,{ IV ■■{ ш{ IV II III II III п III II ш Скорост- ной на- пор, МПа 700 750 700 750 700 700 750 700 750 700 800 800 800 800 800 800 700 700 Расчетные пролеты, м Габа- рит- ный 420 415 380 370 335 420 415 375 370 335 - — - - Вет- ро- вой 420 415 400 370 340 420 415 380 370 340 400 360 400 360 400 ; 360& 425 380 Ве- со- вой 460 460 430 400 375 460 460 420 410 375 600 540 600 540 600 540 . 600 600 Масса, кг, без цинка с цинком 20 350 21050 17 830 18430 46480 48220 58170 60 350 76170 79040 86220 89460 Примечания: 1. Опоры разработаны Отделением дальних передач Энергосетыгроекта. 2. Все конструкции опор оцинкованные, собираемые на болтах. 3. Материал опор — сталь марок ВСт —ЗПс и 14Г2, оттяжки — канат стальной 17,0-140-В-СС-Н, стальное литье — Ст-35л, гр. II. 4. Габаритные, ветровые и весовые пролеты для промежуточных опор указаны для проводов АС 330/43 и АС 300/48, а для анкерных опор — для провода АС 400/51. 5. Расстояния между стойками анкерных угловых опор принимаются не менее расстояния между фазами на промежуточной опоре и устанавливаются в проекте в зависимости от угла поворота на данной опоре.
Рис. 8.30. Стальные опоры 1150 кВ: / — узел крепления натяжных гирлянд троса: 2 — то же провода; 3 — узел крепления, поддерживаю- щий гирлянды для обводки шлейфа троса; 4 — то же оттяжных гирлянд провода; 5 — подставка П5; б — подставка П7; 7 — дополнительная стойка; 8 — узел крепления натяжных транспозишюнных гир- лянд провода
Таблица 8.28. Стальные опоры со стойками мнвгограниого сечения 110 и 220 кВ Тип и обозначение Промежуточная одно- цепная на оттяжках для ВЛ ПО кВ ПМ0110-3-1, рис. 8.31,а Промежуточная двух- цепная на оттяжках для ВЛ ПО кВ ПМПО-2, рис. 8.31,6 Промежуточная одно- цепная на оттяжках для ВЛ 220 кВ ПМ220-5Т, рис. 8.31, в Промежуточная одно- цепная свободностоягцая для ВЛ 220 кВ ПМ220-1, рис. 8.31, г То же ПМ220-3, рис. 8.31,д Расчетные условия Провод Трос АС 120/19 С 50 АС 70/11 С 50 АС 95/10 С 50 АС 120/19 С 50 АС 240/32 С 70 АС 300/39 С 70 АС 400/51 С 70 АС 240/32 С 70 Район по голо- леду I II I П I II I II I п I II I II I II Скорост- ной на- пор, МПа 500 650 650 500 500 Расчетные пролеты, м Габа- рит- ный 400 365 355 285 375 320 415 355 500 470 375 365 375 375 450 430 Вет- ро- вой 435 435 415 355 415 355 415 355 500 470 420 420 375 375 450 430 Ве- со- вой 480 455 445 355 470 400 520 445 620 590 370 455 470 455 560 540 Масса, кг, без цинка с цинком 2000 2050 3070 3180 3690 3820 3360 3490 3800 3940 Примечания: 1. Опора ПМОПО-З разработана институтом «Сельэнергопроект», а остальные опоры разработаны Северо-Западным отделением Энергосетьпроекта. 2. Опоры могут применяться при условии предварительного согласования с заводом-изготови- телем. Рис. 8.31. Начало
J J -ilk: 2J 2JS ¥,8 г) Рис. 8.31. Стальные опоры со стойками многогранного сечения ПО и 220 кВ Таблица 8.29. Унифицированные переходные стальные опоры ВЛ 110—500 кВ Тип и обозначение Промежуточная одноцепная для ВЛ ПО кВ ПШ 10-1/67,5, рис. 8.32, а То же ПШ 10-1/57,5 То же ПШ 10-1/47,5 То же ПШ 10-1/37,5 Промежуточная двухцепная для ВЛ ПО кВ ПШ 10-2/60, рис. 8.32,6 То же ПППО-2/50 То же ПШ 10-2/40 Промежуточная одноцепная для ВЛ 220 кВ ПП220-1/79, рис. 8.32, в То же ПП220-1/69 То же ПП220-1/59 То же ПП220-1/49 То же ПП220-1/38 Промежуточная двухцепная для ВЛ 220 кВ ПП220-2/70, рис. 8.32, г То же ПП220-2/60 То же ПП220-2/50 То же ПП220-2/40 Промежуточная одноцепная для ВЛ 330 кВ ПП330-1/81, рис. 8.32, д То же ППЗЗО-1/71 То же ПП330-1/61 То же ПП330-1/51 То же ППЗЗО-1/41 Расчетные условия Провод Трос До АС 185/128 До С 70 До АС 185/128 До С 70 До АС 500/336 До С 140 До АС 500/336 До С 140 До 2хАС 500/336 До С 200 Скорост- ной на- пор, МПа 500 500 500 500 650 650 650 650 650 Высота до ниж- ней тра- версы, м 67,5 57,5 47,5 37,5 60 50 40 19 69 59 49 38 70 60 50 40 81 71 61 51 41 Масса, КГ 56360 47230 37700 31030 60860 51130 40700 75000 62000 52 500 43 500 35000 83000 71000 62000 52000 136900 116960 99 300 80720 67 880
Продолжение табл. 8.29 Тип и обозначение Промежуточная двухцепная для ВЛ 330 кВ ПП330-2/70, рис. 8.32, е То же ППЗЗО-2/60 То же ППЗЗО-2/50 То же ППЗЗО-2/40 Промежуточная одноцепная для (ВЛ 500 кВ ПП500-1/100*1, рис. 8.32, ж То же ПП500-1/88 То же ПП500-1/76 То же ПП500-1/64 То же ПП500-1/52 То же ПП500-1/40 Концевая трехстоечная одноцепная для ВЛ 220 кВ К220-1*2, рис. 8.32,3 То же двухцепная К220-2, рис. 8.32, и Концевая трехстоечная одноцепная для ВЛ 330 кВ*1 К330-1, рис. 8.32, к То же двухдепная К330-2, рис. 8.32, л Концевая трехстоечная одноцепная для ВЛ 500 кВ*з К500-1, рис. 8.32,jw Расчетные условия Провод Трос До 2 х АС 500/336 До С 200 До 2 х АС 500/336 До С 200 До АС 500/336 До С 140 До 2 х АС 500/336 До С 200 До 2 х АС 500/336 До С 200 Скорост- ной на- пор, МПа 650 650 500 650 650 Высота до ниж- ней тра- версы, м 70 60 50 40 100 88 76 64 52 40 12 12 12 12 13,5 Масса, кг 148400 128160 110600 94500 211600 206 500 179800 177000 150400 148 300 125700 125 500 105900 105700 87300 88 300 29000 38000 33000 62000 33000 *' Масса опоры: в числителе — для расчетных температур минус 40 "С и выше, в знаменателе— для расчетных температур минус 41 — 50 °С. *2 Опоры применяются также с подставками высотой 5 м. *3 То же высотой 6 м. Примечания: 1. Опоры разработаны Северо-Западным отделением института «Энергосеть- проект» и рассчитаны для применения в I — IV районах по гололеду. 2. Опоры могут применяться в районах с более тяжелыми климатическими условиями и с дру- гими проводами и трЪсами при условии, что нагрузки на опоры не будут превышать значений, указанных на монтажных схемах опор. 3. Опоры неоцинкованные и подлежат защите от коррозии согласно указаниям на монтажных схемах опор.
Рис. 8.32. Унифицированные стальные переходные опоры
8.5. ЖЕЛЕЗОБЕТОННЫЕ ФУНДАМЕНТЫ, ПАСЫНКИ И ПРИСТАВКИ Таблица 8.30. Фундаменты сборные железвбетонные под свободностоящие опоры Марка ФК-1 Ф1-2 Ф2-2 ФЗ-2 Ф4-2 Ф5 ФП6 Ф6 Ф1-А Ф2-А ФЗ-АМ Ф4-АМ Ф5-АМ ФП5-А* Ф6-АМ ФС-1 ФС2-4 ФС-А* ФЗ-АМ Ф5-АМ ФПБ5-А5 Ф6-А5М ФС1-А5НМ ФС2-А5НМ Размеры фундамента, мм а 1200 1200 1500 1800 2100 2400 2700 2700 1500 1800 2100 2100 2700 2700 — _ - — 2100 2700 2700 — h 2200 2700 2700 2700 2700 3200 5000 3200 3200 3200 3400 3400 3400 3400 — _ - — 3115 3115 5270 _ " — Расход материалов бетона, м3 0,54 0.59 0,96 1,17 1,36 1,79 2,69 2,24 1,0 1,2 1,7 2,0 2,5 3,0 2,7 2.4 2,8 4,5 1,7 2,5 2,82 2,7 4,22 4,64 стали, кг 82 90 102 133 278 35Г 532 412 293 311 445 533 643 821 792 520 592 1486 385 587 741 667 1101 1181 Масса, кг 1350 1500 2400 3400 4460 5600 6700 5600 2500 3000 4500 5000 6500 7500 6900 6000 7000 11500 4300 6250 7150 6800 10600 И 600 Номер рисунка 8.33,а 8.33,6 8.33, в 8.33,г 8.33, д 8.33,6 8.33, в 8^33, е * Выпускаются только по предварительному согласованию с заводами-изготовителями. Таблица 8.31. Фундаменты сборные железобетонные под опоры на оттяжках Марка ФК1-0 Ф2-0 ФЗ-0 Ф4-0 Ф1-05 Ф2-05 ФЗ-05 Ф4-05 ФК1-05 ФК2-05 ФКЗ-05 ФК4-05 Размеры фундамента, мм а 1200 1500 1800 2100 1200 1500 1800 2000 1200 1500 1800 2000 h 2200 2700 2700 2700 2700 2700 2700 2700 1700 1700 1700 1700 Расход материалов бетона, м3 0,54 0,96 1,17. 1,36 0,73 0,95 1,17 1,33 0,54 0,77 0,99 1,15 стали, кг 59 85 95 170 69 77 87 140 58 67 77 130 Масса, кг Й50 2400 2900 3400 1800 2400 2900 2900 ^ 1400 1980 2500 2900 Номер рисунка 8.33,ж 8.33,з
д- Я p, 3f zoo I 200 Рис. 8.33. Фундаменты сборные железобетонные Марка ПА1-1 ПА1-2 ПА2-1 ПА2-2 ПАЗЛ ПАЗ-2 Таб лица 8.32. Анкерные плиты для крепления Размеры, мм а юоо 1000 1500 1500 2000 2000 * - 1000 1500 2000 3000 3000 4000 h 450 450 600 600 600 600 Расход материалов бетона, м3 0,2 0,28 0,65 0,89 1,15 1,43 стали, кг 25 30 68 92 114 198 оттяжек Масса, кг- 500 700 1600 2200 2800 3700 Номер рисунка 8.34 к^—"^., Рис. 8.34. Анкерные плиты для крепления оттяжек опор
Таблица 8.33. Ригели фундаментные железобетонные Марка Р1 АР5 АР6 АР6-1 Р1-А АР7 АР7-1 АР8 Размеры, мм а 1500 3000 3500 3500 3000 2000 2000 6000 * 500 400 500 500 400 300 300 640 с 620 620 700 810 620 400 430 810 й 140 200 200 200 140 200 200 250 Расход материалов бетона, м3 0,08 0,20 0,28 0,28 0,20 0,09 0,09 1,04 ста- ли, кг 14 62 98 "98 38 18 18 198 Масса, кг 200 500 760 760 500 230 230 2600 Номер рисунка 8.35, с 8.35,6 Таблица 8.34. Опорные плиты железобетонные Марка ОП-1 ОП-2 ОП-3 ОП-4 Размеры, мм а 1600 2000 2500 1500 <*1 720 720 720 350 d2 660 660 660 300 ь 150 . 200 300 10Q h 500 550 550 300 Расход материала бетона, м3 0,62 0,97 1,37 0,35 стали, кг 43 75 101 48 Масса, кг 4550 2400 3400 880 Номер рисунка 8.35, в ■at КПП * п ж вт .1500 о) ш rf* ^Фч. I +H+ UN В) \П^ 6) Рис. 8.35. Ригели и опорные плиты Таблица 8.35 Шифр С25-1-6-0* С25-2-6-0* С25-1-6-1* С25-2-6-1* С25-1-8--0* С25-2-8-0* С25-1-8-1* С25-2-8-1* С35-1-8-0 С35-2-8-0 С35-1-8-1 С35-2-8-1 . Сваи железобетонные квадратного сечении (без наголовников) Размеры, мм 1 ' 6000 6000 6000 6000 7000 8000 8000 8000 8000 8000 8000 8000 а 250 250 250 250 250 250 250 . 250 350 350 350 350 Ь 375- 375 375 375 375 375 375 375 500 500 500 500 Расход материалов бетона, м3 0,37 0,37 0,37 0,37 0,49 0,49 0,49 0,49 0,96 0,96 0,96 0,96 стали, 3 кг ч 84 143 98 157 107 186 121 200 199 287 214 319 Масса, \ КГ 900 1000 1000 1000 1200 1200 1200 1400 2400 2.6 2,4 2,5 Номер рисунка 8.36, а
Продолжение табл. 8.35 Шифр С35-1-8-2 С35-2-8-2 С35-1-10-0 С35-2-10-0 С35-1-10-1 С35-2-10-1 С35-1-10-2 V С35-2-10-2 С35-1-12-0 С35-2-12-0 С35-1-12-1 С35-2-12-1 С35-1-12-2 С35-2-12-2 Размеры, мм / 8000 8000 10000 10000 10000 10000 10000 10000 12000 12000 12000 12000 12000 12000 а 350 350 350 350 350 350 350 350 350 350 350 350 350 350 Ъ 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500 Расход материалов бетона, м3 0,96 0,96 1,2 1,2 1,2 1,2 1,2 1,2 1,44 1,44 1,44 1,44 1,44 1,44 стали, кг 216 306 246 354 261 386 263 373 291 423 306 455 308 441 Масса, кг 2,4 2,6 3,0 3,2 3,0 3,2 3,0 3,2 3,6 3,9 3,6 3,9 3,6 3,8 Номер рисунка * Выпускаются только по предварительному согласованию с заводами-изготовителями. Рис. 8.36. Железобетонные приставки для деревянных опор ВЛ до 20 кВ Таблица 8.36. Сваи цилиндрические железобетонные из свайных звеньев диаметром 560 мм и длиной 11 и 7,4 м*1 Тип сваи Ц-1-1/3 + К Ц-2-1УЗ + К Ц-1-1/2 + К Ц-2-1/2 + К Ц-1-1/3 + 1/3 + К Ц-2-1/3 + 1/3 + К Ц-1-1/2 +1/3+ К Ц-2-1/2 + 1/3 -|- К Ц-1-1/2 + 1/2 + К Ц-2-1/2 + 1/2 +К Общая длина сваи, мм 7800 7800 11500 11500 15 200 15200 18 900 18900 22600 22600 Расход материалов бетона, мЗ 0,89 0,89 1,34 1,34 1,78 1,78 2,23 2,23 2,67 2,67 стали, кг*2 371-561 462-652 479-669 617-807 690-880 872-1062 798-988 1027-1217 906-1096 1182-1372 Номер рисунка 8.36,6 •• 8.36,в
Продолжение табл. 8.36 Тип сваи Ц-1-1Д+1/3 + 1/3 + К Ц-2-1/3 + 1/3 + 1/3 + К Общая длина сваи, мм 22600 22.600 Расход материалов бетона, м3 2,67 2,67 стали, кг*2 1007-1197 1282-1472 Номер рисунка 8.36,г *■ Выпускаются только по предварительному согласованию с Заводами-изготовителями. *2 Расход стали зависит от типа наголовника: минимальный для крепления оттяжек, наибольший для четырех болтов с расстоянием между ними 350 мм. *"~ Таблица 8.37. Приставки железобетонные для деревянных опор ВЛ до 20 кВ по ГОСТ 14295-75* (рис. 8.37) с изменением № 1 от Зв.12.83 г. Марка ПТ-1,7-3,25 ПТ-2,2-3,25 ПТ-1,7-4,25 ПТ-2,2-4,25 ПТ-4,0-6,0 ПТ-4,0-4,5 Размеры, мм / 3250 3250 4250 4250 6000 4500 а 100 100 100 100 120 120 Ь 180 180 180 180 220 220 h 220 220 220 .220 265 265 Расчетные изгибающие моменты, кН • м перпендику- лярно оси ВЛ Мх_х 17,0 22,0 22,0 22,0 40,0 40,0 параллельно оси ВЛ Му-у 9,0 14,0 14,0 14,0 24,0 24,0 Мас- 250 250 330 330 680 510 Назначе- Для ВЛ 0,4 кВ Для ВЛ 0,4-20 кВ То же Для ВЛ до 35 кВ №. № Х-«г Рис. 8.37. Железобетонные приставки для деревянных опор ВЛ до 20 кВ Фундаменты разработаны Северо-Запад- ным отделением Энергосетьпроекта в 1975 — 1976 гг. для ВЛ 35—500 кВ, а приставки — институтом «Сельэнергопроект». Защитный слой бетона для рабочей арматуры должен быть не менее 30 мм (для приставок — не менее 20 мм). Фундаменты, применяемые на линиях, проходящих в районах с агрессивными грунтами, должны быть защищены гидро- изоляцией или изготовлены из сульфато- стойкого цемента в соответствии с указания- ми СНиП 2.03.11-85. Допускаются следующие отклонения раз- меров элементов фундаментов: + 5 мм — для поперечных размеров се- чения, длины и высоты; + 2 мм — для расстояний между анкер- ными болтами или отверстиями под болты в металлических деталях; + 5 мм — для высоты выступающих частей анкерных болтов; +10 мм — по длине приставок. Приставки ПТ-2,2-3,25 и ПТ-2,2-4,25 для промежуточных пор В Л 6—10 кВ в IV и выше районах по гололеду применять не до- пускается. Приставки для ВЛ 0,4—10 кВ могут из- готовляться с отверстиями для припассовки их болтами к деревянным стойкам. Для изготовления сборных фундамен- тов под свободностоящие опоры и для цилиндрических свай применяется бетон марки 400, а для остальных изделий — марки 300. щ 8.6. ЗАЩИТА ДЕТАЛЕЙ ДЕРЕВЯННЫХ ОПОР ВЛ ОТ ГНИЕНИЯ В УСЛОВИЯХ ЭКСПЛУАТАЦИИ Для защиты деревянных опор от гниения в условиях эксплуатации рекомендуется при- менять антисептики в соответствии с табл. 8.38 и 8.39. Дополнительная пропитка (допропитка) древесины опор ВЛ. Для продления срока службы древесины опор ВЛ и связи, нахо-
дящихся в эксплуатации, применяется допол- нительная пропитка (допропитка), состоящая в том, что водорастворимый антисептик, проникая вместе с влагой в древесину, предохраняет опасные зоны опор от гиения (рис. 8.38). Допропитку производят по всей линии при обнаружении загнивания древесины или после шести лет эксплуатации. Для изготов- ления бандажей в качестве антисептика ис- пользуются водорастворимые комбинирован- . ные антисептикй**типа Доналит УА, УЛЛ, УАЛЛ, препарату *ХМ-5 или пасты с фто- ристым натрием. Размеры бандажей и расход антисептика приведены в табл. 8.40. Таблица 8.38. Водорастворимые антисептики Название Натрий фтористый техни- ческий Арс^нат натрия Динитрофенол Бихромат калия или натрия Нафтенат меди Купорос медный Техническая характеристика Сильный антисептик, белый порошок, растворяется в воде не более 3,5%, хорошо проникает в древесину, не имеет запаха и не горит Очень сильный антисептик, ядовит, входит в состав комбинированных антисептиков, кристаллический порошок, хорошо растворим в воде Желтый кристаллический порошок с запахом миндаля, очень сильный антисептик, плохо растворяется в воде (не более 0,65 %), летуч, пожароопасен и ядовит Красные прозрачные кристаллы, отлично растворим в воде, токсичен, образует сложные невымываемые сое- динения в древесине с другими антисептиками Обладает большой токсичностью, растворяется в маслах и растворителях Синие кристаллы, хорошо растворим в воде, не горючий, удовлетворительно проникает в древесину, корродирует металлы Примечание. Большинство водорастворимых антисептиков могут быть использованы только в комбинированных антисептиках, где они, дополняя друг друга, образуют трудно вымываемые соединения, что важно для древесины, работающей на открытом воздухе. Таблица 8.39. Комбинированные водорастворимые антисептики Название и состав Доналит УА* (ГДР): натрий фтористый арсенат натрия динитрофенол бихромат натрия (калия) Препарат ХМ-5: марки А: купорос медный бихромат натрия ангидрид хромовый Содержание, %, по массе 25 33 5 37 50 48,3 1,7 Техническая характеристика Сильный антисептик, рас- творяется в воде до 4%. Применяется для пропитки как сухой, так и влажной древесины Эффективный антисептик, практически не вымываем. растворяется в воде до 10%, а при 60 °С - до 30 % Рекомендуемое поглощение, кг/м3 6,0 (срок службы до 15 лет) 10—12 (срок служ- бы до 15 лет) 7 Рис. 8.38. Места дополнительной пропитки (допропитки) древесины опор ВЛ: а — места наложения бандажей; б — защита вер- ха опоры; / — бандаж; 2 — битумная лента; 3 — опора; 4 — жесткий пояс; 5 — антисептическая пас- та; 6 — мешковина; 7—дырчатый колпачок
Продолжение табл. 8.39 Название и состав марки Б: купорос медный бихромат натрия Препарат ХХЦ: хлорид цинка цихромат натрия (ка- лия) уксусная кислота («ле- дяная») Содержание, массе 50 50 77-80 20-22 0,05 Техническая характеристика Слабый антисептик, раст- воряется в воде до 5%, составные части смешиваются перед применением. Для опор ВЛ не применяется Рекомендуемое поглощение, кг/м3 16—18 (срок служ- бы до 40 лет) 10-12 i-Состав антисептика может несколько изменяться без снижения его антисептических свойств. Примечания: 1. В ГДР изготовляются и поставляются в СССР антисептики Доналит марок УУА, УЛЛ, УАЛЛ, VAP и Пиро 1. Доналиты УАЛЛ и УЛЛ растворяются в воде до 10% и применяются для обработки сырой древесины, работающей на открытом воздухе, пастами и для приготовления антисептических бандажей. Доналит Пиро 1 растворяется в воде до 33%, может наноситься распылением на конструкции, защищенные от дождя (балки, обрешетки и др.), а также для пропитки в ваннах. 2. Требования к качеству и режимы пропитки древесины водорастворимыми антисептиками нормированы ГОСТ 20022.7—82 «Автоклавная пропитка водорастворимыми антисептиками под дав- лением», ГОСТ 20022.8 — 82 «Пропитка способом вакуум — атмосферное давление—вакуум», ГОСТ 20022.9 — 76* «Капиллярная пропитка способом нанесения на поверхность» [см. также «Инструкцию по пропитке столбовой древесины автоклавно-диффузионным способом антисептиками Доналит УАЛЛ и Доналит УЛЛ» (М.: СПО Союзтехэнерго, 1979)]" Таблица 8.40. Устройство антисеитаческих бандажей Диаметр столба к месте установки бандажа, см До 20 21-25 26-30 31-35 36-40 Длина бандажа, см 70 '80 100 115 130 Расход антисептика на один бандаж, кг готовой пасты 0,7 0,8 1,0 1,15 1,30 сухого порошка антисептика 0,35 0,4 0,5 0,6 0,7 Примечания: 1. Антисептическая паста для изготовления бандажей и диффузионной пропитки древесивы приготовляется по следующему рецепту (в массовых частях) н в следующей последовательности: порошок антисептика 55; сульфитный щелок (сухой) 3—5, разбавляется в горячей воде (40—50°С) 15—20,' коалин сухой или жирная глина 10—15; масло вазелиновое или талловое 3—5; смачи- ватель ОП-7 5 — 7. Паста тщательно перемешивается до сметанообразного состояния и при необходимости раз- бавляется водой; рекомендуется использовать в тот же день. 2. Бандажи изготовляют шириной 0,5, длиной 5—6 м из двух слоев: внешнего (пергамин, рубероид или полиэтиленовая пленка) и внутреннего (мешковина или другой .подобный материал, на который наносится антисептическая паста маховой кистью или специальной лСЩаткой). 3. Мешковину накладывают на гидроизоляционный внешний слой, пасту наносят на 0,4 м цшрины мешковины и накрывают вторым слоем мешковины. Все заворачивают в рулон, чтобы паста была внутри, и завязывают проволокой или шнуром. 4. Приготовленный бандаж укладывают в полиэтиленовые мешки или металлические бочки (можно использовать бочки из-под антисептика). У опоры в зависимости от диаметра столба отрезается кусок необходимой длины. 5. Бандаж плотно накладывают на поверхность опоры с небольшим нахлестом и закрепляют несколькими гвоздями так, чтобы верхняя кромка бандажа находилась на 10 — 20 см выше уровня земли. Внешний слой бандажа обтягивают битумной ленгой. В населенной местности или в местах прогона скота битумной лентой покрывается бандаж на 20 — 25 см над уровнем земли. 6. Готовые бандажи и антисептические пасты содержат ядовитые вещества, при их использовании необходимо обеспечить соблюдение правил по технике безопасности и промышленной санитарии, чтобы эти вещества не попали в глаза, в дыхательные пути или в тело через раны. Антисептики, бандажи, посуда и инструмент должны храниться под замком. Более подробно — см. «Методические указания по изготовлению и установке антисептических бандажей из Доналита УА и УАЛЛ на деревянных опорах линий электропередачи» (М.:СПО ОРГРЭС, 1976).
8.7. ПРОВОДА И ГРОЗОЗАЩИТНЫЕ ТРОСЫ Таблица 8.41. Физико-механические свойству проволоки для проводов ВЛ Материал проволоки, ГОСТ Медная твердотянутая (МТ) ГОСТ 2112-79* (СТ СЭВ 1383-78) с из- менениями № 1 от 19.03.81 г. и № 2 от 24.09.85 г. диаметром, мм: 1,0-2,95 2,96-4,80 Алюминиевая твердотянутая (AT) ГОСТ 6132-79* (СТ СЭВ 1382-78) с изменениями № 1 от 19.03.81 г. и № 2 от 25.09.85 г. диаметром, мм: 1,5-2,5 2,51-4,0 4,01-5,0 Алюминиевая твердотянутая повы- шенной прочности (АТп) ГОСТ 6132-79 (СТ СЭВ 1382-78) с из- менениями № 1 от 19.03.81 г. и № 2 от 25.09.85 г. диаметром, ММ". 1,5-1,85 1,86-2,00 2,01-2.30 2,31-2,57 2,58-2,80 2,81-3,05 3,06-3,40 3,41-3,80 3,81-4,50 Бронзовая марки ТБМ Плот- ность, г/смЗ 8,9 8,9 2,7 2,7 2,7 2,7 2,7 2,7 2,7 2,7 2,7 2,7 2,7 2,7 8,9 Предел прочности, МПа, не менее 400(430)*! 380(400)*! 170 165 160 191 186 183 181 176 174 171,5 171,5 167 540-600*2 Относитель- ное удлине- ние при об- рыве (при длине 200 чм), %, не менее 1,0 1 1,5 | 1,3 1,5 2,0 1,5 1,5 1,5 1,5 1,6 1,6 1,7 1,8 2,0 1,0 Предел текучести, МПа 280 -ПО -115 350-400 Модуль упругости, МПа 130 103 63-103 63•103 130-103 Коэффициент упругрг о удлинение,* 1/ГМПаЮ) 77-Ю-6 160 Ю-6 160-Ю~6 77 -Ю-6 Коэффициент температур- ного расши- рения, 17-10~6 23-lO-6 23-10^6 (17-18) х х 10-6*2 Электриче- ское активное сопротив- ление (при 20 °С), Ом - мм2/км 17,8 17,7 28,15 28,15 30,0
Стальная низкоуглеродистая оцин- кованная ГОСТ 3282-74* с изме- нениями № 3 от 19.12.83 г. и № 4 от 15.06.84 г. диаметром, мм: 1,8-2,5 2,51-3,6 3,61-5,0 Стальная для сердечников проводов ГОСТ 9850-72* с изменением № 3 от 19.12.84 г. Диаметром, мм: 1,5-2,2 2,3-2,95 3,05-3,5 3,6-4,5 Стальная канатная (для оцинкован- ных стальных тросов) ГОСТ 7372 — 79* с изменениями № 1 от 09.02.83 г. и № 2 от 30.03.83 г. диаметром 1,5 — 3,2 мм Из алюминиевого сплава ABE твердая марки ACT (ТУ 16-501.016-74) Из алюминиевого сплаваб&ТЗЩ термо- механически обработанная марки АСЗ (ТУ 16-501.016-74) 7,85 7,85 7,85 7,85 7,85 7,85 7,85 7,85 2,7 2,7 690-1080*2 640-980*2 590-880*2 1310(1450) ~) 1280(1410) ( 1240(1410) ( 1180 (1380)J 1200-1600*2 220*3 300*3 6 8 10 4(4,5) 1,5 4,0 500 ] 450 > 400 J 850 850 Л 35 -180 200-Юз 200-103 200-103 65-103 65 • 103 50-10" 50 10~6 50 • 10~6 155-10~е' 155-Ю-6 12-10- 12-10~6 12-Ю-6 23 • Ю^6 23-Ю-6 138 30,0 32,5 *' В скобках указано значение предела прочности Медной проволоки, выпускаемой с государственным Знаком качертва. *2 При отсутствии данных следует принимать меньшие из указанных значений. *' Допускается применение проволок с пределом прочности не менее 200 МПа (вместо 220 МПа) и 285 МПа (вместо 300 МПа) при условии, что среднеарифметическое значение временного сопротивления разрыву проволок в проводах марок АН й АЖ будет 220 МПа й 300 МПа соот- ветственно.
Таблица 8.42. Механические характеристики Материал и марки проводов Алюминиевые А и АКП сечением, мм2: от 16 до 35 50 и 70 95 от 120 до 185 и от 300 'до 400 240 450 и более Сталеалюминиевые АС, АСКС, АСКП и АСК с сечением алюминия, мм2: от 10 до 25 при а* = 6,0 -=- 6,25 от 35 до 95 при а= 6,0 -ч- 6,13 70 при а = 0,95 95 при а = 0,65 120 и более при а = 6,11 -f- 6,25 120 и более при а = 4,29 -=- 4,39 150 и более при а = 7,71 -=- 8,04 185, 300 и 500 при а = 1,46 -=- 2,43 330 при а= 11,55 -=- 12,22 400 и 500 при а = 17,93 и 18,09 Приведенная нагрузка от собственной массы, даН/(мм2 ■ м) 2,75 2,75 2,75 2,75 2,75 2,75 ю-3 ю-3 ю-3 ю-3 ю-3 ю-3 3,46-НГ3 3,46 5,37 5,85 3,46 3,71 3,34 4,84 3,15 3,03 ю-3 ю-3 ю-3 ю-3 ю-3 ю-3 10~3 ю-3 ю-3 н допускаемые напряжения алюминиевых и сталеалюминиевых Модуль упругости, МПа-10 6,3 • 103 6,3 ■ 10^ 6,3-103 6,3-103 6,3 • 103 6,3 -103 8,25-103 8,25-103 13,4-103 16,6-103 8,25-103 8,9-103 7,7 -103 11,4-102 6,65 • 103 6,65-103 Температур- ный коэффи- циент линей- ного удли- нения, град- 23- 23- 23- 23- 23- 23- 10-ь ю-6 ю-6 ю-6 ю-6 10""6 19,2-10"6 19,2 14,5 13,9 19,2 18,3 19,8 15,5 21,2 21,2 -10"6 ■10~6 ■Ю-6 ■1(Г6 • Ю-6 •1(Г6 ■Ю-6 ■Ю-6 ■ ю-6 Предел прочности при растяжении, МПа-10, для алю- миниевой проволоки марок AT 16 16 15 16 15 16 29 29 67 76 29 33 27 55 24 21,5 АТп 17 17 16 17 16 17 30 30 68 77 30 34 28 56 26 23 Наибольшее до- пускаемое напряже- ние, МПа-10, для алюминиевой про- волоки марок AT* , 5,6 6,4 6,0 7,2 7,2 7,2 - 10,2 11,6 26,8 30,4 13,0 14,9 12,2 25,0 10,8 9,7 ¥ АТп 6,0 6,8 6,4 7,6 7,6 7,6 10,5 12,0 27,2 30,8 13,5 15,3 12,6 25,2 11,7 10,4 чроводов Допускаемое напря- жение при среднего- довой температуре, МПа-10, для алю- миниевой проволоки марок AT 4,8 4,8 4,5 4,8 4,8 4,8 8,7 8,7 20,1 22,8 8,7 9,9 8,1 16,5 7,2 6,5 АТп 5,1 5,1 4,8 5,1 5Д 5,1 9,0 9,0 20,4 23,1 9,0 10,2 8,4 16,8 7,8 6,9 * а — отношение сечения алюминиевой части провода к сечению стального сердечника. Примечания: 1. Область применения проводов по ГОСТ 839 —80Е см. табл. 8.52. 2. В районах, где толщина стенки гололеда превышает 22 мм, в сталеалюминиевых проводах сечением 120 мм2 и более при а = 4,29 -=- 18,09, а также в стальных тросах сечением 95 мм2 и более допускается повышение напряжения- при наибольшей нагрузке до 60% предела прочности. Однако при этом для толщины стенки гололеда 20 мм напряжение в этих проводах ке должно превышать 45 %, а в тросах — 50 % предела прочности.
Таблица 8.43. Механические характеристики и допустимые напряжении стальных проводов и тросов, проводов из алюминиевого сплава и биметаллических сталеалюминиевых проводов Материал и марки проводов и тросов Стальные: однопроволочные ПСОЗ — ПС05 многопроволочиые ПС всех сечений тросы ТК всех сечений Биметаллические сталеалюминиевые ПБСА 120 Из алюминиевого сплава сечением, мм2: от 16 до 95 марки АН от 16 до 95 марки АЖ . 120 и более марки АН 120 и более марки АЖ 70/39 марки. АЖС 500/336 марки АЖС Приведенная нагрузка от собственной массы, даН/(мм2 ■ м) 7,85-Ю-3 8,0-Ю-3 8,0-10" 3 5,87- Ю-3 2,75 -КГ3 2,75-10~3 2,75 -10-3 2,75-10"3 4,62-Ю'3 4,85 ■ Ю-3 Модуль упругости, МПа-10 20-103 20-103 20-103 13-103 6,5-103 6,5 ■ 103 ■ 6,5-103 6,5-103 11,65-103 11,4-103 Температурный коэффициент линейного уд- линения, град-1 12-КГ6 12-Ю-6 12- Ю-6 13,75-10~6 23 • 10~6 23- КГ6 23-КГ6 23 -КГ6 16-10~6 15,5-Ю-6 / Предел прочности при растяже- нии, МПа" 10 40,0 62,0 - 90,0 20,8 28,5 20,8 28,5 62,0 63,6 Наибольшее допустимое напряжевие, МПа-10 16,0 31,0 - 40,5 8,3 11,4 9,4 12,8 ^ 27,9 28,7 Допустимое напряжение при среднегодовой температуре, МПа-10 12,0 21,6 - 27,0 6,2 8,5 6,2 8,5(5,7) 15,5(12,4) 19,0 Примечания: 1. Предел прочности при растяжении стальных тросов принимается, исходя из прочности на разрыв по соответствующим ГОСТ, но не менее 1200 МПа. Наибольшее допустимое напряжение стальных тросов равно 50%, а допустимое напряжение при среднегодовой температуре воздуха — 35 % предела прочности на растяжение этих тросов. : 2. При расчете других проводов и тросов, не включенных в настоящую таблицу, их механические характеристики должны приниматься по соответствующим нормативным документам; наибольшие допустимые напряжения и допустимые напряжения при среднегодовой температуре ие должны превышать соответственно 0,5 и 0,3 предела их прочности. ^ 3. До разработки виброустойчивых поддерживающих зажимов и зажимов распорок, для проводов ДЖ 120 и АЖС 70/39 значение допустимого среднезкешгуатационного напряжения рекомендуется ограничить значением не более 0,2 сгВр (указано в скобках). 4. См. также примечание 2 к табл. 8.42.
Таблица 8.44. Характеристики алюминиевых и медных проводов (ГОСТ 839 —80Е) Число и диаметр проволок, мм Расчетное сечение, мм2 Расчетный диаметр провода. мм Сопротивление постоянному току при 20 °С, Ом/км, не более Разрывное усилие провода, даН, не менее Масса провода, кг/км Алюминиевые провода 7x1,70 7x2,13 7 х 2,50 7 х 3,00 7 х 3,55 7x4,10 19 х 2,80 19x3,15 19x3,50 19x4,00 37x3,15 37 х 3,45 37 х 3,60 37 х 3,90 37x4,15 61x3,37 61 х 3,50 61x3,66 61 х 3,80 61x3,95 61x4,10 1 х 2,24 1 х 2,76 1 х 3,57 7x1,70 7x2,51 7 х 3,00 19x2,13 19x2,51 19 х 2,80 19x3,15 15,9 24,9 34,3 49,5 69,2 92,4 117 148 183 239 288 346 389 442 500. 544 587 641 691 747 805 3,94 5,85 9,89 15,90 34,61 49,40 67,70 94,00 117,00 148,00 5,1 6,4 7,5 9,0 10,7 12,3 14,0 15,8 17,5 20,0 22,1 24,2 25,6 27,3 29,1 30.3 31,5 32,94 34,2 35,6 36,9 Медные 2,2 2,8 3,6 5,1 7,5 9,0 10,7 12,6 14,0 15,8 1,838 1,165 0,850 0,588 0,420 0,315 0,251 0,198 0,161 0,123 0,102 0,085 0,076 0,067 0,058 0,054 0,050 0,046 0,043 0,039 0,036 провода 4,601 3,070 1,820 1,157 0,524 0,369 0,272 0,194 0,156 0,124 -/273,6 -/410,9 -/560,9 719,8/776,7 1008,8/1069,9 1304,3/1385,6 -/1962,3 2275,1/2412,4 2812,5/2983,2 3668,6/3784,4 4426,7/4695,4 5319,1/5640,8 5980,0/6342,0 6794,0/6976,0 7453,1/7918,9 8359,0/8866,0 9017,0/9563,2 9860,3/10457,5 10629,2/11272,5 11490,2/11832,4 11998,1/12748,3 166,1 246,7 388,1 603,1 1314,1 1745,5 2711,5 3763,7 4684,5 5515,1 43 68 94 135 189 252 321 406 502 655 794 952 1072 1217 1378 1500 1618 1771 1902 2062 2220 35 52 88 142 311 444 612 850 1058 1338
М 185 М 240 М 300 М 400 37x2,51 37 х 2,84 37x3,15 37 х 3,66 183,00 234,00 288,00 389,00 17,6 19,9 22,1 25.5 0,100 0,079 0,064 0,047 7330,3 9383,7 10740,0 14498,8 Примечания: 1. Разрыввое усилие провода: в числителе для проводов из проволоки марки AT, в знаменателе - 2. Срок службы проводов 45 лет. 1659 2124 2614 3528 марки АТп. 800 800 600 600 Таблица Марка провода 8.45. Характеристики сталеалюминиевых проводов (ГОСТ 839—80Е) и проводов из алюминиевого сплава J сердечником (ТУ 16-705.183-81 с изменением АКИТ4120-83) 1 Число и диаметр проволок, мм алюминие- вых стальных Расчетное сечение мм2 алюми- ния стали всего провода Расчетный диаметр, мм стального сердеч- ника провода Сопротивле- ние постоян- ному току при 20 °С, Ом/км, не более Разрывное усилие провода, даН, не более со стальным Масса провода, кг/км Строи- тельная длина, м, не менее Провода нормальной конструкции (АС) АС 10/1,8 АС 16/2,7 АС 25/4,2 АС 35/6,2 АС 50/8,0 АС 70/П АС 70/72 АС 95/16 АС 95/141 АС 120/19 АС 120/27 АС 150/19 АС 150/24 АС 150/34 АС 185/24 АС 185/29 АС 185/43 АС 185/128 АС 205/27 АС 240/32 АС 240/39 6x1,5 6x1,85 .6 х 2,3 6x2,8 6x3,2 6x3,8 18x2,2 6x4,5 24x2,2 26 х 2,4 30 х 2,22 24x2,80 26 х 2,70 30x2,50 24x3,15 26x2,98 30 х 2,80 54x2,10 24x3,30 24 х 3,60 26 х 3,40 1x1,5 1x1,85 Гх2,3 1x2,8 1x3,2 1x3,8 19x2,2 1x4,5 37 х 2,2 7x1,85 7 х 2,20 7x1,85 ,< 7x2,10 г Тх2,50 7x2,10 7x2,30 7 х 2,80 37x2,10 7 х 2,20 7 х 2,40 7 х 2,65 Ю,6 16,1 24,9 36,9 48,2 68,0 68,4 95,4 91,2 118 116 148 149 ■ 147 187 181 185 187 205 244 /«. 1,77 2,69 4,15 6,15 8,04 11,3 72,2 15,9 141,0 18,8 26,6 18,8 24,2 34,3 24,2 29,0 43,1 128,0 26,6 31,7 38,6 12,37 18,79 29,05 43,05 56,24 79,30 140,60 111,3 232,2 136,8 142,6 166,8 173,2 181,3 211,2 210,0 228,1 315,0 231,6 275,7 274,6 1,5 1,9 2,3 2,8 3,2 3,8 . п,о 4,5 15,4 5,6 6,6 5,5 6,3 7,5 6,3 6,9 8,4 14,7 6,6 7,2 8,0 4,5 5,6 6,9 8,4 9,6 11,4 15,4 13,5 19,8 15,2 15,5 16,8 17,1 17,5 18,9 18,8 19,6 23,1 19,8 21,6 21,6 2,766. 1,800 1,176 0,790 0,603 0,429 0,428 0,306 0,321 0,249 0,253 0,199 0,198 0,201 0,157 0,162 0,158 0,158 0,143 0,121 0,124 -/408,9 -/622,0 -/929,6 -/1352,4 1663,8/1711,2 2346,3/2413,0 -/9682,6 3243,3/3336,9 —/18077,5Ж' -/4152,1 -/4946,5 -/4630,7 -/5227,9 -/6264,3 5624,1/5807,5 5963,4/6205,5 -/7776,7 -/18381,6 6173,3/6374,0 7265,7/7505,0 7858,1/8089,5 42,7 64,9 100,3 148 195 276 755 385 1357 471 528 554 599 675 705 728 846 1525 774 921 952
Марка провода AC 300/39 AC 300/48 AC 300/66 AC 300/67 AC 300/204 AC 330/30 AC 330/43 AC 400/18 AC 400/22 AC 400/51 AC 400/64 AC 400/93 AC 450/56 AC 500/26 AC 500/27 AC 500/64 AC 500/204 AC 500/336 AC 550/71 AC 600/72 AC 650/79 AC 700/86 AC 750/93 AC 800/105 AC 1000/56 AC 1000/643 AC 1200/67 Число и диаметр проволок, мм алюминие- вых 30 х 3,20 24 х 3,00 26 х 3,80 30 х 3,50 30x3,50 { 54 х 2,65 48 х 2,98 54x2,80 42x3,40 76 х 2,57 54x3,05 26x4,37 30x4,15 54x3,2 42 х 3,9 76 х 2,84 54x3,40 90 х 2,65 54x3,40 54x3,60 56 х 3,70 96 х 2,90 96 х 3,02 96x3,15 96 х 3,30 76x4,10 54x4,72 76 х 4,5 стальных 7 х 3,2о 7 х 2,65 7 х 2,95 19x2,10 7x3,50 37 х 2,65 7 х 2,3 7 х 2,8 7x1,85 7x2,0 7 х 3,05 7 х 3,4 19 х 2,50 7x3,2 7x2,2 7 х 2,2 7 х 3,40 37 х 2,65 61 х 2,65 7 х 3,60 19x2,20 19x2,30 19 х 2,40 19x2,50 19x2,65 7 х 3,20 91 х 3,0 7 х 3,5 Расчетное сечение, мы2 алюми- ния 2А1 301 295 288 289 298 335 332 381 394 394 390 406 434 502 481 490 496 490 549 580 634 687 748 821 1003,2 944,5 1208,0 стали Э&,3 38,6 47,8 65,8 67,3 204,0 29,1 43,1 18,8 22,0 51,1 63,5 93,5 56,3 26,6 26,6 63,5 204,0 336,0 71,2 72,2 78,9 85,9 93,2 105,0 56,3 643,2 67,4 всего провода 297,3 339,6 342,8 353,8 356,3 502,0 364,1 375,1 399,8 416,0 445,1 453,5 499,2 490,3 528,6 507,6 553,5 700,0 826,0 620,0 652,2 712,9 772,9 841,2 926,0 1059,5 1586,4 1275,4 Продолжение табл. 8.45 РЙСЧЕ тный диаметр, мм стального сердеч- ника ¥.6 8,0 8,9 10,5 10,5 18,6 6,9 8,4 5,6 6,0 9,2 10,2 12,5 9,6 6,6 6,6 10,2 18,6 23,9 10,8 11,0 11,5 12,0 12,5 13,3 9,6 33,0 10,5 провода 22,4 24,0 24,1 24,5 24,5 29,2 24,8 ^25,2 26,0 26,6 27,5 27,7 29,1 28,8 30,0 29.4 30,6 34,5 37,5 32,4 33,2 34,7 36,2 37,7 39,7 42,4 51,9 46,5 Сопротивле- ние постоян- ному току при 20"С, Ом/км, не более 0,122 0,098 0,100 0,102 0,103 0,099 0,088 0,089 0,078 0,075 0,075 0,075 0,072 0,068 0,059 0,061 0,060 0,060 0,060 0,054 0,051 0,047 0,043 0,039 0,036 0,029 0,031 0,024 Разрывное усилие провода, даН, не более ^—~^ 9588,9/9825,3 8916,0/9057,4 9776,2/10062,3 12343,6/12627,0 11469,6/11725,0 -/28457,9 8456,1/8884,8 -/10378,4 8186,4/8560,0 -/9511,5 11538,5/12048,1 12536,8/12918,3 16973,7/17371,5 12711,4/13137,0 10727,5/11218,8 10639,2/11254,8 14345.1/14825,7 31231,2/31960,9 46182,5/46604,9 16078,0/16616,4 17814,8/18383,5 19236,9/20045,1 20901,0/21777,5 22711,4/23445,0 25202,3/26007,3 21421,1/22404,7 -/85426,5 25914,7/- Масса провода, кг/км 1106 1132 1186 1313 1323 2428 1152 1255 1199 1261 1490 1572 1851 1640 1592 1537 1852 2979 4005 2076 2170 2372 2575 2800 3092 3210 7720 3860 Строи- тельная длина, м, не менее 2000 2000 2000 2000 2000 2000 2000 2000 1500 1500 1500 1500 1500 1500 1500 1500 1500 1500 1500 1200 1200 1000 1000 1000 1000 1000 — 1000
АЖС 70/39 АЖС 500/336 Провода из алюминиевого сплава (АЖС) 12x2,65 54 х 3,4 7 х 2,65 61x2,65 66,1 490 38,6 336 104,7 826 8,0 23,9 13,3 37,5 0,509 0,0694 6500 53000 484 4005 2000 Примечания; 1. Разрывное усилие: в числителе — для проводов из проволоки AT, в знаменателе — марки АТп. 2. Сталеалюминиевые провода с повышенным содержанием стали могут изготовляться следующих строительных длин: провода АС 70/72, АС 95/141, АС 185/128 - 4000 м, провод АС 300/204 - 3500 м, провод АС 500/336 - 3000 м. Провода АС 1000/643 и АЖС 500/336 изготовляют по согласованию с заводом-изготовителем, при этом мЪжет быть согласовано изготовление этих проводов без сварок проволок в наружном повиве. 3. Провод АС 1000/643 изготовляется по ТУМИ 186-71, а провод АС 1200/67 - по ТУ 16-705.176-80. 4. С 1987 г.\ в СССР начат выпуск ■ сталеалюминиевых упрочненных проводов типа АСу по ТУ 16-705.176—80 с изменением № 2 от 11.12.86 г. следующих сечений: 50/8,0; 70/11; 95/16; 240/32; 300/39; 300/48; 330/43; 400/51; 400/64; 400/93; 500/26; 550/71; 1000/56; 1000/643; 1200/67. Все размеры и характеристики этих проводов те же, что и у проводов типа АС, кроме разрывною усилия, которое у проводов типа АСу выше на 2—6%. Таблица 8.46. Характеристики бронзовых проводов (ТУК ООМ.505.128—55) Марка провода Б 50 Б 70 Б 95 Б 120 Б 150 Б 185 ,J3 240 И^ЗОО Число и диаметр проволок, мм 19x1,88 19x2,17 19x2,53 19x2,80 37 х 2,24 37 х 2,53 37x2,85 61x2,53 Расчетное сечение, мм2 50 70 95 117 146 186 136 307 ■Расчетный диаметр, мм 9,2 10,9 12,7 14,3 15,7 17,7 20,0 22,8 Прочность на разрыв, даН, не менее 2500 3500 4800 6000 7400 9500 12000 15 500 Масса, кг/км 458 641, 870 1099 1374 1695 2198 2748 Примечание. Прочность проводов на разрыв вычисляется по формуле ./< rfiPf (8.5) P=0,95dZS, вр где сг^ — предел прочности бронзовой проволоки по табл. 8.41, МПа; S — расчетное сечение провода, мм2.
Таблица 8.47. Характеристики сталеброизовых проводов (ТУК ООМ.505.128 —55) БС 185/43 БС 240/117 БС 300/167 БС 400/196 БС 509/134 «г* Число и диаметр проволок, мм бронзо- вых 30 х 2,80 46x2,53 50 х 2,80 54 х 3,0 72 х 3,0 стальных 7x2,8 19x2,8 37x2,4 37x2,6 19x3,0 Расчетное сечение, мм2 брон- зы 185 232 307 381 509 стали 43,1 116,8 167,6 196,9 134,3 Расчетный диаметр, мм стального сердеч- ника 8,4 14,0 16,8 18.2 16,0 провода 19,6 24,3 28,0 30,2 33,0 Проч- ность на разрыв, даН, не менее 14000 26000 35000 40 600 43 000 Масса, кг /км 2038 3129 4162 5077 5750 Примечания: 1. Провода БС 509/134 изготовляются по особым техническим условиям. 2. Прочность на разрыв вычисляется по формуле ^ВР с : а6р •'б] + о' Г/о . (8.6) где ой — предел прочности бронзовых проволок по табл. 8.41, МПа; о/" — напряжение в стальном сердечнике при 1 %-ном удлинении, равное для многопроволочного стального сердечника 1200 МПа; 5gp и $с — сечения бронзовой и стальной частей провода, мм2. Таблица 8.48. Характеристики стальных проводов Марка провода Число и диаметр проволок, мм Расчет- ное сечение, мм2 Расчет- ный диаметр прово- да, мм Электрическое сопротивление, Ом/км Активное сопротив- ление при -|-20оС Внутрен- нее индук- тивное сопро- тивление Прочность на разрыв, даН, не менее Масса провода. Строи- те льная длина, м, не менее Провода однопроволочные оцинкованные ПСО 3 (ПСО 3,5) ПСО 4 ПСО 5 ПСО 6 3,0 3,5 4,0 5,0 6,0 7,1 9,6 12,6 19,6 28,3 3,0 3,5 4,0 5,0 6,0 28-30 24-26 19-21 15-18 - — — — — — 390(265) 525- 690(465) 1080(725) - (1046) 57(55,5) 75- 100(98,7) 155(154,2) - (221,9) 440 400 400 320 - ПС 25 ПС 35 ПС 50 ПС 70 Провода многопроволочные оцинкованные (ТУ 14-4-861-75) 5 х 2,5 7 х 2,5 12x2,3 19x2,3 24,6 34,4 49,4 76,4 6,8 „7,8 9,2 11,5 5,5-6,7 4,1-5,3 2,8-3,7 1,7-2,3 1,0-2,0 0,6-1,8 0,3-1,2 0,2-0,7 1530 2120 3050 4710 272 389 617 1500 1500 1500 1500 Примечания: 1. Провода однопроволочные марки ПСО обладают пределом прочности 550 МПа, но в настоящее время не выпускаются. Метизной промышленностью выпускается стальная, медистая или обыкновенная, оцинкованная проволока диаметром 3, 4, 5 и 6 мм для линии связи (телеграфная проволока) по ГОСТ 1668 — 73 с изменениями № 1 от 09.02.83 г. и № 2 от 13.12.84 г. с пределом прочности 360 МПа; прочность такой проволоки указана в таблице в скобках, остальные характеристики те же, что и для проводов ПСО. 2. Электрическое сопротивление (активное и внутреннее индуктивное переменному току) дано для токов от 10 А до максимального тока нагрузки, допускаемого по условиям нагрева. 3. Полное сопротивление переменному току до 15 А для проводов ПСО 3 28 — 30, ПСО 3,5 23—25, ПСО 4 19-22, ПСО 5 15-18 Ом/км.
Таблица 8.49. Обозначения проводвв по ГОСТ 839—74 и 839—80 и соответствующих им проводов но ГОСТ 839—59 Медные нровода ГОСТ 839-74, ГОСТ 839-80 М 4 М 6 М 10 М 16 М 25 М 35 М 50 М 70 М 120 М 150 М 185 М 240 М 300 М 350 М 400 ON «Л 1 ON m OO в о М-4 М-6 М-10 М-16 М-25 М-35 М-50 М-70 М-120 М-150 М-185 М-240 М-300 М-400 Алюминиевые провода! Сталеалюминиевые провода ■а-" о Г-- ОО 1 1 ON ON mm ОО ОО t& ОО 1-1- А 16 А 25 А 35 А 50 А 70 А 95 А 120 А 150 А 240 А 300 А 350 А 400 А 450 А 500 А 550 А 600 А 650 А 700 А 750 А 800 ON fi <tO »Л Г- ОО 1 II ON С, ON m mm oo у oo oo и l <_>L> о ft oo A-16 A-25 A-35 A-50 A-70 A-95 A-120 A-150 A-240 A-300 A-400 A-500 A-600 AC 10/1,8*1 AC 16/2,5*1 AC 25/4,2*1 AC 35/6,2*1 AC 50/8,0*1 AC 70/11*1 AC 70/72 AC 95/16*i AC 95/15*2 AC 95/141 AC 120/19 AC 120/27 AC 150/19 AC 150/24 AC 150/34 AC 185/24 AC 185/29 AC 185/40 AC 185/128 AC 205/24 AC 240/32 AC 240/39 AC 240/56 1 ON 1 ^ О in 1 r- oo i В ii ON ON ON m У mm °°>» 1 000° о Щ l oo (~ В 1 US- AC-10*i^. AC-16*1 ДС-25*' AC-35*i AC-50*i AC-70*i АСУС-70 AC-95*i AC-95*2 АСУС-95 AC-120 АСУ-120 ACO-150 AC-150 АСУ-150 ACO-185 AC-185 АСУ-185 АСУС-185 ACO-240 AC-240 АСУ-240 AC 300/39 AC 300/48 AC 300/66 AC 300/67 AC 300/204 AC 330/27*2 AC 330/30*3 AC 330/43 AC 400/18*3 AC 400/22 AC 400/51 AC 400/64 AC 400/93 AC 450/56 AC 500/26 AC 500/27 AC 500/64 AC 500/204*3 AC 500/336 AC 550/71 AC 600/72 AC 650/79 AC 700/86 AC 750/93 AC 800/105 AC 1000/56 ON «Л 1 ON m О e; f- в ACO-300 AC-300 АСУ-300 АСУС-300 AC№330 ACO-400 AC-400 АСУ-400 ACO-500 АСУС-500 ACO-600 ACO-700 4. *l Co стальным серденником, состоящим из одной проволоки. *2 Выпускались только по ГОСТ 839—74. *3 Выпускаются только по ГОСТ 839 — 80. Примечания: 1. По ГОСТ 839 — 74 и 839 — 80 наряду с проводами марок А и АС вы- пускаются коррозионно-стойкие провода тех же сечений марок АКП, АСКС, АСКП и АСК. Провода марок АКП и АСКП — это провода м%рок А и -АС, межпроволочное пространство которых по всему сечению, за исключением наружной повёрэщдсти, заполнено нейтральной смазкой повышенной тер- мостойкости. Провода марки АСКС — это проводатгарки АС, в которых межпроволочное пространство стального сердечника и его поверхность заполнены той же смазкой. Провода марки АСК — это про- вода марки АСКС, в которых стальной сердечник не только заполнен смазкой, но и изолирован двумя лентами на полиэтилентерефталатной пленке. Различные марки коррозионно-стойких проводов применяются в зависимости от условий загрязнения атмосферы. 2. Цифры в марках проводов обозначают номинальное сечение алюминия (в числителе) и стали (в знаменателе), мм2.
Таблица 8.50. Характеристики проводов из алюминиевых сплавов марок АЖ и АН (ГОСТ 839 — 80) и биметаллических сталеалюминиевых проводов марки ПБСА (ТУ 14-4-1256-84) Г</1арка проводов, мм2 АЖ 16, АН 16 АЖ 25, АН 25*, АЖ 35, АН 35'1; АЖ 50, АН 50!--- АЖ 70, АН 70 АЖ 95, АН 95 АЖ 120, АН 120 АЖ 150,- АН 150 АЖ 185, АН 185 АЖ 240. АН 240 АЖ 300, АН 300 АЖ 350, АН 350 АЖ 400, АН 400 АЖ 450, АН 450 АЖ 500, АН 500 АЖ 550, АН 550 АЖ 600, АН 600 АЖ 650, АН 650 АЖЧОО, АН 700 АЖ 750, АН 750 АЖ 800, АН 800 ПБСА 120 Число и диаметр проволок, мм 7x1,7 7x2,12 7 х 2,5 7x3,0 7 х 3,55 7x4,12 19 х 2,8 19x3,15 19 х 3,5 19x4,0 37 х 3,2 37 х 3,45 37 х 3,69 37 х 3,90 37x4,15 61 х 3,37 61x3,55 61 х 3,66 61x3,8 61 х 3,95 61x4,1 19x2,8 Расчет- ное се- чение, мм2 15,9 24,7 34,4 44,5 69,3 93,3 117,0 148,0 183,0 234,0 298,0 346,0 396,0 442,0 501,0 544,0 604,0 642,0 692,0 747,0 805,0 44/73 Расчет- ный ди- аметр прово- да, мм 5,1 6,4 7,5 9,0 10,7 12,4 14,0 15,8 17,5 20,0 22,4 24,2 25,8 27,3 29,1 30,3 32,0 33,0 34,2 35,6 36,9 14,0 Сопротивле- ние постоян- ному току при 20°С, Ом/км, не более АЖ 2,07 1,33 0,960 0,665 0,475 0,353 0,283 0,223 0,181 0,139 0,111 0,096 0,084 0,075 0,066 0,061 0,055 0,052 0,048 0,044 0,041 0,6 АН 1,91 1,29 0,884 0,614 0,434 0,326 0,260 0,206 0,167 0,128 0,103 0,088 0,077 0,069 0,061 0,056 0,051 0,048 0,044 0,041 0,038 58 Разрывное усилие провода, даН, не менее АЖ АН 453 332 704 516 980 719 1411 1035 1975 1448 2659 1950 3335 2445 4218 3099 5216 3825 6812 4995 8493 6228 9861 7231 11286 8276 12597 9238 14279 10471 15504 11370 17214 12624 18 297 13 418 19 722 14463 21290 15 612 22943 16 825 10000 Строи- тельная длина, м, не менее 3000 3000 3000 3000 2000 2000 2000 2000 2000 2000 2000 2000 1500 1500 1500 1500 1200 1200 1000 1000 1000 1500 Масса провода, кг/км 44,1 68,6 95,5 137,5 192,5 259,3 326,1 412,7 510,7 668,7 830,4 970,0 1104,2 1234,5 1397,7 1582,4 1685,5 1802,3 1907,3 2087,0 2248,9 690,0 Примечания: 1. Провода марки АЖ — термоупрочненные. 2. Наружный пс вив имеет правое направление скрутки. 3. Соединение проволок в проводах, скрученных из семи проволок, не допускается. 4. Провода мар -:и АЖ изготовляются из проволоки марки АСЗ, провода марки АН — из прово- локи марки ACT. 5. Срок службы проводов АЖ и АН — не менее 25 лет. 6. Провода Mapi- а ПБСА изготавливаются из биметаллических сталеалюминиевых проволок с тол- щиной алюминиевого покрытия не менее 0,2 мм и временным сопротивлением не менее 900 МПа; расчетное сечение: ал юминия — в числителе, стали - в знаменателе. Таблица 8.51. Характеристики стальных оцинкованных канатов для грозозащитных тросов и оттяжек опор ГОСТ, (число проволок), марка ГОСТ 3062-80, (7), ЛК-0 ГОСТ 3063-80, (19), ТК Номиналь- ный диаметр троса, мм 6,7 7,3 8,0 8,6 9,2 7,6 8,1 8,6 9,1 Расчетное сечение, ММ 2 26,96 32,05 38.01 44,01 50,45 33,82 38,46 43,30 48,64 Число и диаметр проволок, мм 1 х 2,3 + 6 х 2,2 1 х 2,5 + 6 х 2,4 1 х 2,8 + 6 х 2,6 1 х 3,0 + 6 х 2,8 1x3,2 + 6x3,0 1x1,6 + 18x1,5 1x1,7+ 18x1,6 1x1,8 + 18x1,7 1x1,9+ 18x1,8 Прочность на разрыв, даН, не менее 2975 3535 4195 4855 5565 4255 4840 5465 6120 Масса, кг/км 235 279 331 382 439 291 330 373 418
Продолжение табл. 8.51 ГОСТ, (число проволок), марка ГОСТ 3063-80, (19), ТК ^ ГОСТ 3064-80, (37), ТК Номиналь- ный диаметр троса, мм 10,0 11 12 13 14 15 16 12,5 14 15,5 17 18,5 20 21 22,5 Расчетное сечение, мм2 60,01 72,58 86,34 101,72 117,90 135,28 153,84 94,44 116,56 141,00 167,77 197,29 228,74 262,51 -298,52 Число и диаметр проволок, мм 1x2,1 + 18x2,0 1x2,3 + 18x2,2 1x2,5 + 18x2,4 1x2,8+ 18x2,6 1x3,0 + 18x2,8 1x3,2 + 18x3,0 1x3,4+18^:3,2 1x1,9 + 36x1,8 1x2,1 +36x2,0 1x2,3 + 36x2,2 1x2,5 + 36x2,4 1x2,8 + 36x2,6 1 х 3,0 + 36 х 2,8 1 х 3,2 + 36 х 3,0 1 х 3,4 + 36 х 3,2 Прочность на разрьш, даН, не менее 7560 7830 9315 10950 12650 14550 17250 11200 13650 14350 17050 20100 23250 26750 31700 Масса, кг/км 515 623 741 873 1015 1160 1320 806 995 1205 1435 1685 1955 - 2240 2550 Примечание. Предел прочности стальной проволоки диаметром более 2 1200 МПа, проволоки диаметром 1,5—2,0 мм — не менее 1400 МПа. - не менее Таблица 8.52. Маркя и преимущественные области применения изолированных проводов Марки прово- дов Конструкция проводов Преимущественные области применения М А, Ап АКП, АлКП АС, АпС АСКС, АпСКС Провод, скрученный из медных проволок Провод, скрученный из алюми- ниевых проволок Провод марки А, но межпро- волочное пространство всего про- вода, за исключением наружной поверхности, заполнено нейтраль- ной смазкой повышенной тер- мостойкости Провод, состоящий из сталь- ного сердечника и алюминиевых проволок Провод марки АС, но межпро- волочное пространство стального сердечника, включая его наруж- ную поверхность, заполнено ней- тральной смазкой повышенной термостойкости В атмосфере воздуха типов II и III на суше и в море всех макроклиматических районов по ГОСТ 15150-69* В атмосфере воздуха типов I и II, но при условии содержания в атмосфере сернистого газа не более 150 мг/(м2-сут) (1,5 мг/м3) на суше всех макроклиматических районов по ГОСТ 15150-69*, кроме районов ТВ и ТС На побережьях морей, соленых озер, в про- мышленных и в районах засолоненных песков, а также в прилегающих к ним районах с атмосферой воздуха типов II и III на суше и море всех макроклиматических районов по ГОСТ 15150-69* \ В атмосфере воздуха типов I и II при условии содержания в атмосфере сернистого газа не более 150 мг/(м2-сут) (1,5 мг/м') на суше всех макроклиматических районов, кроме районов ТС и ТВ, по ГОСТ 15150-69* На побережьях морей, соленых озер, в про- мышленных районах и районах засолоненных песков, а также в прилегающих к ним рай- онах с атмосферой воздуха типов II и III, но при условии содержания в атмосфере сер- нистого газа не более 150 мг/(м- ■ сут) (1,5 г/мЗ) на суше всех-- макроклиматических районов по ГОСГ>'Ш50 —69*, кроме районов ТВ
Продолжение табл. 8.52 Конструкция проводов Преимущественные области применения Провод марки АС, но межпро- волочное пространство всего про- вода, за исключением наружной поверхности, заполнено нейт- ральной смазкой повышенной термостойкости Провод, скрученный из прово- лок нетермообработанного алю- миниевого сплава марки ABE Провод марки АН, но меж- проволочное пространство всего провода, за исключением на- ружной поверхности, заполнено нейтральной смазкой повышен- ной термостойкости Провод марки АС, но сталь- ной сердечник изолирован двумя лентами полиэтилентерефталат- ной пленки. Многопроволочный стальной сердечник под поли- этилентерефталатными лентами покрыт нейтральной смазкой по- вышенной теплостойкости Провод, скрученный из прово- лок алюминиевого термообра- ботанного сплава ABE Провод марки АЖ, но межггро- волочное пространство всего про- вода, за исключением наружной поверхности, заполнено нейт- ральной смазкой повышенной термостойкости Провод, состоящий из сталь- ного сердечника и проволок алюминиевого термообработан- ного сплава Провод марки АЖС, но меж- проволочное пространство всего провода, за исключением наруж- ной поверхности, заполнено ней- тральной смазкой повышенной термостойкости _^ Провод, состоящий из биме- таллических сталеалюминиевых проволок На побережьях морей, соленых озер, в промышленных районах и в районах засоло- ненных песков, а также в прилегающих к ним районах с атмосферой воздуха типов II и III на суше и море всех макрокли- матических районов по ГОСТ 15150 — 69* В атмосфере воздуха типов I и II, но при условии содержания сернистого газа не более 150 мг/(м2-сут) (1.5 мг/м3) на суше всех макроклиматических районов по ГОСТ 15150-69*, кроме ТВ .и ТС На побережьях морей, соленых озер, в про- мышленных районах и в районах засолонен- ных песков, а также в прилегающих к ним районах с атмосферой воздуха типов II и III на суше и море всех макроклиматических районов по ГОСТ 15150-69* На побережьях морей, соленых озер, в про- мышленных районах и районах засолоненных песков, а также в прилегающих к ним рай- онах с атмосферой воздуха типов II и III при условии содержания в атмосфере серни- стого газа не более 150 мг/(м--сут) (1,5 мг/м3) и хлористых солей не более 200 мг/(м2-сут) на суше всех макроклиматических районов по ГОСТ 15150-69*, кроме ТВ В атмосфере воздуха типов I и II при условии содержания в атмосфере сернистого газа не более 150 мг/(м2-сут) (1,5 мг/м3) на суше всех макроклиматических районов по ГОСТ 15150-69*, кроме ТВ и ТС На побережьях морей, соленых озер, в про- мышленных районах -и в районах засолоненных песков, а также прилежащих к ним районах с атмосферой воздуха типов II и. Ш на суше и море всех макроклиматических районов В атмосфере воздуха типов I и II, но при условии содержания в атмосфере сернистого газа не более 150 мг/(м2-сут) (1,5 мг/м3) на суше всех макроклиматических районов, кроме ТС и ТВ, по ГОСТ 15150-69* На побережьях морей, соленых озер, в про- мышленных районах и районах засолоненных песков макроклиматических районов по ГОСТ 15150-69* Область применения аналогична областям применения проводов АС, АпС и АЖС Примечания: 1. В обозначении проводов, в которых применяется алюминиевая проволока марки AT, стоит буква А, а проводов, в которых применяется алюминиевая проволока АТп (см. табл. 8.41) — буквы Ап. 2. При применении для провода стальной оцинкованной проволоки второй группы в марке провода к букве С добавляют цифру 2. 3. По требованию потребителя алюминиевые и сталеалюминиевые провода марок АКП, АНКП, АЖКП, АСКП могут изготовляться с наружной поверхностью, покрытой термостойкой смазкой. В этом случае к марке провода добавляют букву 3.
Таблица 8.53. Допустимые длительные токовые нагрузки (по нагреву) на неизолированные провода для ВЛ Провода марок А, АКП, М, Б, БС, ПС Сечение провода, мм2 10 16 25 35 50 70 95 120 Допустимые токовые нагрузки, А, алюми- ниевые А и АКП 105 135 170 215 265 320 375 на провода мед- ные М 95 130 180 220 270 340 415 485 брон- зовые Б . — — — 215 265 330 380 стале- брон- БС — — — — _ — — сталь- ные ПС — 60 75 90 125 135 — Сечение провода, ММ2 150 185 240 300 . 400 500 600 Допустимые токовьк алюми- ниевые А и АКП 440 500 ' 590 680 815 980 1070 на мед- ные М 570 640 760 880 1050 — — нагрузки, А, провода брон- зовые Б 430 500 600 700 — — — стале- бронзо- вые БС 515 640 750 890 980 — сталь- ные ПС — — _ — — — Продолжение табл. 8.53 Сталеалюминиевые провода марок АС, АСКС, АСК и АСКП Сечение провода (алюминий/ сталь), мм2 10/1,8 16/2,7 25/4,2 35/6,2 50/8 70/11 95/16 120/19 120/27 Допустимые нагрузки, А 80 105 130 175 210 265 330 380 375 Сечение провода (алюми- ний/ сталь), мм2 150/19 150/24 150/34 185/24 185/29 185/43 185/128 240/32 240/39 Допусти- мые токо вые на- грузки, А 425 450 450 505 510 515 520 605 610 Сечение провода (алюминий/ сталь), мм2 240/56 300/39 300/48 300/66 300/67 300/204 330/30 330/43 400/18 Допустимые токовые нагрузки, А 610 690 690 705 705 710 745 745 825 Сечение провода (алюминий/ сталь), мм2 400/22 400/51 400/64 500/26 500/27 500/64 500/336 600/72 700/86 Допусти- мые токо- вые на- грузки, А 825 835 850 965 930 -945 980 1050 1220 Примечания: 1. Токовые нагрузки на полые провода ПА 640 1680 А, ПМ 240 950 А, ПМ 300 1050 А, а на стальные провода ПСО 3 23 А, ПСО 3,5 26 А, ПСО 4 30 А и ПС 5 35 А. Токовые нагрузки на провода из алюминиевого сплава марки АН на 3%, а марки АЖ на 6% меньше, чем на алюминиевые провода марок А и АКП тех же сечений. 2. Токовые нагрузки определены из расчета нагрева проводов до +70°С к температуры воздуха +25 °С (см. ПУЭ, гл.1—3). При других температурах рекомендуется применять следующие поправки: Температура воздуха, °С . . . 5 и 0 +5 +15 +25 +30 +35 +40 +45 " +50 ниже Поправочный коэффициент 1,3 1,24 1,2 1,1 1,0 0,94 0,88 0,81 0,74 0,67 8.8. ДОПУСТИМЫЕ ПЕРЕГРУЗКИ ЛИНИЙ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ В АВАРИЙНЫХ РЕЖИМАХ Во избежание преждевременного отклю- чения потребителей и ограничения мощ- ности электростанций допускается перегруз- ка ВЛ на период ввода резервов, восста- новления повреждений на ВЛ и подстанциях, но не более чем на одни сутки. При этом токовая нагрузка на провода ВЛ не должна превышать 120 % длительно допустимых зна- чений токовой нагрузки при фактически имеющейся в данное время суток температу- ре окружающего воздуха. Для расчета аварий- ной токовой нагрузки ВЛ следует пользо- ваться коэффициентами перегрузки ло отно- шению к длительно допустимой токовой нагрузке (см. табл. 8.53) при температуре окружающего воздуха +25СС, указанными
+ 15 1,33 +20 1,26 +25 1,2 + 30 1,13 + 35 1,06 +40 +45 +50 0,97 0,89 0,8 Температура окружающе- го воздуха, "С .... —5 и 0 +5 +10 ниже Коэффициент перегрузки 1,55 1,5 1,44 1,38 Примечания: 1. Допустимость аварийной перегрузки ВЛ должна быть предварительно про- верена на соблюдение минимально допустимых расстояний от проводов ВЛ до земли, дорог, водных, пространств, зданий и сооружений, ВЛ и линий связи с учетом нагрева проводов электрическим током в соответствии с «Методикой расчета предельных токовых нагрузок по условиям нагрева проводов для действующих линий электропередачи», утвержденных Главтехуправлением Минэнерго СССР (М., СПО «Союзтехэнерго», 1978). Согласно этой методике может быть произведен расчет предельных токовых нагрузок с учетом конкретных метеорологических условий и расстояний между проводом и землей ка действующих ВЛ. При этом допустимая температура принимается для медных проводов 90, а для сгалеалюминиевых 100 °С. 2. Решение %>допустимости аварийной перегрузки ВЛ должно приниматься с учетом состояния проводов, соединительных и натяжных контактных зажимов. 3. Перечень ;ВЛ с указанием допустимой аварийной нагрузки для различных сочетаний тем- пературы окружающего воздуха и скорости ветра- должен находиться у диспетчера предприятия электрических сетей. 4. Таблица допустимых значений аварийной перегрузки ВЛ составлена на основании «Типовой инструкции по ликвидации аварий в электрической части энергосистем», утвержденной Главтехуп- равлением Минэнерго СССР (СПО, «Союзтехэнерго», 1986 г.). 8.9. ЗАЩИТА ПРОВОДОВ И ТРОСОВ ОТ ВИБРАЦИИ Защита от вибрации одиночных прово- дов и тросов не требуется, если длины пролетов ВЛ и среднеэксплуатационные напряжения в проводах не превышают зна- чений, указанных в табл. 8.54. При прохождении ВЛ по сплошному лесному массиву с высотой деревьев более высоты подвеса проводов и тросов, а так- же вдоль горных долин (по низу) защита проводов и тросов ВЛ также не требуется. Защита от вибрации одиночных про- водов марок А, АН и АЖ сечением 35 — 95 мм2 и сгалеалюминиевых сечением 35 — 70 мм2 при длине пролетов 80 м и более осуществляется гасителями петлевого типа, изготовляемыми из отрезков проводов той же марки, что подвешиваются на линии (рис. 8.39). Размеры петлевых гасителей принимаются следующие: Марка проводаАС 35, А, АН, АЖ 35 и 50; L, м ...... . 1,0 Ь, м ..... . 0,15 Марка провода АС 50, А, АН, АЖ 70; L, м. . . . . . 1,15 Ь, м 0,15 Марка проводаАС 70, А, АН, АЖ 95 L, м ..... . 1,35 Ь, и . . '. . . . 0,20 Таблица 8.54. Условия защиты проводов и тросов от вибрации Провода или тросы Алюминиевые Сталеалюминиевые и из алюминиевых сплавов Медные Стальные Номинальное сечение, мм2 До -95 120-185 240 и более До 95 120-185 205 и более До 70 95 и более До 70 95 и более Открытая, ровная местность без кустарников и деревьев Пролеты длиной, м, и более 80 100 120 80 100 120 100 120 100 120 Среднеэксп- луатационное напряжение, МПа, и более 35 40 100 180 Сильно пересеченная или застроенная местность, редкий и низкорослый лес Пролеты длиной, м, и более 100 125 150 100 125 150 125 150 125 150 Среднеэксп- луатационное напряжение, МПа, и более 40 45 ПО 200
ными грузами и с грузами каплевидной фор- мы вместо цилиндрической. Эффективность работы таких гасителей очень низкая. Име- лись случаи усталостных повреждений про- водов и грозозащитных тросов ВЛ, осна- щенных этими гасителями. В настоящее время выпуск таких гасителей прекращен, а установленные ранее гасители с укорочен- ными грузами и грузами каплевидной фор- мы подлежат замене на стандартные (см. табл. 8.88). В связи £~ имевшими место случаями повреждения проводов из алюминиевых спла- вов АЖ 120 и АЖС 70/39 ВНИИЭ были проведены специальные исследования, кото- рые показали необходимость разработки для проводов марок АЖ и АЖС поддержи- вающих зажимов и зажимов гасителей вибра- ции с применением специальных прокладок из износоустойчивых эластомеров с полу- проводящими свойствами. До разработки таких зажимов для про- водов АЖ и АЖС рекомендуется принимать среднеэксплуатационные напряжения аэ < < 0,2ствр. Вновь разработанный провод из биме- таллических сталеалюминиевых проволок Таблица 8.55. Число гасителей вибрации в пролете на одинарных проводах Условия прохождения трассы линии (харак- тер местности) Открытая, ровная или слабопересеченная местность без древесной растительности, пересечение долин в горах Сильнопересеченная или застроенная мест- ность, редкий или низкорослый лес Длина проле- та, м Менее 150 150 и более 200 и менее Более 200 Среднеэксплуатационное на- пряжение в проводах, МПа Алюминиевые провода 35-40 Более 40 Сталеалюминиевые и провода из алюминиевых сплавов АН и АЖ 40-45 Более 45 Медные провода 100-110 Более ПО Стальные щровода и грозоза- щитные тросы 180-200 Более 200 1 гаситель в пролете 1 Защита от вибрации не требуется 1 2 1 2 Рис. 8.39. Гаситель вибрации петлевого типа для защиты от вибрации проводов на проме- жуточных порах ВЛ с подвесными изоля- торами: L — длина гасителя; Ъ — стрела провеса Защита от вибрации одиночных алюми- ниевых проводов сечением 120 мм2 и бо- лее, сталеалюминиевых сечением 95 мм2 и более, проводов из алюминиевых сплавов сечением 70 мм2 и более, медных проводов и стальных проводов и грозозащитных тросов сечением 50 мм2 и более осуществляет- ся типовыми гасителями типа ГВН согласно табл. 8.55. В начале 80-х годов некоторое время выпускались гасители вибрации с укорочен-
марки ПБСА 120 по лабораторным иссле- дованиям ВНИИЭ имеет устойчивость от повреждений при вибрации по крайней мере не хуже, чем сталеалюминиевый провод того же диаметра. Поэтому критерии и сред- ства защиты от вибрации для провода ПБСА 120 рекомендуется принимать, как для сталеалюминиевых проводов. При установке двух гасителей в про- лете с каждой стороны пролета устанав- ливается по одному гасителю; при установке одного гасител*» в пролете (с одной сто- роны пролета) рекомендуется устанавливать их через одну опору — по обе стороны от крепления провода или троса к гирлянде. Защита от вибрации расщепленной фазы, состоящей из двух проводов, соединенных в пролете распорками с расстоянием между ними не более 75 м при длине пролетов 150 м и более, осуществляется типовыми гасителями типа ГВН согласно табл. 8.56. При установке четырех гасителей в про- лете с каждой стороны пролета устанав- ливается по два гасителя (по одному на каждом проводе); при установке двух гаси- телей они устанавливаются по одному на фазу t каждой стороны пролета поочередно на разных провода* фазы. Провода расщепленной фазы, состоящей из трех —пяти проводов и более, соединен- ные распорками с расстоянием между ними не более 75 м, в обычных пролетах не требуют защиты от вибрапии при любых значениях среднеэкснлуатационного напряже- ния. При этом для четырех и пяти про- водов в фазе до разработки распорок по- вышенной надежности и стойкости к вибра- пии рекомендуется для обеспечения без- опасного уровня колебаний проводов устанав- ливать сосредоточенные распорки поочеред- но с группами из пяти и семи парных распорок (соответственно для фаз из четырех и пяти проводов) с расстоянием между ними (под пролетами) не более 40 м. Подпролеты, примыкающие к опорам, сокращаются: пер- вый до 20 м, а следующий за ним до 25 — 30 м. В отдельных случаях могут при-' меняться только группы из парных распорок. Выбор типов гасителей вибрации и их месторасположения. Выбор типов гасителей для защиты от вибрации проводов и тро- сов в обычных пролетах производится соглас- но табл. 8.88. Место установки гасителей определяется по формуле S = 0,0013d (8.7) где S — расстояние места установки гасителя от края поддерживающего или натяжного зажима, м; d — диаметр провода, мм; Т — тяжение провода при среднегодовой темпе- ратуре для расчетного пролета, даН; р — масса провода, кг/м. Полученные по формуле размеры S округляются с точностью до 0,05 м. Выбор типов гасителей типа ГПГ и их месторасположения для больших переходных пролетов (500 м и более) должен про- изводиться согласно «Руководящим указа- ниям по защите от вибрации проводов и тросов ВЛ 35 кВ и выше», разработанных ВНИИЭ, или по специальным расчетам или Таблица 8.56. Число гасителей вибрации в пролете иа расщепленных проводах Условия прохождения трассы линии (ха- рактер местности) Открытая, ровная ити спабопересечен- ная местность, без древесной расти- тельности, пересечение долин в горах Сильнопересеченная застроенная мест- ность; редкий или низкорослый лес Длина про- лета, м 150-200 Более 200 150-200 Более 200 Среднеэксплуатационное напряжение в проводах, МПа Алюминиевые провода Менее 40 40-45 Более 45 Сталеалюминиевые и провода из алюминиевых сплавов Менее 45 Защита от виб- рации не тре- буется 45-50 2 2 , Защита от вибрации не требуется Более 50 2 4 2 2
исследованиям (для очень больших пролетов или для ВЛ 750 кВ и выше). . 8.10. БОРЬБА С ПЛЯСКОЙ ПРОВОДОВ Вся территория СССР в зависимости от интенсивности пляски проводов и тросов ВЛ согласно карте районирования по пляске, имеющейся в ПУЭ, разделена на три района: I — районы с редкой пляской проводов, где повторяемость пляски реже 1 раза в 10 лет; II — районы с умеренной пляской про- водов, где повторяемость пляски примерно 1 раз в 5—10 лет; III — районы с частой пляской проводов, где повторяемость пляски более 1 раза в 5 лет. II район по интенсивности пляски про- водов и тросов расположен в основном южнее 56-й параллели от западных границ СССР до Новосибирской области, а также вдоль побережья морей на севере и востоке СССР. Ш район по интенсивности пляски проводов н тросов охватывает в основном районы Донбасса, Юга Украины, Средней Волги и Башкирии. Вся остальная территория СССР относится к I району по интенсивности пляски. Для В Л 35 — 500 кВ с подвесными изо- ляторами при вертикальном или смешанном расположении проводов в ПУЭ установлены минимальные расстояния между проводами по условиям их работы в пролете в зави- симости от стрелы провеса и района по интенсивности пляски. При этом в районах с толщиной стенки гололеда 15 — 20 мм расстоя- ние между проводами подлежит дополнитель- ной проверке по формуле d = 1,0 + L//110 + 0,61/7 + ОД 56, (8.8) где d — расстояние между проводами, м; U — номинальное напряжение ВЛ, кВ; / — наибольшая стрела провеса, м; Ь — расстоя- ние между проводами по вертикали, м. Эта проверка производится только в I и II районах по интенсивности пляски про- водов. При выборе расстояний между провода- ми во II и III районах по интенсив- ности пляски для линий или их участков, защищенных от поперечных ветров релье- фом местности, лесным массивом, построй- ками или сооружениями, высота которых составляет не менее 2/3 высоты опор, реко- мендуется принимать I район вместо II и II район вместо III. На опорах всех типов горизонтальное смещение проводов не требуется, если рас- стояние между проводами по вертикали пре- вышает 0,8/ + U/250 при одиночных прово- дах и / + U/250 при расщепленных прово- дах, где/ — наибольшая стрела провеса про- вода, соответствующая габаритному пролету; U — номинальное напряжение ВЛ. Существуют пассивные и активные ме- роприятия для борьбы с пляской проводов и тросов. К пассивным мероприятиям относятся: соответствующий выбор расстояний между проводами и между проводами и тросами, который либо исключает, либо снижает до минимума схлестывание; устройство узлов крепления проводов и тросов к опорам и отдельных элементов линейной арматуры, обеспечивающих необ- ходимую шарнирность в вертикальной и горизонтальной плоскостях при перемещении проводов и тросов во время пляски; укрепление шлейфов на анкерных опорах, препятствующее их приближению к травер- сам опор при пляске проводов. К активным мероприятиям относятся: плавка гололеда на проводах и грозо- защитных тросад или профилактический их нагрев электрическим током (см. § 8.11), которые устраняют возможность интенсив- ной пляски проводов при образовании одно- стороннего гололеда; применение междуфазных упругих'изоли- рующих распорок из полимерных материалов и из фарфора, которые устанавливаются по 2 — 4 шт. в каждом пролете на участках ВЛ, где наблюдается интенсивная пляска проводов (рис. 8.40); применение различных механических уст- ройств, ограничивающих пляску проводов: маятниковых демпферов (расстраивающих маятников), изменяющих частоту крутиль- ных колебаний проводов и ограничиваю- я) 10м Юм S) Рис. 8.40. Схемы установки междуфазных изолирующих распорок: а — две распорки на пролет; 6 — четыре распорки на пролет; / — распорки; 2 — провода
щих возможность появления интенсивной пляски, спиральных демпферов из пласти- ковых материалов, одеваемых на провод на длине до 20% пролета, гидравлических демпферов, эксцентричных грузов и др.; применение аэродинамических демпфе- ров (стабилизаторов) в виде различной фор- мы обтекателей, устанавливаемых на про- водах, цилиндров большого диаметра с от- верстиями, профилированных пластин, подве- шиваемых в пролетах ВЛ под проводами и др.; «р. снятие (демонтаж) распорок на ВЛ с рас- щепленными фазами из двух и четырех проводов с одновременным вертикальным смещением соседних проводов пучка по отно- шению друг к другу. Практическое применение в СССР нахо- дят: плавка гололеда и профилактический нагрев проводов электрическим током; установка междуфазных изолирующих упругих распорок из полимерных материа- лов на ВЛ 35-220 кВ; плоские аэродинамические пластмассо- вые обтекатели, разработанные ВНИИЭ, за- крепляемые на отдельных участках провода в пролете длиной около 1/3. длины про- лета; крутильные гасители, разработанные Союзтехэнерго, которые устанавливаются на одиночных проводах и тросах по концам пролета с помощью специальных зажимов. В ряде энергосистем разрабатываются и проходят экспериментальную проверку другие конструкции гасителей пляски как для одиночных, так и для расщепленных проводов в фазе. Информация о них может быть получена во ВНИИЭ, который является головным по разработке методов борьбы с пляской проводов. На ВЛ с расщепленными фазами наблю- дается особый вид колебаний проводов на участках между дистанционными распорками, связанный с экранированием одного из про- водов другим при воздействии ветра на провода, расположенные в одной горизон- тальной плоскости. Этот вид колебаний называют субколебакиями проводов расщеп- ленной фазы. По амплитудам и частотам субколебания занимают промежуточное по- ложение между вибрацией и пляской про- водов. Амплитуда субколебаний может дости- гать от 5 — 6 см до нескольких десятков сантиметров, а период — от 0,2—0,5 до 1 — 2 с при достаточно больших скоростях ветра. Субколебания могут приводить к повреж- дениям проводов в результате их соударе- ний между дистанционными распорками и к усталостным повреждениям самих распорок, детали которых могут истираться и разру- шаться от длительного воздействия субколе- баний проводов. По зарубежным данным отношение го- ризонтального расстояния между проводами расщепленной фазы к диаметру проводов, уменьшающее вероятность появления суб- колебаний, должно быть не менее 20. По опыту работы ВЛ 500 и 750 кВ в СССР, на которых применена групповая схема установки дистанционных распорок, указан- ное отношение может быть уменьшено до 12-13. В случае появления на действующих линиях субколебаний проводов, сопровож- дающихся повреждением проводов или ди- станционных распорок, следует с привлече- нием ВНИИЭ пересмотреть схему установки дистанционных распорок, уменьшив расстоя- ния между распорками, или заменить их на другую, более совершенную конструкцию распорок-гасителей. 8.11. ПЛАВКА ГОЛОЛЕДА И ПРОФИЛАКТИЧЕСКИЙ НАГРЕВ ПРОВОДОВ И ТРОСОВ ДЛЯ БОРЬБЫ С ГОЛОЛЕДОМ Плавку гололеда рекомендуется пре- дусматривать на проводах ВЛ напряжением до 220 кВ включительно, проходящих в IV и особых районах по гололеду, а также в районах с интенсивной и частой пляской проводов. Плавку гололеда на грозозащитных тро- сах следует осуществлять в тех случаях, когда возможно сближение освободившихся от гололеда проводов и грозозащитных тросов, покрытых гололедом. На ВЛ 330 кВ и выше в IV и осо- бых районах по гололеду, а также на ВЛ 35 — 220 кВ в III районе по гололеду плавка гололеда на проводах и тросах может быть предусмотрена только на основании резуль- татов технико-экономических расчетов, пока- зывающих целесообразность такой плавки гололеда. Количество и расположение устройств для плавки гололеда в предприятиях электри- ческих сетей должны выбираться с таким расчетом, чтобы плавка гололеда на ВЛ ПО кВ и выше могла быть обеспечена за 12 ч, а на ВЛ 35 кВ и ниже -за 8 ч. Как правило, схема плавки гололеда должна собираться и вводиться в работу в течение 1 ч после получения команды диспет- чера.
Если отключение В Л 110—220 кВ для плавки гололеда приводит к перерыву элект- роснабжения потребителей, рекомендуется плавка гололеда с пофазным вьшодом ВЛ из работы. Для своевременного выявления образо- вания гололеда на проводах и грозозащит- ных тросах и организации плавки гололеда или профилактического нагрева рекомендует- ся устанавливать на проводах и тросах автоматические сигнализаторы гололеда. Исправность сигнализаторов должна прове- ряться перед наступлением гололедного се- зона. Допустимая температура нагрева прово- дов при плавке гололеда по условию ме- ханической прочности принимается: для алюминиевых и медных проводов 90 в длительном режиме плавки и 120 °С при повторно-кратковременном режиме; для сталеалюминиевых проводов — соот- ветственно 100 и 130 °С, а для проводов из алюминиевого сплава АЖ, АЖС и АН — соответственно 80 и 100 "С. На время плавки гололеда, учитывая ее относительную кратковременность, мини- мально допустимые расстояния между про- водами ВЛ, на которой проводится плавка гололеда, и землей или пересекаемыми объектами, могут быть уменьшены на 1 м. Исходя из минимальных расстояний определяется допустимая стрела провеса про- водов, соответствующее механическое напря- жение в проводе и допустимая температура нагрева проводов при плавке гололеда или профилактическом нагреве проводов током. Определение наибольших допустимых токов плавки при различных температурах воздуха и скоростях ветра следует произ- . водить в соответствии с «Методическими указаниями по плавке гололеда переменным током» М 34-70-027-80 (СПО «Союзтех- энерго», 1983 г.). Расчетные формулы для некоторых схем плавки гололеда переменным током приве- дены в табл. 8.57. В табл. 8.57 приняты следующие обозна- чения: /„j, — ток плавки, A; U„ — линейное напряжение источника питания схемы плавки; кВ; / — длина участка плавки, км; Z0 — удельное полное сопротивление трехфазной линии, Ом/км; Z'D — удельное полное сопро- тивление заземленного провода, Ом/км; R-i — сопротивление заземляющего устройст- ва, Ом; Zom — удельное сопротивление взаимоиндукции контуров плавки провод— Таблица 8.57. Рекомендуемые расчетные формулы Схема (рис. 8.41)* б в — д е ж 3 и, к Способ плавки гололеда Трехфазное КЗ Однофазное КЗ Однофазное КЗ при последовательном соединении проводов всех фаз по схеме «змейка» Двухфазное КЗ без земли Втречное включение фаз трансформа- торов Двухфазное КЗ с землей Расчетный ток плавки, А I - U" Q/sZal) j VB ]/b(Zal + 2Rl) I - U' ]/bQZul~2ZaJ + 2R3) *8? ПЛ" 2Z0/ r _ Un ш z0i I - u' 'nn Zbl + 2R3 * По схеме а ток плавки равен двойному току нагрузки на ВЛ.
if gpffl №* ii^-- ' "№" ») Рис. 8.41. Схемы плавки гололеда земля, Ом/км: ^3 + /0,1451g I»' (8.9) где г3 — сопротивление земли, равное 0,05 Ом/км; D3 — глубина возврата тока через землю, м; D — среднегеометрическое расстоя- ние между проводами (тросами), м. Значения токов в сталеалюминиевых проводах, препятствующие образованию го- лоледа при различных погодных условиях, приведены на рис. 8.42. Значения наибольшего допустимого и одночасового тока плавки гололеда на стале- алюминиевых проводах для различных погод- ных условий приведены на рис. 8.43, а на стальных тросах — на рис. 8.44. Соотношения между напряжением источ- ника питания схемы плавки гололеда на проводах по способу трехфазного КЗ, про- тяженностью ВЛ и требуемой мощностью при допустимых токах плавки приведены в табл. 8.58. Соотношения между напряжением источ- ника питания схемы плавки гололеда на тросах, протяженностью ВЛ и требуемой Таблица 8.5Ь. Параметры схемы плавки гололеда по способу трехфазного КЗ Напряжение источника питания. кВ 6 10 35 Ток плавки, А 295-540 375-675 475-830 545-950" 295-540 375-675 475-830 545-950 650-1110 295-400 375-675 475-830 545-950 650-1110 755-1270 Марка провода АС 50/8 АС 70/П АС 95/16 АС 120/19 АС 50/8 АС 70/11 АС 95/16 АС 120/19 АС 150/24 АС 50/8 АС 70/11 АС 95/16 АС 120/19 АС 150/24 АС 185/29 Требуемая мощность, MB • А/км 0,06-0,21 0,08-0,27 0,11-0,35 0,14-0,43 0,06-0,21 0,08-0,27 0,11-0,35 0,14-0,43 0,19-0,54 0,06-0,21 0,08-0,27 0,11-0,35 0,14-0,43 0,19-0,54 0,23-0,69 Возможная длина участка плавки, км 18-9,8 17,5-9,7 16,0-9,2 14,9-8,5 28,7-15,7 27,7-15,4 25,5-14,6 23,6-13,5 21-12,3 95,5-52,0 92,5-51,5 84,5-48,5 78,7-45,2 70,7-41,4 62,2-37,0
Продолжение табл. 8.S8 Напряжение источника питания, кВ , ПО 150 220 330 500 Ток плавки, А 375-675 475-830 545-950 650-1110 755-1270 895-1490 545-950 650—.1110 755-1270 895-1490 1095^1700 1095-1700 1270-2040 1460-2330 2190-3400 2540-4080 2920-4660 3580-5960 3810-6120 4380-6990 Марка провода АС 70/11 ' АС 95/16 АС 120/19 АС 150/24 АС 185/29 АС 240/39 АС 120/19 АС 150/24 АС 185/29 АС 240/39 АС 300/39 АС 300/39 АС 400/51 АС 500/64 2 х АС 300/39 2 х АС 400/51 2 х АС 500/64 4х АС 240/39 3 х АС 400/51 3 х АС 500/64 Требуемая мощность, MB ■ А/км 0,08-0,27 0,11-0,35 0,14-0,43 0,19-0,54 0,25-0,69 0,34-0,93 0,1,4-0,43 0,19-0,54 0,25-0,69 0,34-0,93 ' 0,51-1,23 0,51-1,23 0,66-1,71 0,86-2,18 1,48-3,56 1,94-5,01 2,42-6,16 3,70-10,20 4,4-11,4 5,8-14,7 Возможная длина участка плавки, км 231-162 246-153 248-142 223-130 196-116 170-102 337-193 300-176 268-159 232-140 186-120 273-175 244-152 216-136 283-182 250-155 230-144 280-168 250-155 220-138 Примечание. Расчеты выполнены при температуре воздуха минус 5°С и скорости ветра от 0 до 5 м/с. Таблица 8.59. Параметры схем плавки гололеда на грозозащитных тросах Напряжение источника питания, кВ 6 10 35 ПО 6 10 35 ПО 6 10 35 ПО Ток плавки, А 90-120 110-160 140-200 Марка троса С 35 С 50 С 70 Схема плавки «трос —трос» Требуемая мощность, MB • А/км 41,7-70 45,1-91 51-98 Протяженность участка плавки, км 7-5 11-9 39-11 124-98 8-6 13-9 45-33 142-103 9-7 20-11 52-39 162-121 Схема плавки «трос —земля» Требуемая мощность, MB ■ А/км 40,1-67,4 42,7-86 ч. 47,5-^0,9 Протяженность участка плавки, км 7-6 12-10 44-35 137-109 8-6 14-10 49-36 155-112 10-7 16-12 56-41 ' 175-130 мощностью при допустимых токах плавки приведены в табл. 8.59. Значения тока плавки /пл, удельных активных, реактивных и полных сопротивле- ний сталеалюминиевых проводов трехфазной линии (Z0) переменному току приведены в табл. 8.60. Значения тока плавки 1т, удельных активных, реактивных и полных сопротивле- ний заземленных сталеалюминиевых прово- дов (Z'o) переменному току приведены в табл. 8.61. Значения тока плавки /пл, удельных активных, реактивных и полных сопротив- лений стальных проводов и тросов пере- менному току приведены в табл. 8.62. Для плавки гололеда на ВЛ 220 кВ и выше постоянным током используются установки типа ВУКН, приведенные в табл. 8.63.
1 2 3 4 S о |/,M/C 20qW «p. I, A 200 ZOO 100 i /!<?;#- -ie.oG —s Ш Ж. AC ISO — Ь>т —■ и-"' Ш X 41- *- r # I, Л F m?j— ! 8 1 101! - — i'~ ^ L.*, AC,1 -— ? Z 70 — ж5 "f1 - ■ .„.. — - ..-- ._ - — JM 500 0 1 2 S f 5 5 с, м/с W]i. f) AC 95 ~2T^ ■-*Hifi«*-*"J i 5" :0 £> 112 6" к, м/с Ш? да; q^ AC 120 ■J!fk 0 1 2 S t- S в кгм/е в) Z.A ll/f/fi sue HOD ?P<i 600 m we ~ -- _~ i y, Mfs 200 100 -*■ —. - * — ** — AC:. z ■;> — **-• — . "■' *tL ~- - - -- — w '— H — ' сЯ^1 .: »~ — - ~ ~ <«■ ._ ~., *~~~ "^ •eSS ... [—H ._ 1— J -Й V* -4r - ~5 -\ fS*^ -r p»d — tJ 1 2 3 f 5' 6 i/, м/с 0 U И И I/, м/с ж) к) Рис. 8.42. Токи, препятствующие образованию гололеда в сталеалюминиевых проводах марок: а-АС 50; 6 -АС 70; г - АС 120; д - АС 150; е - АС 185; ж - АС 240; з - АС 300; и - АС 400; к - АС 500
S»J»VSB\ 2W30035D 5,Ш* 70 ПО № aj Рис. 8.43. Наибольшие допустимые и одночасовые токи плавки гололеда на сталеалю- миниевых проводах при скоростях ветра: а — 2 м/с; 6 — 5 м/с; в — 10 м/с; одночаеовый ток плавки гололеда с диаметром голо- ледной муфты D = 6 см; — то же при D = 8 см; —■ — ■ — ■— наибольший допустимый ток плавки гололеда при D — 6 см Zftflfk zoo ■100 0 / i * — / V f / /ft $ / ff s n и \ J' Ф ~~ -IB" / t "=c , p ~m ~5 -0 -s 'C~ h»,* 35 SO 70 85 S,m>i a) 0 Li ■IS 50 70 gS SjtmZ 6) 35 Sff ?0 BS SjMU* Рис. 8.44. Наибольшие допустимые и одночасовые токи плавки гололеда на стальных про- водах и тросах с диаметром гололедной муфты D = 6 см при различных скоростях ветра: о —2 м/с; 6 — 5 м/с; в — 10 м/с; -одночаеовый ток плавки; —- —■ наибольший допу- стимый ток плавки
Таблица 8.60. Параметры трехфазной лишт Марка провода АС 50/8 АС 70/11 А 95, АС 95/16 А 120, АС 120/1$ А 150, АС 150/24" АС 185/29 -ь АС 240/39 АС 240/32 АС 300/48 АС 300/39 АС 400/64, АС 400/51 АС 500/64 2хАС 300/39 2 х АС 400/51 2 х АС 500/64 4 х АС 240/32 Наибольший допустимый ток плавки, А 540 675 830 950 1110 1270 1490 1490 1700 1700 2400 2330 3400 4080 4660 5960 Активное сопротивле- ние при / = +20 °С Ом/км 0,65 0,46 0,34 0,33 0,27 0,21 0,17 0,132 0,130 0,107 0,108 0,080 0,065 0,054 0,040 0,0325 0,0325 Активное сопротивле- ние при / = 0 °С, Ом/км 0,598 0,424 0,311 0,302 0,249 ■ 0,1935 0,1565 0,1215 0,1195 0,0985 0,0995 0,0735 0,0598 0,0497 0,0368 0,0299 0,0299 Среднее геометри- ческое расстояние между фазами, м 3 3 4 4 4 4 5 5 5 6 7 8 9 5 6 7 8 9 5 6 7 8 9 5 6 7 8 9 6 7 8 9 6 7 8 9 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 Реактивное сопротивле- ние, Ом/км 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 0,392 0,404 0,414 0,422 0,429 0,392 0,404 0,414 0.422 0,429 0,383 0,394 0,404 0,413 0,421 0,379 0.390 0,399 0,408 0,415 0,288 0,297 0,306 0,313 0,282 0,292 0,300 0,308 0,258 0,268 0,276 0,284 0,262 0,268 0,273 0,278 0,282 0,287 Полное сопротивле- ние трех- фазной линии, Ом/км 0,718 0,583 0,508 0,502 0,471 0,444 0,43 0,418 0,417 0,403 0,415 0,424 0,433 0,439 0,403 0,415 0,424 0,433 0,439 0,390 0,400 0,410 0,418 0,427 0,382 0,394 0,402 0,411 0,418 0,290 0,300 0,308 0,314 0,283 0,293 0,301 0,308 0,258 0,267 0,276 0,284 0,263 0,269 0,274 0,279 0,283 0,288
Продолжение табл. 8.60 Марка провода 3 х АС 400/5.1 3 х АС 500/64 Наибольший допустимый ток плавки, А 6120 6990 Активное сопротивле- ние прн г= +20 "С, Ом/км 0,0267 0,0217 Активное сопротивле- ние при г = 0°С, Ом/км 0,0246 0,020 Среднее геометри- ческое расстояние между фазами, м 10 11 12 13 10 11 12 13 14 15 Реактивное сопротивле- ние, Ом/км 0,277 0,283 0,288 0,293 0,298 0,303 0,275 0,281 0,286 0,291 0,296 0,300 Полное сопротивле- ние трех- фазной линии, Ом/км 0,278 0,284 0,289 0,294 0,299 0,304 0,276 0,282 0,287 0,292 0,297 0,301 Примечание. Значения наибольшего допустимого тока славки по схеме трехфазного КЗ даны для условий погоды: температура воздуха минус 5 °С, скорость ветра 5 м/с. Таблица 8.61. Характеристики заземленных проводов Марка провода АС 50/8 АС 70/11 А 95 АС 95/16 А 120 А 120/19 А 150 АС 150/24 АС 185/29. АС 240/39 АС 240/32 - АС 300/48 АС 300/39 АС 400/64 АС 400/51 АС 500/64 2АС 300/39 2АС 400/51 2АС 500/65 2АС 300/39 2АС 400/51 2АС 500/64 4АС 240/32 ЗАС 400/51 ЗАС 500/64 Наибольший допустимый ток плавки, А 540 657 830 830 950 950 1110 1110 1270 1490 1490 1700 1700 2040 2040 2330 3400 4080 2330 3400 4080 4660 5960 6120 5990 Суммарное активное сопротивле- ние провода и земли, Ом/км 0,648 0,474 0,361 0,362 0,299 0,299 0,244 0,244 0,207 0,172 0,170 ■ 0,149 0,150 0,124 0,124 0,110 0,100 0,082 0,110 0,100 0,082 0,080 0,080 0,075 0,070 Реактивное сопротивление, Ом/км, при глубине возврата гока через землю, м 500 0,755 0,744 0,739 0,734 0,716 0,711 0,709 0,705 0,698 0,690 0,690 0,682 0,685 0,673 0,676 0,670 0,560 0,555 0,670 0,560 0,555 0,552 0,506 0,52- - 0,517 1000 0.799 0.788 0,780 0,777 0,760 0,755 0,752 0,749 0,741 0,734 0,734 0,726 0,729 0,717 0,720 0,713 0,609 0,599 0,713 0,609 0,599 0,596 0,550 0,465 0,561 Полное сопротивление заземленного провода, Ом/км, при глубине возвра- та тока через землю, м 500 0,995 0,882 0,822 0,814 0,776 0,771 0,749 0,746 0,728 0,712 0,711 0,698 0,701 0,684 0^687 9,679 G?S69 0,562 0,679 0,569 0,562 0,558 0,512 0,525 0,522 1000 ?,029 0,920 0,860 0,858 0,817 0,812 0,790 0,788 0,771 0,734 0,754 0,741 0,744 0,727 0,730 0,722 0,612 0,605 0,722 0,612 0,605 0,601 0,556 0,569 0,566 Примечания: 1. Значения наибольшего допустимого тока плавки по схеме однофазного КЗ даны для условий погоды: температура воздуха минус 5 "С, скорость ветра 5 м/с. 2. Сопротивление земли принято равным 0,5 Ом/км.
Таблица 8,62. Характеристики стальных проводов и тросов в схемах плавки гололеда Марка провода С 35 С 50 С 70 Наиболь- ший до- пустимый ток плав- ки, А 90 100 ПО 120 «р. по + 120 130 140 150 160 140 150 160 170 180 190 200 Активное сопротивле- ние при t = 20eC, Ом/км 5,15 5,05 4,97 4,89 3,62 3,59 3,56 3,53 3,5 3,48 2,36 2,34 2,32 2,26 2,22 2,21 2,19 Активное сопротивле- ние при г = 0ЧС, Ом/км 4,53 4,44 4,37 4,3 3,18 3,16 3,14 3,1 3,08 3,06 2,08 2,06 2,04 1,99 1,96 1,95 1,93 Внутрен- нее реак- тивное сопротив- ление, Ом/км 1,55 1,48 1,43 1,39 1,09 1,06 1,02 0,99 0,95 0,95 0,73 0,73 0,72 0,71 0,71 0,7 0,69 Внешнее реактивное сопротивление провода (троса), Ом/км зазем- ленного 0,786 0,786 0,786 0,786 0,774 0,774 0,774 0,774 0,774 0,774 0,759 0,759 0,759 0,759 0,759 0,759 0,759 незазем- ленного 0,446 0,446 0,446 0,446 0,434 0,434 0,434 0,434 0,434 0,434 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 ■ 0,5 0,5 Полное сопротив- ление провода (троса). Ом/км зазем- ленного 5,15 5,03 4,95 4,86 3,73 3,7 3,66 3,6 3,58 3,55 2,6 2,6 2,56 2,51 2,48 2,46 2,45 незазем- ленного 4,95 4,83 4,76 4,67 3,53 3,5 3,46 3,41 3,38 3,36 2,42 2,41 2,38 2,33 2,3 2,29 2,27 Примечания: 1. Полное сопротивление определено с учетом сопротивления земли, равного 0,05 Ом/км. 2. Значения наибольшего допустимого тока плавки даны для температуры воздуха минус 5 "С и скорости ветра 5 м/с. 3. При определении реактивного сопротивления незаземленных тросов принято, что расстояние между тросами (при двух тросах на ВЛ) марок С 35, С 50 и С 70 равно соответственно 3,6; 4,5 и 17,2 м. Таблица 8.63. Характеристики уставовок типа ВУКН для плавки гололеда постоянным током Основные параметры Напряжение установки, кВ Номинальный ток, кА Мощность, МВт Число выпрямительных блоков в установке, шт. Номинальное напряжение питаю- щей сети, кВ Наибольшее длительно допусти- мое напряжение сети, кВ Габариты, м: ширина длина высота ВУКН-1200-8000, тип I 8 1,2 9,6 1 6 7,2 3,0 0,97 2,5 ВУКН-1200-14000, тип II 14 1,2 16,8 1 10 12,0 3,0 0,97 2,5 ВУКН-1600-14000, тип III 14 1,6 22,4 1 10 12,0 3,4 0,97 2,5 Примечания: 1. Установки для плавки гйлоледа типа ВУКН выпускались по ТУ-16-529.781—73. 2. Допустимые перегрузки по току (до 1 мин) составляют 1,25 и 1,4 номинального значения. При больших перегрузках агрегаты должны автоматически отключаться. 3. Для увеличения мощности и тока плавки агрегаты ВУКН I—III типов могут соединяться параллельно до трех в одной группе, а также последовательно — два агрегата или две упомянутые группы. 4. Наиболее широко для плавки гололеда постоянным током могут быть использованы схемы фаза—фаза (провод—провод) и фаза—две фазы (провод—два провода).
