И.П. Крючков, М.В. Пираторов, В.А. Старшинов Электрическая часть электростанций и подстанций Справочные и методические материалы для выполнения квалификационных работ Учебно-справочное пособие для вузов Под редакцией И.П. Крючкова Москва Издательский дом МЭИ 2015 УДК 621.311(075.8) ББК 31.277я73 К 858 Р е ц е н з е н т ы: К 858 доктор техн. наук, зав. лабораторией ВНИИЭ филиала ОАО «НТЦ электроэнергетики» Ю.Н. Львов; канд. техн. наук, начальник отдела АО «Институт Теплоэлектропроект» Т.А. Стогний Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций. Справочные и методические материалы для выполнения квалификационных работ: учебно-справочное пособие для вузов / И.П. Крючков, М.В. Пираторов, В.А. Старшинов; под ред. И.П. Крючкова. — М.: Издательский дом МЭИ, 2015. — 138 [4] с.: ил. ISBN 978-5-383-00958-1 Приведены методические указания для выполнения квалификационных работ с использованием современных нормативно-технических документов, а также основные данные о параметрах и характеристиках синхронных машин, силовых трансформаторов и автотрансформаторов, электрических аппаратов, токоограничивающих реакторов, силовых кабелей и другого электрооборудования, выпускаемого в настоящее время и рекомендуемого к применению. Для студентов и преподавателей электроэнергетических специальностей вузов, а также для инженерно-технических работников энергосистем. УДК 621.311(075.8) ББК 277я73 ISBN 978-5-383-00958-1 © Крючков И.П., Пираторов М.В., Старшинов В.А., 2015 © ЗАО «Издательский дом МЭИ», 2015 ПРЕДИСЛОВИЕ ГЕНЕРАЛЬНОГО ДИРЕКТОРА АО «ОЭК» А.В. МАЙОРОВА Электроэнергетика — одна из самых быстроразвивающихся отраслей российской экономики. Каждый день мы строим сети, подстанции и трансформаторы, делая их более надежными и энергоэффективными. Для того чтобы каждый из объектов системы работал качественно и без перебоев, требуется немало квалифицированных работников, способных не только следить за уже существующими сетями и подстанциями, но и в кратчайшие сроки исправить любую неполадку и устранить аварийную ситуацию. Книга «Электрическая часть электростанций и подстанций» — своеобразный вклад в повышение знаний как студентов, так и уже работающих специалистов. В пособии вы сможете найти справочные и методические материалы для выполнения квалификационных работ, основные положения современных нормативно-технических документов, технические характеристики выпускаемого в настоящее время заводами России электрооборудования и многое другое. АО «Объединенная энергетическая компания» — одна из самых молодых и быстроразвивающихся электросетевых компаний Москвы. Мы заинтересованы в молодых и талантливых кадрах, которые хотят и могут развивать электроэнергетику не только в столице, но и по всей России. Люди — это главная ценность, которая у нас есть, а потому повышение их квалификации — важнейшая задача, которая стоит перед нами. Я надеюсь, что данная книга станет хорошим помощником в работе и учёбе для всех энергетиков. Каждый сможет почерпнуть из пособия что-то новое и, главное, применить это в работе, делая нашу отрасль, электроэнергетику, еще более эффективной и современной. Генеральный директор АО «ОЭК» Андрей Майоров На правах рекламы Издание осуществлено при поддержке АО «Энергокомплекс» СОДЕРЖАНИЕ Предисловие . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8 1. ВЫБОР СХЕМЫ ВЫДАЧИ МОЩНОСТИ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9 Таблица 1.1. Допустимая нагрузка линий электропередачи напряжением 35 кВ и ниже . . . .11 Таблица 1.2. Натуральная мощность и наибольшая допустимая длина воздушной линии напряжением 110 кВ и выше . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .11 2. ВЫБОР СХЕМ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ УСТРОЙСТВ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СТАНЦИЙ И ПОДСТАНЦИЙ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 12 Таблица 2.1. Перечень схем распределительных устройств (РУ) подстанций разных классов напряжений . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .14 3. РАЗРАБОТКА СХЕМЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ СИСТЕМЫ СОБСТВЕННЫХ НУЖД ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ И ПОДСТАНЦИЙ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.1. Общие требования к схемам электроснабжения собственных нужд . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.2. Система собственных нужд ТЭС . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.3. Система собственных нужд газотурбинных и парогазовых установок . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.4. Система собственных нужд АЭС . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.5. Система собственных нужд ГЭС . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.6. Система собственных нужд подстанций . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17 17 18 20 22 23 24 4. ВЫБОР ТРАНСФОРМАТОРОВ НА ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СТАНЦИЯХ И ПОДСТАНЦИЯХ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 26 Таблица 4.1. Допустимые аварийные перегрузки новых автотрансформаторов (трансформаторов) с системой охлаждения М (ONAN) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .26 Таблица 4.2. Допустимые аварийные перегрузки новых автотрансформаторов (трансформаторов) с системой охлаждения Д (ONAF) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .26 Таблица 4.3. Допустимые аварийные перегрузки новых автотрансформаторов (трансформаторов) с системой охлаждения ДЦ и Ц (FNAF и OFWF) . . . . . . . . . . . . . . . . . . .27 5. ВЫБОР ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ АППАРАТОВ И ПРОВОДНИКОВ ПО УСЛОВИЯМ ПРОДОЛЖИТЕЛЬНЫХ РЕЖИМОВ И ИХ ПРОВЕРКА ПО УСЛОВИЯМ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 30 5.1. Основные соотношения, используемые при выборе и проверке электрических аппаратов и проводников . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 30 Таблица 5.1. Продолжительно допустимые температуры нагрева элементов электроустановок . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .31 Таблица 5.2. Предельно допустимые температуры нагрева проводников при коротком замыкании . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .32 Таблица 5.3. Предельно допустимые температуры нагрева жил кабелей напряжением 6—10 кВ по условию невозгораемости при коротком замыкании . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .32 Таблица 5.4. Условия выбора и проверки проводников и электрических аппаратов . . . . . . .33 5.2. Современные требования к электрооборудованию, устанавливаемому на электрических станциях и подстанциях . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 35 6. СИСТЕМА ИЗМЕРЕНИЙ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 37 Таблица 6.1. Объём контролируемых параметров генератора . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .37 Таблица 6.2. Объём контролируемых параметров двухобмоточного трансформатора, работающего в блоке с генератором . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .38 Таблица 6.3. Объём контролируемых параметров трёхобмоточного трансформатора (автотрансформатора), работающего в блоке с генератором . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .38 Таблица 6.4. Объём контролируемых параметров трансформатора собственных нужд . . . . .39 Таблица 6.5. Объём контролируемых параметров распределительных устройств . . . . . . . . .39 5 Содержание 7. СПРАВОЧНЫЕ ДАННЫЕ ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 43 7.1. Синхронные генераторы . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .43 Таблица 7.1. Турбогенераторы . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .43 Таблица 7.2. Гидрогенераторы . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .45 7.2. Силовые трансформаторы . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .49 Таблица 7.3. Трансформаторы генераторные трёхфазные масляные напряжением 110—500 кВ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .49 Таблица 7.4. Трансформаторы генераторные однофазные масляные двухи трёхобмоточные напряжением 110—750 кВ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .50 Таблица 7.5. Автотрансформаторы однофазные и трёхфазные масляные для связи сетей 110—750 кВ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .51 Таблица 7.6. Трансформаторы масляные трёхобмоточные общего назначения напряжением 110—220 кВ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .53 Таблица 7.7. Трансформаторы масляные двухобмоточные общего назначения напряжением 110—330 кВ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .55 Таблица 7.8. Трансформаторы трёхфазные двухобмоточные общего назначения напряжением 6—35 кВ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .58 Таблица 7.9. Трансформаторы трёхфазные сухие двухобмоточные с литой изоляцией напряжением 6—35 кВ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .59 Таблица 7.10. Трансформаторы трёхфазные двухобмоточные для собственных нужд электростанций . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .62 Таблица 7.11. Трансформаторы трёхфазные сухие (применяются и для собственных нужд подстанций) напряжением 6—20 кВ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .63 7.3. Коммутационные электрические аппараты . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .64 Таблица 7.12. Выключатели генераторные напряжением 10—31,5 кВ . . . . . . . . . . . . . . . . . .64 Таблица 7.13. Вакуумные выключатели напряжением 6—110 кВ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .67 Таблица 7.14. Элегазовые выключатели напряжением 35—750 кВ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .76 Таблица 7.15. Выключатели нагрузки . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .78 Таблица 7.16. Разъединители . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .79 Таблица 7.17. Плавкие предохранители . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .81 7.4. Токопроводы и силовые кабели . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .83 Таблица 7.18. Токопроводы комплектные пофазно-экранированные генераторного напряжения . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .83 Таблица 7.19. Токопроводы комплектные закрытые . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .85 Таблица 7.20. Продолжительно допустимые токи для трехжильных кабелей напряжением 6—35 кВ с изоляцией из сшитого полиэтилена при их прокладке в земле (указаны в числителе) и на воздухе (в знаменателе) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .86 Таблица 7.21. Продолжительно допустимые токи для одножильных кабелей напряжением 6 и 10 кВ с изоляцией из сшитого полиэтилена при их прокладке в земле (указаны в числителе) и на воздухе (в знаменателе) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .87 Таблица 7.22. Продолжительно допустимые токи для одножильных кабелей напряжением 20 и 35 кВ с изоляцией из сшитого полиэтилена при их прокладке в земле (указаны в числителе) и на воздухе (в знаменателе) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .88 Таблица 7.23. Электрическое сопротивление переменному току жил кабелей, Ом/км, с изоляцией из сшитого полиэтилена . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .88 Таблица 7.24. Индуктивное сопротивление трехжильных кабелей напряжением 6—35 кВ с изоляцией из сшитого полиэтилена . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .89 Таблица 7.25. Индуктивное сопротивление одножильных кабелей напряжением 6—35 кВ с изоляцией из сшитого полиэтилена . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .89 Таблица 7.26. Продолжительно допустимые токи кабелей напряжением 110 кВ с медными жилами и изоляцией из сшитого полиэтилена при их прокладке в земле и расположении фаз треугольником . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .90 Таблица 7.27. Продолжительно допустимые токи кабелей напряжением 110 кВ с алюминиевыми жилами и изоляцией из сшитого полиэтилена при их прокладке в земле и расположении фаз треугольником . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .91 6 Содержание Таблица 7.28. Продолжительно допустимые токи кабелей напряжением 110 кВ с медными жилами и изоляцией из сшитого полиэтилена при их прокладке в земле и расположении фаз в горизонтальной плоскости . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .91 Таблица 7.29. Продолжительно допустимые токи кабелей напряжением 110 кВ с алюминиевыми жилами и изоляцией из сшитого полиэтилена при их прокладке в земле и расположении фаз в горизонтальной плоскости . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .92 Таблица 7.30. Продолжительно допустимые токи кабелей напряжением 110 кВ с изоляцией из сшитого полиэтилена при их прокладке на воздухе и расположении фаз треугольником . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .93 Таблица 7.31. Продолжительно допустимые токи кабелей напряжением 110 кВ с изоляцией из сшитого полиэтилена при их прокладке на воздухе и расположении фаз в горизонтальной плоскости . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .94 Таблица 7.32. Продолжительно допустимые токи кабелей напряжением 220 кВ с медными жилами и изоляцией из сшитого полиэтилена при их прокладке в земле и расположении фаз треугольником . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .94 Таблица 7.33. Продолжительно допустимые токи кабелей напряжением 220 кВ с алюминиевыми жилами и изоляцией из сшитого полиэтилена при их прокладке в земле и расположении фаз треугольником . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .95 Таблица 7.34. Продолжительно допустимые токи кабелей напряжением 220 кВ с медными жилами и изоляцией из сшитого полиэтилена при их прокладке в земле и расположении фаз в горизонтальной плоскости . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .95 Таблица 7.35. Продолжительно допустимые токи кабелей напряжением 220 кВ с алюминиевыми жилами и изоляцией из сшитого полиэтилена при их прокладке в земле и расположении фаз в горизонтальной плоскости . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .96 Таблица 7.36. Продолжительно допустимые токи кабелей напряжением 220 кВ с изоляцией из сшитого полиэтилена при их прокладке на воздухе и расположении фаз треугольником . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .96 Таблица 7.37. Продолжительно допустимые токи кабелей напряжением 220 кВ с изоляцией из сшитого полиэтилена при их прокладке на воздухе и расположении фаз в горизонтальной плоскости . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .97 Таблица 7.38. Рекомендуемые сечения экранов кабелей напряжением 110—220 кВ с изоляцией из сшитого полиэтилена . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .97 Таблица 7.39. Односекундные токи термической стойкости кабелей с изоляцией из сшитого полиэтилена . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .98 Таблица 7.40. Односекундные токи термической стойкости медных экранов кабелей с изоляцией из сшитого полиэтилена . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .98 Таблица 7.41. Продолжительно допустимые токи кабелей напряжением 6 кВ с изоляцией из поливинилхлоридного пластиката . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .99 7.5. Измерительные трансформаторы тока и напряжения . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .100 Таблица 7.42. Трансформаторы тока для электроустановок напряжением 10—500 кВ . . . .100 Таблица 7.43. Трансформаторы тока, встраиваемые в выключатели и силовые трансформаторы напряжением 10—220 кВ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .106 Таблица 7.44. Трансформаторы напряжения . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .122 7.6. Токоограничивающие реакторы . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .127 Таблица 7.45. Реакторы одинарные сухие токоограничивающие на номинальное напряжение 10 кВ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .127 Таблица 7.46. Реакторы сдвоенные сухие токоограничивающие напряжением 10 кВ . . . . .131 Таблица 7.47. Реакторы одинарные сухие токоограничивающие напряжением 15—110 кВ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .134 7.7. Комплектные распределительные устройства . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .135 Таблица 7.48. Комплектные распределительные устройства внутренней установки напряжением 6—35 кВ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .135 Рекомендуемая литература . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .137 7 ПРЕДИСЛОВИЕ В последние годы была разработана новая техническая политика в области энергетики страны, направленная на резкое повышение надёжности работы объектов энергетики путем использования самого современного электрооборудования при проектировании новых, а также модернизации существующих объектов электроэнергетики, в частности электрических станций и подстанций. С этой целью ведущими организациями в области энергетики был разработан целый комплекс новых нормативно-технических документов — стандартов организаций, регламентов, норм технологического проектирования и др. Перешла на выпуск современного электрооборудования и электропромышленность страны. Основные положения современных нормативно-технических документов и технические характеристики выпускаемого в настоящее время заводами России электрооборудования представлены в настоящем пособии. В качестве исходной информации были использованы каталоги ведущих производителей электротехнического оборудования, таких как компания «Силовые машины», холдинговая компания ОАО «Электрозавод», группа компаний «Электрощит», группа компаний «СвердловЭлектро» и др. Авторы 8 1. ВЫБОР СХЕМЫ ВЫДАЧИ МОЩНОСТИ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ Правильный выбор схемы выдачи мощности электростанций является одним из основных условий надёжного функционирования энергосистемы в целом. Схема выдачи мощности электростанции должна соответствовать следующему требованию — при ремонте одной отходящей от шин электростанции линии электропередачи, автотрансформатора связи распределительных устройств электростанции, выключателя или системы шин её распределительного устройства должна обеспечиваться выдача всей располагаемой мощности электростанции с учётом отбора на собственные нужды. Предварительные технические решения по схемам выдачи мощности электростанций принимаются в соответствии со следующими требованиями к пропускной способности элементов энергосистемы: — предварительно определённая пропускная способность линий электропередачи, входящих в схему выдачи мощности, должна быть больше суммы номинальных мощностей всех генераторов электростанции; — предварительно определённая пропускная способность распределительного устройства электростанции должна быть больше суммы номинальных мощностей генерирующего оборудования электростанции, подключённого к данному распределительному устройству; — предварительно определённая пропускная способность трансформаторов распределительного устройства электростанции должна быть больше номинальной мощности наиболее крупного генератора электростанции, подключённого к данному распределительному устройству. Пропускная способность всего комплекса электротехнического оборудования, посредством которого генератор присоединяется к распределительному устройству электростанции, должна обеспечивать выдачу полной номинальной мощности генератора до шин указанного распределительного устройства. Схемы выдачи мощности крупных электростанций к узловым подстанциям основной сети в нормальных режимах работы энергосистемы и в нормальной схеме сети должны обеспечивать возможность выдачи всей располагаемой мощности (за вычетом нагрузки распределительной сети и собственных нужд) на всех этапах сооружения электростанции (энергоблока). Для атомных электростанций (АЭС) указанное условие должно выполняться как в нормальной схеме сети, так и при отключении любой из отходящих линий или трансформатора связи без воздействия средств автоматики на разгрузку энергоблоков АЭС [реализация условия (n – 1) и (n – 2)]. Для гидроэлектростанций (ГЭС) и конденсационных электростанций (КЭС), работающих на органическом топливе, при отключении одной из отходящих линий высшего напряжения или трансформатора связи рекомендуется обеспечивать 9 1. Выбор схемы выдачи мощности электростанций выдачу всей располагаемой мощности электростанции в основную сеть за вычетом нагрузки распределительной сети и собственных нужд. Для выдачи мощности электростанции рекомендуется предусматривать не более двух распределительных устройств повышенных напряжений. При соответствующем обосновании к одному блочному трансформатору могут быть присоединены два генератора или более. При этом суммарная мощность объединенного энергоблока, как правило, не должна превышать мощность наиболее крупного энергоблока энергосистемы или допустимый дефицит мощности в энергосистеме. Укрупнение блоков, связанное с присоединением двух генераторов и более к одному блочному трансформатору, допускается при условии, что мощность укрупненного блока не превышает 660 МВт. Класс напряжения распределительных устройств и линий электропередачи схемы выдачи мощности следует выбирать в соответствии со шкалой номинальных напряжений, принятых в энергосистемах России. При расширении, реконструкции существующей и строительстве новой электростанции присоединение новых генераторов к распределительному устройству электростанции необходимо выполнять следующим образом при мощности нового генератора (энергоблока): — до 30 МВт — к распределительному устройству напряжением 110 кВ и ниже; — от 30 до 160 МВт — к распределительному устройству напряжением не ниже 110 кВ; — от 160 до 330 МВт — к распределительному устройству напряжением не ниже 220 кВ, а при отсутствии в районе расположения электростанции сети указанного класса напряжения — к распределительному устройству напряжением не ниже 330 кВ; — от 330 МВт и более — к распределительному устройству напряжением не ниже 500 кВ, а при отсутствии в районе расположения электростанции сети указанного класса напряжения — к распределительному устройству напряжением не ниже 330 кВ. В тех случаях, когда на существующей электростанции отсутствует распределительное устройство требуемого класса напряжения для присоединения новых генераторов (линий электропередачи, соединяющих электростанцию с узловой подстанцией), следует предусматривать сооружение нового распределительного устройства электростанции этого класса напряжения. Если на электростанции имеются распределительные устройства разных классов напряжения, то связь между двумя распределительными устройствами, как правило, должна осуществляться с применением двух трансформаторов (автотрансформаторов) номинальной мощностью не менее номинальной мощности наиболее крупного генератора (энергоблока) станции, подключённого к распределительному устройству более низкого напряжения из двух рассматриваемых распределительных устройств. Предполагаемые к строительству линии электропередачи, отходящие от распределительного устройства электростанции, должны присоединяться к узловым под10 1. Выбор схемы выдачи мощности электростанций станциям, при этом число цепей линий электропередачи, соединяющих распределительное устройство электростанции с одной узловой подстанцией, не должно быть более четырёх одного класса напряжения. Линии электропередачи схемы выдачи мощности электростанции должны обеспечивать достаточность их пропускной способности. Для сети напряжением 35 кВ и ниже достаточность пропускной способности линии определяется исходя из её допустимой (максимальной) мощности при нормированной плотности тока. Допустимая мощность и соответствующая допустимая длина линии электропередачи разного класса напряжения указаны в табл. 1.1 [в числителе для воздушных, в знаменателе для кабельных линий (КЛ)]. Т а б л и ц а 1.1 Допустимая нагрузка линий электропередачи напряжением 35 кВ и ниже Номинальное напряжение, кВ Допустимая мощность, МВт Наибольшая допустимая длина, км 10 (6) 20 35 2,1/4 7,5/12,5 9,3/19 5/0,35 8/0,25 20/0,25 Для электрической сети напряжением 110 кВ и выше достаточность пропускной способности линии определяется исходя из её натуральной мощности (т.е. активной мощности, при которой зарядная мощность линии равна потерям реактивной мощности в ней) с учётом коэффициента К = 1,4 для воздушных линий напряжением 110 кВ, К = 1,2 для воздушных линий напряжением 220 кВ и К = 1 для воздушных линий напряжением 330 кВ и выше. Значения натуральной мощности и наибольшей допустимой длины линии представлены в табл. 1.2. Т а б л и ц а 1.2 Натуральная мощность и наибольшая допустимая длина воздушной линии напряжением 110 кВ и выше Номинальное напряжение, кВ Натуральная мощность, МВт Наибольшая допустимая длина, км 110 220 330 500 750 30 135 360 900 2100 80 250 400 500 1000 Для линий электропередачи, сооружаемых в габаритах следующего класса напряжения, допускается соответствующее увеличение наибольшей допустимой длины. При использовании в схеме выдачи мощности КЛ напряжением 110—330 кВ данные по натуральной мощности, представленные в табл. 1.2, умножаются на поправочный коэффициент 2, а для класса напряжения 500 кВ — на поправочный коэффициент 1,25. При этом допустимая длина КЛ для класса напряжения 110— 500 кВ не должна превышать 10 км (КЛ напряжением 750 кВ не применяются). 