Проектирование понижающей подстанции и выбор силовых трансформаторов

Разрядники, реакторы.doc

Основные технические данные разрядников серии РТВ (трубчатый винипластовый)
Типоисполнение UНОМ кВ UДОП кВ Iотк кА Размеры искровых промежутков
m кг Нижний предел Верхний предел внешнего S2 внутреннего S1
РТВ- 10-0525 У I 10* 12 05 25 15 60 235 РТ-10-210У1
* 12 20 100 15 60 232 РТВ-20-210У1 20 24 20 100 40
0 255 РТВ-35-210У1 35 405 20 100 100 140 285
Примечание: 1. 1.UНОМ – номинальное напряжение разрядника кВ; UДОП –
Наибольшее допустимое напряжение кВ (действующее значение; Iотк – Ток
отключения (действующее значение); m – масса
Могут применяться в сети 6 кВ при длине внешнего искрового промежутка 10
Основные технические данные разрядников серии РТФ (трубчатый
РТФ-3-035УХЛ1 3 36 03 50 10 75 138 РТФ-6-0.510УХЛ1 6
05 100 20 150 16 РТФ- 10-021 УХЛ1 10 12 02 10 25
5 16 РТФ-10-0.55УХЛ1 10 12 05 50 25 150 16 РТФ-35-
УХЛ1 35 405 05 25 130 250 234 РТФ-35-0525УХЛ1 35 405
50 130 200 236 РТФ-35-2ЮУХЛ1 35 405 20 100 130 220
6 Примечание: 1.UНОМ – номинальное напряжение разрядника кВ; UДОП –
Технические данные разрядников серии РВС на напряжение 138 – 220 кВ
кВ UНОМ кВ UПРОБ UИМП
(не более) кВ Uост кВ при IИМП А Типовая комплектация в
сухом состоянии не менее под дождем не более 3000 5000 10000 РВС-
8Т1 138 17 34 42 61 51 55 60 1X17 РВС- 15 РВС-15Т1 15 18
48 67 57 61 67 1X19 РВС-20 РВС-21 20 24 49 605 80 75
88 1 Х25 РВС-22Т1 22 20 40 50 70 60 65 73 1 Х20 РВС-
ЗЗТ1 33 29 58 70 94 88 94 102 1 Х29 РВС-35 35 405 78 98
5 122 130 143 1X415 РВС-60 РВС-66Т1 60 659 134 169 215
7 221 243 1 X 19+2X25 РВС-66 PBC-66TI 66 58 116 140 188 176
8 204 2X29 РВС-66 66 72 150 182 232 226 242 264 3X25
РВС- 11 ОМ РВС-ПОМТ 110 102 200 250 285 315 335 367 3X333
РВС-132МТ1 132 1197 232 267 376 378 404 444 4X19+2X25 РВС-
0М1 PBC-I50MT1 150 138 208 250 375 435 465 510 3X333+2X19
РВС-220М РВС-220МТ1 220 198 400 500 530 630 670 734 6X333
РВС-230МТ1 230 2045 400 500 530 630 679 734 6X333
Примечание: 1.U – класс напряжения; UНОМ – номинальное напряжение
разрядника кВ; UПРОБ – пробивное напряжение при частоте 50 Гц и кВ
(действующее значение); UИМП – импульсное напряжение при предразрядном
времени от 8 до 20 мкс; Uост – остающееся напряжение; IИМП – импульсный ток
с длиной фронта волны 8 мкс;2. В типовой комплектации Х – число элементов
на допустимое напряжение кВ