8.12. ОСНОВНЫЕ РАСЧЕТЫ ПРОВОДОВ И ТРОСОВ Внешние нормативные нагрузки от голо- леда и ветра, действующие на провода и тросы линии, определяются в зависимости' от. климатических условий местности, где расположена трасса ВЛ. Для расчетов, как правило, используются удельные (приведен- ные) нагрузки, т. е. нагрузки в ньютонах, отнесенные к 1 м длины и 1 мм2 сечения провода или троса. В ряде случаев могут использоваться удельные нагрузки на 1 м длины провода или троса. Значения удель- ных нагрузок целесообразно заблаговремен- но вьшисать в таблицы из проектов ВЛ или подсчитать по соответствующим фор- мулам. Расчеты стрелы провеса провода или троса (кроме больших переходов) могут дроизводиться по формуле 1 to' (8.10) где / — стрела провеса, м; I — длина про- лета, в котором определяется стрела про- веса, м; у — удельная нагрузка, Н/(м-мм2); с? — напряжение в проводе или тросе, Па. При расчете стрел провеса на больших переходах следует пользоваться формулой у3/4 /=*£- + J 8а 384cf3 ' а также приближенной формулой yJL 8cf' / = (1,0135 ~ 1,016) (8.11) (8.12) Длина провода в пролете L определяет- ся по- формуле L = l + /V 8f2 ^V или L = / + S> (8.13) 24a2 3/ Для определения напряжений и стрел провеса провода или троса при изменении атмосферных условий и внешних нагрузок пользуются уравнением состояния провода: ы Pyl « —^(t„~tn), (8.14) " 24j3c2 " 24j3a2 j3 где am, yn и tm — напряжения, удельная нагрузка и температура воздуха при началь- ных атмосферных условиях; ат у„ и t„ — то же при измененных .атмосферных усло- виях; а — коэффициент температурного ли- нейного удлинения провода или троса; fi -<■ коэффициент упругого удлинения провода. Зная напряжение в проводе или тросе при одной нагрузке и температуре, по урав- нению состояния провода можно найти на- пряжение в проводе или тросе при других нагрузках и температурах. В ряде случаев необходимо знать эксплуа- тационный запас прочности проводов или тросов, который определяет надежность их работы в эксплуатации. Эксплуатационный запас прочности показывает, во сколько раз разрушающая (предельная) внешняя нагрузка (без учета собственной массы) больше наи- большей внешней нормативной нагрузки, и определяется по формуле п,= (8.15) где ув — удельная нагрузка, вызывающая обрыв провода или троса; унб — наиболь- шая внешняя нормативная нагрузка; значе- ние ув может быть определено по формуле Та' >вр '24ев ун6 I2 °%я,'' (8.16) здесь ев — относительное удлинение проводов при разрушающей нагрузке, определяемое при испытаниях проводов и тросов на разрыв; ствр = 0,9ствр — временное сопротивление с учетом ослабления проводов и тросов в местах закрепления в натяжных зажимах; унб — наибольшая нормативная удельная на- грузка на провод или трос; сдсш — до- пустимое нормативное напряжение в проводе или тросе. "* Для расчетов проводов и тросов в про- летах с разными высотами точек их под- веса вычисляются эквивалентные пролеты. Различают большой и малый эквивалент- ные пролеты. Большой эквивалентный про- лет /ЭК1 — это длина условного пролета, в котором высота подвеса провода одинакова и равна большей высоте подвеса провода. Малый эквивалентный пролет 1ж2 — это дли- на условного пролета, в котором высота подвеса одинакова и равна меньшей высоте подвеса провода: yl 'эк? ~ I — 2 Ah о у/ ' (8.1.7) (8.18) где Ли — разность высот точек подвеса про- вода, м; а — напряжение в проводе при данных условиях, Па. Для данного конкрет- ного пролета ВЛ значения эквивалентных пролетов изменяются в зависимости от ат- мосферных условий (внешних нагрузок). Для Ah < (0,1 + 0,15)Гможно приближен-
но (погрешность 3 — 4%) принимать в расче- тах I = /эк. Весовой и ветровой пролеты определяют нагрузки, действующие на опоры. Весовым пролетом ?вес называется полусумма двух смежных с этой опорой эквивалентных про- летов \'ж и Гж, приведенных к высоте под- вески провода на данной опоре: / *эк * ^эк мгеп » уравнением или <?'. \2~ yl' J \2~ yl" (8.19) где Г и Г — длины действительных проле- тов, смежных с данной опорой. Ветровым пролетом iBeT называется полу- сумма двух смежных с опорой действи- тельных пролетов: I =Щ1 'вет— « Для опор, ограничивающих пролеты с одинаковой высотой точек подвеса провода или троса, весовой и ветровой пролеты равны между собой: I' + I" 1=1= — *вес 'вет « Работа проводов и тросов в анкерных пролетах с разной длиной промежуточных пролетов определяется значением приведен- ного пролета 1лр, который вычисляется по формуле (8.20) где <i, i2, I3,..., 1Я — длины промежуточных пролетов в анкерном пролете. Зная значение приведенного пролета и подставляя его в уравнение состояния про- вода, можно определить напряжения в про- воде анкерного участка при любых атмосфер- ных условиях. Отклонения поддерживающих гирлянд вдоль и поперек линии на промежуточных опорах можно определить по условию равно- весия отклоненных гирлянд изоляторов. Условие равновесия гирлянды изолято- ров, отклоненной вдоль линии, выражается уравнением \\ + 11 + % + . h + h + h + ■ ■ + е ..+/„' 6 G.+ f)-AT0f. б2 = 0, (8.21) а условие равновесия гирлянды изоляторов, отклоненной поперек линии, выражается Р(°п + ^f) ~ Рвет1/|2г ~~ Р2 = °' (8.22) где 5 и р — соответственно отклонения гир- лянд изоляторов вдоль и поперек линии, м; G„ — нагрузка от массы провода на длине весового пролета, Н; Рвет — давление ветра на провод на длине ветрового пролета, Н; Gr — нагрузка от массы гирлянды изолято- ров, Н; 1Г — длина гирлянды изоляторов, м; А Г — разность тяжения по проводу в смеж- ных пролетах, Н. Эти уравнения в зависимости от постав- ленной задачи могут быть решены либо относительно Вир, либо относительно AT и Рвет. Отклонение проводов и тросов по длине пролета определяется значением угла откло- нения провода ф, который вычисляется по формуле sm<p = Y4/Y6, (8.23) где у4 ~ удельная нагрузка от давления ветра на провод или трос, Н/(м-мм2); у6 — то же суммарная от массы провода или троса и давления ветра, Н/(м-мм2). Отклонение провода или троса Сх в лю- бой точке пролета для линий с подвесными изоляторами между промежуточными опора- ми при незначительной разнице высот точек подвеса провода или троса на опорах (А/г/7 ^ 0,02 + 0,05) равно: Cx = (/x + ysincp, (8.24) а в пролете между анкерной и промежуточ- ной опорами ^х — 1 J к + 'г sm«p, (8.25) где fx — стрела провеса провода или троса на расстоянии х от опоры, м; х — расстоя- ние от анкерной опоры, м; / — длина про- лета, м. Для линий со штыревыми изоляторами и между анкерными опорами на линиях с подвесными изоляторами отклонение прово- да определяется по формуле Cx = /3Csinip. (8.26) Если величина разности высот точек подвеса проводов значительна (Ah/l > 0,05), то отклонение провода Сх следует определять более точно по формуле С* = Спрх + Р, (8.27) где Спрх = /хsirup; p— отклонение гирлянды изоляторов поперек линии, м.
8.13. ЗАЩИТА ПРОВОДОВ, ТРОСОВ И ТРОСОВЫХ ОТТЯЖЕК ОТ КОРРОЗИИ Дополнительная защита тросов, прово- дов и тросовых оттяжек опор от коррозии для продления срока их службы произво- дится путем обмазки атмосферостойкой за- щитной смазкой типа ЗЭС (защитная элект- росетевая смазка). Техническая характеристика смазки ЗЭС Внешний вид Мазь без ком- ков темного цвета Температура каплепадения, °С Не ниже 105 Пенетрация при 25 °С в пределах ...... 270 — 335 Предохранительная способ- ность при температуре 50 СС в течение 24 ч. . . Выдерживает Содержание воды .... Отсутствует Содержание механических примесей Отсутствуют Склонность к сползанию при температуре 92 °С Выдерживает Обработку проводов, тросов и тросовых оттяжек рекомендуется производить после подвески проводов и тросов перед вводом линий в эксплуатацию. Защита проводов производится только в зонах возможной повышенной их коррозий- ное™ {морские побережья, химические за- воды и т. п.). Возобновление покрытия тросов, про- водов й тросовых оттяжек смазкой ЗЭС производится по мере необходимости в зави- симости от их состояния. Работы выполняются в соответствии с «Инструкцией по нанесению антикоррозий- ных покрытий на грозозащитных тросах, оттяжках опор и проводах воздушных линий электропередачи напряжением 35 кВ и выше», утвержденной^ Главтехуправлением Мин- энерго СССР 19.12.83 г. Нанесение антикоррозийного покрытия производится с помощью специально изго- товляемых аппаратов, характеристики кото- рых приведены в табл. 8.64. Бригада в составе электромонтеров, указанном в. Инструкции, за полный рабо- чий день может произвести смазку на ВЛ 10—12 км троса или оттяжек на 6 — 7 опо- рах. Полученные с завода смазки следует до- вести до рабочей вязкости путем добавления при перемешивании и пропускания через краскотерку бензина-растворителя (уайт-спи- рита). Для смазки тросов и проводов на 1 кг смазки добавляют 0,4 кг растворителя, а для смазки тросовых оттяжек — 0,3 кг. Расход смазки на 1 км троса сечением 70 мм2 20—25 кг, для проводов и тросов . других сечений расход смазки подсчитывается пропорционально площади их сечения. Таблица 8.64. Аппараты для иаиесения смазок на провода н тросы Характеристика Диаметр смазываемых проводов и тросов, мм Длина смазываемого участка, м Вместимость резервуара под смаз- ку, кг Размеры, мм: без противовеса с противовесом Масса, кг: без смазки и противовеса со смазкой и противовесом АСТ-3 9-13 500 16 — 800 х 250 х 390 800x250x1000 9,6 ■ 30 Тип аппарата АСТ-4* 9-13 500 22 _ ;i 1000x250x4205, 1000 х 250 х1000 12,8 3* АСТО 15-17 40-50 8 500x150x150 — — 6 14 * Аппарат рассчитан на проход через соединители длиной до 300 и диаметром до 30 мм.
8Л4. ЛИНЕЙНАЯ ИЗОЛЯЦИЯ Таблица 8.65. Количество изоляторов в однонеиных поддерживающих гирлнидах ВЛ на металлических и железобетонных шорах в условиях чистой атмосферы (с обычными полевыми загрязнениями) Тип ПФ6-А (П-4,5) ПФ6-Б (ПМ-4,5) , ПФ70-В (ПФ6-В)ЧГ ПФ16-А ПФ20-А ПС6-А (ПС-4,5) ПС70-Д (ПС6-Б) ПСД70-ДМ ПС-11 (ПС-8,5) ПС120-Б (ПС120-А) ПСВ120-А ПС160-В (ПС160-Б) ПС210-Б (ПС22-А) ПСК210-А ПСЗОО-Б пскзоо-к ПС400-А Количестве 6-10 1 1 1 - -г- 1 1 1 - - - - - - - - — 20 3 3 3 - - з 3 3 - - - - - - - - — ) изоляторов, шт., при номинальном напряжении 35 ■з 3 3 - - 3 3 3 - - . - - - - - - — по 7 7 7 - - 8 8 6 - _ - - - - - - _ 150 10 10 10 - - 11 10 9 - - - - - - - - — 220 14 15 14 13 11 16 15 12 14 15 12 13 - - - - — 330 19 20 19 17 14 22 20 17 19 20 16 17 16 13 16 13 — 500 _ - - 25 21 31 29 24 27 28 23 25 23 19 20 18 — 750 - - - _ _ - - - 41 43 35 37 35 29 31 27 29 ВЛ, кВ 1150 - - - - - - - - ~ 73(77) 58(61) 63(67) 57(60) 47(50) 56(59) 45(47) 49(51) Примечания: 1. Количество изоляторов определено в соответствии с «Инструкцией по про- ектированию изоляции в районах с чистой и загрязненной атмосферой» (И34-70-009-83) и удельной длиной утечки: для'ВЛ 6-20 кВ-2,2 см/кВ; для ВЛ 35 кВ - 1,9 см/кВ; для ВЛ 110-220 кВ - 1,6 см/кВ; для ВЛ 330-1150 кБ- 1,5 см/кВ. 2. Для ВЛ напряжением до 220 кВ включительно с деревянными опорами количество изоляторов принимается на один меъьше, чем указано в таблице. 3. Коэффициенты запаса прочности изоляторов должны быть не менее 2,7 при наибольшей нагрузке, 5 при среднеэксплуатационной нагрузке, 1,8 и 2,0 в аварийном режиме соответственно для ВЛ 3—300 и 400—1150 кВ по отношению к гарантированной прочности изоляторов. 4. Количество изоляторов всех типов в натяжных гирляндах ВЛ напряжением до 110 кВ вклю- чительно следует увеличивать на один изолятор по сравнению с поддерживающими гирляндами. 5. В двухцепных поддерживающих гирляндах ВЛ 330 кВ и выше количество изоляторов в каждой цепи увеличено на 5 % по сравнению с указанным й таблице. Для V-образных поддерживающих гирлянд ВЛ 1150 кВ количество изоляторов принимается на два-три больше, чем для обычных вертикальных гирлянд (указано в скобках). 6. На переходных спорах высотой более 40 м количество изоляторов в гирляндах следует увеличивать по сравнению с принятым на остальных опорах данной ВЛ аа один изолятор на каждые 10 м высоты опоры сверх 40 м.
Продолжение табл. 8.65 7. Приведенное в таблице количество изоляторов дано для ВЛ ПО кВ и выше, проходящих на высоте, до 1000 м над уровнем моря. Для ВЛ, проходящих на высоте более 1000 м иад уровнем моря, количество изоляторов в гирляндах следует определять по удельной длине пути утечки изоляции, которую следует увеличить: при высоте от 1000 до 2000 м — на 5 %; более 2000 до 3000 м - на 10 %; более 3000 до 4000 м-на 15%. Количество подвесных и тип штыревых изоляторов для ВЛ 6—35 кВ выбираются независимо от высоты над уровнем моря. 8. Типы и количество изоляторов для ВЛ, проходящих в местах, где изоляция подвержена загрязнению (солончаки, соленые озера, промышленные предприятия, берег моря н т.п.), должны выбираться с учетом местных условий на основании действующей «Инструкции по проектированию изоляции в районах с чистой и загрязненной атмосферой» (И34-70-009—83), а также на основании результатов опыта эксплуатации или специальных исследований изоляции ВЛ в данном районе. Для выделения зон с повышенной степенью загрязненности атмосферы (СЗА) должны быть разработаны карты уровней изоляции для данного района. Эти карты разрабатываются в соответствии с указаниями упомянутой инструкции. 9. Изоляторы типов ПСД70-ДМ и ПСВ120-А применяются в основном в районах с загрязненной атмосферой. 10. В таблице в скобках даны названия старых аналогичных типов изоляторов, снятых с произ- водства, или количество изоляторов для миогоцепных гирлянд. Таблица 8.66. Количество подвесных изоляторов и гирляндах для крепления шин в распределительных устройстнах (РУ) для условий чистой атмосферы (с обычными полевыми загрязнениями) Тип ПФ6-Б (ПМ-4,5) ПФ70-В (ПФ6-В) ПС6-А (ПС-4,5) ПС70-Д (ПС6-Б) ПСД70-ДМ ПС120-Б (ПС120-А) ПСВ120-А Количество изоляторов, шт., 20 3 3 4 4 4 - 35 5 4 5 5 4 - ПО 8 8 9 8 6 - при номинальном напряжении PY, кВ 150 ю 10 11 11 9 - 220 15 15 16 16 13 15 13 330 21 21 23 22 19 21 17 3 * 500 30 30 35 32 27 30 ?24 750 — 44 - 48 - 43 35 1150 — - , - - 73 58. Примечания: 1. Для РУ 20—35 кВ количество изоляторов определено, исходя из удельной длины пути утечки изоляции, равной соответственно 2,2 — 1,9 см/кВ, для РУ 110—220 кВ- 1,6 см/кВ, а для РУ 330—1150 кВ — 1,5 см/кВ, и наибольшего рабочего напряжения с учетом коэффициента формы изоляторов. 2. Коэффициент запаса прочности изоляторов должен быть не менее 4 по отношению к раз- рушающей электромеханической нагрузке. 3. См. примечания 7 —10 к табл. 8.65.
/y_i J4———■ «^ 1 —С.-г- i 8) И # я ^JL. \ -к J А > н ELS ) ! и 71 f^u-fi / С ^ / •^ . ,—,— К jft^s '6Р ам» Рис. 8.45. Эскизы линейных изоляторов
Таблица 8.67. Характеристики линейных изоляторов Тип ГОСТ или ТУ Рис. 8.45 Основные размеры, мм Н В Я ельная Строит Q пор ч m Р. Днамет Чз ржня с Днамет I еч» £ в >^ Длина стромехани- i, не менее 4 м и £■ а р. §« Э I Р- а- Ю X оа Ы «г ряж й к о к Пробив менее Выдерживаемое напряжение, кВ Одноминут- ное при 50 Гц, не менее хом состо- янии под дож- дем Импульсное 1%-ное раз- рядное напря- жение при волне 1,2/50 мкс, не менее + - 8 О ю кг, не Ь е В III с*> Масса Подвесные изоляторы из закаленного стекла (ГОСТ 6490—83*Е) ПС40 (эксперимен- тальный) ПС70-Д (ПС6-Б, ПС-4,5) (ПС6-В) (ПС120-А) ПС120-Б (ПС160-Б) ПС160-В (ПС210-Б) ПСК210-А ПС210-В (ПС300-Б) ПСКЗОО-К псзоо-в ПС400-А (ПФ6-А, П-4,5) ПФ70-А Проект ТУ ТУ 34-27-10874-84 ТУ 34-27-10875-84 ТУ 34-27-10730-84 ТУ 34-27-10882-84 ТУ 27-292-85 ТУ 34*27-10865-84 ТУ 27-291-85 ТУ 34-27:10866-84 ТУ 34-270090-78-84 110 + 3,5 127 + 4 или 146+4 130 120 146 + 4 146+4 170 146 + 4 170+5 170+5 155 + 5 170+5 195 175±| 195 + 6 200±| арфоровые 167 ' 170+5 или 127±4 255 + 2 255 320 260 + 2 255 + 2 280 280 + 2 320 + 2 410 + 4 300 + 2 320 + 2 450+j 320 + 2 390 ±3 НЗОЛЯТО] 270 310 + 6 175+Ь 11 16 16 16 16 16 20 20 20 20 20 24 24 24 28 16 16 185 + 9 303+13 295 300 340+15 320+14 368 370+15 385+ 10 410+10 370+15 420 457±17 370±15 467-17 40 70 60 60 120 120 160 160 210 210 210 300 300 300 400 100 130 90* 90* 130 130 130 130 130 130 130 130 130 130 130 - - 65 65 — — — — i — — — — _ 30 40 40 40 45 45 35 — 40 _ _ 50 — _ — 70 90 105 74 ПО 100 100 ПО ПО 90 ПО 120 85 130 125 74 100 107 72 ПО 100 115 115 115 90 ПО 115 90 130 120 83*Е) 285 318+14 60 70 ПО* 130 60 32 125 90 130 90
Продолжение табл. 8.67 Тип ГОСТ или ТУ Рис. 8.45 Основные размеры, мм н о в сч <•* ■я Строят Q та Р. 3 ИЗОЛЯТ Диамет 43 i в Диамет 1 В пути утеч Длина стромехани- rl, не менее Разруш ческая ■а в в ное напр Пробив менее Выдерживаемое напряжение, кВ Одноминут- ное при * 508"Тц, не' менее хом состо- янии под дож- дем Импульсное 1 %-ное раз- рядное напря- жение при волне 1,2/50 мкс, не менее -V- - 5J О Hi X t- о м Масса j (ПФ6-Б, ПМ-4,5) ПФ70-В (ПФ6-Б) (ПФЕ-11) (ПФ16-А) (ПФЕ-16) ТУ 34-27-10960-85 140 146+4 140 183 173 194 270 270±] 270 320 280 350 16 16 16 20 20 20 280 340± 10 325 385 385 420 60 70 60 145 160 200 100* 130 100* 125* 135 125 60 — 60 68 — 68 32 — 32' 40 40 44 125 ПО 125 — 105 130 130 ПО 130 — !05 135 Подвесные изоляторы для райснов е повышенным уровнем загрязнения (ГОСТ 6490—83* н ГОСТ 21799-83) (ПФГ-5, ПР-3,5) (ПФГ6-А, НС-2) ПФВ70-А (ПФГ60-Б) (ПСГ70-А) ПСД70-ДМ (ПСГ6-А) (ПСГ12-А) ПСВ120-А ПСВ120-Б ПСГ-16 ТУ 34-27-10879-84 ТУ 34-27-10878-84 ТУ 34-270090-60-84 Проект ТУ ж з и и к к м м д д м 196 198 127 125 127 ±4 127+4 130 137 146 + 4 127 + 4 166 250 270 270 270 270+3 270 + 2 270 300 300 + 2 300+2 345 16 16 16 16 16 16 16 16 16 16 20 450 470 375 375 410+16 411-16 400 425 430±|7 390+ 16 495 50 60 70 60 70 70 60 120 120 120 160 ПО* ПО* 130 130 130 130 95* 90* 130 130 130 95 100 — — — — 85 85 — — 92 41 45 40 40 40 40 50 50 — — 50 — 190 115 115 125- 125 135 125 ПО 125 — - 173 ПО ПО 120 120 128 119 ПО 125 —
Штыревые фарфоровые изоляторы (ГОСТ 1232—82Е) (ШФ10-Б, ШЖБ-10) ШФ10-Г (ШФ20-А, ШД-20) ШФ20-В (ШФ35-А, ШД-35) ШФ35-Б (ШС10-А) (ШС10-В) ШС10-Г ГОСТ 22862-77*Е с изменением № 1 ГОСТ 22863 -77*Е 120 140 о о и и 199 184 287 285 212 140 185 175 267 310 34/ 32,5 31,3/28 38/36 33/28 50/48 47/44 315 265 410 385 402 700 14 12,5 2Q 13 30 10 100* 140 ПО 160 106 200 75 65 86 85 120 135 40 40 57 57 80 90 50 95 125 — 200 112 - — — 230 Штыревые стеклянные изоляторы высоковольтные (ГОСТ 1232—82Е) ТУ 34-27-4826-76 Р Р Р ПО 120 145 + 3 150 230 160+3 32/36 32/36 31,6/28 210 315 265 14 14 12,5 78 105 130 60 70 55 34 45 35 90 90 80 — 80 Штыревые стеклянные взоляторы низковольтные (ГОСТ 1232—82Е) НС-16 НС-18 ГОСТ 9648-80* ГОСТ 9648-80* Р Р 86±2,5 108 ±3 70±2 80 + 3 20/18 22/20 2,8 1,7 3,4 3,4 10,1 12,7 1,4 3,0 2,15 0,35 0,56 ) Примечания: 1. В обозначениях типов изоляторов согласно ГОСТ 6490—83*Е буквы означают: П —подвесной; С — стеклянный; Ф — фар- форовый; Г — грязестойкий; К — конический; Д —двукрылый; В —с вытянутым вниз ребром; С (второе) — сферический; А, Б, В и т.д. (в конце) — различные модификации (типоразмеры) данного типа изолятора. Цифры в обозначениях типов подвесных изоляторов показывают электромеханическую разрушающую нагрузку, кН, а в штыревых (кроме низковольтных) — номинальное напряжение ВЛ, кВ. . 2. Конструкции шапки и стефжн* изоляторов обеспечивают нормальное шарнирное зацепление в соответствии с стандартом СЭВ 170—85. 3. В скобках даны старые обозначения изоляторов. Изолятор ШС10-В снят с производства из-за недостаточной надежности в эксплуатации. 4. В графе «Размер диаметра стержня» для стержневых изоляторов дробью указаны размеры отверстия в изоляторе для крюка или штыря. 5. Значения пробивного напряжения даны для испытаний в изоляционной среде с удельным сопротивлением 106 — 108 Ом ■ м, а значения, отмеченные звез- дочкой, — в трансформаторном масле. 6. Отношение пробивного напряжения к выдерживаемому напряжению для штыревых стеклянных изоляторов в сухом состоянии не должно быть мевее 1,8. 7. Вероятность безотказной работы изоляторов разных типов составляет 0,997—0,999 и указывается в соответствующих ГОСТ и ТУ, что соответствует еже- годной отбраковке 0,3—0,1% изоляторов в год. 8. Срок службы подвесных изоляторов разных типов составляет 25—40 лет, а для штыревых — 15—20 лет и указывается в соответствующих ГОСТ и ТУ.
Продолжение табл. 8.67 9. Гарантийный срок службы разных типов изоляторов устанавливается в соответствующих ГОСТ и ТУ и составляет для разных изоляторов 2 — 3 года со дия ввода ВЛ в эксплуатацию. В течение этого срока завод-изготовитель обязуется безвозмездно заменять партии изоляторов, имеющие повреждае- мость выше оговоренной соответствующими ГОСТ и ТУ. 10. Электрическое сопротивление штыревых .изоляторов типов НС-16 и НС-18 должно быть не менее соответственно 4000 и 5000 МОм. Таблица 8.68. Распределение напряжения по нормальным (исправным) н дефектным изоляторам в гирляндах при контроле нх измерительной штангой Номинальное напряжение, кВ линейное 500 330 220 фазное 290 190 127 Количе- ство изолято- ров в гирлянде, шт. 26 23 22 20 20 19 18 17 16 14 13 ; Состояние изолятора Нормальный Дефектный Нормальный Дефектный Нормальный Дефектный Нормальный Дефектный Нормальный Дефектный Нормальный Дефектный Нормальный Дефектный Нормальный Дефектный Нормальный Дефектный Нормальный Дефектный Нормальный Дефектный Напряжение, кВ, на изоляторе, номер (считая от траверсы или конструкции) 1 12 6 15 8 16 8 16 8 11 6 11 6 11 6 12 6 12 6 9 4 10 5 2 10 5 14 7 15 7 15 8 9 4 9 4 9 4 10 5 10 5 8 4 8 4 3 8 4 12 6 14 7 14 7 8 4 9 4 9 4 9 4 9 4 7 4 8 4 4 7 3 11 5 12 6 13 6 8 4 8 4 8 4 9 4 9 4 7 3 8 4 5 7 3 11 5 11 5 12 6 7 3 8 4 8 4 8 4 9 4 7 3 7 3 6 6 3 10 5 11 5 12 6 7 3 8 4 8 4 8 4 9 4 6 3 7 3 7 6 3 9 4 10 5 12 6 7 3 7 3 8 4 8 4 9 4 7 3 7 3 8 6 3 9 4 10 4 11 5 7 3 7 3 8 4 8 4 9 4 7 4 8 4 9 6 3 9 4 9 4 11 5 7 3 7 3 8 4 8 4 9 4 8 4 8 4 10 6 3 9 4 9 5 11 5 7 3 8 4 8 4 9 4 10 5 9 4 10 5 11 6 3 9 4 10 5 12 6 7 3 8 4 8 4 10 5 11 5 10 5 12 6 12 7 3 9 4 10 5 12 6 7 3 8 4 9 4 11 5 13 6 11 6 14 7 13 7 3 9 4 11 5 12 6 8 4 9 4 10 5 12 6 14 7 13 7 20 10 14 9 4 10 5 11 5 14 7 8 4 10 5 12 6 14 7 17 8 18 10 15 10 5 11 5 12 6 15 7 9 4 11 5 13 6 16 8 19 9 16 11 5 12 6 13 6 16 8 11 5 12 6 15 7 18 9 22 11 17 12 6 13 6 14 7 17 8 12 7 14 7 18 9 21 11 18 13 6 14 7 15 7 19 9 14 6 17 Я 21 11 19 14 7 15 7 16 8 21 11 16 8 20 10 20 15 7 17 8 18 9 24 12 20 10 21 16 8 19 9 20 10 22 17 9 21 10 23 12 23 18 9 23 12 24 19 10 25 20 11 26 22 11
по 35 65 20 8 7 6 4 3 2 Нормальный Дефектный Нормальный Дефектный Нормальный Дефектный Нормальный Дефектный Нормальный Дефектный Нормальный Дефектный 8 4 9 4 10 5 4 2 6 3 10 5 6 3 6 3 8 4 3 2 5 3 10 6 5 2 5 2 7 3 5 3 9 5 4,5 2 7 3 9 5 8 5 6,5 3 8,5 5 11 6 8 5 10 6 19 10 10 7 18,5 10 17 30 j Примечания: ]. Сумма измеренных напряжений по изоляторам гирлянды не должна отличаться от фазного напряжения более чем на + 10% при металлических и железобетонных опорах и конструкциях и ± 20 % при деревянных. Если сумма- измеренных напряжений по изоляторам гирлянды больше или меньше указанных выше допусков, это означает, что регулировка искрового промежутка или установка стрелки на нуль измерительной штанги про- изведены неправильно. Если сумма напряжений по изоляторам гирлянды для отдельных гирлянд окажется меньше фазного напряжения, это означает, что отбраковка изоляторов произведена неверно, потому что на отдельных забракованных изоляторах не было измерено напряжение из-за плохого контакта щупов с электродами изолятора (из-за образования корки льда или загрязнения). 2. Приведенные в таблице данные для исправного состояния изоляторов относятся к нормальному распределению напряжения по изоляторам, когда все изоляторы гирлянд исправные, сухие и не загрязненные. При появлении в гирлянде неисправных дефектных изоляторов распределение напряжения по изоляторам изменится, и то напряжение, которое сбросил дефектный изолятор, будет передано на соседние изоляторы, что является признаком наличия в гирлянде дефектных изоляторов. Изоляторы отбраковываются, признаются дефектными, если напряжение на них равно (или менее) приведенным в таб- лице значениям для дефектного состояния изоляторов. 3. При выравнивании распределения напряжения по изоляторам гирлянд за счет загрязнения, увлажнения и т. п. дефектными следует считать изоляторы, напряжение на которых менее 50% уточненных на месте измерения значений распределения напряжения по изоляторам. 4. Контроль состояния изоляторов должен производиться при положительных температурах воздуха преимущественно весной или осенью. После длительной сухой и жаркой погодъг дефектные изоляторы могут держать нормальное напряжение и не отбраковываться при помощи измерительных штанг или мегаомметра. 5. Если крайние изоляторы гирлянд недоступны для контроля их измерительной штангой (наличие измерительной арматуры и т. п.), то де- фектные изоляторы могут отбраковываться по увеличению напряжения на соседнем изоляторе более чем на 25% по сравнению с нормальным напряжением для этого номера HSgpjfongppa ,в гирлянде. 6. Изоляторы, недоступные для' измерения под напряжением при помощи измерительных штанг (на транспозиционных или угловых опорах и т. п.), рекомендуется в установленные сроки заменять гирляндами, проверенными в лаборатории, или контролировать на месте на отключенной линии при помощи мегаомметра иа 2,5 кВ либо приложением напряжения от передвижной электролаборатории. Исправные изоляторы должны выдерживать напряжение 50 кВ на каждый элемент (изолятор) или иметь сопротивление изоляции не менее 300 МОм. 7. Приведенные в таблице распределения напряжения для увеличенного числа изоляторов в гирляндах даны в случае работы изоляторов в загрязненных зонах. 8. Сроки проверки (измерения) и замены неисправных изоляторов ВЛ 35—500 кВ в районах I и II степени загрязнения установлены решением Главтехуправления Миизнерго СССР от 09.12.85 №Э-7/85.
Рис. 8.46. Эскизы полимерных изоляторов и конструкций: 1 — стойка опоры; 2 — провод
moo Рис. 8. 46. Продолжение Таблица 8.69. Характеристики полимерных изоляторов и изолирующих конструкций Тип * Основные размеры, мм и : т ai £аз 5 м о 6 - С. « § §s» Б о ш у щ S ."но Выдерживаемое напряжение коммутационно- го импульса с формой волны 250/2500 мкс, кВ, не менее в сухом состоя- нии под дождем Й S w » к d яра ? 8а о 8 ° 1П К О Я 2~ 1 se к о ч и S* в оо о ю и Й о'5 5 2 p.g ■* С u 5 о Л О* В ™ К о м Изоляторы ЛК 70/35 ЛК 70/110-3 ЛК 70/220-3 ЛК 160/220 ЛК 70/330-3 ЛК 160/330 ЛК 300/330 ЛК 160/500 ЛК 300/500 ЛК 160/750 ЛК 300/750 а а а а а а а а а б б 700 1280 2095 2174 2995 3034 3000 3880 3856 6180 6117 340 980 1784 1847 2675 2690 2596 3530 3430 5380 5190 90/29 90/29 90/29 110/37 90/29 110/37 130/44 110/37 130/44 110/37 130/44 860 26 4950 4930 6850 7240 6930 9600 9140 14480 13870 122 122 122 190 122 190 316 190 316 190 316 210 .518 880 1090 950 1100 820 1310 1310 1550 1550 188 500 850 1090 950 1100 820 1300 1300 1550 1550 40 138 260 350 240 310 390 310 500 412ч 500, -i. 160 480 950 950 1200 1200 1200 1600 1600 2300 2300 2,5 3,85 6,19 8,7 7,6 12,0 17,1 15,4 21,42 26,75 40,61 Изолирующие междуфазные распорки РМИ 110-2 РМИ 220-2 РМИ 110-К в в г 2700- 4850 5500- 7000 1500 2530 3726 1307 90/29 110/37 90/29 5000 10206 3465 20 25 44,6 1190 1380 — 1110 1200 580 230 390 160/475 — ~ 18,8 26,2 7,86 ТПИ ПО ТПИ 220 Изолирующие траверсы и подвески ь е — 1014 1842 _ — 2615 4932 40 70 485 820 485 820 138 234 520 26,0
Продолжение табл. 8.69 Примечания: 1. Полимерные изоляторы и конструкции выпускаются ВПО „Союзэлектросеть- изоляция" по отдельным договорам опытно-промышленными партиями, и поставка их должна быть предварительно согласована. 2. На полимерных изоляторах и конструкциях обязательно должны быть установлены экраны (на рисунках не показаны) для Снижения напряжения по длине изолирующей части вблизи про- водов и более равномерного распределения напряжения вдоль изоляторов и конструкций. 3. Трекинг-эррозионная стойкость характеризуется испытанием конструкций в камере соленого тумана в течение не менее 6 циклов по 182 чна цикл (для изолирующей траверсы ТПИ 110—126 ч на цикл). 4. Пятидесятипроцентное разрядное и выдерживаемое напряжения в загрязненном и увлажненном состояниях определяются при загрязнении с удельной поверхностной проводимостью 20 мкСм (для изоляторов типов^ЛК 70/110-3 и ЛК 70/220-3-6 мкСм). 5. Масса приведена без учета экранной арматуры. 6. Изолируюдцие междуфазные распорки РМИ 110-2 выпускаются с зажимами двух типов: для проводов диаметром 15,2—18,9 мм и 21,6—25,6 мм, а распорка РМИ 220-2 — с зажимом проводов диаметром 23,5 — 27,2 мм. Распорки РМИ 110-2 могут быть изготовлены со строительной длиной 3500, 3750, 4200 и 4750 мм, распорки РМИ 220-2 - 5500, 6000, 6500 и 7000 мм. АРМАТУРА Рис. 8.47. Виды сопряжения линейной ар- матуры Таблица 8.70. Стандартные разрушающие нагрузки и сопряжения линейной арматуры (ГОСТ 11359-75* с изменением № 1 от 15.04.83 г.) Гаранти- рованная механи- ческая прочность, кН 20 40 70 100 120 160 210 250 300 350 400 450 500 600 750 900 1100 1200 Размеры сопряжений, мм Сопряжение «палец—проушина» а 10 14 16 18 22 25 28 32 36 38 40 40 42 45 50 56 60 65 (рис. 8.47, а) А 11 15 17 19 23 26 ~ 29 34 38 40 42 42 44 47 52 58 62 67 d 10 14 16 18 22 25 28 32 36 38 40 40 42 45 50 56 60 65 D 11 15 17 19 23 26 29 34 38 40 42 42 44 47 52 58 62 67 Сопряжение цепное (рис. 8.47,6) А 11-12,5 15-16,5 17-18,5 19-21,5 23-24,5 25-27,5 28-30,5 29-36 31-40 35-42 37-44 37-44 39-46 41-48,5 43-54 51-60 56-63,5 59-68,5 d 8-9 10-12 14-15 16-18 18-20 20-22 24-26 26-28 28-34 32-38 34-40 34-40 36-42 38-44 40-46 48-52 53-58 56-60 Сопряжение стержня изолятора Диаметр стержня — 16 16 16; 20 20 20 — 24 — 28 — — — — — — — 8.15. ЛИНЕЙНА
Продолжение табл. 8.70 Примечания: 1. Наибольшая допускаемая нагрузка на линейную арматуру не должна превышать РДОП — Р/к, где Р — гарантированная механическая прочность; к — коэффициент запаса: при нормальном режиме работы ВЛ — не менее 2,5, при аварийном режиме (обрыв провода) — не менее 1,7 для ВЛ напряжением до 500 кВ и не менее 1,9 —для ВЛ 750 и 1150 кВ. 2. Общие технические условия на линейную арматуру установлены ГОСТ 13276 — 79* с измене- ниями № 1 от 18.09.84 г. и № 2 от 30.07.85 г. 3. Срок службы арматуры не менее 25 лет, при этом фактический срок службы арматуры не ограничивается указанным, а определяется техническим состоянием арматуры. Гарантийный срок эксплуатации арматуры установлен 3 года со дня ввода ВЛ в эксплуатацию. 4. Конструкции шарнирных соединений должны обеспечивать свободные перемещения сопряжен- ных деталей относительно друг друга и исключать возможность самопроизвольного их расцепления в условиях эксплуатации. Таблица 8.71. Узлы крепления гирлянд изоляторов к опорам (ГОСТ 14122—82* с изменением № 1 от 04.06.84 г.)
Продолжение табл. 8.71 Наименование арматуры Тип Размеры, мм / Минимальная разрушающая нагрузка. кН Для металлических и железобетонных опор Узлы крепления под- держивающих гир- лянд с серьгой (рис. а) *'. То же со скобой (рис. б) То же усиленный ва- риант для натяж- ных и поддержи- вающих гирлянд (рис. в) Узлы крепления на- тяжных и поддер- живающих гирлянд типа «вертлюг» (рис. г) КГП-7-2Б КГП-7-1 КГП-12-1 КГП-16-2 КГП-16-1 КГП-21-2 КГП-9/12-2с КГ-12-1 КГ-16-1 КГ-21-1 КГ-25-1 КГ-30-1 КГ-40-1 КГН-7-5 КГН-12-5 КГН-16-5 КГН-21-5 КГН-25-5 КГН-30-5 КГН-35-5 КГН-45-5 116 82 104 109 113 118 95 92 99 104 125 140 215 60 70 70 85 90 100 105 115 80 80 80 80 100 100 44 85/41 95/48 95/48 100/55 118/60 138/70 117 156 156 176 176 196 196 216 М20 М16 М20 М20 М24 М24 М20 М16 М20 М20 М24 М24 М30 17 23 26 29 34 38 40 42 70 70 120 160 160 210 120 120 160 210 250 300 400 70 120 160 210 250 300 400 450 Для деревжмых опор Узел крепления под- держивающих гир- лянд с серьгой (рис. д) Узел крепления на- тяжных гирлянд (рис. е) Узел для крепления грозозащитного троса (рис. ж) КГП-6-15 КГП-6-20 КГП-6-25 КГП-6-30 2КГН-6-2 КГТ-7-1 345 395 445 495 80 80 156 200 250 300 100 М20 М16 Ml 6 60 60 70 Примечания: 1. Узлы крепления КГП-6 и 2КГН-6 для деревянных опор в настоящее время не выпускаются. 2. Механическая прочность узлов крепления типа КГП обеспечивает указанную разрушающую нагрузку при углах отклонения гирлянд изоляторов до 45° как вдоль, так и поперек направления оси трассы ВЛ. 3. Узел крепления КГП-9/12-2с с поддерживающей гирляндой предназначен для разрушающей нагрузки 120 кН и с натяжной гирляндой при углах отклонения до 30° в плоскости U-образного болта и до 20е в плоскости, ей перпендикулярной, — для разрушающей нагрузки 90 кН.
Таблица 8.72. Сцепная арматура Наименование арматуры Марка Размеры, мм Строи- тельная длина Диа- метр ■ Мини- мальная разру- шающая нагрузка, кН Серьги (ГОСТ 2725-78* с изменением № 1 от 29.06.84 г.) СР-6-16 СР-7-16 СР-12-16 СР-16-20 СР-21-20 СР-30-24 СР-40-28 qw 65 65 65 70 ~ 80 юо. 120 17 23 23 26 29 38 40 70 70 120 160 210 300 400 Ушки однолапчатые (ГОСТ 2727—77* с изменениями № 1 от 15.04.83 г. и № 2 от 11.12.84 г.) У1-7-16 У1К-7-16 У1-12-16 У1-16-20 У1-21-20 У1-30-24 У1-40-28 106 78 108 113 139 150 190 17 17 23 26 29 38 42 70 70 ' 120 160 210 300 400 Ушки двухлапчатые (ГОСТ 2727 — 77* с изменениями № 1 от 15.04.83 г. и № 2 от 11.12.84 г.) У2-7-16 У2К-7-16 У2-12-16 У 2-16-20 У2-21-20 У2-30-24 106. 78 108 113 139 150 16 16 22 25 28 36 70 70 120 160 210 300 Ушки специальные для сопряжений цеп- ного типа со скобами (ГОСТ 2727—77* с изменениями № 1 от 15.04.83 г. и № 2 от 11.12.84 г.) УС-7-16 УС-12-16 УС-16-20 УС-21-20 УС-30-24 УС-40-28 114 143 152 145 164 190 1\ 25* 28 28 36 42 70 120 160 210 300 400
Наименование арматуры Ушки специальные укороченные (ГОСТ 2727 — 77* с изменениями № 1 от 15.04.83 г. и № 2 от 11.12.84 г.) л. ?fo- -tpt ^""N 1*1 B) Ушки укороченные (ГОСТ 20413-75* с изменением № 2 от 25.06.85 г.) £=& Скобы U-образные (ГОСТ 2724- 78* с из- менением № 1 ог 24.05.84 г.) ^Ь -J- ": Т к? Л J S^ i [ -* Ж) Скобы U-образные удлиненные (ГОСТ 2724—78* с изменением № 1 от 24.05.84 г.) Скобы двойные плоские -* -4 г ■ fi 1 цщ ц & \ - fcj.» |~ :b ■ J Марка УСК-12-16 УСК-16-20 УСК-21-20 УСК-30-24 УСК-40-28 У-7-16 У-12-16 У-16-20 У-21-20 У-30-24 CK-7-1A CK-12-1A CK-16-1A CK-21-1A CK-25-1A CK-30-1A CK-35-1A СКД-10-1 СКД-12-1 СКД-16-1 СКД-23-1 СКД-30-1 СКД-45-1 2CK-7-1 2CK-12-1 2CK-16-1 2CK-21-1 2CK-25-1 2CK-30-1 2CK-35-1 2CK-45-1 Продолжение табл. 8.72 Размерь Строи- тельная длина 82 93 90 100 117 45 45 48 48 67 50 65 70 75 90 100 100 80 82 105 115 120 135 70 70 80 90 90 ПО ПО 120 , мм Диа- метр 25 28 28 36 42 20 30 28 28 36 16 22 25 28 32 36 38 18 22 25 28 36 40 16 22 25 28 32 36 38 40 Мини- мальная разру- шающая нагрузка. кН 120 160 210 300 400 70 120 160 210 300 70 120 160 210 250 300 350 90 120 160 210 зор 450 70 120 160 210 250 300 350 450 Масса 1 шт., кг, не более 2,32 3,86 4,66 8,27 11,8 1.05 1,28 2,31 2,66 6,3 0,39 1,13 1,22 1,82 2,33 2,97 3,23 0,68 1,16 1,36 2,00 3,10 6,03 0,5 1,2 1,8 2,4 3,5 4,5 5,7 8,0
Продолжение табл. 8.72 Наименование арматуры Марка Размеры., мм Строи- тельная длина Диа- метр Мини- мальная разру- шающая нагрузка, кН Скобы двойные трехлапчатые плоские (ГОСТ 2724-78* с изменением № 1 от 24.05.84 г.) е п #№»# СКТ-7-1 СКТ-7-2 СКТ-12-1 СКТ-16-1 СКТ-21-1 скт-зо-i CKT-35-1 СКТ-45-1 60 60 70 80 90 ~110 ПО 120 16 16 22 25 28 36 38 40 70 70 120 160 210 300 350 450 Звенья промежуточные прямые (ГОСТ 2728-82*) Ф--^ жж ПР-7-6 ПР-12-6 ПР-16-6 ПР-21-6 ПР-25-6 ПР-30-6 ПР-35-6 ПР-45-6 70 85 100 105 ПО 130 140 150 16 22 25 28 32 36 38 40 70 120 160 210 250 300 350 450 Звенья промежуточные прямые специаль- ные ш о± g ^ *) Ь ПРС-7-1 ПРС-12-1 ПРС-16-1 ПРС-21-1 ПРС-25-1 ПРС-30-1 ПРС-35-1 ПРС-45-1 150 150 150 150 150 200 200 200 16 22 25 28 32 36 38 40 70 120 160 210 250 300 350 450 Звенья промежуточные прямые двойные (ГОСТ 2728-82*) Ч а. 2ПР-7-1 2ПР-12-1 2ПР-16-1 2ПР-21-1 2ПР-25-1 2ПР-30-1 2ПР-45-1 ©пд? 70 85 100 105 ПО 130 150 16 22 25 28 32 36 40 ■4 70 120 160 210 250 300 450 Звенья промежуточные (ГОСТ 2728-82*) вывернутые ПРВ-7-1 . ПРВ-12-1 ПРВ-16-1 ПРВ-21-1 ПРВ-30-1 ПРВ-45-1 130 140 150 150 200 250 16 22 25 28 36 40 70 120 160 210 300 450
Продолжение табл. 8.72 Наименование арматуры Марка Размеры, мм Строи- тельная длина Диа- метр Мини- мальная разру- шающая нагрузка, кН Звенья промежуточные трехлапчатые (ГОСТ 2728-82*) гДШ- °Щ5 та ПРТ-7-1 ПРТ-12-1 ПРТ-16-1 ПРТ-21-1 ПРТ-25-1 ПРТ-30-1 ПРТ-35-1 ПРТ-45-1 80 100 ПО 115 135 140 150 160 16 22 25 28 32 36 38 40 -ФЧ-Ш-ё) О) 70 120 160 210 250 300 350 450 Звенья промежуточные регулирующие (ГОСТ 2728-82*) £<Щ<>-<>-<Щ^--<)-<)-0—ЕН- ПРР-7-1 ПРР-12-1 ПРР-16-1 ПРР-21-1 ПРР-30-1 ПРР-35-1 ПРР-45-1 550-350 550-350 550-350 750-475 750-475 950-600 950-600 16 22 25 28 36 38 40 70 120 160 210 300 350 450 Звенья регулирующие винтовые (талре- пы) (ГОСТ 2728-82*) Р) ПТР-7-1 ПТР-12-1 ИГР-16-1 ПТР-21-1 ПТР-25-1 ПТР-30-1 ПТР-60-1 827-590 935-664 963-698 1015-754 1100-302 1161-857 1460-1119 18 22 25 28 34 40 46 70 120 160 210 250 300 600 Звенья промежуточные монтажные (ГОСТ 2728-82*) "в §}#t ПТМ-7-2 ПТМ-12-2 ПТМ-16-2 ПТМ-21-2 ПТМ-30-2 ПТМ-35-2 ПТМ-45-2 80 100 ПО 115 140 150 160 16 22 25 28 36 38 40 70 120 160 210 300 350 450 Примечания: 1. Звенья промежуточные выпускаются по ГОСТ 2728 — 82* с учетом изменения № 1 от 29.01.85 г. 2. Звенья промежуточные прямые, специальные для перехода от соединения палец — проушина к цепному соединению сняты с производства и в настоящее время не выпускаются. Вместо них на нагрузки 70 и 120 кН ГОСТ 2728 — 82* предусматривает звенья промежуточные цепные типа ПРЦ. 3. Пестики, выпускавшиеся по ГОСТ 2726 — 77, в настоящее время сняты с производства.
Таблица 8.73. Коромысла (ГОСТ 2729-81* с изменением № 1 от 29.06.84 г.) Наименование Коромысла универсальные для двух- цепных гирлянд (рис. а), С = 400 мм То же, С = 600 мм То же, С = 450 мм То же, С = 500 мм Коромысла двухреберные для двухцеп- ных гирлянд рис. , С = 400 мм Марка 2КУ-12-1 2КУ-12-2 2КУ-25-1 2КУ-30-1 2КУ-30-2 2КД-16-2А Размеры, мм Строи- тельная длина Н 190 315 213 210 256 105 Диа- метр 20/22 20/22 28/34 32/38 32/38 22/25 Мини- мальная разру- шающая нагрузка, кН 120 120 250 300 300 160 Масса 1 шт., кг, не более 4,7 9,5 6,9 9,84 10,7 7,8
Продолжение табл. 8.73 Наименование То же, С = 800 мм Коромысла универсальные многоцепные для 3, 4, 5 и 8 проводов в фазе (рис. в — е), Сч*.400 мм То же, С = 450 мм То же, С = 306 мм Марка 2ВД-12-2С 2КД-12-2С 2КД2-30-1 ЗКУ-16-1 ЗКУ-ЗО-1 4КУ-45-1 5КУ-25-1 8КУ-53-1 Размерь Строи- тельная длина Н 175 70 80 280 290 343 362 402 , мм Диа- 16/22 16/22 25 26 38 42 32 44 Мини- мальная разру- шающая нагрузка, кН 120 120 300 160 300 450 250 530 Масса 1 шт., кг, не более 21,7 16,73 24,3 9,0 18,2 29,3 34,9 66,8 Примечания: 1. Коромысла применяются для образования многоцепных гирлянд изоляторов и обеспечивают равномерное распределение нагрузок между отдельными цепями изоляторов с помощью их шарнирного соединения, а также для присоединения к одиоцепным гирляндам изоляторов двух и более проводов расщепленных фаз. 2. Кроме указанных в таблице типов коромысел по ГОСТ 2729 — 81* выпускаются также балансирные коромысла типа 3КБ для трехцепных гирлянд изоляторов, лучевые типов 2КЛ, ЗКЛ, 4КЛ, 5КЛ и 8КЛ д.|я объединения соответственно двух, трех, четырех, пяти и восьми проводов в фазе и цепей натяжных гирлянд и другие типы, применяемые на больших переходах ВЛ. Таблица 8.74. Поддерживающая арматура (ГОСТ 2735 — 78* с изменением № 2 от 29.06.84 г., ГОСТ-20409-75* с изменениями № 1 от 06.02.81 г. и № 2 от 24.04.84 г. н ГОСТ 16450-78* с изменением № 2 от 27.03.84 г.)
Продолжение табл. 8.74
RW Продолжение табл. 8.74 03В
Продолжение табл. 8.74 too Тины зажимов Марка Марка и номинальное сечение проводов, мм2 М и Б АС, АЖС и БС ПС, ПМС, стальные канаты (тросы) Зажимы поддерживающие для одиночных проводов Глухие (рис. а) То же (рис. б) Ограниченной прочности заделки (рис. в) Для промежуточных угловых опор, глухие (рис. г) То же ограниченной прочности за- делки (рис. д) ПГН-1-5 ПГН-2-6 ПГН-2-6А ПГН-3-5 пг-з-ю* ПГН-5-3 ПГН-5-4 ПОН-5-3* ПОН-5-4* ПГУ-2-1 ПГУ-2-2 ПГУ-5-1 ПГУ-2-3 ПОУ-6-ЗА* 25 50-95 120-240 25-35 70-95 120-240 300-600 400-500 50-240 50-120 240-800 95; 120 25-35 50-70 95-185 70/72, 95/141 400-600 240-300 300-600 240-600 35-240 .35 — 120 &5-800 70-120 185-600 Поддерживающие многороликовые подвесы (ТУ 34-27-10678—83) П4Р-12-1 Четырехроликовые подвесы для бронзовых и сталебронзовых проводов и стальных тросов (рис. е) То же шестироликовые (рис. ж) П4Р-25-1 П6Р-15-1* П6Р-30-1* П6Р-45-1 25-35 50-70 50-240 50-120 95-120 Для проводов Б и БС 120 — 240 мм2 и стальных тросов 70 — 200 мм2 Для стальных тросов 300 мм2 50-300 50-300 185-400 300-500 500/336 До 240 До 300 До 500
Продолжение табл. 8.14 Типы зажимов Марка Марка и номинальное сечение проводов, мм2 М и Б АС, АЖС и БС ПС, ПМС, стальные канаты (тросы) Зажимы поддерживающие для двух проводов расщепленное фазы С горизонтальным расположе- нием проводов, глухие, ГОСТ 20409-75* (рис. з) То же с изолированным крепле- нием проводов.Дрчс. и) Для промежуточных угловых опор, глухие (рис. к) 2ПГН-5-7 2ПГН-5-ЗА 2ПГИ-5-6* 2ПГУ-5-1 300-600 300-600 240-800 240-500 240-500 240-600 185-600 Зажимы поддерживающие для трех проводов расщепленной фазы Глухие (рис. л) Ограниченной прочности заделки Для промежуточных угловых опор (рис. м) ЗПГН-3-2* ЗПГН-5-7 ЗПГН2-5-4 ЗПГН-5-2А ЗПОН-5-7* ЗПОН-5-6* ЗПГУ-5-1 300-600 300-600 300-600 240-800 120-150 240-600 240-600 240-600 240-600 240-600 185-600 Зажимы поддерживающяе для четырех, пятя н восьми проводов расщепленной фазы Глухие для четыре| проводов (рис. н) То же для пяти проводов (рис. о) То же для восьми проводов (рис. и) 4ПГН-5-2А 5ПГН-5-8 5ПГН2-5-8 5ПГН-8-1 5ПГН2-8-1 8ПГН2-5-19 8ПГН4-5-1 300-600 300-600 300-600 1200/67 1200/67 300-330 300-330 Продолжение табл. 8.74 Типы зажимов Размеры, мм Конст- руктивная высота h Длина по оси провода / Диаметр пальца (или стержня изолятора) Мини- мальная разруша- ющая нагрузка, кН Масса, кг Зажимы поддерживающие для одиночных проводов Глухие (рис. а) То же (рис. б) Ограниченной прочности заделки (рис. в) Для промежуточных угловых опор, глухие (рис. г) То же ограниченной прочности заделки (рис. д) 55 55 55 66- 128 160 162 150 170 109 67 153 77 165 190 190 190 220 300 300 300 300 300 150 135 400 135 400 16 16 16 16 22 16 22 16 16 18 16 18 20 25 25 25 60 60 100 60 100 50 60 100 120 100 0,78 0,81 0,94 0,95 5,0 5,0 7,3 7,0 7,6 3,44 1,88 13,8 2,68 13,5
Продолжение табл. 8.74 Типы зажимов Размеры, мм Конст- руктивная высота h Длина по оси провода I Диаметр пальца (или стержня изолятора) Мини- мальная разруша- ющая нагрузка, кН Масса, Поддерживающие миогороликовые подвесы (ТУ 34-27-10678 — 83) Четырехроликовые подвесы для бронзовых и сталебронзовых проводов и стальных тросов (рис. е) То же шестироликовые (рис. эк) 260 260 260 260 260 1520 1520 2240 2240 2240 J22 26 26 38 42 120 250 150 300 450 83 89 127 198,6 '232,5 Зажимы поддерживающие дли двух проводов расщепленной фазы С горизонтальным расположением проводов, глухие, ГОСТ 20409-75* (рис. з) То же с изолированным крепле- нием проводов (рис. и) Для промежуточных угловых опор, глухие (рис. к) Зажимы поддерживающие для трех проводов расщепленяой фазы Глухие (рис. л) 65 120 624 443 300 300 300 400 22 32 16 24 120 200 120 200 Ограниченной прочности заделки Для промежуточных угловых опор (рис. м) 310 446 446 446 410 455 732 300 300 500 300 300 300 400 18 22 22 32 22 32 30 19,2 35,0 24,0-27,0 40,1 750 180 180 300 180 300 300 4,2 27,3 48,3 45,0 •^6,6 47,0 61,0 Зажимы поддерживающие для четырех, пяти н восьми проводов расщепленной фазы Глухие для четырех проводов (рис. н) То же для пяти проводов (рис. о) То же для восьми проводов (рис. и) 530 300 28 28 2x22 28 2x22 — — — 300 300 300 210 600 480 "!480 69,2 46,5 59,4 71,0 119,0 114,0 124,0 * Изделия в настоящее время не выпускаются. Примечания: 1. Провода марок А и АС должны монтироваться в зажимах с прокладками из мягкой алюминиевой ленты. , 2. Прочность заделки провода в глухих зажимах: для алюминиевых проводов не менее 30 % прочности провода; для сталеалюминиевых проводов с отношением сечения алюминия и стали больше 4,5 — не менее 20%; для стальных тросов и сталеалюминиевых проводов с отношением сечения алюминия и стали 4,5 и менее — не менее 15%; усилие трогания провода в зажимах ограниченной прочности заделки 7—9 кН. 3. Для поддерживающего зажима 2ПГИ-5-6 значения конструктивной высоты и массы приведены для изоляторов ПС6-Б и ПС120-А.
Таблица 8.75. Зажимы натяжные клиновые (ГОСТ 2730—78*) % Тип ' Зажим натяжной кли- новой с клином № 1 (рис. а) То же с клином № 2 То же с клином № 3 Зажим ^натяжной клин-коуш с кли- ном № 1 (рис. б) То же с клином № 2 То же с клином № 1 Марка НК-1-1, клин № 1 НК-1-1, клин № 2 НК-1-1, клин № 3 НКК-1-1Б, клин № 1 НКК-1-1Б, клин № 2 НКК-2-1 Марка проводов А 16 А 25 М 16 М 25 А 35 А 50 М 35 М 50 А 70 А 95 М 70 М 95 АС 10 АС 16 АС 25 АС 35 АС 50 С 25 С 35 С 50 С 70 С 95 Размеры, мм Диа- метр 16 16 16 16 16 16 Ширина проушины А 21 21 21 17 17 23 Длина 1 225 225 225 185 185 200 Проч- ность заделки провода. кН 2,3 3,5 5,0 7,5 5,0 6,5 10,5 15,5 9,5 11,5 21,5 29,0 2,4 4,0 6,0 9,5 12,5 27,0 37,0 50,0 80,0 90,0 Масса, кг 1,2 1,2 1,2 0,8 0,8 3,1 Разруша- ющая на- грузка. кН, не менее 43,9 43,9 43,9 60 60 120 Примечания: 1. Зажимы НК-1 и НКК-1 сопрягаются с ушком типа У1-7. 2. Зажим НКК-2 сопрягается с ушком типа У1-12. 3. Зажимы клиновые и клин-коуши комплектуются клиньями: для алюминиевых и сталеалюминиевых проводов — из алюминия, для медных проводов — из латуни, для стальных проводов и тросов — из ковкого чугуна. 4. Монтаж стальных тросов в клйн-коушах производится при помощи станка МИ-24. 5. В зажимах HKK-1-I и НКК-2-1 могут также монтироваться алюминиевые и медные провода, а также провода из алюминиевых сплавов сечением от 16 до 95 мм^. Таблица 8.76. Зажимы анкерно-ответвительные клиновые для анкерного крепления проводов - к штыревым изоляторам
Продолжение табл. 8.76 Марка зажима ШДК-2А ШДК-2Б ШДК-2В Марка провода А 16, А 25 АС 16/2,7 А 35, АС 25/4,2 А 50, А 70; АС 35/6,2, АС 50/8,0, АС 70/11 Марка клина 2А 2Б 2В Радиус выемки в клине, мм 3,5 4,0 6,0 Разрушаю- щая нагрузка, Н 900 900 900 Масса, кг 0,155 0,145 0,145 Примечания: 1. Зажимы типа ШДК изготовляются из алюминия и имеют два клина. 2. Зажимы могут применяться для крепления проводов из алюминиевого сплава АН или АЖ. Таблица 8.77. Зажимы натяжные болтовые (ГОСТ 2731 — 82* с изменением № 1 от 12.03.85 г.) Тип зажима Зажим натяжной бол- товой типа НБ (рис. а) и самозаклиниваю- щийся типа НЗ (рис. б) Марка зажима НБ-2-6А НЗ-2-7 Марка провода М 95 М 120 А 95 А 120 А 150 АН 120 АН 150 АС 70/11 АС 95/16 АС 120/19 АС 120/27 АЖ 120 1 АЖ 150 АС 150/19 АС 150/24 Размеры, мм Диа- метр паль- ца 16 15 Шири- на проу- шины 18 17 Длина 125 307 Число плашек; диаметр болтов 3;12 —* Проч- ность заделки . провода, кН 31,5 39,2 11,7 17,7 20,5 21,6 27,3 ■ 21,1 29,2 37,4 44,5 29,4 37,2 41,7 47,0 Мас- са, кг 1,15 2,6
Продолжение табл. 8.77 Тип зажима Зажим натяжной болто- вой типа НБ *'. ■%: Марка зажима НБ-3-6 Марка провода АС 150/19 АС 150/24 АС 150/34 АС 185/24 АС 185/29 АС 185/43 АС 240/32 АС 240/39 М 185 М 240 А 150 А 185 АЖ 185 А 240 А 300 АН' 150 АН 185 АЖ 150 Диа- метр паль- ца 22 Размеры, мм Шири- на проу- шины 23 Длина / 200 Число плашек; диаметр болтов 4; 16 Проч- ность провода, кН 41,7 47,0 56,4 50,6 53,7 70,0 65,4 70,7 61,4 78,6 20,5 25,3 46,0 33,0 39,8 27,3 33,7 37,2 Мас- кг 5,62 Примечания: 1. Плашки зажимов для снижения потерь выполнены из алюминиевого сплава. 2.JTIpH монтаже алюминиевых и сталеалюминиевых проводов в желоб зажима под провод подкладывается прокладка из алюминиевой ленты, при медных проводах — прокладка из медной ленты марки М 2 или М 3. 3. В зажимах могут также монтироваться провода из алюминиевого сплава марок АН и АЖ соответствующего диаметра. Таблица 8.78. Зажимы к лыковые для стальных канатов (ТУ 34-27-10489—82) Тип и эскиз Марка Сечение/ диаметр стального каната, мм2/мм Размерьг, мм R Мас- са, Проч- ность задел- ки, кН, неме- нее Зажим клыковой КС-100-1 КС-120-1 КС-185-1 101,72/13 117,9/14 173.6/17 6,5 6,0 8,5 0,43 0,70 0,77 75 86 138 Примечание. Зажимы клыковые типа КС предназначеньг для крепления такелажных и грозозащитных тросов и тросовых оттяжек опор ВЛ. Зажимы используются также в качестве сжимов в комплекте с коушами или специальными роликами.
Таблица 8.79. Зажимы натяжные прессуемые (ГОСТ 2732—81* с измеяеиием № 1 от 15.04.83 я ТУ 34-27-10745 — 84) Марка зажима Марка провода Размеры, мм Анкер Наруж- ный диаметр Диаметр отверстия Корпус зажима Наруж- ный диаметр Диаметр отверстия Диаметр пальца Длина зажима (до опрес- сования) Диаметр матриц пресса, мм для анкера для корпуса Проч- ность заделки, кН, не менее НАС-240-1 ТРАС-240-1 НАС-240-2, ТРАС-240-2 НАС-300-1, ТРАС-300-1 НАС-330-1 ТРАС-330-1, НАС-330-2, ТРАС-330-2 НАС-400-1 ТРАС-400-1 НАС-450-1 ТРАС-450-1 Зажимы для сталеалюминиевых проводов (рис. а); зажимы транспозиционные типа ТРАС (рис. б) АС 185/24, АС 185/29 АС 205/27, АС 240/32 АС 240/39, АС 185/43 АС 300/66, АС 300/67 АС 2Щ5в, АС 300/39 АС ЗСГО/48'; АС 330/43, АС 330/30 АС 400/18, АС 400/22 АС400/51, АС 400/64, АС 450/56 28 28 28 28 28 28 32 9 10 11,5 10 9 9 11,5 52 52 54 54 54 58 58 25 25 28 28 28 31,5 31,5 22 22 25 22 22 22 25 350 350 385 360 360 400 390 415 405 22/23 23 ' 27 22/23 23 23 27 44 44 46 46 46 50 50 57 58-69 71-74 112 83-95 82 85 109-121 2, 2, 2, 2, 2,; 2, 3,
Продолжение табл. 8.79 Марка зажима НАС-500-1, ТРАС-500-1 НАС-600-1, ТРАС-600-1 Марка провода АС 500/26, АС 500/27 АС 500/64, АС 400/93, АС 600/72 Размеры, мм Анкер Наруж- ный диаметр 28 40 Диаметр отверстия 9 14,5 Корпус зажима Наруж- ный -диаметр 58 65 Диаметр отверстия 31,5 35 Диаметр пальца 25 28 Длина зажима (до опрес- сования) 425, 415 495 Диаметр матриц пресса, мм для анкера °2f'"' 33 для корпуса 50 56 Проч- ность заделки, кН, не менее 104 136 — 165 Масса (комп- лекта), кг 2.85 4,72 Зажямы для сталеалюминиевых проводов усиленной прочяостя (ряс. а) НАСУС-70-1 НАСУС-70ЖС-1 НАСУС-95-1 НАСУС-185-1 НАСУС-300-3 НАСУС- 500-3 НАСУС-500-2 НАСУС-500ЖС-1 НТАС-300-1 НТ АС-330-1 НТАС-400-1 НТАС-500-1 НТАС-600-1 НТАС-70{)-1 АС 70/72 АЖС 70/39 АС 95/141 АС 185/128 АС 300/204 АС 500/336 АС 500/204 АЖС 500/336 26,0 — — 36,0 40,0 56,0 — — 12,0 _ — 15,0 19,2 25,0 — — 48 — — 50 60 75 — — ■23 — — 24 30 39 — — 22 22 28 28 36 42 40 45 535 350 635 625 710 975 885 1000 21,0 — — 27,0 34,0 43,0 — — 39,8 — — 45,0 54,0 67,0 — — 87,1 58,5 162,7 165.4 256,1 420 287,5 482,4 Зажимы для сталеалюминиевых проводов проходные (ряс. е) АС 300/66 - АС 300/39, АС 300/48, АС 330/27, АС 330/43 АС 400/22 АС 400/64, АС 400/51, АС 500/27 АС 500/64, АС 400/93, АС 600/72 АС 700/86 — - - - — — - - 54 54 58 58 65 75 28,0 28,0 31,5 31,5 35,0 41,0 25 22 22 25 28 30 625 625 625 625 735 735 — - - 46,0 46,0 51,0 51,0 58,0 68,0 112 83-95 86 104-119 136-165 196 НМП-240-5* НМП-300-5*» НАП-500-3*» МП 240 МП 300 АП 500 Зажимы для медных я алюминиевых полых проводов (ряс. а) 50 50 65 31,5 36,5 47,0 22 25 22 340 455 530 - - — 45 46 49 82 102,5 45
НМБ-95-1 НМБ-120-1 НМБ-150-1 НМБ-185-1 НМБ-240-1 НМБ-300-1 Б 95 Б 120 Б 150 Б 185 Б 240, Б 300, М 240 М 300 Зажимы для медных н бронзовых проводов (рис. г) 13,5 15,5 17,0 25 35 35 40 50 50 20,0 21,0 24,0 16 20 20 20 20 26 Зажимы для сталебронзовых проводов (рис. а) НБС-185-3 НБС-185-4 НБС-240-5 НБС-240-6 НБС-253-1 НБС-300-2 НБС-400-la НБС-400-2 НБС-500-9 БС 185/43 БС 185/93 БС 240/117 БС 240/56 БС 253/196 БС 300/167 БС 400/196 БС 400/392 БС 509/134 23 30 36 26 42 40 45 45 35 9 13,5 15 10,5 19,5 18 19,5 21,5 16 50 50 55 55 60 55 65 65 75 20,5 23 25,5 25 30 29,4 35 35 40 28 32 36 32 40 40 42 50 42 356 450 450 500 570 785 595 630 720 620 735 800 815 920 975 ~_ — — — — 22,0 30,0 30,0 34 42,5 42,5 19 26 30 21 36- 34 36 40 30 45 45 48 46 54 51 и 48 57 57 64 42 53,5 63,5 81 104 134 121 169,5 218 159,5 301,5 299 350 425 353 Зажимы прессуемые для стальных тросов, ГОСТ 11726—74* с язменениями № 1 от 09.04.81 г. в № 2 от 28.03.83 г. (рис. д) НС-50-3 НС-70-3 НС-100-3 НС-120-3*2 НС-140-3 НС-150-3 НС-170-3 С 50, 0 9,1-9,8 мм С 70, 0 11,0-11,5 мм С 100, 0 12,5-13,0 мм С 120, 0 14 мм С 134, 0 15-15,5 мм С 140, 0 16 мм С 170, 0 17 мм 25 30 34 36 36 42 42 10,0 13,0 13,5 14,5 16,0 17,0 18,0 — — — — — — — — — — — — — — 18 22 26 28 28 30 32 120 150 165 190 190 210 210 19 24 26 26 26) 31 34 — — — — — — — 49,1-52 69,2-78,5 94,5- 101,7 111,6 126-128 152 151-166 1,2 1,7 2,6 3,4 3,4 4,5 4,5 ■ *1 Монтируются со стальными вкладышами диаметром для проводов МП 240 23 мм, МП 300 28 мм, АП 500 26 мм. *2 Только для крепления тросовых оттяжек опор. Примечания: 1. Установка натяжных зажимов прессуемого типа должна производиться в строгом соответствии с монтажной инструкцией. 2. Опрессование производится до соприкосновения матриц. Диаметры стального анкера и корпуса зажима после опрессования должны быть равны внутреннему диаметру матриц пресса с допуском +0,3 мм. 3. Относительное удлинение при опрессовании: стальных анкеров 10—12%, алюминиевых и медных корпусов 15 — 18% длины прессуемой части. 4. Зажимы натяжные транспозиционные типа ТРАС отличаются от натяжных зажимов типа НАС тем, что анкер вставляется в корпус зажима с другой стороны (противоположной загнутому концу) и маркой ТРАС (вместо НАС); указанные в таблице размеры, масса и гарантируемая прочность — те же. 5. Зажимы типа НТАС, монтируемые без разрезания провода, типа НМД для медных полых проводов, типа НМБ (кроме НМБ-300) н типа НЕС для ста- лебронзовых проводов в настоящее время сняты с производства и могут быть изготовлены только по согласованию с заводами-изготовителями.
Таблица 8.80. Соединители овальные, монтируемые скручиванием б) Марка Марка и номинальное сечение провода, мм А, АН, АЖ АС Размеры соединителя, мм Длина / Внутренний диаметр по оси большой Толщина стенки Масса 1 шт.. Монтажные данные Монтажный инструмент Число оборотов скрутки Прочность заделки. кН, для проводов А, АН и АЖ АС Для алюминиевых я сталеалюминиевых проводов СОАС-10-3 GOAC-16-3 СОАС-25-3 СОАС-35-3 СОАС-50-3 СОАС-70-3 СОАС-95-3 СОАС-120-3 СОАС-150-3 СОАС-185-3 СОС-25-1А СОС-35-1А СОС-50-1А 10 16 25 35 50 70 95, 120 150 — 185 10/1,8 16/2,7 25/4,2 35/6,2 50/8,0 70/11,0 95/16, 95/15 АЖС 70/39 120/19, 120/25 150/19, 150/24, 150/34 185/24, 185/29, 185/43 ПС-25 (ПМС-25) ПС-35 (ПМС-35) ПС-50 (] ТМС-50) 200 200 255 330 400 450 650 904 932 1032 Для 115 130 185 5,0 6,0 7,2 9,0 10,5 12,5 15,0 17,0 19,0 21,0 сталып 7,2 8,5 10 10,6 12,0 14,4 19,0 22,0 26,0 31,0 35,0 39,0 43,0 1,5 1,7 1,7 2,1 2,3 2,6 2,6 3,1 ЗД 3,4 0,03 0,03 0,05 0,13 0,16 0,23 0,47 0,76 0,92 1,21 14,4 17,0 20,0 1,7 1,7 1,7 0,063 0,080 0,136 МИ-189А МИ-189А МИ-189А МИ-189 А МИ-290А МИ-290А МИ-290А МИ-290А МИ-290А МИ-290А МИ-290А МИ-290А МИ-290А 4-4,5 2,60 3,91 5,32 7,38 10,16 13,15 3,68 5,60 8.37 12,17 15,40 21,72 30,03 21,71-44,52 41,08-56,38 27,38-69,99 2-2,5 Примечания: 1. Соединитель СОАС-185-3 для проводов АС 185/24, АС 185/29 и АС 185/43 комплектуется вкладышем. 2. Скрутка должна производиться в направлении свивки проводов. Концы пр*овода должны выступать из соединителя на 10—20 мм. 3. Для повышения эксплуатационной надежности концы соединяемых проводов могут быть выпушены из соединителя на его длину скручивания сварены термитными патронами. 4. Кривизна (стрела прогиба) зажима не допускается более' 5 мм на 1 м длины.
Таблица 8.81. Соединительные овальные, монтируемые обжатием или прессованием 7 J 5.. Марка провода Размеры соединителя, мм Марка соединителя я Внутренний диаметр по оси Монтажные данные Обжатие клешами МИ-19А 2 s И « к обж о о К 9 5 1 as к ^ н ю "о О t- яни рво о « н в Рч о S В! ta яние м с, мм о Н S 8S Рч S SB S it; О о Прессование прессом МГП-12 Й К № о . oj ев д< s о с мер 01 & о н Р. С Ч Для алюминиевых проводои (материал — алюминий) А 120 А 150 А 185 ПС 70 (ПМС 70) ПС 95 (ПМС 95) АС 120/19 .14,0 15,8 17,5 11,5 12,6 15,2 СО А-120-1 СО А-150-1 СО А-185-1 СОС-70-2 СОС-95-2 294 312 332 15,0 17,0 19,0 30,0 34,0 38,0 2,0 2,0 2,0 0,150 0,160 0,200 Для стальных проводои ПМ и ПМС (материал — сталь) 205 270 12,5 13,6 25,0 27,2 1,7 1,7 0,180 0,265 Р-3806; 5 и 6 Р-3806; 9 и 10 Р-3806; 7 и 8 ПМС (iv Р-3806; 1 и 2 Р-3806; 3 н 4 10 10 10 30 30 31 52 56 60 10 22 24 44 48 26,0+ 1,0 30,0+1,0 33,5 ±1,0 22,0 ±0,5 27,0 ±0,5 6 6 8 30 35 36 47 48 37 15 21 29,5 + 1,0 33,4+1,0 35,0 ±1,0 14,8 Для сталеалюминневых проводов (материал гнльзы и вкладыша — алюминий) СО АС-120-1 904 17 35 3,1 0,9 Р-4939; 9 и 10 24 64,5 62 33,0+1,0 30 77 30,0+1,0
Продолжение табл. 8.81 Марка провода АС 120/27 АС 150/19 АС 150/24 АС 150/34 АС 185/24 АС 185/29 АС 185/43 Диаметр провода, мм 15,5 16,8 17,1 17,5 18,8 19,0 19,6 Марка соединителя СО АС-150-1 СОАС-185-1 Размеры соединителя, мм Длина 932 1032 Внутренний диаметр по оси малой 19 21 большой 39 43 Толщина стенки 3,1 3,4 Масса 1 шт., кг 1.1 1,45 Монтажные данные Обжатие клещами МИ-19А Чертеж и № вклады- шей Р-4905; 1 и 2 Р-4939: 11 и 12 Р-4905; 3 и 4 Р-4907; 1 и 2 Число обжатий 24 26 Расстояние от края до оси первого вжима а, мм 66 70,5 Расстояние между вжи- мами с, мм 64 66 Размер по вжиму пос- ле обжатия, мм 36,0+1,0 39,0+1,0 Прессование прессом МГП-12 Число опрессований ОО 00 Расстояние от края до оси первого вжима, мм 36 37 Расстояние между вжи- мами, мм 56 63 Размер по вжиму пос- ле опрессования, мм 35,0+ 1,0 39,0+1,0 И вода, I Прочность заделки про не менее 45,0 56,00 Примечания: 1. Последовательность обжатий от одного края к другому по рискам в шахматном порядке показана на рисунке цифрами. 2. Опрессование прессом МГП-12 производится согласно «Инструкции по монтажу зажимов малогабаритным гидравлическим прессом МГП-12». 3. Соединители сталеалюминиевых проводов монтируются с алюминиевым вкладышем, поставляемым комплектно, размеры вкладыша: шири- на- 1,5 мм, длина-СОАС-120 920 мм, СОАС-150 950 мм. СОАС-185 1060 мм. 4. При соединении проводов АС 120 —АС-185 прессом МГП-12 применяются соединители половинной длины. 5. Для повышения эксплуатационной надежности концы соединяемых проводов свариваются термитными патронами.
Таблица 8.82. Зажимы соединительные прессуемые длн сталеалюминиевых проводов (ГОСТ 25703—83) Марка соединителя САС-240-1 САС-240-2 САС-240-3 САС-330-2 САС-330-1 САС-330-4 Марки соединяемых проводов АС 185/24, АС 185/29, АС 240/32, АС 205/27 АС 185/43 АС 240/56 АС 240/56 АС 300/39 АС 300/48 АС 330/43 АС 330/30, АС 400/18, АС 400/22 АС 300/66, АС 300/67 Размеры, мм L 490 490 490 520 520 520 / 190 190 190 205 205 205 к 80 80 80 80 80 90 D 48 48 48 50 50 ,50 d 25 25 25 27 27 27 Марка и диаметр матриц, мм для алю- миниевого корпуса А-44 А-44 А-44 А-46 А-46 А-46 А-46 А-46 для сталь- ной втулки С-21 С-22 С-23 С-22 С-23 С-23 С-21 С-26 провода 18,8-22,4 18,8-22,4 18,8-22,4 24,0-25,2 24,0-25,2 24,0-25,2 стального сердечника 5,6-7,2 8,0-9,6 8,0-9,6 8,0-9,6 5,6-7,2 10,2-11,5 Прочность заделки, кН, не менее 57,18-68,88 71,37 74,24 90,17 83,12-95,18 81,78-85,5 112,31 й" 1 Масса kon та, кг, не 2,2 2,2 2,32 2,4 2,4 2,4
Продолжение табл. 8.82 Марка соединителя САС-500-1 САС-500-3 САС-600-4 САС-600-5 САС-800-4 САС-1200-4 САСУС-70-1 САСУС-95-1 САСУС-185-1 САСУС-300-1 САСУС-500-1 Марки соединяемых проводов АС 500/26 АС 500/27 АС 400/22 АС 400/18 1 АС 400/51, АС 400/64, АС 450/56, АС 500/64 АС 500/64 АС 550/71 АС 400/93 АС 600/72 АС 650/79 АС 1200/67 АС 70/72 АС 95/14] АС 185/128 АС 300/204 АС 500/336 Размеры, мм L 590 590 670 670 720 770 370 390 510 420 600 / 240 240 275 275 300 320 185 195 255 210 300 h 80 80 90 90 90 90 70 90 90 120 200 D 56 56 65 65 75 75 50 58 55 65 75 d 31 31 35 35 41 49 29 29 33,5 44 Марка и диаметр матриц, мм для алю- миниевого корпуса А-50 А-50 А-56 А-56 А-50 А-56 А-66 МШ-65 А-43 МШ-2А-19.5 А-48 МШ-27 А-48 МШ-27 А-54 МШ-31,5 А-64 МШ-41,6 для сталь- ной втулки С-21 С-23 С-23 С-26 С-29 С-26 С-29 МШ-26 С-20 С-27 С-27 С-31,5 С-42,0 провода 26,0-30,0 26,0-30,0 29,1-33,2 29,1-33,2 34,7-39,7 46,5 15,4 19,8 23,1 29,2 37,5 стального сердечника 5,6-7,2 9,2-10,2 10,2-11,5 12,0-13,3 10,2-11,5 10,5 11,0 15,4 14,7 18,6 23,9 Прочность заделки, кН, не менее 104,13 104,13 85,5 85,5 109,44-120,56 136,06 152,50 - 154,56 164,81 180,96 231,4 87,14 162,69 165,43 256,12 419,98 i QJ fcfi QJ 5 о о * сЗ - 3,12 3,20 5,0 5,2 6,9 6,9 1,56 2,03 2,23 2,95 5,30
Таблица 8.83. Соединители прессуемого типа для стальных тросов Марка троса Марка соединителя Основные размеры, мм Наруж- ный диаметр Диаметр отверстия Длина (до опрес- сования) Марка и диаметр матриц Проч- ность заделки, кН, не менее Масса 1 шт., (компл.), Соединители нормальной длины С 50 С 70 С 95 С 100 С 120 С 134 С 150 СС-50-1А* CC-70-IA* СС-100-1А* СС-100-1 А* СС-120-1 А* СС-134-1А* СС-150-1А* 22 28 30 30 36 36 40 9,5 11,5 13,5 13,5 14,5 15,5 16,5 240 260 320 320 380 380 380 С-19 С-24 С-24 G-26 С-28 С-31,5 С-31,5 49 87 70 97 113 130 148 0,55 0,9 1,25 1,25 1,90 2,10 2,40 Соединители укороченные для соединения «врасплет» (ГОСТ 11725—79* с изменениями № 1 от 26.12.80 г. и № 2 от 30.07.85 г.) С 50 С 70 С 100 С 120 С 135 С 150 С 200 С 260 С 300 СВС-50-3 СВС-70-3 СВС-100-3 СВС-120-3 СВС-135-3 СВС-150-3 СВС-200-3 СВС-260-3 СВС-300-3 26 30 36 40 40 42 48 56 60 14,5 17,5 21,0 22,5 24,0 25,5 29,5 33,5 34,0 80 85 90 95 100 ПО 120 120 120 МШ-22,5 МШ-26 МШ-31,2 МШ-33,8 С-34,6 С-36,4 МШ-41,1 МШ-48,0 МШ-52,0 50 70,5 98,5 114 131 155 i80 214 285 0,22 0,30 0,47 0,64 0,63 0,75 1,05 1,25 1,70 * В настоящее время сняты с производства. Примечания: 1. Установка зажима прессуемого типа должна производиться в строгом соот- ветствии с монтажными инструкциями; опрессовка зажимов типа СВС для стальных канатов должна производиться прессом МИ-1Б или другого типа, создающим усилие не менее 500 кН. 2. Опрессование производится до соприкосновения матриц. Диаметр стальной гильзы и корпуса соединителя после опрессования должен быть равен внутреннему диаметру матриц пресса с допуском +0,3 мм. 3. Относительное удлинение при опрессовании стальных гильз 10—12%. Таблица 8.84. Патроны термитные дли сварки проводов (ГОСТ 18492—79* с нзмеяением № 1 от 26.03.85 г.)
Продолжение табл. 8.84 Тип патрона Марки свариваемых проводов Размеры, мм трубки 1 d Н Толщина вкладыша 3 Диа- метр Высо- та термитной шашки 2 D Вы- сота Масса, г шаш- ки пат- рона Для алюминиевых н сталеалюминиевых проводов (рис. а) ПАС-16 ПАС-25 ПАС-35 ПАС-50 ПАС-70 ПАС-95 ПАС-120 ПАС-150 ПАС-185 ПАС-240 ПАС-300 ПАС-400 ПАС-500 ПАС-600 V6, АС 16/2,7 А-25, АС 25/4,2 А 35, АС 35/6,2 А 50, АС 50/8,0 А 70. А 95. АС 70/11 А 120, АС 95/15 и 95/16 А 150, АС 120/19, 120/27 и 70/72 А 185, АС 150/19, 150/24 и 150/34 А 240, АС 185/24, 185/29, 95/141 и 185/43 А 300, АС 240/32, 240/39 и 240/56 А 400, АС 300/39, 300/48, 300/66, 330/30 и 330/43 А 500, АС 400/22, 400/51, 400/64, 400/93 и 300/204 А 600, АС 500/27 и 500/64 А 700, АС 600/72 6,0 7,3 8,7 10,2 12,5 14,8 16,2 18,2 20,3 22,7 26,7 30,5 32,2 34,8 50 60 60 60 65 65 65 80 100 100 120 125 125 130 0,5 0,7-0,8 1,0 1,2-1,25 10 П,5 13,5 16 19 22 23 26 28 31 35 40 41 46 20,5 20,5 20,5 23 23 24 24 31 37 37 47 49 49 52,5 18 25 25 35 38 43 43 43 50 60 60 65 65 70 9 9 9 14 14 17 17 18 26 26 26 27 27 25 6 13 20 45 55 80 80 95 190 270 270 370 370 500 13 24 32 65 80 118 140 155 300 360 440 580 580 750
Продолжение табл. 8.84 Тип патрона Марки свариваемых проводов Размеры, мм трубки 1 d Н Толщина вкладыша 3 Диа- метр Высо- та термитной шашки 2 D Вы- сота Масса, г шаш- ки рона Для медных н бронзовых проиодов (рис. б) ПМ-25 ПМ-35 ПМ-50 ПМ-70 ПМ-95 ПМ-120 ПМ-150 М 16, М 25 М 35 М 50 М 70 М 95 М 120 М 150 6,8 8,0 9,5 11,2 13,0 14,5 16,3 50 60 65 65 70 75 85 1,5 2,0 6,8 8,0 9,5 11,2 13,0 14,5 16,3 17,5 22 25 25 25 27,5 32,5 36 38 38 43 43 43 43 15 15 15 15 20 20 20 28 70 75 95 100 102 ПО 58 130 155 170 180 210 240 Примечания: 1. Термитная сварка проводов должна выполняться в полном соответствии с «Типовой инструкцией по сварке неизолированных проводов с помощью термитных патронов» (ТИ 34-70-005 — 82), утвержденной Главтехуправлением Минэнерго СССР 23.09.82 г., с изменениями этой инструкции согласно решению № Э-6/84 от 30.05.84 г. Главтехуправления Минэнерго СССР. 2. Для повышения качества сварки алюминиевых и сталеалюминиевых проводов (особенно больших сечений) термитными патронами типа ПАС рекомендуется перед употреблением этих патронов про- сверливать в них радиальное вертикальное отверстие диаметром от 4 до 16 мм (в зависимости от сечения свариваемых проводов), которое обеспечивает во время сварки выход образующихся газов, возможность перемешивания металла для разрушения оксидной пленки и добавление алюминия в зону сварки. 3. Для сварки алюминиевых и сталеалюминиевых проводов кроме термитных патронов типа ПАС выпускаются термитные патроны типа ПА по ТУ 82-547 — 80, состоящие из надеваемой на. сталь- ную трубку термитной шашки с вертикальным круглым отверстием и алюминиевых колпачков или вту- лок, надеваемых на свариваемые провода перед началом сварки. Назначение отверстия в термитной шашке то же, что и в патронах типа ПАС (см. п. 2). 4. Сварку проводов из алюминиевых сплавов типов АН, АЖ и АЖС следует производить теми же термитными патронами, что и соответствующих по сечениям и диаметрам алюминиевых и сталеалюминиевых проводов. При этом рекомендуется применение термитных патронов типа ПА- 5. Для сварки проводов термитными патронами типов ПАС и ПА допускается применение патронов на большее, чем у провода, сечение (на 1—2 размера). При этом на провода необхо- димо намотать втулку из алюминиевой ленты (фольги) соответствующей толщины. Допускается также термитная сварка проводов разных сечений, при этом на провод меньшего сечения наматывается втулка из алюминиевой ленты (фольги) необходимого размера. 6. Термитные патроны для сварки медных и бронзовых проводов типа ПМ выпускаются только по согласованию с заводом-изготовителем по отдельным техническим условиям. 7. При производстве работ по термитной сварке проводов необходимо руководствоваться сле- дующим: а) для.обрезания концов проводов применяются приспособления МИ-148, РЭЗ-1 или МИ-261Б; алюминиевые проволоки небольших сечений проводов срезаются ножовкой, а "Остальные проволоки надрезаются ножовкой, затем несколькими перегибами отламываются. Концы стальных проводок про- водов после перелома слегка забиваются молотком заподлицо с плоскостью ^реза. Перед отреза- нием или торцеванием концы проводов должны быть закреплены двумя бандажами на расстоянии 15—20 мм друг от друга. Перед надеванием патрона концы проводов запиливаются напильником от острых краев верхнего повива и заусенцев; б) перед введением концов проводов в термитный патрон для ограничения односторонней подачи проводов в зону сварки на них плотно закрепляются бандажи на расстоянии, равном половине длины трубки (термопатрона), плюс 1—2 мм от концов свариваемых проводов. Это необходимо сделать при пользовании сварочными пистолетами. Если в сварочных приспособлениях имеются ограничители подачи проводов в зону сварки, то они должны быть установлены на расстоянии от середины (центра) термопатрона, равном половине длины трубки (термопатрона), плюс 1—2 мм; в) после сгорания термитной шашки за время 15 — 30 с и остывания ее до темно-красного каления происходит расплавление вкладыша и концов свариваемых проводов. Выждав это время, производят перемешивание расплавленного металла и подачу проводов в зону сварки при помощи пружин или двухходового винта; г) зажигание термитной шашки термопатрона производят специальными термитными спичками со стороны патрона, отмеченной красной меткой (более рыхлой поверхности).
Продолжение табл. 8.84 8. Разрушающая нагрузка сваренных проводов не менее следующих значений: Марка провода АС 16/2,7 АС 25/4,2 АС 35/6,2 АС 50/8.0 АС 70/11 АС 95/16 Разрушающая нагрузка, кН, не менее . . 0,98 1,47 1,96 2,45 2,94 4,41 Марка провода АС 150/19, АС 185/24, АС 240/32, 150/24 185/29 240/39 АС 120/19, 120/27 5,39 АС 300/39, 300/48, 300/66 Разрушающая нагрузка, кН, не менее 6,86 7,84 10,78 12,74 ОДарка провода Разрушающая нагрузка, кН, не менее АС 400/93 АС 500/64 АС 600/72 17,64 17,64 19,6 Разрушающая нагрузка алюминиевых проводов и проводов из алюминиевых сплавов не менее 50% разрушающей нагрузки сталеалюминиевых проводов, сваренных теми же типами патронов. 9. Качество сварки проводов термитными патронами необходимо проверять осмотром сразу же после монтажа сварного соединения. При этом необходимо убедиться в отсутствии пережога про- волок наружного повива проводов, усадочных раковин в месте сварки глубиной более 1/3 диаметра про- вода сечением до 120 мм2 и не более 6 мм для проводов сечением 150 — 800 мм2. Кроме того, сварное соединение должно быть проверено на перегиб руками, при этом сварка не должна нарушаться. Если сварное соединение не удовлетворяет этим условиям, оно должно быть вырезано и концы проводов сварены вновь. Таблица 8.85. Ремонтные зажимы а) Марка ремонтируемого провода АС 95/16, 95/15 (рис. а) АС 120/19. 120/27 (рис. а) АС 150/34, 150/24, 150/19 (Юс. а) АС 185/24, 185/29, 185/43; АС 205/27 (рис. а) АС 240/32, 240/39, 240/56, АС 300/39, 300/48, 300/66; АС 330/30, 330/43 (рис. б) АС 400/22, 400/51, 400/64, 400/93; АС 500/64, 500/27 (рис. б) А 600, АС 600/72 (рис. б) А 700, АС 700/86 (рис. б) Марка ремонтного зажима РАС-95-4А РАС-120-4А РАС-150-4 А РАС-205-4А РАС-330-5А ТАС-500-5А РАС-600-5А РАС-700-5А А — — — 44 50 50 56 Размеры, мм D — — - 52 58 58 63 d — — - 27,0 31,5 34,5 39,0 / 400 400 400 400 500 500 500 500 Масса, кг 0,242 0,268 0,402 0,432 1,76 2,00 1,96 2,75 Марка комплекта 1 матриц пресса МШ-134-17 МШ-134-18 МШ-134-19 МШ-134-20 А-45 А-51 А-52 А-57 Примечания: 1. Монтаж ремонтных зажимов производится прессами МИ-1Б, ПО-100 и други- ми согласно инструкции. 2. Ремонтные зажимы устанавливают при частичном повреждении провода в соответствии с инструкцией по монтажу этих зажимов. При повреждении более 34% алюминиевых проволок произ- водятся вырезка и замена поврежденного участка провода. 3. Расстояние между установленными на проводе ремонтными зажимами должно быть не менее 15 м.
Таблица 8.86. Ремонтные муфты (овальные) S Марка ремонтируемого провода Тип овального соединителя, используемого для изготовления ремонтной муфты Размеры, мм Внутренний диаметр малый боль- шой «S Марка матриц и пуансонов для опрес- совки Допускаемое количество оборванных (частично поврежденных) проволок, не более М 35 М 50 М 70 М 95 М 120 СОМ-25-1 СОМ-35-1 СОМ-50-1 СОМ-70-1 СОМ-95-1 А 35 А 50 А 70 А 95 А-120 АС 50/8 АС 70/11 АС 95/16, 95/15 АС 120/19, 120/27 АС 150/19, 150/24, 150/34 АС 185/24, 185/29, 185/43 АС 240/32, 240/39 Медны 7,2 8,5 10,0 11,6 13,4 е провода 14,4 17,0 20,0 23,2 26,8 1,7 1,7 1,7 1,7 1,7 50 60 85 95 120 Алюминиевые провода СОАС-25-2А СОАС-35-2А СОАС-50-2А СОАС-70-2А СОАС-95-2А 7,2 9,0 10,5 12,5 15,0 14,4 19,0 22,0 26,0 31,0 1,7 2,1 2,3 2,6 2,6 55 65 90 100 135 Сталеалюминиевые провода СОАС-35-3 СОАС-50-3 СОАС-70-3 СОАС-95-3 СО АС-120-3 СОАС-150-3 СОАС-185-3 9,0 10,5 12,5 15 17 19 21 19 22 26 31 35 39 43 2,1 2,3 2,6 2,6 3,1 3,1 3,4 100 100 100 100 100 100 120 М-35 М-50 М-70 М-95 М-120; АС-70 М-35 М-50 М-70 М-95 М-120, АС-70 М-95, АС-50 М-120, АС-70 М-150, АС-95 М-240, АС-120 АС-150 АС-185 АС-240 V» ПС 35 ПС 50 ПС 70 СОС-25-1А СОС-35-1А СОС-50-1А Стальные провода 7,2 8,5 10,0 14,4 17,0 20,0 1,7 1,7 1,7 ПО 120 175 М-35 М-50 М-70 Примечания: 1. Ремонтные муфты изготовляются из стандартных овальных соединителей с устройством прорези шириной 1 мм по узкой стороне.
Продолжение табл. 8.86 2. Монтаж ремонтных муфт производится малогабаритными гидравлическими прессами МГП-12А, МИ-2А и другими согласно инструкции по эксплуатапии этих прессов. Длина ремонтной муфты определяется с таким расчетом, чтобы расстояние от места повреждения провода до края муфты было не менее 0,4 указанной в таблице минимальной длины муфты. 3. При частичном повреждении отдельных проволок провода (вмятины и другие нарушения целости проволок глубиной от 1/3 до 2/3 диаметра) три частично поврежденные проволоки прирав- ниваются к обрыву двух проволок. 4. При обрыве и повреждении числа проволок более указанного в таблице провод разре- зается и соединяется с помощью соединителя. Таблица 8.8#£ Распорки дистанпнониые дли проводов расщепленной фазы (ГОСТ 9681 — 83* с изменением № 1 от 30.01.85 г.)
Продолжение табл. 8.87 Марка и номинальное сечение провода АС Марка распорки Шаг расщепления я, мм Распорки дли двух проводов глухие (рис. а) 120-185 240-400 500-550 500 600-800 120-185 240-400 400-500 400-500 550-750 1000 РГ-1-300 РГ-1-400 РГ-1-500 РГ-2-300 РГ-2-400 РГ-2-485 РГ-2-500 РГ-2-600 РГ-3-400 РГ-3-500 РГ-3-600 РГ-3-850 РГ-4-400 РГ-4-500 РГ-4-600 РГ- 5-400 РГ-5-600 300 400 500 300 400 485 500 600 400 500 600 850 400 500 600 400 600 Распорки дли двух проводов, утяжеленные для шлейфов (рис. б) 240-450 500 600-800 120-185 240-400 500-550 240-400 400-500 550-750 РУ-2-400 РУ-3-400 ру-4-400 400 400 400 Распорки для двух проводов изолирующие (рис. в) 120-185 240-400 400-500 РГИ-3-400 РГИ-3-600 РГИ-4-400 РГИ-4-500 РГИ-4-600 РГИ-4-850 РГИ-5-400 РГИ-5-500 РГИ-5-600 400 600 400 500 600 ,850 400 500 600 Распорки трехлучевые глухие дли установки на трех проводах и шлейфах (рис. г) 500-550 I 400-500 I ЗРГН-5-400 | 400 I 4,10 Распорки лучевые глухие для установки на четырех, пяти и восьми проводах расщепленной фазы (рис. д — ж) 500-550 500-550 240-400 500-550 400-500 400-500 240-400 400-500 1200 300-330 300-330 4РГН-5-400 4РГН-5-600 5РГН-4-400 5РГН-5-400 5РГН-8-600 8РГ-4-400В 8РГ-4-400Г 400 600 400 400 600 400 400 д. Примечания: 1. Распорки изготовляются с плашками из немагнитных сплавов для сниже- ния потерь электрической энергии. 2. Выпускающие и шарнирные распорки, обеспечивающие расцепление тяги с плашками при отклонении распорки на угол 75 + 5° в обе стороны и поворот проводов вокруг своей оси в зажимах (типы РВН, РВШ и РГШ), в настоящее время не выпускаются. 3. Распорки выдерживают сжимающие и растягивающие усилия, направленные вдоль оси тяги не менее 1,96 кН.
Таблица 8.88. Гасители внбращян (ТУ 34-27-11096-86) Тип ГВН-2-9 ГВН-2-13 ГВН-3-12 ГВН-3-13 ГВН-3-17 ГВН-4-22 ГВН-5-25 ГВН-5-30 ГВН-5-34 ГВН-5-38 / АС 70,95 — - 120/19,120/27,150/19, 150/24, 150/34, 70/72 185/24, 185/89, 185/43, 240/32, 240/39, 240/56 300/39, 300/48, 300/66, 300/67, 330/30, 330/43 400/18, 400/22, 400/51, 400/93, 450/56, 500/26, 500/27, 500/64, 400/64 550/71, 600/72, 650/79 700/86 А _ 70, 95 — — 120, 150, 185 240, 300 350, 400 450, 500, 550 600, 650, 700 800 м 70 95 — 120, 150 185, 240 300, 350, 400 - - С, ПС, пмс 35, 50 — — 70, 95, 100 — — — - Й >-> сЗ О сЗ 0,8 0,8 1,6 1,6 1,6 2,4 3,2 3,2 3,2 3,2 н*Х s я да 46 46 58 58 58 65 73 73 73 73 Размеры, мм oq ЕЕ rt 103 103 130 130 130 143 162 162 162 162 н"« S Й 9,2 9,2 11,0 11,0 П.О 11,0 13,0 13,0 13,0 13,0 , & й S й 2 9 13 12 13 17 22 25 30 34 38 s rt u is "5S 300 350 400 450 450 500 550 550 600 650 3g — ю о u 2,24 2,29 3,98 4,02 4,04 5,70 7,56 7,62 7,65 8,2 Диапазон раоочих Гп 15-100 11-80 12-80 12-80 10-75 7-65 6-55 6-55 5-50 5-50 Примечания: 1. Гасители типа ГВН предназначены для защиты от вибрации проводов и тросов ВЛ в обычных пролетах длиной до 500 м. 2. Для защиты проводов от вибрапии на больших переходах выпускаются гасители типа ГПГ с глухим креплением на проводах и сбрасывающиеся типа ГПС. На переходах ВЛ 500 кВ и выше эти гасители устанавливаются только на верхних проводах расщепленной фазы (по условиям радиопомех от короны). Типы гасителей и места их установки на проводах и тросах выбираются на основании результатов специальных расчетов или измерений. 3. Прочность заделки зажима на канате и прочность крепления плашек на проводах должны быть не менее 2 кН. 4. Стрела кривизны каната гасителя не должна превышать 1/11 его длины.
Таблица 8.89. Кольца и экраны защитные для натяжных гирляяд ВЛ 500 кВ н выше a) S) В) Наименование Кольцо защитное для одноцепной или край- ней гирлянды (рис. а) Кольцо защитное для средней цепи много- ценной гирлянды (рис. б) Экран защитный для многоцепной гирлян- ды, ГОСТ 24685-81 (рис. в) Марка НКЗ-1-1А НКЗ-1-1Б НКЗ-1-1В НКЗ-2/4-1 ЭЗ-500-1 ЭЗ-750-1 ЭЗ-750-2 ЭЗ-750-4 ЭЗ-750-5 ЭЗ-750-9 ЭЗ-750-3/4-4 ЭЗ-1150-1 ЭЗ-1150-7 Детали линейной арматуры для установки колец У1-16-20 (УС), У1-21-20 (УС), У1-30-24 (УС) У1-12-20 (УС), У1-12-16(УС), У1-12-22 (УС), У2-21-20, У2-30-24 У1-7-16, У2-7-16, У2-12-16, У2-12-20, У2-13-20, У2-12-22, УС6-16 У1-12-16, У1-12-20, У1-12-22, У1-16-22, У1-16-20, У2-12-16, У2-12-20, У2-12-22, У2-16-20 Труба диаметром 48 мм узла УКЭ750 Труба диаметром 140 мм узла УКЭ750 Ушки типов У1 и У2 Подвесы ЗП6Р-30-2, 4П6Р-90-2, 4П6Р-90-3 Зажимы 5 ПТУ2-5-2 Ушки У1 и У2 Труба диаметром 48 мм Зажим 8ПГУ-5-3 Диаметр D, мм 750 750 750 Часть кольца 750 1080 1660 ч 900 ^1580 1660 х 2200 1180x880 1660 2080 1920x1370 Масса, кг 4,3 4,2 "4,2 3,3 14,39 22,30 12,20 19,20 22,80 12,10 12,92 24,8 28,00 Примечания:!. Защитная арматура, устанавливаемая на гирляндах изоляторов ВЛ сверхвысокого напряжения, главным образом предназначена для снижения напряжения промышленной частоты на ближайших к проводам изоляторах гирлянд. 2. Защитные кольца и экраны устанавливаются на натяжных гирляндах изоляторов ВЛ 500 кВ и выше со стороны проводов и монтируются на трубах или ушках с помощью болтов М12. 3. Экраны ЭЗ-750-5, ЭЗ-750-9 и ЭЗ-1150-7 имеют овальную форму.
Таблица 8.90. Рога разрядные (ГОСТ 19697-82) / Г» .1" -1 1 fti Наименование Рога разрядные верхние (рис. а)1, монтируются на серьгах Рога .разрядные нижние (рис. б)2, монтируются на ушках Марка РРВ-82 РРВ-95 РРВ-135 РРВ-168 РРВ-200 РРВ-212 РРВ-342 РРВ-435 РР-55 РР-88 РР-130 Тип изолятора ПС70-Д, ПСД70-ДМ ПС120-Б ПС160-В, ПС210-В 2хПС70-Д ПС70-Д, ПСД70-ДМ ПС70-Д, ПСД70-ДМ ПС120-Б L, мм 82 95 135 168 200 212 342 435 55 88 130 Масса, . кг 0,50 0,52 0,55 0,58 0,61 0,62 0,74 0,82 0,38 0,41 0,44 1 Рога разрядные верхние марки РРВ, имеют высоту Н = 334 мм. 2 То же нижние марки PP. имеют высоту Н = 256 мм. Примечания: ]. Рога разрядные служат для создания искровых разрядных промежутков, необходимых размеров в изолирующих подвесках грозозащитных тросов и проводов. 2. Верхний разрядный рог крепится непосредственно к серьге, а нижние рога — к ушкам, расположенным на стержне нижнего изолятора. 3. Разрядные рога изготовляются из стального оцинкованного прутка диаметром 12 мм. 4. При монтаже необходимо тщательно проверить взаимное расположение верхних и нижних рогов в одной плоскости и размер искрового промежутка. Следует также обратить внимание на надежное закрепление (затяжку гаек) в болтовых соединениях. Таблица 8.91. Балластные грузы
Продолжение табл. 8.91 Число в фазе 1 (рис. а) 2 (рис. о) 3 (рис. в) 4 (рис. г) Марка балласта БЛ-100-1 БЛ-200-1 БЛ-400-1 БЛ-400-5 2БЛ-800-3 ЗБЛ-800-1 ЗБЛ-1400-4 4БЛ-1000-1 Основные размеры, мм Н 105 105 245 270 100 100 100 - А 400 400 425 425 540 540 600 0 490 В 310 310 400 400 485 485 600 0 490 L 320 480 732 732 858 1322 1775 1690 Масса балласта, кг 50, 100 50, 100, 150, 200 100, 200, 300, 400 100, 200, 300, 400 400-800 (че- рез 100 кг) 400-800 (че^' рез 100 кт) 'А 100-1400 (че- рез 100 кг) 100-1000 (че- рез 100 кг) Тип щего зажима ПГН-1-5," ПГН-2-6, ПГН-3-5 ПГ-1-11 ПГН-1-5, ПГН-2-6 ПГН-5-3 2ПГН-5-7 ЗПГН-5-7 ЗПГН2-5-4 4ПГН2-5-2А Примечания: 1. Балластные грузы устанавливаются на проводах ВЛ на поддерживающих гирляндах опор, имеющих очень малые весовые пролеты, в целях исключения приближения проводов к опоре при ветре или низких температурах. 2. Масса балласта определяется расчетом и указывается в проектах ВЛ с градацией через 50 или 100 кг.
Таблица 8.92. Арматура крепления изоляторов на ВЛ 6, 10 в 20 кВ Крюки стальные (ТУ 34-72-767-85) Тип крюка К-22 (рис. а) К-25 (рис. а) КК-22 (рис. б) КК-24 (рис. б) КУ-25 (рис. в) Напря- жение, кВ 6-10 6-10 6-10 6-10 20 Тип изолятора ШС10-А, ШС10-Г, ШФ10-7 ШС10-Г, ШФ10-Г ШФ20-В Разру- шающая нагрузка, кИ верти- каль- ная 1,43 1,63 1,53 2,00 1,63 гори- зон- таль- ная 1,78 1,84 1,12 1,38 1,48 Размеры, мм D 22 25 22 24 25 Л, 22 22 22 22 25 н 165 165 200 200 210 L 395 495 476 567 445 А 250 350 230 260 300 d 26 29 - 29 1 100 100 - 100 Масса, кг 1,7 2,5 3,2 4,5 2,3
Продолжение табл. 8.92 Штыри стальные (ГОСТ 18381-80) Тип штыря (рис. г) Ш-20-1-55 Ш-20-1-100 Ш-20-1-125 Ш-20-1-160 Щ-20-1-180 Ш-20-2-55 Щ-20-2-100 Ш-20-2-125 Ш-20-2-160 Ш-20-2-180 Ш-22-55 Ш-22-80 Ш-22-100 Ш-22-125 Ш-22_-200 ID-24-55 Ш-24-80 Ш-24-100 Ш-24-125 Ш-24-200 *х 20 20 22 24 d2 20,7 20,7 27,6 29,2 *ъ 23 24 36 38 Размеры, мм dt Ъ1 37 60 60 60 37 37 60 60 60 48 48 48 65 65 48 48 48 70 70 *ъ М20 М20 М22 М24 'i 45 45 76 72 к 175 195 175 195 h 10 ~ 10 12 12 и 40 40 40 40 ^5 55 100 125 160 180 55 100 125 160 180 55 80 100 125 200 55 80 100 125 200 Разру- шаю- грузка, кН 2,0 2,0 10,0 10,0 Масса, 0,74 0,85 1,05 1,13 1,18 0,82 0,93 1,13 1,22 1,27 1,27 1,34 1,40 1,62 1,84 1,56 1,65 1,72 2,00 2,27 Колпачки полиэтиленовые для креплении штыревых изоляторов (ГОСТ 18380—80* с изменением № 1 от 06.08.85 г.) Тип колпачка (рис. в) К-6 К-7 К-8 К-9 Размеры, мм 4 19 21 21 23 d2 19,6 23,9 26,3 27,9 4 32,9 32,9 33,0 35,0 d. 35,9 35,9 36,0 38,0 к 43 43 75 70 к 40 40 72 67 Масса 100 шт., кг 2,25 1,87 4,47 2,68 Испытательная нагрузка, кН вертикаль- ная 0,735 горизон- тальная 2,0 3,5 10,0 10,0 Ч- Примечания: 1. Штыри для В Л 6—20 кВ в зависимости от назв|рения вьшускаются. двух типов: Ш — штыри для крепления изоляторов на траверсах и накладках промежуточных опор и ШВ — штыри верхушечные для крепления изоляторов к торцам стоек опор. 2. Массы штырей типа Ш указаны в комплекте с гайками и шайбами. 3. Для крепления стеклянных штыревых изоляторов на металлических траверсах промежуточных железобетонных опор ВЛ 6 и 10 кВ вьшускаются стеклянные штыри типа СЙ10-1 из закаленного щелочного стекла. Разрушающая нагрузка этих штырей — 2,35 ± 0,35 кН, а масса — 0,4 кг. 4. Колпачют полиэтиленовые выпускаются в климатическом исполнении УХЛ, категории 1 по ГОСТ 15150—69* и могут устанавливаться соответственно в районах с температурами от +40 до -60 °С. 5. Колпачки К-6, К-7 и К-8 применяются для крепления штыревых изоляторов ШС10-А. ШС10-Г и ШФ10-Г; на штырях Ш-20-1 и Ш-22-2 - кблпачки К-6; на штырях Ш-22 и ШВ-22- колпачки К-7 и К-8. Колпачки К-9 применяются для крепления штыревых изоляторов ШФ20-В на штырях Ш-24. 6. Колпачки К-8 имеют в нижней части утолщение на длине 30 мм с диаметром у основания 48 мм.