11 2. ВЫБОР СХЕМ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ УСТРОЙСТВ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СТАНЦИЙ И ПОДСТАНЦИЙ Распределительные устройства являются важнейшим элементом электрических станций и подстанций и их выбор зависит от номинального напряжения установки, мощности, режима работы электрической станции или подстанции, местных условий и других причин. Распределительные устройства выполняются по определённым схемам. К последним предъявляется ряд важных требований. В частности выбранная схема распределительного устройства должна: — соответствовать условиям работы электростанции (подстанции) в энергосистеме, ожидаемым режимам работы; — обеспечивать обоснованную надёжность функционирования конкретного распределительного устройства и прилегающей электрической сети; — гарантировать удобство эксплуатации распределительного устройства, которое заключается в простоте и наглядности устройства, минимальном объёме переключений, связанных с изменением режима работы электроустановки, в доступности электрического оборудования при плановых и аварийно-восстановительных ремонтах, выполнении работ по расширению или реконструкции распределительного устройства; — обеспечивать технически обоснованную экономичность; — соответствовать требованиям экологической безопасности и охраны окружающей среды; — гарантировать безопасные и удобные условия труда эксплуатационного персонала. Схемы распределительных устройств подстанций должны быть типовыми, и определяющими факторами при их выборе являются: — уровень напряжения, на котором электроэнергия выдаётся в электрическую сеть; — оптимальное распределение генерирующих мощностей электростанции между распределительными устройствами различного напряжения; — число линий электропередачи, подключённых к каждому распределительному устройству; — объём и характер перетоков мощности между сетями разного напряжения. На современных АЭС и КЭС, как правило, устанавливаются генераторы единичной мощностью от 300 до 1200 МВт, а на ГЭС — генераторы единичной мощностью до 640 МВт. На электростанциях рекомендуется сооружать не более двух распределительных устройств повышенных напряжений (сочетания напряжений в сложившихся условиях функционирования сетей РФ таково: 220—500 кВ; 330—750 кВ). Для снижения уровней токов короткого замыкания параллельная работа отдельных распределительных устройств электростанции может осуществляться через распре12 2. Выбор схем распределительных устройств электрических станций и подстанций делительное устройство близлежащей подстанции энергосистемы. При этом распределительные устройства электростанции не имеют автотрансформаторных связей. При напряжении распределительных устройств 330—750 кВ последние выполняются по схеме 3/2 или 4/3 как обычного исполнения, так и в виде комплектного распределительного устройства элегазового (КРУЭ). Выдача электроэнергии с шин высшего напряжения теплоэлектроцентрали (ТЭЦ) осуществляется на напряжении 110 или 220 кВ. Схемы распределительных устройств данного уровня напряжений, как правило, выполняются с коммутацией присоединений через один выключатель (схемы с одной или двумя системами сборных шин, с обходной системой шин или без неё). Для повышения надёжности функционирования таких распределительных устройств при разработке их схем рекомендуется предусматривать секционирование сборных шин двумя последовательно включёнными выключателями (при постоянно включенных секционных выключателях), а связь между системами шин — через два последовательно включенных шиносоединительных выключателя (при числе присоединений до четырёх). При построении схемы выдачи мощности с использованием блоков возможна выдача электроэнергии с ТЭЦ без сооружения распределительного устройства повышенного напряжения, при этом каждый блок подключается к отдельной линии электропередачи, связывающей станцию с близлежащей подстанцией при напряжении от 110 до 330 кВ. При этом предусматривается обязательная установка генераторных выключателей. Генераторное распределительное устройство (ГРУ) ТЭЦ выполняется по схемам с коммутацией присоединений через один выключатель с одной или двумя системами сборных шин без секционирования или с секционированием. Секционирование систем сборных шин ГРУ осуществляется с помощью последовательно включённых секционных выключателей, между которыми устанавливается токоограничивающий реактор. Для ГЭС и гидроаккумулирующих электрических станций (ГАЭС) схемы распределительных устройств напряжением 330—500 кВ аналогичны схемам распределительных устройств КЭС и АЭС, но с некоторым превалированием схем многоугольников. Для распределительных устройств напряжением 330—750 кВ подстанций должны применяться схемы с коммутацией линий электропередачи двумя выключателями или схемы с коммутацией присоединений через полуторные цепочки (схема 3/2). Для распределительных устройств напряжением 35—220 кВ подстанций следует использовать схемы с одним выключателем на присоединение (при наличии соответствующих обоснований допускается применять схему с двумя системами сборных шин или схему с обходной системой шин). При наличии обоснованных требований для распределительных устройств напряжением 220 кВ допускается использование схем с коммутацией линий электропередачи через полуторные цепочки (схема 3/2). В конструктивном исполнении следует отдавать предпочтение элегазовым комплектным распределительным устройствам. 13 2. Выбор схем распределительных устройств электрических станций и подстанций При сооружении распределительных устройств напряжением 330 и 500 кВ с КРУЭ следует применять схемы с двумя выключателями на присоединение или схему 3/2; при сооружении распределительных устройств напряжением 220 кВ — схемы с одним выключателем на присоединение или схему 3/2; напряжением 110 кВ — схемы с одним выключателем на присоединение. Применяемые схемы распределительных устройств должны обеспечивать возможность расширения распределительного устройства в перспективе. При отсутствии исходных данных по количеству перспективных присоединений следует закладывать возможность расширения: для распределительных устройств напряжением 220 кВ и выше — не менее чем на два присоединения, напряжением 35—110 кВ — не менее чем на четыре присоединения, напряжением 6—20 кВ, от которых получают электроэнергию электроустановки потребителей, — не менее чем на восемь присоединений. В табл. 2.1 приведен перечень схем распределительных устройств подстанций разного типа и уровня напряжения. Т а б л и ц а 2.1 Перечень схем распределительных устройств (РУ) подстанций разных классов напряжений Uном РУ, кВ Наименование схемы 10(6) Одна секционированная выключателями система шин. Две секционированные выключателями системы шин (с подключением сдвоенных реакторов к каждой секции шин). Четыре одиночные секционированные выключателями системы шин 14 20 Блок (линия—трансформатор) с выключателем. Одна секционированная выключателем система шин 35 Блок (линия—трансформатор) с разъединителем. Блок (линия—трансформатор) с выключателем. Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий. Мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны линии. Мостик с выключателями в цепях трансформаторов и ремонтной перемычкой со стороны трансформаторов. Одна рабочая секционированная выключателем система шин 110 Блок (линия—трансформатор) с разъединителем. Блок (линия—трансформатор) с выключателем. Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий. Мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны линий. Мостик с выключателями в цепях трансформаторов и ремонтной перемычкой со стороны трансформаторов. Заход-выход. 2. Выбор схем распределительных устройств электрических станций и подстанций Продолжение табл. 2.1 Uном РУ, кВ Наименование схемы 110 Треугольник. Четырёхугольник. Шестиугольник. Одна рабочая секционированная выключателем система шин. Одна рабочая секционированная по числу трансформаторов система шин с подключением трансформаторов к секциям шин через развилку выключателей. Одна рабочая секционированная система шин с подключением ответственных присоединений через полуторную цепочку. Одна рабочая секционированная выключателем и обходная системы шин. Одна рабочая секционированная выключателями и обходная системы шин с подключением трансформаторов к секциям шин через два выключателя. Две рабочие системы шин. Две рабочие и обходная системы шин. Две рабочие секционированные выключателями и обходная системы шин с двумя обходными и двумя шиносоединительными выключателями 220 Блок (линия—трансформатор) с разъединителем. Блок (линия—трансформатор) с выключателем. Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий. Мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны линий. Мостик с выключателями в цепях трансформаторов и ремонтной перемычкой со стороны трансформаторов. Заход-выход. Треугольник. Четырёхугольник. Шестиугольник. Одна рабочая секционированная система шин. Одна рабочая секционированная по числу трансформаторов система шин с подключением трансформаторов к секциям шин через развилки выключателей. Одна рабочая секционированная система шин с подключением ответственных присоединений через «полуторную» цепочку. Одна рабочая секционированная выключателем и обходная системы шин. Одна рабочая секционированная выключателями и обходная системы шин с подключением трансформаторов к секциям шин через развилку выключателей. Две рабочие системы шин. Две рабочие и обходная системы шин. Две рабочие секционированные выключателями и обходная системы шин с двумя обходными и двумя шиносоединительными выключателями. Трансформаторы—шины с полуторным присоединением линий. Полуторная схема 15 2. Выбор схем распределительных устройств электрических станций и подстанций Окончание табл. 2.1 Uном РУ, кВ 16 Наименование схемы 330 Блок (линия—трансформатор) с выключателем. Треугольник. Четырёхугольник. Шестиугольник. Трансформаторы—шины с присоединением линий через два выключателя. Трансформаторы—шины с полуторным присоединением линий. Полуторная схема 500 Блок (линия—трансформатор) с выключателем. Треугольник. Четырёхугольник. Трансформаторы—шины с присоединением линий через два выключателя. Трансформаторы—шины с полуторным присоединением линий. Полуторная схема 750 Треугольник. Четырёхугольник. Трансформаторы—шины с присоединением линий через два выключателя. Трансформаторы—шины с полуторным присоединением линий. Полуторная схема 3. РАЗРАБОТКА СХЕМЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ СИСТЕМЫ СОБСТВЕННЫХ НУЖД ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ И ПОДСТАНЦИЙ 3.1. Общие требования к схемам электроснабжения собственных нужд Надёжность и устойчивость технологического процесса современных электростанций и подстанций во многом определяются надёжностью работы системы собственных нужд, поэтому к ней предъявляются очень высокие требования: — электроснабжение собственных нужд должно быть обеспечено не менее чем от двух источников энергии, а особо ответственных потребителей — от трёх независимых источников энергии. Наиболее высокие требования в отношении надёжности электроснабжения предъявляются к системам собственных нужд АЭС, так как перерыв в электроснабжении некоторых электроприёмников АЭС может привести к опасности для жизни людей и вредному влиянию на окружающую среду; — схемы электроснабжения системы собственных нужд должны обеспечивать самозапуск механизмов собственных нужд после коротких замыканий или действия устройств автоматического включения резервного питания (АВР); — при блочном построении электростанции принцип блочности должен соблюдаться и при построении схемы электроснабжения собственных нужд; — система собственных нужд должна быть экономичной, т.е. требуемая надёжность должна обеспечиваться при минимально возможных капиталовложениях и расходах электроэнергии. Наиболее просто, экономично и надёжно электроснабжение собственных нужд может быть обеспечено от генераторов электростанции или энергосистемы. При этом должны выполняться следующие условия: — любое короткое замыкание должно отключаться быстродействующей релейной защитой; — устройства автоматического регулирования возбуждения (АРВ) генераторов должны быстро восстанавливать напряжение; — группы приёмников, относящиеся к одному агрегату (блоку или котлу), следует присоединять к отдельной секции распределительного устройства собственных нужд (РУСН). Для особо ответственных потребителей собственных нужд, требующих повышенной надёжности электроснабжения, предусматривают независимые источники ограниченной мощности: автоматизированные дизель-генераторы, аккумуляторные батареи со статическими преобразователями, а на АЭС — также газотурбинные установки, обратимые двигатель-генераторы и вспомогательные генераторы на одном валу с главными генераторами, которые обеспечивают электроэнергией такие потребители даже при полном исчезновении электроэнергии на электростанции. 17 3. Разработка схемы электроснабжения системы собственных нужд… В настоящее время в системе собственных нужд ТЭС, АЭС, а также крупных ГЭС и ГАЭС используют две ступени напряжения: 10 или 6 кВ на первой ступени и 0,4 кВ на второй. Выбор между напряжениями 6 или 10 кВ определяется общей нагрузкой и мощностью отдельных приводимых во вращение механизмов собственных нужд, наличием на электростанции электроустановок напряжением 6 или 10 кВ. Нагрузка системы собственных нужд подстанций, как правило, незначительна (обычно она не превышает 500 кВт), поэтому для подключения потребителей собственных нужд подстанции применяют одну ступень напряжения — 0,4 кВ. Распределительные устройства собственных нужд напряжением 6 или 10 кВ электростанций любого типа выполняются с одной системой сборных шин, причём число секций может быть разным. 3.2. Система собственных нужд ТЭС На ТЭС с поперечными связями по пару и ТЭС с блочной тепловой схемой РУСН делают с одной секцией на котёл или блок при отсутствии парных ответственных механизмов собственных нужд и с двумя секциями на котёл или блок — при наличии парных ответственных механизмов собственных нужд, независимо от мощности котла или блока. Связь РУСН с источниками электроснабжения может быть различной. На ТЭС, где все генераторы подключены к сборным шинам распределительного устройства генераторного напряжения, электроснабжение собственных нужд осуществляется либо непосредственно от этих шин, либо с помощью понижающих трансформаторов, если номинальное напряжение генераторов выше напряжения, принятого на шинах РУСН. Если же на ТЭС все генераторы включены по схеме блоков генератор—трансформатор, то электроснабжение собственных нужд осуществляется путём устройства ответвления от токопровода, соединяющего генератор с блочным трансформатором, с установкой в цепях ответвления токоограничивающих реакторов или трансформаторов. При наличии генераторного выключателя ответвление должно быть присоединено между выключателем и блочным трансформатором. На ТЭС со смешанной схемой включения генераторов электроснабжение собственных нужд осуществляется частично от шин ГРУ и частично путём устройства ответвления от токопродов, соединяющих генератор с блочным трансформатором. Номинальную мощность рабочих трансформаторов собственных нужд первой ступени напряжения выбирают исходя из максимальной нагрузки, не допуская при этом никакой перегрузки выбираемых трансформаторов. Максимальная нагрузка зависит от множества факторов, которые учесть практически невозможно, поэтому проектные организации для определения этой нагрузки на элект18 3.2. Система собственных нужд ТЭС ростанциях разных типов используют эмпирические формулы. В частности для ТЭС эта формула имеет вид SI = 0,9(ΣP + ΣSII), где ΣP — сумма расчётных мощностей на валу электродвигателей, присоединённых к трансформатору первой ступени напряжения, МВт; ΣSII — сумма номинальных мощностей трансформаторов второй ступени напряжения, МВæА, присоединённых к трансформатору первой ступени напряжения. Обычно номинальная мощность трансформатора второй ступени напряжения составляет 630 или 1000 кВæА. Резервирование основных источников электроснабжения собственных нужд можно выполнять различными способами. В частности, если система собственных нужд ТЭС получает энергию от сборных шин ГРУ или с помощью ответвлений от блоков генератор—трансформатор, то резервные элементы (линии с реакторами или трансформаторы) присоединяются к шинам ГРУ или к шинам распределительного устройства повышенного напряжения. Возможно также присоединение резервного трансформатора собственных нужд к обмотке низшего напряжения автотрансформатора связи двух распределительных устройств разных напряжений, если при этом обеспечиваются: — допустимые колебания напряжения на шинах РУСН при регулировании напряжения автотрансформатора; — допустимое по условию самозапуска электродвигателей собственных нужд суммарное сопротивление автотрансформатора и резервного трансформатора собственных нужд. На ТЭС с поперечными связями по пару необходимо устанавливать не менее одного резервного трансформатора собственных нужд, а если число рабочих трансформаторов собственных нужд (или реактированных линий) превышает четыре, то на каждые четыре рабочих трансформатора (линии) следует устанавливать один резервный трансформатор (линию). Число резервных трансформаторов собственных нужд на ТЭС без поперечных связей по пару (блочная схема) при отсутствии генераторных выключателей у всех генераторов должно составять*: — один резервный трансформатор собственных нужд при числе блоков один или два; — два резервных трансформатора собственных нужд при числе блоков от трёх до шести включительно; — два резервных трансформатора собственных нужд, присоединённых к источникам электроснабжения, и один резервный трансформатор генераторного напряжения, не присоединённый к источнику электроснабжения, но установленный на фундамент и готовый к перекатке — при числе блоков семь и более. * В настоящее время схема блока без генераторного выключателя не применяется. 19 3. Разработка схемы электроснабжения системы собственных нужд… При наличии генераторных выключателей в цепи каждого блока ТЭС принимают: — один резервный трансформатор, присоединенный к источнику электроснабжения, при числе блоков один или два; — один резервный трансформатор, присоединенный к источнику электроснабжения, и один резервный трансформатор генераторного напряжения, не присоединенный к источнику электроснабжения, но установленный на фундаменте и готовый к перекатке при числе блоков три и более. Мощность каждого резервного трансформатора собственных нужд на ТЭС без поперечных связей по пару зависит от наличия или отсутствия выключателей в цепях блоков. При наличии таких выключателей на всех блоках резервные трансформаторы собственных нужд должны иметь мощность, равную мощности рабочих трансформаторов собственных нужд. При отсутствии в блоках генераторных выключателей мощность каждого резервного трансформатора собственных нужд должна обеспечивать замену рабочего трансформатора одного блока и одновременный пуск или останов второго блока. На электростанциях с блоками, имеющими пускорезервные питательные насосы с электроприводами, в качестве расчётных для выбора мощности резервного трансформатора собственных нужд принимаются следующие варианты: — замена рабочего трансформатора собственных нужд блока, работающего с нагрузкой 100 % (при работе питательного насоса с турбоприводом) с одновременным пуском второго блока; — замена рабочего трансформатора собственных нужд блока (при работе питательного насоса с электроприводом) с одновременным пуском второго блока или котла при дубль-блоке. Каждая секция РУСН связывается с резервным трансформатором собственных нужд (линией) с помощью магистрали резервного электроснабжения (МРЭ) и соответствующего выключателя, который автоматически включается при действии АВР. 3.3. Система собственных нужд газотурбинных и парогазовых установок Способ электроснабжения системы собственных нужд газотурбинных установок (ГТУ) и парогазовых установок (ПГУ) зависит от их состава и мощности. Если мощность установки не превышает 25 МВт, то для электроснабжения её собственных нужд применяют напряжение 0,4 кВ. При больших мощностях используют напряжение 6 кВ. Общестанционная нагрузка подключается к отдельным секциям собственных нужд напряжением 6—10 кВ. Если в состав энергетического блока входит несколько ГТУ, объединённых на стороне повышенного напряжения, то для всех установок этого блока допускается применять общие секции собственных нужд. На ПГУ утилизационного типа, имеющей в своём составе не менее двух генераторов с приводом от газовых турбин, каждый из которых соединён с повышающим 20 3.3. Система собственных нужд газотурбинных и парогазовых установок трансформатором, электроснабжение собственных нужд установки рекомендуется осуществлять от трансформаторов, подключённых к ответвлениям от токопроводов двух генераторов с приводом от газовых турбин. На ПГУ сбросного типа — от трансформатора, подключённого к ответвлению от токопровода генератора с приводом от паровой турбины. Для подачи напряжения на общестанционные секции собственных нужд напряжением 6 кВ следует предусматривать не менее двух ответвлений от генераторов. А при присоединении генераторов ГТУ и ПГУ к сборным шинам ГРУ напряжением 6 кВ общестанционные секции собственных нужд напряжением 6 кВ и трансформаторы 6/0,4 кВ присоединяются к этим шинам. Электроснабжение общестанционной нагрузки собственных нужд при напряжении 6 кВ можно обеспечить следующими способами: — от отдельных трансформаторов, подключённых к разным секциям одного распределительного устройства или к распределительным устройствам разных номинальных напряжений; — от одного трансформатора с расщеплённой обмоткой низшего напряжения, подключённого к распределительному устройству повышенного напряжения; — от отдельных обмоток рабочих трансформаторов собственных нужд блоков ПГУ или ГТУ; — с помощью ответвлений на генераторном напряжении. Резервное электроснабжение общестанционной нагрузки собственных нужд может быть обеспечено: — от шин повышенного напряжения через резервный трансформатор; — от секции ГРУ 6—10 кВ, имеющей связь и с установкой ГТУ, и с энергосистемой; — от постороннего источника. Необходимое число блочных секций РУСН 6 (10) кВ и 0,4 кВ зависит от наличия или отсутствия парных ответственных механизмов собственных нужд. В первом случае выбирается не менее двух секций на блок, независимо от мощности агрегатов, во втором случае — одна секция на ГТУ. Каждая секция независимо связывается с источником электроснабжения. Количество резервных трансформаторов собственных нужд 6 (10) кВ ПГУ зависит от наличия или отсутствия генераторных выключателей и числа блоков. Если в цепи каждого агрегата ПГУ имеется генераторный выключатель, то устанавливают: — при числе блоков один или два — один резервный трансформатор, присоединённый к источнику электроснабжения; — при числе блоков три и более — один резервный трансформатор, присоединённый к источнику электроснабжения, и один резервный трансформатор генераторного напряжения, не присоединённый к источнику электроснабжения, но установленный на фундаменте и готовый к перекатке. Для ГТУ выбирают один резервный трансформатор на четыре установки. 21 3. Разработка схемы электроснабжения системы собственных нужд… 3.4. Система собственных нужд АЭС Для электроснабжения собственных нужд АЭС используют две ступени напряжения: 6(10) кВ на первой ступени и 0,4 кВ на второй. Все ответственные потребители собственных нужд АЭС в зависимости от требований к надёжности их электроснабжения и соответственно допустимого времени перерыва их питания по условиям безопасности работы АЭС делятся на три группы. К первой группе относятся потребители постоянного и переменного тока, не допускающие по условиям безопасности или сохранности основного оборудования перерыва электроснабжения более чем доли секунды во всех режимах, включая режим полного исчезновения напряжения переменного тока от рабочих и резервных трансформаторов собственных нужд. Ко второй группе относятся потребители переменного тока, допускающие перерыв электроснабжения на время, определяемое условиями безопасности или сохранности основного оборудования и, в зависимости от типа реактора и технологической схемы АЭС, составляющее от десятков секунд до нескольких минут. К третьей группе относятся потребители переменного тока, допускающие перерывы электроснабжения на время автоматического ввода резерва. Системы электроснабжения первой и второй групп относятся к системе, обеспечивающей безопасность, а система третьей группы — к системе нормальной эксплуатации. Для электроснабжения потребителей собственных нужд третьей группы, а также потребителей второй группы в нормальном режиме предусматривается рабочее и резервное электроснабжение соответственно от рабочих и резервных трансформаторов собственных нужд. Для электроснабжения потребителей второй группы в аварийном режиме, а также потребителей первой группы во всех режимах предусматриваются специальные автономные источники электроснабжения, такие как аккумуляторные батареи, аккумуляторные батареи со статическими преобразователями и автоматизированные дизель-генераторы, а также другие источники, удовлетворяющие требованиям к аварийным источникам электроснабжения. Рабочее электроснабжение потребителей собственных нужд 6(10) кВ осуществляется от трансформаторов собственных нужд, подключаемых к ответвлению от блока генератор—трансформатор, причём при наличии генераторного выключателя ответвление устраивается между этим выключателем и трансформатором. Мощность рабочего трансформатора собственных нужд выбирается исходя из условия покрытия всей присоединённой к соответствующей секции (или двум секциям) нагрузки собственных нужд без перегрузки отдельных обмоток трансформатора. Распределительное устройство собственных нужд АЭС выполняется с одной системой сборных шин. Сборные шины 6(10) кВ разделяются на блочные секции 22 3.5. Система собственных нужд ГЭС нормальной эксплуатации, количество которых выбирается в зависимости от числа главных циркуляционных насосов первого контура энергетического реактора, а также от числа и мощности рабочих трансформаторов собственных нужд. Резервный трансформатор собственных нужд присоединяется к сборным шинам распределительного устройства низшего (из повышенных) напряжения при условии, что эти шины связаны с внешней сетью при остановке генераторов АЭС, в том числе и через трёхобмоточные трансформаторы (автотрансформаторы). Резервный трансформатор собственных нужд может быть подключён к обмотке среднего напряжения автотрансформатора связи через отдельный выключатель. Если же на АЭС имеется распределительное устройство только одного высшего напряжения, то резервный трансформатор подключается к этому распределительному устройству. Число резервных трансформаторов собственных нужд АЭС должно составлять: — один трансформатор, присоединённый к источнику электроснабжения, при одном блоке генератор—трансформатор; — два резервных трансформатора, присоединённых к источнику электроснабжения, и один резервный трансформатор генераторного напряжения, не присоединённый к источнику электроснабжения, но установленный на фундамент и готовый к перекатке, при числе блоков от двух до черырёх; — три резервных трансформатора, присоединённых к источнику электроснабжения, причём третий устанавливается с пятым блоком; — четыре резервных трансформатора собственных нужд, присоединённых к источнику электроснабжения, причём четвёртый устанавливается при числе блоков от шести до восьми. В случае, если расчётная мощность каждого (одного) резервного трансформатора превышает 63 МВæА, то устанавливаются два трансформатора (2×40; 2×63 или 2×80 МВæА) под одно присоединение со стороны высшего напряжения. При двух и более резервных трансформаторах предусматриваются меры, исключающие их параллельную работу (например, секционирование выключателями магистралей резервного электроснабжения). 