КТМБП 35 110 и 220 кВ Электрощит Ti-064 2005г.pdf

A(I-II) (II*) 9920-89.
- 85*- - 110-12 110-14
**- - 220-7 220-12 220-14
P 145 40 242 PMR 40
- .143.112-86 - " 35-110
LTB 145D1B (1HSB425250M609)
-1 ÷ (-35; -35; -35; -110; -110; -110)
2 117 176 35-220 ÷ 110
(I) (II*) - 9920-75.
23 ø 35(20) 110 220
.143.006; ÷ 3.407-102.
÷ 110 110-12 - 110-14 220-7 220-12-220-14.
3 ÷ 110 110-12 - 110-14 220-7
) 9 -110-1250 6 6-950-II 1;
) 3 -110-1250 6-950-II1 ( );
: 6301000 1600 2600 3150
-110 148 188 SGF123 -110 220 ø
) -110 I =1000 - 9000; I =2000-9300..
÷ 35-220 (. 117 137) ÷
0 220 ø (. 138 188 148 186
0-6825- ()-()1* 1735
0-7730-400- ()-()1* 828
0-7723-400- ()-()1**
-5610- 9 ÷ 35 . 35-5710-d
ø 35-3210- 35-5010- 7 ÷ 35 .
-5110- 35-5610- 9 ÷ 35 . 35-5710- 35-5810- 21 35-7712-
ø 35-3310- 35-4610- 6
÷ 35 . 35-5210- 1 1 ..
-5010- 8 ÷ 35 . 35-5210- 1 1
ø 35-3310- 35-5010- 7
-5110- 35-5210- 8 ÷ 35 .
÷ 35-5910- ÷ 35-6010- 21 35-7712-
* ÷ -35 3900 3750 3550 3700.
ø 35-3510- 7 35-1810- 2
ø 35-3510- 35-5010- 7 ÷ 35 .
-5110- 35-14610- 9 ÷ 35 .
: -110 -110 -110 -110 SGF-123.