Продолжение табл. 8.92 1. Срок службы колпачков не менее 15 лет. Гарантийный срок эксплуатации — 3 года со дня ввода в эксплуатацию. 8. Непосредственно перед насадкой на штыри колпачки необходимо разогреть в воде до тем- пературы 70—80 °С. Насадку колпачков производят с помощь» деревянного молотка. 9. Изоляторы навертывают на колпачки, насаженные на штырь до отказа, а затем изолятор следует повернуть в обратном направлении на четверть оборота. 10. Для крепления подвесных изоляторов на промежуточных и анкерных деревянных опорах ВЛ 6—20кВ применяется болт с Заварной серьгой по рис. е диаметром соответственно 16 и 20 мм, имеющий массу 1,8 и 2,0 кг. Таблица 8.93. Зажнмы ответвительные для ВЛ 0,4; 6 и 10 кВ JfZ f— L -■^ ■■'-л в) Петлевые клиновые Марка зажима клина ОК-2А 2А (рис. а) ОК-2Б 2Б (рис. а) ОК-2В 2В (рис. а) Марка провода магистрали А 25 А 35, А 50 АС 25/4,2 АС 35/6,2 АС 50/8,0 А 35 А 50 А 70 АС 35/4,2 АС 50/8,0 АС 70/11 А 70 АС 50/8,0 АС 70/И ответвления А 16, А 25, АС 16/2,7, АС 25/4,2 А 16, АС 16/2,7 А 16, А 25, АС 16/2,7, АС 25/4,2 А 16, АС 16/2,7 А 16 А 35, "АС 35/6,2 А 25. А 35, А 50, • АС 25/4,2, АС 35/6,2 А 1§, А 25, АС 16/2,7, АС 25/4,2 А 25, А 35, АС 25/4,2, АС 35/6,2 -А 25, А 35, АС 16/2,7, АС 25/4,2, АС 35/6,2 А 16, А 25, АС 16/2,7 А 35, А 50. А 70, АС 35/6,2, АС 50/8,0, АС 70/11 А 50, АС 50/8,0 А 35, А 50, А 70, АС 25/4,2, АС 35/6,2, АС 50/8,0, АС 70/11 Размеры, мм А 40,0 37,0 34 R 4,8 5,7 5,7 Прочность заделки, кН, не менее 6,00 6,00 6,00 Масса, кг 0,155 0,150 0,145
» Продолжение табл. 8.93 Примечания: 1. Монтаж зажимов производится с помощью монтажного приспособления МИ-226. 2. Зажимы изготовляются из алюминия. Марка зажима ОАС-1 (рис. б) ОАС-2 (рис. б) Прессуемые для отпаек и Марка провода магистрали А 25-А 50 ПСО-3 ПСО-4 ответвления ПСО-3, ПСО-4 Алюминиевый изолированный провод сечением 2,5-10 мм2 ответвлений Размеры, мм L 40 25 Я 13,5 9,3 R 4,6 2,6 г 2,1 2,1 D 20 16 Масса, кг 0,025 0,015 Марка матрицы МШ-15,6 МШ-13 Примечание. Монтаж производится путем опрессования корпуса зажима шестигранными матрицами приспособлением МИ-298 или гидравлическими прессами типов МГП-12А, МИ-2А и др. Раздел девятый КАБЕЛЬНЫЕ ЛИНИИ 9.1. ОСНОВНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ К СИЛОВЫМ КАБЕЛЬНЫМ ЛИНИЯМ Силовые кабельные линии должны от- вечать требованиям ГОСТ на отдельные виды кабелей иЛи технических условий; их прокладка должна производиться в соот- ветствии с ПУЭ с учетом «Единых техни- ческих указаний по выбору и применению электрических кабелей». Все силовые кабель- ные линий должны обладать необходимой механической прочностью, соответствующей способу прокладки, обладать термической и динамической стойкостью при протекании рабочих токов и токов КЗ, выдерживать определенные кратковременные перегрузки и перенапряжения, обеспечивать надежную ра- боту в пределах нормативного срока службы, отвечать требованиям экономичности. Про- кладка и монтаж кабельных линий всех напряжений, сооружаемых организациями других ведомств и передаваемых затем в эксплуатацию энергоуправлениям, должны выполняться под техническим надзором эксплуатирующей организации. 9.2. КАБЕЛЬНЫЕ СООРУЖЕНИЯ К кабельным сооружениям относятся кабельные туннели и коллекторы, каналы, короба, блоки, шахты, кабельные этажи, двойные полы, кабельные эстакады, галереи, камеры, подпитывающие пункты. Кабельные сооружения должны выполняться с учетом, возможности дополнительной прокладки 15% количества кабелей, предусмотренного проектом. Кабельные этажи, туннели,(галереи, эстакады и шахты должны отделяться от других помещений и соседних кабельных сооружений несгораемыми перегородками и перекрытиями с пределом огнестойкости не менее 0,75 ч. Такими же перегородками протяженные туннели должны разделяться на отсеки длиной не более 150 м при наличии силовых и контрольных кабелей и не более 100 м при наличии маслонаполненных ка- белей. Площадь каждого отсека двойного пола должна быть не более 600 м2. Коли- чество и расположение чдверей для выхода из кабельных этажей их туннелей ОПредеЛЯ- ются с учетом местных условии, но их должно быть не менее двух. Для туннелей длиной до 25 м допускается иметь один выход. В туннелях и каналах должны быть выполнены мероприятия по предотвращению попадания в них воды и масла, а также должен быть обеспечен отвод почвенных и ливневых вод. В туннелях должны быть предусмотрены дренажные механизмы с авто- матическим их пуском в зависимости от уровня воды. Кабельные каналы и двойные полы должны перекрываться съемными не-
сгораемыми плитами. Подземные туннели вне зданий должны иметь поверх перекрытия слой земли толщиной не менее 0,5 м. Маслонаполненные кабели допускается про- кладывать с другими кабелями (обычно в нижней части сооружения), но с отделением их перегородками, имеющими предел огне- стойкости не менее 0,75 ч. Необходимость и объем автоматических стационарных средств обнаружения и туше- ния пожаров в кабельных сооружениях опре- деляются на осшрании руководящих доку- ментов. Вблизи (не далее 25 м) от входов, люков и вентиляционных шахт должны быть установлены пожарные гидранты. Для эста- кад и галерей расстояние от любой точки оси сооружения до гидранта не должно пре- вышать 100 м. В кабельных сооружениях высота, ширина проходов и расстояние между конструкциями и кабелями должны быть не менее приведенных в табл. 9.1. 9.3. ПРИЕМКА ПОСЛЕ МОНТАЖА И РЕМОНТА. ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ Завершающим этапом работы по мон- тажу кабельной линии является сдача ее в эксплуатацию. Вследствие того, что испыта- ния, проводимые на линии, не могут вы- явить всех возможных дефектов смонтиро- ванной линии, эксплуатирующая организация должна осуществлять технический надзор на всех этапах сооружения линии. Приемка в эксплуатацию производится комиссией в со- Таблица 9.1. Наименьшие расстояния для кабельных сооружений Параметр \. Высота (в свету) Расстояние по горизонтали в свету между конструкциями при двустороннем их распо- ложении (ширина прохода) Расстояние по горизонтали в свету от конст- рукции до стены при одностороннем распо- ложении (ширина прохода) Расстояние по вертикали между горизонталь- ными конструкциями*1: для силовых кабелей при напряжении, кВ: до 10 20-35 ПО и выше для контрольных кабелей и кабелей связи, а также силовых сечением 3 х 25 мм2, на- пряжением до 1000 В Расстояние между опорными конструкциями (консолями) по длине Сооружения Расстояние по вертикали и Горизонтали в свету между одиночными силовыми кабелями напряжением до 35 кВ*3 Расстояние по горизонтали между контроль- ными кабелями и кабелями связи Расстояние по горизонтали в свету между кабелями напряжением 110 кВ и выше Наименьшие размеры, мм, в туннелях, галереях, кабельных этажах 1800 1000 900 200 250 300*2 100 800-1000 Не менее д Не нормир) 100 при прокладке в кабельных каналах и двойных полах Не ограничивается, но не более 1200 мм ЗООприглубине до 0,6м; 450 при глубине 600 при То же более 0,6 до 0,9 м; глубине более 0,9 м 150 200 250 100 800- 1000 чаметра кабеля ется Не менее диаметра кабеля *1 Полезная длина консоли должна быть не более 500 мм на прямых участках трассы. *2 При расположении кабелей треугольником — 250 мм. *3 В том числе для кабелей, прокладываемых в кабельных шахтах.
ставе представителей монтажной и эксплуа- тирующей организаций, утвержденной в уста- новленном порядке. Приемка оформляется актом. Эксплуатирующей организации пере- дается документация, перечень которой при- веден в табв; 9.2. Мероприятия по обеспече- нию работоспособностн кабельных линий указаны в табл. 9.3, 9.4. Таблица 9.2. Документация при приемке линий в эксплуатацию Наименование документа Акт приемки линии в эксп- луатацию Проект кабельной линии Исполнительный чертеж ли- нии: план М 1 : 200, 1: 500 профиль М 1:100, 1: 50 Исполнительные чертежи всех сооружений Справка организации, ведаю- щей учетом подземных со- оружений, о взятии на учет смонтированной линии Акты на скрытые работы при монтаже линии Акты осмотра кабелей на ба- рабанах и на приемку тран- шеи Акты на механизированную прокладку кабелей Акты приемки строительной части сооружений при мон- таже линии Протоколы заводских испы- таний кабеля и другого оборудования Протокол прогрева кабеля на барабанах Протокол опробования вспо- могательных устройств Протокол измерения сопро- тивления изоляции кабеля Исполнительные высотные отметки электроконтакт- ных манометров Кабельный журнал на конт- рольный и вспомогатель- ные кабели низкого напря- жения Акты на монтаж муфт Журнал вакуумно-масляной обработки муфт или секций Акты на устройство заземле- ний муфт Журнал записи давления мас- ла в кабелях во время хра- нения на барабанах, после прокладки и монтажа муфт Наименование кабельной линии Все типы ка- белей То же » » Кабели ПО кВ Все типы ка- белей » » » » » » » » » » » » » » » » Все типы, кроме масло- наполненных Маслона- полненные линии То же » » » » » » » » Наименование документа Протокол испытания конт- рольного кабеля и аппара- туры сигнализации неис- правности линии Протокол измерения актив- ного сопротивления жил Протокол измерения емкости фаз Протокол измерения сопро- тивления заземления кон- цевых муфт Протокол измерения защит- ных потенциалов и опробо- вания электрической защи- ты от коррозии Протокол определения харак- теристик масла из линии Протокол определения содер- жания нерастворенного га- за Протокол определения гид- равлического сопротивле- ния Протокол опробования сиг- нализации о неисправности на линии Протокол опробования теле- фонной связи подпитываю- щих пунктов с диспетче- ром эксплуатирующей орга- низации Протокол опробования авто- матического обогрева кон- цевых муфт Протокол «холодной» фази- ровки линии Протокол осмотра трассы и сооружений линии перед включением с записью^рс- ходных значений давления масла Протокол измерения токорас- пределения по кабелям (при параллельном включении двух и более кабелей) Наименование кабельной линии . Маслонапол- ненные линии » » » » » » » » » » » » » » » » -V » » » » » » » » » »
Таблица 9.3. Номенклатура оеиовных работ при техническом обслу; кабельных линий Вид работы Технический надзор за работами по монтажу ка- бельной линии Осмотр трасс кабельных линий, проложенных: в земле в кабельных туннелях и шахтах в подводнызЕ-переходах в колодцах.,, Осмотр концевых муфт Допуск роющих организаций к работе на трассах кабельных линий Осмотр подпитывающих пунктов при наличии сиг- нализации давления масла Проверка давления масла в подпитывающей аппа- ратуре Измерение нагрузок линий Составление нагрузочной схемы сети Проверка на термическую стойкость Расчет и измерение токов однофазного замыкания на землю Расчет потерь мощности и электроэнергии в сети Измерение защитных потенциалов1 Проверка исправности электрозащиты2 от коррозии Испытание контрольного кабеля Измерение сопротивления петли фаза — нуль Испытание повышенным напряжением постоянного тока: 1-е испытание 2-е испытание последующие испытания3 определение мест повреждения на линиях Измерения температуры кабелей Капитальный ремонт линии4 Уборка кабельных сооружений Отбор и анализ проб масла из баков, конпевых и стопорных муфт: 1-я проба 2-я проба 3-я проба последующие пробы Пополнение маслом аппаратуры линии Текущий ремонт концевых муфт Проверка устройства телесигнализации давления мас- ла Измерение сопротивления заземления концевых и сто- порных муфт Периодичность работы на линиях до 35 кВ ПО-500 кВ Согласно графику работ 1 раз в 3 мес 1 раз в месяц 1 раз в 6 мес I 1 раз в 3 мес При необходимости 1 раз в 2 года По необходи- мости 1 раз в 3 мес 1 раз в 3 мес При необходимостн — • — 1 раз в год 1 раз в год 1 раз в месяц 1 раз в месяц При каждом из- менении схемы се- ти 1 раз в год По необходимости 1 раз в год 1 раз в год По необходи- мости — S раз в год 1 раз в 3 года 2 раза в месяц для катодной защиты Перед включени- ем после капи- тального ремон- та Перед включени- ем линии 1 раз в 3 года 1 раз в 3 года Перед включени- ем новой линии Перед включени- ем линии 1 раз в 3 года 1 раз в 5 лет По необходимости То же » » » » — — — — — — По необходимос- ти Перед включени- ем новой линии Через 1 год Через 3 года 1 раз в 6 лет То же По необходимос- ти 1 раз в год 1 раз в год По необходимости
Продолжение табл. 9.3 Вид работы Ликвидация утечки масла Замена масла в линии Периодичность работы на линиях до 35 кВ — 110-500 кВ По необходимос- ти То же 1 Изоляционное покрытие трубопровода линий высокого давления перед включением проверяется методом катодной поляризации. 2 Эффективность работы установок электрохимической защиты проверяется не реже 4 раз в год в различные сезоны, а также при каждом изменении режима работы установок и при изменениях, связанных с развитием сети подземных металлических сооружений и появлением новых источников блуждающих токов. 3 Линии, имевшие повреждения ранее, испытываются 1 раз в год. Линии с большой вероятностью механических, коррозионных или электрических повреждений испытываются несколько раз в год. * Вертикальные участки линий 20—35 кВ подлежат периодической замене по результатам измерений температуры нагрева, (за исключением линий, проложенных газонаполненным кабелем или кабелем с нестекающей массой). Таблица 9.4. Характерные дефекты силовых кабельных линий Дефект Меры по предотвращению дефекта Механическое повреждение сторонними ор- ганизациями Электрический пробой изоляции из-за де- фекта прокладки или предшествующего по- вреждения сторонними организациями Электрический пробой изоляции из-за дет фекта монтажа концевой муфты Электрический пробой изоляции из-за де- фекта монтажа соединительной муфты: а) плохая обработка гильзы б) плохая пайка шеек свинцовой трубы к ка- белю Электрический пробой изоляции из-за кор- розионного повреждения оболочки Электрический пробой изоляции из-за тер- мического воздействия теплопроводов Электрический пробой изоляции из-за ме- ханического повреждения соединительной муфты в результате осадки грунта вблизи муфты Усиление профилактической работы с ор- ганизациями Усиление технадзора при сооружении и во время последующей эксплуатации , Периодическая переподготовка персонала, занятого монтажом муфт То же » » Систематический контроль защитны* по- тенциалов и организация защиты от блуж- дающих токов Регулярный контроль за состоянием кабе- лей в местах пересечений с теплопроводами (особенно с принадлежащими абонентам) Повышение качества работ при выполнении земляных работ вблизидкабелей 9.4. СИЛОВЫЕ КАБЕЛЬНЫЕ ЛИНИИ. ОСНОВНЫЕ ДАННЫЕ Таблицы марок силовых и контроль- ных кабелей составлены с учетом «Единых технических указаний по выбору и приме- нению электрических кабелей». Каждая марка в таблицах встречается, как правило, 1 раз в графе, характеризующей максимальную жесткость условий, при которых эта марка может быть применена. Большинство марок кабелей, пригодных для использования в более тяжелых условиях эксплуатации, могут быть применены и в более легких, при этом соответственно увеличиваются относительная стоимость кабеля и его дефицитность; в таб-
лицах предпочтительного применения марки кабелей расположены в убывающей последо- вательности, начиная с наиболее предпочти- тельных. Во всех случаях, когда это техни- чески возможно, предпочтение должно отда- ваться конструкциям кабелей с алюминиевой жилой и алюминиевой оболочкой, марки силовых кабелей с медной жилой могут при- меняться только в случаях, оговоренных в ПУЭ. Силовые кабели в свинцовой обо- лочке следует применять для подводных линий, в шахтах, Опасных по газу и пыли, и в особо опасных коррозионных средах, в остальных случаях применение их должно быть технически обосновано проектно-смет- ной -документацией. В местах воздействия вибраций следует применять кабели с алюминиевой или пластмассовой оболочкой, при необходи- мости использования кабелей в свинцовой оболочке последняя должна быть легирована присадками или должны быть приняты меры по гашению вибрации. Применение трехжильных кабелей с од- нопроволочными жилами больших сечений (150 — 240 мм2) в кабельных сооружениях электростанций и подстанций Минэнерго СССР не допускается. Таблица 9.5. Кабели силовые с иропитаиной бумажиой СТ СЭВ 162-75) изоляцией (ГОСТ 18410-73*Е. При отсутствии значи- тельных растягиваю- щих усилий, в зем- ле*1 (траншеях) V То же в воздухе В воздухе при отсут- ствии опасности ме- ханических повреж- дении В воздухе при наличии опасности механиче- ских повреждении Грунт с низкой кор- розионной активнос- тью Грунт со средней кор- розионной активнос- тью Грунт с высокой кор- розионной активнос- тью В пожароопасных по- мещениях В шахтах Внутри помещений, в каналах, туннелях — сухих То же в сырых, час- тично затапливаемых, коррозионно-опасных Внутри помещений, в каналах, туннелях — сухих Материал жилы Алюминий Медь Алюминий Медь Алюминий Медь Алюминий Медь Алюминий Медь Алюминий Медь Алюминий Медь Материал Свинец АСБ*2, АОСБ СБ*2, ОСБ АСБл, АОСБл СБл*2, ОСБл АСБ2л*2, АСБ2лШв СБ2л*2, СБ2лШв АСБн*2, АСБлн СБн*2, СБлн*2, СБШв, СБ2лШв . АСГЧ СГ*4 СГ*4 АСШв СШв*4 АСБГ*2, АОСБГ СБГ*1, ОСБГ оболочки Алюминий ААБл*2, АОАБл*2 ОАБл ААШв*2. ААБ2л*2, АОАШвБ, АОАБ2л ОАБ2л, ОАШвБ ААШп*2, (ААБ2лШп), ААБв, (ААБ2лШв) (ААШв)*3 ААГ*2 — ААШв*2 ААБлГ*2 —
Продолжение табл. 9.5 В воздухе при наличии опасности" механиче- ских повреждений При наличии значи- тельных растягиваю- щих усилий ' То же в сырых, час- тично затапливае- мых*5 В земле (траншеях), грунт с низкой кор- розионной активнос- тью В земле (траншеях), грунт со средней кор- розионной активнос- тью В земле (траншеях), грунт с высокой кор- розионной активнос- тью Под водой Внутри помещений, в каналах, туннелях В шахтах Материал1 жилы ! Алюминий Медь Алюминий Медь Алюминий Медь Алюминий Медь Алюминий Медь Алюминий Медь Медь Материал Свинец АСБ2лГ*2, АСБ2лШв*2 СБ2лГ*2, (СБ2лШв*2) АСП*2 ~СП*2 АСПл*2 СПл*2 АСП2л*2 СП2л*2 АСКл, АОСК СКл, АОСК АСПГ*2, АСПлн, АСП2лГ СПГ*2, СП2лГ*2, СПШв СПлн*2, СПШв, СПл оболочки Алюминий ААБвГ, ААБ2лШв АОАБ2лГ, ОАБ2лГ ААПл*2, ААП2л ААП2л ААП2лШв - -\ •1 Не исключается наличие блуждающих токов, в скобках — марки кабелей, которые могут при- меняться только при их отсутствии. *2 Кабели могут быть изготовлены с обедненно-прогштанной изоляцией, при этом в обозначении марки добавляется через дефис буква В, что означает пригодность кабеля для вертикальных прокладок, например СБ-В. *3 Кабель марки ААШв следует применять в шахтах, не опасных по газу и пыли, при от- сутствии механических повреждений; на сложных участках трасс, где возможны повреждения за- щитного шланга, кабель ААШв применять не рекомендуется. ч -~ *4 Кабели марок АСГ и СГ предназначены в основном для прокладки ваблоках, в СШв — в шах- тах при отсутствии возможности механических повреждений. "^ *5 Кабели марок АСБ2лШв и СБ2лШв могут быть использованы в исключительно редких случаях с особым обоснованием. Примечания: 1. В марках кабелей с алюминиевой жилой буква А на первом месте обозначает материал жилы — алюминий, на втором месте буква А — алюминиевая оболочка, С — свинцовая; для кабелей с повышенной температурой нагрева в конце марки добавляется буква У; буквы Б, П или К — тип брони, остальные буквы и цифры — тип подушки и наружного покрова, отсутствие по- следнего обозначается буквой Г —голый. Для кабелей с медной жилой обозначение материала жилы опускается, остальные буквы имеют вышеуказанное значение, например: ААГ — кабель с алюми- ниевой жилой в алюминиевой оболочке без' наружного покрова, СБ —кабель с медной жилой в свинцовой оболочке, бронированный стальными лентами. Дополнительная буква О перед обозначением материала оболочки характеризует конструкцию кабеля: ОС — отдельно освинцованные жилы,<ЗА — жилы в отдельных алюминиевых оболочках. Для кабелей, имеющих однопроволочные жилы, в обозначение марки добавляются в скобках буквы «ож».
Продолжение табл. 9.S 2. Пример полного условного обозначения: кабель ААБл(ож) 3x50—6 (ГОСТ 18410-73*Е) — трехжильный кабель марки ААБл с однопроволочной жилой сечением 50 мм2 на напряжение 6 кВ. 3_. Предельная разность уровней трассы при прокладке для кабелей с пропитанной бумажной изо- ляцией: для кабелей 1—3 кВ ft = 25 м, кроме небронированных в свинцовой оболочке, для которых h = 20 м; для кабелей 6—35 кВ ft = 15 м, кроме кабелей 6 кВ в алюминиевой оболочке, для которых й = 20 м. Для кабелей с обедненной пропиткой 1—6 кВ ft = 100 м, кроме кабелей 1—3 кВ в алюминиевой оболочке, для которых разность уровней не ограничивается. Для кабелей 20-35 кВ для стояков у крицевых муфт допускается разность уровней до 10 м с учетом периодической замены кабеля. 4. Для прокладки на крутоиаклонных трассах по ГОСТ 18409-73*Е выпускаются кабели, про- питанные нестекающим составом, в этом случае впереди букв, обозначающих марку кабелей по ГОСТ 18410-73*Е, ставится буква Ц (церезин), например ЦСБ. %; Таблица 9.6. Рекомендации по преимущественному применению кабелей с пропитанной бумажной изоляцией при прокладке в земле (траншеях) Коррозионная грунта Низкая Средняя Высокая Наличие блуждающих токов Нет Есть Нет Есть Нет Есть Наличие растягивающих усилий в эксплуатации Нет ААШв, ААШп, ААБл, АСБ ААШв, ААШп, ААБл, АСБ ААШв, ААШп, ААБл, ААБ2л, АСБ, АСБл ААШп, ААШв, ААБ2л, ААБв, АСБл, АСБ2л ААШп, ААШв, ААБ2л, ААБ2лШв, ААБ2лШп, ААБв, АСБл, АСБ2л ААШп, ААБв, АСБ2л, АСБ2лШв Есть ААПл, АСПл ААП2л, АСПл ААГОл, АСПл ААП2лШв, АСП2л ААШлШв, АСП2л Таблица 9.7. Рекомендации по преимущественному применению кабелей с бумажной пропитанной изоляцией при прокладке в воздухе*1 Область применения Прокладка в помещениях: пожароопасных взрывоопасных: классов В-1, В-1а классов В-1г, В-П классов B-I6, В-Па Прокладка на эстакадах: технологических специальных кабелях по мостам Опасность механических повреждений Отсутствие ААГ, ААШв СБГ, СБШв ААБлГ, АСБГ ААГ, АСГ, АСШв ААШв, ААБлГ, ААБвГ*2, АСБлГ ААШв Наличие ААБвГ, ААБлГ, АСБлГ ААБлГ, АСБГ ААБлГ, ААБвГ, ААБ2лШв, АСБлГ ААБлГ *1 Случаи прокладки в воздухе в помещениях общего назначения см. табл. 9.6. *2 Применяется при наличии химически активной среды.
Таблица 9.8. Кабели силовые с пластмассовой изоляцией (ГОСТ 16442—80*, 24183—80*) Область применения В земле (траншеях) В земле (траншеях), в по- мещениях, каналах, туннелях*4 , В помещениях, каналах, туннелях То же при отсутствии опасности механиче- ских повреждений Материал оболочки Полив инил- хлорид Полиэтилен Алюминий Сталь гофри- рованная Без оболочки Алюминий Сталь гофри- рованная Без оболочки Поливинил- хлорид Поливинил- хлорид жилы Алюминий Медь Алюминий Медь Алюминий Медь Алюминий Медь Алюминий Медь Алюминий Медь Алюминий Медь Алюминий Медь Алюминий Медь Алюминий Медь Материал изоляции Поливинил- хлорид АВВБ ВВБ — — АВАБу, АВАБл ВАБу,- ВАБл — — — — АВАШв*3 ВАШв*з АВСТШв*з ВСТШв*3 АВБбШв*3 ВБбШв*3 АВВБГ, АВВБбГ*з АВВБГ, ВВБбГ*з АВВГ*э, АВВГ ВВБ*з Полиэтилен АПВБ ПВБ АППБ ППБ АПАБу, АПАШп ПАБу, ПАШп АПСТШп*2 ПСТШп*2 АПБбШп*2 ПБбШп*2 АПАШв ПАШв АПСТШв ПСТШв АПБбШв ПБбШв АПВБГ, АПВБбГ ПВБбГ, ПВБГ АПВГ, ' АПВГ ПВГ Полиэтилен*1 типов Пс, Пв АПсВБ ПсВБ АПвПБ — — — — — АПсБбШв ПсБбШв АПсАШв ПсАШв — — АПсБбШв ПсБбШв АПсВБГ ПсВБГ АПсВГ, АПсВГ ПсВГ •1 При применении изоляции с особыми свойствами в марке после буквы П (полиэтилен) ста- вится дополнительное обозначение: буква «с» — полиэтилен самозатухающий (Пс), буква «в» — полиэтилен вулканизированный (Пв). Силовые кабели с полиэтиленовой изоляцией на напряжение 6 кВ, выпускае- мые по ТУ 16.505.685—75, могут иметь изоляцию любого вышеуказанного типа: П, Пс, Пв, Пвс. *2 Пригодны для прокладки в агрессивных грунтах. *3 Пригодны для прокладки в пожароопасных помещениях. *4 В том числе в условиях агрессивной среды. Таблица 9.9. Рекомендации по преимущественному применению кабелей с пластмассовой и резиновой изоляцией и оболочкой ■* Области применения Применяемые кабели Прокладка в земле (траншеях), в том числе на трассах с блуждающими токами и вы- сокой коррозионной актив- ностью грунта При отсутствии растягивающих усилий в эксплуатации АВВГ, АПсВГ, АПвВГ, АПВГ (только до 1 кВ), АВВБ, АПВБ, АПсВБ, АППБ, АПвПБ, АПвПБ, АПБбШв, АПвБШПв, АВБбШв, АВБбШп, АПсБбШв, АПАШв, АПАШп, АВАШв, АПсАШв, АВРБ, АНРБ, АВАБл, АПАБл
Продолжение табл. 9.9 Области применения Прокладка в помещениях (тун- нелях), каналах кабельных полуэтажей, коллекторах, производственных помеще- ниях и др.; сухих, сырых, частично затапливаемых, коррозионно ошеных Прокладка в помещениях: пожароопасных взрывоопасных : классов B-I, В-1а классов В-1г, В-П классов B-I6, В-Па V Прокладка на эстакадах: технологических специальных кабельных, по мостам Прокладка в блоках Применяемые кабели При отсутствии опасности механических повреждений АВВГ, АВРГ. АНРГ, АПвВГЧ АПВГ*1, АПвсВГ, АПсВГ АВВГ, АВРГ, АПсВГ, АПвсВГ, АНРГ, АСРГ*2 ВВГ, ВРГ, НРГ, СРГ*2 — АВВГ, АВРГ, АНРГ, АСРГ*2 АВВГ, АВРГ, АНРГ, АПсВГ, АПвВГ, АПВГ, АПвсВГ, АВАШв, АПАШв АВВГ, АПсВГ, АПвВГ, АПВГ При наличии опасности меха- нических повреждений АВВБГ, АВРБГ, АВБбШв, АПвВБГ*1, АПАШв, АВАШв, АПвБбШв*!, АПГвБбШв, АПсВБГ, АПвсБГ, АПВБГ*!, АНРБГ АВВБГ, АВВБбГ, АВБбШв, АПсБбШв, АПвсБГ, АВРБГ, АСРБГ*2 ВБВ, ВБбШв, ВВБбГ, ВВБГ, НРБГ, СРБГ*2, АВВБ, АВБбШв, АВВБбГ АВВБ, АВБбШв, АВВБбГ АВВБ, АВБбШв, АВВБбГ, АВВБГ, АВРБГ, АНРБГ, АСРБГ*2 АВВБГ, АВВБбГ, АВРБГ, АНРБГ, АПсВБГ, АПвсБГ, АВАШв АВВБГ, АВВБбГ, АВРБГ, АНРБГ, АВАШв, АПсВБг, АПвВБГ, АПВБГ *' Для одиночных кабельных линий, прокладываемых в помещениях. *2 Применение кабелей в свинцовой оболочке должно быть обосновано. Примечания: 1. Все кабели с пластмассовой, а также резиновой изоляцией предназначены для прокладки на трассах с неограниченной разностью уровней. 2. Значения букв б марках кабелей с пластмассовой изоляцией: А на первом месте —алю- миниевая жила (медная жила обозначения не имеет); на втором месте — обозначение материала изоляции: В — поливинилхлорид, П — полиэтилен, Пс —полиэтилен самозатухающий, Пв — полиэтилен вулканизированный; на третьем месте — материал оболочки: В — поливинилхлорид, П — полиэтиден, А — алюминий, Ст — гофрированная сталь. Для резиновых кабелей материал оболочки: Н — него- рючая резина, С —свинец; резиновая изоляция — Р. Защитные покровы см. табл. 9.10. 3. Пример условного обозначения: кабель ABAEIb 3x35 + 1x16-1 (ГОСТ 16442 —80*) —кабель с алюминиевыми жилами, с поливи'нилхлоридной изоляцией, в алюминиевой оболочке и шланге из поливиннлхлоридного пластиката с четырьмя жилами на напряжение 1 кВ.
Таблица 9.10. Защитные покровы кабелей (ГОСТ 7006—72*) Обозначение подушки или наружного покрова Вари- ант Последовательность-слоев защитного покрова 1-й 2-й 3-й 4-й 5-й Конструкция подушки и тип брони Без обозначения Без обозначения л (один слой лент)4 л (один слой лент) 2л (два слоя лент) 2л (два слоя лент) п (шланг полиэтилено- вый) в (шланг поливинил- хлоридный) 1 2 3 4 5 6 7 Битум1 » » » Вязкий состав5 То же Бумага 2 » Лента 4- + бумага То же » » Лента 4- + бумага Лента 4- + шланг 4- + бумага Лента + + шланг 4- 4- бумага Битум » » » » » » » Бумага Пряжа3 Бумага Пряжа Лента 4- + бумага Лента+ 4- пряжа Бумага Битум » » » » Конструкция наружных покровов Без обозначения Н (негорючий) Шп (шланг полиэтиле- новый) Шв (шланг поливинил- хлоридный) Битум1 Негорючий состав Вязкий состав То же Кабельная пряжа 6 Стеклян- ная пряжа7 Лента 4- 4-шланг Лента 4- 4- шланг Битум Него- рючий состав Покрытие от слипа- ния То же X 1 Или битумный состав. 2 Крепированная или пропитанная кабельная бумага. 3 Пропитанная кабельная пряжа (джут). 4 Ленты поливинилхлоридйые, полиэтилечтерефталатные, полиамидные или другие равноценные 5 Вязкий подклеивающий или битумный состав или битум. 6 Пропитанная кабельная пряжа или стеклянная штапельная пряжа. 7 Стеклянная пряжа из штапелированного волокна. Примечание. Б — броня из стальных лент, П — броня вз стальных плоских проволок (може! заменяться на броню из круглых проволок), К — броня из стальных оцинкованных круглых проволок При отсутствии подушки под броней ставится дополнительная буква «б» (без подушки), например Бб или Пб.
Таблица 9.11. Конструктивные элементы кабелей с поясной изоляцией, маслонаполнениых кабелей низкого и высокого давлений и кабелей с изоляцией из иолиэтилеиа Наименование конструктивного элемента кабеля Кабель с поясной изоляцией: / — токопроводящая жила (основная); 2 — нулевая жила; 5 —изоляция жи- лы; 4 —изоляция поясная; 5— заполнитель; б —сердеч- ник; 7 —оболочка; <5 — защитный покров; а —подушка; б —броня; в —наружный покров Маслонаполненный кабель низкого давления: 1 — мас- лопроводящий канал; 2 — токопроводящая жила (первый повив — Z-образгая проволока, второй повив — сегмент- ная проволока); 3 — экран из полупроводяшей бумаги; 4 —изоляция из кабельной бумаги; 5 —экран по изо- ляции из полупроводяшей бумаги; 6 — оболочка из медистого свинца; 7—битумный состав; 8 — ленты из поливиншгхлоридного пластиката; 9 — усиливающий по- кров ; 10 — ленты из поливинилхлоридного пластиката; 11 — подушка под броню из пропитанной кабельной пряжи и битума; 12 — броиевой покров из стальных проволок и четырех проволок из твердотянутой меди; 13 — защитный антикоррозионный покров Маслонаполненный кабель высокого давления в трубе: 1 — медная токопроводящая жила; 2 — экран по жиле из полупроводящей бумаги; 3 — изоляция из кабельной бумаги; 4 — экран по изоляции из полупроводяшей бу- маги и медной перфорированной ленты; 5 — проволоки скольжения; б —масло; 7 —стальная труба; 8 — анти- коррозионная защита трубопровода Кабель с изоляцией из вулканизированного поли- этилена; 1— жила; 2 —слой из электропроводящего вулканизированного полимера; 3 — эмиссионный слой; 4 —изоляция из вулканизированного полиэтилена; 5 — экран из медной ленты, гофрированной в поперечном направлении; б — полиэтиленовый шланг Поперечный разрез кабеля 6 7 2 8,а S 6 12 3 4S 67 ш Щ Примечание. Наименования элементов даны в соответствии с ГОСТ 15845 — 80.
Таблица 9.12. Марки силовых кабелей с бумажной изоляцией, пропитанной нестекающим состаием (ГОСТ 18409-73*) В алюминиевой оболочке Алюминиевая жила ЦААБл, ЦААБ2л, ЦААБШв, ЦААБв, ЦААБвГ, ЦААБШп, ЦААБлГ, ЦААБлн, ЦААПл, ЦААП2л, ЦААПлГ, ЦААПлн, ЦААПлШв, ЦААШв, ЦАОАБ, ЦАОАБ2л, ЦАОАБ2дГ Медная жила ЦОАБ, ЦОАБ2л, ЦОАБ2лГ В свинцовой оболочке Алюминиевая жила ЦАСБ, ЦАСБГ, ЦАСБл, ЦАСБн, ЦАСШв, ЦАСБШв, ЦАСП, ЦАСПл, ЦАСПГ, ЦАСПн, ЦАСПШв, ЦАСК,~ ЦАОСБ, ЦАОСБл, ЦАОСБГ Медная жила ЦСБ, ЦСБГ, ЦСБл, ЦСБн, ЦСШв, ЦСБШв, ЦСП, ЦСПл, ЦСПГ, ЦСПШв, ЦСКл, ЦОСБ, ЦОСБл, ЦОСБГ Примечания: 1. Кабели с пропитанной нестекающим составом изоляцией выпускаются на напряжение б, 10 и 35 кВ и предназначаются для прокладки на вертикальных и крутонаклонных участках трасс без ограничения разности уровней. 2. Пример обозначения: кабель ЦААШв 1x120—35 (ГОСТ 18409 —73*Е) —одножильный, с алю- миниевой жилой сечением 120 мм2, на напряжение 35 кВ; для кабелей марок ЦАСБн и ЦСПн, применяемых в шахтах, на специальной ленте, кроме опознавательного знака завода-изготовителя, должны быть указаны дополнительно напряжение и марка. Таблица 9.13. Допустимые минимальные.температуры кабеля и окружающей среды при прокладке силовых кабелей без предварительного подогрева Тип и конструкция кабеля Температура при прокладке, °С Кабели силовые с пропитанной бумажной изоляцией ГОСТ 18410—73* и кабели силовые с бумажной изоляцией, пропитанной нестекающим соста- вом, ГОСТ 18409-73*Е Кабели силовые с пластмассовой изоляцией ГОСТ 16442—80*; а) с изоляцией жил и оболочкой из полиэтилена, без защитного покрова, содержащего волокнистые материалы б) с оболочкой или шлангом из поливинилхлоридного пластиката, без защитного покрова, содержащего волокнистые материалы, а также с бро- ней из профилированной стальной оцинкованной ленты в) все остальные марки кабелей с защитными покровами г) в свинцовой оболочке без защитных покровов \ Кабели силовые с резиновой изоляцией ГОСТ 433 —73*Е: а) в резиновой и поливинилхлоридной оболочке без защитных покровов б) все остальные марки кабелей с защитными покровами Одножильные маслонаполненные кабели низкого и высокого давлений ГОСТ 16441-78* Одножильные силовые кабели с изоляцией из вулканизированного полиэтилена на напряжение 110 кВ (ТУ 16-705-212—82) 0 -20 -15 -7 -20 -15 -7 -5 -10
Таблица 9.14. Режимы прогрева током кабелей до 10 кВ с бумажной изоляцией перед прокладкой 1 Сечение а 10 16 25 35 50 70 Максимально допустимый ток, А, для жил 3 ч S 76 102 130 160 190 230 is si (Я Е 55 75 90 125 145 180 Напряжение, В/км, на трансформаторе* V. 230 190 160 140 115 100 г Продолжи тельность нагрева, ч-мин, при температуре окружающе- го воздуха, °С 0 1-00 1-00 1-Ю 1-15 1-30 1-40 -10 1-15 1-15 1-30 1-35 1-55 2-05 -20 1-40 1-40 1-50 1-50 2-15 2-30 1 2 А. в и 95 120 150 185 240 Максимально допустимый ток, А, лля жил ■а % 235 330 375 425 490 S я c-J К 220 260 300 235 380 Напряжение, В/км. на трансформаторе* 90 85 75 60 53 Продолжительность нагрева, ч-мин. при температуре окружающе- го воздуха, °С 0 1-40 1-50 2-05 2-15 2-30 -10 2-05 2-20 2-30 2-40 2-10 -20 2-30 2-50 3-05 3-30 3-55 * Указанное в таблице напряжение на зажимах трансформатора дано из расчета на 1 км длины прогреваемого кабеля. Примечания: 1. Прогрев кабеля током следует прекращать по достижении температуры наружного покрова внешних витков кабеля + 20°С, если температура наружного воздуха не ниже — 10°С, и соответственно +30°С при температуре наружного воздуха —20 "С. 2. Продолжительность прогсева кабеля в помещениях или тепляках: 72 ч леи темпегатуюе воздуха 5-Ю°С, 24 ч при 10-25'С, 18 ч при 25-40"С. 3. Прокладка кабеля после подогрева должна быть выполнена в следующие сроки: при темпера- туре от 0 до —10 °С — в течение не более 1 ч, при температуре — 10 — — 20 °С — в течение 40 мин, при температуре ниже — 20 °С — в течение 30 мин. 4. Не допускается прокладка и перемотка кабеля марки ААШв при температуре окружающего воз- духа ниже — 20 °С (даже после прогрева). 5. При температуре окружающего воздуха ниже — 40 "С прокладка кабелей всех марок не до- пускается. Таблица 9.15. Марки маслонаполнеиных кабелей иа напрмжение 110 — 500 кВ перемсииого тока (ГОСТ 16441-78*) Преимущественные области применения В туннелях и каналах зданий В земле (траншеях), если кабель не подвергается рас- тягивающим усилиям и защищен от механических повреж- дений То же, а также в туннелях и каналах зданий Под водой, в болотистой местности и в местности, где требуется дополнительная механическая защита кабеля Эксплуатация в стальном трубопроводе с маслом под давлением, прокладываемом в туннелях, земле и под водой Марка кабеля МНС, МНАШв, МНАгШв МНСА, МНАШву, МНАгШву МНСШв МНСК мвдт Примечания: 1. Кабель марки МВДТ может изготовляться без свинцовой оболочки; в этом случае он погружается в специальный транспортировочный контейнер, заполняемый маслом, к марке кабеля МВДТ добавляется буква «к». 2. Значения букв в марках маслонаполнеиных кабелей: М (на первом месте) — маслонапояненный; Н илн ВД (на втором месте) — (материал оболочки) низкого или высокого давления; С или А (на третьем месте) — материал оболочки — свинцовая или алюминиевая; Аг — алюминиевая гофриро- ванная. Остальные буквы характеризуют конструкцию защитных покровов: Шв — шлаиг из поли- винилхлоридного пластиката; Шву —то же, но с усиленным защитным слоем под шлангом; Т — стальной трубопровод (свинцовая оболочка перед прокладкой кабеля в трубопровод снимается), вторая буква Т добавляется к маркам кабелей, предназначенных лля работы при температурах 85 или 75 °С; К —броня из проволоки.
Продолжение табл. 9.15 3. Пример условного обозначения: кабель МНСК 1x625—220 ГОСТ 16441—78* — маслонанол- неиный кабель низкого давления на 220 кВ, сечением 625 мм2, с броней из круглых оцин- кованных проволок. 4. Маслонаполненные кабели разрешается прокладывать при температуре окружающего воз- духа и кабеля не ниже — 5°С. Температура в эксплуатации для кабелей низкого давления должна быть не ниже 0°С (допускается температура до — 20 °С на участках под концевыми муфтами длиной не более 5 м). Для кабелей низкого давления, пропитанных синтетическим маслом, эти температуры соответственно равны —20 и —40°С. Для кабеля высокого давления минимальная температура в эксплуатации не ниже 0СС. 5. Радиус внутренней кривой изгиба кабеля низкого давления при прокладке должен быть не менее: в гладкой алюминиевой оболочке 30(Z) + d); в свинцовой или гофрированной алюминиевой оболочке 25(D + d); то же для кабеля высокого давления; "^ при одновременном изгибании трех кабелей 40 D; ^,при изгибаний одного кабеля 35 D, где D — наружный диаметр гладкой алюминиевой или свинцовой оболочки (для гофрированной алюминиевой оболочки диаметр по выступам) кабеля низкого давле- ния, для кабеля высокого давления — диаметр по проволокам скольжения, мм; d — наружный диаметр жилы, мм. 6. Допускается прокладка кабелей низкого давления в трубы длиной до 20 м. Диаметр труб должен быть не м£нее 150 мм. По согласованию потребителя с изготовителем допускается про- кладка кабелей в трубы длиной до 50 м. 7. Расчетная длительно допустимая температура токопроводяших жил кабелей, проложенных в земле, в воздухе и под водой, не должна превышать 85°С для кабелей ПО—Х20 кВ и 75°С для ка- белей 330—500 кВ, а также кабелей марок МНСА и МНСК, если имеется достаточная информация об условиях охлаждения кабелей по всей трассе, а коэффициент среднесуточного значения тока нагрузки не превосходит-0,8. В случае засыпки кабелей грунтом, вынутым из траншеи, при отсутствии данных об условиях охлаждения кабелей или при коэффициенте среднесуточного значения тока нагрузки, превышающем 0,8, расчетная температура должна быть снижена до 70 °С. Максимально допустимая температура жил кабелей во время эксплуатации не должна пре- вышать 90°С для кабелей на напряжение 110—220 кВ и 80°С для кабелей 330—500 кВ и кабелей марок МНСА, МНСК при продолжительности непрерывной работы кабелей в условиях перегрузки не более 100 ч, если коэффициент среднесуточного значения тока не превышает 0,8, и не более 50 ч, если коэффициент среднесуточного значения тока более 0,8. В течение года допускается один период перегрузки. 8. Максимально допустимая температура масла должна быть 0,8ГВСП, где Гвсп — температура вспышки масла. Таблица 9.16. Предельные значения давления масла в кабельных линиях Эксплуатационные параметры Длительно допустимое избыточное давление масла: кабельные линии низкого давления с кабелями в свин- цовой оболочке кабельные линии низкого давления с кабелями в алю- миниевой оболочке кабельные линии высокого давления Избыточное давление при переходных процессах: кабельные линии низкого давления с кабелями в свинцовой оболочке кабельные линии низкого давления с кабелями в алюми- ниевой оболочке кабельные линии высокого давления Аварийное отключение при снижении избыточного дав- ления: кабельные линии низкого давления кабельные линии высокого давления: 110-кВ 220-500 кВ Давление масла при хранении: при подпитке от бака давления в контейнере Давление масла МПа 0,0245-0,294 0,245-0,49 1,08-1,57 ■1- 0,0149-0^590 0,0149-0,98 0,98-1,76 До 0,0102 До 0,49 До 0,785 0,0245-0,294 0,0049-0,0294 кгс/см2 0,25-3,0 0,25-5,0 11,0-16,0 0,15-6,0 0,15-10,0 10,0-18,0 До 0,11 До 5,0 До 8,0 0,25-3,0 0,05-0,25
Продолжение табл. 9.16 Примечание. При транспортировке и хранении температура окружающего воздуха для кабелей низкого давления, пропитанных нефтяным маслом, не должна быть ниже минус 25 °С, а синтети- ческим — минус 40 °С, для кабелей высокого давления, поставляемых с подпиткой от бака дав- ления,—минус 10 °С, для кабелей, поставляемых без бака, нижний предел температуры не ограни- чивается. Таблица 9.17. Электрическое сопротивление R, Ом/км5 и емкость С, мкФ/км, маслонанолненпых линий 110—220 кВ Сечение жилы, мм2 Т£. Линии низкого давления •(• Я20 | R10 С Линии высокого давления R20 R10 С Линии на напряжение 110 кВ 150 185 240 270 300 350 400 500 550 625 700 800 300 350 400 500 550 625 700 800 0,0224 0,1196 0,0969 0,0747 0,0664 0,0598 0,0512 0,0448 0,0359 0,0326 0,0287 0,1438 0,1169 0,0906 0,0809 0,0731 0,0632 0,0558 0,0528 0,0420 0,0378 0,0312 0,267 0,294 0,296 0,319 0,328 0,342 0,362 0,388 0,400 0,424 0,470 0,1209 0,0980 0,0760 0,0659 0,0604 0,0445 0,0358 0,0300 0,0285 0,0256 0,1446 0,1177 0,0918 0,0822 0,0746 0,0580 0,0485 0,0452 0,0415 0,0386 Линии на напряжение 220 кВ 0,0224 0,0598 0,0512 0,0448 0,0359 0,0326 0,0287 0,0729 0,0629 0,0555 0,0453 0,0416 0,0374 0,0306 0,198 0,210 0,218 0,241 0,247 0,264 0,290 0,0604 0,0445 0,0358 0,0330 0,0285 0,0256 0,0740 0.0571 0,0475 0,0441 0,0402 0,0373 0,219 0,241 0,273 0,291 0,300 0,348 0,384 0,398 0,428 0,445 0,189 0,219 0;244 0,251 0,271 0,281 Примечание. /J™— электрическое сопротивление постоянному току при температуре жилы 20°С (по ГОСТ 16441—78*); R7D — электрическое сопротивление переменному току прн 50 Гц и тем- пературе жилы 70 °С (кабель проложен в земле); С —емкость (по данным ВНИИКП). Таблица Рт> "С-м/Вт 3.18. Допустимый *н ток нагрузки лииий 110 и 220 кВ с кабелем марки МНСА, А Напряжение линии и сечение жилы, мм2 110 кВ 150 185 240 270 400 500 625 j 800 220 кВ 300 400 500 550 625 800 Одиоцепман линия, проложенная в земле 0,8 0,8 1,2 1,2 1,6 1.6 0,8 1 0,8 1 0,8 1 430 380 380 320 340 280 490 420 420 360 370 310 550 480 480 410 420 360 590 510 500 430 450 370 700 600 600 510 530 440 770 660 660 550 570 470 850 720 710 600 620 510 930 790 780 650 670 560 540 470 450 390 390 330 610 540 510 430 430 360 670 580 550 470 360 390 700 610 570 480 470 400 730 640 590 500 480 400 800 690 630 530 510 420
Продолжение табл. 9.18 Рт, "С-м/Вт к* Напряжение линии н сечение жилы, мм2 110 кВ 150 185 240 270 400 500 625 800 220 кВ 300 400 500 550 625 800 Двухцепная пинии, проложенная в земле 0,8 0,8 1Д 1,2 1,6 1,6 0,8 1 0,8 1 0,8 1 410 330 350 280 310 240 460 370 390 310 320 230 520 420 440 350 390 300 550 440 470 370 410 310 660 520 550 430 480 370 720 570 610 470 520 400 790 620 660 500 560 420 860 670 710 540- 610 450 1500 410 410 320 340 250 570 460 460 350 380 380 620 490 490 370 400 280 650 510 510 380 410 280 670 530 530 390 410 280 730 560 560 410 420 280 Прокладка в воздухе треугольником с зазорам (/ = 250 мм) I 1 I 450 I 510 I 580 | 620 I 760 I 860 I960 110801 570 1660 1740 1770] 820 1920 Примечания: 1. Здесь и ниже значения допустимых нагрузок даны по материалам ВНИИКП. 2- Рт — удельное тепловое сопротивление грунта; кн — коэффициент заполнения суточного графика. 3. Удельное тепловое сопротивление грунта можно принимать ориентировочно равным 1,2 °С-м/Вт, если измеренное значение меньше или равно вышеуказанному. 4. Значения 0,8 °С-м/Вт следует применять в случае засыпка кабельных линий искусственным грунтом, а также в случаях, когда имеются соответствующие данные о систематически контролируемой величине. 5. Глубина прокладки кабелей в земле 1500 мм, кабели низкого давления в трехфазной линии располагаются по вершинам равностороннего треугольника впритык, расстояние между центрами параллельных линий при расчете взаимного теплового влияния принято равным 650 мм. 6. Допустимые нагрузки линий приведены для расчетных температур жилы при прокладке в земле 70 °С, при прокладке в воздухе 80 СС для кабелей ПО и 70 "С для кабелей 220 кВ. Рас- четная температура окружающей среды принимается для земли +15, для воздуха +25 "С. Взаимное тепловое влияние параллельных линий, проложенных в воздухе, не учитывалось. 7. Для кабелей низкого давления марки МНСА допустимые нагрузки приведены для случая,, когда оболочки разных фаз соединены между собой и заземлены с обоих концов линии. _, 8. Для определения допустимой нагрузки иа кабель марки МНСК (кабель с броней из круглых проволок) допустимый ток принимается согласно табл. 9.19 при обязательном условии, что в кабелях марки МНСК не только свинцовые оболочки, но и броиепроволоки разных фаз соединяются между собой и заземляются с двух сторон. Таблица 9.19. Допустимые токи кабельных линий 110—220 кВ марки МНСК, % допустимых токов кабелей марки МНСА, и количество бронирующих проволок Показатели Бронирующие прово- локи диаметром 6,0 мм стальные, шт. медные, шт. Допустимый ток, % Бронирующие проволо- ки диаметром 4,0 мм: стальные, шт. медные, шт. Допустимый ток, % 150 28 5 94 40 5 91 185 29 5 93* 41 5 89 240 29 5 92 42 1) 86 НО 220 Сечение жилы, мм2 -, 270 29 5 91 41 5 85 400 30 5 89 500 31 5 87 625 33 5 85 800 35 5 84 300 40 ■ 5 94 400 41 5 92 1оо 41 5 91 550 41 5 91 625 42 5 90 800 43 5 90 Применение бронирующих проволок диамет- ром 4 мм должно быть согласовано с за- каза [ИКОН i
Таблица 9.20. Допустимый ток нагрузки линий 110 кВ с кабелями марок МНАШв й МНАгШв при соединений оболочек на обоих концах линий, А Рт- "С-м/Вг *н 150 Гладкая | 185 Вид оболочки и сечение жилы, мм 240 270 Гофрированная 400 500 625 800 0,8 1,2 1,6 0,8 1,2 1,6 0,8 1,2 1,6 0,8 1,2 1,6 Одноцепная линия, проложенная в земле 1 1 1 0,8 « 0,8 0,8 360 310 270 > 410 ~ 360 ! 320 390 330 290 450 390 340 .530 370 320 500 430 380 450 380 330 530 450 400 540 450 390 630 530 470 580 480 420 680 580 500 1 1 1 0,8 0.8 0,8 320 270 230 390 330 290 Двухиепнаи линия, проложенная в земле 340 280 240 430 360 320 380 310 270 470 400 340 400 330 280 490 420 370 430 470 380 330 590 490 500 410 350 630 530 450 620 520 440 730 610 530 530 430 360 680 560 480 Прокладка в воздухе треугольником вплотную I 420 I 470 I 530 I 560 I 690 I 750 I 830 Прокладка в воздухе треугольником с зазором (/ = 250 мм) I 430 I 480 I 540 Г 560 I 660 I 710 I 770 660 540 450 780 650 560 560 450 380 720 590 510 900 840 Та блица 0,8 1,2 1,6 0,8 1,2 1,6 0,8 1,2 1,6 0,8 1,2 1,6 9.21. Допустимый ток нагрузки линии 110 кВ с кабелями марок МНАШв и МНАгШв при соединений оболочек на одном конце линии, А Рт. °С-м/Вт К 150 185 Вид оболочки и сечгние жилы, Гладкая J 240 270 | 400 мм2 Гофрированная 500 625 SO0 1 1 1 0,8 0,8 0,8 Одноцепная линии, проложенная в земле 380 320 290 430 380 320 420 360 310 49'0 420 370 480 410 360 550 480 420 510 430 380 580 510 450 630 530 460 720 620 550 700 600 510 810 290 610 Двухиеииая линия, проложенная в земле 800 700 570 910 780 680 1 1 1 0,8 0,8 0,8 330 280 240 410 350 310 370 310 270 460 390 350 420 350 300 520 450 400 450 370 320 550 470 410 550 450 390 680 580 510 610 500 430 760 640 560 880 730 630 1020 860 760 680 560 470 850 720 620 760 610 510 950 800 680
Продолжение табл. 9.21 Pi. °С-м/Вт кя Вид вболочки и сеченне жилы, мм2 Гладкая 150 185 240 270 400 Гофрированная 500 625 800 1 Прокладка в воздухе треугольником вплотную I 450 I 510 I 580 I 620 I 750 I 890 I 1010 I 1160 Прокладка в воздухе треугольником с зазором (/=;250 мм) I 500 I 560 I 640 | 690 i 860 I 990 I ИЗО I 1310 Примечания: 1. Кабели марок МНАШв и МНАгШв при прокладке в воздухе распола- гаются по вершинам равностороннего треугольника и могут прокладываться без зазора, вплотную (I = d) и с нормированным зазором I — 250 мм {d — диаметр кабеля, I — расстояние между центрами кабелей). 2. Для кабелей с утолщенным защитным шлангом марок МНАШву и МНАгШву допустимые нагрузки должны быть уменьшены на 20 А против соответствующих значений для кабелей марок МНАШв и МНАгШв. Таблица 9.22. Допустимый ток «шгрузки одиоцепвых линий 110 и 220 кВ, проложенных в земле кабелем марки МВДТ, А Рт. "С-м/Вт к„ Длина участка, м Напряжение линии и сечение жилы, мм 110 кВ 150 185 240 270 400 500 625 220 кВ 300 400 500 550 625 При отсутствии продольной циркуляции масла 0,8 0,8 1,2 1,2 1,6 1,6 0,8 0,8 0,8 1,2 1,2 1,2 1,6 1,6 1,6 0,8 1 0,8 1 0,8 1 При продольной циркуляции масла со скоростью ОД м/с — — — — — — 370 330 340 300 310 270 410 370 370 330 340 290 480 420 430 370 390 330 510 450 450 390 410 350 620 540 550 470 490 420 680 590 600 520 540 460 750 650 660 560 590 490 490 430 420 370 370 320 560 490 480 420 410 360 610 540 510 450 440 370 630 550 530 460 450 380 300 600 1000 300 600 1000 300 600 1000 440 400 370 440 390 360 440 390 350 500 450 420 500 440 400 500 440 400 590 530 480 590 520 470 580 520 460 630 560 520 620 560 500 630 550 490 800 710 650 800 700 630 800 700 620 910 810 740 910 800 720 910 800 710 1030 920 830 1030 910 810 1030 900 800 650 600 560 640 600 550 640 590 540, 770 720 660 770 710 650 770 710 650 870 800 740 870 800 720 870 790 720 910 840 770 910 830 750 910 830 750 650 570 540 470 450 390 980 890 810 970 880 800 970 880 790 Таблица 9.23. Допустимый ток нагрузки двухцепных линий 119 и 220 кВ, проложенных в земле кабелем марки МВДТ, А Рт, "С-м/Вт кя Длина участка, м 150 185 Напряжение линии и сечение жилы, мм2 ПО кВ 240 270 400 500 625 220 кВ 300 400 500 550 625 При отсутствии продольной циркулиции масла 0,8 0,8 1,2 0,8 1 0,8 — _ — 350 300 320 390 330 350 450 370 4О0 480 390 420 580 470 510 640 520 560 700 560 610 450 400 380 520 450 430 560 490 460 580 500 470 590 520 480
Продолжение-табл. 9.23 Рт, °С-м/Вт 1,2 1,6 1,6 кш 1 0,8 1 Длина участка, м — Напряжение линии и сечение жилы, мы2 НО кВ 150 260 290 230 185 290 320 250 240 320 360 280 270 340 380 300 400 400 450 350 500 440 500 380 625 470 530 410 220 кЗ 300 330 330 280 400 370 360 3!0 500 390 370 320 550 400 380 320 625 410 380 320 0,8 0,8 0,8 1,2 1,2 1,2 1,6 1,6 1,6 300 600 1000 300 600 1000 300 600 1000 jppKJ 420 370 340 420 360 320 410 360 320 ляцн 470' 420 380 470 410 370 470 400 360 и ма 550 490 440 550 470 420 540 470 410 ела с 590 520 470 590 510 450 590 500 440 о ек< 750 650 590 750 640 570 750 640 550 эрост 850 740 660 850 730 640 850 730 630 ью и 970 840 740 970 830 730 970 830 710 ,1 Щ 630 580 530 630 570 520 630 570 520 с 760 690 630 760 690 620 760 680 620 850 770 700 850 770 690 850 760 680 890 810 730 890 800 720 890 800 710 950 850 770 950 850 750 950 840 740 Таблица 9.24. Допустимый ток иагрузкн линий 110 it 220 кВ, проложеиных в воздухе кабелями марки МВДТ, А ПО 220 ян 1 1 Сечение жилы, мм2 150 420 185 470 240 550 270 590 300 530 400 730 630 500 830 700 550 730 625 920 770 Примечания: 1. Расстояние между центрами параллельных линий высокого давления, проло- женных в земле, при расчете взаимного теплового влияния принято равным 800 мм, при прокладке в воздухе влияние параллельных линий не учитывалось. 2. В табл. 9.22 и 9.23 допустимые нагрузки линий высокого давления, проложенных в земле, даны для случаев как естественного, так и искусственного охлаждения кабелей с помощью про- дольной циркуляции масла со скоростью 0,1 м/с, осуществляемой на участках различной длины. 3- рт — удельное тепловое сопротивление грунта; ks — коэффициент суточного заполнения графика нагрузки. 4. В качестве искусственного грунта для засыпки кабелей в траншее по рекомендации ВНИИКП следует применять смесь гравия (размер частиц 5—10 мм) и песка (размер частиц до 1,0 — 1,5 мм) в соотношении 1 :1 (по объему). Удельное тепловое сопротивление рт искусственного грунта в высу- шенном состоянии не более (в зависимости от минерального состава фракций) 1,0—1,5 °С-м/Вт (однородный по крупности песок имеет в сухом состоянии рт = 2,5 + 3,5 °С-м/Вт). Необходимый размер засыпки не менее 600 х 600 мм (в поперечном сечении), при этом кабель должен рас- полагаться в центре засыпки. Таблица 9.25. Допустимый ток нагрузки линий 110 кВ, проложеиных кабелем с изоляивей из вулканизированного полиэтилена, А Рт, °С-м/Вт Материал жилы Сечение жилы, мм2 150 185 240 300 400 500 625 800 1000 Одиоцеиная линия, проложенная в земле, кн = 0,8 1,2 1,6 1,2 миний » ь » 350 320 450 410 395 360 505 460 455 410 585 525 515 465 660 590 600 540 765 685 680 610 860 770 745 665 945 845 835 740 1055 940 915 810 1150 1020
Продолжение табл. 9.25 Рт. "С-м/Вт Материал жилы 150 185 240 Сечение жилы, мм2 300 400 500 625 800 1000 1,2 1,6 1Д 1,6 Двухценная линии, проложенная в земле, кн = 0,8 Алюминий » Медь » 330 300 425 385 375 335 475 430 430 385 550 490 485 435 615 550 565 505 715 640 635 565 800 715 695 615 880 780 775 685 975 865 845 740 1065 935 Прокладка в воздухе треугольником, кИ = 1 (/=250 мм) Алюминий Медь 415 525 470 590 545 680 620 767 725 890 820 990 910 1090 1015 1205 1110 1310 Примечание. Допустимый ток нагрузки линий, проложенных кабелем с полиэтиленовой изоляцией, приведен для расчетной температуры жилы 90° С. Таблица 9.26. Электрическое сопротивление медной it алюминиевой проволок н жил кабелей, пересчитанное иа 1 мм2 номинального сечения н 1 км длины при температуре 20 °С, Ом/км Материал—медь Проволока мягкая марки ММ . . . 17,24 Проволока твердая марок МТ, МС диаметром: до 1,00 мм 18,0 свыше 1,00 до 2,44 мм .... 17,8 2,50 мм и более 17,7 Жила кабеля одножильного* .... 17,76 Жила кабеля многожильного . . . . 17,93 Материал — алюминий 28,0 Проволока мягкая марки AM . Проволока твердая марок AT и АТп и полутвердая марки АПТ .... 28,3 Жила кабеля одножильного* Жила кабеля многожильного 29,11 -29,4 * С жилами сечением 6—500 мм2, при большем сечении сопротивление такое же, как и у много- жильных кабелей. Примечание. Температурный коэффициент электрического сопротивления для медной проволоки марок ММ 0,00393, МТ 0,00381, алюминиевой проволоки 0,00403 1/°С [по ГОСТ 7229-76*, 2112-79*, (СТ СЭВ 1383-78), 6132-79* (СТ СЭВ 1382-78)]. Таблица Темпе жилы, 6 9.27. 10 Номинальное электрическое сопротивление жил при разных температурах, Ом/км Номинальное сечение жилы, мм2 16 25 35 50 70 95 120 миогодаильных а.. кабелей 150 185 240 15 20 25 50 55 Медь 2,930 2,988 3,047 3,341 3,399 1,758 1,793 1,828 2,004 2,040 1,099 1,121 1,143 1,253 1,275 0,7031 0,7172 0,7313 0,8018 0,8158 0,5022 0,5123 0,5224 0,5726 0.5828 0,3516 0,3586 0,3656 0,4009 0,4079 0,2511 0,2561 0,2612 0,2863 0,2914 0,1850 0,1887 0,1924 0,2110 0,2147 0,1465 0,1494 0,1523 0,1670 0,1700 0,1172 0,1195 0,1219 0,1336 0,1360 0,0950 0,0969 0,0988 0,1083 0,1102 0,0732 0,0747 0,0762 0,0835 0,0850
Продолжение табл. 9.27 СЗ Темпе жилы, 60 65 70 80 Номинальное сечение жилы, мм2 6 3,458 3,517 3,576 3,693 10 2,075 2,110 2,145 2,215 Щ'. 16 1,297 1,319 1,341 1,385 25 0,8299 0,8440 0,8581 0,8863 35 0,5928 0,6029 0,6129 0,6331 50 0,4150 0,4220 0,4291 0,4432 70 0,2964 0,3014 0,3065 0,3165 95 0,2184 0,2221 0,2258 0,2332 120 0,1729 0,4758 0,1788 0,1846 150 0,1383 0,1407 0,1430 0,1477 185 0,1121 0,1141 0,1160 0,1198 240 0,0865 0,0879 0,0894 0,0923 Алюминий 15 20 25 50 55 60 65 70 80 4,801 4,900 4,999 5,492 5,591 5,690 5,789 5,887 6,085 2,881 2,940 2,999 3,295 3,355 3,414 3,473 3,532 3,651 1,800 1,838 1,474 2.060 2,097 2,134 2,171 2,208 2,282 1,1523 1,1760 1,1997 1,3182 1,3419 1,3656 1,3892 1,4130 1,4604 0,8231 0,8400 0,8569 0,9416 0,9585 0,9754 0,9923 1,0093 1,0431 0,5762 0,5880 0,5998 0,6591 0,6709 0,6828 0,6946 0,7065 0,7302 0,4115 0,4200 0,4285 0,4708 0,4792 0,4877 0,4962 0,5046 0,5116 0,3032 0,3095 0,3157 0,3469 0,3531 0,3594 0,3656 0,3718 0,3843 0,2401 0,2450 0,2499 0,2746 0,2796 0,2845 0,2894 0,2944 0,3042 0,1921 0,1960 0,1999 0,2197 0,2234 0,2276 0,2315 0,2355 0,2434 0,1557 0,1589 0,1621 0,1781 0.1813 0,1845 0,1877 0,1904 0,1973 0,1200 0,1225 0,1250 0,1373 0,1398 0,1422 0,1447 0,1472 0,1521 Примечание. В таблице дается сопротивление жил кабелей при р-„ меди 0,01793, алюминия 0,0294. мкОм-м, что несколько меньше нормированного ранее сопротивления жид по ГОСТ 340 — 59 (р„ меди 0,0184, алюминия 0,031 мкОм-м). В качестве расчетного принято номинальное сечение жилы в отличие от ГОСТ 22483 — 77*, в котором расчетное нормируемое сечение реальных конструкций- круглых жил не совпадает с номинальным. Для вычисления сопротивления жил одножильных кабелей сечением 6—500 мм2 табличное значение сопротивления уменьшается на 1%. Таблица 9.28. Значение поправочного коэффициевта для пересчета электрического сопротивления постоянному току на сопротивление при частоте 50 Гц для жил силовых кабелей Конструкция кабеля Трехжильные кабели с по- ясной изоляцией Одножильные кабели* 150 1,01 1,006 185 1,02 1,008 Номинальное сечение жилы, мм2 240 1,035 1,0105 300 1,052 1,025 400 1,095 1,05 500 1,08 625 1,125 800 1,20 * А также кабели с жилами в отдельных оболочках. Примечание. Активное сопротивление на переменном токе при частоте 50 Гц несколько выше сопротивления постоянному току за счет влияния поверхностного эффекта и эффекта близости, для подсчета его вводится поправочный коэффициент, зависящий от конструкции кабеля и сечения токопроводящей жилы. Для жил сечением до 120 мм2 включительно поправку не вносят из-за ее незначительности. Таблица 9.29. Индуктивное сопротивление трехжильных кабелей, Ом/км кВ -к 3 6 10 20 35 Номинальное сечение жилы, мм2 10 0,093 0,110 0,122 16 0,087 0,102 0,113 25 0,080 0,092 0,101 0,135 35 0,077 0,087 0,095 0,128 50 0,074 0,083 0,090 0,120 70 0,072 0,080 0,086 0,114 0,137 95 0,071 0,078 0,083 0,110 0,126 120 0,070 0,076 0,081 0,107 0,120 150 0,069 0,074 0,079 0,104 0,116 185 0,068 0,073 0,077 0,101 0,113 240 0,066 0,071 0,075
Продолжение табл. 9.29 Примечание. Индуктивное сопротивление двухпроводной линии, Ом/км, состоящей из двух одножильных кабелей с круглыми жилами, вычисляется по формуле Л^ = 0,314(0,2 +0,92 lg ), г где D — расстояние между центрами жил; г —радиус жилы. Таблипа 9.30. Основные расчетные размеры токопроводшиих жил едио-, двух-, трех- it четырехжильных кабелей Сечение мм2 _ о HOB1 о 25 25*1 35 35*1 50 50*1 70 70*1 95 95*1 120 120*1 150 150*1 185 185*1 левой а 16 16 16 16 25 25 25 25 35 35 35 35 50 50 50 50 Форма и одно- ных Диа- метр 5,7 6,4 6,7 7,6 8,0 9.2 9,4 10,8 11,0 12,6 12,3 14,2 13,7 16,0 15,2 17,6 размеры поперечногс двухжильных, сегментных Высо- та 3,8 4,3 4,5 5,1 5,5 6,1 6,5 7,3 7,6 8,4 8,5 9,6 9,6 10,7 — — Шири- на 8,2 — 9,6 — 11.4 — 13,3 — 15,6 — 17,6 — 19.6 — — — > сечения жил кабелей диаметр круга), мм трехжильных, секторных Высо- та 4,7 5,2 5,6 6,2 6,7 7,4 7,7 8,7 9,0 10,1 10,1 11,7 11,4 13,0 12,6 14,4 Шири- на 7,9 8,9 9,4 10,5 11,1 12,5 13,0 15,0 15,3 17,4 17,2 19,7 19,2 22,0 21,2 24,1 Пери- метр 21 — 25 — 30 — 35 — 41 — 46 — 52 — 58 высота и ширина сектора, четырехжильных, секторных Основные Высо- та 5,3 5,8 6,1 6,8 7,1 8,0 8,3 9,5 9,7 10,8 10,8 12.2 12,1 13,7 13,3 15,2 Шири- на 7,4*2 8,3*2 8,7*2 10,0*2 10,4 12,1 12,4 14,2 14,6 16,6 16,5 19,0 18,4 21.1 20,6 23,2 Нулевая Высо- та — — — 5,9 6,5 6,4 6,5 7,6 7,9 7,6 8,1 9,4 9,4 9,8 9,7 Шири- на — — — 6,2 6,9 5,8 6,9 6,8 6,9 6,8 6,5 7,8 7,8 7,4 7,5 четырехжильных, ковые секторные Высо- та 5,3 5,9 6,3 7,0 7,5 8,4 8,7 9,9 10,3 11,5 11,5 13,1 12,9 14,6 15,0 16,1 Шири- на 7,3' 8,3 8,6. 9,7 10,3 11,6 11,9 13,7 14,1 15,8 15,8 18,1 17,7 20,1 19,2 22,3 *1 Многопроволочные жилы. *2 Нулевая жила круглая однопроволочная диаметром 4,55 мм. Примечания: 1. Однопроволочные жилы — алюминиевые, многопроволочные — алюминиевые, кроме сечений 25 и 35 мм2, и медные. 2. Для многопроволочной жилы 240 мм2 размеры сектора: высота 16,7, ширина 27,2, периметр 66 мм. Таблица 9.31. Расчетные емкости С. и Ср для трехжнльных кабелей с поясной изоляцией и секторными жилами по ГОСТ 18410- 73*Е, мкФ/км, на различные номинальные напряжения, кВ Ъ> ■ ' Сечение жилы, мм2 25 35 50 70 95 120 150 185 240 3 0,186 0,217 0,253 0,295 0,342 0,387 0,435 0,485 0,552 Со 6 0,137 0,158 0,183 0,214 0,247 0,278 0,311 0,343 0,383 10 0,109 0,124 0,142 0,165 0,192 0,215 0,238 0,262 0,292 3 0,339 0,395 0,461 0,537 0,624 0,706 0,794 0,886 1,008 ср 6 0,250 0,288 0,334 0,390 0,450 0,507 0,567 0,626 0,698 10 0,199 0,226 0,259 0,301 0,350 0,392 0,434 0,478 0,532
Таблица 9.32. Расчетные емкости Q it Сц для трехжильных кабелей с поясной изоляцией й секторными жилами по ГОСТ 18410—73*Е, мкФ/км, иа различные номинальные напряжения, кВ Сечение жилы, мм2 25 35 50 70 95 120 , 150 185 240 3 0,288 0,336 0,392 0,457 0,530 £■ 0,600 0,674 0,752 0,856 Q 6 0,212 0,245 0,284' 0,332 0,383 • 0,431 0,482 0.532 0,594 10 0,169 0,192 0,220 0,256 0,298 0,333 0,369 0,406 0,453 3 0,474 0,553 0,645 0,752 0,872 0,987 1,109 1,237 1,408 сп 6 0,349 0,403 0,467 0,546 0,630 0,709 0,793 0,775 0,977 10 0,278 0,306 0,362 0,421 0,490 0,548 0,607 0,668 0,745 Таблица 9,33. Расчетные емкости одиожильных кабелей н трехжильных кабелей с жилами в отдельных металлических оболочках с бумажной пропитанной изоляцией, мкФ/км, иа различные номинальные напряжения, кВ Сечение жилы, мм2 25 35 50 70 95 120 150 ■■- 185 240 Нормально пропитанная изоляция 6 0,32 0,37 0,43 0,49 0,56 0,62 0,67 0,74 0,83 !0 0,26 0,30 0,35 0,40 0,45 0,49 0.54 0,59 0,66 20 0,17 0,19 0,21 0,24 0,26 • 0,32 0,35 0,38 0,42 35 — — — 0,18 0,20 0,24 0,26 0.28 0,31 Обедненно-пропитанная изоляция 6 0,18 0,21 0,24 0,27 0,30 0,33 0,36 — — 10 . 0,13 0,15 0,17 0,19 0,21 0,23 0,25 — — Примечания к табл. 9.31 — 9.33: 1. Рабочая емкость трехжильного кабеля при симметричном трехфазном напряжении может быть выражена через частичные емкости (рис. 9.1), где С0 —частичная емкость жилы на оболочку; Сф = С12 = С13= С23— частичные емкости между жилами (фазами). Рабочая емкость С„ характеризует нормальную работу трехфазной кабельной линии и служит для подсчета тока, А/км, по формуле 1С= —°^СрЮ10"3= [/фСрсо10-3 = О,3]41/фСр. 2. Емкость жилы относительно оболочки С0 характеризует работу трехфазной кабельной линии при замыкании на землю и служит для подсчета емкостного тока замыкания на землю, А/км, по формуле /3 = 1/з1/номС0со10-3 = ЗС7фСош10-3 = 0,942 t/фСо, где UH0M — номинальное напряжение линии, кВ; со — угловая частота, равная 314. 3. Рабочая емкость трехжильного кабеля с поясной изоляцией, а также частичная емкость между жилами непосредственно не могут быть измерены. Они вычисляются по результатам измерений трех емкостей: Cj = Со + 2Сф — емкости одной жилы по отношению к металлической оболочке (экрану) и двум другим жилам, Сд = 2С0 + 2Сф —емкости двух жил по отношению к металлической оболочке и третьей жиле, Сщ = 3 Со — емкости трех жил по отношению к металлической оболочке.
Продолжение табл. 9.33 Для вычисления Ср наиболее удобна формула стРш Си Рабочая емкость и частичная емкость между жилами могут быть также определены по двум измерениям, в этом случае используются следующие формулы: С„ = 1 1 2Ci--6cm; cp = 2Ci--Cn; Сф = -С1--Сш. 2 6 Для трехжильных кабелей с поясной изоляцией и секторными жилами по ГОСТ 18410—73*Е существуют следующие приближенные соотношения: "^ С\ = 0,85 Ср = 1,55 С0; Сп=1,64С1 = 0,85Ст; C0=0,64Ci = 0,55C; , Cp=l,18Ci = l,82C0; Сф = 0,18С1 = 0,27С0. 4. Емкости могут быть рассчитаны но геометрическим размерам кабеля лишь приближенно, так как диэлектрическая проницаемость пропитанной маслом бумаги и толщина изоляции могут отличаться от _ номинальных. Изменения диэлектрической проницаемости от 3,5 до 3,6 н -толщины изоляции от номинальной до минимально допустимой по ГОСТ 18410—73*Е дают отклонения расчетных значений емкости в пределах ± б %. 5. Расчет емкости одножильных кабелей и кабелей, имеющих отдельно экранированные или покрытые отдельной металлической оболочкой круглые жилы, мкФ/км, производится по формуле С = 0,0241 er/lg—, г где ег — относительная диэлектрическая проницаемость изоляции, принимается равной 3,5 для кабелей с пропитанной бумажной изоляцией, 3,7 для маслонаполненных и 2,9 для кабелей с обедненно- пропитанной изоляцией; R — радиус по изоляции; г —радиус по жиле, включая экран. 6. Емкость трех жил по отношению к металлической оболочке для секторных трехжильных кабелей большого сечения (70 мм2 и более), мкФ/км, может быть подсчитана по приближенной формуле: С = lg 0,0241 Ег где Ъ — расчетная высота сектора; 5Н —толщина изоляции жилы; стп —толщина поясной изоляции. X Рис. 9.1. Частичные емкости трехжильных кабелей с поясной изоляцией
Сечение мм? 25 35 50 70 95 120 150 185 240 Таблица 9.34. Зарядные ток» 6,. 6 0,29 0,33 0,38 0,45 $,51 Й',58 «.65 0,72 0,80 i для кабельных сетей Рабочее напряжение сети, кВ S 6,6 10,5 Номинальное напряжение кабелей, кВ 10 0,23 0,26 0,30 0,34 0,40 0,45 0,50 0,55 0,61 6 0,30 0.35 0.40 0,47 0,54 0,61 0,58 0,75 0,83 10 0,24 0,27 0,31 0,36 0,42 0,47 0,52 0,57 0,64 10 0,38 0,43 0,49 0,57 0,67 0,73 0,82 0,91 1,00 А/км 20 20 0,62 0,69 0,76 0,87 0,94 1,16 1.27 1.38 1.52 ■ 35 35 — — 1,08 1,20 1,44 1,56 1,68 1,86 Таблица 9.35. Экоиомические плотности тока для электрических кабелей, проводов и шли, А/мм2 Проводники Кабела с бумажной изоляцией и провода с резиновой, поливинилхлоридной изо- ляцией с жилами: медными алюминиевыми* Кабели с резиновой и пластмассовой изоляцией с жилами: медными алюминиевыми* Неизолированные провода и шины: медные алюминиевые* Экономическая плотность тока, А/ым2, при про- должительности использования максимума нагрузки, ч/год Более 1000 до 3000 3,0 1,6(1,8) 3,5 1,9(2,2) 2,5 1,3(1,5) Более 3000 до 5000 2,5 1,4(1,6) 3,1 1,7(2,0) 2,1 1,1(1,4) Более 5000 2,0 1,2(1,5) 2,7 1,6(1,9) 1,8 1,0(1,3) * Для проводов и кабелей с алюминиевыми жилами числа без скобок — для европейской части СССР, Закавказья, Забайкалья и Дальнего Востока, в скобках — для Центральной Сибири, Казахстана и Средней Азии. Примечания: 1. Проверке по экономической плотности тока не подлежат: а) сети про- мышленных предприятий и сооружений напряжением до 1 кВ при использовании максимума до 4—5 тыс. ч; б) сети временных сооружений, а также устройства с малым (до 5 лет) сроком службы; в) сборные шины всех напряжений; г) проводники, идущие к сопротивлениям, пусковым реостатам и т. п. 2. Экономическая плотность тока увеличивается на 40% при максимуме токовой нагрузки в ночное время, а также для изолированных проводников сечением 16 мм2 и менее. 3. Для линий одинакового сечения с нагрузками, ответвляющимися по длине, экономическая плотность тока в начале линии увеличивается в A'v раз, коэффициент увапичения определяется по формуле ' l\L nw + Hh + .-. + ix где /i, /2> ..., /„ — нагрузки отдельных участков линии; /,, 1г, ..., 1„ — длины отдельных участков линии. 4. При работе взаимно резервирующих п электроприемников, из которых поочередно находятся в работе т, экономическая плотность тока увеличивается в Кп раз, где Кп = уп/т.
Таблица 9.36. Допустимые температуры нагрева жил силовых кабелей, °С Изоляция кабеля Бумажнаи с пропиткой: вязкой обедненной нестекающей по ТУ 16.705.249-82 Пластмассовая Резиновая Номинальное напряжение, кВ 0,66 70 65 1 80 80 80 70 3 80 80 80 70 6 10 65 60 75 75 60 80 70 65 20 55 35 50 50 Примечания: 1. Для каждой кабельной линии устанавливаются наибольшие допустимые токовые нагрузки, которые определяются по участку трассы длиной не менее Юме наихудшими тепловыми условиями. Повышение нагрузки допускается на основе тепловых испытаний, если темпе- ратура жилы не будет превышать допустимую по ГОСТ. 2. Температура жилы рассчитывается по измеренной температуре на металлической оболочке кабеля по формуле 'ж = 'об+»'2Рт-. 9 где /—измеренная нагрузка кабельной линии, А; /ж — температура жилы, °С; (0д — температура ме- таллической оболочки кабеля (или брони), "С; и —число жил; рт — удельное тепловое сопротивление изоляции и защитных покровов кабеля, м°С/Вт; р — удельное электрическое сопротивление про- водникового материала жилы при температуре, близкой к расчетной, мкОм:м; q — сечение жилы, мм2. Температура оболочки кабеля измеряется термопарой. 3. Расчет допустимой токовой нагрузки кабелей по измеренной температуре жил ведется по формуле т — т I гД°гс~~гокр 'пои — ' ' 1ж (окр где г„оп — допустимая температура жилы; ?окр — температура окружающей среды, "С. 4. Длительно допустимые токовые нагрузки кабелей в табл. 9.37 и 9.38 приняты из расчета прокладки в траншее на глубине 0,7 — 1,0 м не более одного кабеля при температуре земли 15 °С и удельном тепловом сопротивлении земли 1,2 °С-м/Вт, а для проложенных в воздухе для расстояний в свету между кабелями при прокладке их внутри и вне зданий и в туннелях не. менее 35 мм, в каналах — не менее 50 мм при любом числе проложенных кабелей и температуре воздуха 25 "С 5. Максимально допустимая температура КЗ при бумажной изоляции 200 СС, при пластмассовой 150 °С. Таблица 9.37. Длительно допустимые токовые нагрузки силовых кабелей с бумажной изоляцией и алюминиевыми жилами иа напряжение 1 кВ, А Сечение жилы, мм2 6 10 16 25 35 50 70 95 120 150 185 240 300 400 500 Одна 80 110 135 180 220 275 340 400 460 520 580 675 770 940 1080 Вид прокладки и В земле Две 60 80 110 140 175 210 250 290 335 385 — — — — — Три 55 75 90 125 145 180 220 260 300 335 380 440 — — — Четыре 65 90 115 135 ■ 165 200 240 270 305 345 — — — — количество жил Одна 55 75 90 125 155 190 235 275 320 360 405 470 555 675 785 В воздухе Две 42 55 75 100 115 140 175 210 245 290 — — — — Три * 35 4 46 . 60 80 95 . 120 155 190 220 255 290 330 _ — — Четыре 45 60 75 95 110 140 165 200 230 > 260 _ _ — —
Продолжение табл. 9.37 Примечания: 1. Для получения нагрузки кабелей с медными жилами значения токов в таблицах допустимых нагрузок для алюминиевых жил (табл. 9.37, 9.38) нужно умножить на коэф- фициент 1,3. При прокладке кабелей в трубах в земле без искусственной вентиляции принимается нагрузка, как для кабелей, прокладываемых в воздухе. При прокладке в воде допустимая нагрузка увеличивается по сравнению с прокладкой" в земле на 30 %. 2. Нагрузка трехжильных силовых кабелей на напряжение 3 кВ с поясной изоляцией принимается равной нагрузке трехжильных кабелей 1 кВ. Нагрузка одножильных кабелей дана для постоянного тока. Таблица 9.38. Длительно допуствмые токовые нагрузки для трехжильных силовых кабелей 6—10 кВ с поясной изоляцией и алюминиевыми жилами, А Сечение жилы, мм2 10 16 25 35 50 70 95 120 150 185 240 6*i 60/65 80/85 105/115 125/135 155/170 190/210 225/245 260/285 300/330 340/375 390/430 Вид прокладки и номинальное напряжение кабеля 3 земле 6*2 _ 70 90 110 140 170 205 240 275 — 10*1 _ 75/80 90/100 115/125 140/155 165/180 205/225 240/265 275/300 310/340 355/390 Е 6*1 42/55 50/70 70/95 85/115 110/140 135/175 165/215 190/250 225/285 250/325 290/385 воздухе 6*2 _ 50 70 85 ПО 130 160 190 225 — — 10*i __ 46/60 65/85 80/105 105/125 130-155 155/190 185/220 210/250 235/285 270/335 6 — 105 130 160 195 240 290 330 385 420 480 , кВ В воде б*2 75 110 135 170 210 260 295 345 — — 10 — 90 115 140 170 210 260 305 345 390 450 *i В знаменателе указана нагрузка для кабелей с повышенной температурой нагрева. *2 Кабели с обедненно-пропитанной изоляцией. Таблица 9.39. Длительно допустимые токовый нагрузки силовых кабелей 20—35 кВ с алюминиевыми жилами в отдельных металлических оболочках, А III 35 35 50 70 Вид прокладки и номинальное напряжение кабеля, к В В земле 20 85 105 125 155 35 150 В воздухе 20 65 75 90 115 35 ПО В воде 20 90 ПО 140 175 35 160 Сечение жилы, мм2 95 120 150 185 Вид прокладки и номинальное напряжение кабеля, кВ В земле 20 185 210 240 275 35 180 210 240 В воздухе 20 140 160 175 205 35 140 160 175 В воде 20 210 245 270 300 35 195 225 Таблица 9.40. Длительно допустимые токовые нагрузки небронированных одножильных силовых кабелей с бумажной пропитанной изоляцией, прокладываемых в воздухе, А жилы, мм2 10 16 25 35 50 70 95 До 3 85 120 145 170 215 260 305 6 75 110, 135 155 200 240 280 Материал жилы и номинальное напряжение кабеля, кВ Медь 10 90 125 145 190 225 265 20 — 105/110 125/135 155/165 185/205 220/255 35 — — — — — — Алюминий До 3 65 90 110 130 165 200 235 6 60 85 105 120 155 185 215 10 _ 70 95 110 145 175 205 20. _ — 80/85 95/105 120/130 140/160 170/195 35 _ — — — — — —
Продолжение табл. 9.40 Сечение жилы, - мм2 120 150 185 240 300 До 3 330 360 385 435 460 6 300 325 350 395 420 Материал жилы в номинальное напряжение кабеля, кВ Медь 10 285 310 335 380 405 20 245/290 270/330 290/360 320/395 350/425 35 240/265 265/300 285/335 315/380 340/420 До 3 255 275 295 335 355 Алюминий 6 230 250 270 305 325 10 220 240 260 290 310 20 190/225 210/255 225/275 245/305 270/330 35 185/205 205/230 220/255 245/290 260/330 Примечания: I. Нагрузки относятся к работе на переменном токе, при этом свинцовые оболочки соединены между собой и заземлены на обоих концах, число рядом лежащих кабелей три, расстояние между кабелями в свету не более 125 и не менее 35 мм. 2. Для кабелей 20 и 35 кВ нагрузки даны для двух видов прокладки в ряд (указаны в числителе) и треугольником (в знаменателе). Таблица 9.41. Длительно допустимые токовые нагрузки проводов в кабелей с резиновой или пластмассовой изоляцией*, А Сечение мм2 2,5 4 6 10 16 25 35 50 70 95 120 150 185 Вид прокладки В земле Медь Две 44 55 70 105 135 175 210 265 320 385 445 505 570 Три 38 49 60 90 115 150 180 225 275 330 385 435 500 Алюминий Две 34 42 55 80 105 135 160 205 245 395 340 390 440 Три 29 38 46 70 90 115 140 175 210 255 295 335 385 материал и количество жил Медь Одна 30 41 50 80 100 140 170 215 270 325 385 440 510 Две 27 38 50 70 90 115 140 . 175 215 260 300 350 405 В воздухе Три 25 35 42 55 75 95 120 145 180 220 260 305 350 Алюминий Одна 23 31 38 60 75 105 130 165 210 250 295 340 390 Две 21 29 38 55 70 90 105 135 165 200 230 270 310 Три 19 27 32 42 60 75 90 , ПО 140 170 200 235 270 * Провода с медными жилами в металлических защитных оболочках, кабели с медными и алюминиевыми жилами в свинцовой, поливинилхлоридной, полиэтиленовой, резиновой оболочках, бро- нированные и небронированные. Таблица 9.42. Поправочные коэффициенты иа температуру земли, воздуха и воды дли токовых нагрузок иа кабели, неизолированные и изолированные провода и шины Температура, "С среды рас- четная 15 25 25 15 25 15 25 15 25 1-5 25 жилы нор- мирован- ная 80 80 70 65 65 60 60 55 55 50 50 -5 1,14 1,24 1,29 1,18 1,32 1,20 1,36 1,22 1,41 1,25 1,48 Поправочный коэффициент при фактической температуре среды, °С 0 1,11 1,20 1,24 1,14 1,27 1,15 1,31 1,17 1,35 1,20 1,41 + 5 1,08 1,17 1,20 1,10 1,22 . 1,12 1,25 1,12 1,29 1,14 1,34 + 10 1,04 1,13 1,15 1,05 1,17 1,06 1,20 1,07 1,23 1,07 1,26 + 15 1,00 1,09 1,11 1,00 1,12 1,00 1,13 1,00 1,15 1,00 1,18 +20 0,96 1,04 1,05 0,95 1,06 0,94 1,07 0,93 1,08 0,93 1,09 + 25 0,92 1,00 1,00 0,89 1,00 0,88 1,00 0,86 1,00 0,84 1,00 +30 0,88 0,95 0,94 0,84 0,94 0,82 0,93 0,79 0,91 0,76 0,89 + 35 0,83 0,90 0,88 0,77 0,87 0,75 0,85 0,71 0,82 0,66 0,78 Si+40 0,78 0,85 0,81 0,71 0,79 0,67 0,76 0,61 0,71 0,54 0,63 +45 0,73 0,80 0,74 0,63 0,71 0,57 0,66 0,50 0,58 0,37 0,45 + 50 . 0,68 0,74 0,67 0,55 0,61 0,47 0,54 0,36 0,41 — —
Продоллсение табл. 9.42 Примечания: 1. За расчетную температуру воздуха принимается наибольшая среднесуточная температура для данного района, повторяющаяся не менее 3 раз в году, а для помещений и туннелей — среднесуточная температура в них. За расчетную температуру воды и земли принимается наибольшая температура на глубине прокладки кабеля, взятая из многолетних наблюдений метеослужбы в данном районе. 2. Кабели, проложенные на открытом воздухе, должны быть зашищены от нагрева прямыми солнечными лучами. 3. Для неизолированных проводов и шин указанные коэффициенты следует применять только в случае, когда температура среды значительно отличается от среднесуточной температуры воздуха +25 °С, например в районах Крайнего Севера, тропиков и т. п. Таблица 9.Щ. Поправочный коэффициент КТ на удельное тепловое сопротивление рт, С ■ м/Вт, почвы Характеристика почвы Песок с влажностью до 4%, каменистая почва Песок с влажностью 4—7%, песчано-глинистая почва с влажностью 8-12% Нормальная почва, песок с влажностью 7 — 9%, песчано-глииистая почва с влажностью 12—14% Песок с влажностью более 9%, песчаио-глииистая почва с влажностью более 14 % Кг 0,75 0,87 1,0 1,05 Рт 3,0 2,0 1,2 0,8 Таблица 9.44. Поправочный коэффициент на число работающих кабелей, лежащих рядом в земле в трубах и без них Расстояние в кабелями, мм 100 200 300 1 1,0 1,0 1,0 2 0,90 0,92 0,93 Число кабелей 3 0,85 0,87 0,90 4 0,80 0,84 0,87 •5 0,78 0,82 0,86 б 0,75 0,81 0,85 Примечания: 1. При выборе поправочного коэффициента резервные кабели не учитываются. 2. Прокладка нескольких кабелей в земле с расстояниями в свету между ними менее 100 мм не рекомендуется. 3. При прокладке в воздухе и воде взаимное тепловое влияние рядом расположенных кабелей не учитывается. Таблица 9.45. Удельные термические сопротивления бумажной пропитанной изоляции и защитных покровов трехжильных силовых кабелей с поясиой изоляцией, С-м/Вт ЖИЛЫ, 10 16 25 35 50 70 95 120 150 185 240 1 0,47 0,38 0,29 0,25 0,21 0,18 0,16 0,16 0,16 0,15 0,13 Элемент Жильная 3 -~ 0,80 0,68 0,51 0,45 0,38 0.34 0,29 0,26 0,24 0,21 0,19 конструкции изоляция 6 0,97 0,83 0,73 0,64 0,58 0,50 0,42 0,37 0,32 0,30 0,30 и номинальное напряжение кабеля, кВ 10 1,06 1,01 0,89 0,82 0,72 0,66 0,57 0.51 0,47 0,43 0,37 Защитный покров ! 0,37 0,35 0,28 0,27 0,27 0,26 0,23 0,20 0,18 0,16 0,15 3 0,33 0,32 0,30 0,28 0,25 0,23 0,20 0,19 0,18 0,17 0,16 б 0,30 0,28 0,26 0,23 0,22 0,20 0,18 0,16 0,16 0,16 0,15 10 0,27 0,23 0,22 0,18 0.17 0,16 0,16 0,15 0,15 0,14 0,14
Таблица 9.46. Допустимая перегрузка по отношению к номинальной кабельных линий 6 —10 кВ Характер перегрузки В эксплуатации в течение: 0,5 ч 1,0 ч 3,0 ч На время ликвидации аварий в течение 5 сут при длитель- ности максимума: 1 ч 3 ч 6ч Вид прокладки, коэффициент предварительной нагрузки В земле 0,6 1,35 1,30 1,15 1,50 1,35 1,25 0,8 1,20 1,15 1,10 1,35 1,25 1,20 В воздухе 0,6 1,25 1,15 1,10 1,35 1,25 1,25 0,8 1,15 1,10 1,05 1,30 1,25 1,25 В трубах 0,6 1,20 1,10 1,00 1,30 1,20 1,15 0,8 1,10 1,05 1,00 1,30 1,15 1,10 Примечания: 1. Для кабельных линий, находящихся в эксплуаташш более 15 лет, перегрузки должны быть понижены на 10%. • 2. Перегрузка кабельных линий напряжением 20 — 35 кВ не допускается. 3. Трубы проложены в земле. Таблица 9.47. Выбор типа соединительных и коицевых муфт наружной установки для кабелей с бумажной изоляцией до 35 кВ Назначение муфты Соединитель- ные муфты Стопорные муфты Концевые муфты ^ном. кВ 1 6-10 20-35 6-10 20-35 1 6-10 20-35 Следует применять Эпоксидную СЭ*1, чугун- ную СЧм, СЧ Эпоксидную СЭ, СЭв, свинцовую СС Латунную СЛО, латунную СтЭО, свинцовую ССО Эпоксидную СЭ Латунную с эпоксидным СтОЭ Мачтовую КМ, эпоксид- ную КНЭ Мачтовую КМ, концевую КН*з Однофазную КНО Рекомендуется Латунная со сто- пором Ст и СтП*2 Латунная со сто- пором СтО -,. X Эпоксидная одно- фазная КНОЭц Допускается Эпоксидная СЭм Алюминиевая СА — - *! Несколько вариантов. *2 Муфта СтП предназначена для соединения кабелей с обедненно-пропитанной изоляцией типа ОСБВ с кабелями обычного исполнения. *3 Муфта КН — концевая с вертикальными выводами. Примечание. Муфты КНО применяются для одножильных кабелей и кабелей типа ОСБ, в том числе и для кабелей 6 — 10 кВ.
Таблица 9.48. Выбор типа заделок виутренней установки для кабелей с бумажной изоляцией 1-10 кВ Условия работы При разности уров- ней 10 м и более (для нижней заделки) Сухие помещения с относительной влаж- ностью не боле«>60% Влажные, сырые и особо сырые помеще- ния с относительной влажностью 61—75% и более Жаркие, сухие помещения Помещения с про- водящей пылью Помещения с хими- чески активной сре- дой (взрывобезопас- ные) Следует применять Эпоксидные КВЭн, КВЭк, КВЭтв, КВЭт, КВЭл Эпоксидную КВЭтв Эпоксидную КВЭтву, КВЭт — • Рекомендуется — Эпоксидные КВЭн, КВЭк, КВЭт Сухая КВсл Резиновая перчатка до 1 кВ КВР Эпоксидные КВЭн, КВЭк, КВЭп Резиновая перчатка до 1 кВ КВР Эпоксидные КВЭтв, КВЭн, КВЭк, КВЭт, сухая КВсл Эпоксидные КВЭтв, КВЭн, КВЭк, КВЭт при условии перио- дической чистки, КВЭп КВЭтв, КВЭн, КВЭк, КВЭт при от- сутствии контакта с агрессивными жид- костями, КВсл, КВЭп Допускается Свинцовая перчатка; КВС; термоусаживаемая полиэтиленовая перчат- ка КВТп до 1 кВ Резиновая перчатка КВРз до 6 кВ; свинцо- вая перчатка КВС; стальная воронка КВБ; эпоксидная КВЭп КВРз до 6 кВ; КВТп до 1 кВ; свинцовая перчат- ка КВС; стальная во- ронка КВБ Резиновая перчатка КВР до 6 кВ; свинцовая перчатка КВС; эпоксид- ная КВЭп Резиновая перчатка КВР до 1 кВ при условии периодической чистки; термоусаживаемая полиэтиленовая перчат- ка КВТп Резиновая перчатка КВРз до 6 кВ; свин- цовая перчатка КВС КВТп Примечания: 1. Согласно указаниям Минэнерго при выборе концевых муфт и заделок необходимо учитывать следующее: а) концевые мачтовые муфты наружной установки типа муфт Фирсова применять запрещается; б) поливинилхлоридные заделки типа КВВ и резиновые заделки типа КВР разрешается применять только в сухих помещениях, КВВ — до 10, а КВР — до б кВ; в) трансформаторные подстанции городских кабельных сетей и КТП наружной установки относятся к сырым помещениям; г) сухие заделки типов КВР и КВВ через 5 — 6 лет после монтажа дают очень высокую пов- реждаемость (до 2% КВР и 1,5% КВВ) по причине потери герметичности вследствие растрескивания резиновых и поливинилхлоридных перчаток (старения), что приводит к увлажнению жил кабеля, коро- нированию и разрядам при рабочем напряжении. 2. Определение терминов в табл. 9.48, 9.49: «следует применять» — данная конструкция является лучшей и обязательной к применению; «рекомендуется» — данная конструкция является одной из лучших, но не обязательной, этот же термин применяется и к конструкциям, рекомендуемым в опытно- промышленную эксплуатащпо при отсутствии других решений; «допускается» — данная конструкция является удовлетворительной, а в ряде случаев вынужденной, этот же термин применяется к опытным конструкциям. 3. Для кабелей 20 — 35 кВ в помещениях применяются эпоксидные концевые заделки типа КВЭО, которые рекомендуются также для помещений с проводящей пылью при условии периоди- ческой их чистки и для помещений с химически активной средой при отсутствии контакта с агрессивными жидкостями.