3.5. Система собственных нужд ГЭС Электроснабжение потребителей собственных нужд ГЭС может быть обеспечено разными способами: — при блочной схеме включения генератор—трансформатор и постоянно включённом выключателе со стороны обмотки высшего напряжения трансформатора блока — подключением трансформатора собственных нужд к ответвлению между генератором и трансформатором, а при наличии генераторного выключателя — между этим выключателем и трансформатором блока; — подключением трансформатора собственных нужд к обмотке низшего напряжения автотрансформатора связи распределительных устройств высшего и среднего напряжений, если при этом обеспечивается самозапуск электродвигателей собствен23 3. Разработка схемы электроснабжения системы собственных нужд… ных нужд, а колебания напряжения на шинах собственных нужд при регулировании напряжения автотрансформатора не выходят за допустимые пределы; — подключением трансформатора собственных нужд к местной подстанции, имеющей связь с энергосистемой (на ГАЭС этот способ является основным, а на ГЭС — резервным); — подключением трансформатора собственных нужд к шинам распределительных устройств напряжением 35, 110 или 220 кВ. Схемы электроснабжения собственных нужд ГЭС выбираются с учётом обеспечения их надёжности в нормальных, ремонтных и аварийных режимах. Распределительные устройства собственных нужд напряжением 6(10) и 0,4 кВ выполняются с одной секционированной системой сборных шин. Каждая из секций присоединяется к отдельному источнику питания, тем самым обеспечивается взаимное резервирование. Секционирование целесообразно выполнять двумя выключателями. На секционном выключателе предусматривается устройство АВР. Для сети собственных нужд напряжением 0,4 кВ в закрытых помещениях ГЭС следует применять сухие трансформаторы с естественным воздушным охлаждением, причём их максимальная мощность не должна превышать 1000 кВæА. 3.6. Система собственных нужд подстанций Нагрузка собственных нужд подстанций сравнительно невелика, однако к надёжности работы этой системы предъявляются высокие требования. Чтобы следовать им, необходимо: — устанавливать на каждой подстанции не менее двух трансформаторов собственных нужд, причём каждый из них мощностью, обеспечивающей всю нагрузку собственных нужд подстанции; — осуществлять электроснабжение собственных нужд подстанции от двух независимых источников переменного тока, а для подстанции напряжением 330 кВ и выше предусматривать резервирование электроснабжения собственных нужд от третьего независимого источника; — присоединять трансформаторы собственных нужд к разным источникам питания (вводам разных трансформаторов, различным секциям распределительных устройств и др.); — предусматривать электроснабжение второго трансформатора собственных нужд от местных электрических сетей, а при их отсутствии второй трансформатор собственных нужд включать аналогично первому; — обеспечивать раздельную работу трансформаторов собственных нужд на стороне низшего напряжения (каждый на свою секцию) с АВР; — на допускать подключения к трансформаторам собственных нужд подстанции сторонних потребителей. Мощность каждого трансформатора собственных нужд, питающего шины 0,4 кВ, должна выбираться в соответствии с нагрузками в разных режимах работы 24 3.6. Система собственных нужд подстанций подстанции с учётом коэффициентов одновременности их загрузки, но она должна быть не свыше 630 кВæА для подстанций напряжением 110—220 кВ и 1000 кВæА — для подстанций напряжением 330 кВ и выше. На подстанциях с постоянным оперативным током трансформаторы собственных нужд следует присоединять через предохранители или выключатели к шинам распределительных устройств напряжением 6—35 кВ, а при отсутствии таковых — к обмотке низшего напряжения основных трансформаторов. На подстанциях с переменным и выпрямленным оперативным током трансформаторы собственных нужд должны присоединяться через предохранители путём ответвления между вводами низшего напряжения основного трансформатора и его выключателем. На подстанциях напряжением 110 кВ и выше необходимо иметь собственные источники электроэнергии, обеспечивающие автономную работу электроприёмников собственных нужд, непосредственно участвующих в технологическом процессе, не менее 1 ч при полной потере внешнего электроснабжения собственных нужд и последующий пуск подстанции. В качестве такого источника могут быть использованы или дизель-генераторная установка, или источники бесперебойного питания, выполненные на базе аккумуляторной батареи большой мощности. Для сети собственных нужд переменного тока принимается напряжение 380/220 В системы TN-C или TN-C-S (с заземленной нейтралью). 25 4. ВЫБОР ТРАНСФОРМАТОРОВ НА ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СТАНЦИЯХ И ПОДСТАНЦИЯХ Выбор силовых трансформаторов (автотрансформаторов) на электростанциях и подстанциях заключается в определении их числа, мощности и типа. Сравнительно просто решается вопрос о типе трансформатора (автотрансформатора). Целесообразно всегда применять трёхфазные трансформаторы (автотрансформаторы), и только если невозможно изготовить или транспортировать трёхфазные трансформаторы (автотрансформаторы) необходимой мощности, допускается применять группы из двух трёхфазных трансформаторов или трёх однофазных трансформаторов (автотрансформаторов). При определении номинальной мощности трансформаторов и автотрансформаторов следует иметь в виду, что допустимые аварийные перегрузки в зависимости от системы их охлаждения и температуры охлаждающей среды должны быть не менее значений, приведённых в табл. 4.1—4.3. Т а б л и ц а 4.1 Допустимые аварийные перегрузки новых автотрансформаторов (трансформаторов) с системой охлаждения М (ONAN) Продолжительность перегрузки, ч Перегрузка, в долях номинального тока, в зависимости от температуры охлаждающей среды, °С, во время перегрузки –25 –20 –10 0 10 20 30 40 0,5 2,0 1,9 1,7 1,7 1,7 1,5 1,4 1,3 1,0 1,9 1,9 1,7 1,7 1,6 1,4 1,3 1,3 2,0 1,9 1,8 1,7 1,6 1,5 1,4 1,3 1,3 4,0 1,8 1,7 1,6 1,6 1,5 1,4 1,3 1,2 8,0 1,7 1,7 1,6 1,6 1,5 1,4 1,3 1,2 24,0 1,7 1,6 1,6 1,5 1,5 1,4 1,3 1,2 Т а б л и ц а 4.2 Допустимые аварийные перегрузки новых автотрансформаторов (трансформаторов) с системой охлаждения Д (ONAF) Продолжительность перегрузки, ч 26 Перегрузка, в долях номинального тока, в зависимости от температуры охлаждающей среды, °С, во время перегрузки –25 –20 –10 0 10 20 30 40 0,5 1,8 1,7 1,6 1,5 1,4 1,3 1,2 1,2 1,0 1,7 1,6 1,5 1,5 1,4 1,3 1,2 1,2 2,0 1,7 1,6 1,5 1,5 1,4 1,3 1,2 1,2 4,0 1,6 1,6 1,5 1,4 1,3 1,3 1,2 1,2 8,0 1,6 1,5 1,5 1,4 1,3 1,3 1,2 1,2 24,0 1,6 1,5 1,5 1,4 1,3 1,3 1,2 1,2 4. Выбор трансформаторов на электрических станциях и подстанциях Т а б л и ц а 4.3 Допустимые аварийные перегрузки новых автотрансформаторов (трансформаторов) с системой охлаждения ДЦ и Ц (FNAF и OFWF) Продолжительность перегрузки, ч Перегрузка, в долях номинального тока, в зависимости от температуры охлаждающей среды, °С, во время перегрузки –25 –20 –10 0 10 20 30 40 0,5 1,6 1,6 1,5 1,4 1,4 1,3 1,2 1,2 1,0 1,6 1,5 1,5 1,4 1,4 1,3 1,2 1,2 2,0 1,5 1,5 1,5 1,4 1,3 1,3 1,2 1,1 4,0 1,5 1,5 1,4 1,4 1,3 1,2 1,2 1,1 8,0 1,5 1,5 1,4 1,4 1,3 1,2 1,2 1,1 24,0 1,5 1,5 1,4 1,4 1,3 1,2 1,2 1,1 В табл. 4.1—4.3 температура охлаждающей среды для трансформаторов с воздушным охлаждением соответствует действительной температуре окружающей среды (воздуха), а для трансформаторов с водяным охлаждением — температуре воды на входе в теплообменник. Трёхобмоточные трансформаторы применяют в тех случаях, когда в электрической сети одного из повышенных напряжений нет глухозаземлённых нейтралей. Если же в сетях обоих повышенных напряжений нейтрали глухо заземлены, то применяют автотрансформаторы. На понижающих подстанциях, как правило, устанавливают два трансформатора (автотрансформатора). При этом мощность каждого из них выбирают такой, чтобы при выходе из работы одного из них оставшийся в работе с допустимой аварийной перегрузкой мог передать максимальную нагрузку подстанции (для предварительной оценки значения номинальной мощности каждого трансформатора максимальное значение мощности нагрузки подстанции делят на коэффициент 1,4, а автотрансформатора — на коэффициент 1,2). Решение об установке на подстанции более двух трансформаторов принимается только на основе результатов технико-экономических расчётов, а также в тех случаях, когда на подстанции требуется два средних напряжения. Установка на подстанции одного трансформатора допускается лишь тогда, когда имеется возможность обеспечить требуемую надёжность электроснабжения потребителей от других источников. На подстанциях с высшим напряжением 220 кВ и выше, на которых не предусмотрена нагрузка на напряжении 6—10 кВ, рекомендуется применять автотрансформаторы мощностью 63 или 125 МВæА с напряжением обмотки низшего напряжения 0,4 кВ для электроснабжения собственных нужд подстанции. Если подстанция предназначена для связи двух электрических сетей повышенных напряжений, то при наличии в обеих сетях глухозаземлённых нейтралей на ней устанавливают два автотрансформатора суммарной мощностью не менее максимальной мощности, передаваемой из сети одного напряжения в сеть другого напря27 4. Выбор трансформаторов на электрических станциях и подстанциях жения в нормальном режиме. При выходе из работы одного из автотрансформаторов второй с допустимой аварийной перегрузкой должен пропустить всю передаваемую в нормальном режиме мощность. На ТЭС, имеющих нагрузку на генераторном напряжении, число и мощность трансформаторов, связывающих ГРУ с распределительным устройством повышенного напряжения, зависит от числа и мощности подключённых к шинам ГРУ генераторов и нагрузки на генераторном напряжении. При этом могут быть разные расчётные варианты: — если в электрическую сеть повышенного напряжения с шин ГРУ передаётся мощность, превышающая мощность одного генератора, то число и мощность трансформаторов связи ГРУ с распределительным устройством повышенного напряжения выбирают таким, чтобы при выводе из работы одного трансформатора оставшиеся в работе трансформаторы с учётом их перегрузочной способности обеспечивали выдачу в электрическую сеть повышенного напряжения всей активной и реактивной мощности генераторов за вычетом нагрузок собственных нужд и нагрузок ГРУ в период их минимума; — если мощность, передаваемая в электрическую сеть повышенного напряжения с шин ГРУ, меньше мощности одного генератора, то число и мощность трансформаторов связи выбирают такими, чтобы при выводе из работы одного наиболее мощного генератора, присоединённого к ГРУ, обеспечивались электроснабжение местных нагрузок в период их максимума и выдача избыточной мощности в электрическую сеть повышенного напряжения; — если к шинам ГРУ ТЭЦ подключена значительная электрическая нагрузка, то в весенне-летний период, когда тепловая нагрузка ТЭЦ уменьшается (соответственно уменьшается и электрическая нагрузка генераторов, присоединённых к ГРУ), а генераторы ГЭС в период паводка выдают в энергосистему значительную энергию, целесообразно в целях экономии топлива на ТЭЦ часть генераторов вывести в ремонт, а часть в резерв и принимать электроэнергию из сети. Таким образом, суммарная мощность трансформаторов связи ГРУ с распределительным устройством повышенного напряжения должна быть такой, чтобы в весенне-летний период при отключённом состоянии самого мощного генератора и выходе из работы одного трансформатора оставшиеся в работе трансформаторы обеспечивали с допустимой перегрузкой приём из энергосистемы энергии для подключённых к ГРУ ТЭЦ нагрузок, включая нагрузку собственных нужд. Первые два варианта относятся и к ГЭС. Избыточная мощность на шинах ГРУ ГЭС определяется нагрузкой гидрогенераторов в период паводка, когда они работают с мощностью, близкой к номинальной. На электростанциях, не имеющих нагрузок на генераторном напряжении, вся мощность передаётся в энергосистему на повышенных напряжениях. При этом для связи каждого генератора с распределительным устройством повышенного напряжения целесообразно устанавливать отдельный трансформатор, соединяя генератор и трансформатор по схеме блока. В исключительных случаях, при наличии соот28 4. Выбор трансформаторов на электрических станциях и подстанциях ветствующего технико-экономического обоснования, допускается попарное присоединение трансформаторов двух блоков на стороне повышенного напряжения или присоединение двух генераторов к одному трансформатору (с расщеплёнными обмотками низшего напряжения). При выборе мощности блочного трансформатора обычно не учитывают наличие ответвлений от генератора на собственные нужды, и трансформатор должен пропускать всю мощность, вырабатываемую генератором, при электроснабжении собственных нужд блока от резервного источника. На ТЭС и ГЭС, как правило, имеются два распределительных устройства повышенных напряжений. Связь между ними обычно выполняется с помощью трёхобмоточных трансформаторов или автотрансформаторов, включая их или по схеме блока генератор—трёхобмоточный трансформатор (автотрансформатор), или в виде отдельных трансформаторов (автотрансформаторов). Выбор варианта связи проводится после определения номинальной мощности трансформаторов (автотрансформаторов) для каждого варианта и последующего технико-экономического сравнения этих вариантов. Для каждого сочетания повышенных напряжений устанавливаются, как правило, по два трёхобмоточных трансформатора или автотрансформатора. Решение об установке только одного трансформатора или автотрансформатора может быть принято лишь в результате технико-экономического обоснования. 29 5. ВЫБОР ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ АППАРАТОВ И ПРОВОДНИКОВ ПО УСЛОВИЯМ ПРОДОЛЖИТЕЛЬНЫХ РЕЖИМОВ И ИХ ПРОВЕРКА ПО УСЛОВИЯМ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ 5.1. Основные соотношения, используемые при выборе и проверке электрических аппаратов и проводников Все электрические аппараты и проводники выбираются по уровню изоляции, допустимому нагреву токоведущих частей в продолжительных режимах, а проводники, за исключением проводников сборных шин электроустановок, выбираются также по экономически целесообразной загрузке. Номинальный ток электрического аппарата и продолжительно допустимый ток проводника устанавливаются при определенной нормированной температуре окружающей среды. Если температура окружающей среды отличается от нормированной, то токи пересчитываются по выражениям: для электрических аппаратов ′ = I ном I ном ϑпрод.доп − ϑокр ϑпрод.доп − ϑокр.норм ; для проводников ′ I прод.доп = I прод.доп ϑпрод.доп − ϑокр ϑпрод.доп − ϑокр.норм , где ϑпрод.доп — продолжительно допустимая температура, °С; ϑокр.норм — нормированная температура окружающей среды, °С; ϑокр — температура окружающей среды, ° С; Для аппаратов ϑокр.норм = 35 °С, для проводников, проложенных на воздухе, ϑокр.норм = 25 °С, для проводников, проложенных в земле и в воде, ϑокр.норм = = 15 °С. Продолжительно допустимая температура аппаратов и проводников ϑпрод.доп обычно лимитируется условиями надёжной работы электрических контактов и контактных соединений или условиями работы изоляции. Эти температуры нормируются и их значения приведены в табл. 5.1. Все коммутационные электрические аппараты (выключатели, выключатели нагрузки, разъединители, плавкие предохранители и др.) должны проверяться на коммутационную способность, электродинамическую стойкость, а выключатели — и на способность включения на короткие замыкания. Кроме того, все электрические коммутационные аппараты и проводники должны быть проверены на термическую стойкость, а кабели — и на невозгораемость при коротких замыканиях. 30 5.1. Основные соотношения, используемые при выборе и проверке электрических… Т а б л и ц а 5.1 Продолжительно допустимые температуры нагрева элементов электроустановок Элемент электроустановки ϑпрод.доп, °С Провода и окрашенные шины неизолированные 70 Провода и шнуры с резиновой или поливинилхлоридной изоляцией 65 Кабели до 10 кВ с изоляцией из поливинилхлоридного пластиката или полиэтилена 70 Кабели до 10 кВ с изоляцией из сшитого полиэтилена 90 Контакты из меди и медных сплавов без покрытия: в воздухе в элегазе в изоляционном масле 75 90 80 Соединения (кроме сварных и паяных) из меди, алюминия и их сплавов без покрытия: в воздухе в элегазе в изоляционном масле 90 105 100 Выводы электрических аппаратов из меди, алюминия и их сплавов, предназначенные для соединения с проводниками внешних электрических цепей: без покрытия с покрытием оловом, никелем или серебром 90 105 Выводы электрических аппаратов из меди, алюминия и их сплавов, предназначенные для соединения с проводниками внешних электрических цепей с покрытием контактной поверхности внешнего проводника серебром Материалы, используемые в качестве изоляции, и металлические детали в контакте с изоляцией следующих классов нагревостойкости: Y A E B F H 120 90 105 120 130 155 180 Металлические детали или детали из изоляционных материалов, соприкасающиеся с маслом, за исключением контактов 100 Масло в масляных коммутационных электрических аппаратах в верхнем слое 90 Токоведущие (за исключением контактов и контактных соединений) и нетоковедущие металлические части, не изолированные и не соприкасающиеся с изоляционными материалами 120 Проверка на термическую стойкость коммутационных аппаратов сводится к сравнению интеграла Джоуля от тока сквозного короткого замыкания при расчётной продолжительности короткого замыкания, получаемой путём суммирования времени действия основной релейной защиты присоединения и полного времени отключения выключателя этого присоединения, с допустимым значением интеграла Джоуля. Проверка проводников на термическую стойкость при коротком замыкании заключается в определении их температуры нагрева к моменту отключения корот31 5. Выбор электрических аппаратов и проводников по условиям продолжительных… кого замыкания и сравнении этой температуры с предельно допустимой температурой данного проводника. Предельно допустимые температуры нагрева различных проводников при коротком замыкании приведены в табл. 5.2. В тех случаях, когда для проводников и кабелей известны значения допустимого односекундного тока термической стойкости, проверку таких проводников и кабелей на термическую стойкость при коротком замыкании можно проводить путём сравнения интеграла Джоуля с допустимым односекундным током термической стойкости в квадрате. Термическая стойкость проводников и кабелей обеспечивается, если значение интеграла Джоуля не превышает значение односекундного тока термической стойкости в квадрате. Силовые кабели должны быть проверены на невозгораемость при коротком замыкании. Такая проверка сводится к сравнению конечной температуры нагрева их жил при расчётной продолжительности короткого замыкания, определяемой суммированием времени действия резервной релейной защиты присоединения и полного времени отключения выключателя этого присоединения, с предельно допустимой температурой нагрева жил по условию невозгораемости. Предельно допустимые температуры нагрева жил кабелей по условию невозгораемости при коротком замыкании приведены в табл. 5.3. Т а б л и ц а 5.2 Предельно допустимые температуры нагрева проводников при коротком замыкании ϑк.доп, °С Вид проводников Шины алюминиевые 200 Шины медные 300 Кабели и изолированные провода с медными и алюминиевыми жилами и изоляцией: из поливинилхлоридного пластиката вулканизированного (сшитого) полиэтилена 160 250 Медные неизолированные провода при тяжениях, Н/мм2: менее 20 20 и более 250 200 Алюминиевые неизолированные провода при тяжениях, Н/мм2: менее 20 20 и более 200 160 Провода с защитной оболочкой на напряжение 6—20 кВ 250 Т а б л и ц а 5.3 Предельно допустимые температуры нагрева жил кабелей напряжением 6—10 кВ по условию невозгораемости при коротком замыкании Характеристика кабеля Предельно допустимая температура нагрева жил кабеля, °С Кабели с пластмассовой (поливинилхлоридный пластикат) и резиновой изоляцией 350 Кабели с изоляцией из вулканизированного полиэтилена 400 32 5.1. Основные соотношения, используемые при выборе и проверке электрических… Специфика условий выбора и проверки электрических аппаратов отдельных видов и проводников отражена в табл. 5.4. Т а б л и ц а 5.4 Условия выбора и проверки проводников и электрических аппаратов Электрический аппарат или проводник Выключатель Условия выбора и проверки Uном ≥ Uсети ном Iном ≥ Iпрод.расч Iпг.доп ≥ Iпрод.расч (при допустимости перегрузки выключателя) Iвкл.норм ≥ Iп 0 iвкл.норм ≥ iуд Iпр.скв ≥ Iп 0 iпр.скв ≥ iуд 2 I тер.норм t тер.норм ≥ Bк при tоткл ≥ tтер.норм 2 I тер.норм t откл ≥ Bк при tоткл < tтер.норм Iоткл.ном ≥ Iп τ i а.норм = 2 Разъединитель β норм 100 I откл.норм ≥ i a τ Uном ≥ Uсети ном Iном ≥ Iпрод.расч iпр.скв ≥ iуд 2 I тер.норм t тер.норм ≥ Bк при tоткл ≥ tтер.норм 2 I тер.норм t откл ≥ Bк при tоткл < tтер.норм Предохранитель Uном ≥ Uсети ном Iном ≥ Iпрод.расч Iоткл.ном ≥ Iпр.ож Соответствие времятоковой характеристики предохранителя расчётным условиям защищаемой цепи Выключатель нагрузки Uном ≥ Uсети ном Iном ≥ Iпрод.расч Iвкл.доп ≥ Iп 0 iвкл.доп ≥ iуд Iпр.скв ≥ Iп 0 iпр.скв ≥ iуд 2 I тер.норм t тер.норм ≥ Bк при tоткл ≥ tтер.норм 33 5. Выбор электрических аппаратов и проводников по условиям продолжительных… Продолжение табл. 5.4 Электрический аппарат или проводник Выключатель нагрузки Условия выбора и проверки 2 I тер.норм t откл ≥ Bк при tоткл < tтер.норм Iоткл.ном = Iном ≥ Iпрод.расч В отдельных случаях допускается Iоткл.ном > Iном (соотношение указывается изготовителем). Соответствие времятоковой характеристики предохранителя расчётным условиям защищаемой цепи (при установке выключателя нагрузки последовательно с предохранителем) Трансформатор тока Uном ≥ Uсети ном Iном ≥ Iпрод.расч i дин = k дин 2 I 1 ном ≥ i уд 2 I тер.норм t тер.норм = (k тер I 1 ном ) 2 t тер.норм ≥ Bк Z2 ном > Z2 расч = r2 расч (в необходимом классе точности) Трансформатор напряжения Uном ≥ Uсети ном Sном > S2 расч (в необходимом классе точности) Sпр = Smax ≥ S2 нб (в режиме наибольшей отдаваемой мощности) Опорный изолятор Uном ≥ Uсети ном Fдоп = 0,6Fразр ≥ Fрасч — для одиночных изоляторов Fдоп = Fразр ≥ Fрасч — для спаренных изоляторов Проходной изолятор Uном ≥ Uсети ном Iном ≥ Iпрод.расч Fдоп = 0,6Fразр ≥ Fрасч Реактор Uном ≥ Uсети ном Iном ≥ Iпрод.расч iдин ≥ iуд 2 I тер.норм t тер.норм ≥ Bк ХLR ≥ ХLR расч (определяется по условиям необходимого ограничения токов короткого замыкания и предельно допустимой потере напряжения на реакторе в нормальном режиме работы) Шина, провод неизолированный S ≈ Sэкн = Iнорм.расч/Jэкн (за исключением сборных шин электроустановок напряжением свыше 1000 В) Сечение проводников воздушных линий напряжением 330—1150 кВ выбирается по экономическим интервалам Iпрод.доп ≥ Iпрод.расч σдоп ≥ σрасч ϑкр.доп ≥ ϑк или S ≥ S тер min = Bк C тер 34 5.2. Современные требования к электрооборудованию, устанавливаемому… Окончание табл. 5.4 Электрический аппарат или проводник Кабель, провод изолированный Условия выбора и проверки Uном ≥ Uсети ном S ≈ Sэкн = Iнорм.расч/Jэкн Iпрод.доп ≥ Iпрод.расч Iпг.доп ≥ Iпг.расч ϑкр.доп ≥ ϑк или S ≥ S тер min = Bк C тер 2 или I тер.доп 1 ≥ Bк ϑнв ≥ ϑк Закрытый шинный токопровод Uном ≥ Uсети ном Iном ≥ Iпрод.расч iдин ≥ iуд 2 I тер.норм t тер.норм ≥ Bк П р и м е ч а н и е. В таблице приняты следующие обозначения индексов при величинах: 0 — начальный момент короткого замыкания; 1 — первичная обмотка или односекундный; 2 — вторичная обмотка; а — апериодическая составляющая; вкл — включение; дин — динамический; доп — допустимый; к — конечное значение; нв — невозгораемость; кр — критический; нб — наибольший; ном — номинальное значение; норм — нормированный; ож — ожидаемый; откл — отключение; п — периодическая составляющая; пг — перегрузка; пр — предельный; прод — продолжительный; разр — разрушающий; расч — расчётный; скв — сквозной; тер — термический; уд — ударный; экн — экономический; τ — момент времени, принимаемый равным собственному времени отключения выключателя с добавлением 0,01 с. 5.2. Современные требования к электрооборудованию, устанавливаемому на электрических станциях и подстанциях В соответствии с современными нормативно-техническими документами к электрооборудованию объектов электроэнергетики предъявляются повышенные требования. Они заключаются в следующем: — в течение всего срока службы оборудования должна отсутствовать необходимость его капитального ремонта, причём срок службы должен быть не менее 30 лет: — в сетях напряжением 6—20 кВ следует применять вакуумные выключатели, в сетях напряжением 35—110 кВ — вакуумные или элегазовые выключатели, в сетях 220 кВ и выше — элегазовые выключатели; — в сетях напряжением 110 кВ и выше следует использовать разъединители пантографного, полупантографного и горизонтально-поворотного типов, оснащенные электродвигательным приводом; — измерительные трансформаторы напряжением 110 кВ и выше должны иметь отдельную измерительную обмотку для учёта электроэнергии с классом точности 35 5. Выбор электрических аппаратов и проводников по условиям продолжительных… 0,2, а трансформаторы тока также с классом точности 0,2S (для коммерческого учёта электроэнергии). В этих же документах даны и ограничения по применению ранее выпускаемого электрооборудования. В частности, запрещается использовать: — бетонные токоограничивающие реакторы; — воздушные и масляные выключатели напряжением 110—750 кВ; — маломасляные выключатели напряжением 6—220 кВ; — разъединители вертикально-рубящего типа напряжением 110—750 кВ; — вентильные разрядники; — кабели с бумажно-масляной изоляцией и маслонаполненные. 36 6. СИСТЕМА ИЗМЕРЕНИЙ На электростанциях и подстанциях контроль за режимом работы основного и вспомогательного оборудования осуществляется как с помощью традиционных технических средств (контрольно-измерительными приборами), так и с помощью программно-технических комплексов. Объём контролируемых параметров и места установки измерительных трансформаторов и датчиков программно-измерительных комплексов определяются характером объекта и структурой его управления. В табл. 6.1—6.5 приведены перечень контролируемых параметров для различных электроустановок электростанций и подстанций, а также место и форма представления результатов измерений. Т а б л и ц а 6.1 Объём контролируемых параметров генератора Блочный щит управления (БЩУ) Контролируемый параметр Традиционные технические средства Центральный щит управления (ЦЩУ) Программно-техни- Программно технический комплекс ческий комплекс Постоянно Регистрация Отображение Отображение Активная мощность + + ∗ ∗ Реактивная мощность + + ∗ ∗ Ток статора: фаза А фаза В фаза С + + + + — — ∗ ∗ ∗ ∗ ∗ ∗ Напряжение статора междуфазное АВ + — ∗ ∗ Напряжение статора междуфазное ВС — — ∗ ∗ Напряжение статора междуфазное СА — — ∗ ∗ Напряжение 3U0 нулевой последовательности — — ∗ ∗ Ток обратной последовательности I2 — — ∗ ∗ Ток ротора + + ∗ ∗ Напряжение на обмотке ротора + — ∗ ∗ Частота напряжения генератора + + ∗ ∗ Активная энергия генератора + + ∗ — П р и м е ч а н и е: + — использование традиционных средств измерения; ∗ — измерения посредством программно-технического комплекса. 