КРУ К-63.pdf

проектировании и изготовлении распредустройств среднего напряжения с
воздушной изоляцией.
На заводе действует система качества аттестованная органом
сертификации TUV CERT технической инспекции RheinischWestfalischer Tuv E.V. на соответ ствие требованиям
международного стандарта ISO 9001.
Назначение и область
обозначения шкафов КРУ
Принципиальные схемы
соединений главных цепей
Образец опросного листа
Назначение и область применения
Комплектное распределительное устройство напряжением 6 ÷10 кВ серии К-63 (далее КРУ
серии К-63) предназначено для приема и распределения электрической энергии переменного
трехфазного тока промышленной частоты 50 и 60 Гц напряжением 6 и 10кВ.
КРУ серии К-63 применяется в качестве распределительных устройств 6÷10кВ в том числе и
распределительных устройств трансформаторных подстанций включая комплектные
трансформаторные подстанции (блочные) 356÷10кВ 1106÷10кВ 110356÷10кВ для
электрических сетей промышленности сельского хозяйства электрических станций и
электрификации железнодорожного транспорта.
1. Условия эксплуатации
Шкафы КРУ серии К-63 предназначены для работы внутри помещения ( климатическое
исполнение У3 и Т3 по ГОСТ15150-69 ) при следующих условиях:
высота над уровнем моря до 1000м
верхнее рабочее (эффективное ) значение температуры окружающего воздуха для
исполнения У3- не выше 40°С для исполнения Т3 - 45°С;
нижнее значение температуры окружающего воздуха для исполнения У3 - минус 25°С для
исполнения Т3 - минус 10°С;
тип атмосферы типа II по ГОСТ 15150-69( примерно соответствует атмосфере
промышленных районов ).
Допускается применение КРУ для работы на высоте над уровнем моря более 1000м при
этом следует руководствоваться указаниями ГОСТ 8024-90 ГОСТ 1516.1-76 и ГОСТ 14693-90.
КРУ серии К- 63 не применяется для работы в устройствах или установках специального
назначения электропечных установках экскаваторах корабельных и судовых распределительных
устройствах а также в среде подвергающейся усиленному загрязнению действию газов
испарений и химических отложений вредных для изоляции и в среде опасной в отношении
При необходимости применения КРУ серии К-63 в помещениях с температурой окружающего
воздуха ниже минус 25°С предусматривается в шкафах КРУ установка нагревательных элементов
обеспечивающих нормальные температурные условия работы комплектующей аппаратуры
включающихся автоматически при понижении температуры ниже минус 25°С.
КРУ серии К-63 соответствует требованиям ГОСТ 14693-90.
Структура условного обозначения
Номер схемы по сетке
Тип встраиваемого выключателя:
- маломасляный - не указывается
- вакуумный - буква «В»
- элегазовый - буква «Г»
Расположение фаз ошиновки по виду на
фасад шкафа слева направо:
(АВС - не указывается СВА - буква «Ф»)
Номинальный ток А (для шкафов ТН
ТСН - номинальное напряжение кВ)
Ток термической стойкости кА (для
шкафов ТСН - номинальная мощность
Тип привода выключателя
(пружинный - не указывается
электромагнитный - буква «Э»)
Климатическое исполнение и категория
размещения по ГОСТ15150-69
Технические данные основные параметры и характеристики КРУ серии К-63 приведены в
Наименование параметра
показателя квалификации
Номинальное напряжение (линейное) кВ:
Наибольшее рабочее напряжение ( линейное)кВ
Номинальный ток главных цепей ячеек КРУ А :
Номинальный ток сборных шин А:
Номинальный ток отключения выключателя
встроенного в КРУ кА:
Ток термической стойкости (кратковременный
ток) при времени протекания 3с кА
Номинальный ток электродинамической
стойкости главных цепей шкафов КРУ кА
Уровень изоляции по ГОСТ 1516.1-76
Наличие в шкафах выкатных элементов
С выкатными элементами и
без выкатных элементов
Вид линейных высоковольтных подсоединений
*Выполняются на ток электродинамической стойкости 51кА.
При необходимости установки шкафов ввода и секционирования на токи 2000ё3150А
Шкафы К-61М стыкуются со шкафами К-63 по сборным шинам и устанавливаются на тех
В КРУ серии К-63 применяются:
· вакуумные выключатели типов ВВЭ-10 ВВП-10 ВБЭК-10 ВВТЕЛ-10 ВБЭК-10 ВБЧЭ-10;
· элегазовые выключатели типов LF-1 LF-2;
· маломасляные выключатели типов ВК-10 ВКЭ-10.
По желанию заказчика шкафы КРУ могут поставляться с устройствами защиты автоматики
и управления на микропроцессорных устройствах серии SPACOM (SPA_100(300) SPAC 800)
Применение микропроцессорных устройств серии SPACOM позволяет надежнее защитить
первичное оборудование качественно улучшить показатели защит информативность устройств
в нормальных и аварийных режимах работы снизить эксплуатационные затраты на обслуживание
Основные достоинства микропроцессорных устройств серии SPACOM.
Многофункциональность
Местное и дистанционное управление
Возможность интегрирования в систему управления верхнего уровня (АСУ ТП)
Прием сигналов от внешних защит с последующим действием на отключение
Контроль готовности цепей управления выключателем
Регистрация параметров аварийных событий
Гибкая программируемая логика с действием на сигнал или отключение
Цифровой дисплей для отображения параметров и задания уставок
Интерфейс последовательной связи для передачи данных о событиях уставках и
состоянии оборудования
Высокая надежность обеспечиваемая системой самоконтроля
Устойчивость к воздействию электрических помех согласно стандарту МЭК 255
Малое потребление по цепям тока и оперативного питания
Наибольшая эффективность применения микропроцессорных устройств серии SPACOM
подстанций может быть осуществлено не только с местного но и с удаленного диспетчерского
пункта. Передача информации от устройств производится различными средствами связи по