Таблица 9.49. Типы муфт и защитных кожухов к ним дли силовых кабелей с пропитанной бумажной и пластмассовой изоляпией Обозна- чение типа Наименование Область применения С о Ст СтП СП КН КМ KB к Кз Кв Муфта соединительная Муфта ответвительная Муфта стопорная Муфт§( с^опорно-пере- ходная Муфта соединительная переходная Муфта концевая наружной установки Муфта концевая мачтовая Муфта (заделка) конце- вая внутренней упаковки Кожух защитный Кожух защитный под- земный Кожух защитный под- водный Для соединения кабелей Для ответвления кабеля Для соединения кабелей, проложенных на трассах с разностью уровней больше нормированной для данного кабеля* Для соединения кабеля с поясной изоляцией с кабелем с отдельными^металлическими оболочками Для соединения кабеля с бумажной изоляцией с кабелем с пластмассовой изоляцией Для оконцевания кабелей на открытом воздухе Для оконцевания кабеля при переходе на воздуш- ную линию электропередачи Для оконцевания кабеля внутри помещения Для муфт, прокладываемых в каналах и туннелях Для муфт, прокладываемых в земле Для муфт, прокладываемых под водой * А также для соединения кабеля с нормально пропитанной изоляпией и кабеля с обедненно- пропитанной изоляцией. Примечания: 1. В марку муфт силовых кабелей с бумажной изоляцией входят обозначения типа, материала (Ч — чугун, С — свинец, Л — латунь) и конструктивного исполнения (О — однофазная муфта, трехфазное исполнение обозначения не имеет), например свинцовая соединительная муфта внутренним диаметром 90 мм для кабеля сечением 3 х 120 мм2 на напряжение 6 кВ в чугунном герметичном кожухе с горловиной 65 мм: муфта СС—90—КчЧг—65—Зх 120—6 ГОСТ 13781ц2—77*Е. 2. Марки муфт кабелей с пластмассовой изоляпией составляются из букв, первая из которых указывает материал изоляции кабеля (П — полиэтилен и поливинилхлорид, Пв — полиэтилен вулканизи- рованный), затем идет обозначение типа муфты и материала (Э — эпоксидная, ел — на основе само- склеивающихся лент, Эл — эластомерная), в конце, если необходимо, указывается конструктивное испол- нение (например, О — однофазная муфта). 3. Монтаж муфт должен выполняться согласно «Технической документации на муфты для силовых кабелей с бумажной и пластмассовой изоляцией до 35 кВ» 1982 г. 9.5. СОЕДИНЕНИЕ И ОКОНЦЕВАНИЕ ЖИЛ .СИЛОВЫХ КАБЕЛЕЙ 1-35 КВ. Таблица 9.50. Область применения различных способов соединениями оконцевания жил соловых кабелей 1—35 кВ i» Виды работы, способ выполнения Сечение жил, мм2 Рекомендации по применению Окоицевание алюминиевых жил Опрессовка трубчатыми наконечни- ками по ГОСТ 9581-80* Термитная сварка с применением наконечников со стержнем Пайка наконечников типа II не- посредственным сплавлением при- поем 16-240 300-800 16-240 Следует применять до 10 кВ То же
Продолжение табл. 9.50 Виды работы, способ выполнения Пайка специальными наконечника- ми на 20 — 35 кВ Электродуговая сварка в защитном газе Электродуговая сварка в защитном газе Эдектродуговая сварка угольным электродом »» Сечение жил, мм2 25-185 16-240 300-1500 300- 1500 Рекомендации по применению Следует применять Допускается до 1 кВ Рекомендуется до 1 кВ То же Соединение алюминиевых жил Термитная сварка встык патронами типа А Опрессовка гильзами по ГОСТ 23469.2-79 Пайка поливом в формах, жилы разделываются ступенчато или под срез на 55° Пайка непосредственно сплавлени- ем припоем Пропано-кислородиая сварка в стальных формах 16-800 16-240 16-240 16-240 16-240 300-1500 Следует применять Рекомендуется до 1 кВ Допускается до 10 кВ Следует применять до 10 кВ Рекомендуется до 10 кВ Следует применять до 10 кВ Допускается до 10 кВ Ответвление алюминиевых жил Пайка непосредственным сплавле- нием припоя в форме Пайка способом полива припоя в форме Пропанокислородная сварка в трой- никовой форме 16-240 16-240 800-1500 Допускается до 1 кВ То же Следует применять до 1 кВ Оконцевание медных жил Пайка наконечников типа П, ГОСТ 23469.1-82 Пайка многопроволочной жилы на втычном наконечнике Опрессовка наконечниками по ГОСТ 23469.2-79 Пайка специальными наконечника- ми на 20 — 35 кВ 1,5-300 16-240 4-240 25-300 Следует применять до 10 кВ Допускается до 1 кВ Следует применять до 10 кВ Следует применять до 35 кВ Соединение медиых жил Опрессовка гильзами типа ГМ, ГОСТ 23469.3-79* Пайка гильз типа ГП, ГОСТ 23469.1-82 Пайка в гильзах (на 20 — 35 кВ специального исполнения) 16-240 16-300 16-300 Следует применять до 10 кВ То же Следует применять до 35 кВ Ответвление медиых жил Пайка гильз, ГОСТ 23469.4-83 I 16-240 I Следует применять
Таблица 9.51. Условные обозначения гильз, иакоиечииков и жил кабеля Тип Назначение П ГП ГМ ГА ТА ТАМ ЛА ЛАР ЛАФ ЛАШ ЛАШт Н НО с со Наконечник штампованный для оконцевания пайкой, медный Гильза соединительная медная для соединения пайкой, ГОСТ 23469.1—82 Гильза соединительная медная для соединения опрессовкой, ГОСТ 23469.3-79 Гильза соединительная алюминиевая для соединения опрессовкой, ГОСТ 23469.2-79 Наконечник трубчатый алюминиевый для оконцевания опрессовкой, ГОСТ 9581-80* То же медно-алюминиевый Наконечник литой из алюминиевого сплава для оконцевания алюминие- вых жил сваркой, ГОСТ 7387 — 82 То же с зажимной частью, расположенной по нормали к оси жилы То же флажковый То же с хвостовиком в виде штуцера То же с хвостовиком в виде штуцера с удлиненной выступающей жиль- ной частью закрытого хвостовика наконечника для термитной сварки Буква, стоящая последней в обозначении типа,— наконечник предназна- чается для- модификационных исполнений плоских выводов электротехни- ческих устройств Круглая многопроволочная жила (нормальное исполнение) Круглая однопроволочная жила Секторная многопроволочная жила Секторная однопроволочная жила Примечания: I. Пример обозначения: гильза ГП-27, ГОСТ 23469.1—82 — гильза диаметром 27 мм для соединения пайкой. -v 2. Для оконцевания и соединения алюминиевых жил кабеля следует выбирать для получения наибольшей надежности определенные способы опрессовки: а) жилы типа С — комбинированное обжатие (шестигранное сплошное обжатие в сочетании с местным вдавливанием, рис. 9.2, в), наконеч- никами типа ТА (изготовленными из трубки) и местное вдавливание наконечниками типа ПА (изго- товленными из прутка) инструментом УСА (рис. 9.2, б), жилы типа Н — местное вдавливание на- конечниками типа ТА инструментом УНИ-2А или УСА (рис. 9.2, а, в) и местное вдавливание на- конечниками типа ПА инструментом УСА (рис. 9.2, б). Перед опрессовкой обязательна зачистка жил и наконечников с последующей смазкой кварцевазелиновой пастой. Недопустимо уменьшение размеров наконечников — длины трубчатой части и толщины стенки. ш —м Ш Ш --=—. .± _ = ■ А -*»- Рис. 9.2. Контактные соединения, выполнен- ные различными способами опрессовки: а — местным вдавливанием инструментом УНИ- 2А; б — местным вдавливанием инструментом УСА; в — комбинированным обжатием
Таблица 9.52. Термитные патроны для сварки изолированных проводов, кабелей и приварки иакоиечвиков (ТУ 84-547—80) Тип патрона ПА-16 щ. ПА-25 ПА-35 •" 'ПА-50 ПА-70 ПА-95 ПА-120 ПА-150 ПА-185 ПА-240 ПА-300 ПА-400 ПА-500 ПА-625 ПА-800 сваривае- водников, к в а В" Йп 16 25 35 50 70 95 120 150 185 240 300 400 500 625 800 Размеры, мм термитной шашки Длина 20 22 24 28 34 40 44 44 46 55 60 70 70 80 100 Диаметр на- руж- ный 20 25 30 35 35 45 45 55 55 60 65 75 80 80 85 отвер- стия 8 8 8 10 12 14 15 16 18 18 18 20 22 24 26 кокиля Длина 28 33 34 38 41 46 50 50 58 60 75 80 90 95 115 н к! S я* Ч« к 7,6 9,2 11,3 12,9 14,6 17,7 19,3 21,1 23,2 25,3 27,1 30,6 34,7 37,9 42,2 ши Длина 10 12 12 15 16 16 20 20 24 25 30 30 30 35 42 втулки [ колпачка Диаметр внут- рен- ний 5,3 6,9 7,9 9,5 11,3 13,3 14,8 16,3 18,3 20,8 22,9 26,4 29,5 32,7 37,0 на- руж- ный 7,4 9,0 П,1 12,8 14.5 17,5 19,2 21,0 22,9 25,0 26,9 30,4 34,5 37,7 42,0 Масса, г я 3 а В 10 16 26 42 50 95 102 154 172 296 340 480 560 680 820 га Я а. н с 14,4 25,2 37,9 60,5 74 128 142 205 237 315 438 597 750 905 1128 Примечания: 1. Колпачки применяются при сечении соединяемых проводников до 240 мм2, а втулки — от 300 мм2 и более. 2. Допускаются отклонения внутреннего диаметра кокиля +0,4 мм от приведенных в таблице размеров. 3. Для сварки одножильных проводов в скрутке по торцам применяются термитные патроны АТО для суммарного сечения свариваемых проводов. 4. Для сварки жил кабелей, проводов и приварки кабельных наконечников могут быть при- менены также термитные патроны для сварки неизолированных проводов, см. табл. 8.84 (см. «Инструк- цию по оконцеванию и соединению алюминиевых и медных жил изолированных проводов и кабелей» МСН 139-67 ММСС СССР). 5. Термитный патрон устанавливается на жилах таким образом, чтобы стык жил находился против центра литникового отверстия муфеля. Зазор между кокилем и жилой уплотняется асбестовым шнуром. Охладители, установленные sra соединительной планке, накладываются на оголенные участки жил. Между охладителями и термитным патроном устанавливаются асбестовые экраны. Жилы, не участ- вующие в сварке, защищаются от пламени асбестовым картоном. 6. Перед установкой патронов на концы жил насаживаются алюминиевые колпачки термитного патрона. Для этого секторным многопроволочным жилам придают круглую форму. В случае одно- проволочных жил на них вместо колпачков насаживают втулки с секторными отверстиями. 7. При сварке жил кабелей напряжением 20 и 35 кВ на жилы надевают специальные алюминиевые гильзы с размерами, приведенными в табл. 9.53. 8. При сварке в литниковое отверстие патрона вводится присадочный пруток, мешалкой переме- шивается жидкий металл в зоне сварки, для того, чтобы разрушить оксидную пленку, вывести из него шлак и газы. Таблица 9.53. Алюминиевые гильзы Сечение свариваемых жил, мм 35 50 70 95 120 150 185 Длина 48 58 58 58 74 74 76 Размеры литника 5,5 8 10 12 14 14 16 гильз, мм Диаметр наружный 11,1 12,8 • 14,5 17,5 21,0 21,0 22,9 внутренний 7,9 9,5 11,3 13,3 14,8 14,8 18,3
9Ж ПОДПИТЫВАЮЩАЯ АППАРАТУРА МАСЛОНАПОЛНЕННЫХ КАБЕЛЕЙ НИЗКОГО ДАВЛЕНИЯ Избыточное давление масла в строитель- ных длинах маслонаполненных кабелей при изготовлении, транспортировке, хранении, монтаже, а также в кабельной линии во время эксплуатации поддерживается при по? мощи баков давления типов БД-6-0,25, БД-7-0,25, БД-23-0,25. Бак давления (рис. 9.3,й) состоит из батареи сильфонных элементов, корпуса, арматуры. Сильфонный элемент представляет собой дискообразную герме- тичную коробку, изменяющую свой объем под действием давления. Сильфон заполня- ется азотом до избыточного давления 0,0245 МПа (0,25 кгс/см2). При поступлении масла в корпус бака сильфонные элементы сжимаются и давление азота в" элементах (а также масла в баке) возрастает. При уменьшении давления в кабеле масло из бака поступает в кабель, а давление масла в баке и в сильфонных элементах уменьшается. Располагаемый объем бака зависит в значительной степени от окружающей темпе- ратуры. На рис. 9.3,б,в приведены объем- ные характеристики баков давления для раз- личных температур. Каждый барабан с кабе- лем обычно снабжается одним баком. Коли- чество баков, устанавливаемых на кабельной линии, определяется расчетом подпитки ли- нии при ее проектировании, исходя из наихудших условий работы линии. Коэффи- циент запаса для потребной емкости баков принимается не менее 1,2. 1 1 1 4 ■t°c> 7с> *40 0s ■40, \ ч _ тА _- - 1 1 "Г -h +- 1 i i 1 О 5 10 15 JS 10 15 50 55 60 Vfil,Ji В) ^. 0 ?C°*W t"c= ф о4 -т "У1 '/ 1 У/ у 1 1 1 1 1 / /| Й2 1 1 1 rt«*. t°C= 'Л :'}tf, ^ — И -т л t-t 1 i 11 1\ 'Т 1 1 С 5 10 15 20 1,5 30Vptf,t 0 5 10 15 Z0VmS,Ji Рис. 9.3. Общий вид бака давления типа БД-6-0,25 и зависимость между объемом и давлением при разных температурах: а — общий вид бака; б — зависимость для бака давления типа БД-6-0,25; в — то же для бака давления типа БД-7-0,25; г —то же для бака давления типа БД-23-0,25
9.7. ИСПЫТАНИЕ КАБЕЛЬНЫХ ЛИНИЙ Продолжительность приемочных испыта- ний каждой фазы для кабельных линий 3 — 35 кВ после прокладки — 10 мин, после ка- питального ремонта и в эксплуатацию — 5 мин. Частота испытаний выбирается в зависимости от состояния кабельных трасс, качества монтажа, рельефа местности (боль- шее или меньшее количество крутонаклон- ных участков, речных переходов и т. д.), количества землянь1| работ в охранной зоне и эффективности надзора над ними, степени автоматизации, удельной повреждаемости, т. е. совокупности факторов, являющихся функцией многолетнего уровня эксплуатации кабельных линий. Обычно частота испытаний колеблется от 2 раз в год для линий, имевших ранее много повреждений, до 1 раза в три года для линий, повреждавшихся очень редко (одно повреждение за пять —де- сять лет). Кабельные линии напряжением до 1 кВ испытываются мегаомметром 2500 В при приемке в эксплуатацию и после капиталь- ного ремонта. Таблица 9.54, Испытательные напряжения муфт силовых кабелей с пропитанной бумажной изоляцией (ГОСТ 13781.0-86 Е) кВ 1 3 6 10 20 35 Соединительные муфты всех типов Напряжение постоянного тока*1, кВ Муфты на кабельных линиях 6 18 36 60 100 175 Муфты на отрезках кабеля 6 18 45 60 100 175 Концевые муфты наружной установки Действующее значение переменного тока, кВ Муфты на отрезках кабеля*2 7 25 32 42 68 100 в сухом состоянии 8 27 36 46 75 ПО под дождем 6 20 26 34 55 85 Максимальное значение импульсного напряжения, кВ полная волна 15 44 60 80 125 195 срезанная волна 18 52 73 100 158 240 *' Продолжительность испытания постоянным током 10 мин. *2 Продолжительность испытания соединительных муфт переменным током 40 мин. Примечания: I. Соединительные и концевые муфты для кабелей с пластмассовой изоляцией должны выдерживать после монтажа на кабельной линии испытательное напряжение постоянного тока 6 U„ в течение 10 мин. 2. Испытательные напряжения для концевых муфт наружной установки для кабелей с бумажной изоляцией и кабелей с пластмассовой изоляцией на напряжение 3 — 6 кВ одинаковы. • 3. Муфты для кабелей с пластмассовой изоляцией должны выдерживать в течение 4 ч следующие испытательные напряжения переменного тока 50 Гц: Уном. *В 0,66 1 3 6 Uuc„, кВ 2,5 4 8 15 Таблица 9.55. Испытательное напряжение вьшрямлениого тока, кВ, длн кабелей с бумажной изолинией Вид испытания После прокладки и мон- тажа После капитального ре- монта В эксплуатации Кабельные линии с номинальным напряжением, кВ 3' 18 15-25 15-25 6 36 30-50 30-50 10 60 50-70 50-70 20 100 100 80-100 35 175 175 150-175
9.8. ВИДЫ ПОВРЕЖДЕНИЙ КАБЕЛЬНЫХ ЛИНИЙ Повреждения кабельных линий можно разделить на две группы — аварийные и полученные в результате испытаний по- вышенным напряжением. К первой группе по характеру повреждений относятся: а) однофазные замыкания на землю в результате электрического пробоя при рабо- чем напряжении; они могут быть двух видов — устойчивые и неустойчивые. Устой- чивые замыкания, которые удерживаются достаточно продолжительное время в рабо- тающей сети с компенсированной нейтралью и отключаются («от руки») дежурным персо- налом по показаниям земляной сигнализа- ции, характеризуются весьма малым пере- ходным сопротивлением фаза — земля вслед- ствие приварки жилы к оболочке емкост- ным током (импульс переходного емкостно- го тока до вступления в действие дугога- сящего реактора может достигать нескольких тысяч ампер при длительности 5 — 10 мс и повторяться неоднократно до тех пор, пока не произойдет приварка или автомати- ческое отключение вследствие прожога изо- ляции неповрежденной фазы и перехода в короткое замыкание). Как правило, устой- чивое замыкание на землю имеет место при электрическом пробое в целом месте кабеля, а иногда и при прямом его механическом повреждении. Неустойчивые замыкания (за- плывающие пробои), характеризующиеся пе- риодическим появлением «земли», после от- ключения поврежденной линии легко пере- водятся в устойчивые с малым переходным сопротивлением замыкания путем дожигания высоковольтной испытательной установкой; исключением являются повреждения в воде и иногда в соединительных муфтах, дающих заплывающий пробой; б) все виды коротких замыканий — двух- и трехфазные, сопровождающиеся замыка- нием на землю; в) растяжки одной или более фаз без замыкания на землю или с замыканием одной фазы. Растяжки чаще всего возникают в соединительных муфтах 0,4 и муфтах 6 — 10 кВ спаренных кабелей, когда один из кабелей берет на себя нагрузку второго, имеющего растяжку. Растяжка спаренных ка- белей обнаруживается при отключении одно- го из них или по несимметрии токов на- грузки. Часто применяемое на практике параллельное соединение вторичных обмоток трансформаторов нулевой последователь- ности не позволяет обнаружить такие рас- тяжки. Вторая группа — повреждения, выявлен- ные профилактическими испытаниями высо- ким напряжением. Первоначально все эти повреждения характеризуются высоким пере- ходным сопротивлением, обычно легко сни- жаемым дожиганием постоянным током. Относительно редко возникают случаи за- плывающего пробоя, дожигать которые не следует. Перед началом измерений проводится определение характера повреждения мегаом- метром с обоих концов линии и, если это не удается, — с помощью высоковольт- ной испытательной установки, после чего выбирается метод отыскания места поврежде- ния. Методы измерений подразделяются на две группы: относительные, дающие расстоя- ние повреждения от места измерения, и абсолютные, позволяющие найти место по- вреждения непосредственно на трассе. Относительные методы обладают замет- ной погрешностью, которая в сиЛу ряда причин — неоднородности кабельной линии, собственной погрешности приборов и дру- гих — не может быть менее 2 % и зачастую гораздо выше. Вследствие этого почти всегда требуется уточнение места повреждения на трассе. Использование только второй группы методов значительно увеличивает трудоем- кость на длинных линиях, а в некоторых случаях они неприменимы совсем, например при заплывающих пробоях. Рационально со- четать два метода отыскания мест повреж- дений — относительный $ абсолютный ,в за- висимости от характера-повреждения, длины трассы и конструкции кабеля.
9.9. ЗАЩИТА КАБЕЛЬНЫХ ЛИНИЙ ОТ КОРРОЗИИ Таблица 9.56. Виды за1циты от коррозии подземных сооружений Вид защиты Прямой электриче- ский дренаж*1 '1- Поляризованный электрический дренаж Усиленный электри- ческий дренаж Катодная защита N Протекторная защи- та*2 Поляризованная про- текторная защита Краткая характеристика защиты Электрический проводник (провод, кабель), соединяющий защищаемое сооружение с рель- сами электрифицированного транспорта или отрицательной шиной тяговой подстанции Устройство, имеющее одно- стороннюю проводимость, ко- торая осуществляется путем применения релейно-контактор- ных схем или полупроводни- ковых диодов Устройство, в цепи которого включен источите постоянного тока таким образом, чтобы по- тенциал на защищаемом со- оружении был выше потенциала рельсов Регулируемое устройство, со- держащее источник тока, обес- печивающий отрицательный по- тенциал защищаемого сооруже- ния по отношению к земле Магниевые цилиндрические аноды из сплава МЛ-4 или МЛ-5 с расположенным в цент- ре стальным сердечником в виде спирали или стержня Одиночный протектор (или группа-их), электрически соеди- ненный с подземным сооруже- нием через полупроводниковые диоды Область применения Прямой электрический дренаж имеет двустороннюю проводи- мость, применим при исключе- нии, возможности стекания через него токов с рельсов в защи- щаемое сооружение Применяется, когда потенциал защищаемого сооружения по от- ношению к рельсам (отрица- тельной шине тяговой подстан- ции, земле) знакопеременный или положительный и когда раз- ность потенциалов «сооруже- ние— рельсы» больше разности потенциалов «сооружение — зем- ля» Применяется при наличии на подземном сооружении опасной зоны, потенциал которой ниже потенциала рельсов. Рекоменду- ется при наличии нескольких источников блуждающих токов и при разветвленной сети под- земных сооружений Защита подземных кабелей в опасных зонах при положитель- ном потенциале оболочки кабеля по отношению к земле Применяется для защиты от почвенной/коррозии, устанавли- ваютей'через определенные ин- тервалы и электрически соеди- няются с металлической обо- лочкой кабеля или трубопровода Применяется при наличии блуждающих токов частоты 50 Гц в зоне знакопеременно- го блуждающего тока в грунтах с удельным сопротивлением не более 60 Ом-м *1 Электрический дренаж — отвод блуждающих токов от защищаемого сооружения к источнику этих токов. *2 Протекторы МГА-1, -2, -5, -6: диаметр цилиндра 110, длина 600 мм, масса 10,36 кг; МГА-3, -4, 8: диаметр цилиндра 85, длина 500 мм, масса 5,2 кг, ГОСТ 16149—70.
Таблица 9.57. Значение поляризованных (защитных) потенциалов по отношению к неполяризующемуся медт-сульфатиому электроду*1 Металл Сталь Свинец Алюминий Защитное покрытие С защитным покрытием*2 С защитным покрытием и без него С частично поврежденным покры- тием Среда Любая Кислая Любая Защитный потенциал, В мини- мальный -0,85 -0,50 -0,85 макси- мальный -1,10 -1,10 -1,38 41 Потенциал неполяризующегося насыщенного медно-сульфатного электрода по отношению к стандартному водородному электроду больше на 0,3 В, т. е. если по отношению к медно-суль- фатному электроду минимальный потенциал равен —0,50 В, то соответственно по водородному ов составит —0,20 В. 42 Для стали без защитного покрытия максимальный потенциал не ограничивается. Примечания: 1. Катодная поляризация металлических подземных сооружений должна осуществляться таким образом, чтобы создаваемые на всей поверхности этих сооружений поляри- зационные потенциалы (по абсолютной величине) были не менее указанных в табл. 9.57 и не более значений в графе «Максимальный защитный потенциал», за исключением стальных сооружений без защитного покрова, для которых максимальный отрицательный потенциал не ограничивается (ГОСТ 9.015-74* и ГОСТ 25812-83). 2. При проектировании прокладки кабелей с двойным шланговым покровом поверх оболочки и брони разработка проекта электрической защиты не производится. Катодная поляризация таких кабелей в опасных зонах осуществляется лишь в случае нарушения сплошности покрытия. Кабели со свинцовой или алюминиевой оболочкой и броней без наружного полимерного покрытия шлангом, расположенные в опасных зонах, подлежат защите путем катодной поляризации. Таблица 9.58. Области применения защитных покровов кабеля при прокладке в земле (траншеях) и наличии воздействии блуждающих токов Условия прокладки и тип оболочки Конструкция защитных покровов* Кабель не подвергается значительным рас- тягивающим усилиям Оболочка: свинцовая алюминиевая стальная гофрированная неметаллическая без оболочки Бл, Б2л, Б2лШп, Б2лШв, БШп, БШв Бп, Б2л, Шв, БлШв, Шп, БлШп, . БпШп, Б2лШв, БвШв, Б2лШп Шв, Шп Б БбШв, БбШп "5 »* Кабель подвергается значительным растяги- вающим усилиям Оболочка: свинцовая алюминиевая неметаллическая Пл, П2л, П2лШв, ПШв, ПШп, П2лШп П2л, ПлШв, П2лШп, П2лШп П * Буквенные обозначения по ГОСТ 7006 — 72* — см. табл. 9.10, соответствующие марки кабелей- см. табл. 9.6.
9.10. МАТЕРИАЛЫ И ИЗДЕЛИЯ, ПРИМЕНЯЕМЫЕ ПРИ МОНТАЖЕ КАБЕЛЬНЫХ ЛИНИЙ Таблица 9.59. Материалы и изделив, применяемые ири монтаже кабельных муфт и заделок Материал или изделие Ветошь обтирочная сортированная Гильзы соединительные медные для кабелей до 10 кВ {. Гильзы ответвительные медные для соединения пайкой кабелей до 1 кВ Жир паяльный Замазка рамная Кварц молотый пылевидный Клей ХВК-2а Клей 88-Н Компаунд эпоксидный: К-115 К-176 Э-2200 УП-5-109 УП-5-199-1 Комплекты бумажных роликов, рулонов и бобин хлопчатобумажной пряжи для монтажа муфт силовых кабелей Лак битумный: лак БТ-577 лак БТ-99 Нитки: хлопчатобумажные швейные капроновые Нить вискозная на сновальных валиках и сек- ционных катушках Нитки льняные для обуви технического и быто- вого назначения Отвердитель: полиэтиленполиамин (НЭПА) диэтилентриамин (ДЭТА) УП-0633М УП-0636 Парафины нефтяные твердые Паста кремнийорганическая КПД Перчатки хирургические резиновые Полиэтилен низкомолекулярный Припои оловянно-свинповые Полосы припоя А \ Жилы токоироводящие медные- и Алюминиевые для кабелей, проводов и шнуров ] Проволока стальная оцинкованная для брониро- вания электрических проводов и кабелей Продукт (клей) ПЭД-Б Пряжа хлопчатобумажная суровая крученая для ткацкого производства Лаки кремнийорганические электроизоляционные Лак этилцеллюлозный Лак ЭА-4 Лак электроизоляционный пропиточный ГФ-95 Цапонлак Лакоткань электроизоляционная ГОСТ или ТУ ГОСТ 5354-79 ГОСТ 23469.1-82 ГОСТ 23469.4-83 ТУ 36-1170-79 ТУ 48-08-24-77 ГОСТ 9077-82 ТУ 6-10-463-75 ТУ 36-105-1061-76 ТУ 6-05-1251-75 ТУ 6-05-1251-75 Производство ЧССР ТУ 6-06-241-171-80 ТУ 6-05-241-171-80 ГОСТ 8327-77* Е ГОСТ 5631-79* ГОСТ 8017-74* ГОСТ 6309-80* ОСТ 11-33-74 ГОСТ 14862-76* ГОСТ 2350-73* ТУ 6-02-594-80Е ТУ 6-02-914-79 ТУ 6-05-1863-78 ТУ 6-05-241-182-78 ГОСТ 23683-79 ТУ 6-02-833-78 ГОСТ 3-75* ТУ 6-05-1837-77 ГОСТ 21930-76* ТУ 48-21-71-72 ГОСТ 22483-77* ГОСТ 1526-70* ТУ 6-05-211-943-74 ГОСТ 6904-83 ГОСТ 16508-70* ТУ 6-10-691-69 ОСТ 6-10-391-74 ГОСТ 8018-70* ОСТ 6-10-391-74 ГОСТ 2214-78 Е
Продолжение табл. 9.59 Материал или изделие Лента самосхлеивающаяся: ЛЭТСАР ЛЭТСАР ЛП ЛЭТСАР ЛПП ЛЭТСАР. ЛПм ЛЭТСАР ЛППм ЛЭТСАР ЛПТ Лента поливинилхлоридная электроизоляционная Лента из поливинилхлоридного пластиката Лента полиэтиленовая с липким слоем Ленты электроизоляционные из стеклянных нитей ЛЭС Лента изоляционная прорезиненная Лента для электропромышленности Лента смоляная Лакоткань электроизоляционная Наконечники кабельные алюминиевые и медно- алюминиевые, закрепляемые опрессовкой Наконечники кабельные медные, закрепляемые опрессовкой Растворитель : бензин—растворитель для лакокрасочной промышленности сольвент каменноугольный ксилол каменноугольный Ткани хлопчатобумажные бязевой группы Состав уплотнительный УС-65 Составы для заливки кабельных муфт Состав вязкий пропиточный МП Кислота стеариновая техническая Трубка: кремнийорганическая наиритовая трехслойная термоусаживаемая Трубка из поливинилхлоридного пластиката Фольга: кашированная ФКПП-120 алюминиевая для технических целей Шнуры асбестовые Шпагат технический Эмали ХВ-124 различных цветов и ХВ-125 Эмали марок ГФ-92 Канифоль сосновая ГОСТ или ТУ ТУ 38-103-171-80 ТУ 38-103-272-80 ТУ 38-103-419-78 ТУ 38-403.336-79 ТУ 38-103.523-82 ТУ 38-103.418-78 ГОСТ 16214-70* ТУ 6-05-1254-75 ГОСТ 20477-75* ГОСТ 5937-81 ГОСТ 2162-78 ГОСТ 4514-78* ТУ 16-503-020-76 ГОСТ 2214-78* Е ГОСТ 9581-80* ГОСТ 23469.1-82 ГОСТ 3134-78* ГОСТ 1928-79* ГОСТ 9949-76* ■ГОСТ 11680-76* ТУ 48-01-74-78 ГОСТ 6997-77* ОСТ 160-686.052-73 ГОСТ 6484-64* ТУ 15-503.031-76 ТУ 38-105-1061-76 ТУ 16-505-930-76 ТУМИ 584-80 ГОСТ 19034-82 ГОСТ 618-73* ГОСТ 1779-83 ГОСТ 16266-70* ГОСТ 10144-74* ГОСТ 9151-75* ГОСТ 19113-84 Ч ^ Раздел десятый ЗАЩИТА ОТ ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЙ 10Д. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ Напряжение, сколь угодно длительное приложение которого безопасно для электро- оборудования, называется наибольшим рабо- чим напряжением сети t/наиб.раб- Любые по- вышения напряжения сверх наибольшего ра- бочего в той или иной степени в . зави- симости от их длительности опасны для изоляции и называются перенапряжениями. Защита от перенапряжений включает в себя комплекс мероприятий, ограничиваю-
ших перенапряжения при грозе, коммута- циях и повреждениях до уровня, безопасного для изоляции. В комплекс входит установка молниеотводов стержневых и тросовых. Основными аппаратами для защиты от пере- напряжений являются вентильные разрядни- ки (ГОСТ 16357 — 83*), ограничители пере- напряжений нелинейные (ОПН) и трубчатые разрядники (ГОСТ 11475-80*). Дополни- тельно в ряде случаев используются шунти- рующие реакторы, программируемые ком- мутации, предвклаачаемые резисторы в выключателях, а также релейная защита от повышений напряжения. Испытательные напряжения электрообо- рудования 3 — 750 кВ, характеризующие уро- вень его изоляции, нормируются ГОСТ 1516.1-76* и ГОСТ 20690-75*. Установка разрядников и ОПН должна производиться в соответствии с ПУЭ. Во время эксплуа- тации необходимо осуществлять техническое обслуживание средств защиты от перенапря- жений с периодическим контролем в соот- ветствии с «Инструкцией по эксплуатации средств защиты от перенапряжений И-34-70- 021—85» (М., Союзтехэнерго, 1986). Вопросы защиты о* перенапряжений изложены также в «Правилах технической эксплуатации» (М., Энергоатомиздат, 1984) и «Руководя- щих указаниях по защите электростанций и подстанций 3 — 500 кВ от прямых ударов молнии и грозовых волн, набегающих с ли- ний электропередачи» (СЦНТИ ОРГРЭС, Москва, 1975). Перенапряжения подразделяются на гро- зовые (атмосферные) и внутренние. Грозовые перенапряжения возникают при ударе молнии в электрическую уста- новку (перенапряжения прямого удара) или вблизи нее в землю (индуцированные). Длительность грозовых перенапряжений — около 100 мкс. Внутренние перенапряжения разделяются на резонансные, возникающие в результате изменения соотношений между индуктив- ностями и емкостями цепи при неблаго- приятном сочетании схемы, параметров и режима сети, и коммутационные, возникаю- щие при различных нормальных и аварий- ных коммутациях и повреждениях. Ре- зонансные перенапряжения могут существо- вать длительно, до изменения схемы или ре- жима. Коммутационные перенапряжения имеют длительность от нескольких тысячных до нескольких сотых долей секунды. Кратковременные повышения напряже- ния с частотой, близкой к промышленной, длительностью в несколько десятых долей секунды по терминологии МЭК и СИГРЭ называются временными перенапряжениями. Внутренние перенапряжения характери- зуются кратностью, т. е. отношением макси- мального перенапряжения к амплитуде наи- большего рабочего фазного напряжения к = = ЬгПер/Ьгф> либо ударным коэффициентом, т. е. отношением максимального перенапря- жения к амплитуде установившегося или квазистационарного напряжения 50 Гц: Наиболее важные виды коммутационных перенапряжений: при плановых включениях и отключениях нснагруженных линий, реак- торов и ненагруженных трансформаторов; при аварииньж разрывах электропередачи в процессе ликвидации короткого замыкания или асинхронного хода; при АПВ. В сетях с изолированной или компенсированной нейт- ралью возникают перенапряжения при дуго- вых однофазных замыканиях на землю. В сетях 6 — 220 кВ уровни изоляции выбираются достаточно высокими, чтобы противостоять возможным внутренним пере- напряжениям; в сетях 330 — 1150 кВ приме- няются различные мероприятия для прину- дительного "ограничения внутренних пере- напряжений. 10.2. РАЗРЯДНЫЕ НАПРЯЖЕНИЯ ВОЗДУШНЫХ ПРОМЕЖУТКОВ И ИЗОЛЯЦИОННЫХ КОНСТРУКЦИЙ Разрядные напряжения воздушных про- межутков. Амплитуда .разрядных напряжений для плоских электродетЫравномерное поле) при промышленной "частоте и постоянном напряжении (1 < S < 20 см), кВ, C/p = 24,55SS + 6,66l/SS, где S — расстояние между электродами, см; к 0,386р о — —- £ относительная плотность воз- 273 + t духа; р — давление, мм рт. ст. Действующие значения разрядных на- пряжений и амплитуда 30%-ного разрядного напряжения для стержневых промежутков приведены в табл, 10.1. Действующее значение разрядных на- пряжений воздушных стержневых проме- жутков при частоте 50 Гц в зависимости от расстояния между электродами S (40<S< <250 см), кВ: стержень — стержень ир = 5 + 3,75S;
Таблица 10.1. Разрядные напряжения стержневых промежутков (1 < 5< 20 см) Размер промежутка, см Действующие значения разрядного напряжения 50 Гц, кВ Амплитуда 50%-ного напряжения разрядного при импульсе* 1,5/40 мкс, кВ 1 11 21 22 1,5 16 24 26 2 20 33 34 3 28 44 45 4 34 51 52 5 40 59 60 6 45 66 68 8 52 80 82 9 54 87 90 10 58 94 102 12 65 108 120 15 73 127 140 * В числителе — при положительной полярности импульса, в знаменателе — при отрицательной. Примечания: [. Разрядные напряжения даны при нормальных атмосферных условиях. 2. Стержни имеют квадратное сечение 10 10 мм и плоский торец. 3. При малых промежутках (S< 8 см) разрядные напряжения заметно зависят от конфигурации острия (угла заточки, сечения стержня). Таблица 10.2. Разрядные напряжения промежутков стержень—стержень, стержень — плоскость и формулы для их определения Вид стержневого промежутка Стержень—плоскость, плюс на стержне Стержень—стержень, плюс на не- заземленном стержне Стержень—стержень, минус на не- заземленном стержне Стержень —плоскость, минус на стержне Разрядное напряжение, кВ, при расстоянии S, см 10 73 95 102 154 20 128 161 183 274 30 167 227 267 380 40 240 . 297 350 483 Формулы при 40 < S < 250 см 1/р = 40 + 55 Up = 75 + 5.56S l/p = ПО + 6S l/p = 215 t 6,75 Примечание. Данные, полученные при импульсе 1,5/40 мкс, практически могут быть ис- пользованы при стандартном импульсе 1,2/50 мкс. стержень — плоскость Up = 28 + 3,545. 50%-ные разрядные напряжения стержне- вых промежутков в воздухе при импульсе 1,5/40 мкс приведены в табл. 10.2. Вольт-секундные характеристики при импульсе 1,5/40 мкс воздушных промежут- ков, кВ: ■ стержень — стержень (заземленный) t/p = 4, «.(. + 2^ поскость up = Wi + ^i\ стержень — плоскость где t — предразрядное время, мкс; S — длина промежутка, см (10 < S < 400). Полярность влияет мало. Разрядные напряжения 50 Гц и раз- рядные напряжения при коммутационных импульсах длинных воздушных промежутков приведены на рис. 10.1 и 10.2. гт '„>кв -2 ■S- *v гооо 1S00 юоо 500 0 2 V- В 8 10 11 8,м Рис. 10.1. Амплитуда разрядных напряже- ний 50 Гц при плавном подъеме; нормальные атмосферные условия: 1 — стержень — плоскость; 2 — стержень — стержень, кольцо — кольцо; 3 — провод — стойка опоры
Разрядные напряжения комбинированной изоляции дерево—изоляторы. 50%-ная им- пульсная прочность комбинированной изоля- ции при длине дерева до 4 м: для подвесных изоляторов * VBso% = Uu.r + 70гдер; для штыревых изоляторов tW/D = 1/и.ш + Ю0/дер, где иит, ия .ш — амплитудное импульсное 50 %-ное напряжение, кВ, соответственно гир- лянды подвесных и штыревых изоляторов; /дер — длина дерева, м. Для длин дерева более /, при подвесных и 12 и при штыревых изоляторах (рис. 10.3) импульсная прочность изоляторов не прини- мается во внимание и прочность комбини- рованной изоляции, кВ, ^и50% = 300/flep. Прочность комбинированной изоляции под дождем при коммутационных перенапря- жениях ^дожд.к -= 1>62идожд, где (7ДОЖд — разрядное напряжение под дож- дем, определяемое по табл. 10.3; 1,62 — коэффициент, учитывающий упрочнение изо- ляции при кратковременных воздействиях и влияние дерева. Таблица 10.3. Разрядные напряжения вромьшшеиной частоты гирлянд изоляторов, к] Режим ния ' В сухом состоя- нии Под дождем Тип изолятора ПФ6 ПФ6-8 ПФ16-А ПФ20-А ПС6 ПС6-Б ПС6-В ПС12 ПС 12-А ПС16 ПС16-Б ПС30-Б ПФГ6 ПФГ6-А ПФГ16 ПФГ20 ПСГ6-А ПСГ6 ПСГ12-А ПФ6 ПФ6-В ПФ16-А ПФ20-А . ПС6 5 300 300 380 400 260 300 280 300 320 340 380 390 280 430 390 400 300 280 300 180 200 180 240 160 6 340 350 430 460 300 340 320 340 370 400 430 440 320 470 450 460 340 320 360 210 230 210 280 180 7 380 400 480 520 360 390 360 390 420 450 480 510 360 530 500 520 390 360 400 240 270 250 330 210 Количество изоляторов 8 430 440 530 580 400 430 400 430 450 500 530 570 410 580 550 570 430 400 450 280 300 280 370 240 9 470 480 570' 640 430 470 430 470 500 540 570 620 430 650 600 620 470 430 490 300 340 320 410 260 10 510 520 620 700 470 510 480 510 550 580 620 670 480 700 650 680 510 480 530 340 380 350 450 290 11 540 560 670 740 500 550 520 550 580 620 670 720 520 750 710 730 550 520 570 370 410 380 500 320 12 570 600 720 780 540 580 560 580 620 670 720 760 560 800 750 780 580 560 610 400 450 410 540 350 13 620 640 770 830 580 630 590 630 650 720 770 810 590 850 800 840 630 590 650 430 480 440 580 380 14 650 670 820 890 610 660 620 660 700 750 820 860 620 900 840 880 660 620 680 470 520 470 630 400 15 690 710 860 940 640 700 650 700 730 800 860 900 650 960 890 920 700 650 720 500 550 500 670 430 Upso Z500 2000 1S00 WOO V >К R А- 11 it Hi rff ■{"■ -2~i /У у j / / •' *i- л / о г ч- б 8 ю 1,м Рис. 10.2. Разрядные напряжения воздушных промежутков при коммутационных импуль- сах; длина фронта 2500 мкс: 1 — стержень — плоскость; 2. — провод — зем- ля; 3 — стержень — стержень, кольцо — кольцо; 4 — провод — опора — транспорт Разрядные и импульсные разрядные напряжения гирлянд изоляторов приведены в табл. 10.3 и 10.4.
ЯЯЯЯЯЯЯЯЯЯЯЯЯЯЯЯ оппевооппоппоппв ~5332339T>^vJfJtSem ? 8 » яэяяяяяяяяяяяяяяяяяяяя вОвооо©вввоооооооовввв в > > ИИ юн >> а ON ON 1Л 00 ~J ^OLflONLftON-P^Ulr^LAi.^^] О—1—lN>Ul—l^OO-^feOOOJSUlCNi— oooooooooooooooo- UlUlOl-^)0N-^)^0^0O0N^0^000^|^|0N^|0Nb©^0^]~~] оооооооооооооооооооооо Wh-OOONWW^IW^ U) ^ ON ^O Lfl oooooooooooooooo °oooooo0oooc,0oooo00000 ON^JON^OOOOONONON^ll^OOLflOOO oooooooooooooooo оооооооооооооооооооооо oooooooooooooooo ^■vl^OONlOO^O^'-vlOO^DMOC J к ^1 -1 О CO 00 L/iON>ON-^)t4>OON-P3.-^)00>-*L/i^)l4j--JKJ,JlN>t4>Ul>-* оооооооооооооооооооооо JiW*«N)A\OWJiOOOOWOUlOOOO oooooooooooooooo OOUUilO>-a\ AVOOO»- N> 4^ ^D >— Q> >— ON 00 ON с>, go Iji оооооооооооооооооооооо »v) »v) Lfi ON <D о о о о о ^)~~]^]00aNONONONON^O ^)~J>-*U>U>ONU)^OOt4> oooooooooo ЧЧ10\^0С000н'^ЫМ*-ООЮ00ОТ0000и-О^00 >— ~J^OU).^^OOO.^lSJ.P»ONOOK>Ul^O.^^O>-* ЙЮК>М оооооооооооооооооооооо 00 Ю —) >— О >— >-* 00 (ч> UJ О О О О О OOOO^IOOON-^ION^JON^O S>-*.£.ONL/iOL*iN1U>-^) ООООООООО ^ОМ<ч)ЫШ00ч1^1>-Ми|00ЫЧ|0*^6йи оооооооооооооооооооооо 00 ^О 00 и- О О -Р* (ч> ON 00 о о о о о 0000~~]b©ON~~]ON--JONO -^Ul~J>— СО t4> CO Lfl ON н- оооооооооо ~л»-10«юГ;мшюм>-оо^ююоом>-юю -j^uioo^iyM>-ouim«w~jo-i^noooooui оооооооооооооооооооооо 00 VO 00 , |— Ю 00 IJ1 К) оо о о 000000^0~J~~]>4)-<JONO OOOOOOOOOO oooo^iOnO^OUjWOJ^OWNI'-'O^O^^O^'-'JWO^O оооооооооооооооооооооо о о 0 о oooooooooo UJ>— t4>^^]N>LfiO^©-^)t4>L/i-^)00t4>~~]t4>t4>-^)0N.&>-* оооооооооооооооооооооо ! Под дождем ПС6-Б ПС6-В ПС12 ПС12-А ПС16 ПС16-Б ПСЗО-Б ПФГ6 ПФГ6-А ПФГ16 ПФГ20 ПСГ6 ПСГ6-А ПСГ12-А ЮЮ>— N> N> U> N> N> >— Mw i— i— i— oooooooooooooo oooooooooooooo CON)UlO>^^^100UlQW^W-fc oooooooooooooo >-« 1Л 00 t4> 00 О >-* >— 00 U) ON ~J ON -^1 oooooooooooooo U)4^U)4^-^OUJU)U)U)t4)t4)t4)U) UitOt4>-^)U>Ul-P»Lflt4>--J00^000>-* oooooooooooooo U)-^U>Lfl-^ONU>U>UJ4^UJU>U>W 0Q£*ONN>00>-*a000C/i>-«»—'U>>-*U» OOOOOOOOOOOOOO -P*.^UJLflLrtON^.P*UJjbU>U>U>U> K)OOlO~JUl-J^-K)004^^c3\^-^l oooooooooooooo -P^Lfl,b.ONLfl~~].^.P5..^4^U>U>U>-P» oooooooooooooo ^wo\^no«oo\o^wowow oooooooooooooo UiONWi-^lON00WiL/i.^Ui.^.^.fc>.*» WOOWO>UiN)Ws)UiWWWO> oooooooooooooo LfiONLfl~J~~]b©Lfl<-rtLrtON.P»-^-^Ul O\WW^k-H*ui^gOLn00yiO oooooooooooo oo Режим испыта- ния Тип изолятора Ul CN <! 00 *o о -■ к> U) £ Lrt Количество изоляторов
Коммута- ционный с фронтом волны 3000 мкс, под дож- дем От- рица- тель- ная ь-З^ЗЯЗЯЗЯЗЯЗЯЗ>—3 >—3 Д >—]>—]дддддд оооееепогюооопе©©© Л > 04J> ИИ > >> U>^OU)t4>U>t4>U>U>~J~~]>-* ~J ^ Ю О UJ t4> N> oooooooooooooooooo ^OLflOOOt^OO^OOt^bJ^t^ONUJ^JOOOO^l oooooooooooooooooo oooooooooooooooooo >-* ^DOO Ji^ON. 00 Lfl tO 1Л t4> ON *— N.000^1 OOOOOOOOOOOOOOOOOO ~J Lfl Ul >-* 0 0> ^lUJ^" »v) Ю ~J >-* 1Л 00 UJ ON t4> OOOOOOOOOOOOOOOOOO ON~~]Lfl-^)OONONl-^ONLflLflLflL/i.^-^)LflONL/i UJH-^OOOOt4>U>OOOOt4>U>t4>ON^OLflOOt4>-^l OOOOOOOOOOOOOOOOOO OOOOOOOOOOOOOOOOOO IJ1^0K)VO-^IJ1C10VOK)-^K>04-^1V000^^1 oooooooooooooooooo oooooooooooooooooo ~JOOt4>>^)00^]^)OOt4>t4>U>t4>ONLflUJOOaN-^) oooooooooooooooooo W^-n1UiOOWWWX-n1W-v1»-OOW[ON> oooooooooooooooooo Коммута- ционный с фронтом ВОЛНЫ 3000 мкс, в сухом состоянии Поло- жи- тель- ная ппповооппппйппоевов У> > ии > >> OVOOOMVOLnOOO-^)N>OVOOOVOU>>— -JOVD ooooooooooooooooooo ooooooooooooooooooo N)^O-^)00Lfl.^-^)004^00t4>^O-^)^OU>>-*.p»H-^o OOOOOOOOOOOOOOOOOOO LrtLflLfl-^)-^)OOL/i-^)aNLflL/iLflLfl.^^O-^)LflUl ^OONt4>00-^tOt4>tOON^OOt4>ON^O>-*t4>~~]^0 OOOOOOOOOOOOOOOOOO ONONLAiOOOO^OUlOOOO-^lONONLflONLfl^OOOONON OOOOOOOOOOOOOOOOOOO M»-bOMv)0*WJOtO«*000>000».» ooooooooooooooooooo 00£5.^OLfl>-*^O^O>-*Lfl-^)00.p*^O.b.O'\^)ON<].^ ooooooooooooooooooo OO 00 ^J >-* ОЧ-^йк" О^ООООО^ОО^—ООООО ooooooooooooooooooo ooooooooooooooooooo ^0^O00t4>t4>La00t4>>-*O^O^O00^000t4>>-*^O^0 ooooooooooooooooooo K)VOK)-^O00K)K)Ull^lLnVOK)VO-^10\04>— ^O ooooooooooooooooooo 1 I Ot- рица- тель- ная а а а а а а а а а а а а ЙЪ а а а а а пппвевоппппппппвеое ^^UJLrtLrtC7\UlLrtUi^^^W-P*UJC7\L/i-P*-P* >«OCC00i3Ni«00sJU)00WOCCOUlOWK>O ooooooooooooooooooo OOOOOOOOOOOOOOOOOOO OOi^h-OONUIi-OOUlOOOONi-^OKlUlOOUi OOOOOOOOOOOOOOOOOOO OOOOOOOOOOOOOOOOOOO LfiK>ONK>00-^)[^OUJ<7N-^lKK7NK)UJLfiUJUJO ooooooooooooooooooo UJ^OUJUJ0000UJOWUiUl'OUJ'OOUiUJi-*Ci0 ooooooooooooooooooo ooooooooooooooooooo O5U)^U)O5O-^3'-iiZ(,O»--UJ-^lUJK)<7NUJ--0UJ ooooooooooooooooooo CNi«UJ^^^UiNJO'-'^DH-UJi--^OOUiy>0 ooooooooooooooooooo ooooooooooooooooooo ooooooooooooooooooo Длитель- ность и форма По- ляр- ность Тип изолятора (_Л СП -J со ЧО о z го Lh) £ (_Л Импульс Количество изоляторов
Прим ечан» е. Выдержи ваемое напряжение можно по лучит tr S а Я ением Р5 эффици ент 0,9 Коммута- ционный с фронтом волны 3000 мкс, под дож- дем От- рица- тель- ная oonooenooonnnneooe ЮОЮ|ч)ч]ЩЩ00^|ч)Ш|ч)^и1Ч10000Ч1 oooooooooooooooooo Ul4lOOOO\yiUlW>«4l004]M^AWUJ[4) oooooooooooooooooo oooooooooooooooooo oooooooooooooooooo Мщи1й«МЫОЫОООО«)*ОЫО U)ON<-rtt4)LrtLUU)^^Ot4)!^t4>ON(OLft^OO-^l oooooooooooooooooo OW^ ^D4^0NOUlLrt--JO-^l^'^]t4)LrtONK) oooooooooooooooooo UJLrtt4)ON'—U)U)K)^'—>— >— n-OLrtt4)UJ>— oooooooooooooooooo ^ (3\ W W ! ~J>-*ON00--JON~~]>-*L/iONON~Jt4> OOOO ООООООООООООО S1UJOOO l tO^lO^W^-tOt^OUJOW^l OOOO ОООоООООООООО UJOWOO 1 00WONn-^]^l^]t4)^UJON00t4) OOOO OOOOOOO. OOOOOO Коммута- ционный с фронтом волны 3000 мкс, в сухом состоянии По- ло- жи- тель- ная аааааааяяадаяяааяяа пооееоепопппоппвеее > ^ ooio*wAawuM>-oeo«*uoo ОО (3\ ОО О ф ^ 00 00 О *« >-«ON00ONt4>t4>t4>~~]<?\ ооооооооооооооооооо >— >—04^.^LrtO-^u>t4>'—>— О >-* Ю -^ U) >-* >*- UJOb ■^н- W-^Lrt^^JONO-^O^l^OO^O ооооооооооооооооооо OON^04^^J^O^O>—K)UJ^ON^OONK)ONUJ^OLrt ооооооооооооооооооо ON^t4>OU>Lflt4>~~]-^)^0~~]>-* t4> >-* -О >-* Ю -^ О ооооооооооооооооооо >-*0N00as^OO00UJt4>U>N)0N00QNt4>^)L/iOLfl ооооооооооооооооооо (^O^^bUl^OOM^OOOO^O^W^-^O ооооооооооооооооооо ^UJt4)-41^]00t4)O0NLrt-f^UJK)UJK)-^10NUJUJ ооооооооооооооооооо ^^U)00>^10O,t4)-^lONLrt-^^UJ^t4)00^1^UJ ONOS)OuiViS)^100^4 0WOOM4)ON)^0 ООООООООООООООООООО Lrt-^UJ00>^l^Ot4)00^1ON'-A4^UJ-^UJ00<l^^ ооооооооооооооооооо Lrt-^-^^00^^00-^lONUl4^-^-^UJ^O00Lrt^ ^ОООО^Ц10^1ч1ЮО>ОЭО«^ЮОООЛ ооооооооооооооооооо 1 I От- рица- тель- ная яаяяяяяяяяяяяяяяяяя ооо©ов©оооооооо©в©© ^> °<*> ИИ > Я01 ^И > юю>— -у сч ос ►— ~jo\aumi-s)ooo(M4)m ^OUJ4^^O00UJ^UJO-^lUJUJ-Ut^^O>-'UJOUJ ооооооооооооооооооо U)t>Jt4>^O<]^Ot4>00-^)Lrt.^t4>N>w>-*b©-^)U)UJ ■JO^O'OUlM U)O0N>-*O>-*O^t4>U>-P»O ооооооооооооооооооо ■^UlN>O00ON>VO00C\.^UlN>U>N>O00-^Ul Ji00^]H*000>-^JiOUl0000^]C0^WWW00 ооооооооооооооооооо t4)'^i^t4)^004^Lrt^OU)Lrt'Lrt*5.(^-^l'jau)OLrt ооооооооооооооооооо OUJ^W^DOO^UiOOSJWW^W-^UiUJ-vlrO ооооооооооооооооооо C>C>^U)>--4^-f^b0010-^OS-^<^-^W>-«C7\^/i 00O004^^O00c7N--l'--OO00O'-iC7NUJ-^00 ооооооооооооооооооо ^CTN^l^UJWlL^UJ'-'O-^lCTN'-^CTN^-^-bO-^lCTN Lfl00L^LflOK)UlC7N-^lO0000Lfl0000-^JUJ'— ■£>■ ооооооооооооооооооо UJ L/1 >— C7N О ! >—C7NC7N^C7NU1t--*UlLrtl U» 00 О ooooo ooooooooo ooo hO hO >— и- и- K> >— и-* ^OOOON [ I I C7\ l Ul >— Ю CO C7\ Q0 C7\ 1 .£»■ CO -^1 owe» 1 i 1 col a\ <\ lh to <x to to l ujctnco ooo о ooooooo ooo ЮЮ-^1 1 1 1 si I ^K>O^D<l^i^ 1 L*l ^ CO COOLrt1 ' ' Ul 1 C7\ C7\ U) О ^ © '«•D ' UJ-f^L/i ooo о ooooooo ooo Длитель- ность и форма По- ляр- ность Тип изолятора СП -J 00 О о w го го го го Импульс Количество изоляторов 5 '■ts.
Рис. 10.3. Импульсная прочность комбини- рованной изоляции: 1 — дерева и подвесных гирлянд; 2 — дерева и штыревых изоляторов; 3 — только дерева Коэффициент упрочнения загрязненной внешней изоляции в зависимости от дли- тельности импульсов внутренних перенапря- жений; *> /, с V 0,03 I Ку ■* 1,58 Примечания: I. Коэффициент упрочнения Ку — отношение 50%-ного разрядного напряжения при импульсах перенапряжения к разрядному напряжению при длительном воздействии. 2. Коэффициенты упрочнения получены при предварительном приложении длительного напря- жения, равного рабочему напряжению для соответствующего класса изоляции. 3. Уменьшение коэффициента упрочнения при увеличении длительности перенапряжений практи- чески не зависит ни от типа изолятора, ни от степени загрязнения. 4. Мокроразрядные напряжения чистых изоляторов приблизительно в 2 раза выше, чем при слабых загрязнениях (с проводимостью около нескольких микросименсов). 10.3. КООРДИНАЦИЯ ИЗОЛЯЦИИ Таблица 10.5. Испытательное одноминутное напряжение внутренней изоляции электрооборудования с нормальной изоляцией, кВ Класс на- пряжения электро- оборудо- вания, кВ 3 6 10 15 20 24 27 35 ПО 150 220 330 500 750 1150 Силовые транс- форматоры, шунти- рующие и дуго- гасяшие реакторы Относите- льно зем- ли и дру- гих обмоток 18 25 35 45 55 65 70 85 200 230 325 460 630 800/900*2 1100 Меж- ДУ фа- зами 200 275 400 575 830 Электро- магнитные трансфор- маторы напряжения и токо- ограничи- вагощие реакторы 24 32 42 55 65 75 80 95 200 275 400 460 630 950 1150 Аппараты и тран- сформаторы тока (кроме масляных), изоляторы, испы- тываемые отдель- но (кроме вводов для трансформа- торов, реакторов и аппаратов) 24 32 42 55 65 75 80 95 230 300 440 560 760 950 1150 Масляные трансформа- торы тока и выключатели, конденсато- ры связи 24 32 42 55 65 75 80 95 200 275 400 500 700 950 1150 Бводы для трансфор- маторов, реакторов и аппара- тов, испы- тываемые отдельно 24 32 42 55 65 75 80 95 265 340 490 630. 800 950 1150 Между кон- тактами одного и того же полюса выключате- лей 24 32 42 55 65 75 80 95 230/200*1 300/275*1 440/400*1 750/680*1 1030/940*1 1400 2000 *! В знаменателе — для масляных выключателей, в числителе — для газонаполненных выключателей. *2 В знаменателе — для шунтирующих реакторов, в числителе — для силовых трансформаторов. ,\-300кВ/м tz h гдер)м 0,04 1,52 0,05 0,07 0,1 0,2 0,3 0,5 1,47 1,40 1,32 1,20 1,12 1,08
Таблица 10.6. Испытательное напряжение при плавном подъеме для электроаборудоаания с нормальной изоляцией, кВ Класс на- пряжения электро- оборудо- вания, кВ 3 6 10 15 20 24 27 35 110 150 220 330 500 750 1150 Внутренняя изоляция между контактами одного и полюса газо- выключате- лей . — — — 65 — — 95 230 300 440 750 1030 1400 2000 Силовые трансформа- торы, шун- тирующие и дугогасящие реакторы к о _ U * 5 Е ч Ж Ь щ щ О Н м 26 34 45 60 70 80 90 105 280 320 465 670 900 1000 1300 и га" s-e- _ — — — — — — _ — 415 600 875 1250 — — Внешняя В сухом состоянии Электромагнит- ные трансфор- маторы напря- жения, транс- форматоры тока, токоограничи- вающие и дуго- гасящие реак- торы, аппараты и конденсаторы связи 26 34- 45 60 70 80 90 105 280 355 520 670 900 1050 1300 Я н Я и ■я ч (X о м ^ Еч И 27 36 47 63 75 85 95 ПО 295 375 550 700 900 1050 1300 изоляция Между контакта- ми одного и того же полюса Й 2 Я CQ 26 34 45 60 70 80 90 105 280 355 520 890 1225 1550 - 1 S | g Ш D.S& 5 &&" So сс 3 « -, п«« 2 О.С Ч Н 28 40 53 70 85 100 ПО 130 355 460 675 890 1225 1200 1500 Под дождем - i гные ЗЫ ТОКЕ (енсатс яторы я о й§ Е га ° " й | И » ?&й"Я » Я я S § Я S 5 Г) н га О. 20 26 34 45 55 65 70 85 215 290 425 550 740 900 1300 Sot м ь- Я но» £ 5 g s Я к « &° S soS • S5« 20 26 34 45 55 65 70 85 215 290 425 730 1000 1350 - Таблица 10.7. Испытательные напряжения грЬзовых импульсон дли внутренней изоляции электрооборудования с нормальной изолинией, максимальное значение, кВ -, о Класс напряжения элект оборудования, кВ 3 е; 10 15 20 24 27 .■ 35 ПО 150 220 330 500 750 1150 Полный импульс U а га Е-я о. К о Я н s s 5 о- Я с и-е- 44 60 80 108 130 150 170 200 480 550 750 1050 1550 2100 2550 к га и О. и я 3 2 >> о. S Ёя 44 60 80 108 130 200 480 550 750 1200 1675 2250 2550 Электромагнитные транс- форматоры напряжения, токоограничивающие и дугогасящие реакторы 44 60 80 108 130 150 170 200 480 660 950 1200 1675 s га о н Я с о - н га 2 ■е-Й S га Н га 42 57 75 100 120 140 160 185 425 585 835 1100 1500 2100 2900 S п к т Я о. о н га и а и =1 я о 195 480 660 950 1200 1500 2100 2900 Между контактами одного и того же полюса выключа- телей с повышенным уров- нем изоляции между кон- тактами 500 675 975 1300 1500 2100 2900 Срезанный импульс Я с о J^ га 2 о. о ■е- и я га С, Н и Я о я 50 70 90 120 150 170 195 225 550 600 835 1150 1650 2250 2800 Л - & О н а и & и К 0 2 К н 50 70 90 120 150 225 550 600 835 1300 1800 2400 3200 Электромагнитные транс- форматоры напряжения, трансформаторы тока, тоКоограннчивающие и дугогасящие реакторы, ап- параты 50 \ 70^ 90 120 150 175 200 230 550 760 1090 1400 1800 2550 3200 я СЧ • е 3 & о а и а я о 240 600 825 1190 1400 1800 2550 3200 Между контактами одного и того же полюса выключа- телей с повьииенным уров- нем изоляции между кон- тактами 625 850 1250 1500 1800 2550 3200
Таблипа 10.8. Испытательные напряжении грозовых импульсов для внешней изоляции электрооборудования с нормальной изоляцией, максимальное значение, кВ О о. и СО К напряжен вания, кВ £"8 3 6 10 15 20 24 27 35 ПО 150 220 330 500 750 1150 Полный импульс я о. н га S о. о. ■е- О га о. н я ш о ч и 42 57 75 100 120 140 160 185 460 500 690 1000 1450 1950 2700 Л & О н Е 0 о н в а 42 57 75 100 120 — _ 185 460 500 690 1150 1600 2100 2700 6 к Х-. а ЕЕ Ч ев н й Я g и 1 § Я 2 к 1- м KJ Я g|£la 42 57 75 100 120 140 160 185 460 630 900 1150 1600 2100 2900 s я ей о n ^ £ s g s 44 60 80 105 125 150 170 195 480 660 950 1200 1600 2100 2900 Между контактами одного и того же полюса й й О Q г- £ К й Р ее Е и ЕГ CJ О Н оя "в * а к о Ч Д и й m s я S а й- m я я fcf — — — — — — — 525 725 1050 1350 1600 2100 2900 ь- IS « о ч ^ D г- О Н К Н S К ?^ а се я в &я с5 J5 m л « _ 2 Г U Б К cd НО. о о. с с а 50 65 90 115 140 165 190 220 570 790 1100 1450 2050 2400 3300 3 о. 2 о ■е- О с О. н Я CQ О ч О 50 70 90 120 150 175 200 230 570 625 860 1250 1800 _ 3000 я о н га с и S 3 о о. н 3 50 70 90 120 150 — — 230 570 625 860 1350 1950 — 3000 Срезанный импульс Д i£ C5 га rv 0J -Я - Й g g 3 Э1и|Б H О. 5 га я о!» u н ез & rt 3 S й *■> t 5 о о я н ^J-?seg 50 70 90 120 150 175 200 230 570 785 ИЗО 1350 1950 2550 3200 ё 3 Я о. S о 0J г- га га ^ я яЭ 52 ч Я я S о 8 50 73 100 125 158 185 210 240 600 825 1190 1400 1950 2550 3200 £ г 1 & ° ч a к lls§ ^ m a 2 о ш я га о g =f Ёчя § Н Я ет *, >?о cs ц м е? t- s- я га ^ О щ Ш Н ш н н о я ■5 га & о — — — — — — — 650 875 1300 1550 1950 2550 3200 Примечания: 1. Указанные в табл. 10.5 —10.8 уровни изоляции электрооборудования с нормаль- ной изоляцией установлены с учетом защиты вентильными разрядниками по ГОСТ 16357 — 83, при этом электрооборудование 330 и-500 кВ, а также силовые трансформаторы и шунтирующие реакторы 150 и 220 кВ должны быть защищены разрядниками II группы, электрооборудование 150, 220, ПО, 35, 20 и 15 кВ — разрядниками III группы, электрооборудование 10,6 и 3 кВ — разрядниками IV группы. 2. Высота установки электрооборудования над уровнем моря не более 1000' м. 3. При испытании у потребителя испытательное напряжение 50 Гц не должно превышать 90% ' (а для керамических изоляторов — 100%) испытательного напряжения на заводе-изготовителе. 4. Для оборудования 220 кВ и ниже с основной изоляцией из органических твердых материалов (кроме бумажно-масляной изолядии) или кабельных масс длительность испытательного напряжения увеличивается с 1 до 5 мин. > Таблица 10.9. Испытательные напряжения коммутационных нмиульсов для электро- оборудования с нормальной изоляцией, максимальное значение, кВ Класс напряже- ния электро- оборудо- вания, к В 330 500 750 1150 Внутренняя изоляция электро- оборудо- вания от- носитель- но земли 950 1300 1550* 2100 между фазами силовых транс- форма- торов 1425 1950 2250 между контак- тами одного й того же полюса выключателя 1250 1730 2550 2100 Внешняя изоляция электрообо- рудования относительно земли в сухом состоянии и под дождем 950 1300 1550 2100 между фазами силовых тран- сформаторов в сухом состоянии 1300 1800 между контактами одного и того же полюса выключателя в сухом состоянии и под дождем 1250 1730 2250/2550*2 2100 разъедини- теля в сухом состоянии 1250 1730 1800 2400 *1 Для шунтирующего реактора 1675 кВ. *2 В числителе — в сухом состоянии, в знаменателе ~ под дождем. Примечание. Требование испытания коммутационными импульсами относится только к оборудованию 330 кВ и выше.
Таблица 10.10. Испытательные напряжении промышленной частоты электрооборудования с облегченной изоляцией, действующее значение, кВ Класс напряжения электро- оборудования, кВ 3 6 . 10 15 20 Одноминутное Силовые тран- сформаторы, шунтирующие и дугогасящие реакторы 10 16 24 37 50 Трансформаторы напряжения и тока, токо огра- ничивающие реакторы, аппараты и изоляторы 13 21 32 • 48 65 При плавном подъеме для внешней изоляции В сухом состоянии Электро- оборудо- вание 15 23 35 63 70 Между контакта- ми^одного и того же полюса разъединителей при вынутом патроне 18 27 42 62 85 Под дождем Трансформаторы напряжения н тока, аппараты и изоляторы 10 18 28 42 55 Примечание, Электрооборудование с облегченной изоляцией не испытывается грозовыми импульсами и предназначено только для электроустановок, не подверженных воздействию грозовых перенапряжений, или для электроустановок, в которых грозовые перенапряжения не превышают амплитуды одноминутного испытательного напряжения. :. Таблица 10.11. Наименьшее изоляционное расстояние по воздуху на опорах от токоведущнх до заземленных-частей В Л Расчетное условие По грозовым перенапряже- ниям для изоляторов: штыревых подвесных По внутренним перенапря- жениям По рабочему напряжению До 10 15 20 10 — " Изоляционное расстояние, см, при напряжении ВЛ, кВ 20 25 35 15 7 35 35 40 30 10 НО — 100 80 25 150 — 130 по 35 200 — 180 160 55 330 — 260 215 80 500 — 320 300 115 750 — — 410, 190 1150 — — 650 260 Таблица 10.12. Наименьшие изоляционные расстояния по воздуху в РУ Обозначе- ние .расстоя- ний Лф-ф Б В Г Д Е Ж Изоляционные расстояния, см, В закрытых распределительных устройствах (рис. 10.4) 3 6,5 7 9,5 16,5 200 250 450 8 6 9 10 12 19 200 250 450 11 10 12 13 15 22 200 250 450 15- 20 18 20 21 28 220 270 475 22 35 29 32 32 39 220 270 475 35 ПО 70 80 73 80 290 340 550 90 150 110 120 113 120 330 370 600 130 220 170 180 173 180 380 420 650 200 3-10 20 ■ 22 95 95 290 220 24 для различны» В открытых ^НОМ» К" распределительных • устройствах (рис. 10.5) 20 30 33 105 105 300 230 36,5 35 40- 44 115 115 310 240 48,5 11*- 90 ; 100 165 165 360 290 110 150 изо 140 205 205 400 330 155 220 180 220 255 300 450 380 220 330 250 280 325 400 520 450 310 500 375 420 450 500 645 575 460 Примечание. При использовании гибких шин расстояние Лф_ф увеличивается на величину Р a=fsma, где/—стрела провеса провода при !5СС, м; a = arctg-; g — вес провода на 1 м длины. даН/м; Р — скоростной напор ветра на I м провода, даН/м, при этом скорость ветра принимается равной 60% значения, выбранного при расчете строительных конструкций.
v Рис. 10.4. Наименьшие изоляционные расстояния в ЗРУ: а — в свету между неизолированными токоведушими частями разных фаз и между ними и заземлен- ными частями; о — от неизолированных токоведущих частей до сетчатых ограждений и между неограж- денными неизолированными токоведущими частями разных цепей; в — между неизолированными токо- ведущими частями и сплошными ограждениями; г — от пола до неогражденных неизолированных то- коведущих частей и до нижней кромки фарфора изолятора и высота прохода в ЗРУ, а также от земли до неогражденных линейных выводов из ЗРУ вне территории ОРУ и при отсутствии проезда транспорта под выводами 4 А tp-з 1р-р 1ф-ф np-.si а) Ьф-ср +а S) Рис. 10.5. Наименьшие изоляционные расстояния в ОРУ: а —в свету при жестких шинах между токоведущими и заземленными частями (Лф_3) и между токо- ведущими частями разных фаз {А$—ф); б — в свету при гибких шинах между токоведущими и заземлен- ными частями и между токоведущими частями разных фаз, расположенными в одной горизонталь- ной плоскости; в — от токоведущих частей и элементов изоляции, находящихся под напряжением, до постоянных внутренних ограждений;
VAy/XVV/? ^/.ауллу/л\у. ■ 1—-—U—U-JUIjL *; Рис. 10.5. Продолжение г — от неогражденных токоведущих частей и от нижней кромки фарфора изолятбров до земли; д — от токоведущих частей до транспортируемого оборудования; е — между токоведущими частями разных цепей, расположенных в различных плоскостях, с обслуживанием нижней цепи при неотключенной верхней; ж — пр горизонтали между токоведущими частями разных цепей с обслуживанием одной цепи при не- отключенной другой; з — от токоведущих частей до верхней кромки внешнего ограждения; и — от кон- тактов и ножей разъединителей в отключенном положении до заземленных и токоведущих частей; к — между токоведущими частями и зданиями и сооружениями
Таблица 10.13. Наименьшие расстояния в свету от токоведущих частей до различиых элементов ЗРУ, защшцениых ограничителями перенапряжений тниа ОПН (ошиновка жесткая) Наименование расстояния От токоведущих частей до заземленных конст- рукций и частей здания Между проводниками разных фаз От токоведущих частей до сплошных ограждений От токоведущих частей до сетчатых ограждений Между неогражденными токоведушими частями разных цепей, i. От неогражденных токоведущих частей до пола От неогражденных выводов из ЗРУ до земли при выходе их на территорию ОРУ и при отсутствии проезда под выводами От контакта и ножа разъединителя в отключенном положении до ошиновки, присоединенной ко второму контакту Обозначение на рис. 10.4 лф_ з Лф-ф Б В Г Д Е Ж Изоляционное расстояние, м, для номинального напряжения, кВ НО 0,6 0,75 0,65 0,7 2,75 3,1 5,4 0,85 150 0,8 1,05 0,85 0,9 3,05 3,3 5,6 1,15 220 1,2 1,6 1,25 1,3 3,6 3,7 6,0 1,8 Таблица 10.14. Наименьшие расстояиия в свету от токоведущих частей до различных элементов ОРУ (подстанций), защищенных ограничителями перенапряжений тннов ОПН, ОПНО и ОПН, ОПНИ Наименование расстояния От токоведущих частей и от элементов оборудова- ния и изоляции, находя- щихся под напряжением, до заземленных постоян- ных внутренних и наруж- ных ограждений высотой не менее 2 м, а также стационарных межячей- ковых экранов и противо- пожарных перегородок От токоведущих частей или элементов оборудова- ния и изоляции, находя- щихся под напряжением, до всех других заземлен- ных конструкпий Между токоведущими частями разных фаз От токоведущих частей или элементов оборудова- ния и изоляции, находя- щихся под напряжением, до постоянных внутрен- них ограждений высотой до 1,6 м, до транспорти- руемого оборудования Обозна- чение на рис. 10.5 Лф-з ^ф-з Лф-Ф Б Изоляционное расстояние, м, для номинального напряжения, кВ, при установке ограничителей перенапряжений ПО ОПН 0,6 0,6 0,75 1,35. !50 ОПН 0,8 0,8 1,05 1,55 220 ОПН 1,2 1,2 1,6 1,95 330 ОПН 2,0 1,6 2,2 2,35 500 ОПН, ОПН и ОПНО 3,0 2,7 3,4 3,45 ОПНИ 3,0 2,7 2,8 3,45 750 ОПН, ОПН и ОПНО 5,2 4,5 6,0; 6,5* 6,25 ОПНИ 5,2 4,5 5,5; 6,0* 5,26
Продолжение табл. 10.14 Наименование расстояния Между токоведущими частями разных цепей в разных плоскостях при обслуживаемой нижней це- пи и неотключенной верх- ней От неогражденных токо- ведущих частей до земли или до кровли зданий при наибольшем провиса- нии провода От токоведущих частей до верхней кромки внеш- него забора, между токо- ведущими частями и зда- ниями и сооружениями Между токоведущими частями разных цепей в разных плоскостях, а так- же между токоведущими частями разных цепей по горизонтали при обслужи- вании одной цепи и неот- ключенной другой От контакта и ножа разъ- единителя в отключенном положении до ошиновки, присоединенной к второму контакту Обозна- чение на рис. 10.5 В Г Д Е Ж Изоляционное расстояние, м, для номинального напряжения, кВ, при установке ограничителей перенапряжений ПО ОПН 1,8 3,3 2,6 2,6 0,85 150 ОПН 1,55 3,5 2,8 2,8 1,15 220 ОПН 2,4 3,9 3,2 3,2 1,65 330 ОПН 2,8 4,7 4,0 3,6 2,45 500 ОПН, ОПН и ОПНО 3,9 5,7 5,0 4,7 3,75 ОПНИ 3,9 5,7 5,0 4,7 3,1 750 ОПН, ОПН и ОПНО 5,7 7,9 7,2 6,5 6,6 ОПНИ 5,7 7,9 7,2 6,5 6,0 * Для параллельной ошиновки длиной более 20,0 м. Примечание. При проектировании ОРУ 330 кВ и выше расстояния междутоковедущими частями разных фаз и от токоведущих частей до заземленных конструкций должны выбираться, как правило, с учетом возможности проведения работ под напряжением на изолирующих подвесках (гирляндах изоляторов). 4. Таблица 10.15. Наибольшие рабочие напряжения и расчетные кративсти внутренних перенапряжений, принимаемые при выборе изоляции для класса напрязяеннй £/ном, кВ Показатель Наибольшее рабочее напря- жение С/иа„6.ра6, КВ Отношение Umsl6,pa6/UmM Наибольшее рабочее фазное напряжение ииаиб.раб/]/з, кВ Изолированная нейтраль 3 3,6 1,2 2,1 6 7,2 1,2 4,2 10 12 1,2 6,9 15 17,5 1,17 10,1 20 23 1,15 13,3 35 40,5 1,16 23,4 Эффективно заземленная нейтраль ПО 126 1,15 72,7 150 172 1,15 100 220 252 1,15 145 330 363 1,1 210 500 525 1,05 303 750 787 1,05 454,4 1150 1200 1,05 693
Продолжение табл. 10.15 Показатель Амплитуда наибольшего рабочего фазного напря- жения Ц,-^2анаи6-Ра6,кВ Расчетная краткость внут- ренних перейГапряжений Изолированная нейтраль 3 2,94 4,5 6 5,9 4,5 10 9,7 4,5 15 14,3 4,0 20 18,8 4,0 35 33,1 3,5 Эффектно заземленная нейтраль ПО 103 3,0 150 141 3,0 220 206 3,0 330 296 2,7 500 429 2,5 750 643 2,1 1150 980 1,8; 1,6* * Для сооружаемых электропередач. Таблица 10.16. Допустимые в условиях эксплуатации повышения напряжеиия промыншеиной частоты на оборудовании 110 — 1150 кВ Напряже- ние, кВ V 110-500 750 1150 Оборудование Силовые трансформаторы и автотран- сформаторы Шунтирующие реакторы и электромаг- нитные трансформаторы напряжения Коммутационные аппараты, емкостные трансформаторы напряжения, трансформа- торы тока, конденсаторы связи и шинные опоры Силовые трансформаторы и автотранс- форматоры Шунтирующие реакторы, коммутацион- ные аппараты, трансформаторы напряже- ния, трансформаторы тока, конденсаторы связи и шинные опоры Все оборудование Допустимое повышение напряжения при длительности воздействия, с 1200 1,1 1,1 1,15 1,15 1,15 1,15 1,1 1,1 1,1 20 1,25 1,25 1,35 1,35 1,6 1,16 1,25 1,3 1,3 1 1,9 1,50 2,0 1,6 2,2 1,7 1,67 1,88 1,35* 0,1 2,0 1,58 2,1 . 1,65 2,4 1,8 1,76 1,98 * При длительности воздействия 5 с. Примечания: 1. В числите-ле — для изоляции фаза — земля в долях наибольшего рабочего фазного напряжения, в знаменателе — для изоляции фаза — фаза в долях наибольшего рабочего междуфазного напряжения (для электрооборудования трехфазного исполнения). 2. Для силовых трансформаторов и автотрансформаторов по условиям нагрева магнитопровода повышение напряжения в долях номинального напряжения установленного ответвления обмотки не должно превышать 1,15 при 1200 с и 1,3 при 20 с. 3. Для повышений напряжений промежуточной длительности допустимое напряжение принимается равным: для 0,5 <t< 1200 с нормированному для ближайшего значения времени, превышающего t; для 0,1 < г ^ 0,5 с U, = Ulc + 0,3(J7Oilc — Ulc), где Vlc, U0,ic —допустимые напряжения для (= 1 и 0,1 с соответственно. 4. Количество повышений напряжения длительностью 1200 с не должно превышать в течение года 50 случаев, причем промежуток времени между двумя повышениями напряжения должен быть не менее 1 ч. Для предотвращения повышения сверх допустимых значений в местных инструкциях должен быть указан порядок выполнения операций по включению каждой ВЛ 330—1150 кВ. В сетях 330—1150 кВ, где возможно повышение напряжения до опасных значений, должна быть предусмотрена релейная защита от повышения напряжения.
Таблица 10.17. Параметры одиоцепных ВЛ 110—1150 кВ для оценки перенапряжений ^ном. кВ х , Ом/км Ь1з мкСм/км г,, Ом/км Z|, Ом х^, Ом/км b , мкСм/км г Ом/км z*, Ом Vfco См/Со £зар. MB-А/100 км /зар, А/100 КМ Ркат, МВт бр, MB-А/фазу хр, Ом /р, КМ ПО 0,41 2,74 0,16 385 1,3/1,4 1,83 0,31 845/875 1,50 0,17 3,4 18 30 - - — 150 0,42 2,67 0,12 395 1,25/1,35 1,92 0,27 810/840 1,39 0,13 6 23 70 - - — 220 0,43 2,65 0,098 405 1,2/1,3 1,94 0,25 785/820 1,37 0,12 13 33 120 - - — 330 0,32 3,54 0,038 300 1,0/1,1 2,43 0,19 645/675 1,48 0,15 40 66 360 - - — 500 0,30 3,85 0,02 280 0,9/1,0 2,88 0,17 560/590 1,35 0,12 95 108 880 60 1531 165 750 0,29 4,02 0,019 265 0,65/0,85 3,15 0,17 455/520 1,3 0,10 230 178 2100 ПО 1880 135 1150 0,27 4,36 0,013 250 0,63/0,85 3,33 0,16 435/505 1,3 0,10 577 290 5300 300 1600 145 ) * В числителе — при .тросах, заземленных по концам анкерных участков, в знаменателе — при тросах, заземленных в одной точке каждого анкерного участка. Примечания: 1. Обозначения: xt, bt, rlt Zj — соответственно индуктивное сопротивление, емкостная проводимость, активное и волновое сопро- тивления для прямой последовательности; хв, fc0, r0, z0 — то же для нулевой последовательности; См/Со — отношение междуфазной емкости к емкости на землю; Сзар, ^зар ~ зарядные м^даость ВЛ и ток; Qp, хр — мощность и индуктивное сопротивление фазы реактора; 1р — длина участка ВЛ, компен- сированного реактором; Рвгл — натуральная мощность. 2. Параметры определены для П-образных опор. 3. Зарядная и натуральная мощности подсчитаны rip номинальному напряжению.
Повышенные напряжения частотой 50 Гц на одиостороине включешюй ВЛ. В симмет- ричном режиме максимальное напряжение на линии длиной / км с реактором на конпе, подключенной к источнику с ЭДС Е и сопротивлением хи (рис. 10.6), определяется как напряжение на разомкнутом конце не- нагруженной линии длиной I — 1р-. Е и„ cosP(/-/p)-—sinP(/-/p) *'. z где Р = 1,08- 1Q.~3 1/км — коэффициент рас- пространения линии по прямой последова- тельности при 50 Гц; z — волновое сопро- 1 z тивление линии, Ом; L = —-arctg ■дли- на участка ВЛ, компенсируемого реактором с индуктивным сопротивлением xv. Длина Рис. 10.6. Напряжение 50 Гц на односторон- не включенной ВЛ /р для 500, 750 и 1150 кВ равна соответ- ственно 165, 135 и 145 км при одной группе реакторов в конце ВЛ и 320, 260, 280 км при двух группах. Максимальное напряжение на линии в долях Е представлено в табл. 10.18 как функция I — 1р и хв: ип =Я('-У> *и]- Для промежуточных значений / — /р и хв значения Umax/E находятся интерполяцией (табл. 10.18). Напряжение в конпе линии определяется выражением Vv Umctx/E Е j/l + z2/x2v ' коэффициент у I + z2/x* равен для ВЛ 500, 750 и 1150 кВ соответственно 1,017; 1,010 и 1,012 при одной группе реакторов в конце В Л и 1,067; 1,039 и 1,048 при двух группах. Напряжение в начале линии находится делением максимального напряжения на ли- нии на коэффициент передачи напряжения от начала к концу ненагруженной линии длиной / — /р. Этот коэффициент для дан- ного I — /р может быть взят по таблице из строки, соответствующей хи = 0. Обозна- чим его через /[(/ — 1р), 0], для напряжения в начале линии имеем Е /[(' - У. о] Если в начале линии имеется еще реактор Хр н, то вышеизложенная методика также может быть применена при замене xil = *И*Р-Н и £ на £,„ = Е *Р" . нэ ха _чк — Л-и -г ^р,н Лн "Т" -X. р.н Класс напря- жения ВЛ, кВ 330-500 ■*№ Ом 0 50 100 150 200 Та( 50 1,001 1,011 1,021 1,031 1,041 5 л и ц а 10.18. Значения Uma:> 100 1,006 1,025 1,045 1,066 1,088 150 1,013 1,043 1,074 1,11 1,14. l~'v 200 1,024 1,064 1,11 1,16 1,21 /Е=Л(>- , км 250 1,038 1,090 1,15 1,21 1,29 *p)s ^"HJ 300 1,055 1,12 1,19 1,28 1,38 350 1,076 1,16 1,25 1,36 1,49 400 1,10 1,20 1,31 1,45 1,62 450 1,13 1,25 1,39 1,56 1,79
Продолжение табл. 10.18 Класс напря- жения ВЛ, кВ 330-500 750- 1150 *и, Ом 250 300 400 500 0 50 100 150 200 250 300 400 50 1,051 1,061 1,083 1,11 1,001 1,012 1,023 1,037 1,045 1,056 1,068 1,092 100 1,11 1,13 1,18 1,24 1,006 1,027 1,050 1,073 1,097 1,12 1,15 1,21 150 1,18 1,22 1,31 1,42 1,013 1,046 1,081 1,12 1,16 1,20 1,25 1,35 l-h 200 1,27 1,33 1,47 1,66 1,024 1,069 1,12 1,17 1,23 1,30 1,37 1,55 , км 250 1,37 1,46 1,69 2,00 _ 1,038 1,096 1,16 1,23 1,32 1,41 1,52 1,81 300 1,49 1,63 1,98 2,54 1,055 1,13 1,21 1,31 1,42 1,56 1,72 2,18 350 1,64 1,84 2,41 9,49 1,076 1,16 1,27 1,40 1,55 1,74 1,99 2,77 400 1,84 2,13 3,08 5,60 1,10 1,21 1,34 1,50 1,71 1,98 2,35 3,79 450 2,09 2,53 4,29 14,2 1,13 1,26 1,42 1,63 1,91 2,30 2,90 6,04 При несимметричном КЗ напряжение на сопротивлений схемы по нулевой и прямой неповрежденных фазах практически имеет последовательностям относительно конца наибольшее значение на конце линии при ВЛ и равен для однофазного КЗ hK КЗ в этой же точке и определяется вы- ражением UK = иккк, где коэффициент hK зависит от отношения т = х01хх, входных |/3 (т2 + т + 1)/(2 + т), для двухфазного КЗ на землю hK = Зт/(2т + 1). Таблица 10.19. Параметры статистических распределений ударных коэффициентов коммутационных перенапряжений Вид коммутации * Включение ненагруженной линии Отключение ненагруженной линии выключателем (ба- ковым) с повторными зажиганиями ТАПВ воздушными выключателями линии без реак- торов ТАПВ линии с реакторами Отключение несимметричного КЗ Однофазное дуговое замыкание в сети с изолиро- ванной нейтралью Отключение асинхронного хода Средний ударный коэффициент ■^уд.ср 1,61 2,0 1,8 ч. -\ 1,6 * 1,3 2,21 1,5 Дисперсия а 0,18 0,32 0,3 0,37 0,12 0,33 0,17 Примечания: 1. Значение ударного коэффициента, которое можно считать предельным, оп- ределяется трехсигмовым правилом: Кудтах = KyR#cp+ За. 2. Оценка перенапряжений производится умножением ударного коэффициента на значение вынуж- денногр напряжения. 3. Приведенные данные о перенапряжениях относятся к разомкнутому концу линии. Перенапря- жения на питающем конце линии ниже примерно на 10 — 20%.
Ы. СРЕДСТВА ЗАЩИТЫ Таблица 10.20. и по ГС 7-83* та ОО Гру IV III II I Тип РВО-3 «, РВО-6 ■*■'■ РВО-10 ■* РВО-35 РВС-15 РВС-20 РВС-33* РВС-35 РВС-110 РВС-ПОИЗ РВС-150 РВС-220 РВМ-3 РВМ-6 РВМ-10 РВ-М-15 РВМ-20 РВМ-35 РВМГ-110 РВМГ-150 РВМГ-220 РВМГ-330 РВМГ-500 РВРД-3 РВРД-6 РВРД-Ю Класс напря- жения разрядника, кВ 3 6 10 35 15 20 27 35 110 ПО 150 220 3 6 10 15 20 35 ПО 150 220 330 500 3 6 • 10 Номи- нальное напря- жение разрядника, кВ- 3,8 7,5 12,7 40,5 18 24 33 40,5 102 126 138 198 3,8 7,5 12,7 18 24 40,5 102 138 198 288 420 3,8 7,5 12,7 Комплектация — — — — — — — 3xPBC = 33*i 2хРВС=20 + +4хРВС= 15 3 х РВС = 33*1 + + 2 х РВС =15 6 х РВС = 33*1 — — — — — 2хРВМ-15 з х рвмг-зо*1 4 х РВМГ-30*! 6 х РВМГ-30*! 8 х РВМГ-30*! 12 х РВМ-30*1 — — — Пробивное напряжение при 50 Гц в сухом состоянии и под дождем, действующее значение не менее не более 9 16 26 78 38 49 65 78 200 245 275 400 7,5 15 25 35 47 75 170 230 340 485 .660 7,5 15 25 11 19 30,5 88 48 60,5 80 98 250 312 345 500 9 18 30 43 56 90 195 265 390 560 760 9 18 30 *■ Разрядники РВС-33 и РВМГ-30 предназначены только для комплектации и самостоятельно не применяются. *- Значения приведены для одного элемента. *3 Разрядники двухколонковые.
ОТ ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЙ Вентильные разрядники ШЦ1П 20 32 48 150 67 80 110 125 285 340 375 530 8 15,5 25,5 57 74 116 • 260 370 515 740 1070 7 14 23,5 Остающееся напряжение, кВ, не более, при импульсе тока с фронтом 8 мкс с амплитудой, кА 3 13 25 43 57 75 103 122 315 380 435 630 9 17 28 47 . 62 97 245 340 475 660 985 7 8 9 5 14 27 45 50 61 80 НО 130 335 405 465 670 9,5 18 30 51 67 105 265 370 515 725 1070 14 16 18 10 67 88 120 143 367 445 510 734 11 20 33 57 74 116 295 410 570 800 1180 23,5 26,5 30,5 Выпрямлен- ное напряже- ние при измерении токов проводи- мости, кВ 4 6 10 16 20 32 32 22*2 16-20*2 16-32*2 32*2 4 6 10 18 28 18*2 30*2 30*2 30*2 30*2 30*2 3 6 10 Ток проводимости, "мкА 6—10 6-10 6-10 450-620 450-620 450-620 450-620 450-620 450-620 450-620 450-620 380-450 120-220 500-700 500-700 500-700 500-700 1000-1350 1000-1350 1000-1350 1000-1350 1000-1350 30-85 30-85 30-85 Масса, кг 2,5 3,6 4,8 38 49 58 - 59 73 230 400 320 405 28 34 38 117 130 212 330 420 670 1025 3260 18,5 23,8 32.3 Высота, см 195 280 395 630 725 885 885 1210 3050 3160 3360*3 4020*3 380 475 715 800 955 1670 3250 4300 6500 J5520 6560 345 415 585 Примечания: 1. Обозначения: Р — разрядник, В — вентильный, О — облегченный, С — станцион- ный, К — комбинированный, ИЗ — для изолированной нейтрали, М — магнитный, Г — грозовой, РД — с растягивающейся дугой. 2. Номинальное напряжение разрядника — это напряжение гашения при работе от грозовых пере- напряжений. 3. Номинальное импульсное пробивное напряжение (при предразрядном времени от 2 до 20 мкс и при полном импульсе 1,2/50 мкс) для разрядников РВМГ на классе напряжения 110 кВ и выше не менее 0,6 значений, указанных в таблице. «- Рис. 10.7. Разрядники серии РВРД 3-10 кВ
Таблица 10,21. Вентильные комбинированные разрядники 330—1150 кВ Характеристика Класс напряжения разряд- ника, кВ Номинальное напряжение разрядника кВ Напряжение .гашения при работе от коммутацион- ных перенапряжений, дей- ствующее значение, кВ Пробивное напряжение раз- рядника при частоте 50 Гц в сухом состоянии и под дождем, действующее зна- чение, кВ: не менее не более Амплитуда импульсного пробивного напряжения (при предразрядном вре- мени от 2 до 20 мкс и при полном импульсе 1,2/50 мкс), кВ, не более Амплитуда напряжения пе- реключения в грозовой режим, кВ: не менее не более Амплитуда остающегося напряжения, кВ, при токе в один полупериод 50 Гц с максимальным значени- ем- 1000 А, не менее не более 1500 А, не менее не более 1080 А, не менее не более Амплитуда остающегося напряжения, кВ, при им- пульсном токе с фронтом 8 мкс с максимальным значением: 5000 А, не более 7000 А, не более 10000 А, не более 14000 А, не менее не более Масса, кг РВМК-ЗЗОП 330 288 380 435 500 700 720 820 650 700 — — — - -, 720 — 840 — - 3100 ' РВМК-400П 400 340 465 530 610 900 900 1000 850 900 — — — - — — 1000 _ - — 'ип разрядник РВМК-500П 500 420 575 660 760 1070 ИЗО 1126 — 1020 1070 — - 1070 — 1260 — - 6600 РВМК-750 750 600 710 780 950 1500 1370 1500 _ — — 1280 1350 — 150 1650 — - 6500 РВМК-1150 1150 800 1430 1100 1250 2000 1900 2100 — 1640 1760 — - — _ _ 1840 1940 12100 Примечания: 1. Минимальное импульсное пробивное напряжение (при предразрядном времени от 2 до 20 мкс и при полном импульсе 1,2/50 мкс) не менее 0,6 значений, указанных в таблице. 2. Разрядники выдерживают сколь угодно длительно наибольшее рабочее фазное напряжение сети. Кратность допустимого повышения напряжения по отношению к длительно допустимому рабочему напряжению при временах' воздействия 1200, 20, 10, 0,1 с составляет для разрядников классов напряжения 330—500 кВ 1,15; 1,35; 2,0; 2,0 соответственно и для разрядников классов 750-1150 кВ 1,15; 1,35; 1,6; 1,6 соответственно.
Рис. 10.8. Разрядники 750 и 1150 кВ: а-РВМК-750; б-РВМК-1150 гТу -b-il [Г 1 1 о.) Рис. 10.9. Схемы регистраторов: а — РВР: 1 — плавкая вставка из иихромовой проволоки 00,1 мм; 2 и 3 — искровые промежут- ки; 4 — сопротивление 0,5—5 кОм мощностью 1 Вт; 6 — РР: 1 — электромагнитный счетчик; 2 — нелинейное сопротивление из тервита Регистраторы срабатываний вентильных разрядников. Электрические схемы регистра- торов приведены на рис. 10.9. Электрические характеристики регистра- торов: а) РВР — амплитуда пробивного напря- жения искрового промежутка 2,5 — 3,5 кВ. Амплитуда тока срабатывания приведена ниже: Импульс тока длитель- ностью, МКС 20/40 2000 Амплитуда с сопровож- дающим ТОКОМ 50- 100 50-100 импульса, А без сопровож- дающего гока 200-10000 100-500 РВР предназначен для отсчета числа срабатываний разрядников постоянного и переменного тока 3 — 400 кВ. После девяти срабатываний РВР, когда в смотровом окне будет виден красный штрих, необходима замена плавких вставок. Замена производится в сухом помещении с температурой 10 — 30 °С; б) РР — иногда допускают ложные сраба- тывания и не обеспечивают точного учета всех срабатываний разрядников. Их показа- ния не могут быть использованы в качестве признака воздействия перенапряжений на электрооборудование 330—1150 кВ. Таблица 10.22. Технические характеристики регистраторов Тип регистратора PP-I РР-И РР-Ш Тип разрядника РВС, РВВМ РВМ, РВМГ РВМК Амплитуда тока срабатывания регистратора, А 10 40 90 .-, " , —* Параметры оомотки регистратора Число витков 125 50 20 Сечен^ провода, мм2 0,2 0,75 1,5 ' Допустимая амплитуда тока*, А 90 250 1500 * Амплитуда тока по длительности 0,01 с, не допускающая перегрева обмотки. Примечание. Пропускная способность дисков— 1000 импульсов с амплитудой 20 кА длитель- ностью 10/20 мкс.
Таблица 10.23. Основные характеристики ограничителей перенапряжений Характеристика Номинальное напряжение, кВ Наибольшее рабочее напря- жение, кВ \ Напряжение 50 Рц на огра- ничителе, кВ, допустимое в течение: 20 мин (для ОПН на 1150 кВ — 60 мин) 20 с 3,5 с (для ОПН на 1150 кВ- 3 с) 1 с 0,15 с 0,05 с Амплитуда расчетного тока коммутационного перена- пряжения (1,2/2,5 мс), А Остающееся напряжение при расчетном токе ком- мутационного перенапря- жения: кВ, не более в долях [/ф, не более Остающееся напряжение, кВ, не более, при импульс- ном токе с фронтом 8 мкс с амплитудой, А: 3000 5000 7000 10000 15000 30000 Длина пути утечкк внешней изоляции, см, не менее Масса, кг Высота, см о X ■ С о по 73 88 95 100 105 112 280 190 1,85 230 250 - 280 --_ - 226 115 152,5 ■о in X С О 150 100 120 130 138 145 155 350 260 1,85 305 330 - 365 - - 315 150 208 о СЧ СЧ X а о 220 146 175 190 200 210 225 420 380 1,85 430 460 - 500 - - 455 215 285,5 Тип ограничителя о ГО ГО К с о 330 210 250 270 290 305 325 700 545 1,85 620 650 - 700 - - 900 1320 420 о о in С О 500 303 365 390 420 440 470 1200 770 1,80 825 860 865 920 980 - 1070 1700 555 ОПНИ-500 500 303 365 390 420 440 1200 770* 630 1,80 825 860 860* 720 920 980 - 1070 1900 555 о in г- К ' К О 750 455 545 590 635 660 705 1800 1180 1,85 1280 - 1320 1380 1550 1420 2900 847 ОПНО-750 750 455 545 590 635 660 705 1200 1180 1,85 1300 ~ 1350 1420 1600 1420 2900 847 о in К С С 1150 694 765 830 900 935 970 2800 1570 1,60 - - — 1760 - 2160 11000 1400 ОПНО-1150 1150 694 765 800 830 900 1400 1570 1,60 - - 1760 - — 2160 11000 1400 * В знаменателе указано напряжение на части ОПН, примыкающей к линии.
Продолжение табл. 10.23 Примечания: 1. Ограничители перенапряжений являются аппаратами для глубокого (до 1,6—1,85 f/ф) ограничения коммутационных перенапряжений е несколько лучшими грозозащитными характеристиками, чем у традиционных разрядников. Ограничители представляют собой высоконели- нейное сопротивление на основе оксида цннка. Ограничители ОПН и ОПНИ отличаются схемой соединения (рис. 10.10, 10.11). Ограничители с искровыми промежутками (ОПНИ) ограничивают также междуфазные перенапряжения (ОПНИ-500 — до 1260 кВ при токе 1200 кВ). Длина пути утечки изоляции ограничителей — не менее 1,8 см/кВ. 2. Пробивные напряжения искрового элемента ограничителя ОПНИ-500 составляют, не менее, при 50 Гц 75 кВ действ, на косоугольной волне при времени 800—1200 мкс 100 кВ- 3. Ограничители типа ОПНО (облегченные) устанавливаются только в тех точках распределитель- ного устройства, которые при любых коммутациях не могут оказаться на разомкнутом конце односторонней питаемой линии. 4. Не рекомендуется устанавливать ограничители: „^ в электропередачах 110—220 кВ без выключателей на стороне высшего напряжения (блочные схемы), если наименьшая из частот свободных колебаний менее 250 Гц; на воздушных линиях 500 кВ без шунтирующих реакторов и с шунтирующими реак- торами на шинах (до линейного выключателя), если установившиеся перенапряжения в нормальных и аварийных режимах превышают допустимые напряжения для ограничителей, указанные в таблице; на воздушных линиях 500 кВ с напряженностью электрического поля на проводах, не превышающей 0,93 напряженности начала короны, с шунтирующими реакторами, установленными на линии (за линейным выключателем), когда длина линий лежит в диапазоне 150 — 210 км при одном реакторе на передаче и 300—420 км при двух реакторах (указанные ограничения не распространяются на случаи, когда на ВЛ 500 кВ не применяется ОАПВ, применяется ОАЛВ, но на время бестоковой паузы отключается хотя бы один шунтирующий реактор, применяется ОАПВ, для улучшения условий которого используется схема четырехлучевого реактора). Основные характеристики ограничители перенапряжений типа ОПНК-35 Номинальное напряжение, кВ 35 Расчетное длительно выдерживаемое (действующее значение), кВ 50,5 Расчетный ток коммутационных перенапряжений (1,2/2,5 мс), А 1200 Остающееся напряжение при расчетном токе коммутационных перенапряжений, кВ, не более 125 Остающееся напряжение при расчетном токе грозовых перенапряжений 3 кА (8/20 мкс), кВ, не более . 143 При воздействии на ограничитель синусоидального напряжения 50 Гц с амшги- -ч тудой 60,2 кВ амплитуда тока через него должна быть, А, не более 0,07 Внешняя изоляция — по ГОСТ 1516.1—76* для аппаратов класса 35 кВ Масса, кг .... 120 Примечания: 1. Ограничитель ОПНК-35 предназначен для защиты от перенапряжений нулевых реакторов, включаемых в нейтраль группы шунтирующих реакторов сверхвысокого напряже- ния, а также для защиты нейтрали этой группы. 2. Пропускная способность ограничителя достаточна, чтобы он выдерживал совокупность воз- действий, возможных в цикле ОАПВ линии электропередачи. \
опн-iw опн-zzo F опи-ззо Рис. 10.11. Ограничители перенапряжений 110—500 кВ ОПНИ-500
Таблица 10.24. Трубчатые разрядники Тип РТФ-3-0,3/5 РТФ-б-0,5/10 РТФ-10-0,2/1 РТФ-10-0,5/5 РТФ-35-0,5/2,5 РТФ-35/1/5 РТФ-35-2/10 РТФ-110-0,5/2,5 РТФ-110-1/5 РТФ-10-0,5/2,5*2 РТВ-10-2/10*2 РТВ-20-2/1О РТВ-35-2/10 РТВС-110-0,5/5 к о" в в 0! О, в и о к л § в в S о а 3 6 10 10 35 35 35 ПО ПО 10 10 20 35 ПО Наибольшее допустимое напряжение, действующее значение, кВ 3,6 7.2 12 12 40,5 40,5 40,5 . 100 100 12 12 24 40,5 100 Пределы тока отклю- чения, дейст- вующее значение. кА в в в в 0,3 0,5 0,2 0,5 0,5 I 2 0.5 1 0,5 2 2 2 0,5 I 5 10 5 2,5 5 10 2,5 5 2,5 10 10 10 5 Искровой проме- жуток, мм*1 в В и в ва 10 20 25 25 130 130 130 450 450 15 15 40 100 400 Ё к э в ва 70 150 225 150. 250 200 220 450 450 60 60 100 140 343 Диаметр дугога- сящего канала, мм ■Я в 8 10 10 10 10 10 16 12 20 6 10 10 10 22 в в» и в о к 11 14 14 14 14 15,7 22 18 28 9 14 14 16 31 Импульс- ное про- бивное напря- жение на волне 1,2/50 мкс, кВ, ие более ё S Я о. с 50 75 80 80 230 230 230 700 700 80 80 130 230 600 о > в в ч К d S S 45 65 70 70 200 200 20 500 500 70 70 120 200 500 Пробив- ное напря- жение 50 Гц, дейст- вующее значение, кВ, не менее S Ч ч* о о в « 10 33 40 40 95 95 95 180 180 40 40 65 95 235 о В ja S d S S 7 30 38 38 80 80 80 180 180 38 38 55 80 220 Импульсная пропускная способность на волне 8/20 мкс, кА, не менее 20 20 20 20 20 40 40 50 50 20 20 20 40 50 S о cd В В Щ Ч к cd щ О С 42 55 55 55 85 . 85 80 125 124 67 67 76 88 126 I 1,4 1,6 1,6 1,6 2,3 2,4 4,0 9 9,5 2,4 2,3 2,5 2,8 6,0 *! Отклонения не должны превышать ±1 мм. *2 При применении в сетях 6 кВ внешний искровой промежуток должен быть 10 мм. Примечания: 1. Верхний предел обрываемого разрядником тока выбирается не менее эффек- тивного значения в первый период наибольшего возможного в данной точке сети тока КЗ с учетом апериодической составляющей. Для сетей ПО кВ это ток однофазного или трехфазного КЗ; для сетей 35 кВ и ниже (с нейтралью изолированной или компенсированной) это ток трехфазного КЗ. Нижний предел обрываемого тока выбирается не более наименьшего тока КЗ (эффективное значение) без учета апериодической составляющей. В сетях 110 кВ это установившийся ток однофазного или двухфазного КЗ, в сетях 35 кВ и ниже — двухфазного КЗ. Малые токи однофазного замыкания на землю в сетях 35 кВ и ниже гасятся разрядниками. 2. Зоны выхлопа (рис. 10.12) разрядников различных фаз не должны пересекаться, и в них не должны попадать конструкции, имеющие другой потенциал, чем открытый конец разрядника в момент гашения дуги. Размеры расчетных зон выхлопа, допускающие их соприкосновение, следующие: Номинальное кВ 3; 6 и 10 20 Размеры зоны, м, не более А 1,7 2,4 Б 1,4 2,3 В 0,2 0,4 Номинальное напряжение, кВ 35 ПО Размеры зоны, м, не более А 3,0 4,2 Б 2,5 4,4 В 0,5 1,2 3. Для предотвращения скопления внутри разрядников влаги их следует устанавливать вертикально открытым концом вниз или под углом не менее 15—20° к горизонту. Электроды внешнего искрового промежутка не следует располагать вертикально один под другим во избежание закорачивания струей воды. 4. Трубчатые разрядники могут оставаться на зимний период без увеличения их внешних искровых промежутков.
-eQO* Рис. 10.12. Зона выхлопа трубчатого разряд- ника Та Дарам$яр V Размеры защитных проме- жутков, см: основных, не менее ■дополнительных Разрядное напряжение при 50 Гц, кВ Импульсное разрядное на- пряжение, амплитуда, кВ, при полярности: положительной отрицательной блица 10. 3 2 0,5 20 33 34 6 4 1 34 51 53 25. Защитные 10 6 1,5 45 66 68 Фомина 20 14 2 70 121 134 промежутки льное 35 25 3 105 195 220 тапряжение, кВ 110 65 — 252 466 510 150 93 — 348 618 698 220 135 — 495 915 817 330 185 — 560 945 1070 500 300 — 750 1065 1190 Примечания: 1. Защитные промежутки предназначаются для зашиты изоляции от грозовых перенапряжений вместо трубчатых разрядников, когда отсутствуют трубчатые разрядники на требуемые токи КЗ. На ВЛ 220 кВ с деревянными опорами при отсутствии трубчатых разрядников должны быть заземлены на одной-двух опорах подвески гирлянд, при этом число изоляторов должно быть такое, как и на металлических опорах. 2. Для предотвращения КЗ при случайных закорачиваниях защитных промежутков на ВЛ 3 — 35 кВ с деревянными опорами выполняются дополнительные искровые промежутки, установленные на высоте не менее 2.5 м от земли. 3. В пусковых схемах ВЛ 500 и 750 кВ могут устанавливаться стержневые промежутки длиной 190—200 и 230—250 см соответственно для защиты от внутренних перенапряжений. 4. Из-за изменения атмосферных условий разброс разрядных напряжений всех открытых промежутков оценивается в ±20%. Таблица 10.26. Защита изоляции иезаземленной нейтрали трансформаторов 110—220 кВ Номинальное и испытательные напряжения защищаемого трансформатора, кВ Номи- нальное ПО 150 220 Одноми- нутное испыта- тельное нейтрали, дейст- вующее значение 85 100 130 200 Амплитуда испыта- тельного полного грозового импульса 180 200 275 400 Амплитуда выдержи- ваемого коммута- ционного перена- пряжения 103}/2 121 }/2 I58J/2 242 J/2 Рекомендуе- мая ком- плектация разрядников для нейтрали транс- форматора 2 х РВМ-20 2 х РВМ-20 ЗхРВМ-15 РВС-35 + + РВС-15 2 х РВМ-20 + + РВМ-15 4хРВС-20: 2хРВМ-35 + + РВМ-20 Характер защитного разрядника Напря- жение гашения, дейст- вующее значение, кВ 50 50 57 59,5 69 100 Пробивное напряжение, кВ при 50 Гц 94-112 94-112 105-129 116-146 129-155 196-242 "импульс- ное, не более 144 144 171 195 201 340
Продолжение табл. 10.26 Примечания: I. В таблице приведены рекомендуемые комплектовки разрядников для за- щиты нейтрали трансформаторов с пониженным относительно фазных выводов испытательным на- пряжением. 2. При необходимости разземления нейтралей трансформаторов в первую очередь должны раз- земляться нейтрали трансформаторов, имеющих полную изоляцию. 3. Амплитуда выдерживаемого коммутационного перенапряжения определена умножением ампли- туды одноминутного испытательного напряжения на коэффициент импульса (1,35) и коэффициент ста- рения (0,9). Защита неиспользуемых обмоток транс- форматором (автотрансформаторов). Неис- пользуемые обмотки низшего и среднего напряжения должны быть соединены в звезду или треугольник; между вводами каждой фазы и землей необходимо установить вен- тильные разрядники. Защита неиспользуемых обмоток низшего напряжения, расположен- ных первыми от магнитопровода, может быть выполнена также заземлением одной из фаз звезды, одной из вершин треуголь- ника или нейтрали. Защита реакторных присоединений 500— 750 кВ. Для повышения надежности работы реакторные присоединения 500—750 кВ сле- дует защищать ограничителями перенапря- жений соответствующего класса, устанавли- ваемыми у шунтирующего реактора. Выбор бестоковых пауз ОАПВ на ВЛ 330 — 750 кВ. При ОАПВ после отключения поврежденной фазы с обоих концов в месте повреждения продолжает гореть дуга подпит- ки, обусловленная емкостными и магнит- ными связями поврежденной фазы с непо- врежденными. Необходимая бестоковая пауза ОАПВ Гоапв* с> определяется временем гашения дуги подпитки £г и интервалом 0,2 с, необходимым для восстановления электрической прочности канала дуги под- питки: £оапв = *г + 0,2. 10.5. ЗАЩИТНЫЕ И РАБОЧИЕ ЗАЗЕМЛЕНИЯМ Таблица 10.27. Допустимые сопротивления запштных и рабочих заземлений для установок иыше 1 кВ и устройств грозозащиты Характеристика заземляемого объекта Установки с эффективно заземленной нейтралью Установки с изолированной нейтралью и с компенсацией ных токов замыкания на землю, включая опоры установленным электрооборудованием: 1) заземляющего устройства, используемого для до 1 кВ ВЛ 3- емкост- 35 кВ с электроустановок Сопротивление заземления, Ом, не более 0,5 125//3 Время гашения дуги подпитки зависит от тока подпитки и восстанавливающегося на отключенной фазе напряжения (рис. 10.13). *г, 2,0 1,$ 1,0 0,5 б i—, : ^ / ~-" / *s / г / < -\ 10 ZO SO W 50 Б0 70 1п,А Рис. 10.13. Время гашения дуги подпитки fr в зависимости от амплитуды установив- шегося тока подпитки /„ _ и напряжения на отключенной фазе- £/в: 1 и 2 — наибольшее время гашения соответственно при ив = (0,2 + 0,5) г/ф и ив = (0,6 ~ 1,3) г/ф
Продолжение табл. 10.27 Характеристика заземляемого объекта Сопротивление заземления, Ом, не более 2) для заземляющего устройства, используемого только для уста- новок выше 1 кВ Отдельно стоящий молниеотвод Опоры ВЛ всех напряжений металлические, железобетонные и дере- вянные, на которых подвешен трос и установлены устройства грозозащиты; опоры ВЛ ПО кВ и выше с установленным электро- оборудованием; опоры металлические и железобетонные ВЛ 35 кВ и такие же опори В Л 3—20 кВ в населенной местности при удельном сопротивлении грунта р, Ом-м: до 100 ,! 100-500 500-1000 1000-5000 более 5000 Опоры металлические и железобетонные ВЛ 3—20 кВ в ненаселен- ной местности при удельном сопротивлении грунта, Ом-м: до 100 более 100 Разрядники и защитные промежутки на подходах ВЛ к подстанциям с вращающимися электрическими машинами 250//3 25 10 15 20 30 •10"- 30 0,3 р 5 Примечания: 1. Для электроустановок сопротивление заземления определяется с учетом естественных заземлителей. 2. В качестве расчетного тока замыкания на землю /3 принимается: 1) в сетях без компен- сации емкостных токов — полный ток замыкания на землю; 2) в сетях с компенсацией емкост- ных токов: для заземляющих устройств, к которым подключены компенсирующие аппараты, — ток, равный 125% номинального тока этих аппаратов; для заземляющих устройств, к которым не при- соединены компенсирующие аппараты, — остаточный ток замыкания на землю, проходящий при от- ключении наиболее мощного из жомиепсирующих аппаратов или наиболее разветвленного участка сети. 3. Для ВЛ, защищенных тросами, сопротивление заземляющих устройств, выполняемых по усло- виям грозозащиты, должны обеспечиваться прн отсоединенном тросе, а по остальным условиям — при неотсоединенном тросе. 4. Для опор высотой более 40 м на участках ВЛ, защищенных тросами, сопротивления заземляющих устройств должны быть в 2 раза меньше по сравнению с приведенными в таблице. 5. Сопротивления заземляющих устройств опор ВЛ должны обеспечиваться и измеряться при токах промышленной частоты в период их наибольших значений в летнее время. 6. ПУЭ допускают выполнение заземлителей для установок выше 1 кВ с заземленной нейтралью по напряжению прикосновения. Удельное сопротивление грунтов: Грунт Удельное сопротивление, Ом-м Скальные породы и мерзлый грунт (районов мерзлоты) 1000—45000 Гравий, щебень, каменистые почвы . 1000—4000 Песок слабовлажный , 400—700 Супесок слабовлажный 200 — 300 Глины и суглинок слабовлажные, смешанный грунт 100 — 200 Чернозем 50-200 Болотистая почва, торф, суглинок и глина влажностью 20—40% . . . 20 — 100 Водопроводная вода 60—80 Речная вода 10—30 Морская вода 0,2 — 1
Таблица 10.28. Коэффициент использования типовых лучевых заземлителеи Эскиз заземлителя [ * 1 Z а) ч 1 < б) V4, 1 Bj / Ч \ V ~,7 ~10м 3) ГО J * г «J f ^ air) *о J ь ■< Э1 , ' 1 Длина луча, м При любой длине 10 ' 20 40 10 20 40 10 20 40 10 20 40 Ш 20 40 10 20 40 Коэффициент при частоте 50 Гц Т)~ 1 0,9 0,93 0,95 0,75 0,8 0,85 0,9 0,9 0,9 0,8 0,83 0,85 0,93 0,93 0,95 : 0,9 0,9 0,9 \ использования при импульсах Пимп 1 0,8 0,83 0,85 0,65 0,7 0,75 0,8 0,8 0,8 -\ 0,7 0,73 0,75 0,83 ■*- 0,83 i 0,85 * 0,8 0,8 0,8
Таблица 10.29. Коэффициент использования вертикальных заземлителей, объединенных горизонтальным электродом Эскиз заземлителя / п^ г1 Ы а) v , а в) fh vy > а 1 2 3 2 3 2 3 2 3 2 3 Число вертикальных электродов 2 2 3 3 4 4 3 3 4 4 Коэффициент при частоте 50 Гцтк, 0,9 0.95 0,85 0,9 0,75 0,8 0,8 0,85 0,75 0,8 использования при импульсах 0,8 0.85 0,75 0,8 0,65 0,7 0,7 0,75 0,65 0,7 Таблица 10.30. Коэффициент использования заземлителей для железобетонных фундаментов опор Тип опоры Одностоечная Портальная Схема расположения фундамента -Ф -Ф- ■Ф -$■ а) Ф -Ф" -$" Ф Коэффициент использования при частоте 50 Гц rj~ 0,6 0,9 при импульсах Л И МП 0,4 0,8
Продолжение табл. 10.30 Тип опоры Портальная на оттяжках Анкерная угловая Схема расположения фундамента -ф- в; Коэффициент при частоте 50 Гц т}^ 0,9 0,9 использования при импульсах *1имп 0,8 0,8 Таблица 10.31. Импульсный коэффициент для единичного горизонтального заземлителя (Тф = 3 -г- б мкс) Удельное сопротивление грунта р, Ом-м-102 1 5 . 10 20 Длина заземлителя, м 5 10 20 5 10 20 30 10 20 40 60 20 40 60 80 100 Импульсный коэффидиент при амплитуде тока, кА 5 0,8 1,05 1,20 0,60 0,80 0,95 1,05 0,60 0,80 1,00 1,20 0,65 0,80 0,95 1,10 1 25 10 0,75 1,00 1,15 0,55 0,75 0,90 1,00 0,55 0,75 0,95 1,15 0,60 0,75 0,90 . 1,05 1,20 20 0,65 0,90 1,05 0,45 0,68 0,58 0,45 0,60 0,85 1,10 0,50 0,65 0,80 0,95 1,10 40 0,50 0,80 0,95 0.30 0,45 0,60 0,80 0,35 0,50 0,75 0,95 0,40 0,55 0,75 0,90 1,05
Таблица 10.32. Импульсный коэффициеит для единичного вертикального заземлителя длиной 2 — 3 м (Тф = 36 мкс) Удельное грунта р, Ом • м • 102 1 5 10 Импульсный коэффициент при амплитуде тока, кА 5 0,90 0,70 0,55 10 0,85 0,60 0,45 20 0,75 0,45 0,30 40 0,60 0,30 Таблщда 10.33. Импульсный коэффициент для кольцевого заземлителя Удельное сопротивление грунта о, Om-m-1№ 1 5 >. 1° Диаметр кольца, м 4 8 12 8 12 8 12 Импульсный коэффициент при амплитуде тока, кА 20 0,60 0,75 0,80 0,55 0,60 0,40 0,45 40 0,45 0,65 0,70 0,45 0,50 0,30 0,40 80 0,35 0,50 0,60 0,30 0,35 ■ 0,25 0,30 Таблица 10,34. Импульсный коэффициеит заземлителя для фундаментов (р< 3-102 Ом-м) Тип фундамента Сборный железобетонный (подиожник) Свайный Импульсный коэффициент при амплитуде тока, кА 5 0,9 0,7 10 0,6 0,5 20 0,3 0,3 Таблица 10.35, Импульсный коэффициент для многолучевых заземлителей (Тф = 3,5 мкс) 2 2 1л 10 20 /, кА 10 25 50 100 200 10 25 50 100 200 Импульсный коэффициент при р, Ом-м 100 1,08 0,85 0,90 0,77 0.62 1,2 1,11 1,00 0,88 0,76 500 0,84 0,74 0,60 0,48 0,36 0,95 0,86 0,73 0,60 0,50 1000 0,67 0,57 0,44 0,34 0,25 0,76 0,68 0,54 0,43 0,35 1500 0,60 0,49 0,38 0,29 0,20 0,65 0,57 0,45 0,36 0,29
Продолжение табл. 10.35 пл •2 3 3 3 4 4 4 'л 30 10 20 30 10 20 . 30 /, кА 10 25 50 100 200 10 25 50 100 200 10 25 50 100 200 10 25 50 100 200 10 25 50 100 200 10 25 50 100 200 10 25 50 100 200 Импульсный коэффициент при р, Ом-м 100 1,30 1,21 1,13 1,00 0,91 1Д1 1,02 0,92 0,80 0,67 1,24 1,14 1,03 0,91 0,80 1,33 1,23 1,14 1,03 0,94 1,16 1,08 0,98 0,87 0,75 1,28 1,19 1,07 0,95 0,85 1,37 1,28 1,17 1,07 0,97 500 1,05 0,97 0,84 0,73 0,61 0,81 0,77 0,65 0,53 0,42 1,00 0,89 0,78 0,67 0,57 1,10 1,00 0,91 0,79 0,71 0,90 0,83 0,70 0,58 0,48 1,04 0,95 0,83 0,71 0,62 1,14 1,04 0,95 0,83 0,75 1000 0,85 0,77 0,65 0,55 0,47 0,70 0,69 0,58 0,38 0,30 0,79 0,70 0,60 0,50 0,41 0,93 0,83 0,74 0,64 0,55 0,73 0,64 0,53 0,44 0,29 0,84 0,75 0,66 0,55 0,47 0,85 0,87 0,79 0,70 0,66 1500 0,73 0,65 0,54 0,44 0,35 0,61 0,52 0,41 0,33 0,25 0,69 0,62 0,52 0,42 0,35 0,81 0,72 0,63 0,55 0,45 0,65 0,55 0,45' 0,38 -0,29 0,74 0,66 0,57 0,49 0,40 0,85 0,76 0,69 6,60 0,53 Ч- Примечание. ил — число лучей; 1Л — длина луча. ^ Щ Таблица 10.36. Импульсный коэффициент для многолучевых заземли гелей с вертикальными электродами различной длины (Тф = 3,5 мкс) "л 2 1л 10 /, кА 10 25 50 100 200 /„ = 2,5 м /в = 5 м /в=10 м р, Ом-м 100 1,17 1,06 0,97 0,84 0,74 500 0,90 0,80 0,69 0,57 0,46 1000 0,70 0,60 0,49 0,40 0,32 1500 0,60 0,51 0,42 0,34 0,27 100 1,25 Ы4 1,04 0,91 0,79 500 0,95 0,87 0,77 0,64 0,54 1000 0,75 0,67 0,55 0,46 0,37 1500 0,66 0,57 0,47 0,40 0,33 100 1,41 1,32 1,22 1,12 1,00 500 1,14 1,05 0.95 0,85 0,75 1000 0,91 0,83 0,73 0,62 0,54 1500 0,78 0,70 0,59 0,49 0,40
Продолжение табл. 10.36 "л 3 4 2 3 4 2 3 4 h 10 10 20 2Ь 20 30 30 30 /, кА 10 25 50 100 200 10 25 50 100 200 10 25 50 100 200 10 25 50 100 200 10 25 50 100 10 25 50 100 200 10 25 50 100 200 10 25 50 100 200 1в = 2,5 м- /в= 5 м [ /в= 10 м р, Ом • м 100 1,20 1,11 1,02 0,88 0,77 "■*- 1,28 1,19 1,00 0,96 0,82 1,30 1,22 1,12 0,99 0,82 1,35 1,25 1,17 1,05 0,90 1,37 1,29 1,21 1,10 1,35 1,26 1,17 1,06 0,95 1,41 1,32 1,23 1,14 1,02 1,49 1.40 1,31 1,20 1,08 500 0,95 0,85 0,75 0,62 0,51 1,00 0,90 0,81 0,70 0,58 1,06 0,98 0,87 0,75 0,60 1.09 1,0! 1,05 0,92 0,67 1,10 1,02 0,95 0,83 1,13 1,05 0,95 0.83 0,62 1,20 1,12 1,01 0,93 0,81 1,26 1,18 1,08 0,99 0,86 1000 0,75 0,66 0,56 0,46 0,38 0,78 0,70 0.62 0,53 0,42 0,84 0,76 0,66 0,54 0,42 0,87 0,80 0,73 0,61 0,51 0,89 0,82 0,76 0,67 0,92 0,84 0,74 0,64 0,53 1.00 0,92 0,83 0,75 0,64 1,05 0,99 0,90 0,81 0,72 1500 0,65 0,56 0,47 0,40 0,33 0,70 0,61 0,54 0,45 0,37 0,70 0,61 0,51 0,42 0,34 0,75 0,69 0,61 0,52 0,41 0,8 0,74 0,67 0,59 0,78 0,69 0.60 0,51 0,41 0,87 0,80 0,72 0,64 0,54 0,95 0,87 0,80 0,72 0,62 100 1,27 1,18 1,08 0,96 0,85 1,35 1,25 1,18 1,05 0,92 1,40 1,30 1,21 1,10 0,97 1,42 1,34 1,26 1,15 1,04 1,46 1,38 1,30 1,19 1,47 1.39 Г,25 1.14 1,05 1,52 1,41 1.33 1,23 1,13 1,62 1,52 1,41 1,31 1.20 500 1,05 0,95 0,85 0,73 0,61 1,13 1,04 0,94 0,84 0,70 1.15 1,07 0,98 0,83 0,72 1,18 1.10 1,01 0,90 0,79 1,20 1,13 1,03 0,95 1,23 1,14 1,03 0,91 0,81 1,27 1,20 1,10 0,98 0,89 1,32 1,25 1,15 1,04 0,93 1000 0,84 0,75 0,65 0,55 0,44 0,95 0,84 0,74 0,65 0,54 0,94 0,86 0,75 0,63 0,51 0,96 0,89 0,79 0,68 0,59 0,98 0,91 0,83 0,74 1,01 0,91 0,82 0.71 0,60 1,06 0,97 0,88 0,78 0,70 1,10 1,03 0,94 0,84 0,73 1500 0,72 0,65 0,56 0,47 0,40 0,80 0,73 0,64 0,55 0,46 0,78 0,70 0,60 0,50 0,40 0,84 0,76 0,68 0,58 0,50 0,88 0,81 0,74 0,65 0,87 0,76 0,67 0,58 0,48 0,93 0,85 0,76 0,68 0,58 0,98 0.90 0,83 0,74 0,65 100 1,43 1,36 1,27 1,16 1,04 1,49 1,40 1.32 1,22 1,09 1,52 1,42 1,32 1,22 1,11 1,50 1,42 1,34 1,24 1,13 1,58 1,48 1,40 1,30 1,59 1,51 1,43 1,32 1,18 1,64 1,55 1,47 1,36 1,25 1,70 1,63 1,54 1,44 1,32 500 1,19 1,11 1,03 0,90 0,8! 1,25 1.17 1,08 0,96 0.85 1,27 1,18 1,08 0,98 0,87 1,29 1,20 1,11 1,01 0,92 1,35 1,25 1,16 1.07 1,34 1,27 1,18 1,07 0,96 1,43 1,34 1,24 1,13 1,03 1,51 1,42 1,31 1,21 1,09 1000 0,97 0,91 0,81 0,70 0,60 1,03 0,94 0,86 0,75 0,67 1,05 0,97 0.87 0,76 0,75 1,08 1,00 0,80 0,80 0,71 1,12 1,04 0,94 0,85 1,10 1,03 0,95 0,85 0,75 1,22 1,13 1,03 0,93 0,85 1,28 1,19 1,10 0,99 0,90 1500 0,83 0,76 0,67 0,58 0,49 0,90 0,83 0,75 0,64 0,54 0.90 0,82 0,72 0,61 0,50 0,94 0,86 0,77 0,69 0,59 0,98 0,90 0.82 0.75 0,97 0,89 0,80 0,71 0,60 1.07 0,98 0,89 0.80 0,72 1.13 1,05 0,98 0,88 0,80 Примечание. /в — длина вертикального электрода; расстояние между вертикальными электро- дами 10 м.