37 6. Система измерений Кроме указанных параметров программно-технический комплекс контролирует тепломеханические параметры генератора (температуру меди и стали статора генератора; температуру вкладышей опорных подшипников генератора и уплотнений вала; температуру обмотки ротора; вибрацию подшипников генератора), параметры системы возбуждения генератора, его теплотехнические параметры и другие вспомогательные системы. Т а б л и ц а 6.2 Объём контролируемых параметров двухобмоточного трансформатора, работающего в блоке с генератором БЩУ Контролируемый параметр ЦЩУ Традиционные технические средства Программнотехнический комплекс Традиционные технические средства Программнотехнический комплекс Постоянно Отображение Постоянно Отображение Ток одной фазы (сторона высшего напряжения) + ∗ + ∗ Температура верхних слоев масла в баке трансформатора + ∗ + ∗ Т а б л и ц а 6.3 Объём контролируемых параметров трёхобмоточного трансформатора (автотрансформатора), работающего в блоке с генератором БЩУ Контролируемый параметр ЦЩУ Традиционные технические средства Программнотехнический комплекс Традиционные технические средства Программнотехнический комплекс Постоянно Отображение Постоянно Отображение Активная мощность на стороне среднего напряжения + ∗ + ∗ Реактивная мощность на стороне среднего напряжения — ∗ — ∗ Ток одной (одноименной) фазы на сторонах всех напряжений + ∗ + ∗ Ток общей части обмотки автотрансформатора блока и силового трансформатора (автотрансформатора) связи шин генераторного напряжения с энергосистемой + ∗ + ∗ Температура верхних слоев масла в баке трансформатора (автотрансформатора) + ∗ + ∗ 38 6. Система измерений Т а б л и ц а 6.4 Объём контролируемых параметров трансформатора собственных нужд БЩУ ЦЩУ Традиционные технические средства Программнотехнический комплекс Традиционные технические средства Программнотехнический комплекс Постоянно Отображение Постоянно Отображение Активная мощность на стороне питания + ∗ + ∗ Токи в обмотке генераторного напряжения, фазы А, В, С + ∗ + ∗ Ток одной (одноименной) фазы каждой из расщепленных обмоток, подключённых к секциям собственных нужд (при наличии на стороне потребления разделения на секции) + ∗ + ∗ Температура верхних слоев масла в баке трансформатора + ∗ + ∗ Контролируемый параметр Т а б л и ц а 6.5 Объём контролируемых параметров распределительных устройств Щит управления распределительного устройства (ЩУ РУ) Контролируемый параметр Традиционные технические средства Постоянно Регистрация Программнотехнический комплекс ЦЩУ Традиционные технические средства Отображение Постоянно Программнотехнический комплекс Регистрация Отображение Шины генераторного напряжения Междуфазное напряжение — — — + — ∗ Три фазных напряжения — — — + — ∗ Частота — — — + + ∗ Два междуфазных напряжения — — — — + — Шины высшего напряжения Три междуфазных напряжения для систем с глухозаземленной нейтралью + — ∗ + — ∗ Одно междуфазное напряжение для систем с изолированной или компенсированной нейтралью + — ∗ + — ∗ 39 6. Система измерений Продолжение табл. 6.5 Щит управления распределительного устройства (ЩУ РУ) Контролируемый параметр Традиционные технические средства Программнотехнический комплекс Постоянно Регистрация Три фазных напряжения для систем с изолированной или компенсированной нейтралью + — ∗ Междуфазное напряжение — + Частота — Активная энергия + ЦЩУ Традиционные технические средства Программнотехнический комплекс Регистрация Отображение + — ∗ — — + — + ∗ — + ∗ — ∗ — — ∗ Отображение Постоянно Система шин или секция шин, на которой предусмотрена синхронизация Напряжение + — ∗ + — ∗ Частота + — ∗ + — ∗ Разность частот и совпадение фаз напряжений + — — + — — Линии напряжением 330—750 кВ Токи трёх фаз + — ∗ + — ∗ Активная мощность в обоих направлениях + — ∗ — — ∗ Реактивная мощность в обоих направлениях + — ∗ + — ∗ Три фазных напряжения — + ∗ — + ∗ Напряжение нулевой последовательности — + ∗ — + ∗ Ток нулевой последовательности — + ∗ — + ∗ Активная энергия в обоих направлениях на межсистемных связях + — ∗ + — ∗ Линии напряжением 110—220 кВ Ток одной фазы тупиковых линий с двухсторонним питанием (привод выключателя трёхфазный) + — ∗ + — ∗ Токи трёх фаз тупиковых линий с двухсторонним питанием (привод выключателя пофазный) + — ∗ + — ∗ 40 6. Система измерений Продолжение табл. 6.5 Щит управления распределительного устройства (ЩУ РУ) Традиционные технические средства Контролируемый параметр Программнотехнический комплекс Постоянно Регистрация Активная мощность со стороны питания (для тупиковых линий) + — ∗ Реактивная мощность со стороны питания (для тупиковых линий) + — Активная мощность в обоих направлениях (для линий с двухсторонним питанием) + Реактивная мощность в обоих направлениях (для линий с двухсторонним питанием) ЦЩУ Традиционные технические средства Программнотехнический комплекс Регистрация Отображение — — ∗ ∗ + — ∗ — ∗ + — ∗ + — ∗ + — ∗ Три фазных напряжения — — ∗ — + ∗ Токи двух фаз — — ∗ — + ∗ Напряжение нулевой последовательности — — ∗ — + ∗ Ток нулевой последовательности — — ∗ — + ∗ Активная энергия в обоих направлениях на межсистемных связях + — ∗ + — ∗ Отображение Постоянно Линии напряжением 35 кВ Ток одной фазы + — ∗ + — ∗ Токи трёх фаз (на линиях, питающих потребителя, требующего контроля трёх фаз) + — ∗ + — ∗ Активная энергия + — ∗ + — ∗ Реактивная энергия + — ∗ + — ∗ Линии напряжением 6—10 кВ связи с энергосистемой Ток одной фазы — — ∗ — — ∗ Активная мощность в обоих направлениях — — ∗ — — ∗ 41 6. Система измерений Окончание табл. 6.5 Щит управления распределительного устройства (ЩУ РУ) Традиционные технические средства Контролируемый параметр Программнотехнический комплекс Постоянно Регистрация Реактивная мощность в обоих направлениях — — ∗ Активная энергия + — Реактивная энергия + — ЦЩУ Традиционные технические средства Программнотехнический комплекс Регистрация Отображение — — ∗ ∗ + — ∗ ∗ + — ∗ Отображение Постоянно Линии напряжением 6—10 кВ, питающие потребителей Ток одной фазы + — ∗ + — ∗ Токи трёх фаз (на линиях, питающих потребителя, требующего контроля трёх фаз) + — ∗ + — ∗ Активная энергия + — ∗ + — ∗ Реактивная энергия + — ∗ + — ∗ Шины собственных нужд ТЭС (на каждой секции) Три междуфазных напряжения + — ∗ + — — Три фазных напряжения + (по требованию) — ∗ + (по требованию) — ∗ 42 43 1000 1000 ТВВ-1000-4У3 ТВВ-1000-2У3 320 ТВВ-320-2ЕУ3 800 200 Т3В-800-2У3 220 ТВВ-220-2ЕУ3 ТВВ-220-2АУ3 500 160 ТВФ-160-2ЕУ3 800 110 ТВФ-110-2ЕУ3 ТВВ-500-2ЕУ3 0,85 15,75 8,625 100 ТВФ-120-2У3 ТВВ-800-2ЕУ3 0,85 63 4,33 18 10,5 5,67 7,56 10,5 6,875 10,5 4,33 0,9 0,9 0,85 0,9 0,85 0,85 24 24 24 24 20 20 26,73 26,73 22,65 21,4 17 10,9 0,85 15,75 8,625 0,8 0,8 0,8 10,5 7,21 4,33 Т3В-63-2У3 0,8 6,3 10,5 63 0,8 0,8 ТВФ-63-2У3 Номинальная мощность, МВт 63 сos ϕном 63 Номинальное напряжение, кВ ТВФ-63-2У3 Номинальный ток, кА ТВФ-63-2ЕУ3 Тип турбогенератора — YY YY YY YY YY YY Y Y YY YY — — — — Схема соединения обмоток статора — 9 — 9 9 9 9 6 6 9 9 — 9 9 9 Число выводов Uf ном, В 814 620 634 — 462 538 635 — — — 470 2250 — 612 1287 474 1075 447 1200 300 1025 316 1025 370 — 296 — — — 187 If х, А Возбуждение — 7020 — 3790 3530 2900 2540 2680 2020 1740 1715 — 1325 1465 1445 X d″ Xd′ Xd X2 Сопротивление, отн. ед. — — — — 0,153 0,224 1,199 0,186 0,203 0,275 1,915 0,248 0,189 0,271 2,04 0,191 0,275 1,88 0,22 0,232 0,25 0,23 — 0,63 — — — 0,269 0,382 0,324 0,458 — 0,219 0,307 0,428 0,242 0,355 2,82 2,41 — 2,33 2,56 0,328 0,395 — 0,267 0,295 0,624 0,173 0,258 1,698 0,211 0,512 0,181 0,272 2,106 0,57 0,615 0,213 0,304 1,713 — 0,499 0,192 0,278 1,907 0,234 — — — 0,756 0,136 0,202 1,513 0,166 ОКЗ Турбогенераторы 7.1. Синхронные генераторы 7. СПРАВОЧНЫЕ ДАННЫЕ ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ If ном, А 9,8 9,1 — 9,3 9,2 5,87 7,03 6,38 5,42 6,7 6,5 — 8,85 6,23 6,15 Td 0 0,22 0,22 — 0,15 0,16 0,112 0,114 0,117 0,12 0,03 0,12 — 0,14 0,12 1,1025 T d″ (3) 0,408 0,41 0,4 — 0,24 0,39 0,247 Ta(3) 0,298 1,3 1,7 — 1,23 1,28 0,33 0,34 — 0,33 0,34 0,892 0,388 0,91 0,934 0,307 0,96 0,89 0,9 — 1,09 0,98 0,82 Td′ (3) Постоянные времени, с Т а б л и ц а 7.1 50 63 90 90 110 ТФ-50-2У3 ТФ-63-2УХЛ3 ТФ-90-2У3 ТФ-90-2У3 ТФ-110-2У3 10,5 10,5 6,3 10,5 10,5 6,3 10,5 6,3 10,5 6,3 24 Схема соединения обмоток статора 7,56 5,5 9,17 4,33 3,44 5,73 2,2 3,67 1,72 2,864 — 0,85 15,75 7,763 0,85 15,75 7,763 YY YY YY YY YY ∆∆ YY YY ∆∆ Y ∆ 6(9) 6(9) — — — — 9 — — — — — — Δ Y — 18 Число выводов — 15,05 YY YY Номинальный ток, кА 0,85 15,75 6,907 0,8 0,9 0,9 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 Номинальное напряжение, кВ 24 — — — — — — 190 — — — — — — 620 — — — — — — — — — — — — — — 515 2460 Uf ном, В — — — — — — 1030 — — — — — — — 7530 0,5 0,5 0,64 0,57 0,66 0,66 0,45 0,64 0,64 0,58 0,58 0,47 0,47 — 0,44 ОКЗ Xd′ Xd X2 0,14 0,14 — — — — 0,14 — — — — — — 0,23 — — — — — — 2,35 — — — — — — 0,25 0,2 0,2 0,21 0,23 0,18 0,18 — — — — — — — — — — — — 0,196 2,398 0,159 0,156 0,156 0,241 0,241 0,3 0,3 0,24 0,248 0,358 2,418 0,302 X d″ Сопротивление, отн. ед. Окончание табл. 7.1 — — — — — — 11,13 — — — — — — 9,3 8,51 Td 0 — — — — — — 0,02 — — — — — — 0,04 0,18 T d″ (3) — — — — — — 0,91 — — — — — — 1,3 1,42 Td′ (3) — — — — — — 0,47 — — — — — — — 0,38 Ta(3) Постоянные времени, с П р и м е ч а н и я . 1. В обозначении типа генератора: Т — турбогенератор; буква Ф означает непосредственное воздушное охлаждение обмотки ротора и стали статора и косвенное охлаждение обмотки статора, а сочетание цифры 3 и буквы означает: 3Ф — у генераторов применена высокоэффективная воздушная система вентиляции по трёхконтурной схеме, 3В — трижды водяное охлаждение (т.е. полное охлаждение водой обмоток ротора и статора и стали статора); ВВ — водородно-водяное охлаждение (охлаждение обмотки статора непосредственное водой, а обмотки ротора — непосредственное водородом); ВФ — водородное форсированное охлаждение. Буквы П и Г — означают сопряжение генератора соответственно с паровой или газовой турбиной. Число после первого дефиса — номинальная мощность, МВт, после второго дефиса число полюсов. Буква Е — принадлежность единой унифицированной серии; А — для АЭС. Последние буква и цифра — климатическое исполнение и категория размещения. 2. ОКЗ — отношение короткого замыкания. 180 50 ТФ-50-2У3 Т3ФГ-180-2У3 32 ТФ-32-2У3 160 32 ТФ-32-2У3 180 25 ТФ-25-2У3 Т3ФП-180-2У3 0,8 25 ТФ-25-2У3 ТФ-160-2У3 0,9 0,8 0,9 Номинальная мощность, МВт 1200 сos ϕном Т3В-1200-2АУ3 1200 ТВВ-1200-2У3 Тип турбогенератора If х, А 44 If ном, А Возбуждение 7. Справочные данные электрооборудования 22 46 40 26,5 25 29 80 250 300 36 200 220 35 150 82,5 27 60 ВГС 525/150-20 ВГС 525/150-20 ВГС 525/110-24 ВГС 525/110-24 ВГС 525/110-24 ВГС 710/180-30ТС4 ВГСФ 930/233-30 ВГСВФ 940/235-30 ВГС 650/130-32 ВГДС 1025/245-40 ВГДС 1025/245-40 ВГС 850/135-56 ВГС 1260/200-60 ВГС 1260/147-68 ВГС 1260/89-104 ВГС 1525/135-120 Номинальная мощность, МВт ВГС 440/120-20 Тип гидрогенератора сos ϕном 0,85 0,85 0,85 0,85 0,8 0,93 0,85 0,8 0,85 0,85 0,89 0,9 0,85 0,85 0,8 0,9 0,8 Номинальное напряжение, кВ 10,5 10,5 13,8 15,75 10,5 15,75 15,75 10,5 15,75 15,75 13,8 10,5 10,5 10,5 10,5 10,5 6,3 Номинальная частота вращения, об/мин 50 57,7 88,2 100 107 150 150 2,2 2,25 1,87 2,05 2 1,6 1,6 2,13 1,8 187,5 1,8 200* 1,9 2 2 200 200 250 250 2 2 300* 250 2 1,95 300 300 Отношение угонной частоты вращения к номинальной Номинальный ток, кА Гидрогенераторы 1,62 1,58 1,47 1,1 1,4 0,76 0,76 1,1 0,81 0,745 1,0 1,04 1,15 0,95 1,1 1,1 0,84 ОКЗ 0,28 0,24 0,21 0,25 0,19 0,37 0,37 0,19 0,24 0,19 0,2 0,2 0,18 0,2 0,16 0,16 0,21 X d″ 0,32 0,31 0,28 0,35 0,3 0,45 0,45 0,3 0,38 0,33 0,3 0,32 0,29 0,32 0,25 0,25 0,3 Xd′ 0,66 0,67 0,76 1,03 0,86 1,42 1,42 1,1 1,31 1,47 1,15 1,12 0,94 1,1 1 1 1,35 Xd X q″ Индуктивные сопротивления, отн. ед. Xq′ Т а б л и ц а 7.2 7.1. Синхронные генераторы 45 46 32 32,5 35 37,5 40 38 40 40 41,6 44 45 55 56 57 55 55 57,2 57,2 СВ-425/135-14 СВ-695/155-40 СВ-655/110-32 СВО-733/130-36 СВ-375/195-12 СВ-840/130-52 СВ-1100/145-88 СВ-1030/120-68 СВ-1500/110-116 СВ-840/150-52 СВ-808/130-40 СВ-465/210-16 СВ-660/165-32 СВ-430/210-14 СВ-1250/170-96 СВК-1340/150-96 СВН-1340/150-96 Номинальная мощность, МВт СВ-850/120-60 Тип гидрогенератора сos ϕном 0,8 0,8 0,8 0,8 0,85 0,85 0,85 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,9 0,87 0,8 0,8 0,8 Номинальное напряжение, кВ 13,8 13,8 13,8 10,5 10,5 10,5 10,5 10,5 10,5 10,5 15,75 10,5 10,5 10 10,5 10,5 10,5 10,5 Номинальный ток, кА 3 3 2,88 3,79 3,7 3,64 3,56 3,1 3,03 2,87 1,83 2,76 2,615 2,42 2,42 2,2 Номинальная частота вращения, об/мин 62,5 62,5 62,5 428,6 187,5 375 150 115,4 51,7 88,2 68,2 115,4 500 166,7 187,5 150 428,6 100 Отношение угонной частоты вращения к номинальной 2,21 2,21 1,63 2,22 1,6 2,065 2,2 2,26 2,04 2,2 1,8 1,9 2 2,1 1,9 1,78 1,78 1,01 1,12 1,22 1,47 1,84 1,55 1,78 1,25 1,14 0,98 1,1 1,42 ОКЗ 0,21 0,21 0,18 0,2 0,21 0,22 0,2 0,23 0,2 0,23 0,2 0,12 0,33 0,3 0,21 0,17 0,23 X d″ 0,3 0,3 0,32 0,28 0,29 0,21 0,35 0,28 0,28 0,28 0,31 0,3 0,23 0,37 0,3 0,28 0,28 0,31 Xd′ 0,65 0,65 0,77 1,14 1,04 0,91 0,93 0,8 0,61 0,74 0,64 0,89 1 1,15 1,13 1 1 0,82 Xd 0,225 0,12 X q″ 0,6 Xq′ 0,63 Индуктивные сопротивления, отн. ед. Продолжение табл. 7.2 7. Справочные данные электрооборудования 57,2 64 67 72,5 78 80 83 100 100 100 107 115 103 104,5 120 130 128 150 150 171 200 225 240 260 СВКр-1340/150-96 СВ-1510/120-108 СВ-640/170-24 СВ-850/190-48 СВ-1470/149-10 СВ-1070/145-52 СВ-1160/180-72 СВ-835/180-36 СВ-915/165-40 СВ-1500/170-96 СВ-1490/170-96 СВ-1500/200-88 СВ-1160/135-60 СВ-1230/140-56 СВ-1130/140-48 СВ-800/230-32 СВ-1500/130-88 СВ-855/235-32 СВ-1260/185-60 СВ-1500/175-84 СВ-1130/250-48 СВ-1190/250-48 СВ-1190/215-48 СВ-712/227-24 0,85 0,9 0,85 0,85 0,9 0,85 0,85 0,8 0,9 0,85 0,8 0,8 0,85 0,85 0,85 0,9 0,9 0,8 0,8 0,85 0,85 0,85 0,85 0,8 15,75 15,75 15,75 15,75 15,75 15,75 13,8 13,8 10,5 13,8 13,8 13,8 13,8 13,8 13,8 15,75 13,8 13,8 13,8 13,8 13,8 13,8 13,8 13,8 11,21 9,78 9,72 8,61 6,95 6,48 7,35 6,7 7,94 5,899 5,38 5,175 5,27 4,92 4,07 4,65 4,33 4,19 3,84 3,58 3,3 3 250 125 125 125 71,5 100 187,5 68,2 187,5 125 107,1 100 68,2 62,5 62,5 150 166,7 83,3 115,4 57,7 125 250 55,6 62,5 1,76 1,9 1,65 2,52 1,8 1,95 2,05 1,7 2,5 2 1,9 2,06 2,3 2,32 2 2 2 1,89 2,1 2,1 2,16 0,88 1,04 0,97 1,12 0,62 0,93 1,02 1,14 1,05 2,2 1,75 1,1 1,27 1 1,3 1,03 1,6 1,78 0,279 0,24 0,24 0,205 0,27 0,24 0,17 0,4 0,22 0,205 0,2 0,22 0,15 0,22 0,21 0,21 0,22 0,26 0,22 0,23 0,2 0,21 0,21 0,424 0,36 0,35 0,345 0,38 0,33 0,28 0,56 0,35 0,332 0,3 0,32 0,2 0,35 0,29 0,35 0,3 0,35 0,34 0,285 0,32 0,26 0,285 0,3 1,653 1,2 1,07 0,915 1,1 1,01 1 1,75 1,16 1,084 0,96 1,05 0,52 0,8 0,65 0,96 0,94 0,89 1,1 0,7 0,87 1,06 0,7 0,65 0,2 0,25 0,23 0,143 0,23 0,22 0,458 0,21 0,65 0,66 0,8 0,663 0,332 0,6 0,64 0,469 0,46 7.1. Синхронные генераторы 47 48 Окончание табл. 7.2 Отношение угонной частоты вращения к номинальной 166,7 1,58 0,87 0,18 0,31 1,22 СВО-1170/190-36 210 0,94 15,75 166,7 1,58 0,81 0,19 0,33 1,34 СВО-1000/260-40 220 0,95 15 150 1,6 0,8 0,28 0,4 1,34 СВ-1436/200-80 225 0,9 15,75 93,8 2,02 0,28 0,45 1,4 СВО-1120/190-32 256,5 0,9 15,75 187,5 1,5 1 0,17 0,32 1,02 СВО-1120/190-32 285 1 15,75 187,5 1,5 1 0,17 0,33 1,04 СВФ-730/230-24 260 0,85 15,75 11,24 250 1,76 0,64 0,3 0,44 1,65 СВ-1100/250-36 300 0,85 15,75 12,95 166,7 1,86 0,2 0,34 1,3 СВФ-830/225-28 300 0,85 15,75 13,05 214 0,32 0,43 1,6 СВФ-1690/175-64 500 0,85 15,75 21,65 93,8 0,3 0,41 1,57 СВФ-1285-42 640 0,9 15,75 26,1 142,8 0,295 0,43 1,58 Номинальный ток, кА 15,75 Номинальное напряжение, кВ 0,85 сos ϕном 177,6 Номинальная мощность, МВт СВО-1170/190-36 Тип гидрогенератора 9,165 ОКЗ 0,67 1,99 X d″ Xd′ Xd X q″ Xq′ 0,28 0,95 0,2 0,87 0,315 0,97 П р и м е ч а н и е. В обозначении типа генератора: ВГС — вертикальный гидрогенератор синхронный; ВГСФ — вертикальный гидрогенератор синхронный с форсированным воздушным охлаждением обмотки ротора; СВ — синхронный вертикальный гидрогенератор с охлаждением обмоток статора и ротора воздухом; СВФ — синхронный вертикальный гидрогенератор с непосредственным охлаждением обмотки статора водой и форсированным охлаждением обмотки ротора воздухом; СВО — синхронный вертикальный обратимый гидрогенератор-двигатель; ВГДС — вертикальный генератор-двигатель синхронный. Число до косой черты — наружный диаметр, см, после косой черты — длина активной части стали сердечника, см. Последнее число обозначает количество полюсов у машины. 7. Справочные данные электрооборудования Номинальная частота вращения, об/мин Индуктивные сопротивления, отн. ед. 7.2. Силовые трансформаторы 7.2. Силовые трансформаторы Т а б л и ц а 7.3 Трансформаторы генераторные трёхфазные масляные напряжением 110—500 кВ* Тип трансформатора Номинальная мощность, МВæА Номинальное напряжение, кВ, обмотки Потери, кВт uк, % ВН НН Рх Рк ВН-НН ТД-16000/110 16 121 10,5 13 80 10,5 ТД-21000/110 21 121 10,5 20 130 10,3 ТД 25000/110 25 121 10,5 19 120 10,5 ТД 32000/110 32 121 10,5 Нет свед. Нет свед. 10,5 ТД 40000/110 40 121 10,5 23 160 10,5 ТД 63000/110 63 121 10,5 38 220 11 ТДЦ 63000/110 63 121 10,5 35 245 10,5 ТД 80000/110 80 121 10,5 53 310 11 ТДЦ 80000/110 80 121 10,5; 13,8 40 310 11 ТДЦ 100000/110 100 121 10,5 60 350 10,5 ТДЦ 125000/110 125 121 10,5; 13,8 120 400 10,5 ТДЦ 160000/110 160 121 10,5 110 440 10,5 ТДЦ 180000/110 180 121 11 120 520 11 ТДЦ 80000/220 80 242 10,5; 13,8 60 230 11 ТДЦ 125000/220 125 242 10,5; 13,8 120 380 11 ТДЦ 200000/220 200 242 15,75 130 660 11 ТДЦ 225000/220 225 242 15 130 640 14,5 ТДЦ 250000/220 250 242 13,8; 15,75 150 600 11 ТДЦ 250000/220 250 242 15,75; 20 180 600 12 ТДЦ 400000/220 400 242 15,75; 20 200 850 11 ТДЦ 520000/220 520 242 20 290 1180 12,5 ТДЦ 250000/330 250 347 13,8; 15,75 214 605 11 ТДЦ 400000/330 400 347 20 300 790 11,5 ТЦ 630000/330 630 347 15,75; 20;24 240 1380 12,5 ТДЦ 225000/500 225 525 15 160 535 12,5 ТДЦ 320000/500 320 525 19 175 775 16 ТДЦ 400000/500 400 525 13,8; 15,75; 20 155 790 13 ТДЦ 630000/500 630 525 15,75; 20; 24; 36,75 420 1210 14 * Без регулирования напряжения. 49 50 417 ОРДЦ 417000/750 — — — СН — — — 53,333 * Без регулирования напряжения. 533 53,333 ОТД 53333/220 ОРДЦ 533000/500 20 ОМ 20000/220 533 33,333 ОДЦ 33333/220 ОРДЦ 533000/330 80 ВН 2×208,5 2×266,5 2×266,5 2×26,667 20 33,333 80 НН Номинальная мощность, МВæА, обмоток ОДЦ 80000/110 Тип трансформатора 11 13,8—13,8 — — 121 1 3 — — — 242 3 242 3 248 3 347 3 525 3 787 3 24 3 24 3 20—20; 24—24 24 — 24 — 15,75 13,8 — 121 3 НН СН ВН Номинальное напряжение, кВ, обмотки — — — 21,3 — — — ВН-СН 14 15 15 12,7 11,5 10,6 11 ВН-НН uк, % — — — 7,6 — — — СН-НН Трансформаторы генераторные однофазные масляные двух- и трёхобмоточные напряжением 110—750 кВ* 320 230 230 44 17 25 45 Рх 800 1130 1130 280 110 125 240 Рк Потери, кВт Т а б л и ц а 7.4 7. Справочные данные электрооборудования 63 125 200 250 125 200 АТДЦТН-125000/220/110 АТДЦТН-200000/220/110 АТДЦТН-250000/220/110 АТДЦТН-125000/330/110 АТДЦТН-200000/330/110 80 20 50 63 125 100 100 80 63 32 автотран- обмотсформаки тора НН АТДЦТН-63000/220/110 Тип автотрансформатора 330 330 230 230 230 230 ВН 115 115 121 121 121 121 СН 6,3; 6,6; 10,5; 11; 38,5 10,5 10,5 6,3; 6,6; 10,5; 11; 38,5 10,5; 11 10,5; 27,5; 38,5 10,5; 11 6,3; 6,6; 38,5 6,3; 6,6; 10,5; 11; 38,5 6,6; 10,5; 11; 38,5 НН Номинальная Номинальное напряжемощность, МВæА ние, кВ, обмотки 10,5 11 10 11 11 11 11 38 42 35 32 32 45 35 25 28 24 20 20 28 22 ВН-СН ВН-НН СН-НН uк, % 155 34 100 120 105 55 27 Рх, кВт Т а б л и ц а 7.5 560 277 345 500 430 300 200 300 210 — 335 350 250 140 210 220 — 395 353 220 160 РПН в линии СН, ±12 %, ±6 РПН в линии СН, ±12 %, ±6 РПН в линии СН, ±12 %, ±6 РПН в линии СН, ±12 %, ±6 РПН в линии СН, ±12 %, ±6 Регулирование под нагрузкой (РПН) в линии СН, ±12 %, ±8 Вид, диапазон и число ступеней регулироВН-СН ВН-НН СН-НН вания напряжения Рк, кВт Автотрансформаторы однофазные и трёхфазные масляные для связи сетей 110—750 кВ 7.2. Силовые трансформаторы 51 52 250 500 133 167 267 167 417 АТДЦТН-500000/500/220 АОДЦТН-133000/330/220 АОДЦТН-167000/500/220 АОДЦТН-267000/500/220 АОДЦТН-167000/500/330 АОДЦТ-417000/750/500 6 33 67 6 50 33 125 100 автотран- обмотсформаки тора НН АТДЦТН-250000/500/110 Тип автотрансформатора 10,5; 38,5 10,5 230 3 330 3 500 3 500 3 500 3 750 3 10,5; 38,5 13 9,5 11,5 11 10,5; 11; 38,5 12 13 9 10,5; 11 uк, % ≥250 67 37 35 60 50 33 ≥250 61 23 21,5 48 35 18,5 ВН-СН ВН-НН СН-НН 10,5; 38,5 230 3 230 3 330 3 10,42 10,5; 38,61 НН 500 3 230 121 СН 500 500 ВН Номинальная Номинальное напряжемощность, МВæА ние, кВ, обмотки 80 61 125 90 50 220 200 Рх, кВт 520 300 470 315 250 1050 690 — — — — — — — — — — — — — — Переключение без возбуждения (ПВБ) в общей нейтрали от –4,8 % до +4 %, ±1 РПН в линии СН, ±12 %, ±8 РПН в линии СН, ±12 %, ±8 РПН в линии СН, ±12 %, ±6 РПН в линии СН, ±12 %, ±6 РПН в нейтрали ВН, от –11,2 % до +9,4 %, ±8 РПН в нейтрали ВН, от –11,8 % до +11 %, ±8 Вид, диапазон и число ступеней регулироВН-СН ВН-НН СН-НН вания напряжения Рк, кВт Окончание табл. 7.5 7. Справочные данные электрооборудования 6,3 10 10 16 25 25 40 ТМТН 10000/110 ТДТН 10000/110 ТДТН 16000/110 ТДТН 25000/110 ТДТН 25000/110 ТДТН 40000/110 Номинальная мощность, МВæА ТМТН 6300/110 Тип трансформатора 115 115 115 115 115 115 115 ВН 6,6 6,6; 11 6,6; 11 22 34,5; 38,5 6,3; 6,6; 11 34,5; 38,5 11 6,6; 11 22 6,3 6,6 6,3; 6,6; 11 34,5; 38,5 11 6,6; 11 22 10,5 Рх 31 28,5 28,5 21 17 12 8,6 200 140 140 100 76 70 45 Рк Потери, кВт 110 кВ 6,6 6,6; 11 6,6; 11 6,6; 11 6,6; 11 НН 11 34,5; 38,5 22 34,5; 38,5 16,5; 22 38,5 38,5 СН Номинальное напряжение, кВ, обмотки 10,5 10,5 10,5 10,5 10,5 10,5 10,5 ВН-СН 17,5 17,5 17,5 17,5 17,5 17,5 17 ВН-НН uк, % 6,5 6,5 6,5 6,5 6,5 6,5 6 СН-НН Вид, диапазон и число ступеней регулирования напряжения Т а б л и ц а 7.6 РПН в нейтрали ВН, ±16 %, ±9, ПБВ на стороне СН 34,5 и 38,5 кВ, ±(2×2,5 %) РПН в нейтрали ВН, ±16 %, ±9, ПБВ на стороне СН 34,5 и 38,5 кВ, ±(2×2,5 %) РПН в нейтрали ВН, ±16 %, ±9 РПН в нейтрали ВН, ±16 %, ±9, ПБВ на стороне СН 34,5 и 38,5 кВ, ±(2×2,5 %) РПН в нейтрали ВН, ±16 %, ±9 или ±14,24 %, ±8, без регулирования на стороне СН Трансформаторы масляные трёхобмоточные общего назначения напряжением 110—220 кВ 7.2. Силовые трансформаторы 53 54 63 ТДТН 63000/220 125/83/125 40 ТДТН 40000/220 ТДЦТН 125000/220 25 ТДТН 25000/220 100/83/100 80 ТДЦТН 80000/110 ТДЦТН 100000/220 63 ТДЦТН 63000/110 100/70/30 80 ТДТН 80000/110 ТДЦТН 100000/220 63 Номинальная мощность, МВæА ТДТН 63000/110 Тип трансформатора 230 230 230 230 230 230 115 115 115 115 ВН 22 22 22 38,5 38,5 27,5; 38,5 11 22; 38,5 6,6; 10,5; 11; 27,5 11 11 10,5 6,6; 11 6,6; 11 64 53 64 53 Рх 95 105 105 60 54 30 420 230 230 270 220 130 365 290 365 290 Рк Потери, кВт 220 кВ 6,6; 6,94 6,6; 11 11 34,5 6,6; 11 6,6; 11 38,5 38,5 6,6 НН 11 СН Номинальное напряжение, кВ, обмотки 12,5 9,8 16 12,5 12,5 12,5 11 10,5 11 10,5 ВН-СН 21,5 17 25 20,5 22 22 18,5 18 18,5 18 ВН-НН uк, % 8 6,4 9 7 9,5 9,5 7 7 7 7 СН-НН РПН в нейтрали ВН, ±1,5 %, ±8, ПБВ на стороне СН, ±(2×2,5 %) РПН в нейтрали ВН, ±10 %, ±10 РПН в нейтрали ВН, ±12 %, ±12, ПБВ на стороне СН, ±(2×2,5 %) РПН в нейтрали ВН, ±16 %, ±9 РПН в нейтрали ВН, ±16 %, ±9, ПБВ на стороне СН 34,5 и 38,5 кВ, ±(2×2,5 %) Вид, диапазон и число ступеней регулирования напряжения Окончание табл. 7.6 7. Справочные данные электрооборудования 7.2. Силовые трансформаторы Т а б л и ц а 7.7 Трансформаторы масляные двухобмоточные общего назначения напряжением 110—330 кВ Тип трансформатора Номинальная мощность, МВæА Номинальное напряжение, кВ, обмотки ВН НН Потери, кВт Рх Рк uк, % ВН-НН НН1-НН2 Вид, диапазон и число ступеней регулирования напряжения 110 кВ ТМН 2500/110 2,5 115 6,6; 11 3,9 22 11,5 — ТМН 6300/110 6,3 115 6,6; 11 6,5 35 10,5 — ТМН 10000/110 10 115 6,3; 6,6; 10,5; 11; 16,5; 38,5 10 56 10,5 — ТМН 16000/110 16 115 6,3; 6,6; 11; 34,5 18 85 10,5 — ТДН 10000/110 10 115 6,6; 10,5; 11; 16,5; 34,5 14 58 10,5 — ТДН 16000/110 16 115 6,3; 6,6; 11,0; 34,5 18 85 10,5 — ТДН 25000/110 25 115 6,3; 6,6; 10,5; 11; 38,5 19 120 10,5 — ТДН 32000/110 32 115 6,6; 11; 38,5 25 160 10,5 — ТДН 40000/110 40 115 10,5; 36,5 34 170 10,5 — ТДН 63000/110 63 115 6,6; 10,5; 11; 38,5 35 245 10,5 — РПН в нейтрали ВН, ±16 %, ±9 ТДН 80000/110 80 115 6,3 40 310 11 — ТДЦН 125000/110 125 115 10,5 60 400 12,5 — РПН в нейтрали ВН, ±16 %, ±9 или ±14,24 %, ±8 ТРДН 25000/110 25 115 6,3—6,3; 10,5—10,5 25 120 10,5 30 121 10,5—6,3 ТРДН 32000/110 32 115 6,3—6,3 34 170 10,5 30 ТРДН 40000/110 40 115 6,3—6,3; 6,6—6,6; 6,9—6,9; 10,5—10,5; 10,5—6,3; 11—11 34 170 10,5 30 РПН в нейтрали ВН, ±16 %, ±9 или ±14,24 %, ±8 РПН в нейтрали ВН, ±16 %, ±9 РПН в нейтрали ВН, ±16 %, ±9 или ±14,24 %, ±8 РПН в нейтрали ВН, ±16 %, ±9 55 7. Справочные данные электрооборудования Продолжение табл. 7.7 Номинальное напряжение, кВ, обмотки Номинальная мощность, МВæА ВН ТРДН 63000/110 63 115 6,3—6,3; 37,5 245 6,6—6,6; 10,5—10,5; 10,5—6,3; 11—11 10,5 30 ТРДЦН 63000/110 63 115 6,3—6,3; 37,5 245 6,6—6,6; 10,5—10,5; 10,5—6,3; 11—11 10,5 30 ТРДН 80000/110 80 115 6,3—6,3; 43,5 310 6,6—6,6; 10,5—10,5; 10,5—6,3; 11—11 10,5 30 121 10,5—10,5 115 6,3—6,3; 43,5 310 6,6—6,6; 10,5—10,5; 10,5—6,3; 11—11 10,5 30 Тип трансформатора ТРДЦН 80000/110 ТРДЦН 125000/110 80 125 НН Потери, кВт Рх 121 22—22 115 10,5—10,5 Рк uк, % ВН-НН НН1-НН2 Вид, диапазон и число ступеней регулирования напряжения РПН в нейтрали ВН, ±16 %, ±9 РПН в нейтрали ВН, ±16 %, ±9 РПН в нейтрали ВН, ±14,7 %, ±9 105 400 11 30 РПН в нейтрали ВН, ±16 %, ±9 РПН в нейтрали ВН, ±12 %, ±12 220 кВ ТДН 25000/220 25 230 6,6; 11; 38,5 22 120 11,5 — ТДН 63000/220 63 242 10,5 45 265 11,5 — ТДЦН 160000/220 160 230 22 140 550 14 — РПН в нейтрали ВН, ±16 %, ±9 ТДЦН 200000/220 200 231 15,75 140 550 14 — ТДЦН 400000/220 400 231 15,75 185 990 13,5 — РПН в нейтрали ВН от +1,25 %, 4 до –1,25 %, 8 ТРДН 25000/220 25 230 6,6—6,6 22 11,5 — 56 120 РПН в нейтрали ВН, ±12 %, ±12 7.2. Силовые трансформаторы Окончание табл. 7.7 Номинальное напряжение, кВ, обмотки Номинальная мощность, МВæА ВН НН Рх Рк ТРДН 32000/220 32 230 6,3—6,3; 6,6—6,6; 11—11; 11—6,6 45 150 11,5 — РПН в нейтрали ВН, ±12 %, ±8 ТРДН 40000/220 40 230 6,3—6,3; 6,6—6,6; 11—11; 11—6,6 50 170 11,5 — РПН в нейтрали ВН, ±12 %, ±12 ТРДН 63000/220 63 230 6,3—6,3; 6,6—6,6; 11—11; 11—6,6 50 265 11,5 — ТРДН 80000/220 80 230 11—11 58 260 12 — ТРДЦН 63000/220 63 230 6,3—6,3; 6,6—6,6; 11—11; 11—6,6 70 265 11,5 — ТРДЦН 80000/220 80 230 11—11 50 280 11,5 — ТРДЦН 100000/220 100 230 10,5—10,5; 11—11 102 340 12,5 — ТРДЦН 100000/220 100 230 22—22 60 370 13 — ТРДЦН 125000/220 125 230 11—11 80 460 12,5 — ТРДЦН 160000/220 160 230 11—11 155 500 12,5 — ТРДЦН 200000/220 200 230 11—11 160 630 12,5 — 11 — Тип трансформатора Потери, кВт uк, % ВН-НН НН1-НН2 Вид, диапазон и число ступеней регулирования напряжения 330 кВ ТРДЦН 63000/330 63 330 6,3—6,3; 10,5—10,5; 10,5—6,3 100 230 РПН в нейтрали ВН, ±12 %, ±12 57 7. Справочные данные электрооборудования Т а б л и ц а 7.8 Трансформаторы трёхфазные двухобмоточные общего назначения напряжением 6—35 кВ Тип трансформатора Номинальная мощность, кВæА Номинальное напряжение, кВ, обмотки ВН Потери, кВт НН Рх Рк uк, % ТМ 1600/35 1600 35 0,4 2,75 18 7,2 ТМ 1600/35 1600 35 6,3; 10,5 2,75 18 6,5 ТМ 2500/35 2500 35 6,3; 10,5 3,9 23,5 6,5 ТМ 4000/35 4000 35 6,3; 10,5 5,3 33,5 7,5 ТМ 6300/35 6300 35 6,3; 10,5 7,6 46,5 7,5 ТМ 10000/35 10 000 10,5 6,3 12 60 7,5 40 6; 10 0,4 0,17 0,88 4,5 ТМГ 63/10 63 6; 10 0,4 0,21 1,28 4,5 ТМГ 100/10 100 6; 10 0,4 0,26 1,97 4,5 ТМГ 160/10 160 6; 6,3; 10; 10,5 0,4 0,36 2,9 4,5 ТМГ 250/10 250 6; 6,3; 10; 10,5 0,4 0,52 3,7 4,5 ТМГ 400/10 400 6; 6,3; 10; 10,5 0,4 0,65 5,4 4,5 ТМГ 630/10 630 6; 6,3; 10; 10,5 0,4 0,8 7,6 5,5 ТМГ 1000/10 1000 6; 6,3; 10; 10,5 0,4 1,1 10,5 5,5 ТМГ 1250/10 1250 6; 6,3; 10; 10,5 0,4 1,65 14,5 6 ТМГ 1600/10 1600 6; 6,3; 10; 10,5 0,4 1,5 16,5 6 ТМГ 100/20(35) 100 20(35) 0,4 0,26 1,97 — ТМГ 160/20(35) 160 20(35) 0,4 0,37 2,9 — ТМГ 250/20(35) 250 20(35) 0,4 0,53 3,7 6,5 ТМГ 400/20(35) 400 20(35) 0,4 0,75 5,4 6,5 ТМГ 630/20(35) 630 20(35) 0,4 1,03 7,8 6,5 ТМГ 1000/20(35) 1000 20(35) 0,4 1,4 10,8 Нет свед. ТМГ 1250/20(35) 1250 20(35) 0,4 1,65 13 Нет свед. ТМГ 1600/20(35) 1600 20(35) 0,4 2,2 19 Нет свед. ТМН 1600/10 1600 10 6,3 1,1 17 6,5 ТМГ 40/10 ТМН 2500/10 2500 10 6,3 1 22 6,5 ТМН 2500/35 2500 35 6,3; 11 3,5 22 6,5 ТМН 4000/35 4000 35 6,3; 11 5 32 7,5 ТМН 6300/35 6300 35 6,3; 11 7,4 40 7,5 ТМН 10000/35 10 000 35 6,3; 10,5 … … … Вид, диапазон