Таблица 10.37. Сопротивление растеканию единичных искусственных заземлителей" Единичный заземлитель Эскиз Расчетная формула Примечание Горизонтальный луч 1 " 2к1\ d It) d — диаметр заземли- теля Вертикальный труб- чатый или стержне- вой заземлитель '7^/aV>'AS>'//Cs>! Щ *.-£1^+ Для угловой стали d= 0,956, где Ъ- ширииа уголка б) 2f + + —In 2 2f-- Луч — трубчатый электрод \\ R Дд^тр 1 Дл + &гр "Л Вертикальный элект- род, спускаемый в скважину <W/S> <ЛУ//$УЛ< &в.э : Р , 4/ 2я/ <2 rf—диаметр заземли- теля а. Кольцевой или нря- ' моуголъный контур •УУЖУ/АУ/АУ/У .; г) _д^ 2я2Д, V + 1Т1~4Г) In —~ + d Для кольца D3 = D, для прямоугольника D, 4ЛВ где Л, В — стороны прямоугольника
Таблица 10.38. Сопротивление растеканию железобетонных фундаментов, используемых в качестве естественных заземлителеи Наимено- вание естест- венного заземли- теля Геометрические размеры Схема расположения фундамента Расчетная формула Сопротивление одного фундамента (свая или подножник) Сопротив- ление всего фундамента Примечание Свайный фунда- мент Сборный железо- бетон- ный фунда- мент УЖ У7Ъ «ев = ^г—- In — 2nl d Ki = пц п — коли- чество элемен- тов У а) в) jyct — , _ 1,75р . ™~ 2D3 ' 2nl Я, Кп пц *М1ппп — — *ЧТЛ*Чт 1 Кпл + Ксг 0,9 Примечания к табл. 10.37 и 10.38: 1. Формулы приведены для сопротивления при частоте 50 Гц (ДО. 2. При протекании импульсного тока сопротивление определяется по формуле Ди = aHR.-^, где аи — импульсный коэффициент (см. табл. 10.31 — 10.36). 3. Сопротивление составного заземлителя определяется по формулам: для частоты 50 Гц 1 ■ RL = ; л~е- для импульсов К'и = Ли^- где т)^,, т|и — коэффициенты использования заземлителеи соответственно для частоты 50 Гц и импульсов. 4. Глубина укладки заземлителеи в обычных условиях составляет 0,5 — 0,8 м и определя- ется глубиной высыхания грунта в течение грозового периода. 5. Все соединения в подземной части выполняются сваркой. 6. Для вертикальных электродов рекомендуется выбирать стальные трубы диаметром 30 — 60 мм и длиной 2—3 м, а для горизонтальных электродов — стальную ленту толщиной не менее 4 и шириной 20 — 40 мм или круглую сталь диаметром 10—20 мм.
VT^Z 777W7, Рис. 10.14. Схемы контроля расположения и состояния протяженных заземлителей Метод контроля расположения и состоя- ния протяженных заземлителей. Измерения проводятся серийными измерителями зазем- лений по одной из схем, приведенных на рис. 10.14. Перемещая зонд в направлении расположения протяженного заземлителя, делают серию (8 — 10) замеров. Минималь- ное значение измеренного сопротивления соответствует расположению зонда в не- посредственной близости от протяженного заземлителя. Если значение измеренного сопротивления постоянное, то заземлитель оборван. Сопротивления одиночного глубинного электрода в зависимости от его заглубления. Ниже приведены сопротивления одиночного электрода в зависимости от его заглубления для устройств контуров заземления ВЛ в грунтах с удельным сопротивлением р = (7 — 10)-102 Ом-м при уровне грунтовых вод 8 —12 м (сухие пески): Сопротивление, Ом . Глубина забивки, м Сопротивление, Ом . Глубина забивки, м 330 250 3,5 5 150 7 110 85 45 20 9 11 13 15 Если при достижении глубины 15 м зна- чение сопротивления не будет удовлетво- рительным, то забивается второй электрод. Когда позволяет характер грунта, целе- сообразно применять глубинные вертикаль- ные заземлители, погружаемые в дно котло- вана, предназначенного для установки опоры. Сопротивление 15 Ом (с учетом собствен- ной проводимости железобетонной стойки) обеспечивается при удельном сопротивлении грунта 300 Ом-м и глубине забивки 3 —5 м. 10.6. МОЛНИЕЗАЩИТА ЭЛЕКТРОУСТАНОВОК Основные характеристики разряда мол- нии. Интенсивность грозовой деятельности характеризуется числом грозовых часов и или грозовых дней и' в году (и » 1,5и'). Число ударов молнии в 1 км2 поверх- ности земли составляет в среднем 0,067 за 1 грозовой час. Число ударов молнии в отдельно стоя- щий молниеотвод высотой h, м, приблизи- тельно равно: ч N= 1,5кпЬ.2-10~6. Число ударов молнии в год в линию электропередачи длиной I, км, со средней высотой подвеса верхнего провода или троса hep, м> N = 4иЬсрМ0"4. Длительность тока молнии в большин- стве разрядов 20—100 мкс, средняя длитель- ность близка к 50 мкс. Около 80% разрядов молнии имеет отрицательную полярность. Заряд, переноси- мый молнией,—до 100 .^Кл, в среднем — 20 Кл. * Вероятность того, что амплитуда тока молнии равна или больше 1М для местностей до 500 м над уровнем моря, оценивается формулой IgP/=-IJ60. Вероятность тока молнии с крутизной фронта, превышающей а, кА/мкс, оценивается по формуле lgPa=~a/36. Вероятность прорыва молнии через тро-
Таблица 10.39. Примерное число грозовых отключений ВЛ Напряжение ВЛ, кВ 6-10 35 35-220 ПО 220-330 110-500 750 Материал опор Дерево Металл, железобетон, дерево с металлически- ми траверсами Дерево гД1егалл, железобетон ЧГо же •.: » » » » Тип опоры Одностоечная Все типы Портальная Башенная » Портальная » Количество гросов Нет » » 1 1 2 2 Удельное количество грозовых отключении на 100 км при 30 грозовых часах в году 0,3-1,4 0,3-1,4 0,3-1,5 0,8 1,2 0,2-0,6 0,07 совую защиту определяется формулой где hon — полная высота опоры, м; а— угол защиты крайнего провода, град. Вероятность перехода импульсного пере- крытия в силовую дугу т\ зависит от среднего градиента рабочего напряжения вдоль пути перекрытия £ср = Upa5/i и опреде- ляется формулой ц^(1Мср-6)-10-2. Для линий с заземленной точкой под- веса гирлянды можно принять ц = 0,7 для ВЛ до 220 кВ включительно и г] = 1 для ВЛ 330 кВ и выше. Мероприятия по грозозащите ВЛ. На- дежность грозозащиты ВЛ обеспечивается: подвеской грозозащитных тросов с до- статочно малыми углами защиты (20 — 30°); снижением импульсного сопротивления заземления опор; повышением импульсной прочности изо- ляции линий и снижением вероятности установления силовой дуги (в частности, использованием деревянных траверс и опор); применением изолированной нейтрали или дугогасящей катушки; использованием АПВ линий. Условия сооружения ВЛ 6—500 кВ без тросов. Не требуется применения грозоза- щитных тросов: для всех ВЛ напряжением до 35 кВ; для ВЛ ПО кВ на деревянных опорах; в районах с числом грозовых часов в году менее 20; на отдельных участках ВЛ с удельным сопротивлением грунтов более 10^ Ом-м; на участках трассы с расчетной толщи- ной стенки гололеда более 20 мм. Защита отдельных мест линии. Дополни- тельных мер защиты иа В Л требуют: пересечения ВЛ между собой (РТ, ПЗ с АПВ); пересечения ВЛ с линиями связи, трам- вайными линиями и линиями электрифи- цированных железных дорог (РТ, ПЗ с АПВ); опоры ВЛ со сниженной электрической прочностью (РТ, РВ); высокие опоры переходных пролетов (тросы, снижение сопротивлений заземления, усиление изоляции, РТ, РВ); ответвления к подстанциям на отпайках и секционирующие разъединители на линиях (тросы, РТ, РВ); кабельные вставки на ВЛ (РТ, РВ). Таблица 10.40. Наименьшие расстояния между проводами (или между проводами и тросами) пересекающихся ВЛ Напряжение линии, кВ 750 Длина пролета пересе- кающейся линии, м До 200 200-300 300-450 При наименьшем расстоянии, м, от места пересечения до ближайшей опоры верхней линии, оборудованной грозозащитными устройствами* 30-70 6,5 6,5-7,0 6.5 — 7,5 70-100 6,5-7,0 7,0-7,5 7,5-8,0 100-150 7,5-8,5 8,0-9,0 На ВЛ с дере- вянными опо- рами без гро- зозащитных устройств 9.0
Продолжение табл. .10.40 Нааряжение линии, кВ 330-500 150-220 35-110 3-20 Длина пролета кающейся линии, м До 200 200-300 300-450 До 200 200-300 300-450 До 200 200-300 До 100 100-150 При наименьшем расстоянии, м, от места пересечения до ближайшей опоры верхней линии. оборудованной 30-70 5,0 5,0-5,5 5,5-6,0 4,0 4,0 4,0-5,0 3,0 3,0-4,0 2,0 2,0-2,5 грозозащитными устройствами* 70-100 5,0-5,5 5,5-6,0 6,0-7,0 4,0 4,0-4,5 5,fl-6,0 3,0-4,0 4,0-4,5 — — 100-150 _ ■6,0-7,0 7,0-8,0 — . ~ 4,5-5,5 6,0-7,0 — 4,5-5,0 — — На ВЛ с дере- вянными опо- рами без гро- -зозащитных устройств 8,0 7,0 5,0 4,0 * Под грозозащитными устройствами здесь понимаются установка трубчатых разрядников или защитных промежутков на деревянных опорах, либо наличие на пересечении ВЛ металлических и железобетонных опор. Наименьшие расстояния по вертикали по условиям грозовых перенапряжений сле- между тросом и проводом в середине пролета, дующие: Длина пролета, м . . . .100 150 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 1200 1500 Расстояние трос-провод, м 2,0 3,2 4,0 5,5 7,0 8,5 10,0 11,5 13,0 14,5 16,0 18.0 21,0 Примечания: 1. Расстояния выбираются без учета отклонений проводов и тросов ветром, но не менее расстояния но вертикали между тросом и проводом на опоре. 2. При указанных расстояаижх грозовые перекрытия с троса иа провод в середине пролета практически исключены. Таблица 10.41. Зашита подстанций от прямых ударов молнии Защищаемые объекты Открытые распределительные устройства, в том числе гибкие мосты и шинные связи Здания машинного зала и ЗРУ при числе грозовых часов в году более 20 Дымовые трубы: металлические кирпичные, бетонные и железобетонные Здания трансформаторной башни, маслохс- зяйства, нефтехозяйства, электролизной и апе- тилено-генераторной станции Защитные мероприятия Стержневые молниеотводы 1. Заземление металлических или железобе- тонных конструкций кровли или металличе- ской кровли 2. Стержневые молниеотводы или молние- приемные сетки на крыше зданий при не- возможности выполнения^. 1 Заземления Стальной молниеотвод и заземляющий спуск, присоединяемый к заземлителю 1. Отдельно стоящий стержневой или тро- совый молниеотвод 2. Импульсное сопротивление каждого за- землителя не более 10 Ом при р < 500 Ом-м и не более 40 Ом при р > 500 Ом-м 3. Заземление металлических корпусов
Продолжение табл. 10.41 Защищаемые объекты Угледробилки, вагоноопрокидыватели, ре- зервуары с горючими жидкостями или га- зами, места хранения баллонов с водородом Защитные мероприятия 1. Молниеотвод, установленный отдельно или на самом сооружении при толщине крыши менее 4 мм 2. Заземление корпуса установки при: а) тол- щине металла крыши 4 мм н более, б) объ- еме емкости менее 200 м3 независимо от толщины металла крыши Примечание. Допускается не защищать от прямых ударов молнии:- а) ОРУ 20—35 кВ с трансформаторами единичной мощности 1600 кВ-А и менее независимо от числа грозовых часов в году; б) ОРУ 20—35 кВ в районе с числом грозовых часов менее 20 в год; в) подстанции напряжением 220 кБ и ниже на площадках с удельным сопротивлением грунта 2000 Ом-м и более при числе грозовых часов не более 20 в год; г) здания ЗРУ в районах с числом грозовых часов в году менее 20. Таблица 10.42. Место и условия установки стержневых молниеотводов Место установки молниеотвода Конструкции ОРУ Трансформаторные порталы, пор- талы шунтирующих реакторов и кон- струкции ОРУ, удаленные от транс- форматоров или реакторов по маги- стралям заземления менее 15 м Условия установки молниеотвода 1. В ОРУ 35—150 кВ при условии выполнения мероприятий, приведенных в табл. 10.43 2. В ОРУ 220 кВ и выше 1. Удельное сопротивление грунта в пределах кон- тура заземления подстанции в грозовой сезон не более 350 Ом-м 2. Непосредственно на выводах обмоток 3 — 35 кВ трансформаторов или на расстоянии не более 5 м от них по ошиновке, включая ответвления к раз- рядникам, должны быть установлены вентильные разрядники 3. От портала с молниеотводом должно обеспечи- ваться растекание тока молнии по магистралям заземления в трех-четырех направлениях 4. На расстоянии 3 — 5 м от портала с молние- отводом на каждой магистрали заземления должно устанавливаться по 2 — 3 вертикальных электрода длиной 3 —5 м 5. На подстанциях с высшим напряжением 20 и 35 кВ при установке молниеотвода на трансформатор- ном портале сопротивление заземляющего контура ОРУ не должно превышать 4 Ом (без учета вы- носного заземления) 6. Заземляющие проводники вентильных разряд- ников и трансформаторов рекомендуется присоеди- нять к заземляющему устройству подстанции по- близости один от другого или выполнять так, чтобы место присоединения вентильного разрядника к зазем- ляющему устройству находилось между точками присоединения заземляющих проводников портала с молниеотводом и трансформатора
Продолжение табл. 10.42 Место установки молниеотвода Отдельно стоящие молниеотводы с обособленными заземлителями Условия установки молниеотвода 1. Если не могут быть выполнены условия уста- новки молниеотвода на конструкциях ОРУ 2. Расстояние 53, м, между обособленным заземли- телем молниеотвода и контуром ОРУ должно быть равным 53 > 0,2 RK, но не менее 3 м, где RK — импульсное сопротивление заземления, Ом, отдельно стоящего молниеотвода-.при импульсном токе 60 кА 3. Расстояние по воздуху 5В, м, от отдельно стоящего молниеотвода с обособленным заземли- телем до токоведущих частей, заземленных конструк- ций и оборудования ОРУ должно быть равным 5В > 0,12 RK + 0,1 Я, но не менее 5 м, где Я—высота рассматриваемой точки молниеотвода над уровнем земли, м 4. Сопротивление заземлителя не более 80 Ом Примечания: 1. Не допускается установка молниеотводов на конструкпиях ОРУ, находящихся на расстоянии менее 15 м от следующих объектов: а) трансформаторов, к которым гибкими связями или открытыми шинопроводами присоеди- нены вращающиеся машины; б) открытых токопроводов и опор гибких связей, если к ним присоединены вращающиеся машины, 2. Порталы- трансформаторов, связанных с вращающимися машинами открытыми токопро- водами или гибкими связями, а также трансформаторные порталы подстанций, удельное сопро- тивление грунта на площадках которых превышает 350 Омм, должны входить в зону защиты отдельно стоящих или установленных на других порталах молниеотводов. 3. Прн установке стержневых молниеотводов па конструкпиях ОРУ следует использовать также защитное действие высоких объектов: опор В Л, прожекторных мачт, радиомачт и т. п. Таблица 10.43. Мероприятия по снижению обратных перекрытий в ОРУ 35—150 кВ Ukom, кВ 35 110-150 Удельное сопротивление грунта в грозовой сезон, Омм Менее 500 500-700 Менее 1000 1000-2000 Площадь, занимаемая заземляющим контуром, м2 Не нормируется 10000 и более Не нормируется 1000 и более Число направлений растекания тока по магистралям заземления 3-4 2-3 Вертикальные электроды Число 2-3 1-2 Длина ■й. дЗ-5 •* 3-5 Расстояние от стойки с молние- отводом, м Не менее длины электрода Примечания: 1. Гирлянда изоляторов на порталах 35 кВ с установленными на них молние- отводами должна иметь на два изолятора больше. 2. Расстояния по воздуху между конструкциями ОРУ, на которых установлены молниеотводы, и токоведущими частями должны быть не менее длины гирлянды. 3. Место присоединения стойки конструкции с молниеотводом к заземляющему устройству должно быть удалено по магистралям заземления от места присоединения к нему бака трансформатора на расстояние не менее 15 м. Рекомендуется по возможности присоединять молниеотводы и бакн трансформаторов к разным магистралям заземления.
Конструктивное выполнение и защитные зоны стержневых и тросовых молниеотводов. Отдельно стоящие стержневые молниеотводы выполняются металлическими и железобе- тонными в виде составных решетчатых конструкций (рис. 10.15). Защитные зоны стержневых и тросовых молниеотводов рас- считываются по формулам табл. 10.44 и приведены на рис. 10.16—10.19. Ari А И й: 1 || 1 1 см 11 .1 и ^ 1 i С5 сч I '■$У/ ' г) Рис. 10.15. Конструкции отдельно стоящих молниеотводов: а — железобетонного; 6 — металлического Рис. 10.17. Зона зашиты двойного стержне- вого молниеотвода высотой до 150 м: / — граница зоны защити на уровне земли; 2 — то же на уровне hx\; 3 — то же на уровне hxj Рис. 10.18. Зона зашиты двух стержневых молниеотводов разной высоты: / — граница зоны защиты на уровне земли; 2 — то же на уровне Ьх Рис. 10.16. Зона защиты одиночного стерж- невого молниеотвода высотой до 150 м: / — граница зоны защиты на уровне земли; 2 — то же на уровне hx Рис. 10.19. Зона защиты одиночного тро- сового молниеотвода высотой до 150 м: 1 — граница зоны защиты на уровне земли; 2 — то же на уровне hx
Таблица 10.44. Защитные зоны молниеотводов Тип Одиночный стерж- невой Двойной . стержне- вой Два стержневых раз- ной высоты Одиночный тросовый Расчетная высота молниеотвода гЛ.+ 1,63йЛ h = *- 1,5 Ac + 0,14i h = 1,13 rr+l,85Ax . h = — 1,7 Зона защиты со степенью надежности 95 % h0 = 0,92h; r0 = 1,5/г; '■-Ч*-&) Ls£ l,5h; he = h0; rCx = rx; rc = r„; г hc = ho-0,U(L-l,5h), rc = r0; 5h>L>l,5hl hc-K L hc foi + ro2 , hci + ha rc — ~ ; hc = ; 2 , с 2 hc гоъ fo2, ^сь ^С2 ~~ как Для одиночного молние- отвода -ч ho = 0,92fc; r0 = 1,7й; rx = 1,7 (й - ^-) Примечания: 1. Если стержневые молниеотводы находятся на расстоянии L> 5A, то их надо рассматривать как одиночные. 2. Зона защиты многократного стержневого молниеотвода равной высоты определяется как зона защиты попарно взятых соседних стержневых молниеотводов. ч Л, Грозозащита подходов ВЛ к подстанциям. Защита подходов В Л 3—20 кВ к подстан- циям тросовыми молниеотводами не тре- буется. Грозозащита подходов ВЛ 3 — 20 кВ с деревянными опорами приведена на рис. 10.20, а. Сопротивление заземления трубчатых разрядников PTi и РТ2 не должно превы- шать 10 и 15 Ом соответственно при удельном сопротивлении земли менее и более 1000 Ом-м. Расстояние от РТ2 на отклю- ченном от подстанции конце ВЛ до аппара- тов не должно быть более 60 м. При подходах ВЛ с металлическими и железо- бетонными опорами установка PTt и РТ2 не требуется; опоры В Л на длине 200— 300 м от подстанции должны быть за- землены. При мощности трансформатора подстан- ции до 600 кВ-А трубчатые разрядники на подходе ВЛ 3—20 кВ с деревянными опорами не устанавливаются.
250-300м I Ph L Rs< > 1г15 Ом с; 1-4 км \Ph RM0t20 Он 6) PT, jR3£№50m PT, Я,$№200ы Рис. 10.20. Грозозащита подходов ВЛ: а — В Л 3 — 20 кВ на деревянных опорах" б — ВЛ 35 кВ и выше Схема грозозащитных подходов ВЛ 35 кВ и выше приведена на рис. 10.20,6. Длина подхода с повышенным защитным уровнем сопротивления заземления опор, количество и защитные углы тросов при- ведены в табл. 10.45. Таблица 10.45. Требования к подходам ВЛ кВ 35 ПО 150- 220 330 500 Подходы ВЛ на портальных опорах Длина под- хода, км*1 0,5*3 1-2 1-3 2-3 2-3 2-4 3-4 Коли- чество тросов 2 2 2 2 2 2 Защит- ный угол тро- са, град 25-30 25-30 25-30 25 25 25 Подходы ВЛ на одностоечных опорах Длина подхода, км*1 1-2 1-3 2-3 2-3 2-4 Коли- чество тросов 1-2 1-2 1-2 2 2 Защитный угол троса, град 30 25*4 25*4 20*4 20 Наибольшее допустимое сопро- тивление заземления опор, Ом, при удельном сопротивлении земли, Ом-м*2 До 100 10 10 10 10 10 10 От 100 до 500 15 15 15 15 15 15 Более 500 20 20*5 20*5 20*5 20*5 20*5 *1 Длина защищаемого подхода выбирается с учетом расстояний между вентильным разрядником и защищаемым оборудованием. *2 На подходах ВЛ 110—330 кВ с одностоечными двухцепными опорами заземления опор рекомендуется выполнять с сопротивлением не более 5, 10 и 15 Ом при грунтах с эквивалентным удельным сопротивлением до 100, от 100 до 500 и более 500 Ом-м соответственно: *3 Только для подстанций с трансформаторами до 1600 кВ-А. *4 На одностоечных железобетонных опорах допускается до 30е. *5 Для портальных опор на грунте с эквивалентным удельным сопротивлением более 1000 Ом-м допускаются сопротивления заземления более 20, но не более 30 Ом. Комплект разрядников РТХ устанавли- вается на первой со стороны линии опоре подхода в следующих случаях: 1. Линия по всей длине, включая под- ход, построена на деревянных опорах. 2. Линия построена на деревянных опо- рах, подход — на металлических или железо- бетонных. 3. На подходах ВЛ 35 кВ на деревян- ных опорах, защита которых выполнена упрощенно. Комплект разрядников РТ2 устанавли- вается на входных порталах или на первой от подстанции опоре ВЛ 35 — 110 кВ, которые имеют защиту тросом по всей длине и в грозовой сезон могут быть длительно отключены с одной стороны. Расстояние от РТ2 до отключенного аппарата не должно быть более 60 м. Примечания: 1. Допускается увели- чение сопротивлений заземления опор на подходах ВЛ 35 — 220 кВ в районах с чис- лом грозовых часов в году менее 20 в 1,5 раза, менее 10 в 3 раза. 2. В особо гололедных районах и в рай- онах с эквивалентным удельным сопротивле- нием земли более 1000 Ом-м допускается защищать подходы ВЛ к ОРУ отдельно стоящими стержневыми молниеотводами, сопротивление заземлителеи которых не нор- мируется. 3. В районах, имеющих не более 60 гро- зовых часов в году, допускается не выпол-
пять защиту тросом подхода ВЛ 35 кВ к подстанциям 35 кВ с двумя трансформато- рами до 1600 кВ-А и наличием резервного питания нагрузки со стороны низшего на- пряжения. При этом опоры подхода ВЛ на длине 0,5 км должны иметь заземлители с сопротивлением, указанным в табл. 10.27. На ВЛ с деревянными опорами, кроме того, требуется на подходе длиной 0,5 км за- землять крепления изоляторов и устанавли- вать разрядники PTi на первой опоре под- хода со стороны ВЛ. Расстояние между вентильными разрядниками и трансформато- ром должно быть не более 10 м. При отсутствии резервного питания на подстан- ции с одним трансформатором до 1600 кВ-А подходы ВЛ 35 кВ к подстанции должны быть защищены тросом на длине не менее 0,5 км. Грозозащита подстанций на ответвлениях. Схемы защиты подстанций 35 — 110 кВ с трансформаторами до 40 MB-А, присоеди- няемых к ВЛ на ответвлениях и с по- мощью коротких заходов, приведены на рис. 10.21 и 10.22. Вентильные разрядники ,150-Шм 150-200и 150-200ы 150-200м >]< *< »+е *■ 150-200и150-200м 4* * 150-ZOOu 150-200ы. ■< *4* Рис. 10.21. Схемы грозозащиты подстанций, присоединенных к ВЛ ответвлениями длиной до 150 м (в) и более 150 м (б) Рис. 10.22. Схемы грозозащиты подстанций, присоединенных к ВЛ с помощью заходов длиной до 150 м (я) и более 150 м (б) устанавливаются на расстоянии не более 10 м от трансформатора. Сопротивления за- земления PTi й РТ2 не должны превосходить 10 Ом, но при удельном сопротивлении земли 1000 Ом-м и более могут быть уве- личены до 30 Ом. В последнем случае за- земляющий контур РТ2 должен быть соеди- нен с заземляющим контуром подстанции протяженным заземлителем. При длине за- хода более 500 м установка разрядников PTt не требуется. Выполнение грозозащиты подстанций, присоединяемых к вновь сооружаемым ВЛ, по описанным выше упрощённым схемам не допускается. Грозозащита вращающихся электрических машин. Запрещается подсоединять непо- средственно к ВЛ (без разделительного трансформатора) вращающиеся машины мощностью свыше 50 MB-А при металли- ческих либо железобетонных опорах на ВЛ и свыше 25. MB-А при деревянных. Для защиты генераторов и синхрон- ных компенсаторов, а также электродви- гателей мощностью более 3 МВт, присоеди- няемых к ВЛ, устанавливаются вентильные
разрядники J группы (по ГОСТ 16.357 - 83*) и конденсаторы не менее 0,5 мтсф на фазу. Кроме того, должна быть выполнена защита подхода ВЛ к подстанции с уровнем грозо- упорности не менее 50 кА. Вентильные разрядники для защиты генераторов, син- хронных компенсаторов мощностью более 15 МБ-А устанавливаются на присоедине- нии каждого генератора или синхронного компенсатора, а мощностью 15 MB - A и менее иа шинах (секший шив) генератор- ного напряжен^ для защиты электродвига- телей мошноетйо более 3 МВт на ши- нах РУ. I. При защите генераторов и синхронных компенсаторов с выведенной нейтралью, не имеющей витковой изоляции (машины со стержневой обмоткой мощностью 20 MB-А и более), вместо конденсатора 0,5 мкФ может применяться установка разрядника в нейтрали генератора или синхронного компенсатора на номинальное напряжение машины. Защитные конденсаторы могут не уста- навливаться, если суммарная емкость при- соединенных к генераторам участков кабелей длиной до 100 м составляет 0,5 мкФ и бо- лее на фазу. Подходы ВЛ к РУ с вращающимися машинами должны быть защищены от гро- зовых воздействий. Схема защиты подхода ВЛ на железобе- тонных опорах приведена на рис. 10.23,0. Ояоры подхода должны иметь деревянные траверсы с расстоянием I м по дереву от точки крепления гирлянды изоляторов до стойки опоры. Провода ВЛ подвешиваются на изоля- • торах, соответствующих классу напряжения 35 кВ. Сопротивление заземления трубча- того разрядника не 'более 5 Ом, сопротив- ление заземления тросовых опор не более 10 Ом. Вместо трубчатого разрядника в начале подхода могу г устанавливаться вентильные разрядники IV группы с сопро- тивлением заземления не более 3 Ом. На подходах ВЛ с деревянными опо- рами дополнительно следует устанавливать комплект трубчатых разрядников на расстоя- нии 150 м от начала тросового подхода в сторону линии. Сопротивление заземления разрядников не более 5 Ом. При наличии кабельной вставки длиной до 0,5 км зашита подхода ВЛ выполняется так же, как и на ВЛ без кабельных вставок; дополнительно в месте присоедине- ния ВЛ к кабелю устанавливается вентиль- ный разрядник IV группы. Сопротивление его заземления, соединяемого с металличе- 1>300ы ы '—31 К3<Ю0м > 50 м R&.5 0м г) 'ст Рис. 10.23. Схемы грозозащиты подходов к попетанциям с вращающимися машинами ской оболочкой кабеля, не должно превы- шать 5 Ом. Схема подхода ВЛ при защите его от прямых ударов молнии на длине не менее 300 м зданиями, деревьями или другими предметами приведена иа рис. 10.23,6. При наличии реакторов на присоедине- нии ВЛ подход должен выполняться по схеме рис. 10.23, е. При присоединении ВЛ к РУ с вра- щающимися машинами через реактор и кабельную нставку более 50 м защита под- хода от прямых ударов молнии не требуется, и он выполняется по схеме рис. 10.23, г.
ЮОы 150и £=£ Рис. 10.24. Защита вращающихся машин мощ- ностью менее 3 MB-А При вращающихся машинах мощностью менее 3 МВт (3 MB-А) защита подхода ВЛ тросом не требуется. При этом, если подходы на длине не менее 0,5 км выполнены на железобетонных или металли- ческих опорах, то их сопротивление заземле- ния должно быть не более 5 Ом, а на расстоянии 15 м от подстанции должен быть установлен комплект вентильных раз- рядников IV группы с сопротивлением за- земления не более 3 Ом. При надежном резервировании двигате- лей мощностью до 3 МВт и присоедине- нии ВЛ на деревянных опорах защита осу- ществляется по рис. 10.24, а. Подход В Л допускается не защищать от прямых ударов молнии. При подходе ВЛ с железобетонны- ми или металлическими опорами РТг и РТ2 не устанавливаются, заземление опор ВЛ на длине 250 м не должно быть более 10 Ом. При наличии кабельной вставки любой длины защита выполняется по схеме рис. 10.24,6. Оценка электрической прочности вращаю- щихся машин. Допустимые амплитуды гро- зовых и коммутационных перенапряжений на зажимах машины можно принять равными максимальным значениям одноминутного испытательногб~напряжения в эксплуатации, которое согласно отечественной практике составляет £/иеп = (1,5 ч- 1,7) 17ном, где UmM - номинальное напряжение машины. При этом предполагается, что коэффициент импульса с некоторым запасом равен единице. Сведения о снижении прочности изоляции машин во время эксплуатации практически отсутствуют. Поэтому следует стремиться возможно глубже ограничивать перенапряже- ния, воздействующие на изоляцию машин. При этом во всех рассмотренных выше схемах защиты следует, если имеется воз- можность, использовать вместо вентильных разрядников ограничители перенапряжений, поскольку последние имеют лучшие защитные характеристики. Наибольшие допустимые расстоянии от вентильных разрядников до защищаемого оборудования. В РУ 3—10 кВ при кабельной связи между шинами и трансформатором расстояния от разрядников до трансформа- торов и аппаратов не ограничиваются, а при воздушной связи эти расстояния не должны превышать 60 м в случае деревянных опор ВЛ и 90 м в случае металлических и железобетонных опор. Наибольшие допустимые расстояния от вентильных разрядников до защищаемого электрооборудования в РУ 35—220, 330 и 500 кВ приведены соответственно в табл. 10.46-10.48.
Таблица 10.46. Наибольшие допустимые расстояния от вентильных разрядников до Тип опор на подходах ВЛ к РУ и подстанции О М gli £g Расстояние до силовых трансформаторов, м Тупиковые РУ Разрядники III группы U т си и со си х Разрядники II группы 1ч S т с- х 2 « О. РУ с двумя постоянно включенными ВЛ Разрядники III группы « О. U « О. Разрядники II группы U « О, X Портальные' (в том числе деревянные с РТ в начале подхода) Одностоечные (метал- лические и железобетон- ные) Портальные (в том числе деревянные с РТ в начале подхода) Одностоечные (метал- лические и железобетон- ные) Портальные Одностоечные (метал- лические и железобетон- ные) 0,5 1,0 1,5 2,0 1,0 1,5 2,0 1,0 1,5 2,0 2,5 3,0 1,0 1,5 2,0 2,5 3,0 2,0 2,5 3,0 2,0 3,0 20 40 60 75 20 30 45 30 50 70 90 100 15 30 50 65 80 30 ~40~ ~50~ 20 ~зо~ 30 60 90 ПО 30 50 70 50 80 ПО 165 180 20 55 75 100 140 70 ПО 50 ~70~ ~9<Г 40 70 90 120 150 20 40 70 90 120 20 100 150 180 220 250 50 80 120 160 200 65 30 50 80 100 30 50 70 50 70 80 95 ПО 20 40 60 70 80 40 100 120 150 40 60 90 70 90 120 150 200 30 60 90 115 140 60 35 80 80 90 10 80 75 100 100 120 35 50 ^70* ~90~ 90 120 150 40 15 60 70 30 50 60 40 85 80 90 100 45 "б0~ 80 Too 60 80 100 125 160 30 50 70 100 130 60 70 70 ~9Г7 90 120 35 50 65 80 85 100 Примечания : 1. Расстояния от вентильных разрядников до электрооборудования, кроме силовых ПО кВ — 7 и более; на 150 кВ —6 и более; на 220 кВ — 4 и более. 2. Допустимые расстояния определяются до ближайшего вентильного разрядника. 3. Расстояния до силовых трансформаторов напряжением 150 — 220 кВ с уровнем изоляции по теле. 4. При использовании разрядников I группы вместо разрядников II группы по ГОСТ 16357 — 83* быть увеличены в 1,5 раза.
оборудования в РУ 35—22ft кВ Расстояние РУ с тремя или более постоянно Разрядники III группы и т си X 1-1 35 90 120 150 40 60 ■ 90 70 90 ПО 125 140 30 50 70 80 95 W ПО 120 ~50~ ^о" "85" « си X (N 45 120 150 180 50 70 100 90 ПО 135 180 200 40 70 100 125 150 120 160 200 ^70~ 100 130 включенными ВЛ Разрядники II группы 5 с- X ~~" _ — — — — - 80 100 120 135 170 40 60 90 120 140 90 ПО 100 130 120 150 45 65 80 95 100 120 1ч « а. X (N _ — _ - — - 125 175 250 250 250 100 130 190 250 250 ПО 140 150 190 180 220 65 80 90 ПО 120 140 до остального оборудования, м Тупиковые РУ Разрядники III группы С X ~* 25 75 100 125 40 60 70 120 140 170 190 200 70 ПО 120 130 150 90 ПО 120 60 80 100 « с X гч 40 100 130 150 60 90 120 140 170 200 200 200 90 130 150 200 200 160 180 200 90 120 160 Разрядники II группы См X — — — — — - 130 150 180 220 250 80 120 140 160 180 100 120 160 75 100 140 1-Н 5 См X (N — — - — - 180 200 220 250 250 ПО 160 180 230 250 210 250 280 130 180 230 РУ с двумя или более постоянно включенными ВЛ Разрядники III группы X — 30 100 125 150 50 80 90 130 200 200 200 200 100 150 200 200 200 150 170 190 90 120 150 « См X (N 50 150 200 200 100 120 150 150 200 200 200 200 130 180 200 200 200 220 280 310 120 160 ч а. 200 Разрядники II группы S ffl См X ""' _ — — — — - 140 180 200 220 250 120 160 180 200 220 200 250 270 100 140 180 S ffl X (N — — — — —' • 190 200 220 250 250 170 200 250 250 250 280 350 400 150 220 300 трансформаторов, не ограничиваются при количестве параллельно работающих ВЛ: йа напряжении ГОСТ 1516.1 —76* указаны в числителе, с повышенным уровнем изоляции по ГОСТ 1516—73 — в знамена- расстояния до силовых трансформаторов 150 — 220 кВ с уровнем изоляции по ГОСТ 1516 — 73 могут
Таблица 10,47. Наиболыаие допустимые расстояния от вентильных разрядников до электрооборудования в РУ 330 кВ Тиц подстанции, количество ВЛ «Р 'V *.: Тупиковая но схеме блока «трансформа- тор—линия» То же Тупиковая по схеме «объеди- ненный блок» . .Проходная с двумя ВЛ и од- ним трансфор- матором по схе- ме «треуголь- ник» Проходная с двумя ВЛ и дву- мя трансформа- торами по схеме «мое гик» Проходная с двумя ВЛ и дву- мя ■ трансфор- маторами по схе- ме «четырех- угольник» Проходная с тремя ВЛ и дву- мя трансформа- торами Проходная с тремя ВЛ и од- ним ■ трансфор- матором Количество комплектов вентильных разрядников, тип, место установки Один комплект вентильных раз- рядников 11 груп- пы у силового трансформатора Два комплекта вентильных раз- рядников II груп- пы: один комп- лект у силового трансформатора, второй в линей- ной ячейке Два комплекта вентильных раз- рядников П груп- пы на трансфор- маторных при- соединениях Один комплект вентильных раз- рядников II груп- пы у силового трансформатора Два комплекта вентильных раз- рядников II груп- пы у силовых трансформа торов То же » » Один комплект вентильных раз- рядников II груп- пы у силового трансформатора i дхода 1ТНЫМ i! | к 9 ? ей м сп 9 s" ' й '" к s°i mi 2,5 3,0 4,0 2,5 3,0 4,0 2,0 2,5 3,0 2,0 2,5 3,0 2,0 2,5 3,0 2,0 2,5 3,0 2,0 2,5 3,0 2,0 2,5 3,0 до силовых трансформаторов (автотранс- форматоров) и шунтирующих реакторов Пор- таль- ные опоры 45 70 100 70 120 160 70 ПО 150 80 ПО 150 60 80 130 150 200 240 150 220 300 100 175 250 Одно- стоеч- ные опоры с двумя тросами 20 50 _ 20 90 — 20 65 — 50 80 — 20 60 — 80 140 40 80 140 30 70 100 Расстояние*1, м до трансфор- маторов ■напряжения Пор- таль- ные опоры 75 90 115 250*2 320*2 400*2 210 240 260 160 210 250 320 400 475 500 700 750 960 1000 1000 700 800 820 Одно- стоеч- ные опоры с двум? тросами 30 85 — 100 250 — 100 200 — 120 150 — 260 310 — 320 470 — 400 1000 — 200 700 до остального электро- оборудования Пор- таль- ные опоры 130 140 150 ЗЗО*2 380*2 450*2 335 340 355 390 410 425 420 500 580 1000 1000 1000 1000 1000 1000 1000 1000 1000 Одно- стоеч- ные опоры с двумя тросами 100 ПО 130 235*2 270*2 340*2 280 320 340 300 350 380 300 360 415 1000 1000 1000 1000 1000 1000 1000 1000 1000 *' При использовании разряджшов I группы допустимые расстояния увеличиваются в 1,3 раза. *2 От разрядников, установвенных у силовых трансформаторов.
Таблица 10.48. Наибольшие двпустимые расстояния от вентильных разрядников до оборудования в РУ 500 кВ Схема подстанции, количество ВЛ Тупиковая по схеме блока «трансформа- тор—линия» Проходная с дву- мя ВЛ и одним транс- форматором по схеме «треугольник» Проходная с двумя ВЛ и двумя транс- форматорами по схе- ме «четырехуголь- ник» Многолинейная с тремя ВЛ и двумя трансформаторами Многолинейная с тремя ВЛ и одним трансформатором Количество комплектов разрядников, тип, место установки Два комплекта вентильных разряд- ников II группы: один комплект — у силового трансфор- матора, второй — в линейной ячейке или на реакторном при- соединении Два комплекта вентильных разряд- ников II группы: один комплект — у силового трансфор- матора, второй — на шинах, в линейной ячейке или на реак- торном присоеди- нении Два комплекта вентильных разряд- ников II группы у силовых трансфор- маторов То же Один комплект вентильных разряд- ников П группы у силового трансфор- матора до силовых трансформаторов (автотранс- форматоров) и шунтирующих реакторов 95 130 160 240 175 Расстояние*, м до трансфор- маторов напряжения 150/700 350/700 350 450 400 до остального электро- оборудования 150/700 350/900 800 900 600 * При использовании вентильных разрядников I группы для защиты оборудования с изоляцией по ГОСТ 1516.1 — 76 допустимые расстояния увеличиваются до силовых трансформаторов (авто- трансформаторов), шунтирующих реакторов и трансформаторов напряжения в 1,5 раза, до остального электрооборудования в 1,1 раза. ■!- Примечание. В значениях, указанных дробью, -числитель — допустимое«*расстояние до бли- жайшего вентильного разрядника (в линейной ячейке, на шинах или на реакторном присоединении), знаменатель — то же до разрядника, установленного у силового трансформатора. 10.7. КОМПЕНСАЦИЯ ЕМКОСТНЫХ ТОКОВ ЗАМЫКАНИЯ НА ЗЕМЛЮ Область применении компенсации емкост- ных токов замыкания на землю. Компенса- ция емкостного тока замыкания на землю дугогасящими аппаратами должна приме- няться при емкостных токах 1с более 30, 20, 15 и 10 А соответственно в сетях на- пряжением 6, 10, 15—20 и 35 кВ. В сетях 6—35 кВ с В Л- на железобе- тонных и металлических опорах дугогася- щие аппараты должны применяться при емкостных токах замыкания на землю более 10 А.
При токах замыкания на землю более 50 А рекомендуется применение не менее двух заземляющих реакторов. Приближенно ток 1с определяется сле- дующим образом: для воздушных линий Ic = C7I/350; для кабельных сетей 1Л/10, где U — номинальное напряжение сети, кВ; / — длина электрически связанной сети дан- ного напряжения, км. Таблица 10.49. Параметры заземляющих дугогасящих реакторов (ЗДР) (ГОСТ 19470—74*) Тип кВ-А U, кВ ЗДР Пределы регулиро- вания, А Размеры, мм Высота В плане Масса полная, Со ступенчатым регулированием РЗДСОМ- РЗДСОМ- РЗДСОМ- РЗДСОМ- РЗДСОМ- РЗДСОМ- РЗДСОМ- РЗДСОМ- РЗДСОМ- РЗДСОМ- РЗДСОМ- РЗДСОМ- РЗДСОМ- ■115/6 ■230/6 ■460/6 920/6 ■190/10 ■380/10 760/10 ■1520/10 115/15,75 155/20 310/35 620/35 1240/35 115 230 460 920 190 380 760 1520 115 155 310 620 1240 6 6 6 6 10 10 10 10 15 20 35 35 35 3,81 3,81 3,81 3,81 6,35 6,35 6,35 6,35 9,09 12,7 22,2 22,2 22,2 12,5- 25- 50- 100- 12,5- 25- 50- 100- 5- 5- 6,25- 12,5- 25- ■25 50 100 200 25 50 100 200 10 10 12,5 25 50 1645 1815 1865 2125 1815 1865 2125 2730 1865 1865 2525 2525 2525 1225 х 860 1225 х 995 1325 х 1045 1630x1085 1225 х 860 1325 х1045 1630x1085 1530x1365 1370x880 1370x880 1720x990 1720x1200 2080x1310 740 995 1370 2090 995 1370 2070 3610 980 1090 2100 2670 3640 С плавным регулированием РЗДПОМ- РЗДПОМ- РЗДПОМ РЗдПОМ- РЗДПОМ РЗДПОМ РЗДПОМ- ■120/6 ■300/6 ■190/10 ■480/10 ■480/20 ■700/35 ■800/35 120 300 190 480 480 700 800 6 6 10 10 20 35 35 3,81 3,81 6,35 6,35 12,7 22.2 22,2 5,2- 13,1- 5,0- 12,6- 6,3- 5,7- 7,2- -26,2 -16,5 -25,0 -63,0 -31,4 -28,4 -36,0 1385 1415 1560 2255 2290 3550 3560 900x1185 900x1180 1380x1280 1400 х1340 1400 х 1420 1610x1710 1610x1710 Примечания: 1. S— мощность реактора при наибольшем рабочем напряжении (четвертый столбец таблицы) и наибольшей уставке по току. 2. Реакторы выпускаются для категорий размещения I и 3, исполнений У или УХЛ по заказу потребителя. 3. Условное обозначение (пример:) РЗДСОМ-460/6 У1 ГОСТ 19470—74*Е — реактор заземляющий со ступенчатым регулированием однофазный масляный мощностью при наибольшем рабочем напряжении 460 кВА на номинальное напряжение сети 6 кВ, исполнения У, категории размещения 1. Для реакторов с плавным регулированием путем изменения зазора обозначения те же, но буква С заменяется на П (плавное регулирование). 4. Ступенчатое регулирование осуществляется вручную штурвалом на отключенном от сети реакторе, число ответвлений — пять. Плавное регулирование осуществляется путем изменения зазора электроприводом, управляемым устройством автоматической компенсации, без отключения реактора от сети при отсутствии замыкания на землю. 5. Все реакторы снабжаются сигнальной обмоткой напряжением 100 В и током 10 А, а также встроенным трансформатором тока. 6. Отклонение вольт-амперной характеристики реактора от линейной не более 5 % при номинальном напряжении и наибольшем токе. 7. Максимальная длительность работы реактора при наибольшем токе и номинальном напряжении 6 ч.
Таблица 10.50. Параметры заземляющих дугогасящих реакторов со ступенчатым регулированием по ТУ 16.521.063-70 ЗРОМ-175/6 ЗРОМ-350/6 ЗРОМ-300/10 ЗРОМ-275/35 ЗРОМ-550/35 ЗРОМ-80/13,8 ЗРОМ-100/18 S, кВ-А 175 350 300 275 500 800 100 U, кВ сети 6,3 6,0 10 35 35 13,8 18 ЗДР 3,63 3.47 6,07 20,2 20,2 8,0 10,4 Пределы регули- рования, А 25-50 50-100 25-50 6,2-12,5 12,5-25 4-10 4-10 Размеры, мм Высо- та 2000 2500 2500 2500 2600- 2300 2300 В плане 1350x1200 1650 х1300 1650x1400 1700x1250 1800x1400 1550x900 1550x900 кг масла 345 505 505 820 1000 340 320 пол- ная 1250 2000 2000 2100 2650 1100 1150 Примечания: 1. Условное обозначение (пример): ЗРОМ-175/6 —заземляющий реактор одно- фазный масляный номинальной мощностью-175 кВ-А на номинальное напряжение 6 кВ. Реакторы имеют пять ответвлений, сигнальную обмотку 110 В, 10 А, длительность работы при наибольшем токе не менее 2 ч. 2. ЗРОМ-80/13,8 и ЗРОМ-100/18 предназначены для компенсации емкостных токов электроге- нераторов, имеют пять отпаек—10; 7,65; 6,05; 4,9; 4,05 А —н сигнальную обмотку на напряжение 120 В. Режим работа длительный. Реакторы могут быть использованы на низшее генераторное напряжение: ЗРОМ-80/13,8 на 6,3 и 10,5 кВ, а ЗРОМ-100/18 на 15,75 кВ, при этом ток по отпайкам пропорционально уменьшается. Таблица 10.51. Настройка дугогасящих реакторов, рекомендации по применению способов взмерения токов замыкания иа землю Характеристика сети Кабельные городские сети 6—10 хВ с боль- шими емкостными токами Воздушные сети 6— 35 кВ Смешанные сети 6— 10 кВ с малыми ем- костными токами Способ измерения Смещение нейтрли Резонансный с возбуж- дением от сторонней ЭДС Резонансный с использо- ванием ЭДС несиммет- рии Глухое замыкание на зем- лю Искусственная несиммет- рия Резонансный с использо- ванием ЭДС несиммет- рии Смещение нейтрали Глухое замыкание на зем- лю Искусственная несиммет- рия Схема измерения Рис. 10.25 Рис. 10.26 Рис. 10.27 Рис. 10.28 Рис. 10.27 Рис. 10.25 .Рис. 10.28 Рекомендация по применению При недостаточной, мощ- ности ЗДР При возможности дости- жения резонансной наст- ройки ЗДР При возможности дости- жения резонансной на- стройки ЗДР При отсутствии ЗДР или их недостаточной мощнос- ти При отсутствии ЗДР При возможности дости- жения :% резонансной на- CTpofiKir При наличии ЗДР При отсутствии ЗДР При отсутствии ЗДР Примечание. Предварительное определение емкостных токов расчетным путем проводится для проектируемых сетей, а также перед прямыми их измерениями. Расчеты, как правило, дают значение емкостного тока меньше действительного на 15 — 20%, погрешность возникает из-за невозмож- ности рассчитать с достаточной точностью как длину самих линий, так и емкости трансформаторов и другого оборудования сетей.
Рис. 10.25. Схема смещения нейтрали: ТР1— трансформатор, в нейтраль которого включен заземляющий дугогасительный реактор; Р — разъ- единитель; ЗДР — заземляющий дугогасящий реак- тор; ВО — вспомогательная обмотка 100 В, 10 А; НОМ-6 — трансформатор напряжением 6000/100 В, отградуированный совместно с вольтметром клас- са точности 0,5 с пределами измерений 7,5 — 60 В; ПКТ — предохранитель высокого напряже- ния; ТР2 — трансформатор смещения нейтрали масляный мощностью 2 кВ • А, 220/400 В, с об- моткой 400 В, изолированной на 5 кВ, выполнен- ный проводом сечением 10 мм2; ТТ— транс- форматор тока УТТ-5 класса точности 0,2 с ко- эффициентом трансформации 25/5 или 50/5, первич- ная обмотка выполняется изолированным гибким проводом сечением не менее 10 мм2; К — магнит- ный пускатель типа ПА-411 с катушкой, пере- мотанной на 60 В; РНО — регулятор напря- жения, 2 кВ-А, 0—250 В; ЯР — предохранитель 20 А; Р1 — однополюсный рубильник на ток 200 А, управляемый изолирующей штангой Рис. 10.26. Продолжение б — резонансные кривые гока во вспомогатель- ной оболочке дугогасящего реактора; ПР — предо- хранители 20 А; ТР2 - трансформатор 380/36 В РНО — регулятор напряжения 1 кВ-А, 0—250 В V — вольтметр 7,5 — 60 В; А — амперметр 10—20А остальные обозначения см. на рис. 10.25 НОМ ПКГ\\ Ф В°\\ гг а) Рис. 10.26. Измерение с использованием сторонней ЭДС: а — схема снятия резонансной кривой с питанием от сторонней ЭДС; кВ,В б t Z В и, - 3 - Z 1 . в ~90 ВО U 80 д. !ВВ1К,А Рис. 10.27, Измерение с использованием ЭДС несимметрии: а — схема снятия резонансной кривой напряже- ния несимметрии: К, —вольтметр 1,5—15 В; V2 — вольтметр 100 В; остальные обозначения см. на рис. 10.25; б — резонансные кривые напряжения несимметрии
Шины ПС Mo 1 I Рис. 10.28. Схема опыта глухого замыкания на землю: Р — разъединители; ВМ — выделенный для опытов масляный выключатель, одна фаза которого за- земляется, а остальные две расшиновываются; ТТ — трансформатор тока типа ТПФ; НТМ — трехфазный трансформатор напряжения со вто- ричной обмоткой, собранной по схеме разомкну- того треугольника Способы измерения емкостных токов за- мыкания на землю Глухое замыкание на землю. Для изме- рений выделяется ячейка с масляным вы- ключателем, в которой монтируется времен- ная схема (см. рис. 10.28). Защита на масля- ном выключателе настраивается на ток не выше 800 А с нулевой выдержкой времени. Трансформатор тока с изоляцией на номи- нальное напряжение сети выбирается с рас- четом на максимально возможный емкост- ный ток при отключенных дугогасящих реакторах, но не меньше 50/5 и заземляется типовым переносным заземлением сечением не менее 25 мм2. При необходимости точного определения емкостного тока изме- ряется активная составляющая, для чего в схему вводится ваттметр, который подключа- ется к трансформаторам напряжения и тока. Выбор сечения заземляющего проводника должен проводиться с учетом возможности пробоя изоляции на одной из двух других незаземленных фаз сети и появления вследствие этого двухфазного КЗ на землю. Статистическая вероятность появления вто- рого замыкания на землю в кабельных се- тях 6—10 кВ достигает 5%, в воздушных — не более 2%. Смещение нейтрали. Способ универсален для кабельных сетей 6—10 кВ, имеющих дугогасящие раекторы. Достаточно для про- изводства периодических измерений иметь одну инвентарную установку на сетевое предприятие, перевозимую на автомашине. Схема установки и ее параметры приведены на рис. 10.25. Емкостный ток замыкания на землю подсчитывается по формуле U = h —, Щ где 13 — емкостный ток замыкания на землю; /о — ток, протекающий через ЗДР; Uq — на- пряжение на нейтрали; Г/ф — номинальное фазное напряжение сети. Смещение нейтрали при измерениях должно быть*Тю возможности наибольшим (400—500 В), что легко достигается при на- стройке ЗДР, близкой к резонансной. Для повышения точности следует сделать не- сколько измерений при разных напряжениях смещения нейтрали и смене фаз питающего схему напряжения. Если имеется параллельно присоединенный второй дугогасящий реак- тор, то его ток должен быть измерен отдельно вторым амперметром; в этом слу- чае в расчетную формулу подставляется суммарный ток. При появлении «земли» в сети в мо- мент измерений трансформатор смещения нейтрали шунтируется автоматически маг- нитным пускателем и затем однополюсным рубильником вручную изолирующей штан- гой. Схема остается собранной до ликвида- ции «земли» в сети. Установка может быть смонтирована стационарно для периодического контроля настройки дугогасящего реактора, "в этом случае амперметр и вольтметр заменяются логометром, отградуированным в амперах емкостного тока. Определение тока замыкания на землю по резонансной кривой путем подключения сторонней ЭДС во вспомогательную обмотку дугогасящего реактора. Во вспомогательную обмотку ЗДР включается маломощный по- нижающий трансформатор типа ТОС-380/36 или аналогичный (см. рис. 10.26, а). Напряже- ние на вспомогательной обмотке поддержи- вается неизменным в пределах 4 — 24 В ре- гулятором. Индуктивность реактора изменя- ется ступенями или плйшо (в зависимости от типа реактора), и по показаниям ампер- метра строится кривая тока во вспомога- тельной обмотке (см. рис. 10.26,6). Если дугогасящий реактор имеет ступенчатую ре- гулировку, то по результатам измерений устанавливается ближайшая отпайка в зоне перекомленсации. Для реакторов с плавной регулировкой в кабельных сетях по схеме на рис. 10.26, б может устанавливаться постоян- ный контроль за настройкой. Для получения четко выраженной резо- нансной кривой необходимо, чтобы суммар-
ное сопротивление проводов от трансфор- матора смещения до вспомогательной об- мотки не превышало 4 Ом. Если приме- няется стандартный трансформатор безопас- ности, то его вторичная обмотка должна быть разземлена. Все дугогасящие реакторы с плавной регулировкой могут быть управляемыми автоматическими регуляторами настройки. Измерения резонансным способом могут применяться и при параллельном включении двух или более пеакторов, в этом случае ток параллельно втключенных аппаратов учи- тывается согласий их уставкам. Для повы- шения точности параллельно включенные ЗДР следует отградуировать на низком напряжении (200 — 400 В), близком по значе- нию к напряжению смещения нейтрали при измерениях. Погрешность измерений, возникающая из-за пренебрежения активной составляю- щей тока ЗДР и кривизны его вольт-ампер- ной характеристики, не превосходит 3 % для кабельных сетей 6—10 кВ. Создание искусственной емкостной иеснм- метрии. Емкостный ток замыкания на землю Таблица 10.52. Емкостные токи замыкания на землю для кабельных сетей, А/км Сечение жил кабеля, мм- 25 35 50 70 95 120 150 185 240 6,3 Номинальное 6 0,47 0,54 0,63 0,73 0,85 0,95 1,07 1,18 1,31 10 0,37 0,43 0,49 0,57 0,66 0,74 0,82 0,90 1,00 Рабочее напряжение сети, кВ 6,6 10,5 21 36,75 напряжение кабелей нормального исполнения, кВ 6 0,49 0,57 0,66 0,77 0,89 1,00 1.12 1,20 1,37 10 0,39 0,45 0,51 0,59 0,69 0,77 0,85 0,94 1,05 10 0,62 0,71 0,81 0,84 1,10 1,23 1,36 1,50 1,67 20 1,88 2,10 2,33 2,66 2,88 3,55 3,9 4,2 — 35 — — 3,5 3,9 4,6 5,0 ' — — Примечание: Кабели 6—10 кВ — с поясной изоляпией, кабели 20 — 35 кВ — с жилами в отдельных металлических оболочках. Емкостные токи для кабелей специальных конструкпий, например с обеднен- ной пропиткой, определяются по "таблицам и формулам разд. 9. Таблица 10.53. Емкостные токи замыкания на землю для воздушных сетей, А/км (усредненные значения) Тип линии Одноцепная без троса Одноцепная с тросом Двухцепная Номинальное напряжение сети, 6 0,017 0,020 0,014 10 0,027 0,033 0,023 20 0,054 0,067 0,045 кВ 35 0,095 0,110 0,078 в сетях с изолированной нейтралью может быть измерен с достаточной точностью путем подключения добавочной емкости к одной из фаз сети («Электрические станции», 1982, № 4). Ток замыкания на землю определяется по выражению ЦкЦл(йСд 'с = 7= ' ил-]/зик где t/K — напряжение относительно земли на фазе, к которой подключена добавочная емкость; U4 — линейное напряжение сети; со — круговая частота сети; Сд — добавочная емкость. Значение добавочной емкости, мкф, не вызывающей значительных смещений нейтрали и достаточной для уверенного рас- чета по формуле, выбирается из условия Сл = (0,3-0,5)-^-, ^л где 1С — ориентировочный ожидаемый ем- костный ток, А; ил — линейное напряжение сети, кВ.
Раздел одиннадцатый ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ РАСЧЕТЫ И РЕЖИМЫ РАБОТЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ 11.1. БУКВЕННЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ И ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПАРАМЕТРОВ ЭЛЕМЕНТОВ РАСЧЕТНЫХ СХЕМ Таблица 11.1. Буквенные обозначения Наименование величины Мощность системы Мощность расщепленной об- мотки трансформатора Мощность трехфазного КЗ от системы Зарядная мощность линии Напряжение КЗ между расщеп- ленными обмотками транс- форматора Сопротивление от шин до места КЗ: активное индуктивное Емкостная проводимость линии Периодическая слагающая тока КЗ Апериодическая слагающая тока КЗ Мгновенное значение ударного тока КЗ Действующее значение ударного тока КЗ Обозначение sc С ^ном.р зй б, "кН1-т *к хк ъ 'at Ut гуд 'уп , применяемые в электрических расчетах Наименование величины Фиктивное вре^я Потери мощности в стали трансформатора: активные реактивные Потери холостого хода транс- форматора Потери мощности в обмотках трансформатора при номи- нальной нагрузке, активные Потери рассеяния магнитного потока трансформатора Потери синхронного компен- сатора: в стали механические добавочные в меди возбуждения Потери мощности на корону Потери энергии, Потери напряжения Обозначение ГФ А^ст A Hм. НОМ АРх Л Р 1Л * м. ном Абц ЛРСТ А^мех А ■* доб. к ЛРМ А "возб OJKOp AW AU Таблица 11.2. Определение параметров элементов расчетных схем Схема замещения Гг,Хг Расчетная формула '!- Двухобмоточный трансформатор ЛР ТР г г9 j "*Т » Zt — ] ЛТ 1/ АТ *Т (гт, Ом; ДРК, кВт; ик, %; SHOM, MB-A; UUOM, кВ)
Продолжение табл. 11.2 Схема ч. замещения хТ 'X -iv 0.х; у гй"% JL ^ Расчетная формула Мощные двухобмоточные трансформаторы и И2 100 SmM (хт, Ом; гт не учитывается, так как относительно мало по сравнению с индуктивным сопротивлением) Трехобмоточные трансформаторы и автотрансформаторы Г12 + Г13 - Г2Ъ „, f 12 + Г23 - ПЗ о/ ПЗ + f23 ~ П2 о/ 1*1- 2 , Л; г2~ 2 , л; г3- 2 , Л,; х12 + х1Э —х23 0/ ^г + ^гз-^13 0/. ^_ ^з + ^гз--*!! 0/ -"•1 ~ i/o> ^2 _ >/о5 ^3 - i/o Все значения Л Рк и «к приводятся к номинальной мощности транс- форматора др — ЛР ( ном V- м —и SiiOM *-*1 к. ном *-" к 1 1 5 «к ном " мк с Потери мощности КЗ, %: ЛР12- ЛР-;ЛР13 АР";ДР2з- ЛР" Юоном 10оном 1"\ом Для пересчета г и х из относительных величин в омы умно- жаются на коэффициент /с: *=14м/1005иом (1/ном, кВ; Smu, MB-А; ДР,2, ДРП, ДР23, кВт) Трехфазный трансформатор с расщепленными на две цепи об- мотками низшего напряжения Активное сопротивление обмоток (независимо от схемы) ЛР (J2 ЛР Т72 ГВ 9„2 , ГН1 ГШ . •^ном "^ном
Продолжение табл. 11.2 Схема замещения 1 Расчетная формула Реактивное сопротивление расщепленных обмоток: а) при параллельной работе хса — Яв-н; -"расщ— ХШ-Ш', б) при раздельной работе ■*«1-Н2 хъ = -«в-н - -; хт = хц2 — хт-т (икН1-Н2 должно быть пересчитано' к номинальной мощности трансформатора) Реакторы Хр - ]/3/ном-100' " 'ном (1/„ом, кВ; /ном, кА; хр, Ом) Сдвоенные реакторы XL /о ^ном . „ xL= г ,-100 [А: — коэффициент связи, дается в каталоге; xL (или x0s), %,— ин- дуктивное сопротивление рассеяния ветви, дается в каталоге] Воздушные и кабельные линии из цветных металлов гл = г01; хп = х01; zn = (r0+jx0)l 0л> хл, z„, Ом; го, Jen — удельные активное и индуктивное сопро- тивления проводов и кабелей, Ом/км, даются в каталогах) Примечание. Для расчета полного сопротивления наиболее распространенных в распреде- лительных сетях 6,6—10 кВ марок проводов применяется расчетная линейка (рис. 11.1). В качестве примера дается расчет сопротивления трансформатора с расщепленными обмотками.
Продолжение табл. 11.2 Исходные данные: SmM = 25 MB-А; ВД1-Н2 = '9,6% отнесе- но к мощности расщепленной обмотки; ^„ом = ПО кВ; SHOMp = 12,5 MB ■ А; "кВ-Н = Ю,6%; ДРК = 117,7 кВт. 1. Приведение %Н1-Н2 к номиналь- ной мощности трансформатора "кН1-Н2 = "кН1-Н2-^ = ЗУ,2%. 2. Определение коэффициента к U2 ft= —"°-^=4,85. IOOSHOM 3. Расчет сопротивлений Л'Н1-Н2 JCB = *B-H- = 0,8%; xB=fc*B%=3,88 Ом; *hi = *W2 = —-—= 19.6%; Хт=хт = кхтУо'=кхт% = 95 Ом; гв = 2S„ -100 = 0,23%; 'В = ^в%= 1,11 Ом; ГН1=»-Н2= —^Ю0 = и,47%; ^НОМ 'HI = «-Н2 = ^Ш % = кгт % = 2.28 Ом. -, о,- оо- - tx~ Ча- ча— ч,— Na- сч— i g_ ' Ol- cd- N.— ■ Ita- - Va- *.-- hs-J «4- ._ fc" ts- - Й- - t- S- - cti- 03- IK— <o~ Lra- *.- "5- s^— a- oa_. s._ " 1Й-- !Й~ fe- te- CN1- fe~ c=i- Oa- - tx— 4a- ka- *-- Na- <\i- $- ha_ «si t\T «4 Qa ■ r.—i *-— И" S5- fc- ta- sy- v^" s?- oi- «o- K- 43- 4a- ha- cm- si- SS-- te- &,- co- K- 4a- 4a- ha- 4~ -rsi ta £> P3 !й -а?" ^ ^ ^ ^ i*5 iP ^ *- ^ ^ * " fe ^ S>" ^ ^ J ta ta 5? ^ || ^ ^ ^O to to ^ ^ ^ ^ t
11.2. РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ Токи КЗ вычисляются по однолинейной схеме замещения, которая получается путем трансфигурации и используется для опреде- ления расчетного сопротивления (рис. 11.2). Расчетное сопротивление в общем виде z = \/4 + (xc + x^. (11.1) Если отношение xJrK > 3, то активное сопротивление в расчетах не учитывается. Если отношение zK/xc > 3, то систему считают бесконечной мощности, т. е. хс=0. При расчете токов КЗ в именованных единицах сопротивления всех элементов в схеме замещения должны быть приведены к одной ступени напряжения (к базисному напряжению). Средние значения номинальных напряжений: 515; 330; 230; 115; 37; 10,5; 6,3 кВ. В практических расчетах приведение со- противлений можно делать по средним номинальным напряжениям трансформато- ров. (~)—сиз |--си-:/ Рис. 11.2. Схема для расчета тока трехфаз- ного КЗ За базисное напряжение принимают среднее номинальное напряжение той сту- пени, на которой предполагается короткое замыкание. — Приведение сопротивления, Ом, к базис- ному напряжению производится следующим образом: х = х{кх к2...к„)2, (11.2) где к и к2, ..., к„ — коэффициенты трансфор- мации трансформаторов, через которые со- противление х связано со ступенью базис- ного напряжения. Коэффициент трансформации определя- ется в направлении от выбранного базисного напряжения к той ступени напряжения, на которой включен расчетный элемент. Таблица 11.3. Основные формулы преобразования схем и токораспределеиия Схемы до преобра- зования после преоб- разования Формулы подсчета сопротивлений преобразованной схемы Формулы распределения токов в схеме до ее преобразования 1 х1 х2 хп. при двух ветвях ■*эк Х\Х>2 Xi + X? /,=/: *2 хл = хв = хс = *АВХСА ХАВ + ХВС + ХСА ХАВ*ВС *ав + хвс + хса ' ХСАХВС ХАВ + ХВС + ХСА 1СА = 1схс-1аха. ХСА 1ав=1лХа~1вХв; ХАВ 1ВС= 1вХв - 1схс ХВС
Продолжение табл. 11.3 Схемы до преобра- зования после преоб- разования Формулы подсчета сопротивлений преобразованной схемы Формулы распределения токов в схеме до ее преобразования ХСА = Хс + ХА + ХСХА^ хв ХАВ = ХА + ХВ + ХАХВ ХС ХВС = ХВ + Л'С + ■ хвхс 1а — Iab — Л: 1в— 1вс~ Iab'-, Ic — Ica — 1вс Таблица 11.4. Основные формулы расчета токов короткого замыкания «- Вид КЗ Трехфазное Двухфазное Трехфазное Однофазное Действующее значение составляющей тока КЗ В /7*1 ^ном l/3z. 0,8743>*2 1 и* j/з \/rl + xl щ 1 Ударный ток Мгновенное значение Действующее значение Мощность КЗ сетях напряжением выше 1 кВ 2,55 /к 2,22 43) 1 сетях напряжение - 1.^ 4 - и до 1 кВ - у J t/HQM Ук - у- * '-'ном*к *> Междуфазное напряжение. *2 Для упрощенных расчетов. *3 р — 1,3 при питании точки КЗ от трансформаторов 560—1000 кВ-А; р— (,2 при питании точки КЗ от трансформаторов 100 — 320 кВ^А; р=1,0 при КЗ в удаленной точке.
Продолжение табл. Примечания: I. Условные обозначения: р — ударный коэффициент; zn — сопротивление короткозамкнутой петли проводов фаза — нуль: zn = \/гв + -*#; -zT — треть полного сопротивления трехфазного трехстержневого трансформатора с обмотками, соединенными по схеме А/А. 2. При удаленном КЗ и для времени t > 0,15 с апериодическая составляющая тока КЗ не учи- тывается. 3. На шинах мощной системы действующее значение периодической составляющей /к остается постоянным в течение всего процесса КЗ. 4. При небольшой электрической удален- ности точки КЗ от источника генерирующей мощности определение периодической составляю- щей для любого момента времени производится по расчетным кривым. 5. При расчете токов КЗ в сетях напряжением ниже 1 кВ учитываются сопротивления (активные и реактивные) шин, первичных обмоток много- витковых трансформаторов тока, рубильников, автоматов и прочей аппаратуры. 6. В распределительных сетях 35—6,6 кВ расчеты токов КЗ производятся с учетом активных сопротивлений. Для упрощения расчета в Сельэлектропроекте применяются расчетные линейки («Метод расчета токов короткого замыка- ния по монограммам») для определения токов трех- и двухфазных КЗ в зависимости от полного результирующего сопротивления -расч, Ом, до места КЗ в распределительных сетях 6,6 —10 кВ (рис. 11.3). ta <5>-,_ §Ь х 1 §- ta *-- : - ^ sr - - <5> " §: 1: з~ <5> <i- l£i <5> <5>- «= t^a Ш- Г - Sa Са S. ■Ss Са £а~ ^м Са - ^ КГ 1 §а_ <J- оооз "ч 5j_ v _ - Ci S3- - - C5s sr - - - B> s>- 3~ & &" ^ - Ca §" si- 6- ttj , § ^ §" 1- § 5j_ &- Cb 5a~ CD §- ►-. " " <s> P>~ ^M - Ca &- •ъ . «ь- <5>- a- C^j §- Ca^ DO <5> Ca *~. •i- \ - * g § Ca 6 Ca- ^S : Ca ^1 g- _ g- - Ka £Г " ta S3" . " Ca" Ca- *». «a- r Ca !*>- ^ ca Ш- Ca" ca Ca ca~ Г <5>- <M Ca ca SI" ^ ca~ ■v: - Ca- 3=1 I : - ^ - \ §- - JS- Й5- <K_ »^ bi- *^ &- «*i^ Cot: ^"1 <H *a- tsj- »^- ■ g»0L-g»g X
Таблица 11.5. Электрическое сопротивленве первичных обмоток трансформаторов тока типа ТКФ, мкОм 'ном> ™ 7,5 10 15 20 30 40 50 75 100 150 200 300 400 500 ТКФ-1 300-103 170-103 75-103 42-103 20-103 if,', 1Ы03 7000 3000 1700 750 420 200 ПО 50 480-103 270-103 120-103 67-Ю3 30-103 17-103 11-103 4800 2700 1200 670 300 170 70 ТКФ-3 г 130-103 75-Ю-1 33-103 19-103 8200 4800 3000 1300 750 330 190 80 50 20 X 120-103 70-103 30-103 17-103 8000 4200 2800 1200 700 300 170 80 40 20 Таблица 11.6. Сопротивления обмоток и контактов автоматических выключателей и рубильников, мкОм 1 А 'ном» "- 50 70 100 140 200 400 600 1000 Катушка расщепителей автоматов г при 65°С 5500 2350 130 740 360 150 120 — X 2700 1300 850 550 280 10 840 — Сопротивление /* контактов Автоматы 1300 1000 750 650 600 400 250 — Рубильники — 500 — 400 200 150 80 11.3. ВЫБОР ОБОРУДОВАНИЯ Таблица 11.7. Выбор и проверка оборудования но режвму КЗ ние обору- дования Выключа- тели Отделите- ли и разъеди- нители Коротко- замыка- тели Реакторы Условия выбора и проверки по номиналь- ному напря- жению ^ном -^ '-'раб ^ном^~ '-'раб *Лгом ** ^раб 'Атом -^ '-'раб по номи- нальному току Атом ^-/длнт.раб 'ном -^ * длит.раб - 'ном -"' 'длнт.раб по электроди- намической стойкости hnax^ 'уд s 'max -"' 'уд 'max -"' *уд hnax -"' 'уд* Чпах -" ^уд 1пшх -"' 'уд по термиче- ской стой- кости 1У>Шф Цг > 11 'Ф Ц1 > Щ it\Tt>imf^ предельно отключае- мый ток ^O'IK^'k - - - допускаемая мощность отключения - - -
Продолжение табл. 11.7 ние обору- дования Трансфор- маторы тока Предохра- нители напря- жением выше 1 кВ Условия выбора и проверки по номиналь- ному напря- жению Vhom^ ^раб Ь'ном^ Ьраб по номи- нальному току -*ном -^ 'дяит.раб -"ном -^ -"длит.раб по электроди- намической стойкости >*уд - по термиче- ской стой- кости 'ном'^т'ер^ /*~- предельио отключае- мый ток - донускаемая мощность отключения - *• Кратность тока электродинамической стойкости £дян = imox/(K2/HOMi). *2 Кратность односекундного тока термической стойкости кТер = /тер//Ном1- Примечания: 1. Трансформаторы напряжения выбираются по номинальному первичному напряжению, типу и схеме соединения, номинальной мощности вторичной обмотки, классу точности (по режиму КЗ не проверяются). 2. В качестве расчетного вида КЗ и расчетной точки КЗ следует принимать вид и точку КЗ, для которых аппараты и токоведущие части оказываются в наиболее тяжелых условиях (режимы, не предусмотренные для длительной эксплуатации, не учитываются). 3. По режиму КЗ не проверяются: а) по термической стойкости аппараты и проводники, защищенные плавкими предохранителями, независимо от номинального тока и типа; б) по электро- динамической стойкости аппараты и проводники, защищенные плавкими предохранителями на номиналь- ный ток до 60 А, бетонные реакторы с лгр> 3%. 4. На реактнрованных линиях проводники и аппараты, расположенные до реактора и отделенные от питающих сборных шин разделяющими перегородками, выбираются по току КЗ за реактором. Шинные ответвления от сборных шин до разделяющих перегородок и проходные изоляторы на них выбираются по режиму КЗ на сборных шинах. Выбор реакторов.. Индуктивное сопро- тивление реактора выбирается по условию ограничения токов КЗ. Для выбора индуктивного сопротивления реактора задаются типом выключателя, ко- торый должен быть установлен на присое- динении. Принимается /отк = 1Х, откуда и„, \fila ХК — Хс + XD По току КЗ на шинах подсчитываетсй сопротивление системы хс, тогда Хр = Хк Хс. По каталогу выбирается реактор с ин- дуктивным сопротивлением, ближайшим к полученному по расчету. Выбор индуктивного сопротивления ветви сдвоенного реактора производится аналогично. Выбранный реактор проверяется по остаточному напряжению на шинах в режиме КЗ за реактором,. которое должно быть не меньше 60% номинального: U = х ^к °/ ■-'ост — Р 7 ' -«ном Не проверяются по остаточному напря- жению реакторы, включенные в цепи с быстродействующей защитой, секционные реакторы, реакторы на присоединениях соб- ственных нужд станции. Параметры Действительное время Коэффициент р" 1 аблица 11.8. Определение фиктивного времени Расчетные формулы 1 = 13 -\- ?отк /со Обозначения . t3 — время срабатывания защиты; 'о™ ~ время отключения выключателя /'к — начальный сверхлереходный ток КЗ; /то — установившийся ток КЗ
Продоямсение табл. 11.8 Параметры Фиктивное время полного тока КЗ Расчетные формулы {ф = гф.п + гф.а Обозначения ?ф.п"~ Для периодической слагающей тока КЗ; 'ф.а — Для апериодической слагающей тока КЗ Пр-имечания: 1. При КЗ в удаленной точке и расчете тока КЗ при условии питания от системы неограниченной мощности 1'^ = 1т, тогда Р" = 1. 2. Значение Гф£ определяется по кривым рис. 11.4. 3. Приближению '(ф а = 0,05Р"2. 4. При г> 1 с и расчете тока КЗ при условии питания от системы неограниченной мощности 'Ф = 'ф.п- 5. При t>5 с <ф = Гф5 + (t — 5), где t§$ — значение фиктивного времени при t—5 с (по кривым рис. 11.4). Рис. 11.4. Кривые фиктивного времени пе- риодической слагающей тока КЗ с учетом ав- томатических регуляторов напряжения B,S 1,0 1,5 2,0 2fi ]}" Таблица 11.9. Выбор и приверка токоведущих частей и изоляторов распределительных устройств Токоведущие части и изо- ляторы Шины Кабели Опорные изоляторы Проходные изоляторы по напряжению - ^ном -"' ^ном.раб ^ном-^ ^уст ^НОМ"'' ^уСТ Условия выбора и проверки по току 'доп -"' 'дл.раб * 'доп -"' 'дл.раб - 'ном -^ 'дл.раб по термической стойкости *^каб -"' ^min - - по механической прочности *-* доп ^ *-*расч - ■*'доп'^-*'расч ■''доп -"' ^расч
Продолжение табл. 11.9 * а — коэффициент, учитывающий изменение расчетного тока по годам эксплуатации .лишне, при отсутствии данных о значении расчетного тока линии а определяется по формуле а= |/0,15 + 0,25(Zj + 0,4)2 + 0,35(/щ + 0,1)2, где /] и /jg — нагрузка линяй в 1-м и 10-м годах ее эксплуа- тации, отнесенные к расчетному току линии; /расч — расчетный ток линии в 5-м году ее эксплуатации; j3— экономическая плотность тока. Примечания: 1. Однополюсные шины —для шин, расположенных в одной плоскости парал- лельно одна другой. Расчетное механическое напряжение в шине определяется по следующей формуле: Cpac4=U6-10-8-<'$))2, (П.З) где / — расстояние между осями изоляторов вдоль фазы, м; а —расстояние между осями шин смежных фаз, м; w — момент сопротивления шины относительно оси, перпендикулярной направлению действия усилия, м3 (см. табл. 11.10); /У — ударный ток трехфазного КЗ, А. 2. Многополюсные шины °"расч — стф + °"т где о"ф — механическое напряжение от взаимодействия фаз, определяется по (11.3); о"п — механическое напряжение от взаимодействия полос пакета одной фазы, определяется по следующей формуле: ап» 8-^-0$)*-ИГ7. (И-4) л 26ЗД уд где /п — расстояние между прокладками, м; 8 — коэффициент формы, определяемый по кривым рис. 11.5. 3. Наибольшая расчетная нагрузка, Н, на опорный изолятор fpaM=l,76-feA(,g>)2-10-7, (П.5) где kf, — поправочный коэффициент на высоту шины при расположении шины на изоляторе «на ребро» (рис. 11.6): кк=Н1Нш; здесь Яиз—высота опорного изолятора; Я = Яиз + Ь + -. 2 При расположении шин на изоляторе плашмя к/,= 1. -> 4. Наибольшая расчетная нагрузка, Н, на проходной изолятор >Fpac, = 0,884'P))2-10-7. (П.6) 5. Выбору по экономической плотности тока не подлежат сборные шины установок всех напряжений, сети временных сооружений. 0,2 b/h Рис. 11.5. Кривые для определения коэффи- циента формы: 1 — двухполюсные шиш; 2 — трехполюсные шины Рис. 11.6. К определению расчетной нагруз- ки на изолятор
Таблица 11.10. Определение момента сопротивления шип Эскиз расположения шин и форма их сечения л 4"^ Момент соп- ротивления н>, м3 0,167№ 0,333fe/j2 1,44/г62 3,3/г62 0,lrf3 0,l(jD3-rf3) Определение минимального сечения про- водника. Минимально необходимое сечение проводника smi„ по термической- стойкости при КЗ определяется формулой = -f-V^ (11.7) где С — коэффициент. Значения коэффициента С для различных материалов проводника приведены ниже: Материал проводника 10 кВ Медные шины и кабели до включительно Алюминиевые шины .... Стальные шины при Тд = 400 СС . Стальные шины при Тд = 300 °-С . (здесь Гд- максимально допустимая темпе- ратура материала шин). 165 88 70 60 Учет автоматического повторного вклю- чения (АПВ) производится путем добавления к фиктивному времени величины £фдпв> опре- деляемой по кривой рис. 11.4, но исходя из времени действия защиты после АПВ. Если после АПВ защиты работают с ускорением, то величину (фдпв не учитывают при действительном времени (>1 с. S н ы о < Г) Я н о о к В" I л о. ы н о С U о < о. ч >■> S 8- ■е- я Н Полные потери Постоянные потери реактивные, квар активные, кВт реактивные, квар активные, кВт Зарядная мощность, квар Переменные потерн реактивные, квар активные, кВт Элемент сети СУ 1 с: О) < < i i г*} 1 о S •о II О) г*} 1 о k II с; О) < СП 1 о II «с < Линии трех- фазного пере- менного тока напряжением ПОкВи выше
Трансформато- ры двухобмо- точные для мощных . трансформа- торов Трехобмоточ- ные транс- форма горы Синхронные компенсат оры Реакторы ДРт = 3/ггт-10-3 ДРГ '= 3 (/г, + + fin + + /Ь)-1(Г3 ДРЫ; АРвозб АРр-3/2гр10 3 &QT = 3/2xT • Ю-3 AQT -3{I2lXl + + fixi + + /2л-з)'Ю-3 А«2р 3/V10-3 - - - ДРСТ = АРХ; &"м.ном ~ "*к Д-ГСТ' "*М.НОМ &*,доб.к - АСсг = Afi. = __ *x/o»JhOM . 100 ' Абм.ном = А?ц; "Ум.ном " — Цс/оОном 100 Абст; Д2м ном - АРх + зг2хт-ю-3 АРХ + АРТ ДР^ = APCT + + АРми + АРмх *(/- )2+ \ -«ЯОМ.СТ / + APbo36(j-E-) + ?\-*ном.р/ + АРдоб.к ^ А6х + + 3/2хт-10-3 де*+да Абр Примечания: 1. Единицы измерения: /- А; /номхт, /НОм.р 4т.^р—кА; г и *-Ом; ДРЕ, ДРХ -кВт; ДРМ, ДРВоз6. Л^ст- Д^мех. Л^доб-к ~ кВт; [/-В; Ь — см 2. Для линий напряжением 35 кВ и ниже зарядная мошносп. не учи1Ываегся. 3. Потери реактивной мощности в синхронных компенсатора не учгпыьаются. 4. Потери на корону учитываются в линиях напряжением выше 220 »В.
Пример. Вывод уравнения расчета потерь активной мощности для синхронного ком- пенсатора 50 Мвар. Технические данные КСВ-50: ДРСТ = = 116 кВт; АРвга6=140 кВт; ДРМ =270 кВт; ЛРдоб.к = 124 кВт; АРмех =94 кВт (при работе на водороде); ДРмех=390 кВт (при работе на воздухе); /,юм.ст =2,62 кА; 1ком.р = 1,115 кА. При работе на водороде: АРск-50 = ДЛ,^ АРмех + АЛ + АЛ, ■ном.р Г2 + АРдо6 = = 334 + 39,5/^ f 113,5/0. При работе на воздухе: АРск-50 = 630+39,5/2Т+113,5/2. Расчет потерь мощности в линиях рас- пределительных сетей 6,6—10 кВ. Для опреде- ления потерь мощности на 1 км длины линии в зависимости от тока по проводу наиболее распространенных марок проводов (от АС 16 до АС 95) применяется линейка (рис. ] 1.7). При расчетах по линейке потери мощности определяются по формуле ДРл = Др0/, где Дро = 3/2г0- Ю-3 кВт. Пример расчета потерь мощности в сети (рис. 11.8). Для провода ПС 50 г0 = = 2,95 Ом/км; ДР = 3-252-2,95-4-10~3 =22,1 кВт. По линейке находим: для участка АБ Дро = 2,83 кВт/км; АР = 2,83-5= 14,15 кВт; для участка ВГ ДР0 = 0,1 кВт/км; АР = 0,1 ■ 3 = 0,3 кВт. Суммарные потери сети ДР = 14,15 + 22,1 + 0,3 =5 36,55 кВт. Расчет потерь мощности па корону. Сред- негодовые потери мощности на корону наи- более точно определяются путем специаль- ных измерений. Приближенно потери мощ- ности на корону для витых одиночных и расщепленных проводов определяются по обобщенным характеристикам (рис. 11.9) в форме функциональной зависимости для каждой группы погоды: ■ кор £0 к?—. _ 4i <ыЗ ' &-Z <\| ; : *~. : (4j- *5э '- *Ы~; ~ щ : 55-^ м !?>-2 *~~ г te^ : <Ь-= v *-~. г S9-J csj : <!~ z *^.— *^. - Ё - ЕЙ : ^ \ CQ4 : f^~ «a-: 'ч.ч *■: »ъН : - «ч- . - - : : •^ — S>i *з- \ — i ■= ; ~Z Z 1 z J ; ■; - "^ : ^ t\!: : ■; ~ z ~ ^ ^ . : — - — : : -: 8?^ z -. J ^ =s^ "x~ - : [Nj~ ! »-^— ; _ «i~^ <^~ 5S^ : - - - - ' S- fo = -= -i '«i; "N~ J ; —. M Z ~z ~ -i &-. -_ *i _z - ~ ^1 i i : ^ i^~ 3~- hs- _ c\i- "- »-^— : " ^ - - - - - ^_ &: - ^ — Z — £>~ «Ю - j2 §ч — k>i hs- ; - Г Й- *} - - - — - ^ - J fc-: — S5~ -_ j •«s-i -Л : l\,- »-^— - £T >тз- - ~Z ч,- •ZT- ^1 - Ъ! ч~ ; ^ - _ ti" ha~ ^ " ^ - ki_ *-^. - - ~ ^ ^~ - *м- t-^— &^ i-~ _ Z <5t- ^" , '- §h : z ^ Cu - " ^ >^j tsJ. <i - <M^ : fe: - ^ ~ Ui-j ^Г "^— ^ ^ z - M z ^*-= iS - ~ и ^ z NT <5t- »<: 1,2 ?i ^ ^ 'n id ч. &i ^ id fo tN < ^ "^C "^ "ч; "ч; -ч; ^ К
где Ркор — потери мощности на корону на рассматриваемом проводе для каждого вида погоды, кВт/км; г0 — радиус провода, см; Е — рабочая напряженность электрического поля; Е0 — начальная напряженность элект- рического поля, соответствующая появлению общей короны при плотности воздуха 5 = = 1, кВ/см: ■О £o = 30,3m(l + ~); У го' КА AC 70 Sum . 25А | 7А ' f-j ПС SO 4км t-\AC 35 3mf-, Ж 18А 7А Рис. 11.8. Расчет потерь мощности в электри- ческой сети в зависимости от сечения про- вода здесь т — коэффициент негладкости провода для витого провода; и — количество прово- дов в расщепленной фазе. Среднегодовые потери мощности на ко- рону трехфазной линии вычисляются сумми- рованием потерь по фазам для каждой группы погоды по формуле 1 кор = ИЦ)[(2Рх.п1+Рх.п2)Фх.п + + (2Рс1 + Рс2)Фс +<2РД) + Рд2)^д + ■H2Pe,+P1S2)*J. U1-8) где РХ.П1,2, ^с1,2, ^д1,2. Риз i,2 - значение обобщенных потерь на корону для разных групп погоды на крайней фазе линии; Фх.ю fe Фд. Фш - вероятность разных групп погоды за год. Вероятность каждой группы погоды не- обходимо принимать по данным результатов наблюдений метеорологических станций, рас- положенных вблизи трассы линии. р ftj л п,2 : 20 — 10 -- 8 -- г -- 1 -- 0,8-- и,ь - o,v-: 0,2--_ 0,1—_ 0,08-- 0 05 -I а,ш-^- 0,02^ 0,01-- 0,008 - ■ 0,005-'- 1)003 . шо _Ln к -/ -fc- - —— / :— ц I я L т=- i—1 % V f~ 5 Ч- 0 в 0 ? ,7, 0 1 4М - = / I / ( — L — II £- _ -j f- —I _ z: - p t= L_ — — 10 I J / ->- J f V 1 ' f %г 1,3 Таблица11.12. Средняя продолжительность различных видов погоды 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,3 1,0 1,1 1,Z_£ Рис. 11.9. Обобщенные характеристики по- терь на корону: 1 — хорошая погода; 2 —- дождь; 3 — снег; 4 — изморозь Вид погоды Хорошая погода Дождь и мокрый снег Изморозь зерни- стая и гололед Изморозь крис- таллическая Снег Продолжи- данного вида погоды за год, ч 7120 500 ПО 230 800 Относитель- наяпродолжи- тельность данного вида погоды за год, % 81,3 5,7 1,3 2,6 9,1 Примечание. Указанными данными можно пользоваться для районов с умеренным климатом. Для более точного унета рекомендуется экспериментальное определение среднегодо- вых потерь мощности на корону. Расчет среднегодовых потерь мощности на корону с использованием экспериментальных дан- ных производится по формуле 1 8760 [(Рх1 + Рх2+Рхз)й|рГх + + (^д1 + Раг + Раъ) Тв + (Pci + Pol + Рсз) Тс + + {Pml + Рю2 + Риэз) Тш], (11.9) где РхЬ РХ2. Р\Ъ — потери мощности на ко- рону при хорошей погоде на различных
фазах линии; Ра, Рс, Рт - соответствующие значения потерь при дожде, снеге и измо- рози без поправки на плотность воздуха; Тх, Тд, Тс, Тш — годовая продолжительность хорошей погоды и осадков в виде дождя, снега и изморози; 8^ — среднегодовое зна- чение относительной плотности воздуха вдоль трассы линии. Таблица 11.13. Расчетные годовые потери эпергии и среднегодовые потери мощности на корону в ВЛ—220—750 кВ Напряжение, кВ 220 330 500 w 750 •речение .провода, мм2 240/32 300/39 400/51 500/64 240/32 300/39 400/51 500/64 330/43 400/55 500/64 240 . 300 400/22 400/51 400/93 500/64 Число проводов в фазе 1 1 1 1 2 2 2 2 3 3 3 5 5 5 5 4 4 t\W тыс.кВт ■ ч/км 24 22 15 13 38 30 23 17 70 60 43 A Wmim тыс.кВт-ч/км 18 16 11 9 28 22 16 12 50 44 30 140 120 100 95 160 145 ЛР ul max* кВт/км 2,7 2,5 1,7 !,5 4,3 3,4 2,6 !,9 8,0 6,2 4,9 16,0 13,7 11,4 10,8 18,3 16,6 &*mm> кВт/км 2,0 1.8 1,3 1,0 3,2 2,5 1,8 1,4 5,7 5,0 3,4 Примечание. Минимальные потери соответствуют ОЭС Северного Казахстана, максималь- ные — ОЭС Сибири. Для других ОЭС следует принимать промежуточные значения. Таблица 11.14. Мипимальные сечения и диаметры проводов по условиям короны Номинальное напряжение, кВ ПО 150 220 330 Количество ■ проводов в фазе 1 1 1 1 2 Сечение стале- алюминиевого провода, мм2 70/11 120/19 240/39 600/72 240/39 Номинальное напряжение. кВ 500 750 Количество проводов в фазе 3 3 4 5 Сечение стале- алюминиевого провода, мм2 300/66 330/27 400/93 240/56 Примечание. Проверке по условиям короны подлежат воздушные линии напряжением ПО кВ и выше, прокладываемые по трассам с отметками выше 1500 м над уровнем моря. При более низких отметках проверка не производится.
11.5. РАСЧЕТ ПОТЕРЬ ЭНЕРГИИ В ЭЛЕМЕНТАХ СЕТИ Потери энергии в элементе сети зависят от характера изменения нагрузки в течение рассматриваемого времени. График изменения нагрузки характери- зуется продолжительностью использования Наибольшей НаГруЗКИ — Ттах- ^тах — ЧИСЛО часов, при котором потребитель, работая постоянно с наибольшей активной нагруз- кой, получил бы из сети такое же коли- чество энергии, что и при работе по дей- ствительному графику. В связи с тем что обычно графики нагрузки отсутствуют, для расчетов прини- мают величину времени максимальных по- терь т. В течение этого времени при наибольшей нагрузке потери энергии получа- ются такими же, как и при нагрузке, изменяющейся в течение года по действи- тельному графику. Приближенно величина т определяется по эмпирической формуле ; = |0,124 + ^sl) 8760. (11. V '104 ; 10) Таблица 11.15. Среднее значение продолжительности использования наибольшей активной нагрузки н течение года Потребитель Осветительно-бытовая нагрузка городов и поселков Промышленные предприятия односменные То же двусменные То же трехсменные ^mw.v ч 2000-3000 1500-2200 3000-4500 5000-7000 Таблица 11.16. Основные формулы определения суммарных годовых потерь энергии в различных элементах сети Элемент сети Воздушная линия электропередачи Кабельные линии электропередачи Двухобмоточные трансформаторы Трехобмоточные трансформаторы Расчетная формула AWBS1 = A Рмр • 8760 + Д fet AWKn = АР„з ■ 8760 + АРтахг ДЖт=ДРх-8760 + +apJs™A\ Д WT = АРх• 8760 + АР^ х \ лном / Примечание -\ АРкор — среднегодовые потери мощности на корону, МВт; АЛпах=Згп^ап МВт ЛЛв = £?зар tg 5 — потери изоляции кабеля ДРХ, ДРХ, МВт •1. А Индексами 1 — 3 обозначены ве- личины, относящиеся соответст- венно к первой — третьей обмот- кам. В обычных расчетах прини- мают Ti = Т2 = Т3
Продолжение табл. 11.16 Элемент сети Синхронные ком- пенсаторы Батарея конденса- торов Реакторы Расчетная формула Л И^ск = к„АРком Тск + (1 - кп) х хАР„ом( 7Г^) тск; АИ/СК = 0;4ДРНОМГСК + + 0,lAPmJQ™A2TCK \ 1£НОМ / Л WE = 0,003 QE ТБ AWp = APpTp Примечание ки — коэффициент, учитывающий долю потерь, не зависящих от нагрузки, обычно кп = 0,3^-0,5; АЛюм = U0-н 1,5% для крупных СК; тск = 0,2 7ск в зоне наиболее вероятных значений, 7ск = 4000 ч- 8000 ч Тб — время работы батареи, при- нимается 7000 ч для нерегулируе- мых батарей и 5000—6000 ч для регулируемых батарей АР — потери мощности в реакто- ре; Тр — время работы реактора в те- чение года; для отключаемых шун- тирующих реакторов Тр — 6000 ч при Т„шх<4000 и 3000-5000 ч при Ттах > 4000; Тр = 8760 ч для неотключаемьгх реакторов 11.6. ПАРАЛЛЕЛЬНАЯ РАБОТА ТРАНСФОРМАТОРОВ Экономический режим работы трансфор- маторов. Выбор экономического числа парал- лельно работающих трансформаторов произ- водится из условия минимальных потерь мощности в трансформаторах с учетом по- терь активной мощности в сети, вызванных передачей по сети дополнительно реактив- ной мощности для покрытия реактивных по- терь в трансформаторах. Активные потери в сетях, вызываемые потерями реактивной мощности в трансфор- маторах, определяются коэффициентом к — экономическим эквивалентом реактивной мощности. Значение экономического эквивалента реактивной мощности определяется в зави- симости от места установки трансформатора. Потери мощности в трансформаторах определяются по формуле ЛРТ = ЛРХ 4- Л:Л£>Х + (ЛРК + S ^2 + kAQK) (11.11) Нагрузка S, после которой целесообразно увеличить число включенных в работу одно- типных трансформаторов, определяется по формуле ~^й + 1)^±*^~.(11.12) 1 AP* + kAQK У При установке на подстанции неодно- типных трансформаторов экономический ре- жим их работы определяется графическим способом при помощи кривых приведенных потерь.
Таблица 11.17. Значение эконямического экйивапента реактивной мвщности к, кВт/квар Характеристика трансформаторов и системы электроснабжения Трансформаторы, питающиеся непосредственно от шин станции на генераторном напряжении Сетевые трансформаторы, питающиеся от электро- станции на генераторном напряжении, трансформато- ры промышленных предприятий, питающиеся от за- водских или городских электростанций Понизительные трансформаторы 110—35 кВ, пи- тающиеся от районных сетей Понизительные трансформаторы 6,6—10 кВ, пи- тающиеся от районных сетей Понизительные трансформаторы, питающиеся от районных сетей, реактивная нагрузка которых по- крывается синхронными компенсаторами Максимальная нагрузка системы 0,02 0,07 0,10 0,15 0,05 Минимальная нагрузка системы 0,02 0,04 0,06 0,10 0,03 Приведенные потери — потери в транс- форматоре с учетом потерь активной мощ- ности в сети, вызванных передачей по сети дополнительной реактивной мощности для покрытия реактивных потерь в трансформа- торе. Кривые приведенных потерь каждого трансформатора строятся по формуле Я2 р = р; + к °ном (11.13) где S — нагрузка трансформатора; SH0M — номинальная мощность трансформатора; Р' 1000 SDD В00 700 В00 500 WO 300 200 100 S=Zl S-20 WMB 31,5~ 0Щ5 'l [ I I I /--. \ MB-Aj I 7 Л / - 5, 20 S2 ■ 5.MB-A Рис, 11.10. Кривые приведенных потерь транс- форматоров Р'„ = ЛР„ 4- &Д<2* — приведенные потери XX трансформатора; Р£ = ЛРК + к AQK — приве- денные потери КЗ трансформатора. Кривые приведенных потерь нескольких параллельно работающих трансформаторов строятся по формуле 1Р' = 1^ + 1П (И. 14) где SH0M — суммарная номинальная мощность параллельно работающих трансформаторов. Точки пересечения кривых приведенных потерь определяют нагрузки, при которых изменяется экономический режим работы трансформатора (рис. 11.10). Экономический режим работы однотип- ных трехобмоточных трансформаторов. Ре- жим экономической работы двух однотип- ных трехобмоточных трансформаторов, уста- новленных на подстанции, рассматривается ниже. Данные трансформаторов: первого SHOM = 20 000 кВ ■ А ДРХ = 54,0 кВт AQX = 360,0 кВт Л-Рк1-2 = 223,0 кВт ДРк]_з = 224,0 кВт ЛРк2-з = 184,0 кВт кк,_2 = 18,6% и,,-з = П.2% Ик2-з=6,79% i*r второго S„oM = 20 000 кВ • А ЛРХ = 54,5 кВт AQX = 300,0 кВт ДРк1 2=199,5 кВт АРк1_з = 213,0 кВт ЛРк2-3 = 178,8 кВт «л -2 = 18,7% ик1_з = 11,5% ик2_з = 6,72% Нагрузка подстанпии на шинах среднего напряжения составляет 40 % (о^ т= 0,4), на- грузка на шинах низкого напряжения — 60%
2 мк1-2 + мк2-3 _ 2 _ UKl-3 + Цс2-3 " " ukI-3 - "к1-2 (a2 = 0,6) суммарной нагрузки подстанции. или двух трансформаторов. Требуется определить нагрузку, при ко- 1. Определение ДРК и ик обмоток транс- торой экономически выгодна работа одного форматоров: первый трансформатор второй трансформатор AP,1 = ^a^+AP^-3-APgzJ.= 13ii5 квт; AP.I=^b^±^lz^fc3=I1W5 кВт; дрк2= АРк,_2 + ДР^3-АР,^з=91.5 кВт. ДРк2= АР£,-2 + АРк22-з-АРк1^=8265 кВт; ДРк3== Afici-3^-3-AP.1-2=92>5 кВт; ДРк3= АР^-ДР^з-АА1^=96Д5 кВт; „ _ "к]-2 + "к1-3~ "к2-3 _.. ц со/. , "к] -2 + "к] -3 ~ "к2~3 11-7/10/. "к1 ^ —11,Ъ/0, 11к1 = = 11,/4/i, 7 1 о/- „ _ "к!-2 + "к2-3 ~ "к!~3 ._£»<; о/. Л1 Л» "к2 — Z = 0,У-> /о, „ _ "K1-J ' "KZ-J "К1-2 _ пэо/. ,, цк1-3 "г Цс2-3 ~~ Цс1—2 ПО/1 о/ ЦсЗ — ~ — — U,J /о, «кЗ = ~ — ~~ U'/4 /о- 2. Определение потерь реактивной мощности в обмотках трансформаторов: первый трансформатор второй трансформатор Aft,,™. = ^ОО^ = 2300 квар; Aft,HOMl = "" °^"ом = 2348 квар; Aft,НОМ2 = "^g-L = 1420 квар; Aft,.„ом2 = Ца^ном = 1390 квар; Aft,„™3 = ^Ц^= _60 квар. Д6м ном3 = "кЗ°/АоМ = _48 квар. 3. Определение приведенных потерь трансформаторов (экономический эквивалент реак- тивной, мощности А: =0,1 кВт/квар): первый трансформатор второй трансформатор AF* = ЛРХ + fc Aft = 90,0 кВт; AFX = ДРХ + fc Aft = 84,5 кВт; AFKl = АР,(1 + fcЛем.„ом1 = 361,5 кВт; АР^, = АРК) + fcAft,[[OM, = 351,65 кВт; AFk2 = АРк2 + fc Aft,HOM2 = 233,5 кВт; АРк2 = ДРк2 + /с Aft,.[[OM2 = 221,65 кВт; АРкз = АРк3 + fc Дбм.шмз = 86-5 кВт; Л^з = АРк3 + k AGm.hom3 = 91.35 кВт. 4. Определение потерь мощности в АРТ2 = 84,5 + 420,0р2. трансформаторах по формуле , „ „ T^j ^ j-jpH параллельнои работе двух транс- АРТ = ДР'х + р2 (АРк! + «1 АР'к2 + а.2 АРкз), форматоров суммарные нагрузочные потери (Н-15) уменьшаются в 2 раза. Потери мощности где р - отношение нагрузки трансформатора ПРИ "^^ХтсГ иГ^^ле^*0^" к номинальной мощности трансформатора; торов опред л т п ф р у oii — отношение нагрузки подстанции на ши- ДРт(1+2) = 174,5 + 212,0р2. нах среднего напряжения (приведенной к выс- шему напряжению) к суммарной нагрузке 6. Определение нагрузки, при которой подстанции; а2 — то же для нагрузки на ши- к первому трансформатору целесообразно нах низкого напряжения; подключить второй: для первого трансформатора АРт1 = 90,0 + 430,0р2; ЛРт| = АР*<'+2>; для второго трансформатора Р = 0,624.