регулирования напряжения ПБВ на стороне ВН, ±2×2,5 % ПБВ на стороне ВН, ±2×2,5 % РПН на стороне ВН, ±1,35 %, ±8 РПН на стороне ВН, ±2,5 %, ±4 П р и м е ч а н и е. В обозначении типа: Т — трансформатор; М — масляный; Г — герметичный. Первое число — номинальная мощность трансформатора, кВæА; второе число — номинальное напряжение обмотки ВН, кВ. 58 7.2. Силовые трансформаторы Т а б л и ц а 7.9 Трансформаторы трёхфазные сухие двухобмоточные с литой изоляцией напряжением 6—35 кВ Тип трансформатора Номинальная мощность, кВæА Номинальное напряжение, кВ, обмотки Потери, Вт ВН НН Рх Рк uк, % ТS3R07.50 50 6 0,4 300 1250 4 ТS3R07.100 100 6 0,4 440 1700 4 ТS3R07.160 160 6 0,4 610 2300 4 ТS3R07.200 200 6 0,4 715 2700 4 ТS3R07.250 250 6 0,4 820 3000 4 ТS3R07.315 315 6 0,4 960 3600 4 ТS3R07.400 400 6 0,4 1150 4300 4 ТS3R07.500 500 6 0,4 1300 5300 4 ТS3R07.630 630 6 0,4 1500 6400 4 ТS3R12.50 50 10 0,4 380 1400 6 ТS3R12.100 100 10 0,4 440 1800 6 ТS3R12.160 160 10 0,4 610 2400 6 ТS3R12.200 200 10 0,4 700 2800 6 ТS3R12.250 250 10 0,4 820 3100 6 ТS3R12.315 315 10 0,4 950 3700 6 ТS3R12.400 400 10 0,4 1150 4400 6 ТS3R12.500 500 10 0,4 1300 5400 6 ТS3R12.630 630 10 0,4 1500 6500 6 ТS3R12.800 800 10 0,4 1800 8000 6 ТS3R12.1000 1000 10 0,4 2100 8800 6 ТS3R12.1250 1250 10 0,4 2500 10 700 6 ТS3R12.1600 1600 10 0,4 2800 12 700 6 ТS3R12.2000 2000 10 0,4 3600 16 000 6 ТS3R12.2500 2500 10 0,4 4300 18 000 6 ТS3R12.3150 3150 10 0,4 5300 22 900 6 ТS3R12.4000 4000 10 0,4 6800 25 600 7—8 ТS3R12.5000 5000 10 0,4 7500 28 400 7—8 ТS3R12.6300 6300 10 0,4 9500 32 000 Вид, диапазон регулирования напряжения ПБВ на стороне ВН, ±2×2,5 % 8 59 7. Справочные данные электрооборудования Продолжение табл. 7.9 Тип трансформатора Номинальная мощность, кВæА Номинальное напряжение, кВ, обмотки Потери, Вт ВН НН Рх Рк uк, % ТS3R24.50 50 20 0,4 480 1400 4 ТS3R24.100 100 20 0,4 600 1600 4 ТS3R24.160 160 20 0,4 870 2200 4 ТS3R24.200 200 20 0,4 990 2600 4 ТS3R24.250 250 20 0,4 1100 3000 4 ТS3R24.315 315 20 0,4 1280 3700 4 ТS3R24.400 400 20 0,4 1450 4400 4 ТS3R24.500 500 20 0,4 1750 4900 4 ТS3R24.630 630 20 0,4 2000 6100 4 ТS3R24.50 50 20 0,4 360 1600 6 ТS3R24.100 100 20 0,4 460 1800 6 ТS3R24.160 160 20 0,4 650 2600 6 ТS3R24.200 200 20 0,4 770 3000 6 ТS3R24.250 250 20 0,4 880 3300 6 ТS3R24.315 315 20 0,4 1050 4100 6 ТS3R24.400 400 20 0,4 1200 4800 6 ТS3R24.500 500 20 0,4 1450 5800 6 ТS3R24.630 630 20 0,4 1650 6800 6 ТS3R24.800 800 20 0,4 2000 8300 6 ТS3R24.1000 1000 20 0,4 2300 9600 6 ТS3R24.1250 1250 20 0,4 2800 11 500 6 ТS3R24.1600 1600 20 0,4 3100 14 000 6 ТS3R24.2000 2000 20 0,4 4000 16 000 6 ТS3R24.2500 2500 20 0,4 5000 20 000 6 ТS3R24.3150 3150 20 0,4 6000 23 500 6 ТS3R24.4000 4000 20 0,4 7000 26 600 7—8 ТS3R24.5000 5000 20 0,4 8100 29 400 7—8 ТS3R36.250 250 35 0,4 1280 3400 6 ТS3R36.315 315 35 0,4 1500 4200 6 ТS3R36.400 400 35 0,4 1650 4800 6 60 Вид, диапазон регулирования напряжения ПБВ на стороне ВН, ±2×2,5 % 7.2. Силовые трансформаторы Окончание табл. 7.9 Тип трансформатора Номинальная мощность, кВæА Номинальное напряжение, кВ, обмотки Потери, Вт ВН НН Рх Рк uк, % ТS3R36.500 500 35 0,4 1950 5900 6 ТS3R36.630 630 35 0,4 2200 6700 6 ТS3R36.800 800 35 0,4 2700 8000 6 ТS3R36.1000 1000 35 0,4 3100 9800 6 ТS3R36.1250 1250 35 0,4 3600 11 600 6 ТS3R36.1600 1600 35 0,4 4200 14 200 6 ТS3R36.2000 2000 35 0,4 5000 16 400 6 ТS3R36.2500 2500 35 0,4 5800 20 000 6 ТS3R36.3150 3150 35 0,4 6700 24 400 6 ТS3R36.4000 4000 35 0,4 8400 29 500 6 ТS3R36.5000 5000 35 0,4 9400 32 000 6 Вид, диапазон регулирования напряжения ПБВ на стороне ВН, ±2×2,5 % П р и м е ч а н и е. В обозначении типа трансформатора: Т — трансформатор; S — нормальные потери; 3 — три фазы; R — сухой с литой эпоксидной изоляцией; число после R — класс изоляции обмотки ВН, кВ; последнее число — номинальная мощность трансформатора, кВæА. 61 62 10 10 10 10 10 16 16 25 25 32 32 40 40 40 63 40 63 40 ТДНС 10000/35 ТДНС 10000/35 ТДНС 10000/35 ТДНС 10000/35 ТДНС 16000/20 ТДНС 16000/35 ТРДНС 25000/15 ТРДНС 25000/15 ТРДНС 32000/15 ТРДНС 32000/35 ТРДНС 40000/20 ТРДНС 40000/35 ТРДНС 40000/35 ТРДНС 63000/35 ТРДНС 40000/220 ТРДНС 63000/220 ТРДНС 40000/330 Номинальная мощность, МВæА ТРДС 10000/35 Тип трансформатора 6,3—6,3; 10,5—10,5 6,3—6,3; 6,3—10,5; 10,5—10,5 6,3—6,3; 10,5—10,5 6,3—6,3 6,3; 10,5; 11 6,3 6,3; 11 10,5 6,3 6,3 6,3 НН 330 230 230 20; 24 36,75 24 6,3—6,3; 10,5—10,5; 10,5—6,3 6,3—6,3; 6,6—6,6; 11—11; 11—6,6 6,3—6,3; 6,6—6,6; 11—11; 11—6,6 6,3—6,3 6,3—6,3; 10,5—10,5 6,3—6,3; 10,5—10,5 15,75; 18; 20 6,3—6,3; 6,3—10,5; 10,5—10,5 18; 20; 24 15,75 15,75 10,5 35; 36,75 10,5; 11; 15 35; 36,75 15,75 15,75 13,8 10,5 ВН Номинальное напряжение, кВ, обмотки 80 70 50 50 36 36 36 24,5 24,5 24,5 24,5 17 17 11,5 9 11,5 9 9 Рх 180 265 170 250 170 170 170 145 145 115 115 85 85 60 60 60 60 60 Рк Потери, кВт 11 11,5 11,5 12,7 12,7 12,7 12,7 12,7 12,7 12,7 12,7 10 10 8 8 8 8 8 uк, % Трансформаторы трёхфазные двухобмоточные для собственных нужд электростанций РПН в нейтрали ВН, ±12 %, ±8 РПН в нейтрали ВН, ±12 %, ±12 РПН на стороне ВН, ±15 %, ±8 Вид, диапазон и число ступеней регулирования напряжения Т а б л и ц а 7.10 7. Справочные данные электрооборудования 630 1000 1250 1600 630 1000 1600 1000 1000 ТСЗФ-630/10 У3 ТСЗФ-1000/10 У3 ТСЗФ-1250/10 У3 ТСЗФ-1600/10 У3 ТСЗФ-630/20 У3 ТСЗФ-1000/20 У3 ТСЗФ-1600/20 У3 ТСЗС-1000/6 ТСЗС-1000/10 10,0 3,15 3,15; 6,0; 6,3; 10,0 10,0 6,0; 6,3; 10,0; 10,5 6,3 20 20 20 6,0; 6,3; 10,0; 10,5 10,5 6,0; 6,3; 10,0; 10,5 6,0; 6,3; 10,0; 10,5 6,0; 6,3; 10,0; 10,5 6,0; 6,3; 10,0; 10,5 6,0; 6,3; 10,0; 10,5 6,0; 6,3; 10,0; 10,5 6,0; 6,3; 10,0; 10,5 6,0; 6,3; 10,0; 10,5 6,0; 6,3; 10,0; 10,5 10,0 ВН 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4; 0,69 0,4 0,4 0,4 0,23; 0,4 0,23; 0,4 0,23; 0,4 0,23; 0,4 0,4 0,4 0,4 0,23 НН Номинальное напряжение, кВ, обмотки — — 2000 1500 — — 3500 2350 1850 2500 — 2000 1500 1000 690 550 500 2900 2200 1500 — Рх — — 9600 7000 — — 11 000 9500 7500 14 000 — 9600 7000 4800 3900 3000 2500 17 000 13 200 9400 — Рк Потери, Вт 8 8 8 8 8 8 8 8 8 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 5,5 uк, % Δ/Yн-11 Δ/Yн-11; Y/Yн-0 Δ/Yн-11; Y/Yн-0 Δ/Yн-11 Y/Yн-0; Δ/Yн-11 Δ/Yн-11 Δ/Yн-11 Δ/Yн-11 Δ/Yн-11 Δ/Yн-11 Δ/Yн-11 Δ/Yн-11 Δ/Yн-11 Δ/Yн-11 Δ/Yн-11 Δ/Yн-11 Δ/Yн-11 Y/Yн-0; Δ/Yн-11 Y/Yн-0: Δ/Yн-11 Y/Yн-0; Δ/Yн-11 Δ/Yн-11 Группа соединения обмоток ПБВ ±2×2,5 % Вид и диапазон регулирования напряжения П р и м е ч а н и е. В обозначении типа трансформатора: Т — трансформатор; С — сухой; 3 — трёхфазный; Ф — изоляция из материала типа «NOMEX» (фенилон); С — для собственных нужд подстанций; первое число — номинальная мощность; второе число (после косой черты) — номинальное напряжение обмотки ВН; У — климатическое исполнение; 3 — категория размещения по ГОСТ. 2500 400 ТСЗФ-400/10 У3 ТСЗУ-2500/10 250 ТСЗФ-250/10 У3 1600 160 ТСЗФ-160/10 У3 ТСЗФС-1600/10 У3 100 ТСЗФ-100/10 У3 630 1600 ТСЗ-1600/10 1000 1000 ТСЗ-1000/10 ТСЗФС-1000/10 У3 630 ТСЗФС-630/10 У3 250 ТСЗ-630/10 Номинальная мощность, кВæА ТСЗ-250/10 Тип трансформатора Т а б л и ц а 7.11 Трансформаторы трёхфазные сухие (применяются и для собственных нужд подстанций) напряжением 6—20 кВ 7.2. Силовые трансформаторы 63 20/24 24 24 24 24 24 24 23,5 23,5 23,5 FKG1N FKG1F FKG1X FKG1XP FKG1XV FKG1XW HECS-S-80 HECS-M-80 HECS-M-100 20 ВГГ-20-10000/90 FKG-2М 20 ВГГ-20-8000/63 20/24 20 ВГГ-20-6300/90 FKG-2S 15 Номинальное напряжение, кВ ВГГ-15-6300/50 Тип выключателя До 10 500 До 10 500 До 8500 28 000 24 000 21 000 17 000 13 500 10 800 9500 9500 10 000 8000 6300 6300 Номинальный ток отключения, кА 100 80 80 80—160 80—160 80—160 80—160 80—120 80—120 80 63 90 63 90 50 Нет свед. Нет свед. Нет свед. 90 63 90 50 начальное действующее значение периодической составляющей 300 220 220 440 440 440 440 330 330 220 220 230 160 230 130 Элегазовые амплитудное значение Предельный сквозной ток, кА Ток термической стойкости, кА 100 80 80 80—160 80—160 80—160 80—160 80—120 80—120 80 80 90 63 90 50 Допустимое время воздействия тока термической стойкости, с 3 3 3 Нет свед. Нет свед. 3 3 3 3 Время отключения выключателя, с 0,034 0,034 0,034 0,03 0,03 0,03 0,03 собственное Выключатели генераторные напряжением 10—31,5 кВ 0,068 0,068 0,068 0,07 0,07 0,07 0,07 0,07 0,07 0,06 0,06 полное 64 Номинальный ток, А 7.3. Коммутационные электрические аппараты 40 40 40 40 Процентное содержание апериодической составляющей Т а б л и ц а 7.12 7. Справочные данные электрооборудования 23,5 23,5 23,5 23,5 23,5 23,5 23,5 25,3 25,3 24 24 30 30 27,5 27,5 25,2 25,2 31,5 25,3 25,3 25,3 17,5 21 HECS-L-100 HECS-L-130 HECS-Lplus-100 HECS-Lplus-130 HECS-100X-100-Lp HECS-130X-130-XLp HECS-130XX-130-Lp HECS-100R HECS-130R HVR-63XS HVR-63S HEC 7A HEC 8A HEC 7B HEC 8B HEC 7C HEC 8C НЕС 9 HECPS-3S** HECPS-5S** HECPS-5Sp** HGI 2 HGI 3 8000 6300 17 500 13 500 13 500 До 28 500 До 50 000* До 28 000 До 24 000 До 28 000 До 24 000 До 28 000 До 24 000 До 9000 До 6300 До 9000 До 9000 До 23 000 До 18 000 До 18 000 До 14 000 До 14 000 До 13 000 До 13 000 63 50 50 30 130 130 100 250 210 210 190 190 160 160 63 63 130 100 130 130 100 130 100 130 100 Нет свед. Нет свед. Нет свед. Нет свед. Нет свед. Нет свед. Нет свед. 190 138 360 360 300 685 575 575 521 521 440 440 190 190 360 300 360 360 300 360 300 360 300 63 50 130 130 100 250 210 210 190 190 160 160 63 63 130 100 130 130 100 130 100 130 100 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 0,025 0,032 0,034 0,034 0,034 0,026 0,033 0,033 0,033 0,033 0,033 0,033 0,039 0,039 0,034 0,034 0,034 0,034 0,034 0,034 0,034 0,048 0,055 0,068 0,068 0,068 0,05 0,058 0,058 0,058 0,058 0,058 0,068 0,068 0,068 0,068 0,068 0,068 0,068 0,068 0,068 0,75 1,3 0,75 1,3 7.3. Коммутационные электрические аппараты 65 66 Окончание табл. 7.12 собственное полное 63 161 63 3 0,05 0,1 ВГГ-10-63/5000 10 5000 63 63 161 63 3 0,05 0,1 ВГГм-10-63/4000 10 4000 63 63 173 63 3 0,025—0,05 0,1 50 ВГГм-10-63/5000 10 5000 63 63 173 63 3 0,025—0,05 0,1 50 3AH3 712-4… 17,5 5000 50 Нет свед. 137 50 3 75 3AH3 712-5… 17,5 6300 50 137 50 3 75 3AH3 713-4… 17,5 5000 63 173 63 3 65 3AH3 713-5… 17,5 6300 63 173 63 3 65 3AH3 714-4… 17,5 5000 72 198 72 3 65 3AH3 714-5… 17,5 6300 72 198 72 3 65 3AH3 817-7… 17,5 3150 50 137 50 3 75 3AH3 817-8… 17,5 4000 50 137 50 3 75 3AH3 818-7… 17,5 3150 63 173 63 3 65 3AH3 818-8… 17,5 4000 63 173 63 3 65 3AH3 819-7… 17,5 3150 72 198 72 3 65 3AH3 819-8… 17,5 4000 72 198 72 3 0,65 амплитудное значение 63 начальное действующее значение периодической составляющей 4000 Номинальный ток отключения, кА 10 Номинальный ток, А ВГГ-10-63/4000 Тип выключателя Номинальное напряжение, кВ Допустимое время воздействия тока термической стойкости, с Время отключения выключателя, с Ток термической стойкости, кА Предельный сквозной ток, кА Процентное содержание апериодической составляющей * — С системой принудительного воздушного охлаждения токопроводов. ** — Для ГАЭС. 7. Справочные данные электрооборудования Вакуумные Тип выключателя ВР6-6-40/1600 У2 ВР6-6-40/2000 У2 ВР6В-6-40/1600 У2 ВР6В-6-40/2000 У2 ВР6В-6-40/3150 У2 ВР6К-6-40/1600 У2 ВР6К-6-40/2000 У2 ВР6К-6-40/3150 У2 ВРС-6-31,5/630 У2 ВРС-6-31,5/1000 У2 ВРС-6-31,5/1250 У2 ВРС-6-31,5/1600 У2 Вакуумные выключатели напряжением 6—110 кВ Предельный сквозной ток, кА Время отключения выключателя, с Т а б л и ц а 7.13 3 3 3 3 3 3 3 3 3 0,035—0,055 0,035—0,055 0,035—0,055 0,035—0,055 0,035—0,055 0,035—0,055 0,035—0,055 0,035—0,055 0,035—0,055 0,035—0,055 0,035—0,055 0,07 0,07 0,07 0,07 0,07 0,07 0,07 0,07 0,07 0,07 0,07 35 35 35 35 35 40 35 35 40 35 35 35 35 Процентное содержание апериодической составляющей, % 3 0,07 40 0,07 3 0,035—0,055 0,07 40 0,035—0,055 3 0,035—0,055 0,07 3 3 0,035—0,055 40 40 40 40 40 40 40 40 31,5 31,5 31,5 31,5 31,5 31,5 31,5 31,5 40 3 128 128 128 128 128 128 128 128 80 80 80 80 80 80 80 80 128 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 31,5 31,5 31,5 31,5 31,5 31,5 31,5 31,5 40 128 0,07 40 40 40 40 40 40 40 40 31,5 31,5 31,5 31,5 31,5 31,5 31,5 31,5 40 40 0,035—0,055 1600 2000 1600 2000 3150 1600 2000 3150 630 1000 1250 1600 2000 2500 3150 4000 1250 40 3 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 1600 35 полное 0,07 собственное 0,035—0,055 Допустимое время воздействия тока термической стойкости, с 3 Ток термической стойкости, кА 35 амплитудное значение 0,07 начальное действующее значение периодической составляющей 0,035—0,055 Номинальный ток отключения, кА 3 Номинальный ток, А 6 7.3. Коммутационные электрические аппараты ВРС-6-31,5/2000 У2 ВРС-6-31,5/2500 У2 ВРС-6-31,5/3150 У2 ВРС-6-31,5/4000 У2* ВРС-6-40/1250 У2 ВРС-6-40/1600 У2 Номинальное напряжение, кВ 67 6 6 6 6 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 ВРС-6-40/2500 У2 ВРС-6-40/3150 У2 ВРС-6-40/4000 У2* ВР0-10-12,5/630 У2 ВР0-10-12,5/800 У2 ВР1-10-20/630 У2 ВР1-10-20/1000 У2 ВР1-10-20/1250 У2 ВР2-10-20/1600 У2 ВР2-10-31,5/630 У2 ВР2-10-31,5/1000 У2 ВР2-10-31,5/1250 У2 ВР2-10-31,5/1600 У2 ВР2-10-31,5/2000 У2 ВР3-10-31,5/2000 У2 ВР3-10-31,5/2500 У2 ВР3-10-40/2000 У2 Номинальное напряжение, кВ ВРС-6-40/2000 У2 Тип выключателя Номинальный ток, А 2000 2500 2000 2000 1600 1250 1000 630 1600 1250 1000 630 800 630 4000 3150 2500 2000 Номинальный ток отключения, кА 40 31,5 31,5 31,5 31,5 31,5 31,5 31,5 20 20 20 20 12,5 12,5 40 40 40 40 40 31,5 31,5 31,5 31,5 31,5 31,5 31,5 20 20 20 20 12,5 12,5 40 40 40 40 начальное действующее значение периодической составляющей 102 80 80 80 80 80 80 80 52 52 52 52 32 32 128 128 128 128 Ток термической стойкости, кА 40 31,5 31,5 31,5 31,5 31,5 31,5 31,5 20 20 20 20 12,5 12,5 40 40 40 40 Допустимое время воздействия тока термической стойкости, с 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 Время отключения выключателя, с 0,035—0,055 0,035—0,055 0,035—0,055 0,035—0,05 0,035—0,05 0,035—0,05 0,035—0,05 0,035—0,05 0,035—0,05 0,042 0,042 0,042 0,042 0,042 0,035—0,055 0,035—0,055 0,035—0,055 0,035—0,055 собственное Предельный сквозной ток, кА 0,07 0,07 0,07 0,065 0,065 0,065 0,065 0,065 0,065 0,057 0,057 0,057 0,057 0,057 0,07 0,07 0,07 0,07 полное 68 амплитудное значение 35 40 40 35 35 35 35 35 35 40 40 40 40 40 40 40 40 35 Процентное содержание апериодической составляющей, % Продолжение табл. 7.13 7. Справочные данные электрооборудования 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 ВР3-10-40/3150 У2 ВРС-10-20/630 У2 ВРС-10-20/1000 У2 ВРС-10-20/1250 У2 ВРС-10-20/1600 У2 ВРС-10-31,5/630 У2 ВРС-10-31,5/1000 У2 ВРС-10-31,5/1250 У2 ВРС-10-31,5/1600 У2 ВРС-10-31,5/2000 У2 ВРС-10-31,5/2500 У2 ВРС-10-31,5/3150 У2 ВРС-10-31,5/4000 У2* ВРС-10-40/630 У2 ВРС-10-40/1000 У2 ВРС-10-40/1600 У2 ВРС-10-40/2000 У2 ВРС-10-40/2500 У2 ВРС-10-40/3150 У2 ВРС-10-40/4000 У2* BB/TEL-10-12,5/630 BB/TEL-10-20/630 BB/TEL-10-20/1000 BB/TEL-10-20/1600 1600 1000 630 630 4000 3150 2500 2000 1600 1000 630 4000 3150 2500 2000 1600 1250 1000 630 1600 1250 1000 630 3150 20 20 20 12,5 40 40 40 40 40 40 40 31,5 31,5 31,5 31,5 31,5 31,5 31,5 31,5 20 20 20 20 40 20 20 20 12,5 40 40 40 40 40 40 40 31,5 31,5 31,5 31,5 31,5 31,5 31,5 31,5 20 20 20 20 40 51 51 51 32 102 102 102 102 102 102 102 80 80 80 80 80 80 80 80 52 52 52 52 102 20 20 20 12,5 40 40 40 40 40 40 40 31,5 31,5 31,5 31,5 31,5 31,5 31,5 31,5 20 20 20 20 40 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 0,015 0,015 0,015 0,015 0,035—0,055 0,035—0,055 0,035—0,055 0,035—0,055 0,035—0,055 0,035—0,055 0,035—0,055 0,035—0,055 0,035—0,055 0,035—0,055 0,035—0,055 0,035—0,055 0,035—0,055 0,035—0,055 0,035—0,055 0,035—0,055 0,035—0,055 0,035—0,055 0,035—0,055 0,035—0,055 0,025 0,025 0,025 0,025 0,065 0,065 0,065 0,065 0,065 0,065 0,065 0,065 0,065 0,065 0,065 0,065 0,065 0,065 0,065 0,065 0,065 0,065 0,065 0,07 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 35 35 35 35 35 35 35 35 40 40 40 40 35 7.3. Коммутационные электрические аппараты 69 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 BB/TEL-10-31,5/1250 BB/TEL-10-31,5/1600 BB/TEL-10-31,5/2000 BB/TEL-10-31,5/2000Q ВВТ-10-20/630 УХЛ2 ВВТ-10-20/1000 УХЛ2 ВБ(М,П)-10-20/630 УХЛ2 ВБ(М,П)-10-20/1000 УХЛ2 ВБ(М,П)-10-20/1250 УХЛ2 ВБ(М,П)-10-20/1600 УХЛ2 ВБ(М,П)-10-31,5/630 УХЛ2 ВБ(М,П)-10-31,5/1000 УХЛ2 ВБ(М,П)-10-31,5/1250 УХЛ2 ВБ(М,П)-10-31,5/1600 УХЛ2 ВБЭМ-10-12,5/630 УХЛ2 ВБЭМ-10-12,5/800 УХЛ2 ВБЭМ-10-12,5/1000 УХЛ2 Номинальное напряжение, кВ BB/TEL-10-31,5/1000 Тип выключателя Номинальный ток, А 1000 800 630 1600 1250 1000 630 1600 1250 1000 630 1000 630 2000 2000 1600 1250 1000 Номинальный ток отключения, кА 12,5 12,5 12,5 31,5 31,5 31,5 31,5 20 20 20 20 20 20 31,5 31,5 31,5 31,5 31,5 12,5 12,5 12,5 31,5 31,5 31,5 31,5 20 20 20 20 20 20 31,5 31,5 31,5 31,5 31,5 начальное действующее значение периодической составляющей 51 51 51 51 51 51 51 51 51 51 51 51 51 80 80 80 80 80 Ток термической стойкости, кА 12,5 12,5 12,5 31,5 31,5 31,5 31,5 20 20 20 20 20 20 31,5 31,5 31,5 31,5 31,5 Допустимое время воздействия тока термической стойкости, с 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 Время отключения выключателя, с 0,04 0,04 0,04 0,04 0,04 0,04 0,04 0,04 0,04 0,04 0,04 0,03 0,03 0,008 0,015 0,015 0,015 0,015 собственное Предельный сквозной ток, кА 0,06 0,06 0,06 0,06 0,06 0,06 0,06 0,06 0,06 0,06 0,06 0,05 0,05 0,018 0,025 0,025 0,025 0,025 полное 70 амплитудное значение 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 — — 40 40 40 40 40 Процентное содержание апериодической составляющей, % Продолжение табл. 7.13 7. Справочные данные электрооборудования 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 ВБЭМ-10-20/630 УХЛ2 ВБЭМ-10-20/800 УХЛ2 ВБЭМ-10-20/1000 УХЛ2 ВБЭ-10-20/630 УХЛ2 ВБЭ-10-20/1000 УХЛ2 ВБЭ-10-20/1600 УХЛ2 ВБЭ-10-31,5/630 УХЛ2 ВБЭ-10-31,5/1000 УХЛ2 ВБЭ-10-31,5/1600 УХЛ2 ВБЭ-10-31,5/2000 УХЛ2 ВБЭ-10-31,5/2500 УХЛ2 ВБЭ-10-31,5/3150 УХЛ2 ВБЭ-10-31,5/4000 УХЛ2 ВБЭ-10-40/630 УХЛ2 ВБЭ-10-40/1000 УХЛ2 ВБЭ-10-40/1600 УХЛ2 ВБЭ-10-40/2000 УХЛ2 ВБЭ-10-40/2500 УХЛ2 ВБЭ-10-40/3150 УХЛ2 ВБЭП-10-31,5/630 УХЛ2 ВБЭП-10-31,5/1000 УХЛ2 ВБЭП-10-31,5/1600 УХЛ2 ВБЭП-10-31,5/2000 УХЛ2 ВБЭП-10-31,5/2500 УХЛ2 2500 2000 1600 1000 630 3150 2500 2000 1600 1000 630 4000 3150 2500 2000 1600 1000 630 1600 1000 630 1000 800 630 31,5 31,5 31,5 31,5 31,5 40 40 40 40 40 40 31,5 31,5 31,5 31,5 31,5 31,5 31,5 20 20 20 20 20 20 31,5 31,5 31,5 31,5 31,5 40 40 40 40 40 40 31,5 31,5 31,5 31,5 31,5 31,5 31,5 20 20 20 20 20 20 81 81 81 81 81 102 102 102 102 102 102 81 81 81 81 81 81 81 51 51 51 51 51 51 31,5 31,5 31,5 31,5 31,5 40 40 40 40 40 40 31,5 31,5 31,5 31,5 31,5 31,5 31,5 20 20 20 20 20 20 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 0,04 0,04 0,04 0,04 0,04 0,04 0,04 0,04 0,04 0,04 0,04 0,04 0,04 0,04 0,04 0,04 0,04 0,04 0,04 0,04 0,04 0,04 0,04 0,04 0,06 0,06 0,06 0,06 0,06 0,06 0,06 0,06 0,06 0,06 0,06 0,06 0,06 0,06 0,06 0,06 0,06 0,06 0,06 0,06 0,06 0,06 0,06 0,06 35 35 35 35 35 35 35 35 35 35 35 35 35 35 35 35 35 35 50 50 50 30 30 30 7.3. Коммутационные электрические аппараты 71 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 11 ВБЭП-10-31,5/4000 УХЛ2 ВБЭП-10-40/630 УХЛ2 ВБЭП-10-40/1000 УХЛ2 ВБЭП-10-40/1600 УХЛ2 ВБЭП-10-40/2000 УХЛ2 ВБЭП-10-40/2500 УХЛ2 ВБЭП-10-40/3150 УХЛ2 ВВЭ-М-10-20/630 У3 ВВЭ-М-10-20/1000 У3 ВВЭ-М-10-20/1600 У3 ВВЭ-М-10-31,5/630 У3 ВВЭ-М-10-31,5/1000 У3 ВВЭ-М-10-31,5/1600 У3 ВВЭ-М-10-31,5/2000 У3 ВВЭ-М-10-31,5/2500 У3 ВВЭ-М-10-31,5/3150 У3 ВВЭ-М-10-40/2000 У3 Номинальное напряжение, кВ ВБЭП-10-31,5/3150 УХЛ2 Тип выключателя Номинальный ток, А 2000 3150 2500 2000 1600 1000 630 1600 1000 630 3150 2500 2000 1600 1000 630 4000 3150 Номинальный ток отключения, кА 40 31,5 31,5 31,5 31,5 31,5 31,5 20 20 20 40 40 40 40 40 40 31,5 31,5 40 31,5 31,5 31,5 31,5 31,5 31,5 20 20 20 40 40 40 40 40 40 31,5 31,5 начальное действующее значение периодической составляющей 128 81 81 81 81 81 81 51 51 51 102 102 102 102 102 102 81 81 Ток термической стойкости, кА 40 31,5 31,5 31,5 31,5 31,5 31,5 20 20 20 40 40 40 40 40 40 31,5 31,5 Допустимое время воздействия тока термической стойкости, с 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 Время отключения выключателя, с 0,05 0,05 0,05 0,05 0,04 0,04 0,04 0,04 0,04 0,04 0,04 0,04 0,04 0,04 0,04 0,04 0,04 0,04 собственное Предельный сквозной ток, кА 0,03 0,03 0,03 0,03 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,06 0,06 0,06 0,06 0,06 0,06 0,06 0,06 полное 72 амплитудное значение — — — — — — — — — — 35 35 35 35 35 35 35 35 Процентное содержание апериодической составляющей, % Продолжение табл. 7.13 7. Справочные данные электрооборудования 11 11 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 ВВЭ-М-10-40/2500 У3 ВВЭ-М-10-40/3150 У3 Эволис-10-25/630-У3 Эволис-10-25/1250-У3 Эволис-10-25/1600-У3 Эволис-10-25/2500-У3 Эволис-10-31,5/630-У3 Эволис-10-31,5/1250-У3 Эволис-10-31,5/1600-У3 Эволис-10-31,5/2500-У3 Эволис-10-40/1250-У3 Эволис-10-40/1600-У3 Эволис-10-40/2500-У3 ВБ(М,П)-20-25/630 У2 ВБ(М,П)-20-25/1000 У2 ВБ(М,П)-20-25/1250 У2 ВБ(М,П)-20-25/1600 У2 Эволис-20-12,5/1600-У3 Эволис-20-12,5/2500-У3 Эволис-20-16/630-У3 Эволис-20-16/1250-У3 Эволис-20-16/2000-У3 Эволис-20-16/2500-У3 Эволис-20-20/630-У3 Эволис-20-20/1250-У3 1250 630 2500 2000 1250 630 1250 630 1600 1250 1000 630 2500 1600 1250 2500 1600 1250 630 2500 1600 1250 630 3150 2500 20 20 16 16 16 16 12,5 12,5 25 25 25 25 40 40 40 31,5 31,5 31,5 31,5 25 25 25 25 40 40 20 20 16 16 16 16 12,5 12,5 25 25 25 25 40 40 40 31,5 31,5 31,5 31,5 25 25 25 25 40 40 50 50 40 40 40 40 31 31 63 63 63 63 102 102 102 80 80 80 80 64 64 64 64 128 128 20 20 16 16 16 16 12,5 12,5 25 25 25 25 40 40 40 31,5 31,5 31,5 31,5 25 25 25 25 40 40 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 < 0,05 < 0,05 < 0,05 < 0,05 < 0,05 < 0,05 < 0,05 < 0,05 0,04 0,04 0,04 0,04 < 0,05 3 3 < 0,05 < 0,05 < 0,05 < 0,05 < 0,05 < 0,05 < 0,05 < 0,05 < 0,05 < 0,05 0,05 0,05 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 < 0,06 < 0,06 < 0,06 < 0,06 < 0,06 < 0,06 < 0,06 < 0,06 0,06 0,06 0,06 0,06 < 0,06 < 0,06 < 0,06 < 0,06 < 0,06 < 0,06 < 0,06 < 0,06 < 0,06 < 0,06 < 0,06 0,03 0,03 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 — — 7.3. Коммутационные электрические аппараты 73 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 27,5 27,5 27,5 27,5 35 35 35 35 Эволис-20-20/2500-У3 Эволис-20-25/630-У3 Эволис-20-25/1250-У3 Эволис-20-25/2000-У3 Эволис-20-25/2500-У3 Эволис-20-31,5/630-У3 Эволис-20-31,5/1250-У3 Эволис-20-31,5/2000-У3 Эволис-20-31,5/2500-У3 ВР27НС-27,5-25/1600 У1 ВР27НС-27,5-25/1600 УХЛ1 ВР27НС-27,5-25/2000 У1 ВР27НС-27,5-25/2000 УХЛ1 ВР35-35-20/630 У2 ВР35-35-20/1000 У2 ВР35-35-20/1250 У2 ВР35-35-20/1600 У2 Номинальное напряжение, кВ Эволис-20-20/2000-У3 Тип выключателя Номинальный ток, А 1600 1250 1000 630 2000 2000 1600 1600 2500 2000 1250 630 2500 2000 1250 630 2500 2000 Номинальный ток отключения, кА 20 20 20 20 25 25 25 25 31,5 31,5 31,5 31,5 25 25 25 25 20 20 20 20 20 20 25 25 25 25 31,5 31,5 31,5 31,5 25 25 25 25 20 20 начальное действующее значение периодической составляющей 52 52 52 52 64 64 64 64 80 80 80 80 64 64 64 64 50 50 Ток термической стойкости, кА 20 20 20 20 25 25 25 25 31,5 31,5 31,5 31,5 25 25 25 25 20 20 Допустимое время воздействия тока термической стойкости, с 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 Время отключения выключателя, с 0,035—0,05 0,035—0,05 0,035—0,05 0,035—0,05 0,03—0,055 0,03—0,055 0,03—0,055 0,03—0,055 < 0,05 < 0,05 < 0,05 < 0,05 < 0,05 < 0,05 < 0,05 < 0,05 < 0,05 < 0,05 собственное Предельный сквозной ток, кА 0,065 0,065 0,065 0,065 0,07 0,07 0,07 0,07 < 0,06 < 0,06 < 0,06 < 0,06 < 0,06 < 0,06 < 0,06 < 0,06 < 0,06 < 0,06 полное 74 амплитудное значение 40 40 40 40 40 40 40 40 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 Процентное содержание апериодической составляющей, % Окончание табл. 7.13 7. Справочные данные электрооборудования 1600 630 35 35 35 35 35 35 35 35 35 35 35 35 35 35 35 35 35 110 110 110 110 ВР35НС-35-20/1600 УХЛ1 ВР35НС-35-20/2000 У1 ВР35НС-35-20/2000 УХЛ1 ВР35НСМ-35-20/1600 У1 ВР35НСМ-35-20/1600 УХЛ1 ВР35НСМ-35-20/2000 У1 ВР35НСМ-35-20/2000 УХЛ1 ВР35НТ-35-25/1600 УХЛ1 ВБНК-35-25/1600 УХЛ1 ВБЦ-35-20/1600 У3 ВБ(Э,П)С-35-25/630-УХЛ1,2 ВБ(Э,П)С-35-25/1250-УХЛ1,2 ВБ(Э,П)С-35-25/1600-УХЛ1,2 ВБ(Э,П)С-35-31,5/630-УХЛ1 ВБ(Э,П)С-35-31,5/1250-УХЛ1 ВБ(Э,П)С-35-31,5/1600-УХЛ1,2 ВБ(П)С-35-31,5/2000-УХЛ1 ВРС-110 III-31,5/2500 УХЛ1 ВРС-110 III-40/3150 УХЛ1 ВБП-110-31,5/2000-УХЛ1 ВБО-110-31,5/2000-УХЛ1 31,5 31,5 40 31,5 31,5 31,5 31,5 31,5 25 25 25 20 25 25 20 20 20 20 20 20 20 20 20 31,5 31,5 40 31,5 31,5 31,5 31,5 31,5 25 25 25 20 25 25 20 20 20 20 20 20 20 20 20 80,3 80,3 102 81 81 81 81 81 64 64 64 80 64 64 52 52 52 52 52 52 52 52 52 31,5 31,5 40 31,5 31,5 31,5 31,5 31,5 25 25 25 20 25 25 20 20 20 20 20 20 20 20 20 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 * При принудительном охлаждении, включаемом при превышении номинального тока 3150 А. 2000 2000 3150 2500 2000 1600 1250 1250 630 1600 1600 1600 2000 2000 1600 1600 2000 2000 1600 1600 35 ВР35НС-35-20/1600 У1 2000 35 ВР35-35-20/2000 У2 0,05 0,05 0,032 0,032 0,045 0,045 0,045 0,045 0,045 0,045 0,045 0,06 0,03 0,06 0,055 0,055 0,055 0,055 0,035—0,05 0,035—0,05 0,035—0,05 0,035—0,05 0,035—0,05 0,075 0,075 0,047 0,047 0,06 0,06 0,06 0,06 0,06 0,06 0,06 0,085 0,07 0,08 0,07 0,07 0,07 0,07 0,065 0,065 0,065 0,065 0,065 30 30 40 40 34 34 34 34 34 34 34 30 30 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 7.3. Коммутационные электрические аппараты 75 76 Т а б л и ц а 7.14 полное Процентное содержание апериодической составляющей собственное Ток термической стойкости, кА амплитудное значение начальное действующее значение периодической составляющей Номинальный ток отключения, кА Время отключения выключателя, с ВГТ-35-50/3150 У1 (ХЛ1) 35 3150 50 50 127,5 50 3 0,035 0,055 40 ВГТ3-35-50/3150 У1 (ХЛ1) 35 3150 50 50 127,5 50 3 0,035 0,055 40 ВГТ-110-40/2500 У1 (ХЛ1) 110 2500 40 40 102 40 3 0,035 0,055 40 ВГТ3-110-40/2500 У1 (ХЛ1) 110 2500 40 40 102 40 3 0,035 0,055 40 ВГТ-110-40/3150 У1 (ХЛ1) 110 3150 40 40 102 40 3 0,035 0,055 40 ВГТ3-110-40/3150 У1 (ХЛ1) 110 3150 40 40 102 40 3 0,035 0,055 40 ВГК-220-31,5/3150 У1 220 3150 31,5 31,5 102 40 2 0,025 0,05 — ВГТ-220-40/2500 У1 (ХЛ1) 220 2500 40 40 102 40 3 0,035 0,055 40 ВГТ3-220-40/2500 У1 (ХЛ1) 220 2500 40 40 102 40 3 0,035 0,055 40 ВГТ-220-40/3150 У1 (ХЛ1) 220 3150 40 40 102 40 3 0,035 0,055 40 ВГТ3-220-40/3150 У1 (ХЛ1) 220 3150 40 40 102 40 3 0,035 0,055 40 ВГТ-1А1-220-40/3150 У1 (ХЛ1) 220 3150 40 40 102 40 3 0,02 0,05 40 ВГГ-330-40/3150 У1 330 3150 40 40 102 40 3 0,025 0,05 47 ВГТ-330-40/4000 У1 (ХЛ1) 330 4000 40 40 100 40 3 0,02 0,05 47 Элегазовые выключатели колонковые 7. Справочные данные электрооборудования Номинальный ток, А Тип выключателя Номинальное напряжение, кВ Предельный сквозной ток, кА Допустимое время воздействия тока термической стойкости, с Элегазовые выключатели напряжением 35—750 кВ 500 3150 40 40 102 40 3 0,025 0,05 47 ВГТ-500-40/4000 У1 (ХЛ1) 500 4000 40 40 100 40 3 0,02 0,05 47 ВГГ-750-40/3150 У1 750 3150 40 40 102 40 3 0,025 0,05 47 ВГГ-750-40/4000 У1 750 4000 40 40 100 40 3 0,02 0,05 47 ВГГ-750-50/4000 У1 750 4000 50 50 125 50 3 0,02 0,05 47 ВГУГ-220-50/3150 У1 220 3150 50 50 127 50 2 0,025 0,05 — ВГУГ-330-40/3150 У1 330 3150 40 40 102 40 2 0,025 0,05 — ВГУГ-500-40/3150 