Таблица 11.18. Расчет экономии электроэнергии от отключения незагруженных траисформаторои за ... месяц 19... года Название или номер подстан- •ций 1 Номер и мощность трансфор- матора, MB-A 1-16 2-16 Щ.% 10,56 10,65 Ом 12,24 13,05 кВт 24,0 20,44 Коэффициент распре- деления нагрузки до отключения трансфор- матора 0,503 0,497 Коэффициент распре- деления нагрузки после отключения трансфор- матора 1 Суммар- ная средняя нагрузка подстан- ции, А }з8,0 До отключения трансформатора Средняя нагрузка трансфор- матора, А 19,2 18,8 Потери в об- мотках, кВт 4,46 4,62 Продолжение табл. 11.18 или номер подстан- ции 1 До отключения трансформатора Сум- марные потери, кВт 1 53,52 Число часов работы трансфор- маторов j 720 Потери электро- энергии, тыс. кВт-ч 1 38,5 После отключения трансформатора Средняя нагрузка трансфор- матора, А 38,0 Потери в об- мотках, кВт 18,8 Суммар- ные потери, кВт 39,24 Число часов работы трансфор- маторов 720 Потери электро- энергии, тыс. кВт-ч 28,2 Примечание. Экономия 38,5 — 28,2 = 10,3 тыс. кВт-ч. 7. Определение нагрузки, при которой ко второму трансформатору целесообразно подключить первый: ДРт2 = ДРт(1+2); 0 = 0,66. Таким образом, при нагрузке подстанции от 0 до 0,624SHOM выгодно работать первым трансформатором, при нагрузке от 0,624 SH0M до 0,66SHOM — вторым, при нагрузке больше 0,66SHOM — двумя трансформаторами парал- лельно. Распределение нагрузок между параллель- но работающими трансформаторами. Нагрузка между параллельно работающими трансфор- маторами распределяется пропорционально их мощностям и обратно пропорционально напряжениям КЗ. Для определения нагрузки трансформа- торов напряжения КЗ всех параллельно ра- ботающих трансформаторов должны быть приведены к одной мощности, например к мощности первого трансформатора: "ном! . «KI. KI "^ > "к2 ; йном2 "к2 йном1 Нагрузка каждого параллельного рабо- тающего трансформатора определяется по формуле "" S1=X1S; S2=X2S; ...; S„ = ?^S,(11.16) где S — суммарная нагрузка подстанции; Х1; Х2, ■ ■ ■. ^п — коэффициенты нагрузки транс- форматоров : V, = 1 \"к1 "к2 Цен/ ■ki = ~r ( 1 • 1 1\ . ' \ик1. Кк2 Щп/ Л*?. .... \«к1 "к2 "кп/ При. обозначении величины, заключен- ной в скобки, через к получается 1 /^ — ■ ^^ — , ки'кХ ки'а ■ ■■К = киК„ При параллельной работе двух транс- форматоров коэффициенты загрузки соот-
ветственно равны: А-1 Цс2 и'к1 + «1с2 X, = Цс! мк1 + и'к1 Пример. Параллельно работают три трансформатора со следующими характери- стиками: SHOMl=25 MB-A; ик1 = Щ5%; S»om2 = 31,5 MB -A; ил == 10,5 %; Snoui = Щ. MB ■ A; uKi = 10,41 %. Определение распределения между ними суммарной нагрузки подстанции S = = 75 MB-А: 1. Приведение напряжения КЗ к мощ- ности первого трансформатора SHOM): ы'к] = Щц = Ю,5 %; г'к2 — г'к2 : 8,35 %; Ц(3 = "кЗ "^номЗ Коэффициент к равен: 1 , ! ! и',, 6,52%. ■■ 0,368. ЧЩ Цс2 ЦсЗ Коэффициенты загрузки равны: 1 *•! = Х2 = 1 few' к2 fcui = 0,259; = 0,325; = 0,416. кЗ 2. Определение нагрузки каждого транс- форматора: Si =\iS=l9,4 MB-A; S2 = \2S = 24,4 MB • A; 11.7. РАСЧЕТ НАПРЯЖЕНИЙ В ЭЛЕМЕНТАХ СЕТИ Таблица 11.19. Основные формулы определения потерь напряжения в элементах сети Элемент сети Линия трехфазного тока Трансформатор "Мощные трансформа- торы Реактор Расчетная формула г Pr + Qx Дl/ = J/3/(Vcos(p + xsincp), или Д[/= — (Д1/, U, кВ; /, кА; г, х, Ом; Р, кВ-А; Q, квар) Д1/т% = (иа%со8ф + ир%япф) ■- ; ^НОМ д Т7 " *-^т/о '-'ном т 100 (t/„OMAt/T, кВ) Д [/т% = кк% sin<j> , или ^НОМ ^ном (S, кВ-А; Q, квар) AUp% = xp%-^-sinq> ■*ном Примечание. Для определения потерь напряжения, %/км, в зависимости от тока для наиболее распространенных марок распределительных сетей применяется расчетная-линейка (рис. 11.11).
*-_ ft" ■Si &: ■ ^ te- s>: k>- ^~ " - - ^ - : to- - t^-i 4a- ta- - «t— N3- (S,- *-»- - ft\ - . »— ft" - " "ъ_ ft" ■ ■^-i ВГ - - ~ &" - _ - ^ " ft4- - ft_ ki_ ft" i i - "*>-, 3-T _ • : Й: " ^ si - - - ^ ': ftj "a: M ca^ *^ . fe ^ ti k> t-i t- *a «s ft t- * *n is Cm X tsi is Cm ft ■s- 4 'SI «5. pa ^ •~f 4 '41 <*- ft ft LT 4 i-ч S" Q §J ^ ft". ft-,1^- 4 *a_ СчС Ы- ft* ftj ft_ ft~- ft" ftt ■is - ■q. ft- u_l ft\ >~-"JcaJ ft"- ftj ft" ft ft" N- - ■Si- ft- -ft" ^ . ft «*a *a: ^^^^^^^ft^^T к <} I t 4 4 и я я При расчетах по линейке потери.напря- жения в линии, %, определяются по фор- муле &U = AUJ, где AU0 - удельные потери напряжения, %/км; /-длина линии, км. Расчет напряжения в линиях. Напряже- ния на одном конце линии по известному напряжению второго конца определяются по формулам Ut =U2 + AUz+j5U2 = гт Ргг + 0.2* , ,- РгХ - Qzr . U-, :171--Д1/1-У81/1 = iV + 6i* Р,х - Qs = Ui v[ } и, ' где AU и &V - продольная и поперечная составляющие падения напряжения: AV Pr + Qx , U SU- Поперечная составляющая падения на- пряжения учитывается для сетей 220 кВ и выше, при данных и сильно нагруженных линиях и когда к расчету предъявляются требования получения результатов с относи- тельно высокой точностью. -> Выбор уставок АРНТ. Регулирование напряжения устройствами АРНТ осуществля- ется по следующей зависимости: U — U о "4- К-'нагр» где U — регулируемое напряжение на шинах подстанции; U0 — напряжение, поддерживае- мое АРНТ при отсутствии нагрузки на трансформаторе; к1ИВ1р — составляющая, со- ответствующая падению напряжения в потре- бительских сетях. Для устройства АРНТ выбираются: напряжение UB, кВ; , токовая компенсация** % Щ при но- минальной нагрузке трансформатора; нечувствительность +AV, % U0; выдержка времени, мин. Выбор уставок АРН нагляднее произ- вести графическим путем; для этого строится график зависимости напряжения на шинах от тока нагрузки трансформатора (рис. 11.12). Допустимые уровни напряжения при ми- нимальной и максимальной нагрузках транс- форматора известны из опыта эксплуатации или могут быть получены расчетным путем. Токовая компенсация определяется из
«.Кб 11,0 10,7 10,5 1Q,S и«л Щ Я It % ^ _^х>' ^<^ «•*" s^' *"' ^Js^ <>" *-" ,*г 'min | 'mux i ном W 200 300 1,А Рис. 11.12. График зависимости напряжения на шинах от тока нагрузки графика U.-Up U0 100%. Минимальная зона нечувствительности АРНТ должна быть больше ступени пере- ключателя. Практически минимальная не- чувствительность должна быть +1,0—1,5%, при этом зона нечувствительности будет 2-3%. Выдержка времени на АРНТ устанавли- вается, как правило, 3 мин, это дает воз- можность избежать лишних переключений ответвлений трансформатора. Пример выбора уставок АРНТ: трансформатор ТМН-6300/110; и„, .= 115 + 9-1,78%/11 кВ; *ном — 3:51 А, при 1тах = 270 A U = 10,7 кВ; при 1т1„ = 100 A U = 10,3 кВ. Из графика рис. 11.12 получается U0 = = 10,05 кВ, UK = 10,85 кВ. Токовая компенсация равна: и. - и0 и0 100 = 8 %. Нечувствительность принимаем +1 %, т. е. зона нечувствительности 2% > 1,78%. 11.8. НОРМЫ КАЧЕСТВА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ Таблица 11.20. Показатели качества электрической энергии Источники питания Нормируемые параметры качества электрической энергии у ее приемников Электрические сети однофазного тока Отклонение частоты Размах колебаний частоты Отклонение напряжения Размах изменения напряжения Коэффициент искажения кривой напряжения Электрические трехфазного тока Отклонение частоты Размах колебаний частоты Отклонение напряжения Размах изменения напряжения Коэффициент несинусоидальности напряжения Коэффициент обратной последовательности напряжений Коэффициент нулевой последовательности напряжений Электрические сети постоянного тока Отклонение напряжения Размах изменения напряжения Коэффициент пульсации напряжения Примечания: 1. Отключение частоты, Гц или %,— разность между действительным и но- минальным значениями основной частоты Д/=/-/ном иЛИ Д/= ЮО.
Продолжение табл. 11.20 2. Размах колебаний частоты, Гц или %,—разность между наибольшим и наименьшим значе- ниями основной частоты за определенный промежуток времени о, , , „, fmax—fmm Л of=fmax-fmin или 5/= 100. JHOM Под колебанием частоты понимаются ее изменения, происходящие со скоростью 0,2 Гц/с. 3. Оценка всех показателей качества электрической энергии, относящихся к напряжению, про- изводится по действующим значениям напряжения. 4. Отклонение напряжения, кВ или %, — разность между действительным и номинальным зна- чениями напряжения ^ном В электрических сетях трехфазного тока действительное напряжение определяется как напряжение прямой последовательности основной частоты. 5. Колебания напряжения оцениваются: а) размахом изменения напряжения, кВ или %,— разностью между следующими друг за другом экстремумами огибающей действующих значений напряжения; если огибающая действующих значений напряжения имеет горизонтальные участки, то размах изменения напряжения определяется как разность между соседними экстремумом и горизонтальным участком или как разность между соседними горизонтальными участками (рис. 11.13): с тг »г с Umax Umin ,__ 8и = Umax — Umin или bv = 100; б) частотой изменения напряжения, 1/с, 1/мин, 1/ч, Г где m — количество изменений напряжения со скоростью изменения более 1 % в секунду за время Т; в) интервалом между следующим друг за другом изменениями напряжения Atx (рис. 11.14). 6. Коэффициент обратной последовательности напряжений £г, %, — отношение напряжения обратной последовательности основной частоты, определяемого разложением на симметричные составляющие системы линейных напряжений, к номинальному линейному напряжению: е,= ?-100. 7. Коэффициент нулевой последовательности напряжений Е0, %,— отношение напряжений нулевой последовательности основной частоты к номинальному фазному напряжению: £/„ -100. и 8. Коэффициент искажения кривой напряжения Кяс, %, — отношение действующего значения гар- монического содержания несинусоидального напряжения к напряжению основной частоты: X Кяс= г. 100* -уг 100, где Е/„ — действующее значение напряжения и-й гармоники, В, кВ; и — номер последней из учитьгааемых гармоник. 9. Коэффициент пульсации выпрямленного напряжения — отношение действующего значения пере- менной составляющей пульсирующего напряжения-к его номинальному значению: кп= 1и;/иИ
ы 5 4 3 г 1 ft • V <:: 4 Б 10 20 40801204 Б 10 2040801204ЕЮ 20 40 т 0,25 0,10,050,020,008 0,17 0,05 0,20,008 0,17 0J5 ОЩЁЛ. Изменений, ч I Изменения, мин I Изменения, с -е > < Ц-* ^» Рис. 11.13. Допустимые значения размахов изменений напряжения в зависимости от частоты их повторения Щ% Рис. 11.14. Колебания напряжения (пять раз- махов изменении напряжения за с) Таблица 11.21. Допустимые значения показателен качества электрической энергии Показатели качества Отклонение часто- ты: >-нормальный режим временная ра- бота Размах колебаний частоты Отклонение на- пряжения Приемники электрического тока - — Зажимы приборов рабочего освещения, установленных в производственных помещени- ях и общественных зданиях, где требуется значительное зрительное напряжение; про- жекторы наружного освеще- ния Зажимы электрических двига- телей и аппаратов для их пуска и управления Зажимы остальных приемни- ков, в том числе животно- водческих комплексов и пти- цефабрик В электрических сетях сельско- хозяйственных районов, кроме животноводческих комплексов и птицефабрик, и в сетях, пи- тающихся от шин тяговых подстанций электрифициро- ванного транспорта Нормы ±0,1 Гц ± 0,2 Гц Не должен превышать 0,2 Гп -2,5 + - +5,0% Vm -5,0 + + +10,0%£/ном ± 5,0% ^„ом Допускаются другие значе- ния откло- нений напря- жения Пояснения 1. Усредненное за 10 мин 2. Указанные нормы не распространяются на пе- риод послеаварийного восстановления частоты В послеаварийных режи- мах допускается допол- нительное понижение на- пряжения на 5,0% При наличии специаль- ных технико-экономиче- ских обоснований, с раз- решения Министерства энергетики и электрифи- кации СССР
продолжение таол. и.л Показатели качества Еазмах изменения напряжения Коэффициент об- ратной последо- вательности на- пряжения Коэффициент ну- левой последо- вательности напряжения Коэффициент ис- кажения кривой напряжения Коэффициент пульсации выпрямленного напряжения Приемники электрического тока Зажимы ламп накаливания В электрических сетях сельско- хозяйственных районов и в се- тях, питающихся: от шин тя- говых подстанций электрифи- цированного транспорта Зажимы любого трехфазного симметричного приемника электрической энергии В трехфазной распределитель- ной сети с однофазными осве- тительными и бытовыми при- емниками электрической энер- гии Зажимы любого приемника электрической энергии Зажимы электрических дви- гателей постоянного тока Нормы Определяется по кривой на рис. 11.13 ДопускакЖя другие значе- ния колебаний напряжения До 2,0% длительно Не должно превышать значений, при которых действующее значение напряжения не выходит за допусти- мые пределы До 5,0% длительно Не более 8,0% Пояснения В зависимости от час- тоты их повторения или интервала между сле- дующими друг за другом изменениями напряже- ния При наличии специаль- ных технико-экономиче- ских обоснований, с раз- решения Министерства энергетики и электрифи- кации СССР Не распространяется на приемники, присоеди- ненные к электрическим сетям, питающимся от шин тяговых подстанций железных дорог, элект- рифицированных на пе- ременном токе, за иск- лючением случаев пита- ния приемников, предъ- являющих определенные требования к несиммет- рии напряжения С учетом отклонения напряжения прямой по- следовательности, на- пряжения обратной по- следовательности и гар- моник напряжения ч. Л Ик _ Примечания: 1. В таблице приводятся нормы качества электрической энергии у ее приемников в нормальных и послеаварииных эксплуатационных режимах работы энергетических систем и ста- ционарных электрических сетей общего назначения переменного тока частотой 50 Гц и постоянного тока. 2. В таблице не даются нормы качества электрической энергии у ее приемников: а) при питании от электрических сетей специального назначения, передвижных установок, автоном- но работающих маломощных (до 1000' кВт) источников питания, временных электрических сетей; б) в аварийных режимах.
Продолжение табл. 11.21 3. Значения показателей качества электрической энергии должны находиться в допустимых пределах, указанных в таблице, с интегральной вероятностью 0,95 за установленный период времени. 4. Контроль качества электрической энергии на границе раздела балансовой принадлежности электрических сетей должен осуществляться эиергоснабжаюгцей организацией и потребителем. 11.9. ПЕРЕЧЕНЬ ПРОГРАММ ДЛЯ ЭЛЕКТРОТЕХНИЧЕСКИХ РАСЧЕТОВ НА ЭВМ Номер програм- мы 1 2 3 4 5 Ч. 6 7 8 9 . 10 11 12 13 14 15 16 17 18 '••■ Наименование программы Расчет установившихся энергетических режимов Комплекс программ моделирования на ЭВМ установившихся и переходных ре- жимов в энергосистеме Расчет установившегося режима электри- ческой сети с оптимизацией по напря- жению, реактивной мощности и коэффи- циентам трансформации Комплекс программ анализа статисти- ческой устойчивости энергосистем Комплекс программ расчета устойчивос- ти Расчет переходных процессов в узлах нагрузки Расчет и анализ динамической и ста- тической устойчивости большой сети (по 1000 узлов) Расчет токов КЗ и эквивалентов в слож- ных электрических сетях с числом узлов до 2000 Расчет потерь и токов КЗ в сетях 6-10 кВ Расчет потокораспределения в электри- ческой сети с учетом регулирования ко- эффициентов трансформации трансформа- торов, РПН и величины выработки ре- активной мощности Комплекс программ расчета режимов распределительных сетей Электрический расчет сети 0,38^-35 кВ на автоматизированном банке данных БАСПЭС Расчет и анализ нормального режима В Л 6-10 кВ на БАСПЭС Информационно-вычислительный комп- лекс для распределительных сетей Расчет токов КЗ для проверки обору- дования на статическую и динамическую устойчивость, выбор уставок релейной за- щиты и автоматики Расчет предельных токовых нагрузок Комплекс программ анализа и прогно- зирования нагрузок энергетических систем Расчет расстояния до места поврежде- ния по параметрам аварийного режима Условное обозначение РУЭР «Мустанг» Б-2/600 СТАКОН КУСТ БЕЛИНИ y-Vl-38 Потери — _ - ИВК РЭС-2 — ПРОВОД ПРОГНОЗ ОМП-ПАР Разработчик ОДУ Юга ОДУ С-3 внииэ иэд внииэ БелЭНИН ЭНИН ИЭД Ленэнерго Уралтехэнерго » Молдавское отделение «Сельэлектро- проекта» То же чпи Украинское отделение «Сельэлектро- проекта» Ленэнерго ТПИ ВНИИЭ
Продолжение Примечания: 1. Все программы указаны для ЭВМ типа ЭС. Более подробные сведения об этих и иных не вошедших в таблицу программах можно получить в отделах АСУ энергосистем, у организации — разработчика программы или во Всесоюзном научно-техническом информационном центре. 2. Сокращенные обозначения организаций разработчиков: ИЭД — институт электродинамики АН УССР: ВНИИЭ — Всесоюзный научно-исследовательский институт энергетики; ЭНИН — Государственный научно-исследовательский энергетический институт имени Г. М. Кржи- жановского ; ОДУ С-3 — Объединенное диспетчерское управление Северо-Запада; ЧПИ — Челябинский политехнический институт; ТПИ — Таллиннский политехнический институт. Раздел двенадцатый ВЫБОР И ЭКСПЛУАТАЦИЯ ИЗОЛЯЦИИ В РАЙОНАХ С ЗАГРЯЗНЕННОЙ АТМОСФЕРОЙ 12.1. ОСНОВНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ К ПРОЕКТИРОВАНИЮ ИЗОЛЯЦИИ Выбор изоляции ВЛ, внешней изоляции электрооборудования и подвесной изоляции РУ и подстанций переменного тока классов напряжений 6 — 750 кВ производится в зави- симости от степени загрязненности атмосфе- ры (СЗА) в месте расположения электро- установки, соответствующей определенному значению удельной эффективной длины пути утечки изоляции Х^ф, которое должно быть не менее нормированных значений, приведен- ных в табл. 12.1. Длина пути утечки, см, поддерживающих гирлянд ВЛ, штыревых изоляторов ВЛ, внешней изоляции электрооборудования на- ружной установки РУ и подстанций выби- рается из табл. 12.2 или определяется из выражения где Х,ф — удельная эффективная длина пути утечки, см/кВ; U — наибольшее рабочее меж- дуфазное напряжение, кВ; Кж — результирую- щий коэффипиент эффективности использо- вания длины пути утечки изолятора или изоляционной конструкции (результирующий коэффициент эффективности), учитывающий использование как длины пути утечки оди- ночного изолятора, так и особенности рабо- ты изоляторов в изоляционных конструкци- ях разного типа. Степень загрязнен- ности атмосферы I II III IV V VI VII Таблица ?-эф Внешняя изоляция электрооборудования РУ и подстанций 6-35 1,7 1,7 2,2 2,6 3,1 3,5 — 110-750 1,5 1,5 1,8 2,25 2,6 3,1 — 12.1. Нормированные значения А^ см/кВ, при номинальном напряжении, кВ Поддерживающие гирлянды ВЛ 6—750 кВ и штыревые изоляторы на металлических и железобетонных опорах Сети с изолированной нейтралью 6-20 2,2 2,2 2,2 2,6 3,0 3,5 4,2 35 1,9 1,9 2,2 2,6 3,0 3,5 4,2 Сети с эффективно заземленной нейтралью 110-220 1,4 1,6 1,9 2,25 2,6 3,1 3,7 330-750 1,4 1,5 1,8 2,25 2,6 3,1 3,7
Таблица 12.2. Длина пути утечки изоляторов и изолирующих конструкпии Тип изолятора или изолирующей конструкции Тип и количество последовательно включенных изоляторов Номинальное напряжение, Длина пути утечки, см, не менее Подвесные фарфоровые и стеклянные изоляторы нормального исполнения ГТС40 ПФ6-Б (ПМ-4,% ПФ6-А (11-4,5) t ПФ6-В (ПФЕ-4,5) VZC-2007 ПФ70-В (ПФб^В) ПС6-А (ПС-4,5) ГТС6-Б ПС70-Б (ПС6-Б) ПС70-Д (ПС6) ПФЕ-11 П-7 П-11 ПС12-А ПС120-А (ПС12-А) ОС 120 ПФ160-А (ПФ16-А) ПС160-Б (ПС16-Б) ПС160-Б ПС160 ПФ20-А (ПФЕ-16) ПС210-Б ПС22А (ЛС-22) ПС30-А (ЛС-30) ПС300-Б (ПС30-Б) ПС400-А ПФ70 (ПФ6) ПС70-В (ПС6-В) ПС70 (ПС6) ПС12 псзоо ПС400 СФ-110/2,25 (СП-110) Подвесные фа| ПФГ5-А (ПР-3,5) ПФГ6-А (НС-2) ПФГ6-А (НС-2) ПФГ70-Б (ПФГ6-Б) VZM-2025 ПФГ8-А (НЗ-6) ПСГ6-А ПСГ70-А (ПСГ6-А) ПСГ70-Д ПСГ120-А (ПСГ12-А) LS 75/21 (стержневой) ШС10-А ШС10-Г ШФ10-Г ШФ20-В ШФ35-Б Штыревые изоляторы 10 — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — оры грязесто! _ — — — — — — — — — — )-35 кВ 10 10 10 20 35 18,5 28 28,5 32,4 26,3 35,5 25,5 29,5 29,5 29 38,4 30 34 32,5 32,5 33 38,5 39 36,8 37 42 37,5 39 35 41,8 45 31,2 30 27,7 33,5 44 45,5 188 1КОГО НСИ 45 47 40 37,5 42,5 47 40 41 39,5 42,5 346 21 26,5 26,5 38,5 70
Продолжение табл. 12.2 Тип изолятора или изолирующей конструкции Тип и количество последовательно включенных изоляторов Номинальное напряжение, кВ Опорные изоляторы наружной установки КО-10 ОНС-10-500 ОНСУ-Ю-ЗООТ ОНШ-10-500 ОНШ-10-2000 ОНШ-20-1000-1 ОНС-20-500 ОНС-20-500-1 ОНС-20-2000 СТ-35 ОНС-35-200 (СТ-35С) ИОС-35-500 (ОНС-35-500) ИОСУ-35-500 (ОНСУ-35-500) КО-35С КО-35СУ КО-400 (ОНС-40-1000) ОНСУ-40-1000 (КО-400С) ОНШ-35-1000 (ШТ-35) ОНШ-35-2000 (ИШД-35) ОНВП-35-1000 ОНС-35-1500 ОНС-35-2000 ОС-1 СТ-110 УСТ-ПО ИОС-110-400 ОНС-110-300 КО-1ЮУ ИОС-110-600 АКО-110 КО-110-1000 КО-110-1250 КО-110-1500 КО-110-2000 ОНС-110-1600 ОНС-110-2000 РНД(3)-35/1000 РНД(3)-35Б/1000 РНД(3)-35/2000-3200 РНД(3>35Б/2000 РНД(3)-35У/1000-2000 РНД(3)-110/1000 РНД(3>110/1000СК РНД(3)-1ШБ/1000 РНД(З)-110/2000-3200 РНД(3>110У/1000-2000 РНД(3)-110/630-1250Т РНД(3)-150/1000-3200 РНД(3)-220/1000 — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — Разъединители ИОС-35-500 ИОС-35-500 ОНСУ-40-1000 ОНСУ-40-1000 ИОСУ-35-500 ИОС-110-400 ИОС-110-400 ИОС-110-400 ИОС-110-600 ОНСУ-40-1000 + + КО-110-1250 ОНСУ-40-1000 + + КО-110-1250 ОНСУ-40-1000 + КО-110-1250 КО-110-1250 + + ИОС-110-600 10 10 10 10" 10 20 20 20 20 35 35 35 35 35 35 35 35 35 35 35 35 35 35 ПО НО ПО ПО ПО ПО ПО ПО ПО ПО ПО ПО 110 35 35 35 35 35 ПО НО ПО ПО ПО ПО 150 220 Длина пути утечки, см, не менее . 20 20 40 20 20 68 40 40 40 57 70 70 105 105 112 70 90 70 90 70 70 70 71 150 190 190 190 • 150 223 210 195 190 190 190 200 200 70 70 t т 105 190 190 190 223 ■ 280 280 280 413 Отношение Ли/А*1 1,35 — 1,94 — — — 1,88 1,88 1,94 1,35 2,15 2,25 2,35 2,4 2,45 1,9 2,45 — — 2,6 2,2 2,2 — 1,65 2,05 2?15 2,05 1,65 2,45 2,25 2,1 2,1 2,15 2,15 2,25 2,25 2,25 2,25 ■ 2,45 2,45 2,4 2,1 2,1 2,1 2,45 2,2 2,2 2,2 2,25
Продолжение табл. 12.2 Тип изолятора или изолирующей конструкции РНД(3)-220/2000-3200 РНД(3)-220/1000-2000 РНД(3)-220/630-1250Т РНД(3)-220У/20,00 У- РНД(3)-220У/1350Т РНД(3)-330/3200 РНД(3)-330У/3200 РНД(3)-500/3200 РНД(3)-500/2000Т РНВ(3)-750П/4000 Тип и количество последовательно включенных изоляторов QHC-110-2000 + + КО-110-1250 2ИОС-110-600 2ИОС-110-600 КО-110-1250 + + 2ИОС-110-600 ЗИОС-110-600 ОНС-110-2000 + + КО-110-1250 + + ИОС-110-600 КО-110-2000 + + ОНС-П0-2000 + + КО-110-1250 + + ИОС-110-600 КО-110-2000 + + ОНС-110-2000 + + КО-110-1250 + + ИОС-110-600 5ИОС-110-600 6ИОС-110-600 Номинальное напряжение, кВ 220 220 220 220 220 330 330 500 500 750 Длина пути утечки, см, не менее 390 446 446 • 636 669 613 803 803 1115 1388 £И/А*' 2,1 2,4 2,4 2,3 2,45 2,25 2,2 2,2 2,45 2,45 ОД(3)-35/630 ОД(3)-1 ЮМ/630 ОД-ПОУ/1000 ОД-П0/800Т ОД-П0/630Т ОД-150У/1000 ОД-220М/1000 КРН-35 КЗ-35Т КЗ-35УТ КЗ-110 КЗ-ПОУТ КЗ-ПОТ КЗ-220 Отделители ИОС-35-500 ИОС-110-400 ОНСУ-40-1000 + + КО-110-1250 ОНСУ-40-1000 + + КО-110-1250 ИОС-110-400 + + ОНСУ-40-1000 ОНСУ-40-1000 + + КО-110-1250 ИОС-П0-600 + + КО-И0-1250 Коротс:озамыс:атс.1 ИОС-35-500 ОНСУ-40-1000 ИОСУ-35-500 КО-110-1250 ОНСУ-40-1000 + + КО-110-1250 ОНСУ-40-1000 + + ИОС-110-400 + + ИО-3-600 ИОС-110-600 + + КО-И0-1250 35 ПО ПО ПО ПО 150 _ 220 т 35 35 35 ПО ПО ПО 220 70 190 280 280 280 280 413 70 90 105 190 280 290 413
Продолжение табл. 12.2 Тип изолятора или изолирующий конструкции Тип и количество последовательно включенных изоляторов Номинальное напряжение, кВ Длина пути утечки, см, не менее 3OH-110M-I зон-пом-п ЗОН-110У1 ЗОН-ИОН ЗОН-НОУН зон-потн ШО-35 ШО-35У ШО-110 ШО-110У ШО-150 ШО-150У ШО-220 ШО-220Т ШО-220УТ ШО-220У ШО-ЗЗОМ ШО-500МУ1 ШО-500Т1 ШО-750У1 НОМ-35 ЗНОМ-35 ЗНОМ-35Т НКФ-110-57 НКФ-110-57 НКФ-110-58 НКФ-220 НКФ-220 НКФ-330 НКФ-400 НКФ-500 НДЕ-500 НДЕ-750 Заземлители ИОС-110-400+ + КО-10 ИОС-110-400 ИОС-110-400 + + ОНСУ-40-1000 + + КО-10 ИОС-110-400 + + ОНСУ-40-1000 + + КО-10 ИОС-110-400 + + ОНСУ-40-1000 ИОС-110-400+ + ОНСУ-4О-1000- Шинные опоры ИОС-35-500 ИОСУ-35-500 ИОС-110-600 КО-110-1250 + + ОНСУ-40-1000 КО-110-1250 + + ОНСУ-40-1000 ИОС-110-600 + + КО-110-1250 ИОС-110-600 + + КО-110-1250 2ИОС-110-600 ЗИОС-110-600 ИОС-110-600 + +2КО-110-1250 ИОС+110-600 + + КО-П0-1250 + + ОНС-110-2000 4ИОС-110-600 5ИОС-110-600 6ИОС-110-600 ПО не- НО по 110 по 35 35 ПО НО 150 150 220 220 220 220 330 500 500 750 Трансформаторы напряжения 210 190 300 300 280 280 70 105 223 280 280 413 413 446 669 603 613 892 1115 1338 35 "35 35 ПО ПО ПО 220 220 330 400 500 500 • 750 •>79 -X 79 79 200 285 285 400 570 600 800 800 1050 1180
E xi in in m in inwm in in ^"r^c>f r4W«"r^c^r^rJr^n-T<NWr<-i <ч"г<ч m" o«i«ioooooooo*oo^SSS9 ininmOOOOOOOOOOOOOOOO mrnm'-^'-^ininmincNCNCNCNmmoooin I I I I I I I I I II I I I I I I о о о о о о о in in 5 .22^С1н^НН>. 8|®®®©®®©©©©®©©0,©©|1»&| ННННННННННННННННННН 1П1П1П 1П 1П1П1П1П1П1П чо с^^^оо чо^^ m г^чо^чо ^ ^^о ^" m^in^m ^^^^^^^o^cn^ rs" —<" rs rs rs rs" rs" rs" rs" rs" rs" rs" rs" rs" cm" rs" rs" rs" rs" rs" <n" rs" cn" rs" rs" rs" rs" rs" rs" rs" rs" ■-« CNCNCNCNC^mCNCNCNCN^^minininininmOOOOOOOO^^UW^^N^ mmooooooooooooooooooooooooooooo fnmHHHHHHrtHHH^lflfSfSOIfSfSNfSftmfnfnOOOOlflVl -^--^»-^»-^r-Hr-H-4»-^r-H»-^»-^»-^CNCNCN(NCNCNCNmr^imminininint^t^- I I I I I I I I I I I I I I I I I I I I I I I I I I I I I о Й 0o in ЧО ""g-iS £ i О Oq 000° д>,яд2>,Ей5 pqpqpqpqpqpqpapaeQ о о ЧО Йнзтд о T Н •7 csrsrs^ pqpqpqpqpq тююют og о S ЧО О —i <N_ o~o" t4 № № № о Л t-rea rn cu s-r<ri rn m ЕЯ со rn m
Продолжение табл. 12.2 Тип изолятора или изолируюшей конструкции Тип и количество последовательно включенных изоляторов Номинальное напряжение, кВ Длина пути утечки, см, не менее ВМК-35В-1000/16 МКП-35-1000-25А МКП-35-1000-25Б У-35-2500 У-35-2500 С-35М-63О-10А С-35М-630-10Б С-35-3200-50 МКП-НОБ МКП-ПОБ У-110А У-110Б У-220 У-220 У-220 Масляные выключатели Вводы БМВПУ 0-15 ■110/1000 Вводы ГБМВУ М У -110/ЮООТ 0-15 ' ■ Вводы ™-110/2000 0-15 Вводы ^мву_и 0-15 ' Вводы ™Е.220/2000 0-15 ' Вводы БМВПУ 0-15 Вводы БМВПУ 0-15 -220/1000 -220/2000 35 35 35- 35 35 35 35 35 10 70 73 113 70 ПО 73 113 115 284 ПО по по 220 220 220 280 205 280 382 592 592 Проходные изоляторы для наружной установки ЙП-10/400-750 ИП-10/630-750 ИП-10/1000-750 ИП-10/630-1250 ИП-10/1000-1250 ИП-10/1600-1250 ИП-10/2000-1250 ИП-10/3150-1250 ИПУ-10/630-750 ИПУ-10/1000-750 ИПУ-10/630-1250 ИПУ-10/1000-1250 ИПУ-10/1600-1250 — — — — — — — — ~~ — — — — 10 10 2u[i7*2 V» 30/17*2 — — — — — — — ■— — — — —
Продолжение табл. 12.2 Тип изолятора или изолирующей конструкции ИПУ-10/2000-1250 ИПУ-10/3150-1250 ИГ1-20/2000-1250 ИП-20/3150-1250% ИП-35/400-750 ИП-35/630-750 ИП-35/1000-750 ИП-35/1600-750 ИП-35/3150-2000 ИП-35/6300-2000 ИП-35/5000-4250 ИП-35/6300-4250 ИП-35/8000-4250 ИП-35/10000-4250 Тип и количество последовательно включенных изоляторов - - - Номинальное напряжение, кВ 10 20 35 Длина пути утечки, см, не менее 30/17*2 40/30*2 70 Отношение - - Проходные изоляторы для силовых трансформаторов ПНТ-6-10/250 ПНТ-Г0/400 ПНТ-10/630 ПНТ-10/1000 ПНТ-10/3200 ПНТУ-10/250 ПНТУ-10/400 ПНТУ-10/630 ПНТУ-10/1000 ПНТУ-10/3200 ПНТ-20/250 ПНТ-20/400 ПНТ-20/460 ПНТ-20/1000 ПНТ-20/3200 ПНТ-20/5000 ПНТУ-20/250 ПНТУ-20/400 ПНТУ-20/630 ПНТУ-20/1000 ПНТУ-20/3200 — - - — - - 10 10 20 20 30 40 41 40 60 - - - - Конденсаторы связи СМР-66Д/3-0,0044 СМП-66/[/з-4,4 СМК-110/]/3-0,0064 95 95 205
Продолжение табл. 12.2 Тип изолятора или изолирующей конструкции СМП-110/)/3-6,4 СМР-166/^/3-0,014 СМБ-66/]/3-0,0044 СМПБ-66/]/з~-4,4 СМРБ-П0/]/3-0,00б4 СМПБ-П0/]/з-6,4 СМБ-166/)/з-14 СМП-166/[/3-14 РВО-6 РВП-6Н РВО-10 РВП-10 РВС-15, РВС-22Т РВС-20, РВС-ЗЗТ, РВС-25, РВС-33 РВС-35 РВС-35Т РВС-110 РВС-ПОМ РВС-ПОК (1963 г.) РВС-ПОК (после 1964 г.) РВС-150 РВС-150М РВС-220 РВС-220М РВМГ-НОМ РВМГ-150 РВМГ-150М РВМГ-220 РВМГ-220М РВМГ-ЗЗОМ РВМГ-500 (до 1970 г.) РВМГ-500 (после 1971 г.) РВМК-ЗЗОП РВМК-330 РВМК-500 РВМК-500П РВМК-750М ОПН-НО ОПН-150 ОПН-220 ОПН-330 ОПН-500 ОПНИ-500 Тип и количество последовательно включенных изоляторов - - - - - - - - Номинальное напряжение, кВ - - _-- - - - - - Вентильные разрядники • — — — — — — — _ .— — — — — — — _ — — — — — — — — — — — — . 6 6 10 10 15 20 35 35 ПО НО ПО ПО 150 150 220 220 ПО 150 150 220 220 330 500 500 330 330 500 500 750 Ограничятели перенапряжений _ —. — — ■ — - ПО 150 220 330 500 500 Длина пути утечки, см, не менее 205 286 145 145 286 285 414 286 22 ■ 22 30 30 54 77 ПО ПО 285 270 340/275*3 340/185*3 430/185*3 370/185*3 545/370*3 545/185*3 375 505/220*3 500 760/220*3 780 1030/225*3 1520/840*3 152О/Й50*з 140бМ45*з 795/655*3 2300/920*3 1260/945*3 1950 226 315 4550 900 1070 1070 Отношение LJh» -'" - - - - - - — — — — — . — — •^ — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — _ — — — — -
Продолжение табл. 12.2 Тип изолятора или изолирующей конструкции ОПН-750 ОПНО-750 Тип и количество последовательно включенных изоляторов - Номинальное напряжение, кВ 750 750 Длина пути утечки, см, не менее 1420 1720 Отношение - КН-6 кн-ю ИКМ-Ю, ИКН-10 Изоляторы для кабельных муфт 10 10 20 29 30 *' 1г — строительная высота изолятора или изоляционной конструкции. *2 В числителе — для наружной части проходного изолятора, в знаменателе — для внутренней. *3 В числителе — для покрышки разрядника, в знаменателе — для опорной изоляции. Результирующий коэффициент эффек- тивности КИ = ККК, где К — коэффициент эффективности длины пути утечки одиночных изоляторов или изо- ляционной конструкции; Кк — коэффициент эффективности длины пути утечки составной конструкции. Количество изоляторов в поддерживаю- щих гирляндах ВЛ на металлических и железобетонных опорах следз'ет определять по формуле т = ЦЬт где L — геометрическая длина пути утечки гирлянды изоляторов или изолирующей кон- струкции, см; Lm — геометрическая длина пу- ти зтечки одного изолятора, см. В натяжных и поддерживающих гирлян- дах ОРУ и подстанций количество тарель- чатых изоляторов выбирается с добавлением по сравнению с одноцепными гирляндами ВЛ в каждую цепь гирлянды ОРУ: 110 — 150 кВ-1, 220-330 кВ-2, 500 кВ - 3, 750 кВ — 4 изолятора. 12.2. ЭКСПЛУАТАЦИЯ ИЗОЛЯЦИИ В УСЛОВИЯХ ЗАГРЯЗНЕНИЯ В эксплуатации для каждой зоны с по- вышенной СЗА (СЗА выше II) должны быть разработаны мероприятия по повышению надежности работы изоляции путем ее уси- ления и применения профилактических ме- роприятий (ручная чистка изоляции, обмыв, нанесение гидрофобных покрытий, замена загрязненных изоляторов чистыми). Усиление изоляции ВЛ и подвесной изо- ляции ОРУ осуществляется увеличением дли- ны гирлянды путем добавления изоляторов того же типа, заменой установленных изоля- торов изоляторами с меньшей строительной высотой и (или) с увеличенной длиной пути утечки, заменой изоляторов изоляторами с поверхностью, которая меньше загрязняется и лучше самоочищается в данных условиях, применением на ВЛ комбинированных изо- лирз'ющих подвесок типа «звезда», «обрат- ная звезда» и т. п. Рекомендуемые количества изоляторов различных исполнений, устанавливаемых на ВЛ 6 — 750 кВ в зависимости от СЗА, при- ведены в табл. 12.3 — 12.9. Таблица 12.3. Рекомендуемые типы штыревых язоляторев дли ВЛ 6 — 10 кВ иа металлических и железобетонных опорах Номинальное напряжение ВЛ, кВ 6 10 СЗА I-IV V-VI V-V1 VII I—III 1-Ш IV-V Тип изолятора ШС10-А ШСЮ-Г ШФЮ-Г ШФ20-В ШСЮ-Г ШФЮ-Г ШФ20-В
Таблица 12.4. Рекомендуемые типы штыревых изоляторов для ВЛ 6—20 кВ на деревянных опорах и траверсах Номинальное напряжение ВЛ, кВ 6 10 20 СЗА 1-Ш IV -VI* IV-VI* VII* I—II III-IV* III-IV* IV—VI* 1-Ш Тип изолятора ШС10-А ШСЮ-Г ШФЮ-Г ШФ20-В ШСЮ-А ШСЮ-Г ШФЮ-Г ШФ20-В ШФ20-В * Рекомендуемые типы штыревых изоляторов в районах с IV—VI СЗА указаны с учетом того, что крючья и штыри зашунтированы между собой без заземления, а в районах с VII СЗА — с их" за- землением. Усиление внешней изоляции ОРУ реко- мендуется производить заменой установлен- ного электрооборудования на электрообору- дование с увеличенной длиной пути утечки или иа электрооборудование следующего - класса напряжения. Усиление изоляции шинных опор, разъ- единителей, отделителей, короткозамыкате- лей следует производить заменой установ- ленных изоляторов изоляторами с увеличен- ной длиной пути утечки или добавлением однотипных изоляторов в колонну. В ОРУ, расположенных в зонах с IV—VII СЗА, рекомендуется заменять опор- но-стержневые изоляторы на опорно-штыре- вые (ОНШ-3 5-2000). Чистка изоляции ВЛ и ОРУ может производиться в зависимости от вида и сте- пени загрязнения вручную или струей воды. Чистка вручную производится в случаях невозможности применения обмыва изоля- Таблица 12.5 Номинальное ВЛ, кВ 6 10 20 . Рекомендуемое количестио подвесных изоляторов в натяжных ВЛ 6—20 кВ на металлических и железобетонных онорах Тип изолятора ПС60-Д ПФ70-В ПС60-Д ПФ70-В ПСГ70-А ПС60-Д ПФ70-В ПСГ70-А гирляндах Количество изоляторов в гирлянде ВЛ, шт., при СЗА I, II 1 1 1 1 2 2 III 1 1 1 1 2 2 IV 1 1 2 1 1 3 2 2 V 1 1 2 2 2 3 3 3 VI 1 1 2 2 2 3 2 3 VII I " 2 2 2 3 Таблица 12.6. Рекомендуемое количество изоляторов в поддерживающих гирляндах ВЛ 35 кВ на металлических и железобетонных опорах на высоте до 1000 м над уровнем моря Тип изолятора ПС40 ПФ6-Б(ПМ-4,5) ПФб-А(П-4,5) - ПФ6-В VZC-2007 ПФ70-В (ПФ6-В) ПС6-А (ПС-4,5) ГгСб-Б ПС70-Б (ПС6-Б) ПС70-Д (ПС6) ПФ70 <ПФ6) ПС70-В (ПС6-В) ПС70 (ПС6) ПФГ5-А Количество изоляторов в гирляндах ВЛ, шт., при СЗА I 4 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 II 4 3 3 3 3 3 3 3 3 з ■ 3 3 3 III 5 3 3 3' 4 3~ 4 4 4 4 3 3 3 2 IV 6 4 4- 4 4 4 4 4 - 4 4 3 3 4 3 v ,. 7 *te 5 4 4 5 4 5 5 5 5 А 4 4 3 VI 8 5 5 5 6 5 6 5 5 6 4 4 5 4 VII 9 ■ 6 6 6 7 6 7 7 7 7 5 5 6 5
Продолжение табл. 12.6 ПФГ6-А (НС-2) ПФГ6-А (НС-2) ПФГ70-Б (ПФГ6-Б) VZM-2025 ПСГ6-А ПСГ70-А (ПСГ6-А) ПСГ70-Д Количество изоляторов в гирляндах ВЛ, шт., при СЗА I : п - ш 2 3 3 3 3 3 3 IV 3 3 4 3 3 3 3 V 3 4 4 4 4 4 4 VI 4 4 5 4 4 4 5 VII 5 5 6 5 5 5 5 Таблица 12.7. Рекомендуемое количество изоляторов в поддерживаювдиж гирляндах ВЛ 110 и 150 кВ на металлических и железобетонных опорах иа высоте Тип изолятора ПС40 ПФ6-Б (ПМ-4.5) ПФ6-А (11-4,5) ПФ6-В VZC-2007 ПФ70-В (ПФ6-В) ПС6-Д (ПС-4,5) ПС6-Б ПС70-Б (ПС6-Б) ПС70-Д (ПС6) ПФ70 (ПФ6) ПС70-В (ПС6-В) ПС70 (ПС6) СФ-110/2,25 (СП-ПО) ПФГ5-А ПФГ6-А (НС-2) ПФГ6-А (НС-2) ПФГ70Б (ПФГ6-Б) VZM-2025 ПСГ6-А ПСГ70-А (ПСГ6-А) ПСГ70-Д ПФГ8-А, LS75/21 I 10 7 6 6 7 6 7 7 7 7 6 6 7 1 — — — — — — — — — 1 Количество II 11 7 7 7 8 7 8 8 8 8 7 7 7 1 — — — — — — — — — 1 ВЛ III 13 9 9 8 9 8 10 о 9 9 7 7 8 6 6 7 8 7 7 7 7 6 1 до 1000 м над уровнем моря изоляторов в гирляндах ВЛ. шт.., при СЗА ПО кВ IV 16 10 10 10 11 10 11 11 11 11 8 9 9 7 7 9 10 9 9 8 9 7 I V 18 12 12 11 13 И 13 12 12 13 10 10 11 9 9 10 11 10 10 10 10 9 1 VI 21 14 14 13 15 13 16 15 15 15 11 12 13 10 10 12 13 12 12 12 12 10 2 VII 25 17 17 16 18 16 18 18 18 18 14 14 15 12 12 14 16 14 14 14 14 12 2 I 9 9 8 9 8 10 9 9 9 8 8 9 1 — _ — — _ — — _ 1 П 10 10 10 11 10 11 10 10 11 9 9 10 2 — _ — — _ — — — _ 1 ВЛ III 12 12 11 13 11 13 12 12 13 10 10 и 9 9 10 11 10 10 10 10 9 1 150 кВ IV 14 14 13 15 13 15 15 15 15 11 12 13 10 10 12 13 12 12 12 12 10 2 V 16 16 15 17 15 18 17 17 17 13 14 15 12 12 14 15 13 14 13 14 12 2 VI 19 19 18 20 18 21 20 20 20 16 16 18 14 14 16 18 16 16 16 16 14 2 VII 23 23 22 24 22 25 24 24 24 19 19 21 16 16 19 21 19 19 19 20 16 3 Таблица 12.8. Рекомендуемое количество изоляторов в поддерживающих гирляндах ВЛ 220 -и 330 кВ иа металлических и железобетонных опорах иа высоте до 1000 м над уровнем моря Тип изолятора ПФ6-Б (ПМ-4,5) ПФ6-А (П-4.5) ПФ6-В VZC-2007 ПФ70-В (ПФ6-В) ПС6-А (ПС-4,5) ПС6-5 ПС70-Б (ПС6-Б) ПС70-Д (ПС6) Количество изоляторов в гирляндах ВЛ, шт., при СЗА ВЛ 220 кВ I 13 13 12 14 12 14 13 13 14 11 15 14 14 16 14 16 15 15 15 III 17 17 16 18 16 19 18 18 18 IV 20 20 19 22 19 22 21 21 22 V "24 23 22 25 22 26 25 25 25 VI 28 28 27 30 27 31 29 29 30 VII 34 33 32 36 32 37 35 35 36 ВЛ 330 кВ I 18 18 17 20 17 20 19 19 19 К 20 19 19 21 19 22 21 21 21 Ш 24 23 22 25 22 26 25 25 25 IV 29 29 28 31 28 32 31 31 31 V 34 33 32 36 32 37 35 35 36 VI 40 40 38 43 38 44 42 42 • 43 ■ VII 48 47 46 51 46 53 50 50 51
Продолжение табл. 12.8 Тип изолятора ПФ70 (ПФ6) ПС70-В (ПС6-В) ПС70 (ПС6) ПС12-А ПС120-А (ПС12-А) ПС120 ПС12 ПФ160-А (ПФ16-А) ПС160-Б (ПС16-Б) ПС160-Б ПС160 СФ-110/2,25 (СП-110) ПФГ5-А ПФГ6-А (НС-2) ПФГ6-А (НС-2) ПФГ70-Б (ПФГ6-Б) VZM-2025 ЦСГ6-А ПСГ70-А (ПСГ6-А) ПСГ70-Д ПФГ8-4 ПСП20-А (ПСГ12-А) LS75/21 Количество изоляторов в гирляндах ВЛ, шт., при СЗА ВЛ 220 кВ I 12 12 13 13 13 12 11 2 II 13 14 15 14 14 14 12 2 Ш 14 15 16 17 17 17 13 12 12 15 16 14 15 14 15 12 14 2 IV 17 17 19 20 20 20 15 15 15 17 19 17 17 17 17 15 17 2 V 19 20 21 23 23 23 18 17 17 20 22 19 20 19 20 17 19 3 VI 23 24 26 28 28 27 21 20 20 24 26 23 24 23 24 20 23 3 VII 27 28 30 33 33 33 25 24 24 28 31 28 28 27 29 24 28 4 ВЛ 330 кВ I 16 17 19 18 18 18 15^ 16 16 16 15 II 18 18 20 19 19 19 16 17 17 17 16 16 Ш 19 20 21 23 23 23 18 21 20 21 20 17 17 20 22 19 20 19 20 17 19 3 IV 24 25 27 29 29 29 22 26 25 26 24 21 21 25 27 24 25 24 25 21 24 3 V 27 29 31 34 33 33 26 30 29 30 28 24 24 29 32 28 29 28 .29 24 28 4 VI 33 34 37 40 40 39 30 35- 35 35 34 29 29 34 38 33 34 33 34 29 33 4 VII 39 40 44 48 48 47 36 42 42 42 40 40 34 40 45 40 40 40 - 41 34 40 5 Таблица 12.9. Рекомендуемое количество изоляторов и поддерживающих гирляндах ВЛ 500 и 750 кВ на металлических и железобетонных опорах на высоте до 1000 м над уровнем моря Тип изолятора ПС12-А ПС120-А (ПС12-А) ПС120 ПС12 ПФ160-А (ПФ16-А) ПС160-Б (ПС16-Б) ПС160-Б ПС160 ПС210-Б ПС300-Б ПСЗОО ПС400 ПС400-А ПС120-А (ПСП2-А) Количество изоляторов в гирляндах ВЛ, шт., при СЗА "v ВЛ 500 кВ I 26 26 26 22 23 23 23 22 22 20 17 II 28 28 28 24 25 24 25 24 23 22 18 Ш 34 34 34 26 30 29 30 28. 28 26 20 28 rv 42 42 41 32 37 37 37 35 35 33 24 35 V 49 49 48 37 43 42 43 41 40 38 28 40 VI 58 58 57 44 51 50 51 49 48 45 33 48 vn 69 69 68 52 61 60 61 58 57 54 40 57. ВЛ 750 кВ I 39 39 39 33 35 34 35 33 33 31 25 24 27 II 42 42 41 35 37 37 37 35 35 33 27 26 29 Ш 50 50 50 38 44 44 45 42 42 39 29 28* 35 42 IV 63 63 62 48 55 55 55 53 52 49 36 ,35 "43 52 V 73 73 70 55 64 63 64 61 60 56 42 41 50 60 VI 87 87 85 66 76 75 77 73 72 67 50 .48 .60 72 vn 103 103 102 78 91 90 91 87 86 80 60 58 71 86 ции струей воды или малой эффективности последнего чистой сухой ветошью при пы- левых несцементировавшихся загрязнениях, а при наличии на поверхности изоляторов трудноудаляемых пленок — ветошью или кистью, смоченными различными раствори- телями (табл. 12.10). Обмыв изоляторов ВЛ до 500 кВ вклю- чительно производится специально обучен- ным персоналом струей воды под давлением 0,5—1 МПа (5—10 кгс/см2) при минимально допустимых расстояниях по струе воды между насадкой и обмываемым изолятором (табл. 12.11).
Таблица 12.10. Препараты для чистки изоляторов Наименование препарата Паста из отмученной глины и соляной кислоты Раствор тринатрий- фосфата Раствор КЖВ Раствор соляной кис- лоты Бензин, керосин Трансформаторное и турбинное масло Область применения Загрязнения на ще- лочной основе, известковая и содовая пыль ; Загрязнения от ТЭЦ и алюминиевых комбинатов, смолистые отложения Уносы ТЭЦ, работаю- щих на сернистом топливе, с одновременным воздей- ствием загрязнений хи- мического производства Плотные сернистые и углекислые уносы метал- лургических, коксо-хими- ческих комбинатов и ТЭЦ, цементная пыль, подверг- шаяся схватыванию Смолистые, жирные отложения Уносы цементных за- водов Состав и способ ( пркг от овления Смесь 70% по массе сухой отмученной глины с 30% водного (20%-ного) раствора соляной кислоты 10%-ный раствор тринатрийфосфата Смесь 5%-ного раствора соляной кислоты и жаве- левой воды в пропорции 3 :2. Смесь до применения выдерживается на воздухе в течение 5 — 6 ч 10%-ный раствор соля- ной кислоты - Методика использования Паста наносится и расти- рается кистью по поверх- ности изолятора, через -IQ&- 15 мин удаляется мокрой тряпкой. Изолятор промыва- ется теплой водой и вы- тирается насухо Промывка в течение 15 — 20 мин демонтированных изо- ляторов в горячем (60 — 70 °С) растворе Раствор наносят на поверх- ность изолятора кистью или тряпкой, после чистки изоля- тора — обмывка теплой водой Очистка поверхности изо- лятора тряпкой, смоченной в растворе, последующая оби- льная промывка поверхности изолятора теплой водой Очистка поверхности изо- лятора тряпкой, смоченной растворителями, с последую- щей протиркой сухой ве- тошью Очистка тряпкой, смочен- ной маслом Примечание Для увеличения вы- держки пасты на поверх- ности изолятора до 20 — 30 мин в нее добавляют трансформаторное масло Предложен Свердлов- энерго Предложен Армглав- энерго -
Таблица 12.11. Мииимальвые расстояния при обмыве изоляторов Диаметр выход- ного отверстия насадки, мм 10 12 14 16 Минимально допустимое расстояние по струе, м, при напряжении ВЛ, кВ До Ю 3 3,5 4 4 35 4 4,5 5 6 110-150 5 6 6,5 ■ 7 220 6 8 8,5 9 330 7 9 9,5 10 500 8 Ю 11 12 При обмыве внешней изоляции ОРУ под напряжением удельная проводимость воды должна быть не выше 1400 мкОм/см для ОРУ 35 кВ и не более 700 мкОм/см для ОРУ, 110-500 кВ. Периодичность ручной очистки изолято- ров или их обмыва определяется по резуль- татам измерения удельной поверхности про- водимости слоя загрязнения изоляторов. Покрытие изоляторов гидрофобными пастами (табл. 12.12 и 12.13) и смазками (турбинные и трансформаторные масла) ре- комендуется для ОРУ 110 кВ и выше, рас- положенных в зонах с IV СЗА и выше при цементирующихся уносах, в зонах уносов химических- предприятий с большим содер- жанием в выбросах легкорастворимых ве- ществ, приводящих к существенному повы- шению проводимости естественных осадков. Покрытие-^ изоляторов ОРУ смазками может осуществляться под рабочим напряже- нием с помощью специальных изолирующих штанг, снабженных компрессором. Конструк- ции таких штанг разработаны в Уралтех- энерго, Донбассэнерго и в ряде других энер- госистем. Получило применение нанесение латексных покрытий на изоляторы КРУН 6—10 кВ, эксплуатируемых в зонах III —V СЗА. Латекс СКЭПГ — водный раствор синте- тического каучука этиленпропиленового тройного наносится в сухую погоду при температуре от минус 10 до плюс 30 °С вручную кистью на чистую сухую поверх- ность изолятора. Толщина слоя пасты — 0,1 — 0,2 мм. Продолжительность высыхания пасты 15 — 20 мин. При повреждении старо- го слоя зачищаются его края и наносится новый слой. Таблица 12.12. Гидрофобные пасты для обработки изоляторов Марка пасты КВ-3 кпд кпи ГПИ-1 ОРГРЭС-150 Состав пасты Кремнийорганиче- ская жидкость ПМС, загущенная аэро- силом То же Кремнийоргани- ческая жидкость, ПМС и 1,2% борной кислоты Жидкие и твердые углеводороды Минеральные и кремнийорганиче- ские масла, загущен- ные аэросилом и це- резином Норма расхода пасты, г/дм2, для зоны загрязнения III, IV 5/3 5/3 — 10/10 10/10 V, VI 5/3 5/3 — 20/20 20/20 Стои- мость 1 кг пасты, руб. 14 12 б 3 7 Толщина слоя пасты, мм 0,5/0,2 0,5/0,3 0,5 •!- 1/2 1/2 Завод-изготови- тель Завод «Крем- неполимер» (г. Запорожье) То же . » » Московский нефтемаслоза- вод (МНМЗ) То же Примечание. Норма расхода пасты и толщина слоя пасты указаны в числителе для зоны умеренного климата, в знаменателе для зоны жаркого климата.
Таблица 12.13. Разовая потребность в пасте для обработки одного изолятора или трансформатора тока Тип изолятора или трансформатора тока ПФ6-Б (ПМ-4,5) ПФ6-А (П-4,5) . ПФ6-В (ПФЕ-4Д- ПФ10-А ПФ20-А (ПФЕ-16) ПФГ-6А (НС-2) ПФГ8-А ПФГ6-А ОНСУ-10-300 КО-10 ОНС-20-500 ОНС-20-2000 НОС-35-500 НОСУ-35-500 ОНС-35-1500 ОНС-35-2000 НОС-] 10-400 НОС-110-600 КО-110-1500 ОНС-110-2000 ТФЗМ-35 ТФЗМ-220 ТФУМ-330 ТФЗМ-500 Площадь поверхности изолятора, дм2 13 13 18 22 29 25 27 26 18 13 17 26 31 57 50 50 102 16 13 11 250 170 210 272 Количество пасты, г/изолятор, необходимое для обработки изоляторов в районах с V и VI i загрязнения Зона умеренного климата ОРГРЭС-150 260 260 360 440 580 500 540 320 360 260 340 520 620 1400 1000 1000 2040 320 260 220 5000 3400 4200 5400 КПД 65 65 90 110 145 125 135 130 90 65 85 130 155 285 250 250 510 80 65 55 1250 850 1005 1360 ;тепеиями Зона жарього климата ОРГРЭС-150. ГПИ-1 260 260 360 440 580 500 540 320 360 260 340 520 620 1400 1000 1000 2040 320 260 220 5000 3400 4200 5440 КПД 39 39 54 66 87 75 81 78 54 39 51 78 93 174 150 150 306 48 39 33 750 540 630 816 \атыи ИСПЫТАНИЯ ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ 13.1. ВВОД В ЭКСПЛУАТАЦИЮ, РЕМОНТЫ И ИСПЫТАНИЯ ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ Ввод в эксплуатацию электрооборудо- вания производится после приемки его в установленном правилами порядке. Перед приемкой производится опробование по уз- лам, пробный пуск и комплексное опробо- вание. При поузловой приемке, проводимой после окончания всех строительных и мон- тажных работ по данному узлу, проверяется выполнение действующих норм и правил, а также директивных материалов и заводских инструкций. При пробном пуске проверяются работоспособность электрооборудования, безопасность его эксплуатации, настройка вспомогательных элементов и готовность оборудования к комплексному опробованию. При комплексном опробовании проверя- ется совместная работа ■ основного и вспо- могательного электрооборудования под на- грузкой, В электрических сетях комплексное оп- робование считается проведенным при усло- вии нормальной и непрерывной работы электрооборудования подстанций в течение 72 ч, а линий электропередачи в течение 24 ч. Началом опробования считается вклю- чение под нагрузку. В процессе эксплуата- ции должен проводиться планово-предупре- дительный ремонт электрооборудования, т. е. капитальный и текущий ремонты. Перио- дичность капитальных и текущих ремонтов электрооборудования устанавливается прави- лами технической эксплуатадии и дейстйуго- щими нормами (табл. 13.1).
Таблица 13.1. Периодичность ремовтов электротехнического оборудования и аппаратов Наименование оборудо- вания или аппаратов Генераторы и син- хронные компенса- торы Электродвигатели Силовые трансфор- маторы, автотранс- форматоры и масля- ные реакторы Аппараты распре- делительных уст- ройств Периодичность ремонтов Первый раз для турбогенераторов и синхронных компенсаторов не позднее чем через 8000 ч, а для гидрогенераторов через 6000 ч работы после ввода в эксплуатацию В эксплуатации капитальные и текущие ремонты генераторов должны совмещаться с ремонтами турбин. Капитальные ремонты синхронных компенсаторов — не чаще чем через 4—5 лет По местным инструкциям Текущие ремонты: главных трансформаторов электро- станций и подстанций основных и ре- зервных трансформаторов с. н. — не реже 1 раза в 2 года; установленных в местах усиленного загрязнения — по местным инструкци- ям, но не реже 1 раза в 2 года; остальных трансформаторов — по мере необходимости, но не реже 1 раза в 4 года; устройств РПН и систем охлаждения Д, ДЦ и Ц — ежегодно Капитальные ремонты: трансформаторов напряжением 110, 150 кВ, мощностью 125 MB • А и более, всех трансформаторов 220 кВ и выше . электростанций и подстанций, ос- новных трансформаторов с. н. — пер- вый раз не позже чем через 12 лет после ввода в эксплуатацию с учетом результатов испытаний, а в дальней- шем — по мере необходимости по ре- зультатам испытаний и состояния трансформатора; остальных трансформаторов — по ре- зультатам испытаний и их состояния Первый ремонт — в сроки, регламенти- рованные заводской эксплуатационной до- кументацией Капитальные ремонты; масляных выключателей — 1 раз в 6 — 8 лет при контроле характеристик выключателя с приводом в межремонт- ный период; выключателей нагрузки, разъедините- лей и заземляющих ножей — 1 раз в 4 — 8 лет; . воздушных выключателей — 1 раз в 4—6 лет; отделителей и короткозамыкателей с открытым ножом и их приводов — 1 раз в 2—3 года; компрессоров— 1 раз в 2 — 3 года; остальных аппаратов РУ (измеритель- ных трансформаторов, конденсаторов связи и др.) — по результатам испыта- ний и осмотра Примечание В объем ремонта входят выемка ротора, усиление крепления ло- бовых частей, перекли- новка стержней статора, проверка крепления шин и кронштейнов, проверка крепления и плотности запрессовки сердечника статора - Сроки могут быть из-. менеНы главным инжене- ром энергопредприятия С проверкой механиз- ма РПН по всему диапа- зону в объеме 10 циклов При наличии несколь- ких трансформаторов на одном предприятии, идентичных по конструк- ции, мощности, -> классу напряжения, необходи- мость их ремонта опре- деляется по результатам ремонта первых образ- цов (не менее двух) и в зависимости от резуль- татов испытаний и сос- тояния трансформатора Ч- \
Продолжение табл. 13.1 Наименование оборудо- вания или аппаратов Аппараты распреде- лительных устройств Аккумуляторные установки % Воздушные линии электропередачи Заземляющие устройства Средства защиты от перенапряжения Освещение Периодичность ремонтов Текущие ремонты — в сроки, установлен- ные главным инженером энергопредприя- тия Капитальный ремонт с заменой элек- тродов батареи С, СК — не ранее чем через 15 — 20 лет после ввода в эксплуатацию Капитальный ремонт — не реже 1 раз в 10 лет для ВЛ на железобетонных и металлических опорах и не реже 1 раза в 5 лет для ВЛ на опорах с деревянными опорами Одновременно с ремонтами РУ По результатам испытаний и осмотров Капитальный ремонт — не реже 1 раза в 5 лет Примечание - - — - - - Первый капитальный ремонт электро- оборудования должен проводиться в сроки, указанные в заводских инструкциях. Периодичность капитального ремонта может быть изменена, исходя из опыта эксплуатации, мощности КЗ, числа комму- тационных операций и результатов испыта- ний. Изменение периодичности капитальных ремонтов по присоединениям, находящимся в ведении диспетчера энергосистемы, произ- водится решением главного инженера энерго- управления, а по остальным присоединени- ям — решением главного инженера энерго- предприятия. Текущий ремонт электрообору- дования РУ и проверка его действия (опро- бование) производятся по мере необходи- мости в сроки, установленные главным ин- женером энергопредприятия. Неплановые ремонты проводятся после использования коммутационного или меха- нического ресурса электрооборудования. Испытания электрооборудования прово- дятся в соответствии с ПУЭ и Нормами испытаний электрооборудования при первом включении электрооборудования, при капи- тальном и текущем ремонтах агрегата, ме- ханизма, устройства, а также в межремонт- ный период. Объем испытаний и периодич- ность их проведения определяются классом напряжения электрооборудования, надеж- ностью его конструкции, сроком службы и другими факторами (табл. 13.2). Результаты эксплуатационных испыта- ний электрооборудования, как правило, опре- деляют необходимость проведения его ре- монта. Необходимость проведения межремонт- ных испытаний, а также объем и сроки испытаний электрооборудования устанавли- ваются главным нженером энергоуправле- ния (или ПЭО).
13.2. ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЕ ИСПЫТАНИЯ ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ Таблица 13.2. Периодичность и нормы испытаний электрооборудования Наименование испытания Периодич- ность ис- пытания Условия проведения испытаний и оценка их результатов Синхронные генераторы и компенсаторы1 1. Оценка состояния изоляции обмоток 2. Измерение сопротив- ления изоляции: обмотки статора (каж- дой фазы или ветви в отдельности относите- льно корпуса и других заземленных фаз или . ветвей) обмотки ротора цепи возбуждения гене- ратора и коллекторного возбудителя со всей присоединенной аппа- ратурой (без обмоток ротора и возбудителя) обмотки коллекторных возбудителя и подвоз- будителя (относительно корпуса и бандажей) бандажей якоря и кол- лектора возбудителя и подвозбудителя изолированных стяж- ных болтов стали ста- тора подшипников уплотнений вала, диф- фузоров, щитов венти- ляторов и других уз- лов статора термометров сопротив- ления с проводкой (включая проводку внутри генератора) концевых выводов об- мотки статора турбо- генераторов ТГВ п п, т, п, т, п, т, п, п п, п, п п, п, к к, м к, м к, м К, Т к к к к к к По результатам измерений, проводимых согласно табл. 13.3 Измерения проводятся мегаомметром 2500 В. Для вновь вводимых генераторов допустимые значения со- противления изоляции и отношение Rayi^is" приве- дены в табл. 13.3. Для генераторов, находящихся в эксплуатации, допустимые значения сопротивле- ния изоляции и отношение J?60'7^l5" He нормируются, но должны учитываться при решении вопроса о необ- ходимости сушки. Сопротивление изоляции у гене- раторов с водяным охлаждением обмотки статора измеряется по схемам табл. 13.4 и 13.5 Значения сопротивления изоляции при температуре 10 — 30 °С не менее 0,5 МОм. Допускается ввод в эк- сплуатацию генераторов мощностью не выше 300 МВт с неявнополюсными роторами, охлаждаемыми газом при сопротивлении изоляции не ниже 2 кОм при температуре 75 °С или 20 кОм при температуре 20 °С Сопротивление изоляции, измеренное мегаом- метром 1000 (500) В, не менее 1 МОм Сопротивление изоляции, измеренное мегаоммет- ром 1000 В при температуре 10 — 30 СС, не менее 0,5 МОм Сопротивление изоляции, измеренное мегаом- метром 1000 В при заземленной обмотке якоря, не менее 1 МОм Сопротивление изоляции, измеренное мегаом- метром 1000 В, не менее 1 МОм Сопротивление изоляции, измеренное мегаом- метром 1000 В, не менее 0,3 МОм для гидрогенера- торов н 1 МОм для турбогенераторов Сопротивление изоляции, измеренное мегаом- метром 500 — 1000 В, должно сашгветствовать завод- ским данным (обычно не менее 0,5 МОм) Для вновь установленных машин сопротивление изоляции термометров сопротивления, измеренное мегаомметром 250 или 500 В, не менее 1 МОм. Сопротивление изоляции на работающих генераторах не должно заметно отличаться от ранее измеренного, а для турбогенераторов ТВВ и ТГВ не менее 0,5 МОм Сопротивление изоляции, измеренное мегаоммет- ром 2500 В при температуре 10 — 30 °С, не менее 1000 МОм. Измерение производится до соединения вывода с обмоткой
Продолжение табл. 13.2 Наименование испытания Периодич- ность ис- пытания Условия проведения испытаний и оценка их результатов 3. Испытание изоляции обмотки статора повышен- ным выпрямленным напря- жением с измерением тока утечки по фазам или ветвям 4. Испытание изоляции повышенным напряжением промышленной частоты: обмотки статора обмотки ротора явнополюсного обмотки неявнополюс- ного ротора обмотки коллекторных возбудителей и под- возбудителей цепи возбуждения реостатов возбуждения резистора цепи гашения поля и АГП концевых выводов об- мотки статора турбо- генераторов: п,к,м п,к,м п, к п, к TI, К п, к п, к п, к Значения испытательных напряжений для вновь вводимых генераторов согласно табл. 13,6. Для гене- раторов, находящихся в экснлуатации, значение испытательного выпрямленного напряжения при- нимается 1,6 испытательного напряжения промышлен- ной частоты, но не выше напряжения, которым испытывался генератор ири вводе в эксплуатацию. При испытании не должно наступать пробоя или увеличения тока утечки выше предельно допустимого значения. Коэффициент нелинейности не должен превышать 3 Значения испытательных напряжений принимаются согласно табл. 13.6 Изоляцию обмотки статора вновь вводимых генера- торов рекомендуется испытывать до ввода ротора в статор, а для гидрогенераторов — после стыковки статора. При капитальном ремонте и межремонтных испытаниях изоляция статора испытывается после останова генератора и снятия торцевых щитов до очистки изоляции от загрязнения. Обмотки с водяным охлаждением испытываются при циркуляции дистил- лята с удельным сопротивлением не менее 75 кОм ■ см и номинальном расходе При испытании не должно происходить пробоя изоляции и наблюдаться сосредоточенное в отдельных точках свечение желтого и красноватого цвета, дым, тление бандажей и другие подобные явления. Голубое и белое свечение допускается При испытании полностью собранного генератора не должно происходить отклонений от нормального режима (толчков стрелок измерительных приборов, щелчка в корпусе генератора, повышенных значений токов утечки но сравнению с ранее измеренными и т. п.). В противном случае испытания должны быть прек- ращены и повторены при снятых торцевых щитах Значения испытательного напряжения для вновь вводимых генераторов 8С/возе;ном, но не ниже 1,2 и не выше 2,8 кВ. Для генераторов, находящихся в эксплуатации, значения испытательного напряжения б&возб.ном. но не ниже 1 кВ Испытательное напряжение 1 кВ, если это не про- тиворечит требованиям технических условий или если заводом не предусмотрено более высокое испытатель- ное напряжение Значения испытательного напряжения для вновь вводимых возбудителей и подвозбудителей 8 Ubm5 H0M, но не ниже 1,2 и не выше 2,8 кВ. Для возбудителей и подвозбудителей, находящихся в эксплуатации, — 1 кВ Испытательное напряжение 1 кВ То же Испытательное напряжение 2 кВ
Продолжение табл. 13.2 Наименование испытания Периодич- ность ис- пытания Условия проведения испытаний и оценка их результатов ТГВ-200, ТГВ-200М TFB-300, ТГВ-500 п, к 5. Измерение сопротив- ления постоянному току: пофазно или по ветвям обмотки статора обмотки .ротора обмоток возбуждения возбудителей обмотки якоря возбуди- теля резистора цепи гашения поля, реостата воз- буждения 6. Измерение сопротив- ления обмотки ротора пере- менному току 7. Измерение воздушного зазора: между статором и ро- тором под полюсами возбуди- теля 8. Определение характе- ристик генератора: П, К п, к п, к п, к п, к п, к п, к п, к Испытательное напряжение 31 кВ для концевых выводов, испытанных на заводе вместе с изоляцией обмотки статора, и 34,5 кВ для резервных концевых выводов перед установкой их на турбогенератор Испытательное напряжение 39 кВ для концевых вы- водов, испытанных на заводе вместе с изоляцией об- мотки статора, и 43 кВ для резервных концевых вы- водов перед установкой их на турбогенератор Сопротивления фаз обмотки статора не должны от- личаться друг от друга или от ранее измеренных зна- чений более чем на 2%. Расхождение между измерен- ными значениями сопротивлений ветвей допускается 5% Сопротивление не должно отличаться от заводских данных или от ранее измеренного значения более чем на 2%. У роторов с явными полюсами измеряется сопротивление каждого полюса в отдельности или попарно и переходного контакта между катушками Сопротивление не должно отличаться от заводских данных или от ранее измеренного значения более чем на 2% Сопротивления обмотки между коллекторными пластинами не должны отличаться друг от друга более чем на 10%, за .исключением случаев, когда имеют место закономерные колебания, обусловленные схемой соединения v Сопротивление не должно отличаться от заводских данных или от ранее измеренного значения более чем на 10% ' У явнополюсных роторов измеряется сопротивление каждого полюса обмотки в отдельности или двух поЛюсов вместе. Измерения должны производиться при определенном состоянии генератора (вставлен- ный или вынутый ротор, разомкнутая или замкнутая накоротко обмотка статора) и одних и тех же зна- чениях напряжения или тока. Отклонения полученных результатов от данных предыдущих измерений или от среднего значения сопротивления полюсов должны находиться в пределах точности измерения У вновь вводимых явнополюсных машин (генера- торов и возбудителей) зазоры измеряются под всеми полюсами Зазоры в диаметрально противоположных точках не должны отличаться друг от друга более чем на ± 5 % среднего значения (равноА, их полусумме) у турбогенераторов мощностью 150 МВт и выше с непосредственным охлаждением проводников, на ± 10 % у остальных турбогенераторов, на ± 20 % у гидрогенераторов Зазоры в диаметрально противоположных точках не должны отличаться друг от друга бодее чем на ±5% среднего значения у возбудителей турбогенера- торов мощностью 300 МВт, на ± 10% у возбудителей остальных генераторов
Продолжение табл. 13.2 Наименование испытания Периодам ность ис- пытания Условия проведения испытаний и оценка их результатов трехфазного КЗ П, К холостого «ода 9. Испытание межвитко- вой изоляции П, К п, к 10. Определение характе- ристик коллекторного воз- будителя 11. Испытание стали ста- тора генераторов П К Отклонение значения характеристики, снятой при испытании, от заводского, а также от значения ха- рактеристики, снятой при предыдущих испытаниях, должно находиться в пределах точности измерения. Если значение снятой характеристики отличается на значение, большее, чем пределы точности измерения, и значения характеристики ниже заводских или ранее снятой характеристики, то это свидетельствует о наличии витковых замыканий в обмотке ротора Отклонение значений снятой характеристики XX от заводской, а также от снятой при предыдущих испы- таниях не нормируется, но должно находиться в пре- делах точности измерения Испытание производится при XX машины (у син- хронного компенсатора на выбеге) путем повышения генерируемого напряжения до значения, равного 130% номинального для турбогенератора и синхронного компенсатора, до 150 % для гидрогенератора. Продол- жительность испытания при наибольшем напряжении 5 мин. При проведении испытания допускается повышать частоту вращения машины до 115% номинальной Межвитковую изоляцию рекомендуется испытывать одновременно со снятием характеристики XX. При испытании проверяется симметричность линейных напряжений Характеристика XX определяется до наибольшего (потолочного) значения или значения, установленного заводом-изготовителем. Снятие нагрузочной характе- ристики производится при нагрузке на ротор гене- ратора до значения не ниже значения номинального тока возбуждения. Отклонения от заводских данных или ранее снятых характеристик не нормируются Испытание проводится при индукции 1 Тл в течение 90 мин. Наибольший нагрев зубцов в конце испыта- ния не должен превышать 25 °С, а наибольшая раз- ность нагрева различных зубцов 15°С Для гене- раторов, изготовленных до 1958 г., допускается наибольший нагрев зубцов 45 "С, а наибольшая раз- ность нагрева 30°С Испытание турбогенераторов, изготовленных после 1977 г., и генераторов с непосредственным охлажде- нием обмоток нроизводится при индукции 1,4 Тл в течение 45 мин и при сохранении предельных темпе- ратур но нагреву В случае, когда индукция отличается от расчетной, следует производить пересчет длительности испыта- ния по формуле: /исп = В, расч Вт 45, где .ВрасЧ — расчетное значение индукции; Вжп — значе- ние индукции ири испытании; /исп — время испытания, соответствующее Висп Удельные потери в стали не должны отличаться от заводских данных и данных предыдущих испыта- ний более чем на 10%. Если отсутствуют данные, то удельные потери для легированных сталей не должны превышать 2,5 Вт/кг, а для холоднокатаных они должны соответствовать приведенным ниже:
Продолжение табл. 13.2 Наименование испытания Периодич- ность ис- пытания Условия проведения испытаний и опенка их результатов 12. Испытание турбогене- ратора в асинхронном режи- ме 13. Испытание на нагрев М П, М 14. Измерение остаточно- го напряжения на обмотке статора генератора 15. Определение индук- тивных сопротивлений и постоянных времени гене- ратора 16. Проверка качества дистиллята 17. Испытание газоохла- дителей гидравлическим давлением п п. п, т, к к м п, к Марка стали Э41 (1511) Э42 (1512) <~ Э43 (1513) Э43А (1514) Э320 (3412) вдоль проката Э320 (3212) поперек проката ЭЗЗО (3413) вдоль проката ЭЗЗО (3413) поперек проката Допустимые удельные потери, Вту кг, в спин- ке при индукции 1,0 Тл 2,0 1,8 1,6 1,5 1,4 1,7 1,2 2,0 1,4 Тл 4,0 3,6 3,2 2,9 2,7 3,3 2,3 3,9 Испытанию подвергаются только турбогенераторы с массивными роторами и бандажными кольцами. На основании приведенных испытаний даются рекоменда- ции по режиму работы турбогенераторов в асинхрон- ном режиме Температура статора измеряется заложенными тем- пературными индикаторами. При повышении в процессе эксплуатации длительно допустимого значе- ния температуры меди и стали статора или обмотки ротора необходимо убедиться в достоверности показаний штатных приборов теплового контроля, при отсутствии отклонений от номинальных значе- ний эксплуатационных параметров генератора (ток статора, температура холодного газа, давление водорода, загрязнение газоохладителей и т. п.) провести внеочередные тепловые испытания при одной-двух нагрузках, близких к номинальной Данные испытаний сравниваются с данными пре- дыдущих испытаний и требованиями государственных стандартов Измерение производится при отключенном АГП в цепи ротора. Значение остаточного напряжения не нормируется Значения индуктивного сопротивления и постоян- ных времени не нормируются Дистиллят, которым заполняется система охлажде- ния обмотки, должен иметь удельное сопротивление не ниже 200-103 Ом-см. В период эксплуатации до- пускается снижение удельного сопротивления дистил- лята до 75-Ю3 Ом-см \ Испытательное гидравлическое давление должно быть равно двукратному наибольшему рабочему давлению, но не менее 294 кПа для Турбо- и гидро- генераторов серии ТГВ и 588 кПа для остальных турбогенераторов с водородным охлаждением. Про- должительность испытания 30 мин. При испытании не должно наблюдаться снижение испытательного давления или течи воды. Во время капитальных ремон- тов турбогенераторов ТГВ-300 проводятся гидравли- ческие испытания каждой трубки газоохладителя в отдельности давлением воды 2450 кПа в течение 1 мин. Количество дефектных трубок в газоохладителе не должно превышать 5% общего количества
Продолжение табл. 13.2 Наименование испытания Периодич- ность ис- пытания Условия проведения испытаний и оценка их результатов 18. Проверка плотности водяной системы охлажде- ния обмотки статора 19. Измерение вибрации 20. Проверка газоплот- ности ротора, статора, газо- масляной системы и кор- пуса генератора в собран- ном виде 21. Определение суточной утечки водорода 22. Контрольный анализ состава газа генераторов с водородным охлаждением" П, К п, к П, К п, к, т, м п, к, т, м Плотность системы вместе с коллекторами и сое- динительными шлангами проверяется гидравли- ческими испытаниями конденсатом или обессоленной водой. Предварительно через систему прокачивается горячая вода (60—80 °С) втечение 12 —16 ч. Плотность системы проверяется избыточным давлением воды, равным 784 кПа (8 кгс/см2). Продолжительность испытания 24 ч. Утечки воды при испытании не должно быть. Перед окончанием испытания следует тща- тельно осмотреть обмотку, коллекторы, шланги, места их соединений и убедиться в отсутствии проса- чивания воды Если результаты гидравлических испытаний отрица- тельные и определить место утечки не удается, систему охлаждения необходимо продуть сухим воздухом и затем опрессовать смесью сжатого воздуха с газом. Плотность системы при этом проверяется галоидным течеискателем Вибрапия (удвоенная амплитуда колебаний) генера- торов и их возбудителей во всех режимах работы при номинальной частоте вращения ротора не должна превышать значений, приведенных в табл. 13.7. Эф- фективное значение вибрационной скорости опреде- ляется у генераторов, оснащенных специальными приборами Газоплотность ротора и статора проверяется соглас- но инструкции завода-изготовителя. Газоплотность турбогенератора и синхронных компенсаторов с водо- родным охлаждением в собранном виде проверяется согласно действующей Инструкции по эксплуатации газомасляной системы водородного охлаждения генераторов Перед заполнением корпуса генератора водородом после подачи масла на уплотнения вала производится контрольная проверка газоплотности генератора вмес- те с газомасляной системой. Проверка производится сжатым воздухом под давлением, равным рабочему давлению Продолжительность испытания 24 ч Значение утечки, %, определяется по формуле ДК^ОоГ!-^7^, (13.1) L PH(273 + /1C)J где Рн и Рк — абсолютное давление в системе во- дородного охлаждения в начале и в конце испытания, кПа; tн и tK — температура воздуха в корпусе генера- тора в начале и конце испытания, °С. Суточная утечка воздуха не более 1,5% Суточная утечка водорода при рабочем давлении, определенная по формуле (13.1), должна быть не бо- лее 5% В поступающем в генератор водороде содержание кислорода по объему не должно быть более 1 %. При смене охлаждающей среды перед подачей в генератор водорода при вытеснении воздуха углекислым газом содержание этого газа должно быть не менее 85%. При вытеснении воздуха азотом содержание азота должно быть не менее 97%
Продолжение табл. 13.2 Наименование испытания Периоди- чность ис- пытания Условия проведения испытаний и оценка их результатов 22. Контрольный анализ состава газа генераторов с водородным охлаждением П, К," т, м 23. Измерение напора, создаваемого компрессором П, К 24. Гидравлические ис- пытания буферного бака и трубопроводов системы маслоснабжения уплотне- ний 25. Проверка паек ло- бовых частей обмотки ста- тора 26. Испытание концевых выводов обмотки статора генераторов серии ТГВ П, К П, К П Перед подачей в генератор воздуха после вытесне- ния водорода инертным газом содержание углекисло- го газа в пробе, взятой из водородного коллектора газового поста, должно быть не менее 85% у гене- ратора с вращающимся ротором и не менее 95% у генератора с неподвижным ротором. При вытесне- нии водорода азотом содержание азота должно быть доведено до 97% — Проверяется содержание водорода в картерах подшипников, сливных маслопроводах и в газовом объеме масляного бака. В масляном баке водорода не должно быть. В картерах подшипников и сливных маслопроводах допускается концентрация водорода ДО 1% Содержание водорода в газе для генератора с непосредственным охлаждением проводников должно быть не ниже 98%, для генераторов с косвенным охлаждением проводников, работающих при давлении водорода 49кПа и выше, не ниже 97%, при давлении ниже 49 кПа не ниже 95% Содержание кислорода в газе у генератора всех типов не должно превышать 1,2% ' Проверяется влажность газа в газовой системе ге- нератора (корпус генератора, трубопроводы осушите- ля, импульсные трубки газоанализатора), в которой происходит постоянная циркуляция газа. При этом температура точки росы (влажность) водорода в корпусе турбогенератора при рабочем давлении должна быть ниже, чем температура воды на входе в газоохладителе, но не выше 15СС Температура точки росы (влажность) в корпусе син- хронных компенсаторов не нормируется ■ Измерение производится у генераторов серии ТГВ при номинальной частоте вращения, номинальном из- быточном давлении водорода, равном 294 кПа; чисто- та водорода 98% и температура охлаждающего газа 40 °С Напор должен ориентировочно составлять 8,33 кПа для турбогенераторов ТГВ-200 и 8,82 кПа для турбо- генераторов ТГВ-300 Испытание производится у генераторов с водород- ным охлаждением при давлении масла, равном 1,5 рабочего давления газа в корпусе генератора Трубопроводы системы маслоснабжения уплотне- ний до регулятора перепада давления, включая последний, испытываются при давлении масла, рав- ном 1,25 наибольшего допустимого рабочего давле- ния, создаваемого источником Кжаслоснабжения Продолжительность испытания 3 мин Проверка производится у генераторов (за исклю- чением генераторов с водяным охлаждением), пайки лобовых частей обмотки статора которых вьшолнены оловянистыми припоями. При обнаружении ухудше- ния состояния паек проверка их производится ежегодно Измерение тангенса угла диэлектрических потерь производится перед установкой концевого вывода на турбогенератор. Значение tg8 собранного концевого вывода не должно превышать 130 /0, полученного при измерениях на заводе.
Продолжение табл. 13.2 Наименование испытания Периоди- чность ис- пытания Условия проведения испытаний и оценка их результатов 26. Испытание концевых выводов обмотки статора генераторов серии ТГВ П п, к В случае измерения tg5 концевого вывода без фар- форовых покрышек значение не должно превышать 3 %. В эксплуатации измерение tg 5 концевых выводов необязательно и значение tg5 не нормируется Испытание на газоплотность концевых выводов, ис- пытанных на .заводе давлением 588 кПа, производит- ся давлением сжатого воздуха 490 кПа. Концевой вывод считается выдержавшим испытание, если при давлении 294 кПа падение давления не превышает 0,00665 кПа/ч Машины постоянного тока (кроме возбудителей) 27. Измерение сопротив- ления изоляции 28. Испытание повышен- ным напряжением промыш- ленной частоты 29. Измерение сопротив- ления постоянному току 30. Снятие характерис- тики XX у генераторов постоянного тока 31. Проверка работы ма- шин на холостом ходу П, К п, к п п, к п, к Сопротивление изоляции обмоток измеряется отно- сительно корпуса, а бандажей — относительно корпуса и удерживаемых ими обмоток. Измерение произ- водится при номинальном напряжении обмотки до 0,5 кВ включительно мегаомметром на напряжение 500 В, а при номинальном напряжении обмотки выше 0,5 кВ — мегаомметром на напряжение 1000 В. Измеренное значение сопротивления изоляции должно быть не менее 0,5 МОм. В эксплуатации сопротивле- ние изоляции обмоток измеряется вместе с соединен- ными с ними цепями и кабелями Значения испытательного напряжения приведены в табл. 13.8. Продолжительность приложения испыта- тельного напряжения 1 мин Значения сопротивлений обмоток возбуждения не должны отличаться от ранее измеренных или завод- ских значений более чем на 2% Значения измеренного сопротивления между коллек- торными пластинами не должны отличаться друг от друга более чем на 10%, за исключением случаев, когда это обусловлено схемой соединения Значение измеренного сопротивления вновь вводимых реостатов и пускорегулировочных резис- торов не должно отличаться от заводских данных или от ранее измеренного более чем на 10% В эксплуатации проверяется мегаомметром целость цепей реостатов и регулировочных резисторов Подъем напряжения производится до значения, равного 130% номинального. Отклонение значений снятой характеристики от значений заводской харак- теристики не нормируется (практически они не должны быть больше погрешности измерений). При испытании витковой изоляции машин с числом полюсов более четырех значение среднего напряжения между сосед- ними коллекторными пластинами не выше 24 В Продолжительность испытания витковой изоляции 5 мин Проверка производится в течение не менее 1 ч. При проверке электродвигателей значение тока XX не нормируется Электродвигатели переменного тока 32. Оценка состояния изо- ляции обмотки П Производится в табл. 13.3 соответствии с указаниями
Продолжение табл. 13.2 Наименование испытания Периоди- чность ис- пытания Условия проведения испытаний и опенка их результатов 33. измерение сопро- тивления изоляции: обмоток статора обмотки ротора (у син- хронных электродвига- телей и электродвига- . телей с фазным ротог ром на напряжение 3 кВ и выше или мощностью более 1000 кВт) термоиндикаторов (с соединительными про- водами) подшипников (у элек- тродвигателей 3 кВ и выше) 34. Испытание изоляции обмотки статора повышен- ным выпрямленным напря- жением с измерением тока утечки 35. Испытание повышен- ным напряжением промыш- ленной частоты: обмоток статора обмотки ротора синх- ронных электродвигате- лей обмотки ротора элек- тродвигателя с фазным ротором резистора цепи гаше- ния поля синхронных электродвигателей реостатов и пускорегу- лировочных резисторов 36. Измерение сопротив- ления постоянному току (у электродвигателей напряже- нием 3 кВ и выше и у электродвигателей мощно- стью 300 кВт и более): обмоток статора обмотки ротора П, К п, к п, к п, к п п, к п, к п, к п, к п, к п, к п, к Для вновь вводимых электродвигателей — в соот- ветствии с указаниями табл. 13.3. Для электро- двигателей, находящихся в эксплуатации, допустимые значения сопротивления изоляции и отношение RtO"/R\S" (для электродвигателей на напряжение 3 кВ и выше или мощностью более 1000 кВт) не норми- руются, но должны учитываться при решении вопроса о необходимости их сушки. Измерение произ- водится мегаомметрами 500 (у электродвигателей до 0,5 кВ включительно) и 2500 В (у электродвигателей выше 0,5 кВ). Для вновь вводимых электродвигателей — в соот- ветствии с указаниями табл. 13.3. Для электро- двигателей, находящихся в эксплуатации, сопротивле- ние изоляции не нормируется Сопротивление изоляции не нормируется То же Испытание производится для решения вопросов о возможности включения электродвигателя без сушки в соответствии с табл. 13.3 Испытательные напряжения принимаются по нор- мам табл. 13.6. Продолжительность приложения ис- пытательного напряжения 1 мин Для вновь вводимых электродвигателей испытатель- ное напряжение 8#возб Ном. но не менее 1,2 и не более 2,8 кВ Испытательное напряжение принимается 1,5Г/рот, но не менее 1 кВ. Продолжительность приложения испытательного напряжения 1 мин Испытательное напряжение 2 кВ. Продолжитель- ность приложения испытательного, напряжения 1 мин Испытательное напряжение 1,5*1^, ио не менее 1 кВ. Продолжительность приложения испытатель- ного напряжения 1 мин Значения сопротивлений различных фаз обмотки не должны отличаться друг от друга, или от ранее измеренных, или от заводских данных более чем на 2% То же
Продолжение табл. 13.2 Наименование испытания Периоди- чность ис- пытания Условия проведения испытаний и оценка их результатов реостатов и пусковых резисторов 37. Гидравлическое ис- пытание воздуха охлади- теля ф. 38. Измерение вибрации подшипников^ электродви- гателей напряжением 3 кВ и выше и электродвигате- лей ответственных механиз- мов 39. Проверка работы электродвигателя напряже- нием 3 кВ и выше и мощ- ностью 100 кВт и более 40. Проверка исправности стержней короткозамкну- тых роторов электродвига- телей мощностью 100 кВт и более 41. Измерение сопротив- ления изоляции обмотки ВН: трансформаторов нап- ряжения трансформаторов тока всех напряжений (кроме трансформаторов тока с конденсаторной бу- мажно-масляной изоля- цией) трансформаторов тока с конденсаторной бу- мажно-масляной изоля- цией: ■ ТФУМ-330 (ТФКН-330) ТФРМ (ТРН) (все напряжения) П, К п, к п, к п, к к У вновь вводимых электродвигателей значение со- противлений не должно отличаться от паспортных, проектных или ранее измеренных значений более чем на ±10%. В эксплуатации проверяется мегаомметром целость цепей Испытание производится избыточным давлением 0,2 — 0,25 МПа в течение 5 — 10 мин, если отсутствуют другие указания завода-изготовителя Допустимое значение вибрации на каждом под- шипнике электродвигателя не должно превышать следующих значений: Частота вращения, об/мин 3000 1500 1000 750 и ниже Допустимая вибрация, мкм 50 100 130 160 Значение тока XX для вновь вводимых электро- двигателей не нормируется. Значение тока XX после капитального ремонта электродвигателей не должно превышать более чем на 10% значение тока, измерен- ного перед ремонтом. Продолжительность проверки электродвигателей не менее 1 ч Проверка может производиться с выемкой ротора или на электродвигателе под нагрузкой Измерительные трансформаторы П, М п, м п, м Измерения производятся мегаомметром 2500 В по схемам табл. 13.11. Сопротивление не менее 100 МОм для трансформаторов напряжения серии НКФ. Для остальных трансформаторов напряжения сопро- тивление изоляции не нормируется Сопротивление изоляции не нормируется. У вновь вводимых каскадных трансформаторов тока на напря- жение 500 кВ серии ТФЗМ (ТФН) измеряется также сопротивление изоляции промежуточных обмоток, значение которого не нормируется Измерения производятся мегаомметром 2500 В по схемам табл. 13.9 Минимальные допустимые сопротивления для вновь вводимых, МОм: 5000 — для основной изоляции, 3000 — для измерительного конденсатора, 1000 — для наружных слоев основной изоляции; для эксплуати- руемых, МОм: 3000 — для основной изоляции, 1000 — для измерительного конденсатора, 500 — для наруж- ных слоев основной изоляции Минимальные допустимые сопротивления для вновь вводимых, МОм: 5000 — для основной изоляции, 500 — для наружных слоев основной изоляции; для эксплуатируемых, МОм: 3000 — для основной изоля- ции, 10 — для наружных слоев основной изоляции. Измерения производятся мегаомметром 2500 В по схемам табл. 13.10
Продолжение табл. 13.2 Наименование испытания Периоди- чность ис- пытания Условия проведения испытаний и оценка их результатов обмотки НН П, М 42. Измерение тангенса угла диэлектрических по- терь изоляции обмоток П, М 43. Испытание повышен- ным напряжением промыш- енной частоты: обмотки ВН обмотки НН 44. Проверка контроль- ных точек характеристики намагничивания сердечника трансформаторов тока П, М П 45. Испытание транс- форматорного масла 46. Проверка уплотнений трансформаторов тока 330 кВ и выше с конден- саторной бумажно-масля- ной изоляцией негерметич- нбго исполнения 47. Испытание делитель- ных конденсаторов транс- форматоров напряжения НДЕ П, М п, м п, м Измерения производятся мегаомметром 500— 1000 В, Сопротивление.изоляции не нормируется, но вместе с подсоединенными к ним цепями должно быть не менее 1 МОм При оценке состояния изоляции можно ориенти- роваться на следующие средние значения сопротивле- ния изоляции исправной обмотки: у встроенных трансформаторов тока — 10 МОм; у выносных трансформаторов тока — 50 МОм; у трансформаторов тока серии ТФН на напряжение 220 кВ и выше при наличии вывода от экрана вто- ричной обмотки измеряется сопротивление изоляции между экраном и вторичной обмоткой. Значение сопротивления изоляции не менее 1 МОм . Измерение производится у трансформаторов тока с основной бумажно-бакелитовой и бумажно-масля- ной изоляцией по схемам табл. 13.12. При измерениях в процессе эксплуатации следует обращать внимание на характер изменения tg8 и емкости с течением времени. В эксплуатации у маслонаполненных кас- кадных трансформаторов тока допускается измерять суммарное значение tg5 двух каскадов. Нормы оценки состояния изоляции в этом случае должны быть скорректированы с нормированными значения- ми. Измеренные значения tg5 изоляции обмоток трансформаторов тока не должны превышать значе- ний, приведенных в табл. 13.13 Испытательные напряжения — по нормам1 табл.. 13.14. Трансформаторы напряжения с ослабленной изоляцией одного из выводов испытанию не подвергаются. В эксплуатации допускается испытывать трансформаторы тока совместно с ошиновкой и кабелями 6—10 кВ Испытательное напряжение изоляции вторичной об- мотки совместно с подсоединенными цепями 1 кВ Для вновь вводимых трансформаторов тока про- веряется точка характеристики намагничивания при напряжении, указанном в заводской документации (см. табл. 13.15 и 13.16), при этом вторичный ток не должен превьппать номинального значения. В эксплуатации проверяются две-три точки характе- ристики намагничивания повышением напряжения до начала насыщения, но не выше ^flSOO В. Результаты измерения должны соответствовать заводским или исходным-значениям в пределах точности измерения Согласно разд. 7 Избыточное давление 0,1 МПа в течение 5 мин; не должно быть течей Согласно заводским инструкциям
Продолжение табл. 13.2 Наименование испытания Периоди- чность ис- пытания Условия проведения испытаний и оценка их результатов 48. Испытание вентиль- ных разрядников трансфор- маторов напряжения ЙДЕ и. каскадных трансформа- торов тока П, М То же Силовые трансформаторы, автотрансформаторы, шунтирующие н заземляющие V. масляные реакторы (трансформаторы)2 49. Определение условий включения маслонаполнен- ных трансформаторов 50. Измерение сопротив- ления изоляции: обмоток маслонапол- ненных трансформато- ров обмоток сухих транс- форматоров ярмовых балок, прес- сующих колец и дос- тупных стяжных шпи- лек (для выявления замыкания) 51. Измерение тангенса угла диэлектрических по- терь изоляции обмоток П, К п, к, т, м п, к, т, м п, к п, к, м По результатам измерений и проверок, приводи- мых в табл. 13.17-13.20 Для вновь вводимых трансформаторов 110 — 750 кВ всех мощностей и 35 кВ мощностью 10 000 кВ ■ А и более допустимое значение сопротивления изоляции, приведенное к температуре паспортного измерения, должно быть не менее 70% значения, указанного в паспорте трансформатора Для вновь вводимых трансформаторов до 35 кВ включительно мощностью менее 10 000 кВ - А допусти- мое значение сопротивления изоляпии должно быть не ниже: Значение йб0„, МОм . . 450 300 200 130 90 60 40 Температура обмотки, °С „10 20 30 40 50 60 70 Для вновь вводимых сухих трансформаторов допустимое значение сопротивления изоляции при температуре 10 — 30°С должно быть не менее: для обмоток с Е/ном до 1 кВ - 100 МОм, 6 кВ - 300 МОм, 10 кВ и более - 500 МОм Для трансформаторов, находящихся в эксплуата- ции, сопротивление изоляции не нормируется, но должно учитываться при комплексном рассмотрении результатов всех измерений показателей изоляции и сопоставляться с ранее полученными данными. Изме- рения производятся мегаомметром 2500 В по схемам табл. 13.19 Дня вновь вводимых трансформаторов сопротивле- ние изоляции должно быть не ниже: для обмоток с номинальным напряжением до 1 кВ — 100 МОм, 6 кВ - 300 МОм, 10 кВ - 500 МОм. Для транс- форматоров, находящихся в эксплуатации, сопро- тивление изоляции не нормируется. Измерения производятся мегаомметром 2500 В Сопротивление изоляции не нормируется и производится в случае осмотра активной части. Измерение производится мегаомметром 1000 — 2500 В Для вновь вводимых трансформаторов 110 — 750 кВ всех мощностей и 35 кВ мощностью 10000 кВА и более допустимое значение сопротивления изоляции, приведенное к температуре паспорта измерения, не должно отличаться от значения tg5, указанного в паспорте трансформатора, в сторону ухудшения более чем на 30%
Продолжение табл. 13.2 Наименование испытания Периоди- чность ис- пытания Условия проведения испытаний и оценка их результатов П, К, м 52. Испытание повышен- ным приложенным напряже- нием промышленной час- тоты: изоляции обмоток ■ вместе с вводами П, К изоляции ярмовых оа- лок, прессующих колец и доступных стяжных шпилек 53. Измерение сопротив- ления обмотох постоянно- му току П, К 54. Проверка коэффи- циента трансформации на всех ответвлениях 55. Проверка группы соединений обмоток трех- фазных трансформаторов и полярности выводов од- нофазных трансформаторов П, К п, к Для вновь вводимых трансформаторов до 35 кВ включительно мощностью менее 10000 кВ-А допус- тимое значение не должно превышать: Значение tg5, % 0,8 1,0 1,3 1,7 2,3 3,0 4,0 Температура об- мотки, °С .... 10 20 30 40 50 60 70 В эксплуатации измерение'. tg 5 производится у силовых трансформаторов 110 кВ и выше или мощ- ностью 31500 кВ-А и более, при этом значение не нормируется, но должно учитываться при комплекс- ной оценке результатов измерения изоляции Испытание изоляции обмоток маслонаполненных трансформаторов при вводе их в эксплуатацию и при капитальном ремонте без смены обмоток и изоляции не производится Испытание изоляции обмоток сухих трансформато- ров обязательно при вводе в эксплуатацию и произ- водится по следующим нормам: Класс напряжения транс- форматора, кВ . . . .До0,69 3 6 10 15 Испытательное напря- жение, кВ ....... 2,7 9,0 14,4 21,6 33,3 При капитальном ремонте со сменой обмоток и изоляции испытание обязательно и проводится по нормам заводских испытаний. Значение испытатель- ного напряжения при частичной смене обмоток или реконструкции трансформатора принимается 0,9 зна- чения заводского испытательного напряжения Испытание производится в случае осмотра активной части напряжением 1 кВ в течение 1 мин, если заводом- изготовителем не установлены более жесткие нормы испытания Измерение производится, если в заводском паспор- те нет других указаний и если для этого не требу- ется выемка активной части. Сопротивление не должно отличаться более чем на 5% от значения сопро- тивления, измеренного у других фаз для трансфор- маторов на номинальное напряжение до 10 кВ, мощно- стью до 630 кВ ■ А включительно, и более чем на 2 % от значения сопротивления, полученного на соответ- ствующих ответвлениях других фаз, или от значений заводских и предыдущих измерений для остальных трансформаторов, если нет особых указаний завода- изготовнтеля Коэффициент трансформации не должен отличаться более чем на 2% от значений, полученных на соот- ветствующих ответвлениях других фаз или от завод- ских значений. Для трансформаторов с РПН раз- ница коэффициентов трансформации не должна превышать значения ступени регулирования В эксплуатации проверка производится при ремон- тах с частичной или полной сменой обмоток
Продолжение табл. 13.2 Наименование испытания Периоди- чность ис- пытания Условия проведения испытаний и оценка их результатов 56. Измерение потерь XX 57. Проверка работы пе- реключающего устройства 58. Испытание бака с ра- диаторами статическим дав- лением столба масла 59. Проверка устройств охлаждения 60. Испытание трансфор- маторного масла 61. Фазировка трансфор- матора 62. Испытание вводов 63. Испытание встроен- ных трансформаторов тока 64. Испытание включе- нием толчком на номиналь- ное напряжение П, К П, К П, К п, к, т п, к п, к Производится одно из измерений, указанных ниже: а) измеряется ток XX при номинальном напряже- нии; значение тока XX не нормируется; б) потери XX измеряются при пониженном напря- жении по схемам, по которым производилось изме- рение на заводе-изготовителе Частота и значение подведенного напряжения должны соответствовать заводским. Для вновь вводи- мых трансформаторов измеренные значения потерь XX не должны отличатьси от заводских данных более чем на 10%. В эксплуатации значения потерь XX не нормируются Согласно заводским и типовым инструкциям Испытание трансформаторов с пленочной защитой масла производится путем создания внутри гибкой оболочки избыточного давления воздуха 10 кПа (0,1 кг/см2). Испытание остальных трансформаторов производится созданием избыточного давления азота 10 кПа (0,1 кг/см2) в надмасляном пространстве рас- ширителя или давлением столба масла, высота кото- рого над уровнем заполненного расширителя прини- мается равной 0,6 м, для баков волнистых и с плас- тинчатыми радиаторами — 0,3 м. Продолжительность испытания не менее 3 ч при температуре масла не ниже 10 СС. Течи масла не должно быть Согласно типовым и заводским инструкциям Согласно разд. 7 Должно быть совпадение фаз Согласно пп. 97- Согласно пп. 41, -102 43, 44 При 3 —5-кратном включении трансформатора на номинальное напряжение не должны иметь места яв- ления, указывающие на неудовлетворительное сос- тояние трансформатора. Трансформаторы, смонтиро- ванные по схеме блока с генератором, включаются в сеть с подъемом напряжения с нуля Коммутационные аппараты: масляные выключатели (MB), воздушные выключатели (ВВ), выключатели нагрузки (ВН), разъединители (РЗ), отделители (ОД) и короткозамыкатели (КЗ) 65. Измерение сопротив- ления изоляции: неподвижных и направ- ляющих частей (для MB, РЗ, ОД и КЗ), а также воздухопрово- дов, опорных и подвиж- ных частей (для ВВ), вы- полненных из органи- ческих материалов многоэлементных изо- ляторов вторичных цепей с об- мотками электромагни- тов П, К Сопротивление изоляции, измеренное мегаоммет- ром 2500 В, должно быть не ниже значений, при- веденных в табл. 13.21 См. табл. 13.22 См. п. 106
Продолжение табл. 13.2 Наименование испытания Периоди- чность ис- пытания Условия проведения испытаний и оценка их результатов 66. Оценка состояния изо- ляции внутрибаковых и дугогасительных устройств баковых масляных выклю- чателей 35 кВ 67. Испытание повышен- ным напряжением промыш- ленной частоты: изоляции аппарата изоляции вторичных пе- пей с обмотками электромагнитов 68. Измерение сопро- тивления постоянному току: контактов токоведуще- го контура каждого по- люса и отдельных его элементов обмоток электромагни- тов, шунтирующих ре- зисторов, омических де- лителей напряжения 69. Определение степени износа дугогасящих вклады- шей и степени обгорания контактов выключателей нагрузки 70. Проверка регулиро- вочных и установочных характеристик 71. Измерение вытяги- вающих усилий подвижных контактов из неподвижных у РЗ, ОД и КЗ 72. Измерение скорост- ных и временных характе- ристик у MB, BB, а также ОД и КЗ с дистанцион- ным управлением 73. Проверка напряжения (давления) срабатывания привода 74. Многократное опро- бование П,К,М П, К п, к, т, м п, к к п, к п, к п, к п, к п, к Изоляция внутрибаковых и дугогасительных уст- ройств подлежит сушке, если исключение ее влияния снижает измеренный tg 5, превышающий нормирован- ное значение более чем на 4—5% Для изоляции в целом испытательное напряжение выбирается по нормам табл. 13.14. У малообъемных масляных выключателей 6—10 кВ испытывается также изоляция контактного разрыва. Многоэлементные изоляторы — согласно табл. 13.22 Согласно п. 107 Предельные значения сопротивления: для MB — см. табл. 5.10, для ВВ — см. табл. 5.15, для ОД, КЗ и РЗ-см. табл. 5.32, 5.37; для MB — см. табл. 5.13, 5.16, для ВВ — см. табл. 5.7, для РЗ - см. табл. 5.24 . Наименьшая изоляция стенки вкладышей для вык- лючателей нагрузки BH-I6, ВНП-16, ВНП-17 и ВН-17 —0,5 —1,0 мм. Расстояние между подвижным и неподвижным главными контактами в момент замыкания дугогасительных (суммарный размер об- горания контактов) не менее 4 м Согласно типовым и заводским инструкциям Усилия должны соответствовать данным, приве- денным в табл. 13.23 Характеристики MB должны соответствовать дан- ным табл. 5.10, 5.12. Допускается у MB отдельных типов (если это оговорено заводской инструкцией) ограничиться измерением временных характеристик на отдельных участках хода подвижных контактов или в выключателях без масла в баках. Характеристики ВВ должны соответствовать требованиям заводских инструкций (табл. 5.15), а характеристики ОД и КЗ — табл. 5.37 Согласно типовым и заводским инструкциям У MB многократные опробования (ВО без выдержки времени — обязательны дли всех выключателей, ОВ и ОВО — обязательны для выключателей, предназначен- ных для работы в режиме АПВ) должны произво- диться при значениях напряжения на зажимах электро- магнитов : включения —' 100 и 80 (85%) номинального; отключения — 100 и 65 % номинального; включения и отключения — 100 и 80(85%) номи- нального (сложные циклы ВО, ОВ, ОВО)
Продолжение табл. 13.2 Наименование испытания Периоди- чность ис- пытания Условия проведения испытаний и оценка их результатов 74. Многократное опро- бование П, К 75. Испытание трансфор- маторного масла 76. Испытание вводов 77. Испытание встроен- ных трансформаторов тока 78. Испытание предо- хранителей выключателей нагрузки Опробование при верхнем пределе напряжения на зажимах электромагнитов отключения (120% номи- нального) и включения (110% номинального) произ- водится при возможности обеспечения такого уровня напряжения Число операций и сложных циклов при каждом значении напряжения на зажимах электромагнитов должно составлять: 3 — 5 операций включения и 3 — 5 операций отключе- ния; 2 — 3 цикла (каждого вида) У ВВ количество операций и сложных циклов, вы- полненных при разных давлениях, должно соответст- вовать данным табл. 13.24 Согласно разд. 7 Согласно пл. 97—102 Согласно пп. 41, 43, 44 Согласно пп. 79, 80 Предохранители на напряжение выше 1 кВ 79. Испытание опорной изоляции повышенным нап- ряжением промышленной частоты 80. Проверка пелости плавких вставок и токо- ограничивающих сопротив- лений П, К П, К Согласно табл. 13.14. Испытывается совместно с изоляцией ошиновки ячейки Плавкие вставки и токоограничивающие сопротив- ления должны быть калиброванными Комплектные распределительные устройства (КРУ и КРУН) 81. Измерение сопротив- ления изоляции: элементов, выполнен- ных из органических материалов вторичных цепей с при- соединенными аппара- тами 82. Испытание повышен^ ным напряжением частоты: изоляции ячеек изоляции вторичных це- пей с присоединенными аппаратами 83. Механические испы- тания П, К п, к п, к Измерение производится мегаомметром 2500 В согласно п. 65 Измерение производится мегаомметром 1000 В согласно п. 106 Согласно табл. 13.14. Для вновь вводимых ячеек КРУ и КРУН и после проведения их реконструкции испытание рекомендуется проводить до подсоедине- ния силовых кабелей при смонтированных ячейках и полностью вдвинутых выдвижных элементах (кроме выдвижных элементов с трансформаторами напряже- ния и вентильными разрядниками) Согласно п. 107 Согласно заводским инструкциям
Продолжение табл. 13.2 Наименование испытания Периоди- чность ис- пытания Условия проведения испытаний и оценка их результатов 84. Контроль контактных соединений ячеек: проверка качества вы- полнения болтовых контактных соединений измерение сопротивле- ния контактов постоян- ному току П, К п, к Болтовые соединения, выполненные в соответствии с требованиями инструкции по монтажу болтовых соединений шин, подвергаются выборочной проверке на затяжку болтов (на 2 — 3% соединений) Сопротивление участков сборных шин в месте кон- тактного соединения не-"должно превышать более чем в 1,2 раза сопротивление участка шин той же длины без контакта Втычные контакты первичной цепи: измерение вы- борочное, если позволяет конструкция ячейки; пре- дельные значения сопротивления контактов — по за- водской инструкции. Разъединяющиеся контакты скользящего типа вторичной силовой цепи — предель- ные значения сопротивления не более 4000 мкОм Токопроводы н ешиновка 85. Испытание изолято- ров повышенным напряже- нием промышленной часто- ты 86. Проверка контактных соединений: болтовых соединений шин опрессованных соедине- ний шин сварных соединении проводов, шин и экра- нов П, К п, к к м п, к п, к Согласно табл. 13.14 Выборочно проверяется качество затяжки болтов у 2 — 3 % соединений Измеряется переходное сопротивление контактов шин на ток 1000 А и более, за которыми в процессе эксплуатации отсутствует контроль с помощью термо- индикаторов, и у ошиновки ОРУ 35 кВ и выше. Сопротивление участка шин в месте контактного соединения не должно превышать значения сопротив- лении участка шин такой же длины и такого же сечения более чем в 1,2 раза Проверка нагрева контактных соединений произво- дится у контактных соединений шин ЗРУ при наи- большем токе нагрузки с помощью стационарных или переносных термоиндикаторов При приемо-сдаточных испытаниях и в процессе эксплуатации состояние опрессованных контактных соединений определяется визуально; они бракуются, если геометрические размеры (длина и диаметр опрес- сованной части) не соответств$тот требованиям действующих инструкций по мон'йажу соединитель- ных зажимов, на поверхности соединителя или зажима имеются трещины, признаки значительной коррозии и механических повреждений, кривизна опрессован- ного соединителя превышает 3% его длины, сталь- ной сердечник опрессованного соединителя располо- жен несимметрично Сварные контактные соединения проводов бракуют- ся, если имеется пережог провода наружного пови- ва или нарушение сварки при перегибе соединенных проводов, усадочная раковина в месте сварки имеет глубину более 1/3 диаметра проводов, но не более 6 мм для сталеалюминиевых проводов сечением 150-600 мм2
Продолжение табл. 13.2 Наименование испытания Периоди- чность ис- пытания Условия проведения испытаний и оценка их результатов 87. Проверка состояния изоляционных прокладок в экранах токопроводов гене- раторного напряжения 88. Проверка отсутствия водорода в экранах токо- проводов турбогенераторов с водородным охлаждением 89. Проверка состояния изоляторов П, К п, к, т, м п, к Швы сварных соединений жестких шин и экранов то- копроводов должны отвечать следующим требова- ниям: не должно быть трещин, прожогов, кратеров и непроваров длиной более 10% длины шва при глубине более 15% толщины свариваемого металла; суммарное значение непроваров, подрезов, газовых пор, окисных и вольфрамовых включений сварных шин из алюминия в каждом рассматриваемом сечении должно быть не более 15% толщины свариваемого металла Сопротивление изоляции резиновых уплотнений между экранами и двуслойных прокладок станин не менее 10 кОм (мегаомметр 1000 В). Визуальная проверка резиновых компенсаторов и изоляционных распорок экранов Водорода в экранах токопроводов не должно быть Опорных одноэлементных и проходных — по табл. 13.14, многоэлементных и подвесных — по табл. 13.22, 8.68 Токоограничивающие сухие реакторы 90. Измерение сопротив- ления изоляции обмоток относительно болтов креп- ления 91. Испытание повышен- ным напряжением промыш- ленной частоты 92. Измерение сопротив- ления изоляции элементов конденсаторов связи, кон- денсаторов отбора мощ- ности и конденсаторов для делителей напряжения 93. Измерение емкости 94. Измерение tg5 кон- денсаторов связи, конденса- торов отбора мощности и конденсаторов для Делите- лей напряжения 95. Испытание повышен- ным напряжением промыш- ленной частоты П, К п, к п, к п, к п, к п, к Измерение производится мегаомметром 1000 — 2500 В. При вводе в эксплуатацию сопротивление изоляции не ниже 0,5 МОм и в эксплуатации не ниже 0,1 МОм Согласно табл. 13.14 Конденсаторы Значения сопротивления изоляции между выводами конденсатора не нормируются. Измерение произ- водится мегаомметром 1000 — 2500 В Отклонения измеренных значений емкости элемен- тов конденсатора от паспортных, %, не должны выхо- дить за следующие пределы: Вид конденсатора Косинусный на напряжение 3,15 кВ и выше Продольной компенсации Конденсаторы связи отбора мощности и для делителей напряжения Вновь вво- димые • +5 + 5, -10 + 5 Находящие- ся в экс- плуатации ±10 + 10, -15 ±5 Предельное значение tg 5 при вводе в эксплуатацию 0,3% (при 20 °Q и в эксплуатации 0,8% По заводским инструкциям
Продолжение табл. 13.2 Наименование испытания Периоди- чность ис- пытания Условия проведения испытаний и оценка их результатов 96. Испытание шунтовой батареи конденсаторов П Трехкратное включение толчком с контролем тока По фазам. Токи не должны отличаться более чем на 5 % Вводы и проходные изолиторы (вводы) 97. Измерение сопротив- ления изоляции измеритель- ной и потенциометрической (ПИН) обкладок 98. Измерение tg 5 бумаж- но-масляной, бумажно-ба- келитовой и твердой изоля- ции вводов, а 'также мало- габаритных вводов с масло- барьерной изоляцией 99. Испытание повышен- ным напряжением промыш- ленной частоты 100. Проверка качества уплотнений вводов с бу- мажно-масляной изоляцией негерметичного исполнения 101. Испытание транс- форматорного масла 102. Проверка манометра герметичных вводов Примечание. Отбра- ковка вводов по состоя- нию изоляции должна про- изводиться только на осно- вании рассмотрения всего комплекса измерений изо- ляции и характеристик мас- ла п,к,м п,к,м п, к, м п, к м Измерение производится мегаомметром 1000— 2500 В. Для вводов с бумажно-масляной изоляцией сопротивление изоляции" не менее 1000 МОм при вводе в эксплуатацию и 500 МОм в эксплуатации. Схемы измерения — см. табл. 13.25 При измерении необходимо обращать внимание на характер изменения tg5 и емкости по времени. Измеренные значения tg8 (см. табл. 13.26) изоляции вводов i = 20°C не должны превышать значений, приведенных в табл. 13.27 У вводов проходных изоляторов, имеющих вывод от потенциометрического устройства (ПИН), изме- ряется также tg5 измерительного конденсатора; его значения те же, что и для основной изоляции Значении tg8 последних слоев бумажно-масляной изоляции вводов при приемо-сдаточных испытаниях не должны превышать для вводов на напряжение НО кВ 1,2%, для вводов 150, 220 и 330 кВ 1%, для вводов 500 и 750 кВ 0,8%. В эксплуатации значения tg5 последних слоев изоляции не нормируются. По опытным данным предельные значения tg 5 в эксплуа- тации для вводов на напряжение 110—150 кВ 3%, 220 кВ 2%, 330 кВ 1,5%, 500 кВ 1,2%, 750 кВ 1,0%. Измерение tg5 последних слоев изоляции произво- дится при напряжении 3 кВ для вводов, изготовлен- ных по ГОСТ 10693 — 63, и 5 кВ для вводов поеледую- щих выпусков См. табл. 13.14 Избыточным давлением ОД МПа (1 кгс/см2) в течение 30 мин, не должно быть течей и снижения испытательного давления. Вводы 110 кВ, изготовлен- ные до 1970 г. и не выдержавшие испытания на герметичность, должны по возможности в кратчай- ший срок выводиться из работы независимо от результатов остальных испытаний Согласно разд. 7 4 Фарфоровые подиесные (тарельчатые) и впорные изоляторы 103. Измерение сопротив- ления изоляции подвесных и многоэлементных изоля- торов П,К,М Контроль подвесных и опорных многоэлементных изоляторов производится одним из методов по пп. 103—105, исходя из местных условий. Для опорно- стержневых изоляторов электрические испытания не обязательны
Продолжение табл. 13.2 Наименование испытания Периоди- чность ис- пытания Условия проведения испытаний и оценка их результатов 104. Испытание повы- шенным напряжением про- мышленной частоты 405. Контроль подвесных и многоэлементных изоля- торов по распределению напряжения «* п, к, м м См. табл. 13.14 См. табл. 13.22 и 5.6 Аппараты, вторичные цепи и электропроводка до 1 кВ 106. Измерение сопротив- ления изоляции 107. Испытание повы- шенным напряжением про- мышленной частоты 108. Проверка действия максимальных, минималь- ных или независимых рас- цепителей автоматов 109. Проверка работы контакторов и автоматов при пониженном и номи- нальном напряжении опера- тивного тока ПО. Проверка фазировки РУ и их присоединений п, к, т п, к п, к п, к п, к Значение сопротивления изоляции должно быть не ниже приведенных в табл. 13.28 Испытание напряжением 1 кВ при вводе в эксплуа- тацию и при первом профилактическом восстановле- нии; для цепей РЗА и других вторичных цепей со всеми присоединенными аппаратами; электрически не связанных цепей, находящихся в пределах одной пане- ли; между жилами контрольного кабеля тех цепей, где имеется повышенная вероятность замыкания между жилами При последующей эксплуатации испытание напря- жением 1 кВ может быть заменено измерением мега- омметром 2500 В. Цепи и элементы, рассчитанные на рабочее напряжение 60 В и ниже, напряжением 1 кВ не испытываются Пределы работы расцепителей должны соответство- вать заводским данным Значения напряжения срабатывания и количество операций приведены ниже: Операция Включение Включение и отключение Отключение Напряжение на шинах опе- ративного тока 0,9Е/И ^НОМ 0.8К, Количест- во опера- ций 5 5 10 Должно иметь место совпадение по фазам 1 Далее для краткости - генераторы. 2 Далее для краткости — трансформаторы. Примечания: 1. Испытания по пп. 51, 54 — 56, 59 необязательны для трансформаторов мощ- ностью до 1000 кВА включительно, за исключением ответственных трансформаторов собственных нужд электростанций. 2. Испытания по пп. 49, 51, 56 — 59, 60 для сухих трансформаторов всех мощностей не производятся.