У1 500 3150 40 40 102 40 2 0,025 0,05 — Элегазовые выключатели баковые ВГБ-35-12,5/630 УХЛ1 35 630 12,5 12,5 35 12,5 3 0,04 0,06 32 ВГБ-35-12,5/1000 УХЛ1 35 1000 12,5 12,5 35 12,5 3 0,04 0,06 32 ВЭБ-110-40/2500 УХЛ1 110 2500 40 40 102 40 3 0,035 0,055 40 ВЭБ-110-40/3150 УХЛ1 110 3150 40 40 102 40 3 0,035 0,055 40 ВЭБ-110-50/2500 УХЛ1 110 2500 50 50 125 50 3 0,035 0,055 40 ВЭБ-110-50/3150 УХЛ1 110 3150 50 50 125 50 3 0,035 0,055 40 ВЭБ-220-50/2500 УХЛ1 220 2500 50 50 125 50 3 0,035 0,055 47 ВЭБ-220-50/3150 УХЛ1 220 3150 50 50 125 50 3 0,035 0,055 47 7.3. Коммутационные электрические аппараты ВГК-500-40/3150 У1 77 7. Справочные данные электрооборудования Т а б л и ц а 7.15 Выключатели нагрузки Номинальное напряжение, кВ Номинальный ток, А Номинальный ток отключения, А начальное действующее значение периодической составляющей амплитудное значение Ток термической стойкости, кА Допустимое время воздействия тока термической стойкости, с Предельный сквозной ток, кА ВНР-10/400-20зУ3 10 400 400 20 51 20 1 ВНР-10/630-20з У3 10 630 630 20 51 20 1 ВНРп-10/400-20з У3 10 400 400 20 51 20 1 ВНРп-10/630-20з У3 10 630 630 20 51 20 1 ВНРп-10/400-20зп У3 10 400 400 20 51 20 1 ВНРп-10/630-20зп У3 10 630 630 20 51 20 1 ВНА-10/400-20зУ3 10 400 400 20 51 20 1 ВНА-10/630-20з У3 10 630 630 20 51 20 1 ВНАп-10/400-20з У3 10 400 400 20 51 20 1 ВНАп-10/630-20з У3 10 630 630 20 51 20 1 ВНАп-10/400-20зп У3 10 400 400 20 51 20 1 ВНАп-10/630-20зп У3 10 630 630 20 51 20 1 Тип выключателя П р и м е ч а н и е. Ток термической стойкости выключателей нагрузки равен 20 кА, допустимое время воздействия тока термической стойкости — 1 с. 78 7.3. Коммутационные электрические аппараты Т а б л и ц а 7.16 Разъединители Номинальное напряжение, кВ Номинальный ток, А Амплитудное значение тока электродинамической стойкости, кА Номинальное действующее значение тока термической стойкости, кА Допустимое время воздействия тока термической стойкости, с РВРЗ-10/2000 У3 10 2000 80 31,5 3/1 РВРЗ-10/4000 У3 10 4000 160/125 63/50 3/1 РВРЗ-20/8000 У3 20 8000 315/250 125/100 3/1 РВРЗ-20/10000 У3 20 10000 315/250 125/100 3/1 РВПЗ-20/12500 У3 20 12500 410/250 160/100 3/1 Тип РВПЗ-24/12500 У3 24 12500 410/250 160/100 3/1 РП-27/20000 У3 27 20000 400 200 3 РДЗ-35/1000 УХЛ1 35 1000 63 25 3/1 РДЗ-35/1250 УХЛ1 35 1250 80 31,5 3/1 РДЗ-35/2000 УХЛ1 35 2000 80 31,5 3/1 РДЗ-35/3150 УХЛ1 35 3150 125 50 3/1 РДЗ-110/1250 УХЛ1 110 1250 80 31,5 3/1 РДЗ-110/1600 УХЛ1 110 1600 100 40 3/1 РДЗ-110/2000 УХЛ1 110 2000 125 50 3/1 РДЗ-110/2500 УХЛ1 110 2500 125 50 3/1 РДЗ-110/3150 УХЛ1 110 3150 125 50 3/1 РДЗ-220/1250 УХЛ1 220 1250 80 31,5 3/1 РДЗ-220/1600 УХЛ1 220 1600 100 40 3/1 РДЗ-220/2000 УХЛ1 220 2000 125 50 3/1 РДЗ-220/2500 УХЛ1 220 2500 125 50 3/1 РДЗ-220/3150 УХЛ1 220 3150 125 50 3/1 РДЗ-330/3150 УХЛ1 330 3150 160 63 3/1 РДЗ-500/3150 УХЛ1 500 3150 160 63 3/1 РНВЗ-750/4000 УХЛ1 750 4000 160 63 3/1 РТЗ-1150/4000 У1 1150 4000 100 40 3/1 РГЗ-35/1000 УХЛ1 35 1000 40 16 3/1 РГЗ-35/2000 УХЛ1 35 2000 80 31,5 3/1 РГЗ-35/3150 УХЛ1 35 3150 100 40 3/1 РГЗ-110/1000 УХЛ1 110 1000 80 31,5 3/1 РГЗ-110/2000 УХЛ1 110 2000 100 40 3/1 РГЗ-110/2000-50* УХЛ1 110 2000 125 50 3/1 79 7. Справочные данные электрооборудования Окончание табл. 7.16 Номинальное напряжение, кВ Номинальный ток, А Амплитудное значение тока электродинамической стойкости, кА Номинальное действующее значение тока термической стойкости, кА Допустимое время воздействия тока термической стойкости, с РГЗ-110/3150 УХЛ1 110 3150 125 50 3/1 РГЗ-220/1000 УХЛ1 220 1000 80 31,5 3/1 РГЗ-220/2000 УХЛ1 220 2000 100 40 3/1 РГЗ-220/2000-55* УХЛ1 220 2000 138 55 3/1 РГЗ-220/2000-63 УХЛ1 220 2000 160 63 3/1 РГЗ-220/3150 УХЛ1 220 3150 125 50 3/1 РГЗ-330/2000 УХЛ1 330 2000 100 40 3/1 РГЗ-330/2000-50* УХЛ1 330 2000 125 50 3/1 РГЗ-330/3150 УХЛ1 330 3150 125 50 3/1 РГЗ-330/2000-63* УХЛ1 330 3150 160 63 3/1 РГЗ-500/2000 УХЛ1 330 2000 100 40 3/1 РГЗ-500/3150 УХЛ1 330 3150 125 50 3/1 РГЗ-500/2000-63* УХЛ1 330 3150 160 63 3/1 Тип РПГ-330/3150 УХЛ1 330 3150 160 63 2/1 РПГ-500/3150 УХЛ1 500 3150 160 63 2/1 РПГ-750/3150 УХЛ1 750 3150 160 63 2/1 РПВ-330/3150 УХЛ1 330 3150 160 63 2/1 РПВ-500/3150 УХЛ1 500 3150 160 63 2/1 РН-110/1250 УХЛ1 110 1250 80 31,5 3/1 РН-110/2000 УХЛ1 110 2000 100 40 3/1 РН-220/1250 УХЛ1 110 1250 80 31,5 3/1 РН-220/2000 УХЛ1 110 2000 100 40 3/1 П р и м е ч а н и я: 1. В обозначении типа разъединителя: первая буква Р — разъединитель (если буква Р стоит не в начале обозначения типа — разъединитель рубящего типа); В — внутренней установки (или вертикально-поворотный, если буква В стоит третьей в обозначении типа); П — с поступательным движением главных ножей (разъединители серий РВПЗ и РП) или полупантографический (разъединители серий РПГ и РПВ); Д — двухколонковый; Г — горизонтально-поворотный (если буква Г является второй) или с горизонтальным разрывом (если буква Г является третьей); Т — телескопический; Н — наружной установки; З — с заземляющими ножами. Первое число представляет номинальное напряжение аппарата, кВ; второе число — номинальный ток, А. Последние буквы и цифры означают климатическое исполнение и категорию размещения. 2. В последнем столбце таблицы в числителе дроби указано допустимое время воздействия тока термической стойкости главных ножей, в знаменателе — то же заземляющих ножей. 80 7.3. Коммутационные электрические аппараты Т а б л и ц а 7.17 Плавкие предохранители* Номинальное напряжение, кВ Номинальный ток, А Номинальный ток отключения, кА ПКТ-101-10-2-12,5У3 10 2 12,5 ПКТ-101-10-3,2-12,5У3 10 3,2 12,5 ПКТ-101-10-5-12,5У3 10 5 12,5 ПКТ-101-10-8-12,5У3 10 8 12,5 ПКТ-101-10-10-12,5У3 10 10 12,5 ПКТ-101-10-16-12,5У3 10 16 12,5 ПКТ-101-10-20-12,5У3 10 20 12,5 ПКТ-101-10-31,5-12,5У3 10 31,5 12,5 ПКТ-101-10-2-31,5У3 10 2 31,5 ПКТ-101-10-3,2-31,5У3 10 3,2 31,5 ПКТ-101-10-5-31,5У3 10 5 31,5 ПКТ-101-10-8-31,5У3 10 8 31,5 ПКТ-101-10-10-31,5У3 10 10 31,5 ПКТ-101-10-16-31,5У3 10 16 31,5 ПКТ-101-10-20-31,5У3 10 20 31,5 ПКТ-101-10-31,5-31,5У3 10 31,5 31,5 ПКТ-101-20-2-12,5У3 20 2 12,5 ПКТ-101-20-3,2-12,5У3 20 3,2 12,5 ПКТ-101-20-5-12,5У3 20 5 12,5 ПКТ-101-20-8-12,5У3 20 8 12,5 ПКТ-101-20-10-12,5У3 20 10 12,5 ПКТ-101-35-2-8У3 35 2 8 ПКТ-101-35-3,2-8У3 35 3,2 8 ПКТ-101-35-5-8У3 35 5 8 ПКТ-101-35-8-8У3 35 8 8 ПКТ-102-10-31,5-31,5У3 10 31,5 31,5 ПКТ-102-10-40-31,5У3 10 40 31,5 ПКТ-102-10-50-12,5У3 10 50 12,5 ПКТ-102-20-16-12,5У3 20 16 12,5 ПКТ-102-20-20-12,5У3 20 20 12,5 ПКТ-102-35-10-8У3 35 10 8 Тип предохранителя 81 7. Справочные данные электрооборудования Окончание табл. 7.17 Номинальное напряжение, кВ Номинальный ток, А Номинальный ток отключения, кА ПКТ-102-35-16-8У3 35 16 8 ПКТ-102-35-20-8У3 35 20 8 ПКТ-103-10-50-31,5У3 10 50 31,5 ПКТ-103-10-80-20У3 10 80 20 ПКТ-103-10-100-12,5У3 10 100 12,5 ПКТ-103-20-31,5-12,5У3 20 31,5 12,5 ПКТ-103-20-40-12,5У3 20 40 12,5 ПКТ-103-20-50-12,5У3 20 50 12,5 ПКТ-102-35-31,5-8У3 35 31,5 8 ПКТ-102-35-40-8У3 35 40 8 ПКТ-103-10-100-31,5У3 10 100 31,5 ПКТ-103-10-160-20У3 10 160 20 ПКТ-103-10-200-12,5У3 10 200 12,5 Тип предохранителя * Предохранители плавкие кварцевые токоограничивающие серии ПКТ предназначены для защиты силовых трансформаторов, воздушных и кабельных линий, а также трансформаторов напряжения. 82 7.4. Токопроводы и силовые кабели 7.4. Токопроводы и силовые кабели Т а б л и ц а 7.18 Токопроводы комплектные пофазно-экранированные генераторного напряжения Тип токопровода Номиналь- НомиТок электро- Трёхсекундный Удельные потери ное напря- нальный динамической ток термической на фазу при номижение, кВ ток, А стойкости, кА стойкости, кА нальном токе, Вт/м ТЭНЕ-10-3150-250 УХЛ1 10 3150 250 100 155 ТЭНЕ-10-3150-128 УХЛ1 10 3150 128 100 155 ТЭНЕ-10-4000-250 УХЛ1 ТЭНЕ-10-4000-250 Т1 10 4000 250 100 258 232 ТЭНЕ-10-5000-250 УХЛ1 ТЭНЕ-10-5000-250 Т1 10 5000 250 100 345 302 ТЭНЕ-10-5500-250 УХЛ1 10 5500 250 100 378 ТЭНЕ-10-6000-250 УХЛ1 10 6000 250 100 408 ТЭНЕ-20-1600-560 УХЛ1 ТЭНЕ-20-1600-560 Т1 20 1600 560 220 39 ТЭНЕ-20-1800-560 УХЛ1 20 1800 560 220 49 ТЭНЕ-20-2000-560 УХЛ1 20 2000 560 220 61 ТЭНЕ-20-2500-560 УХЛ1 20 2500 560 220 96 ТЭНЕ-20-5000-300 УХЛ1 20 5000 300 220 331 ТЭНЕ-20-5500-300 УХЛ1 20 5500 300 120 372 ТЭНЕ-20-6300-300 УХЛ1 ТЭНЕ-20-6300-300 Т1 20 6300 300 120 397 355 ТЭНЕ-20-7200-300 УХЛ1 20 7200 300 120 524 ТЭНЕ-20-8000-300 УХЛ1 ТЭНЕ-20-8000-300 Т1 20 8000 300 120 547 404 ТЭНЕ-20-9000-300 УХЛ1 20 9000 300 120 519 ТЭНЕ-20-10000-300 УХЛ1 20 10 000 300 120 644 ТЭНЕ-20-11250-400 УХЛ1 ТЭНЕ-20-11250-400 Т1 20 11 250 400 1600 709 638 ТЭНЕ-20-12500-400 УХЛ1 ТЭНЕ-20-12500-400 Т1 20 12 500 400 160 883 671 ТЭНЕ-24-3150-750 УХЛ1 ТЭНЕ-24-3150-750 Т1 24 3150 750 300 98 106 ТЭНЕ-24-10000-560 УХЛ1 24 10 000 560 220 645 ТЭНЕ-24-15000-560 УХЛ1 24 15 000 560 220 792 ТЭНЕ-24-16000-560 УХЛ1 24 16 000 560 220 911 83 7. Справочные данные электрооборудования Окончание табл. 7.18 Тип токопровода Номиналь- НомиТок электро- Трёхсекундный Удельные потери ное напря- нальный динамической ток термической на фазу при номижение, кВ ток, А стойкости, кА стойкости, кА нальном токе, Вт/м ТЭНЕ-24-18000-560 УХЛ1 24 18 000 560 220 1160 ТЭНЕ-24-18700-560 Т1 24 18 700 560 220 860 ТЭНЕ-24-20000-560 УХЛ1 24 20 000 560 220 1230 ТЭНЕ-24-22000-560 УХЛ1 24 22 000 560 220 1460 ТЭНЕ-24-24000-560 УХЛ1 24 24 000 560 220 1480 ТЭНП-24-18700-560 Т1 24 18 700 560 220 1075 ТЭНП-24-23500-560 Т1 24 23 500 560 220 1698 ТЭНП-24-24000-560 УХЛ1 24 24 000 560 220 1854 ТЭНП-24-29500-560 Т1 24 29 500 560 220 2676 ТЭНП-24-31500-560 УХЛ1 24 31 500 560 220 3194 ТЭНП-24-33000-600 УХЛ1 24 33 000 600 240 3505 ТЭНЕ-27-30000-560 Т1 27 30 000 560 220 2312 ТЭНЕ-35-5000-300 Т1 35 5000 300 120 247 ТЭНЕ-35-5000-560 УХЛ1 35 5000 560 220 307 П р и м е ч а н и е. Обозначение типа токопровода расшифровывается так: Т — токопровод; Э — экранированный; Н — с непрерывными кожухами-экранами; Е или П — естественный или принудительный способ охлаждения. Первое число — номинальное напряжение, кВ; второе число — номинальный ток, А; третье число — ток электродинамической стойкости, кА. Буквы У, ХЛ, Т обозначают климатическое исполнение, цифра 1 — для работы на открытом воздухе. 84 7.4. Токопроводы и силовые кабели Т а б л и ц а 7.19 Токопроводы комплектные закрытые Тип токопровода Номиналь- НомиТок электро- Трёхсекундный ное напря- нальный динамической ток термической жение, кВ ток, А стойкости, кА стойкости, кА Удельные потери на фазу при номинальном токе, Вт/м ТЗК-6-1600-81 УХЛ1 6 1600 81 31,5 396 ТЗКР-6-1600-81 УХЛ1 6 1600 81 31,5 396 ТЗК-10-1600-81 УХЛ1 10 1600 81 31,5 396 ТЗКР-10-1600-81 УХЛ1 ТЗКР-10-1600-81 Т1 10 1600 81 31,5 285 208 ТЗК-6-1800-81 Т1 ТЗКР-6-1800-81 Т1 6 1800 81 31,5 347 ТЗК-6-2000-81 УХЛ1 ТЗКР-6-2000-81 Т1 6 2000 81 31,5 429 ТЗК-10-2000-128 УХЛ1 ТЗК-10-2000-128 Т1 10 2000 128 50 264 ТЗК-10-3150-128 УХЛ1 ТЗК-10-3150-128 Т1 10 3150 128 50 430 ТЗК-10-4000-170 УХЛ1 ТЗКР-10-4000-170 УХЛ1 10 4000 170 67 677 ТЗКЭП-6-2000-128 УХЛ1 ТЗКЭП-6-2000-128 Т1 6 2000 128 50 354 ТЗКЭП-6-3150-128 УХЛ1 ТЗКЭП-6-3150-128 Т1 6 3150 128 50 693 615 ТЗКЭП-6-4000-180 УХЛ1 ТЗКЭП-6-4000-180 Т1 6 4000 180 70 924 840 П р и м е ч а н и е. Обозначение типа комплектного закрытого токопровода расшифровывается так: Т — токопровод; З — закрытый; К — круглая форма оболочки (кожуха); Р или ЭП — с раздельными перегородками или пофазно-экранированный. Первое число — номинальное напряжение, кВ; второе число — номинальный ток, А; третье число — ток электродинамической стойкости, кА. Буквы У, ХЛ, Т обозначают климатическое исполнение, цифра 1 — для работы на открытом воздухе. 85 7. Справочные данные электрооборудования Т а б л и ц а 7.20 Продолжительно допустимые токи для трехжильных кабелей напряжением 6—35 кВ с изоляцией из сшитого полиэтилена при их прокладке в земле (указаны в числителе) и на воздухе (в знаменателе) Продолжительно допустимый ток, А, кабеля Сечение жилы, мм2 с медной жилой напряжением, кВ с алюминиевой жилой напряжением, кВ 6 10 20 и 35 6 10 20 и 35 35 164/179 192/196 —/— 126/138 145/151 —/— 50 192/213 207/214 207/215 148/165 156/159 161/163 70 233/263 253/263 248/264 181/204 193/196 199/204 95 279/319 300/329 300/331 216/248 233/255 233/256 120 316/336 340/374 341/376 246/285 265/291 265/292 150 352/413 384/423 384/426 275/321 300/329 300/331 185 396/417 433/479 433/481 311/368 338/374 339/375 240 457/550 500/562 500/564 358/432 392/441 392/442 300 557/630 573/635 —/— 442/495 460/501 —/— П р и м е ч а н и я: 1. Допустимые токи кабеля в режиме перегрузки при его прокладке в земле могут быть определены путем умножения значений, указанных в таблице, на коэффициент 1,17, а при прокладке на воздухе — на коэффициент 1,2. 2. Допустимые токи даны при температуре земли +15 °С и воздуха +25 °С. При других расчетных температурах земли и воздуха допустимые токи можно определить, умножая данные в таблице токи на поправочный коэффициент, значения которого указаны ниже: Условия прокладки Поправочные коэффициенты при температуре окружающей среды, °С –5 0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 В земле 1,13 1,1 1,06 1,03 1,0 0,97 0,93 0,89 0,86 0,82 0,77 0,73 На воздухе 1,21 1,18 1,14 1,11 1,07 1,04 1,0 0,96 0,92 0,88 0,83 0,78 3. Продолжительно допустимая температура нагрева жил кабелей напряжением 6—35 кВ составляет 90 °С, предельно допустимая температура нагрева жил при коротком замыкании — 250 °С, по условиям невозгораемости при коротком замыкании — 400 °С, а предельно допустимая температура нагрева медного экрана при коротком замыкании — 350 °С. Допустимая температура нагрева жил кабелей в режиме перегрузки составляет 130 °С при продолжительности перегрузки не более 8 ч в сутки (и не более 1000 ч за срок службы). 4. Продолжительно допустимые токи кабелей рассчитаны для случая, когда медные экраны заземлены с двух концов кабеля. 86 7.4. Токопроводы и силовые кабели Т а б л и ц а 7.21 Продолжительно допустимые токи для одножильных кабелей напряжением 6 и 10 кВ с изоляцией из сшитого полиэтилена при их прокладке в земле (указаны в числителе) и на воздухе (в знаменателе) Продолжительно допустимый ток, А, кабеля Сечение жилы, мм2 с медной жилой при расположении с алюминиевой жилой при расположении в плоскости треугольником в плоскости треугольником 35 221/250 193/203 172/188 147/155 50 250/290 225/240 195/225 170/185 70 310/360 275/300 240/280 210/230 95 336/448 326/387 263/349 253/300 120 380/515 370/445 298/403 288/346 150 416/574 413/503 329/452 322/392 185 466/654 466/577 371/518 364/450 240 531/762 537/677 426/607 422/531 300 590/865 604/776 477/693 476/609 400 633/959 677/891 525/787 541/710 500 697/1081 759/1025 587/900 614/822 630 762/1213 848/1166 653/1026 695/954 800 825/1349 933/1319 719/1161 780/1094 П р и м е ч а н и я: 1. См. примечания 1—4 к табл. 7.20. 2. Продолжительно допустимые токи для одножильных кабелей даны применительно к условиям: при прокладке треугольником кабели уложены вплотную, а при прокладке в плоскости расстояние между кабелями в свету равно диаметру кабеля. 3. Допустимые токи для одножильных кабелей, проложенных в земле в трубах длиной более 10 м, должны быть уменьшены путем умножения табличных данных на коэффициент 0,94, если одножильные кабели проложены в отдельных трубах, и на коэффициент 0,9, если три одножильных кабеля проложены в одной трубе. 4. Допустимые токи нескольких кабелей, проложенных в земле, включая проложенные в трубах, должны быть уменьшены путем умножения токов, указанных в таблице (перед дробной чертой) на коэффициенты, приведенные ниже: Расстояние между кабелями в свету, мм Поправочный коэффициент при числе кабельных линий, шт. 1 2 3 4 5 6 100 1 0,9 0,85 0,8 0,78 0,75 200 1 0,92 0,87 0,84 0,82 0,81 300 1 0,93 0,9 0,87 0,86 0,85 87 7. Справочные данные электрооборудования Т а б л и ц а 7.22 Продолжительно допустимые токи для одножильных кабелей напряжением 20 и 35 кВ с изоляцией из сшитого полиэтилена при их прокладке в земле (указаны в числителе) и на воздухе (в знаменателе) Номинальное сечение жилы, мм2 Продолжительно допустимый ток, А, кабеля с медной жилой при расположении с алюминиевой жилой при расположении в плоскости треугольником в плоскости треугольником 50 230/290 225/250 185/225 175/190 70 290/365 270/310 225/280 215/240 95 336/446 326/389 263/348 253/301 120 380/513 371/448 298/402 288/348 150 417/573 413/507 330/451 322/394 185 466/652 466/580 371/516 365/452 240 532/760 538/680 426/605 422/533 300 582/863 605/779 477/690 476/611 400 635/957 678/895 426/783 541/712 500 700/1081 762/1027 588/897 615/824 630 766/1213 851/1172 655/1023 699/953 800 830/1351 942/1325 722/1159 782/1096 П р и м е ч а н и я: 1. См. примечания 1—4 к табл. 7.20. 2. См. примечания 2—4 к табл. 7.21. Т а б л и ц а 7.23 Электрическое сопротивление переменному току жил кабелей, Ом/км, с изоляцией из сшитого полиэтилена Сечение жилы, мм2 Кабель с медными жилами Кабель с алюминиевыми жилами 35 0,668 1,113 50 0,494 0,822 70 0,342 0,568 95 0,247 0,411 120 0,196 0,325 150 0,159 0,265 185 0,128 0,211 240 0,098 0,161 300 0,079 0,130 400 0,063 0,102 500 0,051 0,0804 630 0,41 0,0639 800 0,032 0,0505 П р и м е ч а н и е. Сопротивления даны при температуре жил 90 °С. 88 7.4. Токопроводы и силовые кабели Т а б л и ц а 7.24 Индуктивное сопротивление трехжильных кабелей напряжением 6—35 кВ с изоляцией из сшитого полиэтилена Индуктивное сопротивление кабеля, Ом/км, напряжением, кВ Сечение жилы, мм2 6 10 35 0,103 0,109 — — 50 0,098 0,104 0,116 0,129 70 0,093 0,098 0,109 0,122 95 0,087 0,092 0,102 0,114 120 0,084 0,089 0,098 0,109 150 0,081 0,085 0,094 — 185 0,079 0,082 0,090 — 240 0,077 0,080 0,087 — 300 0,070 0,077 — — 20 35 Т а б л и ц а 7.25 Индуктивное сопротивление одножильных кабелей напряжением 6—35 кВ с изоляцией из сшитого полиэтилена Индуктивное сопротивление кабеля, Ом/км, напряжением, кВ, при прокладке Сечение жилы, мм2 6 10 20 35 треугольником в плоскости треугольником в плоскости треугольником в плоскости треугольником в плоскости 35 0,127 0,17 0,133 0,176 — — — — 50 0,121 0,163 0,126 0,168 0,134 0,177 0,144 0,187 70 0,114 0,156 0,118 0,160 0,126 0,169 0,136 0,179 95 0,106 0,149 0,111 0,153 0,118 0,161 0,128 0,170 120 0,102 0,144 0,106 0,148 0,113 0,155 0,122 0,165 150 0,098 0,139 0,101 0,143 0,108 0,150 0,117 0,159 185 0,094 0,136 0,098 0,140 0,105 0,146 0,113 0,155 240 0,091 0,133 0,094 0,136 0.100 0,142 0,109 0,151 300 0,087 0,129 0,089 0,131 0,095 0,137 0,103 0,145 400 0,085 0,127 0,086 0,128 0,092 0,134 0,099 0,141 500 0,083 0,125 0,084 0,125 0,089 0,131 0,096 0,138 630 0,081 0,122 0,082 0,124 0,087 0,129 0,093 0,135 800 0,079 0,120 0,079 0,120 0,083 0,124 0,088 0,130 П р и м е ч а н и е. Индуктивные сопротивления определены для случая, когда при прокладке кабелей треугольником они уложены вплотную, а при прокладке в плоскости расстояние между кабелями в свету равно диаметру кабеля. 89 7. Справочные данные электрооборудования Т а б л и ц а 7.26 Продолжительно допустимые токи кабелей напряжением 110 кВ с медными жилами и изоляцией из сшитого полиэтилена при их прокладке в земле и расположении фаз треугольником Продолжительно допустимый ток, А Экраны кабелей соединены и заземлены с двух сторон Сечение жилы, мм2 Одна цепь Экраны кабелей соединены по системе правильной транспозиции Две цепи Одна цепь Две цепи Кнг = 0,8 Кнг = 1 Кнг = 0,8 Кнг = 1 Кнг = 0,8 Кнг = 1 Кнг = 0,8 Кнг = 1 185 502 429 452 382 518 445 469 397 240 572 489 515 434 597 512 539 455 300 632 538 567 476 674 576 607 512 350 678 577 608 508 736 625 656 551 400 723 612 645 539 787 670 706 593 500 798 673 709 590 884 751 790 663 630 859 721 760 630 993 841 884 740 800 932 779 820 677 1146 968 1017 849 1000 1009 840 884 729 1285 1083 1137 947 1200 1081 895 944 775 1410 1183 1242 1031 1600 1175 970 1020 835 1608 1345 1410 1170 П р и м е ч а н и я: 1. Продолжительно допустимые токи для кабелей, проложенных в земле, определены при следующих условиях: кабели, расположенные треугольником, уложены встык (вплотную), а расстояние между кабелями, расположенными в горизонтальной плоскости, равно диаметру кабеля; расстояние между соседними цепями составляет 0,8 м; глубина прокладки кабеля равна 1,5 м; температура окружающей среды (земли) составляет 15 °С. При других температурах земли допустимые токи можно определить, умножая данные в таблице токи на поправочный коэффициент, значение которого указаны ниже: Поправочный коэффициент Kϑ при температуре, °С 0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 1,1 1,06 1,03 1,0 0,96 0,92 0,89 0,85 0,81 0,77 0,73 2. Допустимые токи кабеля в режиме перегрузки при его прокладке в земле могут быть рассчитаны путем умножения значений, указанных в таблице, на коэффициент 1,23. 90 7.4. Токопроводы и силовые кабели Т а б л и ц а 7.27 Продолжительно допустимые токи кабелей напряжением 110 кВ с алюминиевыми жилами и изоляцией из сшитого полиэтилена при их прокладке в земле и расположении фаз треугольником Продолжительно допустимый ток, А Сечение жилы, мм2 Экраны кабелей соединены и заземлены с двух сторон Одна цепь Две цепи Экраны кабелей соединены по системе правильной трапеции Одна цепь Две цепи Кнг = 0,8 Кнг = 1 Кнг = 0,8 Кнг = 1 Кнг = 0,8 Кнг = 1 Кнг = 0,8 Кнг = 1 185 396 340 358 303 404 347 366 310 240 455 389 409 345 467 400 421 356 300 507 432 455 383 528 452 475 401 350 545 462 490 408 560 485 515 435 400 587 497 524 439 619 527 555 467 500 654 553 583 486 699 594 625 524 630 719 605 637 530 792 671 705 591 800 787 659 694 575 904 764 803 670 1000 864 722 759 628 1020 860 902 752 1200 938 779 820 675 1127 946 994 825 1600 1041 863 905 744 1308 1094 1147 950 П р и м е ч а н и е: см. примечания к табл. 7.26. Т а б л и ц а 7.28 Продолжительно допустимые токи кабелей напряжением 110 кВ с медными жилами и изоляцией из сшитого полиэтилена при их прокладке в земле и расположении фаз в горизонтальной плоскости Продолжительно допустимый ток, А Сечение жилы, мм2 Экраны кабелей соединены и заземлены с двух сторон Одна цепь Две цепи Экраны кабелей соединены по системе правильной трапеции Одна цепь Две цепи Кнг = 0,8 Кнг = 1 Кнг = 0,8 Кнг = 1 Кнг = 0,8 Кнг = 1 Кнг = 0,8 Кнг = 1 185 480 407 427 357 539 463 483 409 240 537 453 475 396 622 533 556 470 300 581 488 511 425 704 602 627 529 350 615 515 540 448 767 653 682 573 400 644 538 564 466 824 701 731 614 500 693 576 604 497 927 787 821 687 91 7. Справочные данные электрооборудования Окончание табл. 7.28 Продолжительно допустимый ток, А Сечение жилы, мм2 Экраны кабелей соединены и заземлены с двух сторон Одна цепь Две цепи Экраны кабелей соединены по системе правильной трапеции Одна цепь Две цепи Кнг = 0,8 Кнг = 1 Кнг = 0,8 Кнг = 1 Кнг = 0,8 Кнг = 1 Кнг = 0,8 Кнг = 1 630 737 610 639 524 1045 885 922 770 800 785 648 677 554 1176 993 1033 861 1000 841 691 721 588 1368 1153 1197 996 1200 879 720 751 611 1510 1267 1315 1091 1600 931 760 970 641 1749 1463 1515 1254 П р и м е ч а н и е: см. примечания к табл. 7.26. Т а б л и ц а 7.29 Продолжительно допустимые токи кабелей напряжением 110 кВ с алюминиевыми жилами и изоляцией из сшитого полиэтилена при их прокладке в земле и расположении фаз в горизонтальной плоскости Продолжительно допустимый ток, А Сечение жилы, мм2 Экраны кабелей соединены и заземлены с двух сторон Одна цепь Две цепи Одна цепь Две цепи Кнг = 0,8 Кнг = 1 Кнг = 0,8 Кнг = 1 Кнг = 0,8 Кнг = 1 Кнг = 0,8 Кнг = 1 185 391 333 348 293 421 361 377 319 240 442 375 392 328 486 417 435 367 300 486 410 429 358 551 470 491 414 350 520 438 457 372 602 513 535 451 400 549 460 482 400 647 551 574 482 500 599 501 524 433 732 621 647 542 630 649 540 564 465 830 703 732 612 800 703 583 608 500 943 797 828 691 1000 758 626 652 534 1078 908 943 785 1200 802 659 687 561 1195 1003 1041 864 1600 865 708 736 598 1400 1171 1211 1003 П р и м е ч а н и е: см. примечания к табл. 7.26. 92 Экраны кабелей соединены по системе правильной трапеции 7.4. Токопроводы и силовые кабели Т а б л и ц а 7.30 Продолжительно допустимые токи кабелей напряжением 110 кВ с изоляцией из сшитого полиэтилена при их прокладке на воздухе и расположении фаз треугольником Продолжительно допустимый ток, А Сечение жилы, мм2 Экраны кабелей соединены и заземлены с двух сторон Экраны кабелей соединены по системе правильной транспозиции Медная жила Алюминиевая жила Медная жила Алюминиевая жила 185 610 491 667 520 240 698 568 780 609 300 773 637 895 700 350 830 689 983 771 400 883 739 1068 839 500 974 827 1219 961 630 1066 919 1399 1110 800 1185 1029 1651 1293 1000 1288 1135 1895 1486 1200 1378 1230 2123 1676 1600 1534 1390 2526 2013 П р и м е ч а н и я: 1. Продолжительно допустимые токи определены для кабелей, проложенных на воздухе, при условии, что температура окружающей среды (воздуха) составляет 25 °С. При других температурах воздуха допустимые токи можно найти, умножая данные в таблице токи на поправочный коэффициент, значения которого указаны ниже: Поправочный коэффициент Kϑ при температуре, °С 0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 1,18 1,14 1,13 1,08 1,05 1,00 0,96 0,91 0,86 0,81 0,76 2. Допустимые токи кабеля в режиме перегрузки при его прокладке на воздухе могут быть рассчитаны путем умножения значений, указанных в таблице, на коэффициент 1,27. 93 7. Справочные данные электрооборудования Т а б л и ц а 7.31 Продолжительно допустимые токи кабелей напряжением 110 кВ с изоляцией из сшитого полиэтилена при их прокладке на воздухе и расположении фаз в горизонтальной плоскости Продолжительно допустимый ток, А Сечение жилы, мм2 Экраны кабелей соединены и заземлены с двух сторон Экраны кабелей соединены по системе правильной транспозиции Медная жила Алюминиевая жила Медная жила Алюминиевая жила 185 597 482 667 520 240 680 555 780 609 300 747 618 895 700 350 802 668 983 771 400 846 713 1058 839 500 926 792 1219 961 630 997 870 1399 1110 800 1074 954 1651 1293 1000 1143 1035 1895 1486 1200 1200 1102 2123 1676 1600 1354 1254 2523 2016 П р и м е ч а н и е: см. примечания к табл. 7.30. Т а б л и ц а 7.32 Продолжительно допустимые токи кабелей напряжением 220 кВ с медными жилами и изоляцией из сшитого полиэтилена при их прокладке в земле и расположении фаз треугольником Продолжительно допустимый ток, А Сечение жилы, мм2 Экраны кабелей соединены и заземлены с двух сторон Одна цепь Две цепи Одна цепь Две цепи Кнг = 0,8 Кнг = 1 Кнг = 0,8 Кнг = 1 Кнг = 0,8 Кнг = 1 Кнг = 0,8 Кнг = 1 400 695 592 618 518 774 667 694 589 500 777 659 688 574 869 747 776 657 630 845 713 744 619 975 835 867 732 800 925 776 809 671 1125 960 997 839 1000 995 832 868 718 1258 1073 1111 934 1200 1067 881 923 759 1377 1170 1209 1015 1600 1154 950 993 814 1568 1329 1370 1150 П р и м е ч а н и е: см. примечания к табл. 7.26. 