13.3. УСЛОВИЯ ПРОВЕДЕНИЯ ИСПЫТАНИЙ ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ Таблица 13.3. Оценка необходимости сушки электрических вращающихся машин Вид показателей и условия их определения Электродвигатели мощностью до 5000 кВт включительно Генераторы, синхронные компен- саторы и электродвигатели мощ- ностью выше 5000 кВт 1. Абсолютное значение со- противления ИЗОЛЯЦИИ Rffy; измеренное при температу- ре не ниже 10оС, должно быть не менее допустимо- го для данной температу- ры Наименьшее допус- тимое сопротивление изоляции Rm.., МОм, при номинальном на- пряжении обмотки, кВ: 3-3,15 30 20 15 10 7 5 3 6-6,3 60 40 30 20 15 10 6 10-10,5 100 70 50 35 25 17 10 Тем- пера- тура, °С Наименьшее допустимое со- противление изоляции, МОм, Дбо- = kTUB 10 20 30 40 50 60 75 1000 +0,01 SHOM но не ниже 0,5 МОм, где UmM — номинальное линейное напряжение обмотки, В; SHOM — номинальная мощность, кВ-А; кт — температурный коэффици- ент: Темпе- ратура, 75 70 60 50 1,0 1,2 1,7 2,4 Темпе- ратура, °С 40 30 20 10 3,4 4,7 6,7 9,4 2. Значение коэффициента абсорбции Reo"IR\y при температуре 10 — 30 °С не менее 1,2 1,3 3. Значение коэффициента нелинейности Кц, опреде- ленного по характеристике зависимости токов утечки от Испытательного вьшрям- ленного напряжения*1, не более 3*2 3*з те 4. Наибольшие токи утечки при испытании не должны превышать ия ном Ток утечки, мкА 0,5 1,0 1,5 2,0 2,5 3,0 250 500 1000 2000 3000 3500 5. Включение без сушки до- пускается, если соблюдают- ся условия По пп.1, 2 и 3*2 По пп. 1,-^и 3*з *' Характеристика снимается, начиная от наименьшего значения испытательного вьшрямленного напряжения UHsam — 0,5 Г/ном, равными пятью-шестью ступенями до наибольшего (полного) его зна- чения Г/наиб. На каждой ступени напряжение выдерживается 1 мнв с измерением токов утечки через 15 и 60 с, после чего осуществляется плавный переход на новую ступень. Коэффипиент нелинейности определяется по 60-секундным значениям тока утечки как Кц = *иаиб ^нанм , г гт = , где ./наиб, %аим ~ токи утечки при напряжении соответственно i/Ha„g и Г/Наим. -*наим ^наиб
Продолжение табл. 13.3 *2 Определение коэффициента нелинейности не является обязательным. *3 Определение коэффициента нелинейности для генераторов с водяным охлаждением обмотки статора производится, если позволяет конструкция машины. Турбогенераторы ТГВ-300 допускается включать без сушки при коэффициенте нелинейности более 3, если выполнены условия пп. 1 и 2. Примечания: 1. Электрические машины с бумажно-масляной изоляцией обмотки статора и (или) с роторами, охлаждаемыми водой, включаются без сушки с соблюдением условий, указанных в инструкции завода-изготовнтеля, согласованной с Главтехудравлением Минэнерго СССР. 2. Электродвигатели на напряжение ниже 1 кВ включаются без сушки, если сопротивление изоляции обмоток, измеренное при температуре 10—30°С, составляет не менее 0,5 МОм. 3. Роторы электрических машин, охлаждаемые газом (воздухом или водородом), не подверга- ются сушке, если сопротивление изоляции обмоток при температуре 10 — 30 °С имеет значения не менее 0,5 МОм для генераторов и синхронных компенсаторов и 0,2 МОм для электродвигателей. Допускается ?;вод в эксплуаталию синхронных машин мощностью не выше 300 МВт с неявно- полюсными ротордми, охлаждаемых газом, и имеющих сопротивление изоляции не ниже 2 кОм при температуре 75 °С или 20 кОм при температуре 20 °С. При большей мощности ввод машины в эксплуатацию с сопротивлением изоляции обмотки ротора ниже 0,5 МОм при 10 — 30 °С допус- кается только по согласованию с заводом-изготовителем. Роторы электрических машин, охлаждаемые водой, включаются без сушки с соблюдением условий, указанных в инструкции завода-изготовителя, согласованной с Главтехуправлением Минэнерго СССР. Таблица 13.4. Схемы измерении сопротивлення нзоляцнн элементов обмотки статора генераторов с водяным охлаждением Измеряемая изоляция элемента обмотки Изоляция одной фазы обмотки Шланги одной фазы напорного коллектора Шланги одной фазы сливного коллектора Опорная изоляция на- порного коллектора Опорная изоляция сливного коллектора Соединение зажимов мега омметра в Зажим Л С выво- дом изме- ряемой фазы То же » » -- С напор- ным кол- Лектором Со слив- ным кол- лектором схеме измерения Зажим 3 С корпу- сом гене- ратора С напор- ным кол- лектором Со слив- ным кол- лектором С корпу- сом гене- Зажим Э С напор- ным и сли- вным кол- лекторами С корпу- сом гене- ратора То же С фазами обмотки ратора То же То же Примечание Измерение сопротивле- ния изоляции производится при отсутствии воды в сис- теме охлаждения, при двух других фазах и сливном коллекторе, соединенном с корпусом генератора Измерение сопротивления изоляции производится при отсутствии воды в системе охлаждения, при двух дру- гих фазах и напорном кол- лекторе, соединенном с кор- пусом генератора Производится при отсо- единенных от системы ох- лаждения водосборных коллекторах То же
Таблица 13.5. Схемы измерении сопротивления изоляции обмотки статора турбогенератора ТВВ-200-2 Измеряемая фаза обмотки А (Q-C6J В (q-c5) с (съ-сА) Соединение зажимов мегаомметра в схеме измерения Зажим Л С выводом С1 С выводом С2 С выводом сз Зажим 3 С корпусом генератора То же » » Зажим Э С выводом сз — С выводом Примечание Вывод фазы В заземлен Выводы фаз А и С за- землены Вывод фазы В заземлен Таблица 13.6. Испытательные напряжении обмоток статоров вращающихся электрических машин а) Испытательные напряжении промышленной частоты Параметры машин < 1 кВт, UH0M < <0,1 кВ PmM < 1000 кВт, Г/ном>0,1 кВ -Рном > Ю00 кВт, Um,M < 3,3 KB -Рном > Ю00 КВТ, 3,3 < Г/ном < 6,6 кВ Рты > 1000 кВ, 6,6 кВ < t/HOM < 20 кВ /"ном > Ю00 кВ, 20 кВ < Г/ном < 24 кВ Заводское испытательное напряжение Рисп, КВ 21/ном + 0,5 2#ном + 1, НО не менее 1,5 2t/„0M+l 2 511 21/ном+З 2t/H0M+l При вводе машин после Монтажа*1 0,8t/„cn 0,8 t/„cn, но не менее 1,2 0,8Г/ИСП 0,8 Г/исп . 0,8 ииса 0,8 Е/Исп В процессе эксплуатации и при ремонтах генераторов и синхронных компенсаторов — (1,5-1,7) t/H0M, но не менее 1 (1.5-1,7) Ц«« » (1,5-1,7).Е/ном (l,5-l,7)t/HOM (1,5-1,7) Е/ном электродвигателей*2 Люм ^ 40 кВт ^ном, В 400 и ниже 500 600 2000 3000 6000 10000 ^исп» в 1000 1500 1700 4000 5000 10000 16000
Продолжение табл. 13.6 *' Для гидрогенераторов, собранных на месте монтажа, но не на фундаменте, изоляция после сборки статора испытывается полным испытательным напряжением, а после установки на фундамент — 0,8 UKcn. Изоляция обмотки статора гидрогенераторов, собираемых на своем фундаменте, испытывается только полным испытательным напряжением. *2 Для электродвигателей мощностью менее 40 кВт, напряжением 0,66 кВ и ниже принимается испытательное напряжение 1 кВ. б) Испытательные выпрямленные напряжения Значение выпрямленного напряжения вновь вводимых генераторов принимается равным 1,28 за- водского испытательного напряжения промышленной частоты. В эксплуатации испытание осуществ- ляется у генераторов мощностью 5000 кВт и более. При этом значение выпрямленного напряжения составляет 1,6 исгдатательного напряжения промышленной частоты, но не выше напряжения, которым испытывался генератор при вводе в эксплуатацию. Таблица 13.7. Предельные значения вибрации генераторов и их возбудителей Испытуемый элемент Подшипники, турбогене- раторов и возбудителей, у гидрогенераторов верти- кального исполнения — кре- стовины со встроенными в нее направляющими под- шипниками*1 Контактные кольца рото- ров турбогенераторов*2 Сердечник статора гид- рогенератора* 3 Лобовые части обмотки статора гидрогенератора*6 Сердечник статора тур- богенератора*7 Лобовые части обмотки статора турбогенератора*8 Вибрация, мкм, при номинальной частоте вращения ротора, об/мин до 100 180 - 30(50)*4 180 100*5 150 - — до 187,5 150 - 30(50)*" 180 100*5 150 - — до 375 100 - 30(50)*-» 180 100*5 150 - — до 750 70 - 30(50)*-» 180 100*5 150 - — 1500 50 - - - 40 120-150 3000 30 200 - - 75 120-150 *' Вибрация подшипников турбогенератов и их возбудителей измеряется на верхней крышке подшипников в вертикальном направлении и у разъема — в осевом и поперечном направлениях. Для гидрогенераторов приведенные значения вибрации относятся к горизонтальному и вертикальному направлениям. *2 Вибрация измеряется в вертикальном и горизонтальном направлениях. *3 В эксплуатации измерение вибрации производится тем чаще, чем хуже состояние статора, но не реже 1 раза в пять лет. Вибрация измеряется на спинке секторов сердечника по обе стороны стыковых соединений в радиальном направлении. *А В числителе — вибрация с частотой 100 Гц для номинального нагрузочного режима (в скобках — для режима холостого хода с возбуждением), в знаменателе — низкочастотная полигармоническая вибрация с частотой вращения вала и 2—3 ближайшими гармониками. *5 В числителе — для режима установившегося трехфазного КЗ с номинальным током статора, в знаменателе — для номинального нагрузочного режима. *6 В эксплуатации вибрация измеряется при обнаружении массовых ослаблений элементов крепле- ния обмотки, истирании изоляции, массовых течах воды в головках. В нагрузочном режиме вибрация измеряется на шести нулевых стержнях, в режиме установившегося трехфазного КЗ — не менее чем на 20 стержнях.
Продолжение табл. 13.7 Места установки вибропреобразователей и направление измерения вибрации определяются по результатам приемочных испытаний. *1 В эксплуатации вибрация измеряется при обнаружении в результате осмотров неудовлетвори- тельного эксплуатационного состояния стальных конструкций статора (контактная коррозия, поврежде- ния узлов крепления сердечника и т. п.). Вибрация измеряется в радиальном направлении в сечении, по возможности близком к среднему по длине сердечника. *8 В эксплуатации вибрация измеряется в случае обнаружения истирания изоляции или ослаб- ления креплений обмотки. Вибрации измеряются ■ в радиальном и тангенциальном направлениях вблизи головок трех нулевых стержней обмотки статора. Таблица 13.8. Испытательные иапряжеиия обмоток, реостатов и резисторов машии постоянного тока Испытуемый элемент Обмотки Бандажи якоря Реостаты и пускорегулиро- вочные резисторы Испытательное напряжение, кВ Для вновь вводимых машин 8^возб.ноью но не ниже 1,2 и не выше 2,&кВ. В эксплуатации — 1 кВ 1 1 Примечание Для машин мощностью более 3 кВт То же Изоляцию можно испыты- вать совместно с изолинией цепей возбуждения Таблица 13.9. Схемы измерении сопротивления изоляции обмоток трансформаторов тока 330 кВ ТФУМ-330 (ТФКН-330) Измеряемый участок трансформатора тока Основная изоляция {СЛ Изоляция из- мерительного конденсатора (Са) Изоляция по- следней обклад- ки на корпус (Сз) Изоляция вторичных об- моток (С.) Соединение зажимов мегаомметров 2500 В Л С выводом Л) — Л2 пер- вичной об- мотки То же С выводом измеритель- ной обкладки То же С вывода- ми И,—И вторичной обмотки 3 Заземлен С выводом измеритель- ной обкладки С выво- дом послед- ней обкладки Заземлен » Э Заземлен » Примечание Корпус трансформатора тока, выводы вторичных обмоток, измерительной и последней обкладок зазем- лены Корпус трансформатора, выводы вторичных обмо- ток и последней обкладки заземлены Коргщс трансформатора и выводы вторичных обмо- ток заземлены То же Измеряется сопротивле- ние изоляции каждой об- мотки относительно зазем- ленного корпуса и соеди- ненных с ними ноочередно остальных обмоток
Таблица 13.10. Схемы измерении сопротивлении изоляции трехкаскадных трансформаторов тока с рымоввдной обмоткой Местоположе- Нижний Средний Средний Измеряемый участок изоляции трансформа- тора тока Первичная обмот- ка относительно верхнего цоколя Основная изоля- ция Нулевая обкладка изоляции относи- тельно вторичных обмогок Вторичные об- мотки Первичная об- мотка относительно верхнего цоколя Основная изоля- ция Соединение зажимов мегаомметра 25,00 В в схеме измерения Л С выводами Л\ц — Л?ц первичной обмотки С выводами Л]Н — Лгн первичной об- мотки и верхним цоколем каскада С выводом О С выводами одной из вторичных обмо- ток С выводами JI\q — Jlic первичной об- мотки С выводами JI\q— Л2С первичной об- мотки 3 С верхним цо- колем каскада С выводом О С выводами вто- ричных и техноло- гических обмоток Заземлен С верхним цо- колем каскада С выводом О Э Заземлен Соединен с нижним цоко- лем каскада Примечание Нижний цоколь каскада, выводы вто- ричных и технологической обмоток, вывод магнитопроводов и вывод О соединены между собой При получении пониженного значения сопротивления изоляции измерение повто- ряется с подсоединением вывода О к экрану мегаомметра Нижний цоколь каскада, выводы вто- ричных и технологической обмоток, вывод магнитопроводов заземлены Нижний цоколь каскада заземлен Измеряется сопротивление изоляции по- очередно каждой обмотки относительно заземленного цоколя и соединенных с ним остальных свободных обмоток, вывода магнитопроводов и вывода О Нижний цоколь каскада, выводы техно- логической обмотки, вывод магнитопровода и вывод О соединены между собой При получении пониженного значения сопротивления изоляции измерение повто- ряется с подсоединением вывода О к экрану мегаомметра Нижний цоколь каскада, выводы техно- логической обмотки, вывод магнитопро- вода соединены между собой
Средний Верхний Нулеваи обкладка изоляции относи- тельно вторичной обмотки Вторичные об- мотки Первичная обмох- ка относительно верхнего цоколи Основная изоля- ция Нулевая обкладка изоляции относи- тельно вторичной обмотки Вторичные об- мотки С выводом О С выводами вто- ричной обмотки С выводами Л — Н к К —Л первич- ной обмотки С выводами Л — Н , К^—Л первич- ной обмотки С выводом 0 С выводами вто- ричной обмотки С выводами вторичной и тех- нологической об- моток С нижним цоко- лем каскада С верхним цо- колем каскада С выводом 0 С выводами вто- ричной и техноло- гической обмоток С нижним цо- колем каскада j Измеряется сопротивление изоляции вто- ричной обмотки относительно нижнего цоколя и соединенных с ним технологи- ческой обмотки, вывода магнитопровода и вывода О — Нижний цоколь каскада, выводы техно- логической обмотки, вывод магнитопровода и вывод О соединены между собой При получении пониженного значения со- противления измерение повторяется с нод- соединением вывода О к экрану мегаом- метра Соединен с Нижний цоколь каскада, выводы техно- нижним цоко- логической обмотки, вывод магаитопро- лем каскада вода соединен^! между собой Измеряется сопротивление изоляции вто- ричной обмотки относительно нижнего цоколи и соединенных с ним технологиче- ской обмотки, вывода магнитопровода и вывода О
Таблица 13.11. Схемы измерении сопротивлении нзоляпин обмоток каскадных трансформаторов наприжения серии НКФ Объект измерения Нижний блок Средний и верх- ний блоки Схема измерения Вывод X обмотки ВН — корпус Обмотка а—х — корпус Обмотка йд—Хд —корпус Обмотка а—х — обмотка ап~ хд Вывод X обмотки ВН — обмотка а—х Выход X обмотки ВН — обмотка йд—хд Вывод Э обмотки ВН — корпус Зона измерения ' Изоляция между экраном обмотки ВН и обмоткой а—х Изолятор вывода X обмотки ВН Изоляционные стойки магнитопро- вода Масло Изоляция между экраном обмотки ВН и обмоткой ад — хд Изоляторы обмотки а—х Изоляция между обмотками а—х и ап~~ ха Изоляторы обмотки йд—Хд Изоляция между обмотками а—х и ад — ха Изоляция между экранами обмотки ВН и обмоткой а—х Изоляция между экраном обмотки ВН и обмотками а—х и яд—хд Изоляция между экраном обмотки ВН и связующей обмоткой Изолятор вывода Э обмотки ВН Условия измерения Обмотки а — х и йд — хд соединены с корпусом трансформатора Обмотки ВН и йд—хд соединены с корпусом трансформатора Обмотки ВН и а—х соединены с кор- пусом трансформатора Вывод X обмотки ВН соединен с корпусом трансформатора Зажим экрана мегаомметра соеди- нен с корпусом трансформатора Выводы обмотки ад—хд соединены с корпусом трансформатора Зажим экрана мегаомметра соеди- нен с корпусом трансформатора Зажим экрана мегаомметра соеди- нен с корпусом трансформатора Измерение производится относи- тельно нижнего металлического фланца блока Примечание Основная схема измерения Контрольная схема измерения Основная схема измерения
Таблица 13.12. Схемы измерения tg5 изоляции обмоток трансформаторов тока 330 кВ ТФУМ-330 (ТФКН-330) Измеряемый участок изоляции трансформатора Основная изоляция (С ) Изоляция измеритель- ного конденсатора (С ) Изоляция последней обкладки на корпус (С ) Изоляция последней обкладки относительно корпуса и вторичных об- моток (С3 + С,) Изоляция последней обкладки относительно вторичных обмоток (С ) Вид мостовой схемы Нормальная » Переверну- тая » » » Нормальная ■ИГ* г Соединение Высоковольтный вывод эталонного конденсатора С выводом Л первичной обмотки С выводом И Заземлен » » » С выводом 3 гочек мостовой измерительной схемы Вывод моста С выводами И и 3* С выводом 3 С выводом И С выводами 3 и И С выводом 3 То же С выводами вторичных обмо- ток и выводом ЗТТ (при его на- личии) Экран моста Заземлен » С выводом Л первичной об- мотки ~ С выводом И То же Заземлен Примечание Выводы И и 3 отсоединены от земли и соединены между собой. Испытатель- ное напряжение 10 кВ подводится к вы- воду Л первичной обмотки Выводы И и 3 отсоединены от земли. Испытательное напряжение 3 кВ подводится к выводу Й Вывод 3 заземлен. Испытательное на- пряжение 3 кВ подводится к выводу И Выводы 3, И и вторичных обмоток отсоединены от земли. Испытательное на- пряжение 3 кВ подводится к выводам И ш 3 Выводы 3, И я вторичных обмоток отсоединены от земли. Испытательное на- пряжение 3 кВ подводитси к выводу 3. Выводы Л —Л заземлены Выводы 3, и отсоединены от -земли. Выводы вторичных обмоток заземлены. Ис- пытательное напряжение 3 кВ подводится к выводу 3 ' Выводы 3 я И отсоединены от земли. Испытательное напряжение 3 кВ подво- дится к выводу 3 У трансформаторов тока последних выпусков отсутствует измерительяый конденсатор и предусмотрен только один вывод от последней обкладки.
Таблица 13.13. Предельные значении tg5 трансформаторов тока Тип изоляции Бумажно-бакелитовая Бумажно-масляная (транс- форматоры тока серии ТФЗМ и ТФД) Бумажно-маслявйя конденса- торная: й Трансформаторы тока ТФУМ-330 (ТФКН-330): основная измерительный конден- сатор наружные слои первич- ной обмотки Трансформаторы тока серии ТФ^М (ТРН) 330 кВ и выше Предельные значения tgo, %, изоляции обмоток трансформатора тока на номинальное напряжение, кВ 3-15 3 12 — — — - 20-35 2,5 8_ . 2,5 4,5 — — — - 60-110 2 5 2 3,5 — — — - 150-220 - 1,5 2,5 - — — - 330 - 0,6 0,8 i,2 2,5 0,6 0^8" 500 - 1,0* 1,5* — — — 0,6 0^8" 750 - - — — — 0,6 0,8 * Норма дана для каждого элемента каскада в отдельности. Примечание. В числителе приведены предельные значения tgo вновь вводимых трансформа- торов тока, в знаменателе — для трансформаторов тока, находящихся в эксплуатации. Таблица 13.14. Испытательные кратковременные напряжении промышленной частоты электрооборудовании с нормальной и облегченной изоляцией, кВ Класс напряжения, кВ До 3 3 Испытательное одноминутное напряжение внутренней изоляции Силовые трансформаторы, шунти- рующие и дугогасительные ре- акторы 5*1 3 18*1 10 Электромагнитные трансформато- ры напряжения и токоограничи- вающие реакторы 2 24 Аппараты, трансформаторы тока и изоляторы, испытываемые от- дельно 2 24 Вводы для трансформаторов, реак- торов и аппаратов, испытывае- мые отдельно 24 Испытательное напряжение внешней изоляции при плавном подъеме в сухом состоянии Силовые трансформаторы, шунтирующие и дугогасящне реакторы 26 Электромагнитные измери- тельные трансформаторы, то- коограничивающие и дугога- сящне реакторы, аппараты и конденсаторы связи 26 Изоляторы, испытываемые от- дельно 27 под дождем Электромагнитные трансфор- маторы напряжения, трансфор- маторы тока, аппараты, кон- денсаторы связи и изоляторы наружной установки 20
Продолжение табл. 13.14 Испытательное одноминутное напряжение внутренней изоляции Испытательное напряжение внешней изоляции при плавном подъеме я fro а а а л 8ё о о ■el я а gs, Р О К я э rv га ■в-ё go ав£ S g & S а £ н к к SB. Е-а я u S о о О 33 D.S О U H № « О S 3 о а ■е-и И В cd О. - н а о. В-о г < К Ч К О ев й 8.S в сухом состоянии 1*1 Hi Я к IS Se Ё§я о. й ^3 а &£• «S? о *- fc R Я и U g щ Й g sLg.3 3 s Я a S о a S н £ § н Е-Я " ё л Я t* £> ° Г) S ° 5 ;Ш1 а & is S ч 25*1 16 35*' 24 45*1 37 55*1 50 65 70 85 200 230 325 460 630 800 1100 32 42 55 65 75 80 95 200 275 400 460 630 950 1150 32 42 55 65 75 80 95 230*2 200 300*2 275 440*2 400 560*2 500 760*2 700 950 1150 32 42 55 65 75 80 95 265 340 490 630 800 950 1150 34 45 60 70 80 90 105 280 320 465 670 900 1000 1300 34 45 60 70 80 90 105 280 355 520 670 900 1050 1300 36 47 63 75 85 95 ПО 295 375 550 700 900 1050 1300 х *' В числителе — для оборудования с нормальной изоляцией, в знаменателе — с облегченной. *2 В числителе — для аппаратов и трансформаторов тока (кроме масляных) и изоляторов, испыты- ваемых отдельно (кроме вводов для трансформаторов, реакторов и аппаратов), в знаменателе — для масляных трансформаторов тока и выключателей, конденсаторов связи. Примечания: 1. Таблица составлена применительно к ГОСТ 1516.1—76*, для оборудования класса напряжения 750 кВ — ГОСТ 20690—75*, 1150 кВ — по техническим условиям. 2. Для оборудования классов напряжения 220 кВ ниже, если основная изоляция состоит из ор- ганических твердых материалов (кроме бумажно-масляной изоляции) или кабельных масс, длительность приложения напряжения повышается с 1 до. 5 мин. При расщепленной обмотке каждая ветвь подвергается испытанию как отдельная обмотка. Внутренняя изоляция трансформаторов, у которых изоляция нейтрального конца выполнена с меньшей электрической прочностью по сравнению с линейным концом, испытывается индуцированным напряжением. 3. Электрооборудование с нормальной изоляцией предназначено для применения в электроуста- новках, подвергающихся воздействию грозовых перенапряжений при обычных мерах грозозащиты.
Продолжение табл. 13.14 4. Электрооборудование с облегченной изоляцией предназначено для применения только в электро- установках, в которых грозовые перенапряжения не превышают амплитудного значения одноминутного испытательного напряжения, 5. Приводимые в таблице значения испытательных напряжений относятся к конструкциям об- мотки трансформаторов, имеющих одинаковую изоляцию линейного и нейтрального концов. Испытанию подвергается каждая из обмоток, электрически не связанная с другими обмотками, по отношению к другим обмоткам, не соединенным с баком. Таблица^ 3.15. Показатели характеристики намагничивания маслонаполненных V трансформаторов тока Тип трансформатора тока ТФЗМ 35Б-ПУ1 ТФЗМ 110Б-11У1 ТФЗМ 150А-1У1, ТФЗМ 150Б-1У1 ТФЗМ150Б-ИУ1 ТФЗМ 220Б-ШУ1 ТФЗМ 220-IW1 Номинальный коэффициент трансформации 500/5 1000/5 2000/1 2000/5 3000/1 3000/5 1500/1 1500/5 2000/1 2000/5 Все исполнения То же » » » » Обозначение вторичной обмотки Все обмотки То же » » » » » » » » Все обмотки То же » » » гщ-жг ъщ-ъмг 4Щ-4Щ 2Щ-2Щ ЪЩ-ЪЩ 4Щ -4И2 2Щ-2Щ ЪЩ-Ж2 4Щ -4И2 2Щ -2И2 Щ-Ш2 4Щ-4Щ Приложенное напряжение (среднее значение), В 195 195 961 225 1100 245 838 879 180 218 749*1 169*2 169*2 1635*1 378*2 1362*1 315*2 900*1 173*2 319*1 ■76*2 1419*1 235*2 750*1 168*2 Ток намаг- ничивания, мА, не более 524 524 ПО 136 44 134 84 54 464 324 98*1 573*2 573*2 86*1 980*2 52*1 360*2 112*1 548*2 44*1 266*2 64*1' 284*2 34*1 184*2
Продолжение табл. 13.15 Тип трансформатора тока ТФУМ ЗЗОА-У1 ТФУМ 330Б-У1 ТФЗМ 500Б-1У1 (нижняя ступень) ТФЗМ 500Б-1У1 (верхняя ступень) ТФРМ 750А-У1 Номинальный коэффициент трансформации 500; 1000; 2000 1 500; 1000; 2000 5 1000; 2000 1 1500; 3000 1 Все исполнения То же 1000; 2000 1 1500; 3000 1 2000; 4000 1 Обозначение вторичной обмотки 2Я,-2Я2 ЪИХ-ЪИ2 АЩ-АЩ 2Щ-2И2 ЖХ-ЪЩ АЩ-АИ2 2Щ-2И2 ЪИХ-ЪИ2 АЩ-АИ2 5И1-5И2 2Я,-2#2 ЗЯ,-3#2 4^-4^2 5#,-5Я2 Все обмотки То же 2Я, - 2Я2 ЗЯ!-ЗЯ2 4#!-4#2 5Я, - 5Я2 2Я,-2#2 ЗЯ, - ЗЯ2 4Я, - 4Я2 5Я, - 5Я2 2Я, - 2Я2 ЗЯ!-ЗЯ2 4Я1-4#2 5Я, - 5Я2 Приложенное напряжение (среднее значедае), В 1182 887 1064 "-- 267 2000 241 912 916 916 912 972 975 975 972 1347*1 881*2 2303*' 1530*2 17,5 26,4 ч ■л 35 Ток намаг- ничившжя, мА, не более 69 35 51 15 8 14 45 37 37 45 29 24 24 29 132*1 142*2 264*1 368*2 153 82 59
Продолжение табл. 13.15 Тип трансформатора тока ТФРМ 750А-У1 (нижняя ступень) "1- Номинальный коэффициент трансформации 1000; 2000 1 1500; 3000 1 2000; 4000 1 Обозначение вторичной обмотки 2Я,-2Я2 5#,-5#2 3#,-3#2 4Я,-4Я2 Приложенное напряжение (среднее значение), В 592 613 Ток намаг- ничивания, мА, не более 23 21 *' Для вторичной обмотки с номинальным током 1 А. *2 То же с номинальным током 5 А. Таблица 13.16. Показатели характеристики намагничивания встроенных трансформаторов тока серии ТВТ Конструктивное исполнение 10-1 35-1 35-Ш 110-1 Номинальный коэффициент трансформации 5000/5 6000/5 12000/5 300/1 300/5 600/1 600/5 1000/1 1000/5 3000/1 3000/5 4000/1 4000/5 200/5 300/5 600/5 300/1 300/5 600/1 600/5 1000/1 1000/5 Приложенное напряжение (среднее значение), В 104 !37 649 232 49 454 98 820 180 1044 262 731 209 29 38 93 586 124 973 209 1008 206 Ток на магничивания, мА, не более 40 36 20 140 730 70 370 50 240 11 57 6 35 980 480 320 330 2050 140 670 60 300
Продолжение табл. 13.16 Конструктивное исполнение 110-Ш 150-1 220-1 330-1 400-1 500-1 500-П 500-Ш 750-1 1150-П Номинальный коэффициент трансформации 300/5 600/1 600/5 1000/1 1000/5 2000/1 2000/5 600/1 600/5 1000/1 1000/5 2000/1 2000/5 1000/1 1000/5 2000/1 2000/5 4000/1 4000/5 600/1 600/5 1000/1 1000/5 2000/1 2000/5 3000/1 3000/5 2000/1 200/1 750/1 1500/1 2000/1 3000/1 2000/1 2000/1 3000/1 4000/1 Приложенное напряжение (среднее значение), В 160 1062 219 1066 204 1387 270 758 167 1034 234 1628 358 1232 275 2545 559 2342 574 777 176 1534 333 2579 563 1453 246 705 609 1180 1031 2477 497 2477 705 825 665 Ток намагничивания, мА, не более 1400 150 740 56 240 25 • 120 84 530 43 250 21 105 50 290 28 140 12 69 73 760 93 500 40 210 39 120 - 48 1100 130 1600 ПО 10 850 ■*■ 48 д 25 щ 9 Примечания: 1. Расшифровка условного обозначения: ТВТ — трансформатор тока встроенный для силовых трансформаторов и автотрансформаторов; конструктивное исполнение: первые цифры — номинальное напряжение ввода, кВ, вторая — номер конструктивного варианта исполнения. 2. При измерении тока намагничивания напряжение подводится ко всей вторичной обмотке при разомкнутой первичной.
Таблица 13.17. Контроль состояния изоляции трансформаторов, автотрансформаторов и масляньк реакторов*1 перед вводом в эксплуатацию и после капитального ремонта R1 S сфо й я группа тр й !3 Услов торов Параметры т ^ном> кВ рансформатора *$ном» кВ-А \ Способ . транспортировки про- кра- асла ый осмотр, ичия пломб у бок отбора м я ч g 5 й P. Визуал верка н нов и и г Виды испытаний или гичности в баке зрме асла ь. S g я ОЙ «60" Rm" Rls,, ЛИЗ й ана гннь 3 окра асла US и проверок трансформаторов ции 5 изоля ЕР ела й S -ЕР Пробивное напряжение масла орма- ансф о. й й ID Pi Я Н сз О. О Н онта баке я Влагосо- держание масла орма- ансф о. й S ID £. я н ктора онта баке m зца й О. ние об яции ержа изол Влагос (макет Вновь вводимые трансформаторы До 35 включи- тельно То же До 100 включи- тельно От 160 до 1000 включи- тельно От 1600 до 6300 10000 и выше С маслом и рас- ширителем То же С маслом без расширителя + + + + + + + + + + + + + + + + *2 + + + - - + - - - - - - - - - - - - - - -
110-550 110-750 110-750 До 35 включи- тельно То же ПО и выше Все - мощ- ности То же » ». До 10000 включи- тельно Более 10000 Все мощ- ности С маслом и рас- ширителем С частичным за- полнением мас- лом без расши- рителя Без масла с авто- матической под- + + + + + + + + + - - - + + + + + + + + + + + + + + + - + + + + + питкои азотом После капитального ремонта без смены обмоток или изоляции _^ + + + + + -f*4 + + + + + + _. __ )- ,, • *' В дальнейшем для краткости — трансформаторы. *2 Для трансформаторов мощностью до 100 кВА включительно определяется только пробивное напряжение масла. *3 Для трансформаторов мощностью более 80 MB-А при нарушении транспортирования, хранения или для получения дополнительных о состоянии изоляции. *" У трансформаторов мощностью до 10000 кВА включительно Ъпределяется только пробивное напряжение масла.
Условия оценки состояния трансформато- ров. Вопрос о допустимости включения вновь вводимых трансформаторов без суш- ки решается по результатам испытаний и с учетом условий, в которых находился трансформатор до и после монтажа. Транс- форматоры, прошедшие капитальный ре- монт с полной или частичной сменой об- моток или изоляции, подлежат сушке.неза- висимо от результатов испытаний. Транс- форматоры, прошедшие капитальный ремонт без смены обмоток или изоляции, могут быть включены в работу без подсушки или сушки при соблюдении условий пребывания активной части на воздухе и при соответ- ствии показателей изоляции и масла требо- ваниям Норм испытания электрооборудова- ния. Достаточные условия для включения вновь вводимых трансформаторов без суш- ки (табл. 13.17): Группа 1. а) Уровни масла — в пределах отметок маслоуказателя; б) характеристики масла соответствуют нормам; в) значение R60../R1S.. при температуре 10-=-30°С — не менее^З; г) если условие «а» не соблюдено, но обмотка и переключатель покрыты мас- лом, или не выполнены условия «б», но в масле отсутствуют следы воды и пробив- ное напряжение снизилось по сравнению с требуемыми нормами не более чем на 5 кВ, дополнительно измеряется tg 5 обмо- ток, который должен быть не более 1,5% при температуре 20 °С. Включение трансформатора без сушки допускается при соблюдении одной из сле- дующих комбинаций условий: для трансфор- матора мощностью до 100 кВ ■ А: «а», «б»; «а», «г» или «б», «г»; для трансформатора до 100 до 1000 кВ-А включительно: «а», «б», «в»; «б», «в», «г»; «а», «в», «г» или «а», «б», «г». Группа 2. Соблюдение условий «а», «б», «в», «г», приводимых для группы 1, при этом наименьшее допустимое значение со- противления изоляции R60.. при температу- ре 20 °С — не менее 300 МОм, а значение R60,/R15; при той же температуре не ме- нее 1,3. Включение трансформатора без сушки допускается при соблюдении одной из ком- бинаций из трех условий, приводимых для группы 1. Группа 3. Соблюдение условий «а», «б», «в», приводимых для группы 1, а также измерение tg 5 обмоток после окончания монтажа и заливки масла и контроль гер- метичности. Значение R60- ПРИ температуре 20 °С - не менее 600 МОм, tg 5 = 1 % или значения Я6о" w tg 5, приведенные, к темпе- ратуре измерения этих характеристик на заводе, не отличаются от значений завод- ского протокола более чем на 30% в сто- рону ухудшения. Группа 4. а) Уровни отметок масла — в пределах отметок маслоуказателя; б) харак- теристики масла в баке трансформатора — в пределах норм (пробивное напряжение не ниже 55 кВ, tg 5 — не более 2,0 % при 70 °С при ТКп по ТУ 38.101S90-71; 3,0% при 90 °С для масла по ГОСТ 10121-76* без государственного Знака качества; 1,0% при 90°С для масла по ТУ 38.101281-80; 0,7% при 90 °С для масел Т-750, Т-1500 по ГОСТ 982-80* и по ГОСТ 10121-76* с государственным Знаком качества); в) ха- рактеристики масла во встроенном баке кон- тактора — в пределах норм (пробивное на- пряжение — не ниже 50 кВ; влагосодержа- ние — не более 0,0025 %); г) характеристики изоляции: R60- — не менее 70 %, tg 5 — не бо- лее 130% значений, указанных в паспорте. Значение R60^/R15„ не нормируется, но должно учитываться при комплексной оцен- ке результатов. Значения tg 5, приведенные к заводской температуре, равные или мень- ше 1 %, следует считать удовлетворитель- ными и не сравнивают с паспортными; д) влагосодержание образца (макета) изоля- ции, заложенного в трансформатор мощ- ностью более 80 MB-А,—не более 0,5% (измерение влагосодержания производится при нарушении условий транспортирования, хранения или получения неудовлетворитель- ных результатов оценки состояния изоляции трансформатора). Группа 5. а) Трансформатор должен быть герметичным; б) характеристики масла в баке трансформатора — в пределах норм (пробивное напряжение не ниже 55 кВ, tg 5 — не более значений, приведенных для группы 4, влагосодержание масла — не более 0,002 % для трансформаторов 500—750 кВ и не бо- лее 0,0025% для трансформаторов ПО — 330 кВ; в) характеристики масла во встроен- ном баке контактора — в пределах норм, указанных для группы 4; г) соблюдение условий «г» и «д» для трансформаторов группы 4. Группа 6. а) Наличие избыточного дав- ления в баке трансформатора; б) характе- ристики остатков масла со дна бака транс- форматора —■ в пределах норм (пробивное напряжение — не ниже 50 кВ, tg 5 — не более значений, приведенных для группы 4, влаго- содержание — не более значений, приведен- ных для группы 5); в) характеристики масла во встроенном баке контактора — в пределах
норм, указанных для группы 4; г) соблюде- ние условий «г» и <<д» для трансформато- ров группы 4. Дополнительные мероприятия при реше- нии вопроса о допустимости включения вновь вводимых трансформаторов без суш- ки: трансформаторы напряжением до 35 кВ групп I —III должны быть подвергнуты конт- рольному прогреву и последующим повтор- ным измерениям характеристик изоляции в одном из следующих случаев: а) при нали- чии признаков увлажнения масла, с которым прибыл трансформатор; б) продолжитель- ность хранения трансформатора без доливки масла превьппала время, указанное в инст- рукциях, но не более 7 мес; в) время пре- бывания активной части на воздухе превы- шало допустимое, но не более чем в 2 раза (см. табл. 13.18); г) характеристики изоля- ции не соответствуют нормам. Если после контрольного прогрева характеристики изо- ляции не соответствуют требованиям норма- тивов или если время хранения трансфор- маторов без доливки масла превысило 7 мес, но не более 1 года, производится контрольная подсушка; трансформаторы на напряжение 110 — 750 кВ подвергаются контрольной подсушке в следующих случаях; а) при незначительном увлажнении изоляции; б) если время хране- ния трансформатора без масла или доливки превышает допустимое (3 мес) по инструк- ции; в) при признаках увлажнения масла или нарушения герметичности; г) если продол- жительность'пребывания активной части на воздухе в разгерметизированном состоянии превьппала допустимую; д) если характери- стики изоляции, измеренные по окончании монтажа, не соответствуют нормам, при этом у трансформатора мощностью более 80 MB • А влагосодержание образца изоля- ции толщиной 3 мм не должно превышать 1%; трансформаторы на напряжение НО— 750 кВ подвергаются сушке в следующих случаях: а) для трансформаторов мощностью более 80 MB ■ А при нарушении требований завода-изготовителя к предохранению изоля- ции от увлажнения при хранении или полу- чении неудовлетворительных результатов со- стояния изоляции и влагосодержания образ- ца изоляции толщиной 3 мм более 1 %; б) при обнаружении на активной части или в баке следов воды; в) при пребывании ак- Разность температур, °С . . 1 2 Коэффициент пересчета зна- чений tg8 масла, К ... 1,04 1,08 тивной части на воздухе более чем вдвое по сравнению с допустимым; г) при хране- нии трансформатора без доливки масла бо- лее 1 года; д) при несоответствии нормам характеристик изоляции после контрольной подсушки. По окончании ремонта на всех трансфор- маторах после капитального ремонта без смены обмоток или изоляции производится подсушка. Сушка изоляции обмоток таких транс- форматоров производится в следующих слу- чаях: продолжительность пребывания актив- ной части на воздухе превышает допусти- мое; характеристики изоляции после ремонта не соответствуют значениям, приведенным в пц. 50, 51 табл. 13.2; влагосодержание образцов изоляции превышает значения, ука- занные для трансформаторов с номиналь- ными параметрами: Номинальное напряжение, хВ . . . . 110-220 110-220 330-750 Мощность трансформа- тора, MB-А Менее 400 и Все 400 более мощ- ности Влагосодер- жание, % 3 1,5 1,5 Измерение характеристик изоляции трансформаторов должно проводиться по схемам, приведенным в табл. 13.19. При оценке результатов измерения учи- тываются температурные зависимости пока- зателей изоляции (табл. 13.20). Необходимо учитывать влияние tg 5 мас- ла, заливаемого в трансформаторы, на tg5 изоляции. Фактическое значение tg 5ф = tg 5ИЗ - К (tg 5^ ~ tg 5Ml), где tg 5из — измеренные значения tg 5 изоля- ции; tg 5Mi — значение tg 5 масла, залитого на заводе, приведенное к температуре изме- рения характеристик изоляции; tg ivz — зна- чение tg 5 масла, залитого на монтаже, при- веденное к температуре йшерения характе- ристик изоляции; К — коэффициент, завися- щий от конструктивных особенностей транс- форматора н имеющий следующие значения: 0,45 для трансформаторов 220 кВ, 0,5 для трансформаторов 330—500 кВ и 0,7 для трансформаторов 750 кВ. Температурные коэффициенты пересчета tg5 масла приведены ниже: ~~3 4 ii 6 7 lo" 1,13 1,17 1,22 1,28 1,34 1,5
Таблица 13.18. Условия пребывания активной части трансформатора на воздухе и пределы допустимого времени нахождения трансформатора в разгерметизированном состоянии Параметры трансфор- матора 35 кВ и ниже 110-750 кВ 110-330 кВ, мощностью менее 400 MB-А Вновь вводимые трансформаторы Продолжитель- ность разгерме- тизации, ч 24 — при от- носительной влажности Д«>,75% 16 —при от- носительной влажности до 85% 100 ч 12 — разгер- метизация со сливом масла 20 — разгер- метизация без слива масла Условия предохранения изоляции от увлажнения - Относительная влажность окружаю- щего воздуха не бо- лее 90% Подача в бак транс- форматора глубоко- осушенного воздуха (степень осушки воз- духа до точки ро- сы — не выше минус 50 °С, производи- тельность по сухому воздуху — 0,05 м3/с) ■ Относительная влажность окружаю- щего воздуха — не более 85% Температура актив- ной части не менее 10 °С и превышает точку росы окру- жающего воздуха не менее чем на 10 °С при слитом масле и не менее чем на 5 °С без слива масла Трансформаторы после капитального ремонта без смены обмоток и изоляции Продолжитель- ность разгермети- зации, ч 48 — при отно- сительной влаж- ности до 75% 32 — при относи- тельной влажное- ти до 85% 16 — при относи- тельной влажнос- ти до 75% 10 — при относи- тельной влажнос- ти до 85% Условия предохра- нения изоляции от увлажнения Относительная влаж- ность окружающего воздуха не более 85% Температура актив- ной части не менее 10°С и превышает точку росы окружаю- щего воздуха не ме- нее чем на 10 °С при слитом масле и не менее чем на 5°С без слива масла То же Примечания: 1. При осмотре активной части трансформатора с использованием установок «Суховей» или «Иней» допустимое время ее нахождения на воздухе определяется заводской инст- рукцией. 2. Началом осмотра считается слив масла, а для трансформаторов, транспортируемых без масла, — вскрытие крышки или любой заглушки. 3. Осмотр активной части или капитальный ремонт считаются законченными с момента гер- метизации бака или начала вакуумирования перед заливкой. 4. Температура активной части в процессе осмотра должна превышать температуру точки росы окружающего воздуха не менее чем на 5°С и во всех случаях должна быть не ниже 10 СС. 5. При относительной влажности окружающего воздуха более 85% трансформатор допускается осматривать в закрытом помещении или во временном сооружении.
Таблица 13.19. Схемы измерения характеристик изоляции трансформаторов Двухобмоточные транс- форматоры и трехобмо- точные автотрансфор- маторы Обмотки, на кото- рых про- изводят измере- ния нн вн вн, нн - - Заземленные части трансфор- матора Бак*', ВН Бак, НН Бак - - Трехобмоточные трансформаторы Обмотки, на которых про- изводят из- мерения НН сн вн ВН, СН*з ВН, ОН, нн Заземленные части трансфор- матора Бак, СН, ВН Бак, ВН, НН Бак, НН, СН Бак, НН Бак Трансформаторы с рас- щепленной обмоткой НН Обмотки, на которых про- изводят из- мерения HHj нн2 вн вн, HHf вн, нн, нн2 Заземленные части трансфор- матора Бак, НН,, ВН Бак, ННЬ ВН Бак, HHi, нн2 Бак, HH2(i) Бак Шунтирующие и заземляющие реакторы Обмотки, на кото- рых про- изводят измере- ния ВН - - - - Зазем- ленные части реактора Бак, НН*2 - - - - *1 У сухих трансформаторов — защитный кожух и магнитопровод. *2 Заземление обмотки НН осуществляется у заземляющих реакторов. *з Измерения проводятся лля получения дополнительных данных. Таблица 13.20. Температурные коэффициенты пересчета характеристик изоляции Разность °С 1 2 3 4 Коэффициенты пересчета К\ (для Лйо") 1,04 1,08 1,13 1,17 К2(ддя tg6) 1,03 1,06 1,09 1,12 Разность температур, "С 5 10 15 20 Коэффициен Щ (дляЛ60") 1,22 1,5 1,84 2,85 гы пересчета .Кг (для tg8) 1,15 1,31 1,51 1,75 Таблица 13.21. Наименьшие допустимые значения сопротивления изоляции коммутационных аппаратов , Номинальное напряжение, кВ 3-10 До 15 15-150 20-35 220 и выше ПО и выше Сопротивление изоляции аппаратов, МОм вновь вводимых 1000 .3000 5000 находящихся в эксплуатации 300 . 1000 3000 Вид коммутационного аппарата Для MB, P3, ОД, КЗ Для ВВ Для MB, P3, ОД, КЗ Для ВВ Для MB, P3, ОД, КЗ Для ВВ
Таблица 13.22. Распределение напряжения иа опертых миогоэлементных изоляторах при контроле их измерительной штаигой Рабочее напряжение, кВ Ли ней- ное 220 НО 35 Фаз- ное 127 65 20 Тип изолятора ОНШ-35-2000 (ИШД-35) ОНШ-35-2000 (ИШД-35) ОНШ-35-1000 (ШТ-35) ОНШ-35-1000 (ШТ-35 или ШТ-30) ОС-1 ОС-1 ОС-1 ОС-1 ОНШ-35-1000 (ШТ-35) ОНШ-35-2000 (ИШД-35) Коли- чест- во изо- лято- ров 5 3 3 3 5 4 3 2 1 1 Сос- тояние изоля- тора Нор- маль- ное (Н) Дефек- тное (Д) Н д Н д н д н д н д н д н д н д н д Напряжение, кВ, на элементе номер (считая от конструкции) 1 6 3 6 3 4 2 7 3 4 2 5 2 2 2 4 2 10 5 6 3 2 7 3 4 2 5 2 8 4 5 2 6 3 3 2 5 2 10 5 7 3 3 7 3 5 3 5 2 9 5 4 2 4 2 2 2 4 2 7 4 4 5 2 6 3 6 3 11 6 5 3 8 3 4 2 7 3 5 6 3 6 3 8- 4 12 8 6 3 5 2 3 2 6 8 4 7 3 10 5 18 11 7 4 12 8 6 4 7 6 3 7 4 12 7 6 3 8 6 8 7 3 8 6 15 9 9 6 17 10 9 9 4 16 10 7 5 10 7 3 12 6 И 8 3 - 12 10 5 - 13 11 6 - 14 12 8 - 15 18 12 - Примечание. При измерении состоят из трех склеенных элементов, а напряжения на опорных изоляторах штангой следует иметь остальные — из двух. в виду, что изоляторы ОНШ-35-2000 (ИШД-35)
Таблица 13.23. Допустимые значения вытягивающих усилий подвижных контактон нз неподвижных Тип аппарата РВК-10 РВК-20 РВ(3>20 РВ(3)-35 РЛНД-110 ток, А Разъединители 3000 4000 5000 5000 6000 7000 400 600 1000 600 1000 Допустимое зна- чение вытягиваю- щего усилия, Н 500-550 500-550 500-550 . 500-550 500-550 850-870 120-160 140-180 180-230 160-180 180-200 Тип аппарата ОД-110М ОД-150М ОД-220М ток, А Допустимое зна- чение вытягиваю- щего усилия, Н Отделители 600 1000 160-180 180-200 Короткозамыкателн КЗ-220М - 200-300 Таблица 13.24. Количестве операций при наладке воздушных выклмчателей Наименование операции или цикла Включение Отключение ВО Включение Отключение ВО Включение Отключение ОВ, БАПВ Включение Включение Отключение Отключение ВО ОВО, БАПВ неуспешное ОВО, БАПВ неуспешное Давление при опробовании Наименьшее сраба- тывание То же » » Наибольшее рабочее То же » » Номинальное » » Наибольшее рабочее То же. » » » » » » То же Наименьшее для АПВ Напряжение на зажимах электромагнитов Номинальное » » _» » » » » » 0,8 номинального 0,65 номинального 0,8 номинального 0,65 номинального Номинальное » » Число операций и циклов в процессе наладки после монтажа, капитальных и внеплано- вых ремонтов 3 3 2 3 3 2 3 3 ч-2 а. т y*z 2 2 2 2 2 2 текущего ремонта Т-2 1-2 — — — — 2-3 2-3 — — — _ — 1-2 — 1-2
Таблица 13.25. Схемы измерения сопротивления изоляции маслонаполненных вводов 110 кВ и выше Конструктивные особенности ввода Ввод имеет потенциометри- ческое устройство и два изо- лированных вывода (ввод ста- рой конструкции) Ввод имеет потенциометри- ческое устройство и один изо- лированный вывод (ввод новой конструкции) Ввод без устройства ПИН и имеет один изолированный вывод от последней обкладки Измеряемый участок изоляции ввода Основная изоляция (С,) Q Изоляция измери- тельного конденса- тора (С2) С2 Изоляция наружных слоев остова отно- сительно соедини- тельной втулки (Сз) С2 с2 Q Соединение зажимов мегаомметра 2500 В Л С токоведущим стержнем ввода С выводом ПИН (предпоследним выводом) С последним выво- дом С выводом ПИН (предпоследним вы- водом) С последним выво- дом То же С токоведущим стержнем С выводом ПИН (предпоследним выводом) С токоведущим стержнем С выводом послед- ней обкладки С токоведущим стержнем 3 С выводом ПИН (предпоследним вы- водом) Заземлен С выводом ПИН (предпоследним вы- водом) С последним выво- дом Заземлен » С выводом ПИН (предпоследним выводом) Заземлен С выводом послед- ней обкладки Заземлен » Э Заземлен С последним выво- дом Заземлен С токоведущим стержнем С токоведущим стержнем и выводом ПИН С выводом ПИН (предпоследним выводом) Заземлен С токоведущим стержнем Заземлен С токоведущим стержнем Примечание Последний вывод заземлен Токоведущий стержень заземлен То же Токоведущий стержень зазем- лен - -
Таблица 13.26. Схема измерения tg 5 изоляции маслонаполненных вводов 110 кВ и выше —. ^ Конструктивные особенности ввода Ввод имеет по- тенциометрическое устройство и два изолированных вы- вода (ввод старой конструкции) Ввод имеет по- тенциометрическое устройство и один изолированный из- мерительный вы- вод (ввод новой конструкций) Измеряемый участок изоляции ввода Основная изо- ляция (С\) Изоляция из- мерительного конденсатора (С2) Изоляция на- ружных слоев остова отно- сительно сое- динительной втулки (С3) с, с, кВ 10 10 5 10 10 Вид мостовой измери- тельной схемы Нор- маль- ная То же Пере- вернутая Пере- верну- тая Нор- маль- ная Соединение точек измерительной схемы Высоковольтный вывод эталонного конденсатора С токоведущим стерж- нем ввода и высоко- вольтным выводом об- мотки ВН испытатель- ного трансформатора С выводом ПИН (пред- последним выводом) и высоковольтным вы- водом обмотки ВН ис- пытательного транс- форматора Заземлен Заземлен С токоведущим стерж- нем ввода и высоко- вольтным выводом об- мотки ВН испытатель- ного трансформатора > Вывод Сх моста С выводом ПИН (пред- последним выводом) С последним выводом (для измерения tg5) То же С токоведу- щим стержнем ввода С измеритель- ным выводом Экран мостовой схемы Заземлен То же С токоведущим стерж- нем и высоковольтным выводом обмотки ВН испытательного транс- форматора С высоковольтным вы- водом обмотки ВН ис- пытательного транс- форматора -j Заземлен Примечание Последний вывод (для измерения tg5) разземлен То же » » Измерительный вы- вод заземлен. Схема может быть приме- нена для измерения вводов, установлен- ных на масляных вы- ключателях Измерительный вы- вод разземлен. Схема может быть приме- нена для измерения, вводов, установлен- ных на силовых тран- сформаторах с уче- том погрешности, вносимой емкостью измерительного кон- денсатора ввода
Продолжение табл. 13,26 Конструктивные особенности ввода Ввод без потен- циометрического устройства и име- ет один изолиро- ванный вывод Измеряемый участок изоляции ввода С2 1 Сз кВ 10 10 5 Вид мостовой измери- тельной схемы Пере- вернутая Нор- маль- ная Пере- вернутая t Соединение точек измерительной схемы Высоковольтный вывод эталонного конденсатора Заземлен С токоведущим стерж- нем ввода и высоко- вольтным выводом об- мотки ВН испытатель- ного трансформатора Заземлен Вывод Сх моста С измеритель- ным выводом То же » » Экран мостовой схемы С токоведущим стерж- нем и высоков,ольным выводом обмотки ВН испытательного транс- форматора Заземлен С токоведущим стерж- нем и высоковольтным выводом обмотки ВН испытательного тран- сформатора Примечание Измерительный вы- вод разземлен То же > Примечание. При измерении tg6 вводов, установленных на трансформаторе, все его обмотки, присоединенные к измеряемому вводу, должны быть соединены вместе и закорочены.
Таблица 13.27. Предельные значения tg*5 вводов высокого напряжения Вид основной изоляции Бумажно-бакелитовая {в том числе и масти- конаполненные вводы) Твердая изоляция (вводы ПО кВ) Мае лобарьерная *2 ■ Бумажно-масляная *3 Значение tg8, %, вводов иа номинальное напряжение. 3-15 3/12*1 - 20-35 3/7 - 60- ПО 2/5 0,9/1,5 2/5 0,8/1,5 150-220 _ 2/4 0,6/1,2 330 _ 0,6/1,0 500 — 1/2 0,6/1,0 кВ 750 — 0,6/0,8 *' Здесь и далее: в числителе — значение tg5 изоляции при вводе в эксплуатацию, в знаме- нателе — в эксплуатации. *2 Измерение tg5 вводов с маслобарьерной изоляцией не обязательно, за исключением мало- габаритных вводов. *з у трехзажимных вводов измеряется также tg5 изоляция отводов, значение которого у вновь вводимых вводов не должно превышать 2,5% и в эксплуатации — 2,8 %. Таблица 13.28. Наименьшие допустимые значении сопротивления нзвляцни аппаратов, вторичных цепей н электропроводок Испытуемый элемент Наименьшее допустимое значение сопротивления изоляции, МОм Вторичные цепи управления, защиты, измерения и т.п.: шинки постоянного тока и напряжения на щите управления (при отсоединенных цепях) каждое присоединение вторичных цепей и цепей питания при- водов выключателей и разъединителей*4 цепи управления, защиты и возбуждения машин постоянного тока на напряжение до 1100 В, присоединенных к цепям глав- ного тока Вторичные цепи и элементы при питании от отдельного ис- точника или через разделительный трансформатор и рассчитанные на рабочее напряжение 60 В и ниже Силовые электропроводки*5 Распределительные устройства*6, щиты и токопроводы X 10*1 1*1 1*1 0,5*2 0,5« 0,5*1 *• Напряжение мегаомметра 1000—2500 В. *2 То же 500 В. *з То же 1000 В. ** Измерение производится со всеми присоединенными аппаратами (катушки приводов, контак- торы, реле, приборы, вторичные обмотки трансформаторов тока и напряжения и т. д.). *5 Сопротивление изоляции при снятых плавких вставках измеряется на участке между смеж- ными предохранителями или за последними предохранителями между любым проводом и землей, а также между двумя проводами. При измерении сопротивления изоляции должны быть от- ключены электроприемники, а также аппараты, приборы и т. п. *б Измеряется сопротивление изоляции каждой секции распределительного устройства.
13.4. ИСПЫТАТЕЛЬНЫЕ НАПРЯЖЕНИЯ, ПРИМЕНЯЕМЫЕ ПРИ РЕМОНТАХ ОБМОТОК СТАТОРОВ И РОТОРОВ ГЕНЕРАТОРОВ И ЭЛЕКТРОДВИГАТЕЛЕЙ В зависимости от состояния изоляции (степени износа) обмотки статора генерато- ров и длительности эксплуатации при час- тичном ремонте могут применяться различ- ные значения испытательных напряжений. При пробое одного или нескольких нижних стержней испытание при ремонте произво- дится, как правило, по нормам табл. 13.29 и 13.30 в объеме, предусмотренном для ге- нераторов, проработавших до 10 лет. При длительной эксплуатации (свыше 10 лет) и большом износе изоляции испы- тание при частичной замене обмотки стато- ра производится по нормам, предусмотрен- ным для генераторов, проработавших свыше 10 лет. При ремонте генератора (компенсатора), остановленного аварийно, испытательное напряжение для оставшейся части обмотки, а также напряжение для сдаточных испыта- ний устанавливаются в зависимости от со- стояния изоляции обмотки и условий рабо- ты энергосистемы и согласовываются с Главтехуправлением Минэнерго СССР. В этом случае оставшуюся часть об- мотки допускается испытывать напряжением промышленной частоты, равным 1,2£/ном, а после ремонта — напряжением, равным 1,(ШНПМ. Таблица 13.29. Испытательные напряжения, применяемые прн пооперационных испыта- ниях изоляции статоров турбогенераторов серий ТВВ и ТГВ Испытуемый элемент Испытатель- ное напря- жение, к В Примечание Испытания, проводимые прн полной замене обмотки статора ч. 1. Стержни обмотки до укладки в пазы: испытание изоляции пазовой части напря- жением промышленной частоты турбогене- раторов ТВВ ТГВ, ТГВ-200М испытание на коронирование в течение 3 мин при снижении напряжения после испытания испытание изоляции лобовой части на- пряжением промышленной частоты испытание изоляции между полустержнями (стержней, состоящих из двух половинок) напряжением промышленной частоты (для турбогенераторов ТВВ) испытание изоляции: между всеми трубками между каждым элементарным проводни- ком и всеми трубками 2. Кронштейны, шинодержатели и бандаж- ные кольца до установки напряжением про- мышленной частоты (для турбогенераторов ТГВ и ТГВ-200М) 3. Шины турбогенераторов: ТГВ ТВВ с номинальным напряжением до 20 кВ ТВВ с номинальным напряжением 24 кВ 2,7£/Ном ъи J *~* НОМ' 1, Э С/ном 1,5С/Н, Не более 1 замыкания Замыкания недопусти- мы AU„ 2,4£/ном 2£/ном+3 2UHOM + 1 Допускается равномерное свечение голубого цвета по периметру стержня. Свечение белого и желтого цвета не допускается Испытание не проводится, если полупроводящее покрытие пазовой части вынесено на лобовую часть Проверка производится от источника промышленной час- тоты для турбогенераторов: ТГВ- 200 до № 01585 - 36 В ТГВ-300 до № 02342 - 36 В ТГВ-200 с № 01586-220 В ТГВ-300 с № 02343-220 В
Продолжение табл. 13.29 Испытуемый элемент Испытатель- ное напря- жение. кВ Примечание 4. Концевые выводы в собранном виде 5. Нижние стержни обмотки после укладки в пааы: турбогенераторов ТГВ и ТВВ номиналь- ным напряжением до 20 кВ ТВВ номинальным напряжением 24 кВ испытание на коронирование в течение 3 мин при снижении напряжения после испытания изоляция полустержней турбогенераторов ТВВ 6. Верхние стержни обмотки после укладки в пазы турбогенераторов: ТГВ, ТВВ номинальным напряжением до 20 кВ ТВВ номинальным напряжением 24 кВ испытание на коронирование в течение 3 мин при снижении напряжения после испытания изоляция полустержней турбогенераторов ТВВ 7. Изоляция от корпуса верхних и ниж- них стержней совместно после укладки в пазы и заклиновки пазов напряжением промышлен- ной частоты, кВ: ТГВ, ТВВ с номинальным напряжением до 20 кВ ТВВ с номинальным напряжением 24 кВ 8. Изоляция между полуветвями обмоток, состоящих из двух полуветвей, после за- клиновки пазов до подсоединения соединитель- ных, выводных шин и концевых выводов у турбогенераторов ТВВ 9. Обмотки статора после ремонта (испы- тание повышенным выпрямленным напряжени- ем) для турбогенераторов: ТГВ-200 ТГВ-300 10. Обмотка статора после ремонта (ис- пытание повышенным напряжением промыш- ленной частоты) для турбогенераторов: ТГВ, ТВВ номинальным напряжением до 20 кВ ТВВ номинальным напряжением 24 кВ испытание на коронирование в течение 5 мин при снижении напряжения после испытания 11. Обмотка статора после заводки ' ротора в статор и установки щитов до заполнения статора водородом 2,4UHI 52 50 1,15С/„ом 2,2С/Н0 49 0,5 40 50 2VmM + 3 .49 1,15 U„ и„. Допускается равномерное свечение голубого цвета по пе- риметру стержня. Свечение бе- лого и желтого цвета не допускается Допускается равномерное свечение голубого цвета по пе- риметру стержня. Свечение бе- лого и желтого цвета не до- пускается При испытании турбогенера- торов ТВВ ш ТГВ-200М по обмотке доласен циркулировать дистиллят скудельным сопро- тивлением не менее 75000 Ом. см и расход его должен быть не менее номинального Допускается равномерное свечение голубого цвета по периметру стержня. Свечение белого и желтого цвета не допускается См. примечание к п. 10
Продолжение табл. 13.29 Испытуемый элемент Испытатель- ное напря- жение, к В Примечание Испытания, проводимые прн частичной замене обмотки статора турбогенераторов, проработавших до 10 лет 12. Оставшаяся часть обмотки после уда- ления поврежденных стержней 13. Новые и демонтированные стержни обмотки турбогенераторов ТВВ до укладки их в пазы 14. Новые стержни турбогенераторов ТГВ до укладки их в пазы 15. Демонтированные и отремонтирован- ные стержни турбогенераторов ТГВ до ук- ладки их в пазы Испытание на коронирование в течение 3 мин при снижении напряжения после ис- пытания изоляции 16. Лобовая часть стержней 17. Новые н отремонтированные соедини- тельные и выводные шины до установки 18. Новые и отремонтированные концевые выводы до установки 19. Кронштейны и шинодержатели до установки 20. Нижние стержни обмотки после укладки их в пазы для турбогенераторов: ТВВ ТГВ 21. Верхние стержни обмотки после укладки их в пазы до выполнения заклиновки пазов для турбогенераторов: ТВВ ТГВ 22. Полностью собранная обмотка статора (испытание повышенным выпрямленным на- пряжением) для турбогенераторов: ТГВ-200 ТГВ-300 23. Полностью собранная обмотка статора: испытание повышенным напряжением про- мышленной частоты испытание на коронирование в течение 5 мин при снижении напряжения после испытания 2CL, 2JUHOM 377 2 77/ 1,ЗС/ноМ 2,4С/ном 2,40»* М£/ном 2 577 2 477 2,4TJH( 2,27JH, 40 50 Ш„, В случае пробоя только верх- них стержней испытание про- изводится напряжением 1,777ном При испытании изоляции турбогенераторов ТВВ и ТГВ- 200М по обмотке должен цир- кулировать дистиллят с удель- ным сопротивлением 75 000 Ом-см и расход его должен быть не менее номинального или шланги должны быть сняты См. примечание к п. 1 Испытание не проводится, если полупроводящие покры- тия пазовой части вынесены на лобовую часть В случае пробоя только верх- них стержней испытание про- изводится напряжением 1,577ном
Продолжение табл. 13.29 Испытуемый элемент 24. Обмотка статора после заводки ротора в статор и установки щитов до заполнения статора водородом Испытатель- ное напря- жение, кВ * ^НОМ Примечание При испытании турбогенера- торов ТВВ и ТГВ-200М по обмоткам должен циркулиро- вать дистиллят Испытаввя, проводимые при ремонтах без замепьт стержней обмотки 25. После частичной или полной перекли- новки пазов статора или перепайки лобовых частей: обмотка статора обмотка статора после заводки ротора в статор и установки щитов 26. Обмотка статора турбогенераторов: ТВВ тгв ШНП1 1,ЗС/„ом Ремонт без замены стержней Ремонт, не связанный с подъемом стержней или пере- клиновкой Испытании, проводимые при частичной замене обметки статора турбогенераторов, проработавших свыше 10 лет 27. Оставшаяся часть обмотки после удале- ния поврежденных стержней 28. Новые и ремонтируемые выводные шины до установки 29. Новые и ремонтируемые концевые вы- воды до установки 30. Кронштейны, шинодержатели и бан- дажные кольца до установки 31. Стержни обмотки до укладки в пазы Испытание на коронирование при снижении напряжения после испытания Лобовая часть стержней Изоляция полустержней турбогенераторов ТВВ Испытание изоляции между трубками и трубками — элементарными проводниками 32. Нижние стержни обмотки после укладки в пазы Верхние стержни обмотки после укладки в пазы 33. Новые верхние и нижние стержни совместно после укладки в пазы и заклиновки 34. Полностью собранная обмотка (испы- тание изоляции выпрямленным напряжением) для турбогенераторов, кВ: ТГВ-200 ТГВ-300 1.7Ц, А'+^НОМ 2,4£А„ом 1,4САН0М А ' ^ном 1 По п. 1 По П. 5 По п. 6 2^ном 40 50 При испытании турбогенера- торов ТВВ и ТГВ-200М по обмотке должен циркулиро- вать дистиллят с удельным сопротивлением не менее 75000 Ом-см или шланги должны быть сняты 3.
Продолжение табл. 7.12 Испытуемый элемент Испытатель- ное напря- жение, кВ Примечание 35. Полностью собранная обмотка статора: испытание повышенным напряжением про- мышленной частоты испытание на коронирование в течение 5 мин при Снижении напряжения после ис- пытания '' Обмотка статора после заводки ротора и установки щитов 1,5С4, Ш„, W« При испытании турбогенера- торов ТВВ и ТГВ-200М по обмотке должен циркулировать дистиллят с удельным сопроти- влением не менее 100 кОм-см Видимая корона не должна наблюдаться При испытании турбогене- раторов ТВВ и ТГВ-200М по обмоткам должен циркули- ровать дистиллят с удельным сопротивлением не менее 100 кОм-см Таблица 13.30. Испытательные напряжения, применяемые прн пооперационных испытаниях изоляции статоров генераторов н синхронных компенсаторов (кроме генераторов серий ТВВ н ТГВ) Испытуемый элемент Испытательное напряжение, кВ, для генераторов номинальным напряжением, кВ до 6,6 вклю- чительно 10,5 и выше Обмотки корзиночного типа до 6,6 вклю- чительно 10,5 и выше Обмотки европейского типа Испытания, проводимые прн полной смене обмотки статора Стержни (секции) до укладки в пазы Лобовые части стержней (секций) до укладки обмотки: нормальная изоля- ция облегченная изоля- ция Отремонтированные ло- бовые дуги обмотки до установки на место: одноименных фаз разноименных фаз Изоляция кронштейнов Изоляция бандажных колец лобовых частей обмотки Соединительные шины до установки на место Выводные шины до ус- тановки на место ЗС/„, 1,6£/„, UK. 1 211 1,8С/ном 2,5 [/„, 2,5.УН( 3<У„, 1,5С/Н, 1,Ш„, 1,2 Um 1,5С/Н( 2<УН, 2,5<УН, 3£/„, 1,ЗС/Н, 1,6С/„, 2,5£/ном 2,5 <У„, 3<У„ 1,2£/н( 2(7„, 2,5£/Н1
Продолжение табл. 13.30 Испытуемый элемент Стержни (секции) после укладки в пазы: нижние верхние (отдельно от нижних) Обмотка статора после ремонта (испытание повышенным вып- рямленным напряже- нием) Обмотка статора после ремонта (испытание повышенным напряже- нием промышленной частоты) для генерато- ра мощностью, кВт: до 1000 до 1000 и выше на номинальное напря- жение, В: до 3300 включитель- но от 3300 до 6600 включительно свыше 6600 Испытательное напряжение, кВ, для генераторов номинальным напряжением, кВ до 6,6 вклю- чительно Обмотки 2,8£/Шм 2,6С/ном 1,28-2,5 С/ном 2С/„ом + 1 2С/ном + 1 Z, J l/hom - 10,5 и выше корзиночного типа 2JUHOM Z, j £/HoM l,28(2C/HOM + 3)*i 1,28(2С/ном+1) - - — 2£/ном + 3 до 6,6 вклю- чительно 10,5 и выше Обмотки европейского типа 2,8 UmM 1,28-2,5 С/ном 2С„™ + 1 2£/Шм+1 2,5Г/ном - 2 7Г/ 1,28(2С/ном+3)*> 1,28(2Г/ном+1) - - "* 2С/Шм + 3 Испытания, проводимые при частичной смене обмотки статора генераторов, проработавших до 10 лет Обмотка после удаления поврежденных стерж- ней (секций) Запасные и отремонти- рованные стержни (сек- ции) до укладки в па- зы — пазовая изоляция Лобовые части стерж- ней до укладки обмот- ки: нормальная изоля-' ция облегченная изо- ляция Старые лобовые дуги до установки на место: одноименных фаз разноименных фаз 2С/„, 2,7Е/Н1 1, j С/Ном 2£/„, 2,7 £/„, 1,ЗГ/Н1 2U„ гли„ «1> Щи» 1,2 U„, ги„ 2.7К. I 111
Продолжение табл. 13.30 Испытуемый элемент Отремонтированные ло- бовые дуги ща уста- новки на место: одноименных фаз разноименных фаз Запасные и отремонти- рованные стержни (секции) после укладки в пазы до соединения со старой обмоткой (нижние стержни) Запасные и отремонти- рованные стержни (секции) после укладки в пазы до соединения Со старой обмоткой Собранная обмотка (ис- пытание повышенным выпрямленным напря- жением) Собранная обмотка ста- тора после ремонта (испытание повышен- ным напряжением про- мышленной частоты) Испытательное напряжение, кВ, для генераторов номинальным напряжением, кВ до 6,6 вклю- чительно 10,5 и выше Обмотки корзиночного типа - — 2,4С/ном - 1,28-2,5С/нОМ 1 >' ^ном - — 2,4£/ном - 1,28(2С/ном+3)*> 1,28(2С/ном+1) 1,7^ном до 6,6 включи- чительно Обмотки l,zL/HOM 1,5С/ШМ 2,4С/ном А 4 С/ном 1,28-2,5 С/ном 1,7С/„ом 10,5 и выше европейского типа 1 2Г/ 1 г^- ^ ном 1,5С/ном 2 4Г/ 2 4Г/ l,28(2f/HOM + 3)*i l,28(2C/HOM + l) 1,7#„оМ Испытания, проводимые прн частичной смене обмоткн статора гевераторов, проработавших более 10 лет Обмотка после удаления поврежденных стерж- ней (секпий) Запасные и отремонти- рованные стержни (сек- ции) до укладки в па- зы — пазовая изоляпия Лобовые части стержней (секций) до укладки обмотки: нормальная изоля- ция облегченная изоля- ция Старые лобовые дуги до установки на место: одноименных фаз разноименных фаз А >' ^ном 2 SU 1,ЗС/Яом 1 ^ном — — I.7UHOM Z,JL/HOM 1,ЗС/Шм * ^ном — - 1,7С/Н, 2,5 С/„, 1^„о 1,2С/Н, 1,7 К,, 2,5С/Н( * ^ном
Продолжение табл. 13,30 Испытуемый элемент Отремонтированные ло- бовые дуги до уста- новки на место: одноименных фаз разноименных фаз .Запасные и отремонти- рованные стержни (сек- ции) после укладки в пазы до соединения со старой обмоткой (ниж- ние стержни и секции) Запасные и отремонти- рованные стержни (сек- ции) после укладки в пазы до соединения со старой обмоткой Обмотка статора (ис- пытание повышенным выпрямленным напря- . жением) Собранная обмотка ста- тора после ремонта (испытание повышен- ным напряжением про- мышленной частоты) Концевые выводы в соб- ранном виде до ус- тановки Испытательное напряжение, кВ, для генераторов номинальным напряжением, кВ до 6,6 вклю- чительно 10,5 и выше Обмотки корзиночного типа - — 2,2 £Люм — 1,28-2,5*/ном 1,5£/ном 2,4С/ном — — 2,2£/НОм — l,28(2C/HOM + 3)*i l,28(2rjHOM+l) 1,Э^ном 2,4С/ном до 6,6 включи- тельно Обмотки -~ 1 277 l,3L<HOM — 2 2Г/ 1,28-2,5£/ном 1 %Т1 lJJL/HDM 2,4C/HOM 10,5 и выше европейского типа 1 2Г/ 1 2U - 2 2Г/ 1,28(2С/ном + 3)*1 1,28(2£/ном+1) 1,jl/hOM ■V 2 АЛ Испытания, проводимые при ремонте без замены обмотки статора Обмотка статора генера- тора, проработавшего до 10 лет, после пол- ной или частичной пе- реклиновки пазов или перепайки лобовых ча- стей Обмотка статора генера- тора, проработавшего свыше 10 лет, после полной или частичной переклиновки пазов или перепайки лобо- вых частей*2 I.7IA» 1,51/» 1.7Ц. 1,5 иш иит 1,5 U„ *■ 1,5 С/„, l,5t/„
Продолжение табл. 13.30 Испытуемый элемент Обмотка статога генера- тора, проработавшего до 10 лет, после ре- монта, не связанного с подъемом стержней или переклиновкой па- зов (крепление банда- жей, подправка железа, подкраска и т. д.) То же для генераторов, проработавших свыше 10 лет Испытательное напряжение, кВ, для генераторов номинальным напряжением, кВ до 6,6 вклю- чительно 10,5 и выше Обмотки корзиночного типа 1,2С/ном 1,ЗС/ном 1,2С/ном до 6,6 вклю- чительно 10,5 и выше Обмотки европейского типа 1,ЗС/ном 1,Zl/hom 1,ЗС/ном 1,2С/ном Испытания, проводимые при всех видах ремонта обмотки статора Стяжные болты сердеч- ника обмотки: неремонтированные после изолировки до установки после переизолиров- ки и после установ- ки Крепежные болты лобо- вых частей обмотки 2£/„, 2С/Н, *! Значения испытательного напряжения для генераторов номинальным напряжением: в числи- теле — от 6.6 до 20 кВ включительно, в знаменателе — от 20 до 24 кВ включительно. *г Если обмотка проработала свыше 10 лет, но эксплуатационные испытания ее проводятся напряжением l,7f/HOM, то принимается испытательное напряжение 1,7£Уном. При частичной замене обмотки корзи- ночного типа по табл. 13.30 изоляция верхних стержней по технологическим усло- виям испытывается не после укладки их в пазы, а по окончании ремонта вместе со всей обмоткой. При пробое одного или нескольких стержней во время профилактических испы- таний оставшуюся часть обмотки всех трех фаз необходимо испытывать напряжением промышленной частоты, равным 1,7С/ном. Допускается не испытывать неповрежденные фазы (ветви) обмотки, если была исключена возможность повреждения их изоляции при выемке стержней во время ремонта. После замены или при ремонте повреж- денного стержня (секции катушки) необхо- димо вновь испытывать все фазы напряже- нием промышленной частоты, равным на- пряжению, применяемому при эксплуатаци- онных испытаниях. По окончании ремонта после ввода ротора вся обмотка испыты- вается номинальным напряжением по отно- шению к корпусу. Стержни (секпии), вынимавшиеся из па- зов во время ремонта, испытываются так же, как^и отремонтированные, в зависимости от срока службы по нормам, предусмотренным для генераторов, проработавших до 10 лет и более. В случае применения обмотки с термо- реактивной изоляцией, изготовленной по
иному технологическому процессу и запекае- мой после укладки в статоре, испытания проводятся по нормам технологической инст- рукции на этот процесс, согласованной с Главтехуправлением Минэнерго СССР. ' При проведении испытаний обмоток ро- торов турбогенераторов по нормам табл. 13.31 и 13.32 необходимо выполнять следующие указания." изоляция обмотки ротора с алю- миниевыми седлами испытывается прило- жением напряжения к обмотке, при этом седла должны быть замкнуты на бочку ро- тора; при испытании изоляции обмотки ро- тора от седел последние должны быть от- соединены от корпуса, а обмотка ротора замкнута на корпус. Напряжение «одаегся на седла,' изоляция обмотки ротора от седел испытывается во всех случаях снятия банда- жей независимо от причин снятия; при частичном ремонте изоляции обмотки рото- ра европейского типа, когда катушки соеди- няются между собой перемычкой, изоляция уложенной переизолированной катушки не ис- пытывается; при частичном ремонте обмотки ротора с наборными зубьями, не имеющей пазовых гильз, оставшаяся часть обмот- ки повышенным напряжением не испыты- вается. Состояние изоляции проверяется мега- омметром на напряжение 1 кВ в течение 1 мин. Во всех случаях снятия бандажей рото- ра изоляция его обмотки от корпуса" испы- тывается напряжением 1 кВ промышленной частоты в течение 1 мин. Испытание про- водится при снятых бандажах после очистки ротора. Нормы пооперационных испытаний изо- ляции при ремонтах гидрогенераторов, син- хронных компенсаторов и синхронных элект- родвигателей с полной или частичной сме- ной обмоток ротора приведены в табл. 13.33. Таблица 13.31. Испытательные напряжения, применяемые при пооперационных испытаниях изоляции обмотки роторов турбогенераторов серий ТВВ, ТВФ и ТГВ Испытуемый элемент Испытательное напряжение, кВ Испытания, проводимые прн полиой смене обмоткн, токоподводов н контактных колец ротора 1. Изоляция перед укладкой новых шин токоподводов турбогенераторов: ТВВ, ТВФ ТГВ 2. Изоляция перед укладкой в изоляционный цилиндр новых стержней токоподводов турбогенераторов: ТВВ, ТВФ . ТГВ 3. Изоляция новых токоведущих винтов перед уста- новкой на ротор турбогенераторов: ТВВ, ТВФ ТГВ 4. Изоляция новых шин токоподводов после укладки и заклиновки турбогенераторов: ТВВ, ТВФ ТГВ 5. Изоляция новых стержней токоподводов после ук- ладки в ротор совместно с токоведущими винтами, но без токоподводов и контактных колец турбогенераторов: ТВВ, ТВФ ТГВ 6. Изоляция новой втулки контактных колец после ме- ханической обработки до посадки колец турбогенераторов: ТВВ, ТВФ ТГВ 7. Изоляция контактных колец после посадки их на втулку турбогенераторов: ТВВ, ТВФ ТГВ 8,6 > 15С/ШМ + 3,35 > 5,6 10 8,6 >15С/ном+ 3,35 > 5,6 8,6 8,6 > 15С/ном + 3,35> 5,6 8,6 7,6 > UUmM + 2,7 > 4,! 9,1 as 7,6 > 14f/HOM + 2,7 > 4,8 6,7 8,6>15£/HOM + 4,7>5,6 8,6 8,6 > 15C/HOM + 3,35 > 5,6 7,6
Продолжение табл. 13.31 Испытуемый элемент 8. Изоляция контактных колец после посадки их на ротор турбогенераторов: ТВВ, ТВФ тгв 9. Изоляция новых гильз перед укладкой в пазы: миканитовых у турбогенераторов ТГВ стеклотекстолитовых у турбогенераторов: ТВВ, ТВФ «, ТГВ V 10. Изоляция новых гильз после укладки в пазы: миканитовых у турбогенараторов ТГВ стеклотекстолитовых у турбогенераторов: ТВВ, ТВФ ТГВ 11. Изоляция катушек от корпуса после укладки в па- зы и закрепления временными клиньями каждой отдельной катушки, не имеющей нижнего соединения, и каждой пары смежных катушек, имеюших нижнее соединение: катушек в миканитовых гильзах турбогенераторов ТГВ катушек в стеклотекстолитовых гильзах турбогенера- торов : ТВВ, ТВФ ТГВ 12. Витковая изоляция катушек после первой опрессовки пазовьк и лобовых частей (испытания импульсным напря- жением высокой, частоты с затухающей амплитудой) 13. Корпусная изоляция обмотки после первой опрес- совки пазовых и лобовых частей: с миканитовыми гильзами для турбогенераторов ТГВ со стеклотекстолитовыми гильзами для турбогенера- торов : ТВВ, ТВФ ТГВ 14. Витковая изоляция катушек после заклиновки пазов постоянными клиньями и установки постоянных клиньев и распорок в лобовых частях обмотки (испытания им- пульсным напряжением высокой частоты с затухающей амплитудой) 15. Корпусная изоляция обмотки после заклиновки па- зов постоянными клиньями и установки постоянных клиньев и распорок в лобовых частях сбмотки: с миканитовыми гильзами для турбогенераторов ТГВ со стеклотекстолитовыми гильзами для турбогенера- торов: ТВВ, ТВФ ТГВ 16. Корпусная изоляция обмотки перед посадкой бан- дажей: с миканитовыми гильзами для турбогенераторов ТГВ со стеклотекстолитовыми гильзами для турбогенера- торов: ТВВ, ТВФ ТГВ 17. Корпусная изоляция обмотки ротора совместно с то- коподводами и контактными кольцами после посадки бандажей для турбогенераторов: ТВВ, ТВФ ТГВ Испытательное напряжение, кВ 6 > 9С/ном + 3,35 > 3,6 6,4 10 6,8 > \2UHOM 7 8,5 6,5>1Шном 6,5 6,5 5,7 > 10С/НОМ 5,7 150 В на 0,1 мин 5,8 + 2,8 > 4,25 + 2,5 > 4,2 + 2,2 > 3,7 виток в течение 5 > 10£/ном + 1,6 > 3 5 150 В на 0,1 мин 5 4,5 > 10Е/ШМ 4,5 4,4 4,25 > 9UmM 4,25 виток в течение + 1,2 > 2,6 + 1 > 2,3 4>9С/НОМ + 0,7>2,1 4
Продолжение табл. 13.31 Испытуемый элемент Испытательное напряжение, кВ Испытании, проводимые при полной смене обмотки ротора. Токоподводы и контактные кольца не ремонтируются 18. Изоляция контактных колец совместна с тс-копод- воддми, отсоединенными от обмотки для турбогенера- торов: ТВВ, ТВФ ' ТГВ 19. Элементы, указанные в пп. 9—17 5Л> 1Um 5,5 ,+.3>4 Испытания, проводимые при частичном ремонте обмотки ротора 20. Изоляция оставшейся части обмотки после выемки поврежденных катушек совместной с изоляцией токопод- водов и контактных колец для турбогенераторов: от корпуса: ТВФ, ТВВ ТГВ витковая: импульсным напряжением высокой частоты с зату- хающей амплитудой измерением падения напряжения в катушках, обмотке полюсов и во всей обмотке 21. Изоляция гильз: i до укладки в пазы после укладки в пазы 22. Изоляция от корпуса отремонтированных катушек после укладки в пазы и закрепления временными клиньями: катушек, изоляцию которых можно испытать, не сое- диняя с оставшейся частью обмотки катушек, изоляцию которых можно испытать только после соединения катушек с оставшейся частью об- мотки турбогенераторов: ТВВ, ТВФ ТГВ 23. Изоляция обмотки после первой опрессовки пазовых и лобовых частей турбогенераторов: от корпуса: ТВВ, ТВФ ТГВ витковая: измерением падения напряжения в катушках, ббмотке полюсов и во всей обмотке импульсным напряжением высокой частоты с зату- хающей амплитудой 24, Изоляция обмотки после заклиновки пазов постоян- ными клиньями и установки постоянных клиньев и рас- порок в лобовых частях обмотки турбогенераторов: от корпуса: ТВВ, ТВФ ТГВ витковая: импульсным напряжением высокой частоты с зату- хающей амплитудой измерением падения напряжения в катушках, обмот- ке полюсов и во всей обмотке Ъ>1икоы + 0,Ъ> 1,5 3 100 В на виток в течение 0,1 мин 5 В на виток По п. 9 По п. 10 По п. 11 2,5 > bVm + 0,6 > 1,4 2,5 2,25 > 4,5f/HOM + 0,6 > 1,3 2,25 5- В на витой в течение 5 мин 85 В на виток в течение 0,1 мин 2>4£/ном + 0,6>1,2 2 70 В на виток в течение 0,1 мин 5 В на виток в течение 5 мин
Продолжение табл. 13.31 Испытуемый элемент Испытательное напряжение, кВ 25. Корпусная изоляция обмотки роторов перед посад- 1,75 > ЗС/ном 4- 0,6 > 1,1 кой бандажей турбогенераторов ТВВ, ТВФ 26. Корпусная изоляция обмотки ротора совместно с то- коподводами и контактными кольцами после посадки бандажей турбогенераторов: ТВВ, ТВФ тгв 1*: Испытания, проводимые при ремонте ротора в пределах лобовых частей обмотки '" и при переклиновке пазов 1,5 > 2,5С/ном + 0,625 > 1 1,5 27. Корпусная изоляция обмотки ротора совместно с изо- ляцией токоподводов и колец после окончания ремонта до посадки бандажей турбогенераторов: ТВВ. ТВФ тгв 28. Корпусная изоляция обмотки ротора совместно с изо- ляцией токоподводов и контактных колец после посадки бандажей 29. Обмотка ротора — измерение сопротивления изоляции до испытания изоляции повышенным напряжением и после испытания — мегаомметром на напряжение 1 кВ 1,5 >- 1,5С/ном + 0,975 > 1,2 1,5 1 , Примечания: 1. При испытании витковой изоляции обмоток роторов импульсным напряжением значение его на выходах обмотки ротора не должно превышать испытательное напряжение изоляции обмотки ротора. 2. За номинальное напряжение обмотки ротора принимается напряжение на кольцах при номи- нальной нагрузке турбогенератора в установившемся тепловом состоянии. Если номинальное напряжение обмотки ротора неизвестно и его невозможно определить, то в таких случаях за номинальное напряжение обмотки ротора можно принять следующие значения напряжения, В: для турбогенераторов ТВФ-60-2 — 210; ТВФ-100-2-270, ТВФ-200-400, ТВВ-165-2 - 370, ТВВ-200-2 - 320, ТВВ-320-2 - 450, ТВВ-500-2- 430. Таблица 13.32. Испытательные напряжения, применяемые при пооперационных испыта- ниях изоляции роторов генераторов и синхронных компенсаторов (кроме турбогенераторов ТВВ, ТВФ и ТГВ) Испытуемый элемент Испытательное напряжение, кВ Примечание Испытания, проводимые прн полной смене обмотки ротора 1. Незамененная изоляция токоподводов, отсоединенных от катушек и контактных колец 2. Незамененная изоляция токоподводов, отсоединенных от катушек, но не отсое- диненных от контактных колец (если от- соединение токоподводов связано с повреж- дением их изоляции или требует снятия контактных колец) 3. Незамененная изоляция контактных колец при отсоединенных токоподводах 4. Новая изоляция шин токоподводов до их укладки 5(7) 4 6,5(7,5) В скобках — испытательное напряжение для жесткого при- соединения токоподводов к нижнему витку малой катушки При полной замене изоля- ции обмотки ротора изоляция токоподводов заменяется толь- ко в том случае, если она не выдержала испытаний по пп. 1 и 2
Продолжение табл. 13.32 Испытуемый элемент Испытательное напряжение, кВ Примечание 5. Новая изоляция стержней токоподвода перед укладкой их в изоляционный ци- линдр 6. Новая изоляция шин токоподвода по- сле укладки и клиновки, но до соединения с катушками и контактными кольцами 7. Новая изоляция стержней токоподвода после укладки в ротор совместно с то- коведущими болтами 8. Новая изоляция контактных колец до насадки на вал ротора 9. Новая изоляция контактных колец пос- ле насадки их на вал до соединения с токо- подводами 10. Новая изоляция токоподводов пос- ле присоединения к переизолированным контактным кольцам, но до соединения с катушками 11. Новая изоляция межкатушечных сое- динений (съемных деталей) отдельно от обмотки 12. Изоляция гильз до укладки их в пазы: миканитовых стеклотекстолитовых 13. Изоляция гильз после укладки их в пазы: миканитовых стеклотекстолитовых 14. Изоляция отдельных катушек после укладки в пазы и закрепления временны- ми клиньями, но до соединения с другими катушками 15. Изоляция катушки после укладки в пазы, закрепления временными клиньями и соединения с ранее уложенной катушкой 16. Изоляция уложенной обмотки после первой опрессовки 17. Витковая изоляция обмотки после первой опрессовки 18. Изоляция обмотки после заклиновки постоянными клиньями 19. Изоляция обмотки перед насадкой роторных бандажей 20. Изоляция обмотки после насадки роторных бандажей 6,5(7,5) 5(7) 5(7) 6,0 4,5 4 10 7 6,8 6,5 5,5 2,5 на 4,5 -3,5 В виток 3,5 3 2,5 Если выступающая часть изоляции под контактными кольцами менее 15 мм, то при испытании новой изоляции контактных колец до насадки на вал турбогенераторов ис- пытательное напряжение сни- жается до 5 кВ Испытание проводится также при частичной замене обмотки ротора При испытании изоляции обмоток 4 витковои роторов импульсным напряжением зна- чение его щ выводах не долж- но превышать испытательное напряжение корпусной изо- ляции более чем на 10%
Продолжение табл. 13.32 Испытуемый элемент Испытательное напряжение, кВ Примечание Испытания, проводимые прн частичной смеве обмотки ротора 21. Изоляция оставшейся (незамененной) части обмотки ротора после выемки пов- режденной катушки 22. Изоляция катушек после их уклад- ки и заклиновки временными клиньями (для турбогенераторов, испытание которых возможно без соединения обмоток новых катушек со старой обмоткой) 23. Изоляция обмотки совместно со ста- рой обмоткой после первой опрессовки 24. Изоляция обмотки после заклиновки постоянными клиньями 25. Изоляция обмотки: перед посадкой роторных бандажей после посадки роторных бандажей 26. Изоляция лобовой части обмотки от седел По пп. 14-16 1,75 1,5 1,25 1 2,5 Испытания, проводимые при ремонтах в пределах лобовой части обмоткн 27. Изоляция обмотки от седел при за- землевной обмотке ротора — испытание до ремонта • 28. Изоляция обмотки от седел после ре- монта при заземленной обмотке 29. Изоляция обмотки ротора от корпуса после окончания ремонта при снятых бандажах 30. Изоляция обмотки ротора до и после ремонта 31. Изоляция обмотки после насадки ро- торных бандажей 32. Изоляция обмотки ротора после снятия бандажей, удаления расклиновки, фрезеровки шлицев и удаления седел: от корпуса витковая 2,5 2 1 Проверка ме- гаомметром 2,5 кВ То же 1,25 2,5-3,5 В на виток При реконструкции вентиля- ции лобовых частей обмотки Таблица 13.33. Испытательные напряжения, прнмениемые при пооперационных испытаниях изоляции обмоткн ротора нвиогюлюсных машни Испытуемый элемент Испытательное напряжение промышленной частоты, кВ, для машин с номинальным напряжением возбуждения, В от 100 до 250 включительно выше 250 Испытания, проводимые при полной смене обмоткн ротора 1. Изоляция отдельных катушек обмотки ротора после изготовления и установки на полюсы: от корпуса витковая 3 В на виток 4,5
Продолжение табл. 13.33 Испытуемый элемент Испытательное напряжение промышленной частоты, кВ, для машин с номинальным напряжением возбуждения, В от 100 до 250 включительно выше 250 2. Изоляция отдельной катушки после установки на ро- торе и крепления полюсов, но до соединения катушек между собой и с контактными кольцами: от корпуса витковая 3. Изоляция контактных колец, токоподводов и щеточ- ных траверс до соединения с обмоткой 4. Изоляция катушек от корпуса после соединения между собой и с контактными кольцами 5. Изоляция обмотки ротора от корпуса в собранной машине после ремонта 3,5 2,5 В на виток 3,5 3 2,5 4 3,5 3 Испытания, приводимые при частичная смене обмотки ротора 6. Изоляция остающейся части обмотки ротора: от корпуса витковая 7. Испытание по п. 2 8. Изоляция обмотки от корпуса после соединения всех катушек между собой и с контактными кольцами 9. Обмотка ротора в собранной машине после частич- ной замены изоляции 2,5 | 3 2 В на виток 2,25 2,75 2,5 Приведенные нормы испытания изоля- ции повышенным напряжением распростра- няются на роторные обмотки гидрогенера- торов и синхронных компенсаторов с на- пряжением возбуждения свыше 100 В. Если при частичной замене изоляции при испытаниях наблюдается пробой не- скольких катушек (не менее 5) и устанавли- вается общее неудовлетворительное состоя- ние обмотки, а по условиям работы энерго- системы и наличию запасных частей нельзя выполнить полную замену изоляции обмотки ротора, испытательное напряжение остав- шейся части обмотки, а также испытатель- ное напряжение при сдаточных испытаниях Глав- устанавливаются по согласованию с техуправлением, но не ниже 1,5 кВ. При полной замене изоляции обмотки ротора старые контактные кольца, токопро- воды и щеточные траверсы могут быть использованы без переизолировки только в том случае, если они выдержали испыта- ние повышенным напряжением. В противном случае изоляция должна быть заменена. Изоляция контактных колец испытыва- ется по отношению к корпусу и между собой. Испытательные напряжения, применяе- мые при пооперационных испытаниях элект- родвигателей, приведены в табл. 13.34—13.38. Таблица 13.34. Испытательное напряжение промышлевнон частоты . sspH иолнон смене обмоток электродвигателей с жесткими катушками или со стфжиями Испытуемый элемент 1. Отдельная катушка и стержень перед укладкой*1 2. Обмотки после укладки в пазы до пайки межкатушечных соединений Испытательное напряжение, кВ, для электродвигателей на номинальное напряжение, кВ, мощностью до 0,5 включи- тельно 4,5 3,5 до 1000 кВт 2 П*2 9 3 13,5 11,5 6 21,5 18,5 10 31,5 29 выше 1000 кВт 3 13,5 11,5 6 23,5 20,5 10 34 30
Продолжение табл. 13.34 Испытуемый элемент 3. Обмотки после пайки и изоли- ровки соединений 4. Главная изоляция обмотки пол- ностью собраш1%й*3 5. Витковая изоляция Испытательное напряжение, кВ, для электродвигателей на номинальное напряжение, кВ, мощностью до 0,5 включи- тельно 3 до 1000 кВт 2 6.5 5 3 9 7 Пс 6 15,8 13 табл. Ю 25 21 13.36 выше 1000 кВт 3 9 7 6 18,5 15 10 27 23 Ф1 Если стержни нли катушки изолированы микалентой без' компаундирования изоляции, то испытательное напряжение, указанное в пп, 1 и 2, может быть снижено на 5 %. *2 Если катушки или стержни после изготовления были испытаны данным напряжением, то при повторных испытаниях перед укладкой допускается снизить испытательное напряжение на 1 кВ. *3 Испытательное напряжение в соответствии с ГОСТ 183 — 74** устанавливается равным 2(7ном + + 1 кВ, но не ниже 1,5 кВ. Таблица 13.35. Испытательное напряженяе промышлеянои частоты прн частичной смеяе обмоток статора электродвигателей с жесткими катушками или со стержнями Испытуемый элемент Оставшаяся часть обмотки Запасные катушки (секции, стержни) перед закладкой в электродвигатель То же после закладки в пазы перед соединением со старой частью обмотки Главная изоляция обмотки полностью собранного элект- родвигателя Витковая изоляция Испытательное напряжение. кВ 2(7 2,25(Уном + 2 2UmM + 1 1 7(7 По табл. 13.36 Габлица 13.36. Импульсные испытательные напряжения новых обмоток или катушек статора после укладки в пазы Напряжение обмотки, кВ До 0,5 0,5-3 3-3,3 6-6,6 10-11 Напряжение на выводах катушки (амплитудное значение-), кВ 2,0 3,5 5,0 9,0 12,0 Наибольшее допустимое значение междувиткового напряжения (амплитудное значение), В 500 600 800 1400 1900 Примечания: 1. Междувитковое испытательное напряжение определяется, как частное от де- ления значения напряжения на выводах катушки на число витков в катушке. 2. Если междувитковые напряжения превышают нормированные значения, то испытательное на- пряжение на выводах катушки снижается до значения, равного произведению допустимого меж- дувиткового напряжения на число витков в катушке. 3. Испытательные напряжения витковой изоляции катушек до укладки их в пазы должны быть выбраны по стандарту илн нормали предприятия, в соответствии с чертежами которого изготовлены катушки.
Продолжение табл. 13.36 4. Испытания витковой изоляции оставшейся части обмотки при замене нескольких катушек производятся, как правило, лишь для катушек, отгибавшихся при подъеме шага и снова уложенных в пазы, выводы которых были распаяны. Испытательные напряжения для этого случая выбираются в соответствии с документацией ремонтной организации. При наличии испытательной аппаратуры, позволяющей производить испытания всей оставшейся части обмотки без дополнительной ее распайки, применяются такие же испытательные напряжения, как и для отгибавшихся катушек. 5. Продолжительность испытания 3 — 10 с. Испытания проводятся при наличии аппаратуры, предназначенной для таких испытаний. Таблица 13.37. Испытательные напряжения промышленной частоты прн полной смеве всыпных обмоток статора электродвигателей Испытуемый элемент Обмотки после укладки в пазы до пайки межкатушечных соединений Обмотки после пайки и изолировки межка- тушечных соединении, если намотка произво- дится по группам или по катушкам Обмотки после пропитки и запрессовки об- мотанного сердечника Главная изоляция обмотки собранного электродвигателя Испытательное напряжение, кВ, для электродвигателей мощностью, кВт от 0,2 до 10 включительно 2,5 2,3 2,2 2£/Ном + !. н0 не ниже 1,5 от 10 до 1000 включительно 3 2,7 2,5 2£/Ном+ 1, но не ниже 1,5 Таблица 13.38. Испытательные напряжения промышленной частоты при полной смеие обмотки ротора асинхронных электродвигателей Испытуемый элемент обмотки ротора Испытательное напряжение, кВ Стержни обмотки после изготовления, но до закладки в пазы Стержни обмотки после закладки в пазы, но до соединения Обмотка после соединения, пайки и бандажировки Контактные кольца до соединения с обмоткой Оставшаяся часть обмотки после выемки заменяемых катушек (секций, стержней) Вся обмотка после присоединения новых катушек (секций, стержней) 2£/рот* + 3 2<7рот + 2 % 2£/рот+1 2С/рот + 2,2 2£/рот, но не ниже 1,2 1,7С/рот, но не ниже 1 * ^рот— напряжение на кольцах при разомкнутом и' неподвижном роторе и номинальном напряжении на статоре. Примечания: 1. При частичной смене обмотки после соединения, пайки и бандажировки значение испытательного напряжения принимается равным 1,5£7рОТ, но не ниже 1 кВ. 2. Для роторов синхронных электродвигателей испытания проводятся по нормам для роторов синхронных явнополюсных генераторов и синхронных компенсаторов.
13.5. УСТАНОВКИ И ПРИБОРЫ ДЛЯ ИСПЫТАНИЯ ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ Таблица 13.39. Передвижные электротехнические устаиовки Показатель Назначение. ■■»■ !■ Тип автомашины Автономный ис- точник питания Измеритель со- противления изоляции (мега- омметр) Испытания повы- шенным пере- менным напря- жением Испытание повы- шенным вы- прямленным на- пряжением Измерения тан- генса утла ди- электрических потерь Прожигание мест повреждения в кабелях Определение ме- ста повреждения в кабелях Технические данные передвижных электротехнических установок ЭТЛ-10-02 Испытание и обслужива- ние ТП и ВЛ 0,4-10 кВ ГАЗ-66, ГАЗ-52 Генератор ЕСС5-62-4, 15 кВт 1,0 и 2,5 кВ АИИ-70, 50 кВ, 2,5 кВ-А АИИ-70, 70 кВ Нет » » ЭТЛ-35-02М Испытание ка- белей 6 — 10 кВ и электрообору- дования подстан- ций ГАЗ-66, ГАЗ-53, ГАЗ-52 Нет 0,5; 1,0 и 2,5 кВ ИОМ-100/20, 100 кВ, 20 кВА ВП-60, 60 кВ НОМ-10, мост Р5026 Нет » ПКЛС-10-02 Испытание ка- белей 6—10 кВ и электрообору- дования подстан- ций ГАЗ-66 Нет 2,5 кВ (Ф4100) ИОМ-100/20, 100 кВ, 20 кВА ВП-60, 60 кВ НОМ-10, мост Р5026, фазорегу- лятор ФР-4р Трансформатор ОМП-10/10, вы- прямитель ВП-10, 10 кВ, 5 А Генератор 48ГИС-2(1200Гц, 3 кВт), мост ка- бельный, кабеле- искатель, измери- тель Р5-10/1, из- меритель Щ4120, импульсный кон- денсатор ФМ-100-22 ПКЛС-10-02У Испытание электрооборудо- вания электро- станций и под- станций, а также кабелей и опреде- ление в них мест повреждения ГАЗ-66 Нет 2,5 кВ (М4100) ИОМ-100/20, 100 кВ, 20 кВА ВП-10, 10 кВ НОМ-10, мост Р5026, фазорегу- лятор ФР-4р Трансформатор ОМП-10/10, вы- прямитель ВП-10, 10 кВ, 5 А Генератор ГК-80, кабелеис- катель КАИ-80, мост Р41270, кон- денсаторы ИК-50-3 (50 кВ, 3 мкФ), ИС-5-200 (5 кВ, 3 мкФ), измеритель РМ-10/1, измери- тель Щ4120
Продолжение табл. 13.39 Показатель Назначение Tim автомашины Автономный ис- точник питания Измеритель со- противления изоляции (мега- омметр) Испытание повы- шенным пере- менным напря- жением Испытание повы- шенным вы- прямленным на- пряжением Измерения танген- са утла диэлект- рических потерь Прожигание мест повреждения в кабелях Определение ме- ста повреждения в кабелях * Технические данные передвижных электротехнических установок ПКЛС-10-02К Испытание кабелей 6 — 10 кВ и опре- деление в них мест повреж- дения ГАЗ-66 Генератор ЕСС5-62-4, 15 кВт 2,5кВ(М4100) ТВО-140-50, 100 кВ, 5кВ-А ВП-60, 60 кВ Нет Трансфор- матор ОМП-Ю/10, выпрямитель ВП-10, 10 кВ, 5 А Генератор ГВС-3,2-1200 (1200 Гц, 3,2 кВт), изме- рительР5-10/1, импульсный конденсатор ИКМ50-3 (50 кВ, 3 мкФ), кабелеиска- тель, конден- сатор импуль- сный ИС5-100 (5кВ,200мкФ) ПВЛ-10 Испытание ка- белей и элект- рооборудования городских ТП УАЗ-452Д Выносной бен- зоэлектрический агрегат АБ-1 1,0 и 2,5 кВ АИИ-70, 50 кВ, 2,5 кВ-А АИИ-70М, 70 кВ НОМ-10, мост Р5026, фазорегу- лятор ФР-4р Нет Измеритель Р5-10/1, мост по- стоянного тока СПЭИИ Испытание элект- рооборудования го- родских ТП, кабелей и определение в них мест повреждения ГАЗ-53, ГАЗ-52 Генератор ЕСС5-62-4, 15 кВт 1,0 кВ АИИ-70, 50 кВ, 2,5 кВ-А АИИ-70М, 70 кВ Нет Выпрямительная установка 15 кВ-А, со ступенями 1,5; 5; 10; 25 кВ. Наи- больший ток — 12 А, дроссельное устрой- ство со ступенями 30, 80 и 120 А Генератор ПВС-8- 80 (800 Гц, 8 кВ-А), генератор Г34-53 (1000 и 10000 Гц, 150 Вт) с кабеле- искателем, изме- рители Р5-10/1, Щ4120, конденсатор импульсный ИС5-200 (5 кВ, 200 мкФ) ■ УВЛ-03 Испытание кабелей и электрообору- дования под- станций ГАЗ-53 Нет 2,5 кВ ИОМ-100/25, 100 кВ, 25 кВ-А 175 кВ (схема удвоения) НОМ-10, мост Р5026 Выпрями- тельная уста- новка со ступе- нями 1, 3, 6, 10 и 55 кВ Генератор 48 ГИС-2 (1200 Гц, 3 кВт), измерители Р5-10/1,Щ4120, импульсные конденсаторы Примечания: 1. Передвижные электротехнические установки комплектуются переносными электроизмерительными приборами, комплектом монтерского инструмента и электрозащитными сред- ствами. 2. Передвижные электротехнические установки ЭТЛ-10-02, ЭТЛ-35-02М, ПКЛС-10-02. ПКЛС-10-02У, ПКЛС-Ш-02К, ПВЛ-10 изготовляет Ярославский электромеханический завод Минэнерго СССР, уста- новку СПЭИИ — Пензенские городские электросети МЖКХ РСФСР, установку УВЛ-03 — Пушкин- ский электромеханический завод Минмонтажслепстроя СССР.
Таблица 13.40. Комплектные испытательные установки Наименование и тип Аппарат АИД-70 Аппарат АИИ-70М Аппарат АИМ-80 Аппарат АИМ-90 Устройство В-140-2-3 для полу- чения выпрямлен- ного напряжения Установка выпря- мительная УВ-50-50*! Установка выпря- мительная УВ-160-2,5 Назначение Испытание повышен- ными переменным и выпрямленным напря- жениями Испытание трансфор- маторного масла Измерение тока утеч- ки на выпрямленном напряжении То же Определение пробив- ного напряжения жид- ких диэлектриков То же Электростатическая окраска изделий Получение стабили- зированного выпрям- ленного напряжения Электростатическая окраска изделий Напряже- ние пи- тающей сети, В 127, 220 127, 220 220 220 220 220 220 Выходное напряжение, кВ перемен- ного то- ка 50 50 80 90 выпрям- ленного тока 70 70 — - ПО 50 160 t Мощность или ток 2 кВ-А 2 кВА 0,5 кВА 0,5 кВ-А 2 кВ-А 5 кВА 0,8 кВ-А Выпрями- тель Кремние- вый » — - Селеновый » » Габариты, мм Пульт управления 320x210x280, аппарат 330x280x650 1000x620x1167 350 х 378 х 324 350 х 378 х 324 Трансформатор с селеновым вы- прямителем 0330x1455, пульт управления 450x217x620 Выпрямитель 750x515x978, пульт управления 480x605x958 Выпрямитель 776 х 336 х 590, пульт управления 400x336x213 Мас- са, кг 65 175 35 35 ПО 440 180 Завод- изгото- витель НПО «М ос- рентген» То же » » » » » » » » » »
Установка выпря- мительная ВС-20-10*2 Установка выпря- мительная В-13/6,5-30*з Выпрямительный блок ВП-10*4 То же ВП-60*4 Выпрямительный блок ВП-175*4 Испытатель изоля- ции вторичных це- пей ИВК Переносное уст- ройство WPT 0,3/ 2,5*5 Устройство WPT 4,4/10 - GPT 6/12,5*6 То же » » Элемент лаборатор- ных установок То же » » Испытания изоляции вторичных цепей повы- шенным напряжением промышленной часто- ты Испытание повышен- ным переменным на- пряжением реле, прибо- ров, вторичных обмо- ток трансформаторов тока и напряжения, ма- ломощных, электродви- гателей и т. п. Испытание машин, кабелей и конденсато- ров повышенным пере- менным напряжением ПО, 220 220 — 220 220 220 — - — 2 0,5; 1,0; 1,5; 2,0; 2,5 10 или 5 20 6,5 и 13 10 60 175 12,5 при номиналь- ной нагруз- ке, 14 при XX 0,8 кВ-А 0,6 кВ-А 3 А 85 мА' 17 мА 0,5 кВ-А Номинальная 0,3 кВ-А, крат- ковременная 1,2 кВ-А 440 мА при 10 кВ, 880 мА при 5 кВ Селеновый » Диоды Д-233 Б в масле Диоды Д-1007 в масле Диоды Д-1008 в масле Селеновый 800 х 700 х 600 266x216x458 420x135 500x135 1200x135 285x335x230 360x90x174 ? Трансформатор 500 х 376 х 390, пульт управления 614x360x466 120 120 2,9 3,4 8,2 21 8 90 42 » » » » СКТБ ВКТ Мос- энерго То же » » ОЗАП Мос- энерго TUR (ГДР) TUR (ГДР)
Продолжение табл. 13.40 Наименование н тип Устройство WPT 4,4/35 - GPT 6/45*6 Устройство GPT 3/80*6 Устройство WPT 3/50*7 Устройство WPT 4,4/100 Назначение Испытание машин, кабелей и конденсато- ров повышенным пере- менным напряжением То же Испытание повышен- ным переменным на- пряжением То же Напряже- ние пи- тающей сети, В 220 220 220 220 Выходное напряжение, кВ перемен- ного то- ка 35 или 17,5 65 или 32,5 50 100 выпрям- ленного тока 45 при но- минальной нагрузке, 50 при XX 90 при XX, 80 при 3 мА, 70 при 6 мА ■ Мощность нли ток 6 мА при дли- тельном режи- ме, 15 мА в течение 15 мин 0,8 кВ-А 3,2 кВ-А 4,6 кВА Выпрями- тель » » Га-бариты, мм Трансформатор - 500 х 376 х 390, пульт управления 614x360x466 Трансформатор 470 х 380 х 745, пульт управления 390 х 305 х 270, выпрямительный блок 0875 Трансформатор 575 х 440 х 685, пульт управления 615x360x465 Трансформатор 605 х 535 х 1670, пульт управления 615x360x465 Мас- са, кг 90 42 65 17 2 77 42 250 42 Завод- внтель TUR (ГДР) То же TUR (ГДР) То же *' Установка УВ-50-50 работает по схеме двухполупериодного выпрямления со сглаживанием пульсации напряжения до 7 % выносным конденсатором. *2 Установка ВС-20-10 имеет пульсацию напряжения 2%. *3 Установка В-13/6,5-30 выполнена по схеме удвоения напряжения н имеет пульсацию выпрямленного напряжения 25%. *4 Блоки ВП-10 собраны по схеме моста, блоки ВП-60 — по схеме однополупериодного выпрямления. *5 Устройство снабжено переключателем напряжения и двумя гибкими проводами высокого напряжения с изолирующими рукоятками, а также оптической и акустической сигнализациями, срабатывающими при повреждении изоляции объекта испытания. *6 Устройство состоит из пульта управления, трансформатора высокого напряжения, залитого эпоксидной смолой, выпрямителя н заземляющей штанги. Выходное напряжение изменяется со скоростью 2% в секунду, начиная с 20% номинального напряжения, с помощью регулировочного устройства с электроприводом. *7 Устройство состоит нз пульта управления н трансформатора высокого напряжения, залитого эпоксидного смолой. Скорость изменения напряжения 2% в секунду от 20% номинального напряжения. Трансформатор имеет демпфирующий резистор 4,7 кОм, смонтированный в его проходном изоляторе для защиты от перенапряжения прн пробое.
Таблипа 13.41. Трансформаторы для испытания оборудования высокого напряжения Тип обмоток, кВ вн нн кГ£ Габариты, мм Длина Ши- рина Высота (до наи- более вы- сокой точки) Масса, кг пол- ная выем- ной части Завод-изготовитель Однофазные трансформаторы 6±5% 0,4/0,23 Ю+5% 6 + 5% Ю + 5% 25-27,5 15 + 10% 35 35+2x2,5% 22/11*" 0,4/0,23 0,4/0,23 0,4/0,23 0,23 0,38 с отпай- кой; 0,22 0,4- 0,38 или 0,22 0,38; 0,5 4 4 10 10 10 5 20 50 50 4 4 4 4 10 7,5 5 4,5 4 480 480 480 480 910 640 850 990 790 270 270 270 270 510 640 560 760 950 740 740 740 740 1210 815 1860 1900 1190 150 150 165 165 310 235 815 1190 655 54 54 50 50 110 80 315 530 — 62 62 81 81 115 125 370 500 — Ленинградский электромехани- ческий завод То же » » » » Минский электротехнический завод Московское ПО «Электроза- вод имени В. В. Куйбышева» То же » » » » 35 35 35 35 0,23 или 0,4 0,23 или 0,4 0,23 или 0,4 0,23 или 0,4 Трех( 100 180 320 560 разные 6,5 6,5 6,5 6,5 трансформаторы 1580 2340 2390 2380 1090 1060 1390 1270 1820 2065 2140 2450 1510 2040 2750 3980 600 780 970 1310 640 920 1300 1900 Заводы Минэлектротехпрома СССР То же » » » » 2x7 15 35-70 Специальные испытательные трансформаторы 0,22 0,2 °.2 4ir 12 5*2 10 15*2 30 - 3 а 7 524 435 910 374 325 630 700 774 980 127,5 92 420 - 23 140 — 42 135 Московское ПО «Электроза- вод имени В. В. Куйбышева» ЦПРП Ленэнерго То же
Продолжение табл. 13.41 Тип ИОМ-35-70/100 ИОМ-35-70/300 ТВО-140-50 ИОМ-100/20 ИОМ-100/25 ИОМ-100/100 FEOY 100/200A FEOY 100/200AI FPEO 2400/600A/K FWP 1500/750 FPEO 3600/1200A/K (7ном обмоток, кВ ВН 35-70 , 35-70 100 100 100 100 200 400 600 750 1200 НН 0.2 0,38 0,19 0,2 0,2 нли 0,38 0.2 или 0,38 - - - - — кВА 50*2 100 150*2 300 5*3 20 25 100 100 200 2000 1750 3600 7 10 9 10 10 7 26 7 7,7 9,5 Габариты, мм Длина 980 1030 530 642 900 977 1230 3130 6500 10620 11000 Ши- рина 670 820 480 686 760 810 1230 1450 3100 4623 4200 Высота (до наи- более вы- сокой точки) 1610 1700 1070 1140 1420 1870 1825 3320 3500 6025 13 500 Масса,' кг пол- ная 710 1000 150 280 525 990 2500 3000 25000 41000 €5000 масла 290 440 90 170 325 - - - - — выем- ной части 250 440 129 265 540 - - - - - Завод-нзготовитель » » НПО «Мосрентген» ЦПРП Ленэнерго То же » » TUR (ГДР) То же » » » » » » *г В числителе — при последовательном соединении оомоток, в знаменателе — при параллельном. *2 В числителе указана длительная мощность, а в знаменателе — мощность в режиме трехкратной одноминутной нагрузки с трехминутными перерывами. *з Значение мощности дано для времени включения 50% полного цикла. Примечания: 1. Трансформаторы сернн ИОМ предназначены для работы с глухим заземлением одного конца обмоткн ВН. 2. Обмотка ВН трансформатора ИОМН-100/20 имеет измерительную отпайку на 100 В. 3. Силовые однофазные и трехфазные трансформаторы в режиме пофазных испьпаний допускают перегрузку по току в 2,5 — 3 раза, а транс- форматоры напряжения — в 3 — 5 раз при трехразовом испытании объекта с двухминутным перерывом между приложениями напряжения. Для транс- форматоров напряжения, используемых в качестве испытательных, допустимы следующие перегрузки: НОМ-6 (выпуск 1949 г. н позднее) — 1,5 кВ-А; НОМ-10 (выпуск 1949 г. и позднее) - 3,5 кВ-А; НОМ-15 - 4 кВА; ЗНОМ-35 - 5 кВА; НОМ-35 - 6 кВ-А; НКФ-П0-П кВА. 4. При использовании трехфазных силовых трансформаторов ТМ-100/35, ТМ-180/35, ТМ-320/35 и ТМ-560/35^в качестве испытательных от них может быть получено фазное или линейное напряжение. В первом случае нейтраль обмоткн ВН трансформатора заземляется, а напряжение от регулиро- вочного устройства подается на нуль и соответствующую фазу обмотки НН. Мощность трансформатора при такой схеме испытания равна 1/3 номинальной мощности. Если нейтраль силового трансформатора имеет изоляцию, рассчитанную на фазное напряжение, то от него может быть получено линейное напряжение. Для этого один или два соединенных между собой линейных вывода обмотки ВН заземляются, а от свободного вывода испытательное напряжение подводится к испытываемому объекту. Мощность трансформатора прн этом принимается равной 2/3 номинальной мощности.
Расчетная мощность трансформатора, кВ- А: Р = (oCU1 ■ Ю-9, где со — угловая ча- стота; С — емкость объекта, пФ; U — испы- тательное напряжение, к В. При испытании фарфоровых изоляторов потоком искр мощность трансформатора выбирается не менее чем в 3 раза выше расчетной. Трансформатор должен иметь по воз- можности небольшое напряжение КЗ и при испытании внутренней изоляции оборудова- ния питаться от линейного напряжения сети. Когда испытательное напряжение ниже но- минального напряжения трансформатора, его нагрузка ограничивается номинальным то- ком и мощность трансформатора тч "НИМ где 1исп — ток нагрузки, А; Рисп — нагрузка, кВ ■ А; С/Исп — испытательное напряжение объекта, кВ; UHOM — номинальное напряже- ние обмотки ВН трансформатора, кВ. Установившийся ток КЗ на стороне ВН трансформатора при напряжении испытания должен быть не менее 1 А, при испытании изоляции, кроме газовой, суммарная емкость на стороне ВН трансформатора должна быть не менее 500 пФ. При испытании внутренней изоляции и в сухом состоянии внешней изоляции до- пускается ток КЗ не менее 0,3 А. Ток КЗ 0,1 А допускается при испытании напряже- нием до 100 кВ изоляционных промежутков или частей изоляционных конструкций, за- полненных жидким, газовым, твердым ди- электриком или их комбинациями, а также в тех случаях, когда будет доказано, что при уменьшенном токе результаты испыта- ния отличаются от результатов испытания при токе 0,3 А не более чем на ±3%. Та Тип MKTW5R MKFW25R MKF 50 МКА 50 МКА 75 МКА 100 МКА 150 МКА 200 МКА 200 блица 13.42. Технические данные шаровых разрядников Диаметр шара, мм 50 250 500 500 750 1000 1500 2000 2000 Диапазон измеряемого напряжения частотой 50 Гц, КВ 8-65,5 31-275 41-515 41-515 80-750 50-1010 100-1440 100-1840 100-1840 Габариты основания, мм Длина 557 1980 1800 840 840 840 1500 1500 3000 Ширина 140 480 1560 840 840 840 1500 1500 3000 Высота 630 1290 4600 5615 8555 11260 15 500 21100 Ь.1 550 Ч» Масса, кг , 7 120 340 170 ТЬТ 215 300 340 1бо~ 820 630 870 900 1400 1100 Примечания: 1. Разрядники изготовляются фирмрй TUR (ГДР). 2. Один из шаров разрядника укреплен неподвижно, а второй перемещается с помощью мик- рометрического винта с изолирующей рукояткой. Входящий в комплект поставки демпфирующий резистор крепится к держателям шаров. Облучение пробивного промежутка осуществляется радиоак- тивным препаратом. 3. Разрядники с шарами диаметром 500 мм и более выполнены в вертикальном исполнении. Нижний заземленный шар разрядника установлен на основной раме и передвигается электропри- водом с дистанционным управлением. Верхний шар, к которому подводится высокое напряжение, укреплен на каркасе или на потолке зала с помощью изоляторов. Разрядники с шарами диамет- ром до 2000 мм выполнены для внутренней установки, а с диаметром 2000 — для наружной установки. Разрядник MKF 50 выполнен передвижным. В комплект поставки разрядников входят также пульт управления, демпфирующий резистор и механический указатель расстояния между шарами. 4. Масса разрядников: в числителе — нижней, а в знаменателе — верхней части.
Таблица 13.43. Основные технические данные мостов для измерения тангенса угла диэлектрических потерь Тип Р5026 МД-16 Р595 Р525 Назначение Для лабора- торных и тех- нических изме- рений*1 Технический мост перемен- ного тока пере- носный для из- мерений по нормальной и перевернутой схемам*2 То же Лаборатор- ный *з Наиболь- шее нап- ряжение на объек- те, кВ од 10 10 10 10 Пределы изме- рения tgS, % 0,5-100 0,5-60 0,5-100 0,01-100 Пределы измерений емкости, пФ 650-5-108 100 - 1 ■ 106 30-4-105; 0,3- 103— 100-106 3-105 40-20-103 Наибольшая погрешность измерений по tg5 ±(0,05tg5 + 3-10"3) ±10% ±(0,3 +0,05) + 1,5%+ 6-КГ5 емкости ±2,5 ±(2,5+-^) 1^х ±0,3-0,005 tg 5 (при измерении tg 5 < 3 %), для остальных слу- чаев + 5 % измерен- ной величины ±(2,5 + 5-10"5) ±0,5%+ 5 пФ Габариты (длина, ширина, высота), мм Мост 500x390x280 Мост 500x290x280; конденсатор 530x240x400 540x390x290 655x395x215 Масса, кг Мост 9; конденса- тор 18 Мост 15; конденса- тор 12 Мост 22; конденса- тор 18 25 ** Емкость эталонного конденсатора 50 пф. Для уменьшения погрешности при измерениях используется дополнительное устройство защитного потенциала. *2 Предел измерения на низком напряжении. Емкость высоковольтного образцового конденсатора 50 пф, низковольтного — 0,01 или 0,001 мкФ. *3 Емкость эталонного конденсатора 100 пф, индикатор нуля — вибрационный гальванометр М-501 с усилителем Ф-50-1. Примечание. Для моста Р5026 пределы измерения и погрешности прн наличии устройства защитного потенциала иные по сравнению с при- веденными в настоящей таблице. Измерение при напряжении 0,1 кВ возможно только по нормальной схеме. Мост Р5026 снабжается комплектным электродом для испытания твердых диэлектриков (0250 мм, высота 165 мм, масса 5 кг).
Таблипа 13.44. Технические данные электростатических киловольтметров Тип С96 С! 00 С110 С101 Пределы измерения, кВ 7,5; 15; 30 25; 50; 75 25; 50; 75; 100 100; 200;'300 Длина шкалы, мм 140 130 130 750 . Входная емкость, пФ, не более 12 18 20-28 65 Масса, кг 11 27 28 90 Габариты, мм 645x280x239 600x280x762 700x230x650 1900x1160x1650 Примечания: 1. Класс точности киловольтметров С110 равен 1, у остальных киловольт- метров — 1,5. «^ 2. Киловольтметры предназначены для работы при относительной влажности воздуха 11 г/м3 и температуре от —15 до +35 "С (киловольтметры С96 и С100) и температуре от 10 до 35 СС (киловольтметры С110 и С101). 3. Измерение высокого напряжения может производиться вольтметром или киловольтметром при измерении высокого напряжения до 300* кВ, вольтметром с трансформатором напряжения электромагнитного или емкостного типа. Общая погрешность трансформатора напряжения с прибо- ром не должна превышать ±3%. Вольтметр, используемый с трансформатором напряжения для измерения действующего значения напряжения, должен быть класса точности не ниже 0,5. При измерении напряжений менее 50 кВ допускается применение вольтметра класса точности не ниже 1, киловольтметра, погрешность измерения которого должна быть не более ±1,5%, и вольтметра, подсоединенного к специальной отпайке 100 В испытательного трансформатора. Для исключения погрешности вольтметр должен потреблять ток не более 5 % номинального тока трансформатора. Таблица 13.45. Технические данные фазорегуляторов Тип МАФ-22* ФР4Р ФР51 РФ52 ФР52Р Номинальная кВ-А 0,23 0,5 1 2 2 Ток сети 2,9/1,7 5,2/3,0 10,5/6,1 10,5/6,1 , А нагрузки 1,3/0,8 2,6/1,5 5,2/3,0 5,2 Габариты, мм 409x270x220 345 х 273 х 400 410x330x700 410x330x700 410x330x700 Масса, 27 35 65 80 80 Угол поворота вторичного' относительно первичного, град 360 120 120 120 120 * Снят с производства. Примечания: 1. Фазорегуляторы серии ФР предназначены для изменения фазы вторич- ного напряжения относительно первичного на 120°. 2. Обозначение фазорегулятора: ФР — фазорегулятор; 4, 5 —габариты; 1, 2 —условная высота пакета; Р — привод механизма поворота ротора — только ручной. 3. Изготовитель фазорегуляторов серии ФР — фрунзенский завод «Тяжэлектромаш». 4. Номинальное напряжение фазорегуляторов, В: первичное и вторичное — 220/380. Таблица 13.46. Технические данные стационарных эталонных конденсаторов Тип МСТ-100/75 МС-120/150р MCF-60/300 MCF-40/600 Номинальное напряжение конденсатора, кВ 75 150 300 600 Номинальная емкость конденсатора, пФ 100 120 60 40 Габариты, Основание 0750 600x600 920 х 920 1050 х1000 мм Высота 1400 1100 1930 2340 Масса, кг 80 180 500 700 Примечание. Конденсаторы изготовляются фирмой TUR (ГДР).
Таблица 13.47. Технические данные мегаомметров Тип М4100/1 М4100/2 М4100/3. М4100/4 М4100/5 Ф4100 Ф4101 ч. Ф4108/1, Ф4108/2 . Ml 102/1 Ф419/1 М4124 Ф4102/1 Ф4102/2 1 Напряжение на разомкнутых зажимах, В 100 + 10% 250+10% ,,500+10% "V НООО+10% 2500+10% 2500+10% 100+10% 500 + 10% 1000+10% 1000+5% 2500 + 5% 500 + 10% — — 100, 500, 1000 1000, 2500 Предел измерения 0-200 кОм 0-20 МОм 0-500 кОм 0-50 МОм 0-1000 кОм 0-100 МОм 0-1000 кОм 0-200 МОм 0-2000 кОм 0-1000 МОм 0-50 МОм 3-50 МОм 30-500 МОм 300-5000 МОм 3000-5000 МОм 0-2 МОм 0,1-2 МОм 1-20 МОм 10-200 МОм 100-2000 МОм 0-10 МОм 0,5-10 МОм 5-100 МОм 50-1000 МОм 500-10000 МОм' 0-20 МОм 1-20 МОм 10-200 МОм 100-2000 МОм 1000-20000 МОм 0-20 МОм 2-20 МОм 20-200 МОм 200-2000 МОм 2000-20000 МОм 0-50 МОм 5-50 МОм 50-500 МОм 500-5000 МОм 5000-50000 МОм 0-1000 кОм 0-200 МОм 0-3 МОм 0-1000 кОм 0-30 МОм 0-150 МОм 0-300 МОм 0-2000 МОм 0-10000 МОм 0-20000 МОм 0-2000 МОм 0-5000 МОм 0-20000 МОм 0-50000 МОм Длина шкалы, мм 80 80 80 80 80 70 80 85 85 85 75 80 85 85 85 75 80 85 85 85 75 80 85 85 85 88 88 80 60 64 80 80 Основная ТТ^УТЛРТИ— 11U1 JJC111 НОСТЬ, % к длине шкалы + 1,0 ±1,0 + 1,0 + 1,0 + 1,0 ±2,5 ±2,5 ±2,5 ±2,5 ±10 ±10 ±1 + 4 + 2,5 ±1,5 ±1,5 Габариты, мм 200x155x140 370x285x185 335x296x140 335x296x140 335x296x140 305x125x165 305x125x165 177x237x215 175x143x98 245x145x185 305x125x165 305x125x165 Масса, кг 3,5 3,5 3,5 3,5 3,5 9 6 6 6 4,5 4,5 5,5 2,25 5,5 3,0 3,0
Продолжение табл. 13.47 Примечания: 1. Питание мегаомметров серии М4100 производится от сети переменного тока 220 В и от внешнего источника постоянного тока 12 В. 2. Мегаомметр Ф4100 предназначен для измерения сопротивления изоляции и коэффициента абсорбции. Питание прибора от сети переменного тока 220 В и от встроенного источника по- стоянного тока 12 В. 3. Питание мегаомметра Ф4101 производится от встроенного генератора со скоростью вращения 120 об/мин. 4. Питание мегаомметра МП02/1_ производится от встроенного генератора со скоростью враще- ния 120 об/мин. 5. Мегаомметр Ф419/1 предназначен для непрерывного контроля изоляции в электрических установках с изолированной нейтралью с номинальным напряжением до 400 В. Уставки срабатывания прибора: 12, 20 и 60 кОм. 6. Мегаомметр М4124 предназначен для контроля изоляции в еети постоянного тока. 7. Мегаомметры Ф4108/1 и Ф4108/2 выпускаются вместо мегаомметра Ф4100 и имеют сле- дующие технические данные: питание от сети переменного тока 220 В и встроенных элементов .(9 элементов А373) — у мегаомметра Ф4108/1 и от сети переменного тока —у мегаомметра Ф4108/2. Мегаомметры имеют световую индикацию:, включение высокого напряжения (ВСК) и интервалов 15 и 60 с. Мегаомметры сохраняют работоспособность при температуре окружающего воздуха от —30 до +40 °С и относительной влажности 90%. 8. Мегаомметры, технические данные которых приведены в таблице, изготовляются заводом «Мегомметр» (г. Умань). Таблица 13.48. Технические характеристики кремниевых выпрямительных столбов т ип КЦ 105 В КЦ 105 Г КЦ 105 Д КЦ 201 А КЦ 201 Б КЦ 201 В КЦ 201 Г КЦ 201 Д КЦ 201 Е СДЛ 0,4-750 СДЛ 0,4-1250 СДЛ 0,4-1500 СДЛ,2-100 2СДЛ 2-100 5СДЛ 2-100 7 СДЛ 2-100 10СДЛ 2-100 12СДЛ 2-100 15СДЛ 2-100 Максимально допустимый средний прямой ток, А 100 75 50 1000 1000 1000 1000 1000 1000 400 400 400 2000 2000 2000 2000 2000 2000 2000 Максимально допустимое обратное на- пряжение, В 6000 8000 10000 2000 4000 6000 8000 10000 15000 75000 125000 150000 10000 20000 50000 70000 100000 120000 150000 Максимально допустимый обратный ток, мА _ — — ЗОЮ3 30-103 ЗОЮ3 30-103 30 103 30-103 0,4 0,4 0,4 Прямое падение напряже- ния, В — — — 3 3 6 6 6 10 75 120 135 12 24 60 84 120 144 180 Напряжение пробоя, В — — — ~ — — — — 100000 167000 200000 13 000 26000 65000 91000 130000 156000 195000 ■S. Габариты, мм — — — 58x18x19 58x18x19 100x18x19 100 * 18x19 100x18x19 100x18x25 145 х 019 200 х 019 225x019 22 х 0107 126x0107 228x0107 296x0107 398x0107 466x0107 568x0107 Примечания: 1. Столбы серии КЦ — кремниевые высоковольтные, .ск^п-лектованы диффу- зионными лавинными элементами. Столбы серии СДЛ — диодные, лавинные, ' предназначены для работы в цепях постоянного и переменного тока высоковольтных установок при частоте до 560 Гц. Рабочая среда столбов серий КЦ и СДЛ — трансформаторное масло в диапазоне температур от -40 до +45 "С. 2. Допускается параллельное соединение столбов одного типа, при этом должны соблюдаться условия, обеспечивающие отсутствие перегрузки любого параллельно подключенного! столба по мак- симально допустимому среднему прямому току. 3. Допускается последовательное соединение столбов одного типа до 100 кВ, при этом каждый столб необходимо шунтировать емкостью C = 2,8CCT«2, где Сст — емкость столбов относительно земли; к — число последовательно соединенных столбов. Допускается последовательное соединение двух столбов КЦ 201 Е и трех столбов одного типа КЦ 201 А, КЦ 201 Б, КЦ 201 В, КЦ 201 Г и КЦ 201 Д - без применения внешних шунти- рующих' емкостей.
Таблица 13.49. Технические харатернстики приборов для определения места повреждения силовых кабелей Тип прибора Измеритель ИКЛ-6* Измеритель Р5-5* Измеритель Р5-10 Электросекундо- мер ЭМКС-58* Измеритель Щ-4120 Мост кабельный высоковольт- ный Р-41270 Назначение Определение ме- ста повреждения импульсным мето- дом То же » » Определение ме- ста заплывающих пробоев То же Определение рас- стояния до места повреждения с пони- женной электриче- ской прочностью изоляции Предел измерения, км 10 20 0,3; 1,3; 10; 30; 100; 300 1; 2; 5 и 10 0,04-30 0,1-25 Погрешность ±1,5% измеряемой длины линии 5—10 м при дли- не линии 0,1-1 км, 0,2% при 5-20 км + 1% + 5 % максималь- ного значения шка- лы прибора ±30 м , , 0,5 + 10 м w ±( 2R )/о длины кабеля, R — сопротивление пов- режденного кабеля, Ом г Габариты, мм 420x283x552 160x200x400 140x225x360 • Прибор 350 х 220 х х260, делитель на- пряжения 085 х 730 375x180x340, при- соединенное устрой- ство 140x110x700 410x380x250 Масса, кг 30 8 10 Прибор 10,5; ^ де- литель напряже- ния — 1,75 Измеритель - 8,5; присоедини- тельное устройст- во — 3 12 Примечание Потребляемая мощность 150 Вт. Питание -ет сети 220 В Вместо прибора Р5-1А (ИКЛ-6) Отличается от Р5-5 наличием автономного источника питания, не- посредственным отсче- том расстояния, воз- можностью зондирова- ния линии единичным импульсом и перепадом напряжения, повышен- ными функциональными возможностями Питание от сети 220 В, потребляемая мощность 80 Вт, рабочее напряже- ние делителя 50 кВ — Прибор снят с производства.
Таблица 13.50. Технические данные конденсаторов Тип ИК 6-150 ТС4 ИК 10-50 УХЛ4 ИК 25-12 УХЛ4 ИК 40-5 УХЛ4 ИК 50-3 УХЛ4 ИК 100-0,25 УХЛ4 ИК 100-0,4 УХЛ4 ИК 200-0,1 ИКМ 25-12 УХЛ4 ИКМ 50-3 УХЛ4 ИКГ 50-1 У4 ИМ 2-5-140 УХЛ4 ИМ 40-0,3 УЗ ИМ 40-0,9 УЗ ИМ 60-0,2 УЗ ИМ 70-0,1 УЗ ИМН 1-5-140 У2 ИМН 6-36 ХЛМ4 ИМН 100-0,1 ИМК 40-0,3 УЗ ИС 2,8-300 УЗ ИС 5-200 У2 ИС 6-200 УХЛ2 Номи- нальное напря- жение, кВ 6 10 , 25 40 50 ЛО 100 200 25 '50 50 5 40 40 W 70 5 б 100 40 2,8 5 6 Емкость, мкФ 150 50 12 5 3 0,25 0,4 0,1 12 3 1 140 0,3 0,9 0,2 0,1 140 36 0,1 0,3 300 200 200 Габариты, мм Основание 310x150 310x150 316x314 314x314 314x314 455x150 455x150" 455x150 314x314 314x315 314x314 330x150 158x158 455x150 455x150 455x150 310х 150 310x150 455x150 455x150 310x153 310x450 310x150 Высота 590 590 670 670 670 326 326 326 670 670 670 590 300 326 326 326 590" 585 326 326 687 590 687 Высота С изоля- тором 680 708 730 730 730 345 345 345 730 730 . 730 673 358 345 345 345 687 720 345 345 779 673 779 Масса, кг 50 50 120 120 120 32 32 32 120 120 120 60 11 32 32 32 50 48 32 32 55 55 55 Примечания: 1. Конденсаторы изготовляет завод «Конденсатор» (г. Серпухов). 2. Конденсаторы серии ИК залиты касторовым марлом, остальные — конденсаторным. Таблица 13.51. Технические характеристики силовых н высокевольтных вентилей Тип ВК2-10 ВК2-25 ВК2-50 ВК2-100 ВК2-200 ВК2В-200 ВК2В-350 ВЛ-200 ВЛ 5-200 ВВЛ-0,4 •; .. ^ ВВЛ-0,6 " " ВВЛ-0,8 ВВЛ-1 Среднее значение прямого тока, А 10 25 50 100 200 200 350 200 200 0,4 . 0,6 1 1 Допустимая амплитуда обратного напряжения, В 100-1000 700-1200 3000-6000 Прямое падение напряжения, В 0,45-0,75 1,7 1,8 1,9 2 Среднее значение обратного тока, мА 2 5 10 20 20- 35 35 5 1,4. Примечания: 1. Вентили ВЛ-200 и ВЛ5-200 (в керамическом корпусе) обладают контро- лируемым лавинообразованием на обратной ветви вольт-амперной характеристики, вследствие чего выдерживают значительные обратные перенапряжения. Напряжение лавинообразования вентилей 875— 1500 В. 2. Высоковольтные лавинные вентили серии ВВЛ предназначены для выпрямительных схем по- лупроводниковых преобразовательных устройств в диапазоне частот 50—400 Гц и рассчитаны для длительной работы при погружении в трансформаторное масло с температурой от —50 до +85 °С.
Таблица 13.52. Технические характернствкн кремниевых днодов Тип Д 210 Д 211 Д 217 Д 218 Д 226 Д 230Б Д 233 Д 233Б Д 23 7Б Д 247 Д 247Б Д 1004 Д 1005А Д 1005Б Д 1006 Д 1007 Д 1008 Д 1009 Д 1009А* Д 1010 Д 1010А Д ЮНА* Среднее значение прямого тока, А од од од од *• 0,3 ;0,3 10 5 од 5 2 од 0,05 од ОД 0,075 0,05 од 0,1x2 0,3 0,3 0,3x2 Допустимая амплитуда обратного напряжения. В 500 600 800 1000 400 400 500 500 600 500 500 2000 4000 4000 6000 8000 10000 2000 1000x2 2000 1000 500x2 Прямое падение напряжения, В 1 1 0,7 0,7 1 1 1 1,5 1 1,2 1,5 4 4 6 6 6 6 7 3,5x2 11 5,5 2,5x2 Среднее значение обратного тока, А од од 0,05 0,05 0,03 0,05 3 3 од 3,0 3,0 од ОД од од од од од од од од од Примечание Без теплоотвода С теплоотводом С дополнительным тепло- отводом Диоды выполнены без теп- лоотводов Габариты столба Д 1005А 58x18x8 мм, масса 30,7 г. Габариты остальных стол- бов 100 х 18 х 8 мм, масса 54,6 г При допустимой рабочей температуре менее 85 °С * Два отдельных столба, имеющих отдельные выводы. Примечания: 1. Кремниевые диоды работают при допустимой рабочей температуре от — 60 до + 125°С, допускают пятикратную перегрузку по току в течение 50 мс и выполнены в металлическом герметизированном корпусе со стеклянным изолятором, с жестким или гибким выводом. 2. Выпрямительные столбы заключены в металлический корпус, залитый эпоксидной смолой. 3. При параллельном соединении диодов необходимо подбирать диоды с одинаковым падением напряжения или осуществлять равномерное распределение тока путем включения резистора последо- вательно с каждым диодом или путем применения индуктивных делителей тока, которые представляют собой реактивную катушку с выводом от средней точки обмотки. Значение сопротивления резистора должно быть не менее 5 Ом для кремниевых диодов с допустимым выпрямленным током до 0,1 А (Д 208 — Д 211, Д 217 и Д 218) и не менее 8 Ом для кремниевых диодов с допустимым выпрямленным током до 0,3 — 0,4 А (Д 230). 4. При последовательном соединении диодов для равномерного распределения напряжения между вентилями каждый диод необходимо шунтировать резистором. В тех случаях, когда ожидаются большие переходные напряжения, следует параллельно шунтирующим резистором подключать кон- денсаторы емкостью 50—250 пФ. Значение шунтирующего резистора выбирается из расчета 70 кОм на каждые 100 В обратного напряжения (Д 208 — Д 211, Д 226), для диодов Д 302—Д 305 — из расчета 10—15 кОм на каждые Ю0 В обратного напряжения. 5. Выпрямительные столбы Д 1001 — Д 1003 и Д 1009 — Д 1011 при амплитуде обратного напряжения до 6 кВ и типа Д 1004 — Д 1008 до 30 кВ можно включать последовательно без шунтов.
Таблица 13.53. Технические данные тепловизоров Тип или условное название ТВ-03 (БТВ-1) АТП-13 «Рубин'2» «Факел» «Радута-2» «Вулкан» «Тайга-2» «Статор-1» АГА-782 (Швеция) Диапазон контроли- руемых темпера- тур, "С 20-200 20-50 20-200 20-1200 0-200 10-60 -20-900 Темпера-. туряое разреше-. ние, °С 0,2 0,2 0,1 0,1 0,2 0,25 2,5 1 ОД Количе- ство строк в кадре 100 250 150 240 264 280 Период сканиро- вания, °С 1/16 5 60 40 1/25 25 Поле обзора, град 4,5x4,5 11x15 20x15 20x20 20x17,5 80 120 10x10 3,5x3,5 Примечание 1 Для выявления локального перегрева промышленных и биологических объектов Для медицинских исследо^ ваний Для регистрации тепловых полей медицинских и промыш- ленных объектов . То же » » Самолетный тепловизор для геофизических исследований Авиационный тепловизор для самолетов и вертолетов для обнаружения очагов заго- рания Для контроля теплового поля вращающихся машин Универсальный прибор Таблица 13.54. Технические данные инфракрасных пирометров Тип ИКАР-4 ИКТ-5М-П УКМП-10 «Термопоинт-80» HPN НРА НРК НРН НРМ «Смотрич-4П-01» «Смотрич-4П-02» «Смотрич-5П-03» «Смотрйч-4П-04» «Смотрич-4П-0 5» «Смотрич-5П-01» «Смотрич-5П-02» Диапазон контролируе- мых темпера- тур, "С 2-100 2,5-150 5-160 -30-1370 20-200 0-900 0-300 600-1400 '. 15-45 0-100 ,| 15-45 30-200 200-900 200-900 800-1500 1000-1500 Рабочий спектраль- ный диа- пазон, мк - 8-14 2-35 8-9 8-9 0,7-1,1 2-35 2-9 2-9 2-9 4,5-5,5 2-9 0,8-1,8 0,7-1,1 Показа- тель визи- рования - 1:200 1:100 1:30 1:100 1:100 1:180 1 :100 .. 1:20 ' 1:15 1:15 1:15 1:25 1:25 1 :250 1:250 Время уста- новле- ния по- каза- ния, с 0,5 0,5 2 0,5 2 2 2- ..'2' 2 2,5 2,5 2,5 2,5 2,5 1,0 1,0 Рас- стояние до объекта измере- ния, м 3 12 10 — 2 4 4 -4 6,07 1 Мас- са, кг 1 1,7 5 0,9 1,25 1,25 1,25 1,25 1,25 1 1 1 1 1 1 1 * Изготовитель . ' ' '■ ЦНИЭЛ Донбасс- энерго Ростовский инсти- тут железнодо- рожного тран- спорта СКТБ ВКТ Мос- энерго •Швеция гГДР О) . ' ' .-.1.1. ■,..,!L '■ ..Л-- ■ Каменец-Подоль- ский приборостро- ительный завод -
Таблица 13.55. Компенсирующие трансформаторы Тип ОМИК-246/41 ОМИК-385/35 ОРИС-45/20 ОРС-2,68/13 ИТРМ-110/35 ИОРС ТРР-25 ТРР-35 Трансформатор для прожигания кабелей Трансформатор для испытания турбогенерато- ров ТГВ-300 РА-2 (для прожи- гания кабелей) РУИГ-40/013 Изготовитель или разработчик трансформатора Сибтехэнерго » » ЦРПП Ленэнерго Мосэнерго Свердловэнерго Горэнерго » Челябэнерго Челябэнерго Московский опытный завод ВНИИпроект- электромонтаж Башкирэнерго Мощ- ность, квар 246 385 45 20 НО 350 380 50 100 — 56 Компенси- рующая емкость, мкФ 0,1-0,55 ОД-1,2 0,2-0,25 0,32-0,36 0,1-0,4 0,188-0,337 (5 отводов) 0,15-0,35 0,5-1,3 2 0,21 До 1,2 0,13-0,3 (10 отводов) Номинальное напряжение обмоток ВН, кВ 41 35 20 30 24 35 70 2,5 35 9 40 30 40 НН, В 380 380 220 220 220- 380 350 220, 380 220, 380 220 220 220 220 Допусти- мый ток обмотки НН, А 100 100 — 50 50 50 125 — — 50 Габариты, мм 1380х710х х1540 1380 х 710 х х1540 800x400x1020 Диаметр 310, высота 600 780x950x1115 620 х 760 х 600 Диаметр 700, высота 735 930x910x720 400x230x400 — — 450x510x920 Масса, кг 1700 1700 120 52 430 240 230 800 90 — — 140 Примечание ,. Исполнение масляное. На- " стройка в резонанс — плавная, дистанционная То же Исполнение сухое. Настрой- ка в резонанс — плавная, руч- ная. Предназначен для испы- тания электродвигателей Исполнение сухое Исполнение масляное. На- стройка в резонанс — плав- ная, ручная Нерегулируемый, предназна- чен для испытания генерато- ров. Имеет измерительную обмотку — 60 В Исполнение сухое. Настрой- ка в резонанс — перемещением обмотки НН То же Исполнение сухое. Транс- форматор нерегулируемый с разомкнутым магнитопрово- дом То же » » Исполнение масляное. Сер- дечник — стержневой
Продолжение табл. 13.55 Примечания: 1. Мощность аппаратуры установки может быть уменьшена, если воспользоваться явлением резонанса тока в испытательной схеме. Это может быть достигнуто двумя способами. — присоединением параллельно одной из обмоток испытательного трансформатора специально подобранной индуктивности, изменением индуктивного сопротивления испытательвой установки и, в частности, регулированием индуктивности испыта- тельного трансформатора. В первом случае индуктивность может присоединяться как на стороне ВН параллельно испытуемому объекту, в ре- зультате чего уменьшается мощность испытательного трансформатора jf регулировочного устройства, так и на стороне низкого напряжения параллельно обмотке НН испытательного трансформатора. При этом снижается мощность регулировочного устройства. 2. При компенсации емкостного тока на стороне ВН потребляемая мощность испытательной установки без учета активной составляющей тока равна: Л.СП = («С • 10-12 - J-J Ц2СВ - 105, где РИСП - потребляемая мощность испытательной установки, кВ-А; {7ИСП — испытательное напряжение, кВ; С —емкость изоляции объекта, пф; L — индуктивность компенсирующей катушки, Гн; со — угловая частота. 3. Пря компенсации емкостного тока, осуществляемого на стороне НН, потребляемая мощность регулировочного устройства ориентировочно может быть определена по формуле ^(соС-.О^-^Ц-ШЗ, где Ррег — мощность, потребляемая регулировочным устройством, кВ-А; К — коэффициент трансформации испытательного трансформатора; С —емкость изоляции объекта, пФ; L — индуктивность компенсирующей катушки, Гн. 4. В качестве индуктивных катушек, устанавливаемых на стороне ВН испытательной установки, могут применяться как специальво разработанные компенсирующие катушки, так и заземляющие катушки, служащие для компенсации емкостных токов замыкания на землю. Две модификации специальных компенсирующих катушек серии РОМИК были разработаны и изготовлены в небольшом количестве ТЭРЗ Ленэнерго. Катушки позволяют компенси- ровать емкости вращающихся машин (первая — в пределах 0,25—0,4 мкФ, вторая— 0,6—1,2 мкФ) и являются элементом испытательной установки, состоящей яз испытательного трансформатора ИОМ-35-70/30 и регулировочного устройства мощностью 30 кВ ■ А. Номинальное напряжение обмотки компенсирующих катушек 35, испытательное 38,5 кВ. Обмотка каждой из катушек вместе с магнитопроводом помещена в бак с маслом я имеет несколько отпаек для ступенчатого регулирования индуктивности. 5. Совмещение компенсирующей катушки с испытательным трансформатором позволяет получить более компактную испытательную установку. Конструктивное выполнение полученным таким путем компенсирующих трансформаторов весьма разнообразно. Известны конструкции трансформаторов, обеспечивающих плавное или ступенчатое изменение индуктивности. Последнее достигается регулированием воздушного зазора в магнитопроводе за счет подмагничивания постоянным током крайних стержней трехстержневого магнитопровода, выполнением отпаек от обмотки ВН, изменением токосцепления между обмотками ВН и НН за счет механического перемещения последней н т. п. ' Многие конструкции компенсирующих трансформаторов выполнены с регулируемым воздушным зазором в магнитопроводах. Последние могут иметь один сердечник (подвижный или неподвижный), сердечники П-образные с двумя регулируемыми зазорами, Т-образные с одним регулируемым зазором. В завясимости от значения испытательного напряжения компенсирующие трансформаторы выполняются в сухом исполнении или с активной частью, располагаемой в баке с маслом, В большинстве случаев резонансные трансформаторы выполняются на напряжение 18 — 35 кВ. Лишь немногие конст- рукции трансформаторов изготовлены на более высокие напряжения — 40—70 кВ. Определенное распространение получили компенсирующие трансфор- маторы со стержневым магнитопроводом, имеющие существенные поля рассеяния. У таких трансформаторов обмотки ВН могут иметь отпайки для более точной настройки на резонанс. Конструкции компенсирующих трансформаторов с одностержневым магнитопроводом разработаны в Челябэнерго, Свердловэнерго, Башкирэнерго и ряде других энергосистем.
Раздел четырнадцатый ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ 14.1. ШТАНГИ ИЗОЛИРУЮЩИЕ Таблица 14.1. Минимальные размеры изолирующих штанг (ГОСТ 20494 — 75*) Напряжение .. До 1,0 От 2 до 15 От 15 до 35 Свыше 35 до ПО 150 220 330 Свыше 330 до 500 электроустановки, кВ Длина, м изолирующей части рукоятки Не нормируется, определяется удобствами пользования 0,7 1,1 1,4 2,0 2,5 3,0 4,0 0,3 0,4 0,6 0,8 0,8 0,8 1,0 Примечание. 1. Нормативы таблицы распространяются на все виды изолирующих штанг (в том числе с пристроенным инструментом или приспособлениями: электротермометром, захватами для предохранителей, рабочей частью указателя напряжения и т. п.) и на штанги для наложения заземления в РУ 2—500 кВ и на провода ВЛ до 35 кВ, а в части длины рукоятки —также и на штанги для наложения заземления на провода ВЛ 110 — 500 кВ. 2. Длина изолирующей части штанг для наложения заземления на провода ВЛ должка быть при напряжении ВЛ 110 — 220 кВ не менее 1,4 м, при напряжении ВЛ 330 — 500 кВ (составные штанги с металлическими звеньями) не менее 1,0 м. 3. Штанги для наложения заземления на изолированные от опор грозозащитные тросы ВЛ 110—500 кВ должны иметь длину изолирующей части не менее 0,7 и рукоятки —0,3 м. 4. Размеры рабочей части штанг не нормируются, но они должны быть такими, чтобы исключалась возможность междуфазных замыканий или замыканий на землю. Таблица 14.2. Оперативные штанги промышленного изготовлении Тип ШО-10У1 ШО-35У1 ШР-110У1 ШОУ-15 ШОУ-35 ШОУ-ПО ШОУ-220 ШИО-15 ШИО-35 ШИО-110 ШИО-220 Длина, мм общая 1036 1536 2240 1715 2420 2920 4224 1600 1860 2710 3890 изолирующей части 700 1100 1400 995 1665 1948 3250 945 1160 1640 2912 рукоятки 300 400 600 495 695 810 810 500 500 800 800 Масса, кг 0,7 1.0 2,0 1,77 2,51 2,78 3,50 1,54 1,65 2,49 2,69 Изготовитель, ТУ Троицкий электромеханический завод, ТУ 16-538.231-74 Троипкий электромеханический завод, ТУ 16-538.229-74 Московский механический завод, ТУ 34-1633-75 Завод РЭТО Мосэнерго, ТУ 34-3817 .
Таблица 14.3. Штанги для наложении переносных заземлений Тип ШЗП-1 ШЗЛ-1 ШЗЛ-10 ШЗП-35У1 ШЗП-110У1 ШЗП-220У1 ШЗЛ-35У1 ШЗЛ-110У1 ШЗЛ-220У1 ЗПЛ-1 ЗПЛ-10 ШЗП-15 ШЗП-35 ШЗЛ-35-1 ШЗЛ-35-3 ШЗП-110 ШЗЛ-110-1 ШЗЛ-110-3 ШЗП-220 ШЗЛ-220-1 ШЗЛ-220-3 ШЗЛ-330-500 штанги с зажимом, мм 300 455 1270 1355 1955 2255 1355 1955 2255 120 1215 1140 2025 3140 3140 3060 3140 3140 4050 3936 3936 5500 Длина заземляющего общая 5,0 16,0 17,0 6,5 16,0 19,0 16,0 21,0 24,0 12,2 13,2 5,0 12,0 12,0 21,0 17,0 12,0 24,0 24,0 15,0 33,0 1,5 спуска 2,0 10,0 12,0 2,5 7,0 7,0 12,0 12,0 12,0 9,0 10,0 2,5 7,0 — 12,0 10,0 — 12,0 10,0 — 15,0 - Масса, кг 1,8 5,3 3,0 6,2 9,6 11,3 8,2 10,8 11,8 4,7 7,5 ' 3,6-5,0 5,2-8,0 3,9-8,6 7,4-10,2 6,4-13,1 3,9-8,6 11,7-17,0 8,1-17,5 4,6-10,5 15,6-23,2 7,0 Изготовитель, ТУ Белгородский электромехани- ческий завод, ТУ. 34-3816—/4, 34-3820-77 Троицкий электромеханиче- ский завод, ТУ 16-538.232-74 Завод РЭТО Мосэнерго, ТУ 34-31-10047-80, 34-31-10244-81 Московский механический за- вод, ТУ 34-13-17001-77 Таблица 14.4. Измерительные универсальные штанги Ш1-Ъ5|\\-\\ ШИ-220У1 ШИУ-220 ШИУ-500 Длина, мм общая asao 3850 5300 5500 5300 5500 изоли- ру- рующей 1 коят- части | ки V55Q 1 2675 3200 3200 600 800 800 800 Расстояние между захватами, мм, при контроле изоля- торов 225 225 210 210(245) соедини- телей 500 500 350 и 500 350 и 500 Мас- са, кг 2,2 3,5 4,5 5/5,5 (3,1) Изготовитель, ТУ Троицкий электромеханиче- ский завод, ТУ 16-538.233-74 СКТБ ВКТ Мосэнерго, ТУ 34-28-3834-76 СКТБ ВКТ Мосэнерго, ТУ 34-28-3833-76
Продолжение табл. 14.4 Примечания к табл. 14.2—14.4: I. Расшифровка условного обозначения типа: буквенная часть: Ш — штанга, О — оперативная, Р — для установки и снятия трубчатых разрядников, ОУ — оперативная универсальная, ИО — оперативная с универсальной головкой, 3 — для наложения зазем- лений (ЗП — подстанционная, ЗЛ — линейная), И — универсально-измерительная, ИУ — измерительная универсальная; цифровая часть: номинальное напряжение, кВ; заключительная цифровая или бук- венно-цифровая группа: типоисполнение или климатическое исполнение. 2. Для штанг ШИУ-220 и ШИУ-500 в числителе приведены величины, относящиеся к штанге для контроля соединителей, в знаменателе — для контроля изоляторов, в скобках — к штанге с голов- кой ползункового типа (для контроля изоляции натяжных гирлянд). 3. Расстояние между захватами 50—65 мм для штанг ШИО-15 и ШИО-35, 60—65 мм для ШОУ-15 и ШОУ-35, 60-96 мм для ШР-1ЮУ1. 4. Минимальный угол наклона головки 45° для штанг ШИ-35/П0У1 и ШИ-200У1, 50° лля ШИУ-500, 60° для ШИУ-220 и 90° для ШР-П0У1. 5. Верхний предел измеряемого напряжения при контроле изоляторов/соединителей — 25 кВ/100 мВ для штанг ШИ-35/П0У1 и ШИ-220У1, 25 кВ/125 мВ для ШИУ-220, 30 кВ/125 мВ для ШИУ-500. 6. Сечение заземляющего провода переносных заземлений следует принимать для электро- установок до 1,0 кВ от 16 до 50 мм2, а выше 1,0 кВ — 25, 50, 70 или 95 мм2 в зависимости от значения установившегося тока КЗ электроустановки /уст и времени срабатывания основных защит t$: s> 7уст|/<В 272 14.2. УКАЗАТЕЛИ НАПРЯЖЕНИЯ Таблица 14.5. Минимальные размеры указателей напряжения (ГОСТ 20493 — 75*) Напряжение электроустановки, кВ Длина, мм изолирующей части рукоятки До 1.0 кВ Не нормиру- ется От 2 до 10 230 ПО Свыше 10 до 20 320 ПО 35 510 120 ПО 1400 600 Свыше 110 до 220 2500 800 Примечания: I. Указатель напряжения состоит из трех основных частей: рабочей, изо- лирующей и рукоятки, причем изолирующая часть расположена между рабочей частью и рукояткой. 2. В рабочую часть входят контакты-наконечники, неоновая лампа и конденсаторы; размеры рабочей части не нормируются, однако они должны быть такими, чтобы при работе с ними в электроустановках исключалась возможность междуфазного замыкания или замыкания на землю. 3. Ограничительное кольцо, отделяющее изолирующую часть от рукоятки, входит в длину изолирующей части. ' 4. В электроустановках выше 10 кВ допускается применение указателей напряжения на 2—10 кВ, закрепляемых на изолирующих штангах, длина которых должна соответствовать данным табл. 14.1. Таблица 14.6. Электроизмерительные клещи Тип Д 90 Ц 91 Ц 4501 Ц 90 Ц 4502 Номи- нальное напря- жение ус- тановки, кВ До 0,4 До 0,6 До 0,6 До 10 До 10 Пределы измерения тока, А 500 500 600 600 МОЩ-' НОСТИ, кВт 150 на- пря- же- ния, В 600 600 Габариты, мм 239x94x41 238 х 94 х 36 230 х 85 х 37 722x315x165 772x315x105 Мас- са, кг 0,6 0,6 0,6 2,7 2,5 Размер окна (разъем) маг- нитопровода, мм (40) 50x20(37) 75x76(70) ТУ 25-04-852-76 25-04-856-76 25-04-3349-77 25-04-857-76 25-04-3979-80 Примечания: 1. Изготовитель — Ереванское ПО «Электроприбор». 2. Клещи Ц 4501 пригодны также для измерения сопротивления цепи {верхний предел — 2 кОм).
Таблица 14.7. Указатели Рабочее напряже- ние, В 127-380 110-380 110-300 110-500 127-500 ТУ 25-04-1353-78 107-75Щв2.746.000 1-01-0316-81 34-09-1030-80 ЩФ2.746.007 Размеры, мм 0 18x129 0 18x129 0 18x130 0 26 х 1160 23x980 до 1 кВ промышленного изготовления Схема Параметры схемы Мас- са, Изготовитель Однополюсные / — резистор 1 МОм; 0,5 Вт; 2 - лампа ИН-3 25 25 30 Ереванское ПО «Электро- прибор» Воронежский завод «Элект- роприбор» Двухполюсные Г п L- _LJ -№ L. S I / — резистор МЛТ-0,5; 1 МОм; 2 — резистор МЛТ-2; 0,24 МОм;- 3 - лампа МТХ-90 1 I — резистор МЛТ-2; 25 кОм; 2 — конденса- тор МБМ 0,5 мкФ; 160 В; 3 - лампа ИН-9 или ИН-9М; 4 — диод 70 200 Курганский электромеха- нический завод
Продолжение табл. 14.6 Рабочее напряже- ние, В ТУ Размеры, мм Схема Параметры схемы Мас- Изготовитель 110-500 25-04-846-78 10-700 10-250 25-04-2435-74 65-750 75-750 25-04-2100-77 0 25х! 172x64x33 (0 14x120) 25x1115 I ! I J | £1 I \6\ О I U I i i j i / — резистор ВС, 3 МОм; 0,5 Вт; £- ре- зистор ВС, Io^Om; 0,5 Вт; 3 -лампа ИН-3 1 — вольтметр; 2 — диоды Д2Е; 3 — рези- сторы МЛТ-1; 4 — пе- реключатель 1 — резистор ВС, 1 МОм; 2 — лампа ВМП-2 200 Ереванское ПО «Электро- прибор» 300 То же 300
УННУ-1 УННЛ-I УНН 110-700 127-700 400 34-28-17004-78 34-28-17006-78 34-49000090-77 0 20x1300 0 20 х1600 0 20x2900 i i /I rzf- 1 — диоды Д226Б; 2 — резистор МЛТ-0,5; 1 МОм; 3 -~ резистор МЛТ-2; 160 кОм; 4- лампы ИН-3 1 — резистор МЛТ-0,5; 1 МОм; 2 — резистор МЛТ-2; 160 кОм; 3- лампа ИН-3 1 — добавочный рези- стор; 2 — то же; 3 — шунтирующий рези- стор; 4 — лампа 80 200 700 СКТБ ВКТ Мосэнерго СКТБ ВКТ Мосэнерго Шауляйский эксперимен- тальный завод Примечания: 1. Для указателей ИН-92 и ПИН-90 в числителе указано рабочее напряжение иа переменном токе, в знаменателе — на постоянном; в скобках (для ИН-92) указаны размеры щупа с контактом. t 2. Длина соединительного провода для указателя УН-1 0,6 м, МИН-1 0,64 м, ПИН-90 0,8 м, УНН-10, ИН-92, УННУ-1 и УНН 1 м и УННЛ-1 1,1 м. 3. Напряжение зажигания указателя ПИН-90 не более 50 В, остальных типов — не более 90 В. ' 4. Размеры двухполюсных указателей приведены для развернутого состояния указателя.
Таблица 14.8. Указатели н сигнализаторы напряжения свыше 1 кВ промышленного изготовлении Рабочее напряже- ние, кВ ТУ Размеры, мм Схема Параметры схемы Мас- са, кг Изготовитель 2-10 2-10 34-3031-75 25-04-845-.74 35-110 25-04-891-76 До 10 25-04-3348-77 До 10 34-13-3839-76 0 42 х 0 45 х 0 67х 745 397 725_ 385 7№_ ~1830~ 0 50 х 0 45 х J70_ 360 745 396 -т—J 1 — конденсаторы ПОВ 390 пФ; 2 лампа ТНУВ" *S 0,35 0,50 / — искровой про- межуток; 2 — лампа НС-ПО; 3 — емкость деталей крепления относительно земли 1,2 Курганский и Дмитровский электромеханиче- ские заводы Ереванское ПО «Электроприбор» Ереванское ПО «Электроприбор» 0,6 То же 1 -лампа ТНУВ; 2 — конденсаторы 390 пФ, 16 кВ; 3 — резисторы МЛТ-2; 1 МОм 0,68 Дмитровский электромехани- ческий завод
УВНФ 35/110 УВНБ СНИ СНС-1 СОН 35; ПО 6-35 6-Ю 6-Ю Свьшге 1,0 34-28-17002-77 3 35 х 2400 + --2800 34-31-10408-82 34-28-3835-76 34-31-10191-80 34-09-10245-81 67 х 67 х 1070 410x116x45 100x70x40 198x80x171 300x200x150 / - лампа ТНУВ; 2 — конденсатор ПСО-500-1000-Ш; 3 — конденсаторы К-74-7-16 390 пф (8 шт.); 4 — конден- сатор ПСО-500- 2000-1; 5 — конденса- торы К-74-7-16 390 пФ (16 шт.); 6 — то же 8 шт. 8,0 1,0 0,2 3,0 4,0 СКТБ ВКТ Мос- энерго Киевский опытно- эксперименталь- ный завод средств автоматического управления То же Дмитровский электромеханиче- ский завод, завод РЭТО Мосэнерго Мытищинский электромеханиче- ский завод Примечания: 1. Васщифровка буквенной части обозначения: УВН — указатель высокого напряжения (Ф — для фазировки, Б — бесконтактный, У — универсальный), СН — сштлиЭатор напряжения (И — индивидуальный, С — стационарный), СОН — сигнализатор опасного напряжения. 2. В числителе — габариты в рабочем состоянии, в знаменателе — в транспортном положении (в чехле). 3. Указатель УВН-80М заменяется указателем УВНУ. 4. Указатель УВНУ комплектуется трубкой фазировки ТФ-10, в рукоятку указателя встроено устройство проверки указателя ПН-0,1. 5. Напряжение зажигания указателя УВН-90 9 кВ, УВНУ 1,5 — 7,6 кВ (при 6 кВ) и 2,7 — 12,7 кВ (при 10 кВ) соответственно для встречного и согласного включения, УВНФ 20—40 кВ (при 35 кВ) и 50 — 100 кВ (при ПО кВ) соответственно для встречного н согласного включения; для остальных указателей 6—10 кВ напряжение зажигания 0,55 кВ. Для указателя УВНБ и сигнализаторов напряжения минимальное расстояние между рабочей и токоведушей частями, находящимися под напряжением 6 кВ, не менее 50 мм для УВНБ, 1,4 м для СНИ и 0,4 м для СНС-1. 6. Для проверки указателей напряжения может использоваться приспособление ППУ, изготовленное СКТБ ВКТ Мосэнерго по ТУ 34-28-10032—80; габариты 114x70x40 мм, масса 230 г, напряжение на выходе 600—800 В. ■ ■ ■
14.3. СРЕДСТВА ЗАЩИТЫ ПЕРСОНАЛА Таблица 14.9. Средства защиты из полимерных материалов Наименование Перчатки диэлектрические со швом То же бесшовные Боты диэлектрические Галоши диэлектрические Сапоги диэлектрические Ковры диэлектрические Экранирующие комплек- ты спецодежды для персонала ремонтного (летний и зимний) и дежурного (летний) ГОСТ или ТУ ТУ 38-106359-79 ТУ 38-105977-76 ГОСТ 13385-78* То же » » ГОСТ 4997-75 ТУ 34-28-17003- 78 Назначение Основное средство за- щиты в установках до 1,0 кВ и дополнитель- ное в установках выше 1,0 кВ То же Дополнительное сред- ство защиты в установ- ках выше 40 кВ (за- щита от напряжения шага) То же » » Дополнительное сред- ство защиты в уста- новках до и выше 40 кВ Для индивидуальной защиты от электриче- ского тюля установок 330-750 кВ Размер мм Длина 350, ширина 120 — 135, толщина 1,2 Длина 350, ширина 140 — 155, толщина 1,3 Высота 160 и более - 255-307 Длина 500-8000, ширина 500-1200, толщина 5 — 7 - номер * s 10-16 Мужские 7— 14, жен- ские 2 — 6 39-47 Одежда 48, 52 и 56; обувь 26,5; 27; 29,5; галоши 27 — 31; пер- чатки 10—14 Изготовитель Ярославский завод «Ре- зинотехника» Волжский завод рези- новых изделий По «Красный богатырь» (г. Москва) То же ПО «Красный треуголь- ник» (г. Ленинград), Томский завод резино- технических изделий Ленинградский, Курский и Казанский заводы ре- зинотехнических изде- лий СКТБ ВКТ Мосэнерго
Таблица 14.10. Слесарио-монтажные ияструмеиты с изолирующий» рукоятками н изелируншие клещи Наименование ГОСТ или ТУ Характеристика Габариты, мм Мас- са, Изготовитель Комплект КСМИ-2 ТУ 34-28-10072-80 Комбиниро- ванные плос- когубцы Боковые ку- сачки Диэлектриче- ская отвертка Круглогубцы Электро до- держатель ЭД 2001 У1 Изолирующие клещи К-1000 (до 1 кВ) Изолирующие клещи 6 — 10 кВ Изолирующие клещи 35 кВ ГОСТ 5547-75* и 11516-79* ТУ 34-09-2113-76 иГОСТ11516-79* ГОСТ 17199- 71**ЕиП516-79* ГОСТ 7283-73* и 11516-79* ГОСТ 14651- 78*Е ТУ 34-13-3807-75 ТУ 34-13-1632-75 То же В составе комплек- та: разводной гаеч- ный ключ, ключ тре- щоточный, пассати- жи, плоскогубцы, ос- трогубцы боковые, кусачки торцевые, отвертки Наибольший диа- метр перекусываемой проволоки 2 мм, за- жимаемого изде- лия — 7 мм Наибольший диа- метр перекусывае- мой проволоки 2 мм Ширина лезвия 4(6) мм Наибольший диа- метр перекусывае- мой проволоки 2,5 мм Диаметр электро- дов 1,4—4,0 мм Диаметр захватывае- мых предохраните- лей 13 — 29 мм Диаметр предохра- нителей 50 — 65 мм 380x220 (сум- ка с инстру- ментом в свернутом состоянии) 5,0 Ленэнерго- ремонт 205 х 55 х 16 0,3 155x54x15 Длина 160 (200) 165x54x15 0,17 0,03 (0,04) 0,18 0,35 Курганский электроме- ханический завод То же То Общая длина 210 Общая длина 950 Общая длина 1250 0,10 2,5 3,0 Днепропет- ровский за- вод «Ме- талло- штамп» Московский механиче- ский завод То же
Таблица 14.11. Переносные заземлении, устройства для иаброса на ВЛ н дли прокола кабелей Наименование Переносное зазем- ление для РУ Переносное зазем- ление для ВЛ Переносное зазем- ление для ВЛ и РУ*1 Переносное зазем- ление для РУ Переносное зазем- ление для ВЛ*2 Переносное зазем- ление для РУ Переносное зазем- ление для ВЛ Устройство для иа- броса на про- вода ВЛ Устройство проко- ла кабеля УПК-1 Штанга для про- кола кабеля ШПК-10 Приспособление ПИЛ-1 для под- ключения им- пульсного изме- рителя линии Число фаз 3 3 3 3 3 3 1 3 3/1 3/1 3/1 3 3 3 1 1 — — — • 1 Номи- нальное напряже- ние уста- новки, кВ До 1,0 До 1,0 До 10 , 10 ' 35 110 220 До 15 35 ПО 220 35 ПО 220 750 330-500 До 10 До 10 До 10 35-500 термиче- ской стой- кости, кА 2,5 2,5 4,0 4 7 10 10 4-10 4-10 4-10 10-25 4-10 4-10 10-25 10 10 5,0 — -<. — Длина провода, м между зажима- ми 1,5 0,8 1,6 1,25/2,5 2,5/4,5 3,5/6,0 — 1,25 4,5 6,0 9,0 2,5 3,5 7,0 — — — — — — зазем- ляющего спуска 2,0 9,0 10,0 2,5/12 7,0/12 10/12 10/12 2,5 12,0 12,0 12,0 7,0 10 10 8,0-30,0 2,5 15 10 — 15 общая 5,0 12,2 13,2 5/17 12/21 17/24 — 5,0 21/12 24/12 33/15 12 17 24 — — — — — — е Сечение провода, мм2 16 16 25 25 25 25 25 25-70 25-70 25-70 25-70 25-70 25-70 25-70 25 70 (спуск — 10) — 25 — Масса комплек- та, кг 1,82 5,3 8,0 4,2/6,4 6,7/8,0 8,4/8,8 6/5,5 5,0 10,2/8,6 17/8,6 23,2/10,5 8 13,1 17,5 3,0-7,0 5,5 12,0 10,0 6,0 2,0 ТУ ТУ ТУ ТУ То » ТУ ТУ ТУ ТУ ТУ, ГОСТ 34-3820-77 ' 34-31-10047-80 16-538.232-74 34-31-10244-81 же » 34-31-10496-82 34-13-17001-77 34-28-17005-78 34-31-10521-83 ТУ 34-13-837-76 ТУ 34-28-13301-77 Изготовитель Белгородский электро- механический завод Белгородский электро- механический завод и завод РЭТО Мосэнерго Троишшй электроме- ханический завод Завод РЭТО Мосэнерго Завод РЭТО Мосэнерго н Белгородский элект- ромеханический завод Завод РЭТО Мосэнерго То же Московский механиче- ский завод Завод РЭТО Мосэнерго Дмитровский электроме- ханический завод То же Завод РЭТО Мосэнерго
Продолжение табл. 14.11 *1 В числителе указаны данные, относящиеся к переносным заземлениям ВЛ, в знаменателе — к переносным заземлениям РУ. *2 В числителе указаны данные, относящиеся к трехфазным заземлениям, в знаменателе — к однофазным. Примечания: 1. Термическая стойкость определена при продолжительности протекания тока в установках 10 кВ и ниже 3 с, 35 кВ 1 с, ПО кВ и выше 0,5 с. 2. Для УПК-1 указана длина приводного шнура. 3. Завод РЭТО Мосэнерго выпускает оборудование в основном для нужд Мосэнерго. 4. Характеристики штанг, используемых в комплекте с переносными заземлениями, приведены в табл. 14.3. Таблица 14.12. Средства индивидуальной защиты головы, органов зрения, дыхания, слуха и предохранительные'приспособлении Назначение средства защиты Защита головы Защита лица Наименование н тип средства защиты Каски защитные «Шахтер-1» и «Дон- басс-2» «Дон» «Труд» «Дружба» Каска для строителей Каска со щитком для электросварщика Комплект щитка сварщика с каской «Дружба» ЩЭК-Э-301У1 Противошумная каска ВЦНИИОТ-2 Щитки для электросварщика со свето- фильтром: НН-Э-302У1 РН-Э*301У1 ННП-Э-302У1 НН-Э-ЗО.!^! ¥ ННО-Э-302У1 Наголовные щитки без светофильтров НС-1 НСП-1 НБТ-1 Масса, кг 0,32 0,51-0,79 0,65 0,40 0,40-0,46 0,75 0,50 0,75 0,62 0,60 0,60 0,50 0,5 0,25 ' 0,35 0,19 ТУ или ГОСТ ГОСТ 12.4.091-80* ТУ 6-05-1851-78 ОСТ 39-124-81 ТУ 6-05-1660-76 ■ ТУ 205ЭССР 281-77 и ГОСТ 12.4.087-84 ТУ 5.978-13122-77 ТУ 36-2425-82 ТУ 1-01-0201-79 ГОСТ 12.4.035-78* То же » » » » ГОСТ 12.4.035-78* ГОСТ 12.4.023-84 То же » » Изготовитель ■ Узловский завод пластмасс, Северо- донецкое ПО «Стеклопластик» Узловский завод пластмасс То же » » Таллиннская фабрика пластмассовых изделий «Салво» Ленинградское ПО «Знамя Октября» Пушкинский электромеханический завод Орехово-Зуевский завод «Респиратор» ) Вилкавишкисский завод металло- изделий «Пасага» . Пушкинский электромеханический завод То же Ростовский завод электромонтажных изделий Суксунский оптико-механический за- вод То же » »
Назначение средства защиты Защита глаз Защита органов дыхания Защита органов слуха Наименование и тип средства защиты Открытые защитные очки моделей 202-76, 202-76У, 303-76, 401-64, 06-72, 014-72, 22.022-72 Двойные открытые защитные очки модели 20Д2-72 Закрытые защитные очки моделей 13П1-80, 23П2-80, ЗЗПЗ-80, 43П4-72-Т, 13НР1, 43Н4-72, 83Н8-72 Закрытые * очки защитные со стеклом триплекс модели 133Н13-72-Т Защитные очки с металлизированными стеклами ОРЗ-5 Промышленный противогаз МКПФ или МКП Респиратор ШБ-1 «Лепесток» Противопылевой респиратор У-2К Противопылевой респиратор «Астра-2» Респиратор РП-КМ Респиратор Ф-62Ш Респиратор ПРШ-741 Противогазовый респиратор РПГ-67 Универсальный респиратор РУ-60М Шланговый противогаз П1П-1 Шланговый противогаз ПШ-2 Противошумные наушники модели: ВЦНИИОТ-1 ВЦНИИОТ-2М ВЦНИИОТ-4А ВЦНИИОТ-7И ПШ-00 Масса, кг 0,055 0,09 0,07-0,11 0,09 0,19 0,8 0,01 0,06 0,025 0,10 0,20 0,20 0,26 0,27 12,2 46,7 0,12 0,18 0,07 0,30 0,18 Продолжение табл. 14.12 i ТУ или ГОСТ ГОСТ 12.4.013-85Е Т„р же » » » » ТУ 64-1-2717-73 ТУ 6-16-2080-76 ГОСТ 12.4.028-76* ТУ 6-16-2267-78 ТУ 205УССР104-77 ТУ 1-01-0516-78 ТУ 6-16-1763-73 ТУ 12.100.94-76 ГОСТ 12.4.004-74* ГОСТ 17269-71* ТУ 6-16-2053-76 ТУ 6-16-2054-76 ТУ 1-01-0636-80 ТУ 400-28-126-76 ТУ 400-28-127-76 ТУ 1-01-0035-79 ТУ 205УССР10-75 Изготовитель Суксунский оптико-механический за- вод То же » » » » » » - — Днепропетровский завод «Металло- штамп» Димитровградский завод химическо- го машиностроения То же Днепропетровский завод «Метал- лоштамп» Тамбовский машиностроительный завод — - Орехово-Зуевский завод «Респиратор» Московский завод нестандартного оборудования имени А. Матросова То же Орехово-Зуевский завод «Респиратор» Киевский опытно-экспериментальный завод Горместпрома
Защита органов слуха Предохраните- льные пояса Монтерские когти и лазы Противошумные вкладыши «Беруши» Противошумные заглушки (антифоны) Монтерский пояс для ВЛ Монтерский усиленный пояс Монтерский пояс для работ на ВЛ связи Спасательный пояс Пояс верхолаза-монтажника Пояс верхового рабочего Пояс с амортизатором Монтерский пояс АСКЦ Монтерские когти для деревянных опор Монтерские лазы для железобетонных опор прямоугольного сечения Монтерские когти КМЖ для железобе- тонных опор ТУ 6-16-2402-80 ТУ 400-28-152-76 ГОСТ 14185-77* ТУ 32ЦЭ351-76 ТУ 17РСФСР16-4662-76 ОСТ 39-062-78 ОСТ 39-062-78 ТУ 36-2103-78 ГОСТ 14331-77* ТУ 34-09-10129-82 ТУ 34-490000118-79 Московский завод нестандартного оборудования имени А. Матросова Ярославский электромеханический завод, Краснодарская фабрика кожа- ных изделий им. РККА, Кременчуг- ский кожевенно-шорный комбинат Артемовский электротехнический завод То же Краснодарская фабрика кожаных из- делий им. РККА Артемовский электромеханический завод То же Ярославский электромеханический завод Ярославский электромеханический и Артемовский электротехнический заводы Ярославский электромеханический завод Шауляйский экспериментальный за- вод
Таблица 14.13. Спецодежда, спецобувь н рукавицы Назначение Спецодежда для защиты от механических повреждений и от общих производствен- ных загрязнений Спецодежда для защиты от пониженных температур '-■ Спецодежда для защиты от воды Спецодежда для защиты от кислот Спецобувь для защиты от механических воздействий Спецобувь для защиты от пониженных тем- ператур Спецобувь для защиты от воды Спецобувь для защиты от кислот, щелочей и окислителей Спецобувь для защиты от скольжения и ме- ханических воздействий Защита рук Наименование и'тип Костюмы мужские Костюмы женские Комбинезоны мужские Комбинезоны женские Куртка мужская рабочая на утепленной прок- ладке Брюки мужские рабочие на утепленной прокладке Жилет сигнальный оранжевый Плащ и полуплащ мужской рабочий Костюм мужской для защиты от кислот Костюм женский для защиты от кислот Фартук Сапоги кирзовые мужские, женские МУ50 Полусапоги юфтевые виброгасящие мужские Сапоги валяные с резиновым низом мужские и женские Сапоги и полусапоги резиновые мужские Сапоги кислотощелочестойкие Ботинки мужские и женские кожаные Рабочие комбинированные рукавицы Рукавицы брезентовые Рукавицы меховые ТУ или ГОСТ ГОСТ 12.4.109-82* ГОСТ 12.4.108-82* ГОСТ 12.*. 100-80* ГОСТ 12.4.099-80* ТУ 32-УП-246-77 и ТУ 32-УП-245-77 ГОСТ 19361-74 ГОСТ 12.4.036-78*. ГОСТ 12.4.037-78* ГОСТ 12.4.029-76* ОСТ 17-204-72 ТУ 17-1153-74 ТУ РСФСР 544-76 ОСТ 17-337-74 ГОСТ 5375-79* ГОСТ 5375-79* ГОСТ 12.4.033-77* ТУ 34-0712.01-01.-81 ГОСТ 12.04.010-75* ГОСТ 20176-84* Размер 44-56 44-56 44-56 44-56 44-56 44-60 44-60 44-56 45 — 61 (головной убор 56-60) 45 — 65 (головной убор 56-60) - - 27-32 39-47 - - 0-3 0-3 - Примечание. Номенклатура спецодежды, спецобуви и рукавиц, приведенных в таблице, в основном соответствует нормам обеспечения рабочих массовых профессий электросетей и электростанций Минэнерго СССР.
Таблица 14.14. Трансформаторы безопасности понижающие и разделяющие осм осг ОСР~ ОСОБ тсзи ОСЗР Мощность, кВА 0,063 0,10 0,16 • 0,25 0,40 0,63 1,0 1,6 .ад,:. 0,125. „ 0,31 i: 0,02 0,25 0,63 1,0 1,6' ■■■' 2,5 4,0 0,040 0,063 Исполне- ние УЗ У2 УЗ У5 УХЛ2, У2 УХЛЗ Напряжение, Ё ВН 220, 380, 660 220 220 127, 220, 380, 660 220, 380, 660 220, 380 НН 12,24,36,42, ПО, 220 12, 36 220 12, 24, 36, 42, НО, 127, 220 12, 36, 42, 127, 220, 380 12, 24, 36, 42 s Масса, кг 1,4 2,0 3,0 4,3 6,2 9,5 14,4 18,5 26,0 4,7 8,0 0,9 6,5 17,5 21 29 41 56 1,4 1,7 Габариты, см 11,5x8,4x9,5 12x10x9,5 14x11x11,5 14,5x12,4x13,2 17x12,4x14 21x13,5x18,5 21 х 16,5 х 18,5 22x17x22,5 26x19x24,5 17x14x21,4 21x16,5x24,5 13,8x8x5 0 20,2; Н-24 36x18,6x24,5 ) 36x18,6x28 36 х 19,8 х 32 38,5x19,6x43 38,5x20,8x50,5 8,9 х 9 х 8,2 8,9x9x9,2 Изготовитель Минский электротехни- ческий завод То же Калужский электротех- нический завод То же ПО Кавказтрансфорада- тор, г, Батуми Харьковский электроап- паратный завод
Продолжение табл. 14.4 освм осм осзм тсзм Мощность, кВА 0,25 0,63 1,0 1,6 2,5 4,0 0,25 0,63 1,0 6,3 10 16 25 40 63 6,3 10 16 25 40 63 100 Исполне- ние ОМ5 ОМ5 ОМ5 ОМ5 Напряжение, В ВН 127, 220, 380, 440, 660 127, 220, 380, 440, 660 127, 220, 380, 440, 660 127, 220, 380, 440, 660 нн 13, 26, 36, 133, 230, 400 13, 26, 36, 133, 230, 400 13, 26, 36, 133, 230, 400 13, 26, 36, 133, 230, 400 Масса, кг 9,0 9,0 11,0 14,0 18,6 26,5 6,0 10,5 14 62 90 133 173 285 360 72 90 145 176 185 325 340 Габариты, см 27x21 х16,3 27x21x16,3 31x25x20,6 -- ,S 31x25x20,6 31x27x22,9 37,5x30x22,5 15x15,5x12,5 19x18,2x17,5 20x18,2x19 46,2x33,5x45,5 48x38,5x48 52,6x46,3x54,5 52,6x46,3x58 82,8x50x86 86,6x50x91,2 55,4x33,5x40,5 55,4x33,5x45,5 63,8x38,5x48 70,6x26,3x54,3 70,6 х 26,3 х 54,3 72,4x65,4x89,5 72,4x65,4x89,5 Изготовитель Московское ПО «Элект- розавод» имени В. В. Куйбышева То же » » » » Примечания: 1. Обозначение типа трансформатора приведено в сокращенном виде (только буквенная часть). 2. Расшифровка буквенной части обозначения типа трансформатора: О — однофазный (второе О — для местного освещения), Т — трехфазный, С — сухой или стационарный, М — многоцелевой или морской, Г — гаражный, F — разделяющий, В — водозащищенное исполнение, 3 - защищенный, И — для электроинструмента, СВ — сухой с естественным воздушным охлаждением, СЗ — сухой с естественным воздушным охлаждением при каплезащитном исполнении.
АЛФАВИТНЫЙ УКАЗАТЕЛЬ Аварийный режим работы автотрансформа- торов, трансформаторов, реакторов 62, 63 — — — воздушных линий электропередачи 449, 450 — — — выключателей масляных 64 — — — генераторов 62 — — — заградителей высокочастотных 63 — — — изоляторов проходных 64 — — — кабелей 64 — — — конденсаторов 63 — — — разъединителей 64 — — — реакторов бетонных 63 — — — трансформаторов тока 64 — — — электродвигателей 62 Автотрансформаторы, основные данные 145 — 147 Азот, свойства 105 Аккумуляторная кислота, нормы 327 Аккумуляторы свинцовые для стационарных установок, характеристики и эксплуатации 324-326 Активная высота молниеотвода 600 Активное сопротивление жил кабелей 535, 536 Антисептики, характеристики, выбор 434, 435 Аппараты пробоя масла, характеристики 728 Арматура бака трансформатора 151 — 153 — линейная, балластные грузы, данные 510, 511 — — зажимы натяжные 491—495 — — — ответвительные 490, 514 — — кольца защитные для натяжных гирлянд ВЛ 500 кВ, данные 509 — — коромысла, характеристики 483, .484 — — натяжная, характеристики 489, 490 — — поддерживающая, характеристики 484-489 — — распорки дистанционные 506, 507 — — ремонтные муфты и зажимы, характе- ристики 504 — 506 — — рога разрядные, данные 510 — — соединительная, характеристики 496 — 503 — — сцепная, характеристики 479 — 482 — — узлы крепления изоляторов, харак- теристики 476—478, 512 — 514 Асинхронный электродвигатель, характери- стики 280-294 Атмосферные перенапряжения 558 — условия 18 Баллоны газовые, данные 106 Блокировка электромагнитная разъедини- телей с выключателями 192—194 Блуждающие токи 554 Вводы высокого -напряжения, замена на но- вые конструкции 249 — 250 — — — испытания 679 — — —.характеристики 244 — 248 Вентильные разрядники, характеристики 576-578 Вибрация вращающихся электрических ма- шин 666, 670 — проводов и тросов ВЛ 450 — 453 Водород, свойства и расход 105, 116 Возбудители турбогенераторов 101, 102 Воздухоохладители турбогенераторов, дан- ные 112 Время фиктивное 615, 623 Вторичные цепи, испытания 680 Выводы аппаратов, допустимая температура нагрева частей 46 — 50 Выключатели воздушные, комплектация шун- тирующими резисторами и конденсаторами 175, 176 — — основные данные, длина пути утечки, повышение отключающей способности 173-175 — — регулировочные характеристики 180 — — уставки контактных манометров 183 ~ масляные, основные данные 170, 171 — — регулировочные характеристики 172, 173 — — типы приводов 179 — 181 — эксплуатационные испытания 674 — 676 — электромагнитные, основные данные 172 — — регулировочные характеристики 173 Выпрямитель для зарядки стационарных аккумуляторов 328 Выпрямительные устройства для питания электромагнитных приводов 180 Газовое хозяйство электрических машин с во- дородным охлаждением 103 — 110 Газоохладители турбогенераторов, данные 111 . Гидрогенераторы, данные 93—95 — конструктивные особенности 96 — 99 Гололед, расчет и схемы плавки 454—462 Грозозащита вращающихся машин, усло- вия и способы защиты 603 — допустимые расстояния от вентильных разрядников до защищаемого оборудо- вания 606-609
Грозозащита, конструктивные исполнения и защитные зоны стержневых молниеотво- дов 600 — мероприятия по снижению обратных пере- крытий в ОРУ 599 — подстанций, место и условия установки стержневых молниеотводов 598, 599 — — на ответвлениях 596 — — от прямых ударов молнии 597 . — подходов В Л к подстанциям 601, 602 — условия сооружения ВЛ без тросов 592 ■у- Дефекты кабельных линий 519 — электрических' машин 134, 135 Единицы кратные и дольные от единиц СИ, разных систем, перевод в кратные единицы СИ, система единиц международная (СИ) 5-17 Емкости фаз электрических машин 91, 92 Емкостные токи замыкания на землю 609 — 614 Железные дороги, условия пересечения 336 Железобетонные пасынки, фундаменты, сваи, данные 429—433 Заградители высокочастотные, характеристи- ки силовых реакторов, назначение 232—236 Зажимы клыковые для стальных канатов, характеристики 492 — прессуемые и ответвительные характери- стики 493 — 495 — разъемные ответвительные, характери- стики 491 Заземления, допустимые сопротивления за- щитных и рабочих заземлений 585, 586 — коэффициенты импульсов заземлителей опор ВЛ 589-592 — — использования типовых заземлителей опор ВЛ 587 — метод контроля расположения и состоя- ния протяженных заземлителей 595 — сопротивление глубинного электрода 595 — — растеканию единичных заземлителей 593-594 — удельное сопротивление грунтов 586 Заземлители, характеристики 188 Защитные средства, данные ?53 Знаки товарные предприятий, изготовляю- щих аппараты и трансформаторы 24, 25 — — — — изоляторы 28 — 34 — — — — кабели 27 — — — — электродвигатели 25 — 27 Измерения силовых трансформаторов и авто- трансформаторов, схемы 672 — 674 Измерители заземления, характеристики 738 Измерительные трансформаторы, испытания 670-672 Изоляторы, испытания 679 — 680 Изоляторы линейные, выбор типа и числа изоляторов в гирлянде 466, 467 — — распределение напряжения в гирлянде 472-473 — — характеристики, срок службы 469—472 — опорные армированные 266 — — для наружной установки, характери- стики 260 — 265 — — — работы в помещениях, характери- стики 251-253 — проходные для наружно-внутренней уста- новки, характеристики 253 — 259 Изоляция в районах с загрязненной атмос- ферой, гидрофобные покрытия и чистка 652-657 — внешняя, длина пути утечки 644 — 652 — для загрязняемых подстанций к ВЛ, выбор 643, 652-655 Испытания электрических машин, виды и нормы 661 — 668 — электрооборудования распределительных устройств 676, 677 Испытательные напряжения кабелей, элект- рооборудования и изоляторов переменным током и импульсные 552, 564, 565, 566 Кабели, защитные покровы 525 — конструктивные элементы 526 — маслонаполненные 110 — 500 кВ, конструк- тивные данные 528, 529 — поправочные коэффициенты для пересчета сопротивлений 536 — — — — токовых нагрузок на темпера- туру среды, на удельное сопротивление почвы, на число рядом лежащих кабелей 544 — расчетные емкости 537 — 539 — рекомендации по применению кабельных заделок, муфт 545 — 549 — силовые, допустимые токовые нагрузки 530-535, 541-545 — экономическая плотность тока 519 — 524 Канаты стальные для грозозащитных тросов и растяжек опор, характеристики 446, 447 Киловольтметры электростатические, харак- теристики 735 Кислород, свойства 105 Климатические условия для расчета ВЛ, скоростной напор, толщина стенки голо- леда, нормативы 351—353 Климатическое исполнение и категории раз- мещения оборудования 18 — 23 Компенсаторы синхронные, газовые объемы 104 — — характеристики 99 Компенсация емкостных токов замыкания на землю 609 — 614 Комплектные распределительные устройства, испытания 676, 677 — — — с элегазовой изоляцией, характери-
стики 214—215 Комплектные распределительные устройства 6—10 кВ, характеристики 210—212 — трансформаторные подстанции ПО — 220 кВ, характеристики 212—214 Компрессорные установки, вид защиты 182 — — характеристики 181, 182 — — — и уставки контактных манометров 183 — — — отдельных элементов 183 — 184 Конденсаторы высоковольтные, характери- стики 227-230 — — испытания 678, 679 — для повышения коэффициента мощности, характеристики 231, 232 Контакты воздушных выключателей, сопро- тивление цепи и камеры 174, 175 — КРУ, предельные сопротивления постоян- ному току 211 — масляных выключателей, сопротивление токоведущей цепи 172 — электромагнитных выключателей, сопро- тивление постоянному току токоведущего контура полюса 173 Консервация оборудования, рекомендации 60-62 Концентрация в воздухе рабочей зоны газов, паров, пыли и других аэрозолей, предельно допустимые значения 20 Короткозамыкатели, характеристики 191 Коррозия, защита подземных сооружений 554, 555 — проводов и тросов, рекомендации по защи- те 465 Лаборатории передвижные электротехниче- ские 726, 727 Линии воздушные, допустимые перегрузки в аварийных режимах 449, 450 — — изоляционные расстояния по воздуху на опорах 354 — 362 — — классификация по номинальному на- пряжению 350 одноцепные, параметры для оценки коммутационных перенапряжений 573 — — плавка гололеда 454—462 — — условия прохождения и пересечения 363 — кабельные, допустимая перегрузка 64 — — зарядные токи 540 — — характеристики маслонаполненных ба- ков давления 551 — — — эксплуатация и ремонт 516—519, 556, 557 Манометры для компрессорных установок, характеристики 183 Масло трансформаторное, вакуумная обра- ботка и азотирование 347 — — нагрев, сушка, очистка и регенерация 346 Масло трансформаторное, показатели ка- чества 334 — 337 — турбинное, показатели качества 340, 341 Маслоохладители электрических машин 115 Мегаомметры, характеристики 736 Минимальные расстояния по_воздуху от то- коведущих частей 567 — 571 Мосты для измерения диэлектрических по- терь, характеристики 734 Муфты кабельные и концевые заделки, вы- бор 545-550 — — материалы""для монтажа 556, 557 Надежность электроснабжения, выбор кате- гории электроприемников 50 — 52 Напряжения, допустимые кратковремен- ные на оборудовании 110—750 кВ 564, 565 — испытательные импульсные 565, 566 — электрических сетей и присоединений, ря- ды 44,45 Напряженности электрического поля при работах на подстанциях и ВЛ 57 Нормы испытаний 658—695 Обозначения графические, применяемые в электрических схемах 35—42 Ограничители перенапряжений, характери- стики 580, 581 Опоры ВЛ деревянные, допустимые углы поворота 367—384 — — — зашита от гниения 433—435 — — — промежуточные, условия выбора 350-384 — — железобетонные 35 кВ, данные, расход материала 385 — 388 — — — 110 — 750 кВ, данные, расход мате- риала 389-403 — — расчетные схемы нагрузок 363 — 365 — — стальные 35 — 1150 кВ, данные, расход материала 403 — 428 Отделители, характеристики 190 Охлаждающие устройства трансформато- ров, данные 151 — 153 Перевозка трансформаторов по железным и шоссейным дорогам 158 — 167 Переключающие устройства' трансформато- ров 148-150 % Перенапряжения коммутационные, импульс- ная прочность комбинированной изоляции дерево —фарфор 560 — — наибольшие расчетные напряжения и кратности 571 Пересечения ВЛ между собой, минимальные расстояния между проводами пересекаю- щихся ВЛ, технические условия 354 — 363 Плиты анкерные и опорные для опор В Л, данные, расход материала 430, 431 Плотность тока экономическая для кабелей, проводов и шин 540
Подстанции комплектные 6—10 кВ (КРУН и КРУ), характеристики 210 — 214 — ОРУ и ЗРУ, схемы и область применения 73-78 Потери мощности, основные формулы и расчет потерь 628 — 630 — напряжения, основные формулы 637 — энергии, расчет 631, 632 Предохранители высокого напряжения, испы- тания 676 — ПКТН, ПСН, характеристики 236-241 Приборы контрЙйя изоляции, характеристики 734, 736 Приводы пневматические, характеристики 180 — пружинные, характеристики 180 — электромагнитные, выпрямительные уст- ройства для питания 179—180 — — характеристики, катушки электромагни- тов 179 Прицепы автомобильные, тракторные, тяже- ловозы, характеристики 164, 165 Провода ВЛ алюминиевые и сталеалюминие- вые, характеристики 446 — — борьба с пляской 453, 454 — — бронзовые и сталебронзовые, характе- ристики 443, 444 — — защита от вибрации, характеристики гасителей 450 — 453 — — и тросы, защита от коррозии 465 — — из алюминиевых сплавов, характери- стики 446 — — механические характеристики, допус- каемые напряжения 438 — 444 — — неизолированные, допустимые токовые нагрузки 449 — — применяемые обозначения 445 — - стальные, характеристики 446 — — физико-механические свойства прово- локи 436, 437 — поправочные коэффициенты на темпера- туру среды для токовых нагрузок 449 — условия применения 447 — 449 Разрядники вентильные, регистраторы сра- батывания 576 — 579 — защитные координирующие промежутки 584 — трубчатые, характеристики 583 Разрядные напряжения гирлянд изоляторов и воздушных промежутков на опорах ВЛ и подстанциях 560 — 564 Разъединители наружной и внутренней уста- новки, характеристики 184—187 — отделители и короткозамыкатели, испыта- ния 674, 675 Распределение напряжения по изоляторам в гирляндах 472, 473 Распределительные устройства, схемы и об- ласть применения 65 — 78 Расстояния наименьшие по воздуху от токо- ведущих частей 567 Расчеты электрические на ЭВМ, перечень программ 642 Реакторы бетонные токоограничивающие, испытания 678 — — — одинарные и сдвоенные, характери- стики 241-243 — дугогасящие заземляющие, настройка 611 — — — характеристики 610, 611 — шунтирующие и заземляющие, испытания 672-674 — — масляные, характеристики 150 Регуляторы напряжения и регулировочные трансформаторы, данные 147 Ремонт оборудования, периодичность 659 Ригели фундаментные для опор ВЛ, данные, назначение 431 Сваи железобетонные для опор ВЛ, данные, назначение 431—433 Смазки для защиты проводов и тросов, характеристики, расход 465 Сопротивления активные и индуктивные си- ловых кабелей 535, 536 — шунтирующие воздушных выключателей 175, 176 Сушка силовых трансформаторов, методы 153-158 — электрических машин, необходимость и методы 124-128 Термитные патроны для сварки проводов, кабелей, наконечников 501—504, 550 Токи короткого замыкания, выбор и про- верка оборудования 622—626 — номинальные отключения выключателей и предохранителей 170, 171, 236 Токопроводы пофазно-экранированные гене- раторного напряжения, характеристики 216-226 Траверсы из полубревен и брусков для дере- вянных опор 35—110 кВ, данные 379, 380 Транспортеры железнодорожные, характери- стики 158, 159 Трансформаторы испытательные, характери- стики 731, 732 — напряжения, характеристики 194 — 197 — регулировочные, основные данные 147 — силовые, возможность включения без сушки 696 — 701 — — двухобмоточные, основные данные 139-143 — - допустимая температура нагрева частей 46-50 — — защита изоляции незаземленной нейтра- ли 584, 585 — — — неиспользуемых обмоток 585 — — параллельная работа 632 — 636
Трансформаторы силовые, перевозка 158 — 165 — — сушка 153 — 158 —■ ■— трехобмоточные, основные данные 144 — — установки для прогрева масла и транс- форматоров 332 — — экономический режим работы 633 —. тока, характеристики! 98 — 210 Тросы грозозащитные, характеристики 439 — стальные для строп, чалок и грузовые, ха- рактеристики 446, 447 Турбогенераторы, виды эксплуатационных испытаний и нормы 661—668, 708 — 723 — газовые объемы статоров 104 — генераторы переменного тока системы возбуждения 100 — 102 — допустимая вибрация подшипников 666 — — нагрузка при отклонениях параметров от номинала 129 — 131 — — несимметрия, несинусоидальность 131 — — перегрузка 62 — испытательные напряжения 662 — основные данные, параметры 86 — 92 — — требования 80 — 83 . — предельно допустимые температуры 81 — расход водорода и инертных газов на заполнение корпуса 108 — системы возбуждения, параметры и данные элементов 100 — 102 — — охлаждения, параметры элементов 110-114 — элементы систем маслоснабжения уплот- нений вала 114 — 117 Углекислота, свойства 105 Указатели напряжения, характеристики 746 Установка для вакуумной обработки, азоти- рования и дегазации трансформаторного масла, характеристики 346 — 348 — — восстановления цеолита, характеристи- ки 347 Установка для очистки, сушки и регенерации масла, характеристики 347, 349 — — прогрева трансформаторов и масла, характеристики 332 Фундаменты для опор ВЛ, данные, расход материала 429 Чистка, обмывка и гидрофобные покрытия изоляции, способы 652 — 657 Шинопроводы экранированные генераторно- го напряжения, данные 216 — 226 Шины алюминиевые коробчатого сечения, характеристики 268 — — окрашенные трубчатые круглого и пря- моугольного сечения, характеристики 267 — 270 — момент сопротивления 626 — поправочные коэффициенты на темпера- туру внешней среды 270 — способы соединения 271 — 279 — стальные однополюсные окрашенные прямоугольного сечения, характеристики 268 Штанги изолирующие, характеристики 744— 746 Щетки электрические, назначение, выбор, данные 118 — 120 Электродвигатели асинхронные, характери- стики 280-295 — виды и нормы испытаний 668 — 670 — — перегрузка 62 — объем и нормы пооперационных испыта- ний 668-670 Электролизные установки, характеристики 104 Электроэнергия, нормы качества 638