94 Экраны кабелей соединены по системе правильной трапеции 7.4. Токопроводы и силовые кабели Т а б л и ц а 7.33 Продолжительно допустимые токи кабелей напряжением 220 кВ с алюминиевыми жилами и изоляцией из сшитого полиэтилена при их прокладке в земле и расположении фаз треугольником Продолжительно допустимый ток, А Сечение жилы, мм2 Экраны кабелей соединены и заземлены с двух сторон Одна цепь Две цепи Экраны кабелей соединены по системе правильной трапеции Одна цепь Две цепи Кнг = 0,8 Кнг = 1 Кнг = 0,8 Кнг = 1 Кнг = 0,8 Кнг = 1 Кнг = 0,8 Кнг = 1 400 568 485 506 426 609 524 545 463 500 640 545 599 476 687 590 613 519 630 708 600 650 523 778 665 691 584 800 779 657 684 570 888 758 787 662 1000 853 717 746 621 1000 850 882 742 1200 924 771 804 665 1103 931 970 812 1600 1022 851 887 731 1280 1074 1119 934 П р и м е ч а н и е: см. примечания к табл. 7.26. Т а б л и ц а 7.34 Продолжительно допустимые токи кабелей напряжением 220 кВ с медными жилами и изоляцией из сшитого полиэтилена при их прокладке в земле и расположении фаз в горизонтальной плоскости Продолжительно допустимый ток, А Сечение жилы, мм2 Экраны кабелей соединены и заземлены с двух сторон Одна цепь Две цепи Экраны кабелей соединены по системе правильной трапеции Одна цепь Две цепи Кнг = 0,8 Кнг = 1 Кнг = 0,8 Кнг = 1 Кнг = 0,8 Кнг = 1 Кнг = 0,8 Кнг = 1 400 650 548 567 472 805 695 715 607 500 703 589 610 504 906 781 803 679 630 752 626 648 531 1022 879 902 761 800 805 669 690 567 1152 986 1011 852 1000 863 713 735 597 1344 1146 1174 987 1200 903 744 766 622 1485 1260 1291 1081 1600 956 785 805 653 1724 1456 1490 1244 П р и м е ч а н и е: см. примечания к табл. 7.26. 95 7. Справочные данные электрооборудования Т а б л и ц а 7.35 Продолжительно допустимые токи кабелей напряжением 220 кВ с алюминиевыми жилами и изоляцией из сшитого полиэтилена при их прокладке в земле и расположении фаз в горизонтальной плоскости Продолжительно допустимый ток, А Сечение жилы, мм2 Экраны кабелей соединены и заземлены с двух сторон Одна цепь Две цепи Экраны кабелей соединены по системе правильной трапеции Одна цепь Две цепи Кнг = 0,8 Кнг = 1 Кнг = 0,8 Кнг = 1 Кнг = 0,8 Кнг = 1 Кнг = 0,8 Кнг = 1 400 549 466 481 402 633 546 562 477 500 602 509 527 437 716 616 633 536 630 658 551 569 471 812 697 717 605 800 714 597 615 508 923 790 811 683 1000 770 642 661 542 1056 900 925 776 1200 816 677 698 569 1171 994 1022 854 1600 880 728 745 606 1375 1161 1191 992 П р и м е ч а н и е: см. примечания к табл. 7.26. Т а б л и ц а 7.36 Продолжительно допустимые токи кабелей напряжением 220 кВ с изоляцией из сшитого полиэтилена при их прокладке на воздухе и расположении фаз треугольником Продолжительно допустимый ток, А Сечение жилы, мм2 Экраны кабелей соединены и заземлены с двух сторон Медная жила Алюминиевая жила Медная жила Алюминиевая жила 400 887 730 1018 799 500 994 825 1159 906 630 1096 924 1329 1055 800 1227 1042 1570 1233 1000 1330 1149 1805 1421 1200 1420 1248 2033 1606 1600 1584 1410 2126 1923 П р и м е ч а н и е: см. примечания к табл. 7.30. 96 Экраны кабелей соединены по системе правильной транспозиции 7.4. Токопроводы и силовые кабели Т а б л и ц а 7.37 Продолжительно допустимые токи кабелей напряжением 220 кВ с изоляцией из сшитого полиэтилена при их прокладке на воздухе и расположении фаз в горизонтальной плоскости Продолжительно допустимый ток, А Сечение жилы, мм2 Экраны кабелей соединены и заземлены с двух сторон Экраны кабелей соединены по системе правильной транспозиции Медная жила Алюминиевая жила Медная жила Алюминиевая жила 400 841 701 1020 801 500 916 782 1150 921 630 982 860 1339 1060 800 1098 961 1517 1216 1000 1118 1020 1815 1416 1200 1170 1185 2043 1606 1600 1314 1234 2430 1940 П р и м е ч а н и е: см. примечания к табл. 7.30. Т а б л и ц а 7.38 Рекомендуемые сечения экранов кабелей напряжением 110—220 кВ с изоляцией из сшитого полиэтилена Сечение жилы, мм2 Сечение медного экрана, мм2, напряжением 110 кВ 220 кВ 185 95 — 240 95 — 300 120 — 350 120 — 400 120 120 500 120 120 630 150 150 800 185 185 1000 185 185 1200 185 185 1600 185 185 97 7. Справочные данные электрооборудования Т а б л и ц а 7.39 Односекундные токи термической стойкости кабелей с изоляцией из сшитого полиэтилена Сечение жилы, мм2 Односекундный ток термической стойкости, кА Медная жила Алюминиевая жила 25 3,6 2,4 35 5,0 3,3 50 7,15 4,7 70 10,0 6,6 95 13,6 8,9 120 17,2 11,3 150 21,5 14,2 185 26,5 17,5 240 34,3 22,7 300 42,9 28,2 400 57,2 37,6 500 71,5 47,0 630 90,1 59,2 800 114,4 75,2 1000 143,1 95,5 1200 171,1 113,4 1600 228,9 151,2 П р и м е ч а н и е. Односекундные токи термической стойкости даны при температуре жилы до начала короткого замыкания 90 °С и предельной температуре жилы при коротком замыкании 250 °С. Т а б л и ц а 7.40 Односекундные токи термической стойкости медных экранов кабелей с изоляцией из сшитого полиэтилена 98 Сечение медного экрана, мм2 Односекундный ток термической стойкости, кА 16 3,3 25 5,1 35 7,1 50 10,2 70 14,2 95 16,9 120 21,4 150 26,7 185 32,9 7.4. Токопроводы и силовые кабели Т а б л и ц а 7.41 Продолжительно допустимые токи кабелей напряжением 6 кВ с изоляцией из поливинилхлоридного пластиката Продолжительно допустимый ток, А, кабелей Сечение жилы, мм2 с алюминиевой жилой при прокладке с медной жилой при прокладке на воздухе в земле на воздухе в земле 10 50 55 65 70 16 65 70 85 92 25 85 90 110 122 35 105 110 135 147 50 125 130 165 175 70 155 160 210 215 95 190 195 255 260 120 220 220 300 295 150 250 250 335 335 185 290 285 385 380 240 345 335 460 445 99 100 7.5. Измерительные трансформаторы тока и напряжения Т а б л и ц а 7.42 ТОЛ-10-1 5 — — 10 — — А Б В Г cos ϕ = 0,8 Г cos ϕ = 1 В для защит Б Номинальная Класс вторичная точности нагрузка, вторичных ВæА, обмотобмоток ки для измерений при Число вторичных обмоток при разных КИ для измерений А Номинальный вторичный ток, А Номинальное напряжение, кВ 10 Номинальный первичный ток, А, при разных конструктивных исполнениях (КИ) Ток термической стойкости, кА (в числителе) и допустимое время, с (в знаменателе) при разных КИ Ток электродинамической стойкости, кА, при разных КИ А Б В Г А Б В Г — 0,4/1 — — 0,4/1 1,0 — — 1,0 — 0,78/1 — — 0,78/1 1,98 — — 1,98 15 1,2/1 1,2/1 3,0 3,0 20 1,56/1 1,56/1 3,98 3,98 30 30 2,5/1 3,2/1 2,5/1 6,37 8,1 6,37 40 40 3,0/1 4,3 3,0/1 7,65 10,9 7,65 50 50 — 50 8 5,0/1 12,8 20,4 12,8 75 75 — 75 20 5,85/1 14,9 51,0 14,9 80 80 — 20 6,23/1 15,8 51,0 — 100 100 100 100 10,0 20 31,5 10 25,5 51,0 81 25,5 150 150 150 150 12,5 20 31,5 12,5 31,8 51,0 81 — 200 — 200 200 20 — 31,5 20 51,0 — 81 51 300 — — 300 31,5 — — 20 81,0 — — 81 400 — — 400 31,5 — — 20 81 — — 81 600 — — 600 31,5 — — 20 81 — — 81 1; 5 2 2 3 0,2S; 3; 5; 5,0/1 0,2; 5Р; 1; 2; 10; 15; 3 5,85/1 0,5S; 10Р 2,5 25; 30; 0,5; 1; 3 50 6,23/1 — 7. Справочные данные электрооборудования Тип трансформатора тока Трансформаторы тока для электроустановок напряжением 10—500 кВ ТОЛ-10-1 ТПЛ-10 10 — — 750 40 — — 40 102 — — 102 800 — — 800 40 — — 40 102 — — 102 1000 — — 1000 40 — — 40 102 — — 102 1200 — — 1200 40 — — 40 102 — — 102 1500 — — 1500 40 — — 40 102 — — 102 2000 — — 2000 40 — — 40 102 — — 102 2500 — — 2500 40 — — 40 102 — — 102 3000 — — 3000 40 — — 40 102 — — 102 5—80 — — — — — — — — — — — 100 — — — 10/1 10/1 — — 25,5 — 25,5 — 150 — — — — — 31,8 — 31,8 — 200 — — — 20/1 20/1 — — 51 — 51 — 300 — — — 31,5/1 20/1 — — 81 — 51 — 400 — — — 20/1 — — 81 — 51 — 600 — — — 40/1 — — 102 — 102 — 750 — — — 40/1 — — 102 — 102 — 800 — — — 3; 5; 31,5/1 10; 40/1 15; 40/1 25; 30; 50 40/1 40/1 — — 102 — 102 — 1000 — — — 40/1 40/1 — — 102 — 102 — 1200 — — — 40/1 40/1 — — 102 — 102 — 1500 — — — 40/1 40/1 — — 102 — 102 — 2000 — — — 40/1 40/1 — — 102 — 102 — 3000 — — — 40/1 40/1 — — 102 — 102 — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — 1000 10 1200 1500 1; 5 2 2 3 0,2S; 3; 5; 0,2; 5Р; 1; 2; 10; 15; 3 0,5S; 10Р 2,5 25; 30; 0,5; 1; 3 50 12,5/1 12,5/1 1; 5 1; 5 2 2 3 3 — — 0,2S; 0,2; 5Р; 1; 2; — 0,5S; 10Р 2,5 0,5; 1; 3 31,5/3 31,5/3 0,2S; 3; 5; 0,2; 5Р; 1; 2; — 10; 15; 31,5/3 31,5/3 0,5S; 10Р 2,5 25; 30 0,5; 1; 3 31,5/3 31,5/3 7.5. Измерительные трансформаторы тока и напряжения 101 ТШЛ-10 10 750 10 20 Тип трансформатора тока ТШЛ-10 Номинальное напряжение, кВ ТШЛ-20 А Б 4 8000 8000 3 6000 6000 2 5000 — — — — — — 12 000 12 000 12 000 14 000 14 000 14 000 15 000 15 000 15 000 16 000 16 000 16 000 18 000 18 000 18 000 — — — 10 000 10 000 10 000 8000 6000 5000 190/3 190/3 190/3 190/3 120/3 0,2S; 3; 5; 0,2; 5Р; 1; 2; 10; 15; 120/3 0,5S; 10Р 2,5 25; 30 0,5; 1; 3 190/3 120/3 120/3 120/3 5000 — 4000 4000 4000 120/3 — — — — — — — — — — — 175/3 175/3 1; 5 — Г 3000 — 3 В 3000 3000 2 Б 6000 5000 4000 3000 1; 5 А 31,5/3 31,5/3 0,2S; 3; 5; 31,5/3 31,5/3 0,2; 5Р; 1; 2; — 10; 15; 0,5S; 10Р 2,5 25; 30 140/3 140/3 0,5; 1; 3 175/3 175/3 Г 2500 В — — — — — — — — — — — — — — — — — В — — — — — — — — — — — — — — — — — Г Ток термической стойкости, кА (в числителе) и допустимое время, с (в знаменателе) при разных КИ 31,5/3 31,5/3 Б Номинальный вторичный ток, А 2000 А Номинальная Класс вторичная точности нагрузка, вторичных ВæА, обмотобмоток ки для измерений при для измерений Число вторичных обмоток при разных КИ для защит Номинальный первичный ток, А, при разных конструктивных исполнениях (КИ) cos ϕ = 1 102 cos ϕ = 0,8 — — — — — — — — — — — — — — — — — А — — — — — — — — — — — — — — — — — Б — — — — — — — — — — — — — — — — — В — — — — — — — — — — — — — — — — Г Ток электродинамической стойкости, кА, при разных КИ Продолжение табл. 7.42 7. Справочные данные электрооборудования ТОЛ-35 ТОГФ-110 110 220 500 15— 800 15-800 1000— 1000— 1000— 1000— 2000 3000 3000 3000 1; 5 2 3 4 5 0,2S; 0,2; 0,5S; 0,5 5Р; 10Р — 3; 5; 10; 15; 20; 25; 30 — — — — — — — — — — — — — — — — 100— 200— 400 — — — 63/1 — — — 160 — — — 150— 300— 600 — — — 63/1 — — — 160 — — — 200— 400— 800 — — — 63/1 — — — 160 — — — 300— 600— 1200 — — — 63/1 — — — 160 — — — 400— 800— 1600 — — — 63/1 — — — 160 — — — 500— 1000— 2000 — — — 63/1 — — — 160 — — — 750— 1500— 3000 — — — 63/1 — — — 160 — — — 800— 1000— 1800 — — — 63/1 — — — 160 — — — 100— 200— 400 — — — 63/1 — — — 160 — — — 150— 300— 600 — 63/1 — — — 160 — — — 1; 5 1; 5 — — 5 5 — — — — — — 0,2S; 0,2; 0,5S; 0,5 0,2S; 0,2; 0,5S; 0,5 5Р; 10Р 5Р; 10Р 2 2 2—100 2—100 7.5. Измерительные трансформаторы тока и напряжения 103 ТОГФ-220 35 15— 800 ТОГФ-330 cos ϕ = 0,8 cos ϕ = 1 для защит для измерений Номинальное напряжение, кВ 330 Номинальная Класс вторичная точности нагрузка, вторичных ВæА, обмотобмоток ки для измерений при Число вторичных обмоток при разных КИ Ток термической стойкости, кА (в числителе) и допустимое время, с (в знаменателе) при разных КИ Ток электродинамической стойкости, кА, при разных КИ А Б В Г А Б В Г — 63/1 — — — 160 — — — — — 63/1 — — — 160 — — — — — 63/1 — — — 160 — — — 63/1 — — — 160 — — — — 63/1 — — — 160 — — — — — 63/1 — — — 160 — — — — — 3; 5; 63/3 10; 15; 20; 30; 50; 60; 70; 100 63/3 — — — 160 — — — — — — 160 — — — А Б В Г 200— 400— 800 — — 300— 600— 1200 — 400— 800— 1600 — 500— 1000— 2000 — — — 750— 1500— 3000 — — 800— 1000— 1800 — 200— 400— 800 — 300— 600— 1200 — 1; 5 1; 5 — — А 5 5 Б — — В — — Г — — 0,2S; 0,2; 0,5S; 0,5 0,2S; 0,2; 0,5S; 0,5 5Р; 10Р 5Р; 10Р 2 — 2—100 7. Справочные данные электрооборудования ТОГФ-220 Тип трансформатора тока 104 220 Номинальный первичный ток, А, при разных конструктивных исполнениях (КИ) Номинальный вторичный ток, А Окончание табл. 7.42 ТОГФ-330 500— 1000— 2000 — — — 200— 400— 800 — — — 300— 600— 1200 — 600— 1000— 2000 — — — 750— 1500— 3000 — — — — — 1; 5 — 5 — — 5 — — 110 50— 3000 — — — 1; 5 7 — — 220 50— 3000 — — — 1; 5 7 — — 330 100— 3000 500 100— 3000 105 ТГФ-500 ТГФ-330 ТГФМ110 1; 5 — — — — — — ТГФМ220 500 — — — 1; 5 1; 5 7 7 — — — — — 0,2S; 0,2; 0,5S; 0,5 0,2S; 0,2; 0,5S; 0,5 5Р; 10Р 5Р; 10Р — — 3; 5; 63/3 10; 15; 20; 30; 50; 60; 70; 100 63/3 — — — 160 — — — — — — 160 — — — 63/3 — — — 160 — — — 63/3 — — — 160 — — — 63/3 — — — 160 — — — 63/3 — — — 160 — — — 3; 5; 10; 15; 20; 30; 50; 60; 70; 100 — 0,2S; 0,2; 0,5S; 0,5 5Р; 10Р 2 5—50 63/3 — — — 157,5 — — — — 0,2S; 0,2; 0,5S; 0,5 5Р; 10Р 2 5—50 63/3 — — — 157,5 — — — — 0,2S; 0,2; 0,5S; 0,5 5Р; 10Р 2 5—50 63/3 — — — 157,5 — — — — 0,2S; 0,2; 0,5S; 0,5 5Р; 10Р 2 5—50 63/3 — — — 157,5 — — — 7.5. Измерительные трансформаторы тока и напряжения ТОГП-500 330 400— 800— 1600 106 10 35 ТВ-10-IV ТВ-35-I 6000/5 10 1500/5 600/5 300/5 200/5 8000/5 6000/5 5000/5 10 10 6000/5 10 Номиналь- Вариант ное напря- исполнежение, кВ ния ТВ-10-III ТВ-10-II ТВ-10-I Тип трансформатора тока 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 75 100 150 200 100 150 200 300 200 300 400 600 600 750 5 5 5 5 вторичный 8000 6000 6000 5000 6000 первичный Номинальный ток, А — — — — — — — — — — — — — — — — — — — 0,2S — — — — — — — — — — — — — — — — — — — 0,5S 30 10 10 — — — — — — — — — — — 20 30 30 30 20 0,5 — — — 20 10 — 10 — — — — — — — — — — — — 1 — — — — — 20 — 20 20 — 20 20 — — — — — — — 3 — — — — — — — — — 20 — — 20 20 — — — — — 10 Вторичная нагрузка (при cos ϕ = 0,8), ВæА, в классе точности 10/4 10/4 10/4 10/4 10/4 10/4 10/4 10/4 10/4 10/4 10/4 10/4 10/4 10/4 — — 85,4/4 85,4/4 85,4/4 допустимый ток, кА/допустимое время, с — — — — — — — — — — — — — — 28/3 28/3 — — — допустимая кратность тока /допустимое время, с Термическая стойкость 13*** 16*** 16*** 16 25 9 25 9 5 — 9 5 — — 16 10 10 10 3 Номинальная предельная кратность Т а б л и ц а 7.43 Трансформаторы тока, встраиваемые в выключатели и силовые трансформаторы напряжением 10—220 кВ 7. Справочные данные электрооборудования 35 35 ТВ-35-I ТВ-35-II 1500/5* 1200/5* 1000/5* 600/5* 300/5* 150/5* 1500/5 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 1000 1500 50 75 100 150 100 150 200 300 200 300 400 600 400 600 750 1000 600 800 1000 1200 600 750 1000 1500 — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 — — — — — — — — — — — — — — 30 30 30 — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — 40 — 40 30 — 30 — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — 40 — 40 30 20 30 20 20 10 — — 25/3 25/3 25/3 25/3 25/3 25/3 25/3 25/3 25/3 25/3 25/3 25/3 25/3 25/3 25/3 25/3 25/3 25/3 25/3 25/3 25/3 25/3 25/3 25/3 10/4 10/4 — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — 17*** 25* 33* 34 21*** 25*** 31*** 34 22 20 14 8 14 8 7 — 7 — — — — — — — 6,5*** 10*** 7.5. Измерительные трансформаторы тока и напряжения 107 108 5 5 5 5 5 5 5 150 200 300 75 150 200 300 35 5 100 ТВ-35-II-5 1 300 35 1 200 ТВ-35-II-4 1 150 300/5 300/5 300/1* 1 100 35 ТВ-35-II-3 5 600 5 600/5 5 600 200 5 400 5 5 300 200/5 35 ТВ-35-II-2 5 200 600 600/5* 35 ТВ-35-II-1 вторичный первичный 600/5 Номиналь- Вариант ное напря- исполнежение, кВ ния Тип трансформатора тока Номинальный ток, А 15 — — — 30 — — — 20 — — — — — 30 — — — — 0,2S 50 30 10 — 50 30 — — — 30 — — 30 — — — — — — 0,5S — — — — — — 20 10 — — 20 10 — 20 — 30 30 10 5 0,5 — — 30 10 — — — — — — — — — — — — — — — 1 — — — — — — — — — — — — — — — — — — — 3 — — — — — — — — — — — — — — — — — — — 10 Вторичная нагрузка (при cos ϕ = 0,8), ВæА, в классе точности 25/3 25/3 25/3 25/3 25/3 25/3 25/3 25/3 25/3 25/3 25/3 25/3 25/3 — 25/3 25/3 25/3 25/3 25/3 допустимый ток, кА/допустимое время, с — — — — — — — — — — — — — 25/3 — — — — — допустимая кратность тока /допустимое время, с Термическая стойкость — — — — — — — — — — — — — — — 34 25 45 50 Номинальная предельная кратность Продолжение табл. 7.43 7. Справочные данные электрооборудования 35 35 35 35 ТВ-35-II-5 ТВ-35-II-6 ТВ-35-II-7 ТВ-35-III 600/5 300/5 200/5* 300/5 1000/5 300/5 300/1 5 5 5 5 5 200 300 200 300 400 5 5 150 600 5 5 1000 100 5 750 5 5 600 200 5 400 5 5 300 5 5 200 150 5 150 100 5 100 5 1 300 75 1 200 5 1 150 300 1 100 — — — — — — — — — — — — — 50 40 20 10 5 — — — 20 — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — 10 — — — — 30 — — 10 — — — — — — — — — — — 1,5 — — — — — 10 5 – — — 20 10 — 20 10 — 10 — — — — — — — — — — — — — — — 5 — — — — — — — 20 — 20 20 — 20 20 — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — 20 — — 20 20 — — — — — — — — — — — — — 25/4 25/4 25/4 25/4 25/4 25/4 25/4 25/4 25/4 25/4 25/4 25/4 25/3 25/3 25/3 25/3 25/3 25/3 25/3 25/3 25/3 25/3 25/3 25/3 25/3 — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — 30 12 16 9 16 9 5 — 9 5 — — — — — — — — — — — — — — — 7.5. Измерительные трансформаторы тока и напряжения 109 110 35 35 ТВ-35-IV 1200/5 3000/1 2000/1 1200/1 1500/5 Номиналь- Вариант ное напря- исполнежение, кВ ния ТВ-35-III Тип трансформатора тока вторичный 5 5 5 5 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 5 5 5 5 первичный 600 750 1000 1500 600 800 1000 1200 1000 1200 1500 2000 1200 1500 2000 3000 600 800 1000 1200 Номинальный ток, А — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — 0,2S — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — 0,5S 30 30 30 — 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 — 30 30 30 10 0,5 — — — 30 — — — — — — — — — — — 30 — — — — 1 — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — 3 — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — 10 Вторичная нагрузка (при cos ϕ = 0,8), ВæА, в классе точности 50/4 50/4 50/4 50/4 50/4 50/4 50/4 50/4 50/4 50/4 50/4 50/4 50/4 50/4 50/4 50/4 25/4 25/4 25/4 25/4 допустимый ток, кА/допустимое время, с — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — допустимая кратность тока /допустимое время, с Термическая стойкость 41*** 36 30 25 16*** 25*** 33*** 41*** 25*** 33*** 41*** 36 41*** 36 30 25 16*** 22 20 30 Номинальная предельная кратность Продолжение табл. 7.43 7. Справочные данные электрооборудования 35 35 ТВ-35-IV ТВ-35-V 2000/5 1500/5 600/5 300/5* 3000/5 2000/5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 1000 1200 1500 2000 1200 1500 2000 3000 100 150 200 300 200 300 400 600 600 750 1000 1500 750 1000 1500 2000 — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — 40 30 30 30 30 30 30 10 10 — — — — — — — 30 30 30 30 30 30 30 30 — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — 30** — 20** — 20 — 20** — 20 — — — — — — — — 20 20 — — — — — — — — — 20 10 — 10 — — — — — — — — — — — 40/4 40/4 40/4 40/4 40/4 40/4 40/4 40/4 40/4 40/4 40/4 40/4 40/4 40/4 40/4 40/4 50/4 50/4 50/4 50/4 50/4 50/4 50/4 50/4 — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — 26*** 26*** 26 20 26*** 26*** 20 16 16 16 12 8 12 8 6 — 16*** 25*** 33*** 41*** 24*** 33*** 41*** 36 7.5. Измерительные трансформаторы тока и напряжения 111 112 35 110 ТВ-110-I 1000/5 600/5 300/5 200/5* 600/5 Номиналь- Вариант ное напря- исполнежение, кВ ния ТВ-35-VI Тип трансформатора тока вторичный 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 первичный 200 300 400 600 75 100 150 200 100 150 200 300 200 300 400 600 400 600 750 1000 Номинальный ток, А — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — 0,2S — — — — — — — — — — — — — — — — 50 30 20 — 0,5S 30 20 10 — 10 — — — — — — — — — — — — — — 15 0,5 30 40 — — 50** ** — — 25 50** — — 20 75** 30 — 30 10 15** — — — ** — — — — 30 — — 10** — 10 — — — — 10 20 20 — — — — — 3 50** 10 20 — — — — — — — — — — — — — — — 1 Вторичная нагрузка (при cos ϕ = 0,8), ВæА, в классе точности 20/3 20/3 20/3 20/3 20/3 20/3 20/3 20/3 — — — — 20/3 20/3 20/3 20/3 — — — — допустимый ток, кА/допустимое время, с — — — — — — — — — — — — — — — — 25/3 25/3 25/3 25/3 допустимая кратность тока /допустимое время, с Термическая стойкость 20*** 15 25 15 25 15 20 22 40 30 — — 22 — — — — — — — Номинальная предельная кратность Продолжение табл. 7.43 7. Справочные данные электрооборудования 110 110 110 110 ТВ-110-I ТВ-110-I-1 ТВ-110-I-2 ТВ-110-I-3 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 750 1000 1200 1500 2000 400 600 750 1000 1000 1200 1500 2000 400 500 600 750 750/5 1000/5 1200/5 1500/5 2000/5 750/5 2000/5 1000/5 5 600 600/5 5 5 5 5 5 5 500 500/5 5 1200 5 5 1000 400 5 750 400/5 1200/5 5 600 — — — — 100 50 — — 30 — — — 50 40 25 20 — — — — — — — 40 40 20 10 — — 50 50 — 50 30 10 — — — 50 50 30 20 15 — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — 30 30 20 10 — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — 50/3*** 50/3*** 50/3*** 50/3*** — — — — — — — — — — — — — — — — 20/3 20/3 20/3 20/3 — — — — 25/3 25/3 25/3 25/3 25/3 25/3 25/3 25/3 25/3 25/3 25/3 25/3 25/3 25/3 25/3 25/3 — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — 27*** 20*** 27*** 35*** 7.5. Измерительные трансформаторы тока и напряжения 113 114 110 110 ТВ-110-I-6 600/5 300/5 600/5 500/3 300/5 Номиналь- Вариант ное напря- исполнежение, кВ ния ТВ-110-I-5 Тип трансформатора тока вторичный 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 первичный 100 150 200 300 200 300 400 500 200 300 400 600 100 150 200 300 200 300 400 600 Номинальный ток, А 25 — — — — — — — 25 — — — 15 — — — — — — — 0,2S 50 30 15 — 30 10 5 — 50 30 15 — 50 30 15 — 25 10 5 — 0,5S 100 40 30 10 — — — — 100 40 30 10 75 40 30 10 — — — — 0,5 — — 40 20 — — — 5 — — 40 20 — — 40 20 — — — 5 1 — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — 3 — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — 10 Вторичная нагрузка (при cos ϕ = 0,8), ВæА, в классе точности 50/3*** 50/3*** 50/3*** 50/3*** 50/3*** 50/3*** 50/3*** 50/3*** 50/3*** 50/3*** 50/3*** 50/3*** 50/3*** 50/3*** 50/3*** 50/3*** 50/3*** 50/3*** 50/3*** 50/3*** допустимый ток, кА/допустимое время, с — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — допустимая кратность тока /допустимое время, с Термическая стойкость — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — Номинальная предельная кратность Продолжение табл. 7.43 7. Справочные данные электрооборудования ТВ-110-II 110 1000/1 2000/5 1000/5 600/5 300/5* 200/5* 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 1 1 1 1 75 100 150 200 100 150 200 300 200 300 400 600 500 600 750 1000 1000 1200 1500 2000 500 600 750 1000 — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — 50 50 — — — 60 25** 30 — — — — — — 50 50 50 50 50 50 — 15 25 — 10** 25 15 — — — 10 — — — 25 — — — — — — — — — — — — 30** — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — 20** 15 — 20 — — 20 — 20** — 15 20 20 — 50/3 50/3 50/3 50/3 50/3 50/3 50/3 50/3 50/3 50/3 50/3 50/3 50/3 50/3 50/3 50/3 50/3 50/3 50/3 50/3 50/3 50/3 50/3 50/3 — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — 50*** 37 50 50 33*** 33*** 42 50*** 50*** 37 60 80 60 40 50 34 20 20 10 5 20 10 5 — 7.5. Измерительные трансформаторы тока и напряжения 115 116 110 110 ТВ-110-III 1000/5 600/5 300/5 200/5 2000/1 Номиналь- Вариант ное напря- исполнежение, кВ ния ТВ-110-II Тип трансформатора тока вторичный 1 1 1 1 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 первичный 1000 1200 1500 2000 75 100 150 200 100 150 200 300 200 300 400 600 400 600 750 1000 Номинальный ток, А — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — 0,2S — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — 0,5S 40 40 30 — 50 — — — — — — — — — — — 50 50 50 50 0,5 — — — 30 — 40 25 — 30 — — — 10 — — — — — — — 1 — — — — — — — 20 — 20 15 — — 15 — — — — — — 3 — — — — — — — — — — — 15 — — 15 15 — — — — 10 Вторичная нагрузка (при cos ϕ = 0,8), ВæА, в классе точности — — — — — — — — — — — — — — — — 50/3 50/3 50/3 50/3 допустимый ток, кА/допустимое время, с 25/3 25/3 25/3 25/3 25/3 25/3 25/3 25/3 25/3 25/3 25/3 25/3 25/3 25/3 25/3 25/3 — — — — допустимая кратность тока /допустимое время, с Термическая стойкость 25*** 23 24 17 16 14 16 15 — 13,5 — — 20 13,5 — — 25*** 33*** 42 50*** Номинальная предельная кратность Продолжение табл. 7.43 7. Справочные данные электрооборудования 110 110 ТВ-110-III ТВ-110-IV 1500/5 1000/5 600/5 300/5 3000/5 1500/5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 500 750 1000 1500 1000 1500 2000 3000 100 150 200 300 200 300 400 600 400 600 750 1000 500 750 1000 1500 — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — 40 40 40 — 40 40 30 — 50 — — — — — — — 50 50 40 30 40 40 40 — — — — 30 — — — 30 — 40 25 — 30 — — — — — — — — — — 30 — — — — — — — — — — — 20 — 20 15 — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — 15 — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — 25/3 25/3 25/3 25/3 25/3 25/3 25/3 25/3 25/3 25/3 25/3 25/3 25/3 25/3 25/3 25/3 25/3 25/3 25/3 25/3 25/3 25/3 25/3 25/3 25*** 18 15 13 25*** 24 25*** 18 21 18 21 18 18 18 18 — 25*** 25*** 25*** 25*** 25*** 21 21 15 7.5. Измерительные трансформаторы тока и напряжения 117 118 ТВ-110-IV Тип трансформатора тока 110 1500/1 1000/1 600/1 300/1 3000/5 Номиналь- Вариант ное напря- исполнежение, кВ ния вторичный 5 5 5 5 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 первичный 1000 1500 2000 3000 100 150 200 300 200 300 400 600 400 600 750 1000 500 750 1000 1500 Номинальный ток, А — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — 0,2S — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — 0,5S 40 40 40 — 40 40 30 — 50 — — — — — — — 50 50 40 30 0,5 — — — 30 — — — 30 — 40 25 — 30 — — — — — — — 1 — — — — — — — — — — — 20 — 20 15 — — — — — 3 — — — — — — — — — — — — — — — 15 — — — — 10 Вторичная нагрузка (при cos ϕ = 0,8), ВæА, в классе точности — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — допустимый ток, кА/допустимое время, с 25/3 25/3 25/3 25/3 25/3 25/3 25/3 25/3 25/3 25/3 25/3 25/3 25/3 25/3 25/3 25/3 25/3 25/3 25/3 25/3 допустимая кратность тока /допустимое время, с Термическая стойкость 25*** 18 15 13 25*** 24 25*** 18 21 18 21 18 18 18 18 — 25*** 25*** 25*** 23 Номинальная предельная кратность Продолжение табл. 7.43 7. Справочные данные электрооборудования 110 110 110 110 220 ТВ-110-IV ТВ-110-VI ТВ-110-VIII ТВ-110-XIII ТВ-220-I 5 5 5 5 200 300 400 600 600/5 5 1 5 2000 5 1000 2000/5 5 750 2000 5 600 2000/1 5 400 1200 5 1000 1200/5 5 750 1 5 600 1200 5 400 5 5 300 600 1 3000 5 1 2000 400 1 1500 1200/1 1000/5 1000/5 600/5 3000/1 1 1000 — — — — 30 30 30 30 50 — — — 50 — — — — — — — — — — — — — — — — — — — 50 40 — — 50 40 — 10 10 10 — — — — 10 — — — — — — — — — — 30 — — — 30 — — — 50 50 40 30 — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — 50** — 40 — — — — — — — — — — — — — — — — — — — 30 20 — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — 25/3 25/3 25/3 25/3 40/3*** 40/3*** 40/3*** 40/3*** — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — 25/3 25/3 25/3 25/3 25/3 25/3 25/3 25/3 25/3 25/3 25/3 25/3 25/3 25/3 25/3 18 20 20 — — — — — — — — — — — — — — — — 25*** 25*** 25*** 23 7.5. Измерительные трансформаторы тока и напряжения 119 120 220 220 ТВ-220-I-1 5 5 5 5 5 5 1 1 1 1 1 1 1 1000 500 1000 1500 2000 400 600 750 1000 500 1000 1500 2000 300 5 750 300/5* 5 600 5 5 5 400 200 вторичный первичный 200/5* 2000/1 1000/1 2000/5 1000/5 Номиналь- Вариант ное напря- исполнежение, кВ ния ТВ-220-I Тип трансформатора тока Номинальный ток, А — — — — — — — — — — — — — — — — — — 0,2S 20 — — — — — — — — — — — — — — — — — 0,5S — 10 50 40 30 — 30 15 10 — 50 30 20 — 20 15 — — 0,5 — — — — — 20 — 40 ** — — — — — — — — — — — — — 40** — — — — — 40** — — — — — — — — — — 10 40 — — — — 50 50** — 50** — — 50 ** 30 3 25 20 10 1 Вторичная нагрузка (при cos ϕ = 0,8), ВæА, в классе точности 50/3*** 50/3*** 25/3 25/3 25/3 25/3 25/3 25/3 25/3 25/3 25/3 25/3 25/3 25/3 25/3 25/3 25/3 25/3 допустимый ток, кА/допустимое время, с — — — — — — — — — — — — — — — — — — допустимая кратность тока /допустимое время, с Термическая стойкость — — 13 16 25 19 25*** 25 22 15 12 16 25*** 13 25*** 32 18 20 Номинальная предельная кратность Окончание табл. 7.43 7. Справочные данные электрооборудования 220 3000/1 2000/5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 800 1000 1200 1000 1200 1500 2000 1200 1500 2000 3000 — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 20 — — — — — — — — — — — — 15 — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — 40/3 40/3 40/3 40/3 40/3 40/3 40/3 40/3 40/3 40/3 40/3 40/3 — — — — — — — — — — — — 17 20*** 27 33 20*** 27 33 40*** 33 40*** 50 50 * Для трансформаторов тока данного исполнения термическая стойкость указана при вторичной обмотке, замкнутой на номинальную нагрузку. ** Нагрузка, при которой гарантирована номинальная предельная кратность. *** Значение номинальной предельной кратности ограничено током термической стойкости. П р и м е ч а н и е: В обозначении типа встроенного трансформатора тока: Т – трансформатор; В – встроенный; первое число – номинальное напряжение, кВ; римская цифра – номер конструктивного исполнения; число перед дробной чертой – номинальный первичный ток, А; цифра за дробной чертой – номинальный вторичный ток, А. ТВ-220-II 1200/5 5 600 7.5. Измерительные трансформаторы тока и напряжения 121 122 Т а б л и ц а 7.44 Трансформаторы напряжения Тип трансформатора напряжения Класс напряжения, кВ первичной первой второй вторичной вторичной Номинальная мощность (с cos ϕ = 0,8), в классе точности* дополнительной вторичной 0,2 0,5 1 3 Предельная мощность, ВæА Номинальное напряжение, В, обмотки Схема и группа соединения обмоток 6 6000 6300 6600 6900 100 — — 30 50 75 200 400 1/1-0 НОЛ-10 УХЛ2 10 10 000 11 000 100 — — 50 75 150 300 630 1/1-0 НОЛ.08-6 У2 6 6000 6300 6600 6900 100 — — 30 50 75 200 400 1/1-0 НОЛ.08-10 У2 10 10 000 11 000 100 — — 50 75 150 300 630 1/1-0 НОЛ.08М-10 У2 10 10 000 100 — — 30 50 75 200 430 1/1-0 НОЛ-20 УХЛ2 20 20 000 100 — — 10 30 100 300 630 1/1/-0 НОЛ-35 УХЛ2 35 35 000 100 — — 50 150 300 600 1000 1/1/-0 НОЛ-35 III УХЛ2 35 35 000 100 — — 50 150 300 600 1000 1/1/-0 ЗНОЛ-6 УХЛ2 ЗНОЛП-6 УХЛ2 6 6000/√3 6300/√3 6600/√3 6900/√3 100/√3 — 100 или 100/3 50, 75, 100 100, 150, 200 400 1/1/1-0-0 ЗНОЛ.06-6 У3 6 6000/√3 6300/√3 6600/√3 6900/√3 100/√3 — 100 или 100/3 75 200 400 1/1/1-0-0 10, 15, 20, 25, 20, 25, 30, 50, 30 75 30 50 7. Справочные данные электрооборудования НОЛ-6 УХЛ2 6 10 10 10 15 15 20 24 27 6 6 10 10 ЗНОЛ-6 УХЛ1 ЗНОЛ-10 УХЛ2 ЗНОЛП-10 УХЛ2 ЗНОЛ.06-10 У3 ЗНОЛ-10 УХЛ1 ЗНОЛ-15 УХЛ2 ЗНОЛП-15 УХЛ2 ЗНОЛ.06-15 У3 ЗНОЛ.06-20 У3 ЗНОЛ.06-24 У3 ЗНОЛ.06-27 У3 ЗНОЛ-6-4 УХЛ2 ЗНОЛП-6-4 УХЛ2 ЗНОЛ.06.4-6 У3 ЗНОЛП.06.4-6 У3 ЗНОЛ-10-4 УХЛ2 ЗНОЛП-10-4 УХЛ2 ЗНОЛ.06.4-10 У3 ЗНОЛП.06.4-10 У3 10 000/√3 10 000/√3 6000/√3 6000/√3 27 000/√3 24 000/√3 18 000/√3 20 000/√3 13 800/√3 15 750/√3 13 800/√3 15 750/√3 10 000/√3 10 500/√3 10 000/√3 10 500/√3 11 000/√3 10 000/√3 10 500/√3 11 000/√3 6000/√3 6300/√3 6600/√3 6900/√3 100/√3 100/√3 100/√3 100/√3 100/√3 100/√3 100/√3 100/√3 100/√3 100/√3 100/√3 100/√3 100/√3 10 10 100/3 100 100/√3 100/√3 100/√3 100/3 100 100/3 100 100/3 100 50 100 или 100/3 10 10 10 10 50 50 — 50 100 или 100/3 100/√3 75 75 30 15 30 15 25 15 25 15 75 75 75 75 10, 15, 20, 25, 20, 25, 30, 50, 30 75 — 100 или 100/3 — 50 100 или 100/3 100 или 100/3 — 50 — 100 или 100/3 — 50 10, 15, 20, 25, 20, 25, 30, 50, 30 75 100 или 100/3 100 или 100/3 — 30 — 100 или 100/3 — — — — — — — — — 150 150 150 150 50, 75, 100 150 150 50, 75, 100 75 200 50 200 50 200 50 200 50 300 300 300 300 100, 150, 200 300 300 100, 150, 200 200 400 160 400 160 400 160 400 160 630 630 630 630 400 630 630 400 400 1/1/1/1-0-0-0 1/1/1/1-0-0-0 1/1/1/1-0-0-0 1/1/1/1-0-0-0 1/1/1-0-0 1/1/1-0-0 1/1/1-0-0 1/1/1-0-0 1/1/1-0-0 1/1/1-0-0 1/1/1-0-0 1/1/1-0-0 1/1/1-0-0 7.5. Измерительные трансформаторы тока и напряжения 123 124 Продолжение табл. 7.44 Номинальная мощность (с cos ϕ = 0,8), в классе точности* 0,2 0,5 1 3 Предельная мощность, ВæА 10 30 15 — — 200 50 400 160 1/1/1/1-0-0-0 150, 225, 300 — 400 Y0 / Y0 /Δ-0 150 225 600 — Y0 / Y0 /Δ-0 150 225 600 — Y0 / Y0 /Δ-0 150, 225, 300 — 400 Y0 / Y0 /Δ-0 225 450 900 — Y0 / Y0 /Δ-0 150 225 450 900 — Y0 / Y0 /Δ-0 30 45, 75, 90 — — 400 Y0 / Y0 / Y0 /Δ-0 первичной ЗНОЛ.06.4-20 У3 ЗНОЛП.06.4-20 У3 6 20 000/√3 100/√3 100/√3 100/3 100 3×ЗНОЛ-6 УХЛ2 3×ЗНОЛП-6 УХЛ2 6 6000 6300 6600 6900 100 — — 3×ЗНОЛ.06-6 У3 6 6000 6300 6600 6900 100 — — 90 3×ЗНОЛП-6 У2 6 6000 6300 6600 6900 100 — — 90 3×ЗНОЛ-10УХЛ2 3×ЗНОЛП-10УХЛ2 10 10 000 10 500 11 000 100 — — 3×ЗНОЛ.06-10 У3 10 10 000 10 500 11 000 100 — — 150 3×ЗНОЛП-10 У2 10 10 000 10 500 11 000 100 — — 3×ЗНОЛ-6-4УХЛ2 3×ЗНОЛП-6-4УХЛ2 6 6000 6300 6600 6900 100 100 Симметричный режим 3; несимметричный режим 90—100 Тип трансформатора напряжения Номинальное напряжение, В, обмотки первой второй вторичной вторичной дополнительной вторичной 30, 60, 75, 90, 90 150 30, 60, 75, 90, 90 150 Схема и группа соединения обмоток 7. Справочные данные электрооборудования Класс напряжения, кВ 6 6000 6300 6600 6900 100 100 Симметричный режим 3; несимметричный режим 90—100 30 125 — — 400 Y0 / Y0 / Y0 /Δ-0 3×ЗНОЛ-10-4УХЛ2 3×ЗНОЛП-10-4УХЛ2 10 10 000 10 500 11 000 100 100 Симметричный 30, 60, 75, 90, режим 3; 90 150 несимметричный режим 90—100 150, 225, 300 — 400 Y0 / Y0 /Δ-0 3×ЗНОЛ.06.4-10 У3 3×ЗНОЛП.4-10 У2 10 10 000 10 500 11 000 100 100 Симметричный режим 3; несимметричный режим 90—100 — — 400 Y0 / Y0 / Y0 /Δ-0 ЗНОЛ-35 III УХЛ1 35 35 000/√3 100/√3 100/3 10, 15, 30, 50 20, 25, 30 50, 100 200 600 1/1/1-0-0 ЗНОЛ-35 III УХЛ1 27 35 27 500 35 000/√3 100 100/√3 127 100/3 15 10, 15, 20 60 120 100 600 1/1/1-0-0 ЗНОЛ.4-35 III УХЛ 2 35 35 000/√3 100/√3 100/√3 100/3 10 30 — 200 400 1/1/1/1-0-0-0 НАМИ-10-УХЛ2 10 10 000 100 — 100 — 200 300 600 900 Y0 / Y0 /Δ-0 НАМИ-35-УХЛ1 35 35 000 100 — 100 — 360 500 1200 1900 Y0 / Y0 /Δ-0 НАМИ-110-УХЛ1 110 110 000/√3 100/√3 100/√3 100 200 400 600 800 1200 1/1/1/1-0-0-0 НАМИ-220-УХЛ1 220 220 000/√3 100/√3 100/√3 100 200 400 600 800 1200 1/1/1/1-0-0-0 НАМИ-330-У1 330 330 000/√3 100/√3 100/√3 100 120 250 400 600 1200 — НАМИ-500-УХЛ1 500 500 000/√3 100/√3 100/√3 100 120 250 400 600 1200 1/1/1/1-0-0-0 НКФ-66 У1 66 66 000/√3 100/√3 — 100 — 400 600 1200 — 1/1/1-0-0 НКФ-110 У1 110 110 000/√3 100/√3 — 100 — 400 600 1200 — 1/1/1-0-0 НКФ-220 У1 220 220 000/√3 100/√3 — 100 — 400 600 1200 — 1/1/1-0-0 30 75 90 7.5. Измерительные трансформаторы тока и напряжения 3×ЗНОЛ.06.4-6 У3 3×ЗНОЛП.4-6 У2 126 110 220 330 500 750 110 220 330 500 НДЕ-110-У1 НДЕ-220-У1 НДЕ-330-У1 НДЕ-500-У1 НДЕ-750-У1 ЗНГ-110 ЗНГ-220 ЗНГ-330 ЗНГ-500 500 000/√3 330 000/√3 220 000/√3 110 000/√3 750 000/√3 500 000/√3 330 000/√3 220 000/√3 110 000/√3 330 000/√3 первичной 100/√3 100/√3 100/√3 100/√3 100/√3 100/√3 100/√3 100/√3 100/√3 100/√3 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 — — — — — — — — — дополнительной вторичной — первой второй вторичной вторичной Номинальное напряжение, В, обмотки 150 150 150 150 200 200 150 120 120 — 0,2 400 400 400 400 300 300 300 200 200 400 0,5 600 600 600 600 500 500 500 400 400 600 1 3 1200 1200 1200 1200 1000 1000 800 800 800 1200 Номинальная мощность (с cos ϕ = 0,8), в классе точности* — — 2500 1600 — — — — — — Предельная мощность, ВæА 1/1/1-0-0 1/1/1-0-0 1/1/1-0-0 1/1/1-0 1/1/1-0-0 1/1/1-0-0 1/1/1-0-0 1/1/1-0-0 1/1/1-0-0 1/1/1-0-0 Схема и группа соединения обмоток * Трансформаторы изготавливаются с номинальной мощностью, соответствующей одному классу точности. П р и м е ч а н и е: В обозначении типа трансформатора напряжения: Н — трансформатор напряжения; З — заземляемый с одним заземляющим вводом обмотки высшего напряжения; О — однофазный; А — антирезонансный; К — каскадный; Л — с литой изоляцией; М — с масляным охлаждением; Ф — в фарфоровой покрышке; Г — с элегазовой изоляцией; Д — делитель; Е — емкостный; П — с предохранителем; У, ХЛ — климатическое исполнение; 1, 2 — категория размещения. 330 НКФ-330 У1 Тип трансформатора напряжения Класс напряжения, кВ Окончание табл. 7.44 7. Справочные данные электрооборудования 250 250 250 400 400 400 400 400 400 400 400 400 630 630 630 630 630 630 РТОС 10-250-1,6У РТОС 10-250-2,0У РТОС 10-250-2,5У РТОС 10-400-0,35У РТОС 10-400-0,4У РТОС 10-400-0,45У РТОС 10-400-0,56У РТОС 10-400-0,7У РТОС 10-400-1,0У РТОС 10-400-1,4У РТОС 10-400-1,6У РТОС 10-400-2,0У РТОС 10-630-0,25У РТОС 10-630-0,28У РТОС 10-630-0,35У РТОС 10-630-0,4У РТОС 10-630-0,45У РТОС 10-630-0,56У 630 250 РТОС 10-630-0,7У 250 РТОС 10-250-1,4У Номинальный ток, А РТОС 10-250-1,0У Тип реактора 0,7 0,56 0,45 0,4 0,35 0,28 0,25 2,0 1,6 1,4 1,0 0,7 0,56 0,45 0,4 0,35 2,5 2,0 1,6 1,4 1,0 Номинальное индуктивное сопротивление, Ом 6,9/7,0 5,9/6,1 5,2/5,3 4,9/5,0 4,5/4,6 3,9/4,1 3,7/3,8 7,3/6,6 6,3/5,6 5,9/5,5 4,7/4,5 3,8/3,5 3,3/3,0 2,9/2,6 2,7/2,5 2,5/2,2 4,5/4,4 4,0/3,8 3,5/3,3 3,3/3,0 2,7/2,5 Номинальные потери на фазу, кВт 19,3 23,6 28,7 31,8 34,1 40,2 40,2 7,1 8,9 10,1 13,9 19,3 23,6 25,5 25,5 25,5 5,7 7,1 8,8 10,1 13,8 В 19,7 24,3 29,7 33,0 37,2 40,2 40,2 7,2 8,9 10,2 14,1 19,7 24,3 25,5 25,5 25,5 5,8 7,2 8,9 10,2 14,1 Г 19,3 23,6 28,7 31,8 34,1 40,2 40,2 7,1 8,9 10,1 13,9 19,3 23,6 25,5 25,5 25,5 5,7 7,1 8,8 10,1 13,8 У Ток электродинамической стойкости, кА Т а б л и ц а 7.45 7,6 9,3 11,2 12,5 13,4 15,8 15,8 2,8 3,5 3,9 5,4 7,6 9,3 10 10 10 2,3 2,8 3,5 3,9 5,4 В 7,7 9,5 11,6 13,0 14,6 15,8 15,8 2,8 3,5 4,0 5,5 7,7 9,5 10 10 10 2,3 2,8 3,5 4,0 5,5 Г 7,6 9,3 11,2 12,5 13,4 15,8 15,8 2,8 3,5 3,9 5,4 7,6 9,3 10 10 10 2,3 2,8 3,5 3,9 5,4 У Трёхсекундный ток термической стойкости, кА Реакторы одинарные сухие токоограничивающие на номинальное напряжение 10 кВ 7.6. Токоограничивающие реакторы 7.6. Токоограничивающие реакторы 127 128 630 630 630 630 1000 1000 1000 1000 1000 1000 1000 1000 1000 1000 1000 1000 630 1600 1600 1600 1600 1600 РТОС 10-630-1,4У РТОС 10-630-1,6У РТОС 10-630-2,0У РТОС 10-1000-0,1У РТОС 10-1000-0,14У РТОС 10-1000-0,18У РТОС 10-1000-0,2У РТОС 10-1000-0,22У РТОС 10-1000-0,25У РТОС 10-1000-0,28У РТОС 10-1000-0,35У РТОС 10-1000-0,4У РТОС 10-1000-0,45У РТОС 10-1000-0,56У РТОС 10-1000-0,7У РТОС 10-1000-1,0У РТОС 10-1600-0,14У РТОС 10-1600-0,18У РТОС 10-1600-0,2У РТОС 10-1600-0,22У РТОС 10-1600-0,25У Номинальный ток, А РТОС 10-630-1,0У Тип реактора 0,25 0,22 0,2 0,18 0,14 1,0 0,7 0,56 0,45 0,4 0,35 0,28 0,25 0,22 0,2 0,18 0,14 0,1 2,0 1,6 1,4 1,0 Номинальное индуктивное сопротивление, Ом 11,6/10,5 10,8/9,6 10,3/8,9 9,7/8,5 8,2/7,4 15,7/14,2 12,5/11,2 10,9/9,7 9,7/8,6 9,0/7,9 8,3/7,4 7,2/6,5 6,7/6,0 6,3/5,5 5,9/5,2 5,5/5,1 4,7/4,2 3,9/3,5 13,0/13,5 11,4/11,7 10,5/10,8 8,6/8,7 Номинальные потери на фазу, кВт 48,7 49,8 52,2 56,1 66,2 14,1 19,8 24,3 29,7 33,0 37,2 45,2 49,7 48,8 52,2 56,1 63,8 63,8 7,1 8,9 9,9 13,9 В 49,8 55,4 59,9 65,2 79,0 14,1 19,8 24,3 29,7 33,0 37,2 45,2 49,8 55,4 59,9 63,8 63,8 63,8 7,2 8,9 10,2 14,1 Г 48,7 49,8 52,2 56,1 66,2 14,1 19,8 24,3 29,7 33,0 37,2 45,2 49,7 48,8 52,2 56,1 63,8 63,8 7,1 8,9 9,9 13,9 У Ток электродинамической стойкости, кА 19,1 19,5 20,5 22,0 26,0 5,5 7,7 9,5 11,6 13,0 14,6 17,7 19,1 19,5 20,5 22,0 25,0 25,0 2,8 3,5 3,9 5,4 В 19,5 21,7 23,5 25,5 31,0 5,5 7,7 9,5 11,6 13,0 14,6 17,7 19,5 21,7 23,5 25,0 25,0 25,0 2,8 3,5 4,0 5,5 Г 19,1 19,5 20,5 22,0 26,0 5,5 7,7 9,5 11,6 13,0 14,6 17,7 19,1 19,5 20,5 22,0 25,0 25,0 2,8 3,5 3,9 5,4 У Трёхсекундный ток термической стойкости, кА Продолжение табл. 7.45 7. Справочные данные электрооборудования 1600 1600 1600 1600 1600 2500 2500 2500 2500 2500 2500 2500 2500 2500 2500 3200 3200 3200 3200 3200 3200 3200 3200 3200 3200 4000 РТОС 10-1600-0,28У РТОС 10-1600-0,35У РТОС 10-1600-0,4У РТОС 10-1600-0,45У РТОС 10-1600-0,56У РТОС 10-2500-0,14У РТОС 10-2500-0,18У РТОС 10-2500-0,2У РТОС 10-2500-0,22У РТОС 10-2500-0,25У РТОС 10-2500-0,28У РТОС 10-2500-0,35У РТОС 10-2500-0,4У РТОС 10-2500-0,45У РТОС 10-2500-0,56У РТОС 10-3200-0,1У РТОС 10-3200-0,14У РТОС 10-3200-0,18У РТОС 10-3200-0,2У РТОС 10-3200-0,22У РТОС 10-3200-0,25У РТОС 10-3200-0,28У РТОС 10-3200-0,35У РТОС 10-3200-0,4У РТОС 10-3200-0,45У РТОС 10-4000-0,1У 0,1 0,45 0,4 0,35 0,28 0,25 0,22 0,2 0,18 0,14 0,1 0,56 0,45 0,4 0,35 0,28 0,25 0,22 0,2 0,18 0,14 0,56 0,45 0,4 0,35 0,28 22,0/19,7 41,4/36,6 38,9/34,5 35,9/31,5 30,9/27,7 28,9/25,6 26,5/23,6 24,7/22,3 23,1/20,9 19,7/17,7 15,9/14,2 33,5/29,4 29,0/25,3 27,1/22,9 24,7/21,5 21,4/18,5 19,9/17,4 18,5/16,0 17,3/14,9 16,2/14,1 13,8/12,1 19,1/17,2 16,6/15,0 15,4/13,9 14,1/12,6 12,5/11,2 80,7 29,7 33,0 37,2 45,2 49,8 48,7 52,0 56,1 66,2 80,7 24,3 29,7 33,0 37,2 45,2 48,7 49,8 52,2 56,1 66,2 24,3 29,7 33,0 37,2 45,2 100,7 29,7 33,0 37,2 45,2 49,8 55,4 59,59 65,2 79,1 100,7 24,3 29,7 33,0 37,2 45,2 49,8 55,4 59,9 65,2 79,0 24,3 29,7 33,0 37,2 45,2 80,7 29,7 33,0 37,2 45,2 49,8 48,7 52,0 56,1 66,2 80,7 24,3 29,7 33,0 37,2 45,2 48,7 49,8 52,2 56,1 66,2 24,3 29,7 33,0 37,2 45,2 31,6 11,6 13,0 14,6 17,7 19,5 19,1 20,5 22,0 26,0 31,6 9,5 11,6 13,0 14,6 17,7 19,1 19,5 20,5 22,0 26,0 9,5 11,6 13,0 14,6 17,7 39,5 11,6 13,0 14,6 17,7 19,5 21,7 23,5 25,5 31,0 39,5 9,5 11,6 13,0 14,6 17,7 19,5 21,7 23,5 25,5 31,0 9,5 11,6 13,0 14,6 17,7 31,6 11,6 13,0 14,6 17,7 19,5 19,1 20,5 22,0 26,0 31,6 9,5 11,6 13,0 14,6 17,7 19,1 19,5 20,5 22,0 26,0 9,5 11,6 13,0 14,6 17,7 7.6. Токоограничивающие реакторы 129 130 4000 4000 4000 4000 4000 4000 4000 4000 5000 5000 5000 5000 5000 5000 5000 РТОС 10-4000-0,18У РТОС 10-4000-0,2У РТОС 10-4000-0,22У РТОС 10-4000-0,25У РТОС 10-4000-0,28У РТОС 10-4000-0,35У РТОС 10-4000-0,4У РТОС 10-4000-0,45У РТОС 10-5000-0,1У РТОС 10-5000-0,14У РТОС 10-5000-0,18У РТОС 10-5000-0,2У РТОС 10-5000-0,25У РТОС 10-5000-0,35У РТОС 10-5000-0,4У 0,4 0,35 0,25 0,2 0,18 0,14 0,1 0,45 0,4 0,35 0,28 0,25 0,22 0,2 0,18 0,14 Номинальное индуктивное сопротивление, Ом —/59,5 —/54,5 —/44,0 —/38,1 —/35,7 —/30,6 —/24,7 57,9/52,0 53,5/48,6 49,0/44,1 42,5/38,2 39,8/35,9 36,5/33,6 34,4/31,3 32,5/29,3 27,3/25,2 Номинальные потери на фазу, кВт — — 49,8 52,0 56,1 66,2 80,7 29,7 33,0 37,2 45,2 49,8 48,7 52,0 56,1 66,2 В — — 49,8 59,9 65,2 79,1 100,7 29,7 33,0 37,2 45,2 49,8 55,4 59,59 65,2 79,1 Г — — 49,8 52,0 56,1 66,2 80,7 29,7 33,0 37,2 45,2 49,8 48,7 52,0 56,1 66,2 У Ток электродинамической стойкости, кА — — 19,5 20,5 22,0 26,0 31,6 11,6 13,0 14,6 17,7 19,5 19,1 20,5 22,0 26,0 В — — 19,5 23,5 25,2 31,0 39,5 11,6 13,0 14,6 17,7 19,5 21,7 23,5 25,5 31,0 Г — — 19,5 20,5 22,0 26,0 31,6 11,6 13,0 14,6 17,7 19,5 19,1 20,5 22,0 26,0 У Трёхсекундный ток термической стойкости, кА П р и м е ч а н и я: 1. В таблице указаны параметры однофазных реакторов. Трёхфазные реакторы имеют такие же параметры (токи электродинамической и термической стойкости реактора см. столбец В). 2. Номинальные потери на фазу: в числителе для категории размещения 1 и 2, в знаменателе — для категории размещения 3 и 4. 3. Обозначение типа однофазных реакторов расшифровывается так: Р — реактор; Т — токоограничивающий; О — однофазный; С — естественный способ охлаждения. Первое число — номинальное напряжение, кВ; второе — номинальный ток, А; третье — номинальное индуктивное сопротивление, Ом. Последующие буквы обозначают климатическое исполнение реактора, а цифры за ними — категорию размещения реактора по стандарту. 4. Обозначение типа трёхфазных реакторов расшифровывается так: Р — реактор; Т — трёхфазный; С — естественный способ охлаждения; второе Т — токоограничивающий; пятая буква — расположение фаз: Г — горизонтальное, У — ступенчатое, отсутствие буквы — вертикальное. Первое число — номинальное напряжение, кВ; второе число — номинальный ток, А; третье число — номинальное индуктивное сопротивление, Ом. Последующие буквы обозначают климатическое исполнение реактора, а цифры за ними — категорию размещения реактора по стандарту. 4000 Номинальный ток, А РТОС 10-4000-0,14У Тип реактора Окончание табл. 7.45 7. Справочные данные электрооборудования 7.6. Токоограничивающие реакторы Т а б л и ц а 7.46 Номинальный ток, А Номинальное индуктивное сопротивление, Ом Коэффициент связи Номинальные потери на фазу, кВт Ток электродинамической стойкости, кА Трёхсекундный ток термической стойкости, кА Реакторы сдвоенные сухие токоограничивающие напряжением 10 кВ РТОСС 10-2×630-0,14У 2×630 0,14 — — — — РТОСС 10-2×630-0,18У 2×630 0,18 — — — — РТОСС 10-2×630-0,2У 2×630 0,2 — — — — РТОСС 10-2×630-0,25У 2×630 0,25 — — — — РТОСС 10-2×630-0,28У 2×630 0,28 — — — — РТОСС 10-2×630-0,3У 2×630 0,3 — — — — РТОСС 10-2×630-0,35У 2×630 0,35 — — — — РТОСС 10-2×630-0,4У 2×630 0,4 — — — — РТОСС 10-2×630-0,45У 2×630 0,45 — — — — РТОСС 10-2×630-0,5У 2×630 0,5 — — — — РТОСС 10-2×630-0,56У 2×630 0,56 — — — — РТОСС 10-2×630-0,7У 2×630 0,7 — — — — РТОСС 10-2×630-1,0У 2×630 1,0 — — — — РТОСС 10-2×630-1,4У 2×630 1,4 — — — — РТОСС 10-2×630-1,6У 2×630 1,6 — — — — РТОСС 10-2×630-2,0У 2×630 2,0 — — — — РТОСС 10-2×1000-0,1У 2×1000 0,1 — — — — РТОСС 10-2×1000-0,14У 2×1000 0,14 — — — — РТОСС 10-2×1000-0,18У 2×1000 0,18 — — — — РТОСС 10-2×1000-0,2У 2×1000 0,2 — — — — РТОСС 10-2×1000-0,22У 2×1000 0,22 — — — — РТОСС 10-2×1000-0,25У 2×1000 0,25 — — — — РТОСС 10-2×1000-0,28У 2×1000 0,28 — — — — РТОСС 10-2×1000-0,3У 2×1000 0,3 — — — — РТОСС 10-2×1000-0,35У 2×1000 0,35 — — — — РТОСС 10-2×1000-0,4У 2×1000 0,4 — — — — РТОСС 10-2×1000-0,45У 2×1000 0,45 — — — — РТОСС 10-2×1000-0,5У 2×1000 0,5 — — — — Тип реактора 131 7. Справочные данные электрооборудования Номинальный ток, А Номинальное индуктивное сопротивление, Ом Коэффициент связи Номинальные потери на фазу, кВт Ток электродинамической стойкости, кА Трёхсекундный ток термической стойкости, кА Продолжение табл. 7.46 РТОСС 10-2×1000-0,56У 2×1000 0,56 — — — — РТОСС 10-2×1000-0,7У 2×1000 0,7 — — — — РТОСС 10-2×1000-1,0У 2×1000 1,0 — — — — РТОСС 10-2×1000-1,4У 2×1000 1,4 — — — — РТОСС 10-2×1600-0,1У 2×1600 0,1 — — — — РТОСС 10-2×1600-0,14У 2×1600 0,14 — — — — РТОСС 10-2×1600-0,18У 2×1600 0,18 — — — — РТОСС 10-2×1600-0,2У 2×1600 0,2 — — — — РТОСС 10-2×1600-0,22У 2×1600 0,22 — — — — РТОСС 10-2×1600-0,25У 2×1600 0,25 — — — — РТОСС 10-2×1600-0,28У 2×1600 0,28 — — — — РТОСС 10-2×1600-0,3У 2×1600 0,3 — — — — РТОСС 10-2×1600-0,35У 2×1600 0,35 — — — — РТОСС 10-2×1600-0,4У 2×1600 0,4 — — — — РТОСС 10-2×1600-0,45У 2×1600 0,45 — — — — РТОСС 10-2×1600-0,5У 2×1600 0,5 — — — — РТОСС 10-2×1600-0,56У 2×1600 0,56 — — — — РТОСС 10-2×1600-0,7У 2×1600 0,7 — — — — РТОСС 10-2×1600-1,0У 2×1600 1,0 — — — — РТОСС 10-2×2500-0,1У 2×2500 0,1 — — — — РТОСС 10-2×2500-0,14У 2×2500 0,14 0,455 27 79 31 РТОСС 10-2×2500-0,18У 2×2500 0,18 — — — — РТОСС 10-2×2500-0,2У 2×2500 0,2 — — — — РТОСС 10-2×2500-0,22У 2×2500 0,22 — — — — РТОСС 10-2×2500-0,25У 2×2500 0,25 — — — — РТОСС 10-2×2500-0,28У 2×2500 0,28 — — — — РТОСС 10-2×2500-0,3У 2×2500 0,3 — — — — РТОСС 10-2×2500-0,35У 2×2500 0,35 0,455 44 37 14,5 РТОСС 10-2×2500-0,4У 2×2500 0,4 — — — — Тип реактора 132 7.6. Токоограничивающие реакторы Номинальный ток, А Номинальное индуктивное сопротивление, Ом Коэффициент связи Номинальные потери на фазу, кВт Ток электродинамической стойкости, кА Трёхсекундный ток термической стойкости, кА Окончание табл. 7.46 РТОСС 10-2×2500-0,45У 2×2500 0,45 — — — — РТОСС 10-2×2500-0,5У 2×2500 0,5 — — — — РТОСС 10-2×2500-0,56У 2×2500 0,56 — — — — РТОСС 10-2×2500-0,7У 2×2500 0,7 — — — — РТОСС 10-2×2500-1,0У 2×2500 1,0 — — — — РТОСС 10-2×3200-0,1У 2×3200 0,1 — — — — РТОСС 10-2×3200-0,14У 2×3200 0,14 — — — — РТОСС 10-2×3200-0,18У 2×3200 0,18 — — — — РТОСС 10-2×3200-0,2У 2×3200 0,2 — — — — РТОСС 10-2×3200-0,22У 2×3200 0,22 — — — — РТОСС 10-2×3200-0,25У 2×3200 0,25 — — — — РТОСС 10-2×3200-0,28У 2×3200 0,28 — — — — РТОСС 10-2×3200-0,3У 2×3200 0,3 — — — — РТОСС 10-2×3200-0,35У 2×3200 0,35 — — — — РТОСС 10-2×3200-0,4У 2×3200 0,4 — — — — РТОСС 10-2×3200-0,45У 2×3200 0,45 — — — — РТОСС 10-2×3200-0,5У 2×3200 0,5 — — — — РТОСС 10-2×3200-0,56У 2×3200 0,56 — — — — РТОСС 10-2×5000-0,1У 2×5000 0,1 — — — — РТОСС 10-2×5000-0,14У 2×5000 0,14 — — — — РТОСС 10-2×5000-0,18У 2×5000 0,18 — — — — РТОСС 10-2×5000-0,28У 2×5000 0,28 — — — — РТОСС 10-2×5000-0,3У 2×5000 0,3 — — — — РТОСС 10-2×5000-0,35У 2×5000 0,35 — — — — РТОСС 10-2×5000-0,4У 2×5000 0,4 — — — — РТОСС 10-2×5000-0,45У 2×5000 0,45 — — — — Тип реактора 133 7. Справочные данные электрооборудования Т а б л и ц а 7.47 Номинальное напряжение, кВ Номинальный ток, А Номинальное индуктивное сопротивление, Ом Номинальные потери на три фазы, кВт Ток электродинамической стойкости, кА Ток термической стойкости, кА Время термической стойкости, с Реакторы одинарные сухие токоограничивающие напряжением 15—110 кВ 15,75 250 0,87 7,5 20,0 7,9 3 РТОС-20-2500-0,14 УЗ 20 2500 0,14 16,0 38,5 14,0 6 РТОС-20-2500-0,25 УЗ 20 2500 0,25 22,0 49,0 19,2 6 РТОС-20-2500-0,35 УЗ 20 2500 0,35 27,0 56,0 21,0 6 РТОС-20-3150-0,14 УЗ 20 3150 0,14 23,0 41,6 15,2/6 6 РТОС-20-3150-0,25 УЗ 20 3150 0,25 34,0 57,5 22,6/6 6 РТОС-20-3150-0,35 УЗ 20 3150 0,35 41,0 65,0 25,5/6 6 РТОС-20-4000-0,35 УЗ 20 4000 0,35 51,0 63,0 25,0/6 6 РТСТГ 35-630-1,0 У1 35 630 1,0 5,6 34,4 13,5 3 РТСТГ 35-630-2,0 У1 35 630 2,0 9,3 21,4 8,4 3 РТСТГ 35-1000-0,2 У1 35 1000 0,2 5,8 47,2 18,5 3 РТСТГ 35-1000-1,0 У1 35 1000 1,0 12,9 34,4 13,5 3 РТСТГ 35-1000-2,0 У1 35 1000 2,0 18,6 18,0 7,0 3 РТСТГ 35-1600-0,56 У1 35 1600 0,56 14,4 47,0 18,4 3 РТСТГ 35-1600-1,0 У1 35 1600 1,0 19,6 34,4 13,5 3 РТСТГ 35-2000-0,56 У1 35 2000 0,56 20,4 47,0 18,4 3 РТСТГ 110-500-10 У1 110 500 10,0 38,3 11,2 4,4 3 РТСТГ 110-500-30 У1 110 500 30,0 75,3 5,0 1,95 3 РТСТГ 110-800-7,4 У1 110 800 7,4 56,7 13,5 5,3 3 РТСТГ 110-800-9,5 У1 110 800 9,5 60,6 11,7 4,6 3 РТСТГ 110-1000-0,5 У1 110 1000 0,5 12,8 37,75 14,8 3 РТСТГ 110-1000-1,1 У1 110 1000 1,1 24,7 25,7 10,1 3 РТСТГ 110-1000-2,5 У1 110 1000 2,5 36,8 21,4 8,4 3 РТСТГ 110-1000-7,4 У1 110 1000 7,4 66,6 13,5 5,3 3 РТСТГ 110-1300-7,4 У1 110 1300 7,4 91,0 13,5 5,3 3 РТСТГ 110-1500-7,4 У1 110 1500 7,4 102,7 13,5 5,3 3 РТСТГ 110-2000-7,4 У1 110 2000 7,4 141,7 13,5 5,3 3 РТСТГ 110-2000-9,5 У1 110 2000 9,5 150,6 11,7 4,6 3 Тип реактора РТСТ-15-250-0,87 УЗ 134 6; 10 6; 10 6; 10 6; 10 6; 10 6; 10 6; 10 6; 10 К-128 К-105 D-12Р D-12РТ КРУ-СВЭЛ КУ-6С КУ-10С Номинальное напряжение, кВ К-125 Тип КРУ 630; 1000; 1250; 1600; 2000; 3150; 4000 630; 1000; 1250; 1600; 2000; 3150; 4000 630; 1000; 1250; 1600; 2000; 2500; 3150; 4000 630; 800; 1250;1600 630; 1000; 1250; 1600; 2000; 2500; 3150; 4000 2000; 3150; 4000 630; 1000; 1600; 2000 400; 630; 800; 1000 Номинальный ток главных цепей, А 1000; 1600; 2000; 3150; 4000 1000; 1600; 2000; 3150; 4000 1000; 1250; 1600; 2000; 2500; 3150; 4000 630; 800; 1250; 1600 630;1000; 1250; 1600; 2000; 2500; 3150; 4000 2000; 3150; 4000 1000 1600 2000 3150; 4000 1000 Номинальный ток сборных шин, А ВР ВР VD4 BB/TEL BB/TEL; VD4 ВВ; ВБ; VD4 ВБ; VD4 ВБ; BB/TEL Тип встраиваемых выключателей Т а б л и ц а 7.48 20; 31,5; 40 40 20; 25; 31,5; 40 20; 25 12,5; 20; 25; 31,5; 40; 50 31,5; 40 20; 25; 31,5; 40; 50 12,5; 20 20; 31,5; 40 40 20; 25; 31,5; 40 20; 25 20; 25; 31,5; 40; 50 31,5; 40 20; 25; 31,5; 40; 50 20 3 3 3/1 1 3 или 1 3/1 3/1 3/1 51; 81; 102 102; 128 51; 64; 81; 102 до 63 до 128 81; 128 51; 64; 81; 102; 128 51 Номинальный Ток Время Ток электродиток отключения термической термической намической выключателя, кА стойкости, кА стойкости, с стойкости, кА Комплектные распределительные устройства внутренней установки напряжением 6—35 кВ 7.7. Комплектные распределительные устройства 7.7. Комплектные распределительные устройства 135 136 6; 10 6; 10 6; 10 СЭЩ-63 СЭЩ-66 СЭЩ-70 35 35 35 D-40Р КРУ-СВЭЛ-К-3.1 КУ-35 630—3150 1250; 2500 630; 1250 630; 1250; 1600; 2500 630; 1000; 2000; 2500 630; 1250; 1600; 2000; 2500 630; 1000; 1600; 2000; 2500; 3150; 4000 630; 1000 630; 1000; 1250 630; 1000; 1600; 2000; 2500; 3150; 4000 630; 1000; 1600; 2000; 2500; 3150 Номинальный ток главных цепей, А 1000—3150 1250; 2500 630; 1250 1250; 1600; 2000; 2500 1000; 1600; 2000; 2500 1250; 2000; 2500 1000; 1600; 2000; 2500; 3150; 4000 1000 1000; 1250 1000; 1600; 2000; 2500; 3150; 4000 1000; 1600; 2000; 2500; 3150 Номинальный ток сборных шин, А ВР35 VD4 VD4 VD4 ВВУ УЭ4 ВВУ ВВУ ВВУ ВВУ ВР1; ВР2; ВРЗ Тип встраиваемых выключателей 20; 25; 31,5 25; 31,5 16; 25 16; 20; 25; 31,5 16; 20; 25 16; 20; 25 20; 31,5; 40 20 20 25; 31,5; 40 20; 31,5; 40 20; 25; 31,5 25; 31,5 25 16; 20; 25; 31,5 16; 20; 25 16; 20; 25 20; 31,5; 40 20 20 40 20; 31,5; 40 3 3/1 1 3/1 3/1 3/1 3/1 3 3 3 3 51; 81 63; 81 до 64 40; 51; 64; 81 64 40; 51; 64 51; 81; 128 51 51 128 51; 81 Номинальный Ток Время Ток электродиток отключения термической термической намической выключателя, кА стойкости, кА стойкости, с стойкости, кА П р и м е ч а н и е. Время термической стойкости: в числителе — главных цепей, в знаменателе — заземляющих ножей. 35 15; 20 К-130 СЭЩ-70 20 6; 10 СЭЩ-61М К-131 6; 10 Номинальное напряжение, кВ КУ-10Ц Тип КРУ Окончание табл. 7.48 7. Справочные данные электрооборудования РЕКОМЕНДУЕМАЯ ЛИТЕРАТУРА 1. Короткие замыкания и выбор электрооборудования: учебное пособие для вузов / И.П. Крючков, В.А. Старшинов, Ю.П. Гусев и др.; под ред. И.П. Крючкова, В.А. Старшинова. — М.: Издательский дом МЭИ, 2012. 568 с. 2. Переходные процессы в электроэнергетических системах: учебник для вузов / И.П. Крючков, В.А. Старшинов, Ю.П. Гусев, М.В. Пираторов; под ред. И.П. Крючкова. — М.: Издательский дом МЭИ, 2011. 416 с. 3. Короткие замыкания и несимметричные режимы электроустановок: учебное пособие для студентов вузов / И.П. Крючков, В.А. Старшинов, Ю.П. Гусев, М.В. Пираторов; под ред. И.П. Крючкова. — 2-е изд., стер. — М.: Издательский дом МЭИ, 2011. 472 с. 4. Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: учебное пособие для вузов. — 4-е изд., перераб. и доп. — М.: Энергоатомиздат, 1989. 608 с. 5, Электрическая часть станций и подстанций: учебник для вузов / А.А. Васильев, И.П. Крючков, Е.Ф. Наяшкова и др.; под ред. А.А. Васильева. — 2-е изд., перераб. и доп. — М.: Энергоатомиздат, 1990. 576 с. 6. Старшинов В.А., Пираторов М.В., Козинова М.А. Электрическая часть электростанций и подстанций: учебное пособие / под ред. В.А. Старшинова. — М.: Издательский дом МЭИ, 2015. 296 с. 7. Околович М.Н. Проектирование электрических станций: учебник для вузов. — М.: Энергоиздат, 1982. 400 с. 8. Залышкин М.Д. Выбор трансформаторов в энергетических системах. — М.: Госэнергоиздат, 1960. 96 с. 9. Положение ОАО «Россети» о единой технической политике в электросетевом комплексе. — М.: Издательство «МИК», 2013. 272 с. 10. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей РФ. — М.: Издательство НЦ ЭНАС, 2003. 264 с. 11. СП ТЭС—2007. Свод правил по проектированию тепловых электрических станций. Электротехническая часть. 12. СТО. Электроэнергетические системы. Определение предварительных технических решений по выдаче мощности электростанций. Условия создания объекта. 13. СО 34.35.101—2003. Методические указания по объему технологических измерений, сигнализации, автоматического регулирования на тепловых электростанциях. 14. СТО 56947007-29.240.30.010—2008. Схемы принципиальные электрические распределительных устройств подстанций 35—750 кВ. Типовые решения. 15. СТО 56947007-29.240.10.028—2009. Нормы технологического проектирования подстанций переменного тока с высшим напряжением 35—750 кВ (НТП ПС). 16. ВНТП-41—94 РАО «ЕЭС России». Нормы проектирования технологической части ГЭС и ГАЭС. — М., 1994. 134 с. 137 Учебное издание Крючков Иван Петрович, Пираторов Михаил Васильевич, Старшинов Владимир Алексеевич ЭЛЕКТРИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ И ПОДСТАНЦИЙ Справочные и методические материалы для выполнения квалификационных работ Учебно-справочное пособие для вузов Редактор Т.Н. Платова Корректор Г.Ф. Раджабова Компьютерная верстка Л.В. Софейчук Подписано в печать с оригинала-макета 07.12.15 Формат 70×100/16 Бумага офсетная. Гарнитура Таймс. Печать офсетная. Усл. печ. л. 11,3 ЗАО «Издательский дом МЭИ», 111250, Москва, ул. Красноказарменная, д. 14A, тел/факс: (495) 640-83-27, адрес в Интернете: http://www.idmei.ru, электронная почта: info@idmei.ru 138