Общие сведения о конструкции
КРУ поставляются отдельными шкафами с элементами для стыковки шкафов в распредустройство
по желанию заказчика КРУ поставляются транспортными блоками до трех шкафов в блоке со
смонтированными в пределах блока соединениями главных и вспомогательных цепей.
В состав КРУ в зависимости от конкретного заказа могут входить:
шинные вводы в ближний и дальний ряды распределительного устройства с прямой и
обратной фазировкой для подключения воздушных вводов и отходящих линий а также силового
трансформатора внутри РУ.
шинные мосты между двумя рядами шкафов расположенными в одном помещении ;
кабельные блоки для кабельного ввода (вывода) с подсоединением вверху шкафа и вне шкафа;
переходные шкафы для стыковки с КРУ других серий;
клеммный шкаф для подвода контрольных кабелей к КРУ;
кабельные лотки для подводки к ряду КРУ контрольных кабелей и проводов
вспомогательных цепей;
запасные части и приспособления.
Присоединения ( вводы или выводы ) могут быть как кабельными так и шинными.
Конструкцией КРУ предусмотрены три варианта ввода высоковольтного кабеля в
высоковольтный отсек шкафа в зависимости от конкретного заказа:
через кабельные каналы снизу шкафа с подсоединением в шкафу
сверху через кабельный блок с подсоединением в шкафу
через кабельные каналы кабельным блоком с подсоединением вне шкафа КРУ.
Конструкция шкафа позволяет подключать не более четырех высоковольтных кабелей сечением
× 240 мм2. При этом в случае подключения в шкафу четырех кабелей рядом с этим шкафом
слева и справа должны размещаться шкафы не более чем с двумя кабелями.
КРУ серии К-63 рассчитаны на двустороннее обслуживание.
КРУ серии К-63 имеет следующие исполнения по защите металлоконструкции от коррозии :
обычное ( металлоконструкция шкафа имеет лакокрасочное покрытие);
улучшенное ( металлоконструкция шкафа полностью оцинкована);
экспортное ( металлоконструкция шкафа полностью оцинкована и имеет лакокрасочное
Выбор исполнения шкафа определяется заказчиком.
Шкафы КРУ унифицированы и независимо от схем электрических соединений главной цепи
имеют аналогичную конструкцию основных узлов и одинаковые габаритные размеры .
Исключение составляют шкафы кабельного ввода(вывода) (вариант ввода кабеля в
высоковольтный отсек снизу и сверху шкафа) глубина этих шкафов на 200мм больше по
сравнению с другими шкафами .
Шкафы устанавливаются на закладных основаниях которые укладываются в строительные
конструкции распределительного устройства. В нулевом цикле для установки шкафов должны
быть уложены два швеллера не менее №8 по ширине распредустройства так как рама основания
шкафа имеет для увеличения жесткости два продольных швеллера №5 заглубленных в фундамент.
Конструкцией КРУ серии К-63 предусмотрены два типа заземляющих разъединителей :
с механизмом замыкания скорость срабатывания которого зависит от оператора;
с быстродействующим механизмом замыкания скорость срабатывания которого не зависит
Заземляющий разъединитель с быстродействующим механизмом замыкания позволяет
произвести включение при наличии напряжения на неподвижных контактах разъединителя.
Выбор типа заземляющего разъединителя определяется заказчиком.
В КРУ серии К-63 имеется быстродействующая дуговая защита выполненная на
фототиристорах установленных в высоковольтных отсеках шкафов: отсеке ввода (вывода)
выкатного элемента сборных шин.
Схемы от дуговых замыканий выполнены:
с блокировкой по току
с блокировкой по напряжению
с блокировкой по току и по напряжению
что исключает ложную работу защиты.
Кроме того отсеки шкафов оборудованы клапанами избыточного давления контроль
положения которых осуществляется путевыми конечными выключателями подключенными к
соответствующим цепям схем дуговой защиты.
ввод (линия) конденсаторов
ввод (линия) ввод (линия)
Принципиальные схемы соединений
главных цепей приведены в таблицах ниже:
Назначение ТСН до 630 кВА Глухой ввод
Реверс.двигатель. Ввод 2600А Секционирование
ТНТСНкаб.сборка 1000А
Динам. тормозн. двиг.ТСН св.250кВА
Нулевые выводы вращат. машин
Стык. со сх. 126 Стык. со сх.125 и 87а
* Размеры определяет проектная организация
Рис. 1. Общий вид КРУ серии К-63
Рис. 2. Шкаф шинного ввода
Рис. 2. Шкаф кабельного ввода (ввод кабеля снизу шкафа)
Высоковольтный кабель
Рис. 4. Шкаф кабельного ввода
с подключением вне шкафа
Рис. 5. Шкаф кабельного ввода
(ввод кабеля сверху шкафа)
Рис. 6. Установка КРУ на фундамент
Рис. 7. Установка шкафа кабельного ввода
с подключением вне шкафа на фундамент
Заказ на изготовление ячеек КРУ серии К-63 оформляется в виде опросного листа по
установленной форме на листе формата А4 (рис. на следующей странице).
Ячейки заказываются по приведенным схемам электрических соединений главных и
вспомогательных цепей.
Запрашиваемые данные
Номинальное напряжение
Номинальный ток сборных шин
Схема главных соединений
Порядковый номер шкафа
Номенклатурное обозначение шкафа
Номер схемы вспомогательных соединений ОГК
Тип и номинальный ток
Вид поставки блоками
Привод электромагнитный
трансформаторов тока
Амперметр к встроенным ТТ
Ток плавкой вставки предохранителя А
Максимальная токовая защита
Максимальная токовая защита II ступени
Дифференциальная защита
Проектной организации
Опросный лист на КРУ серии К-63
Штамп проектной организации

Графики, таблицы из ГОСТ14209 97 и методика эквививалентиров.pdf

3 ТАБЛИЦЫ ДОПУСТИМЫХ НАГРУЗОК
1 Ограничения принятые в таблицах допустимых нагрузок
В настоящей части приведены допустимые режимы нагрузок различных типов трансформаторов. Данные
таблиц и рисунков 3.2-3.4 рассчитаны по формулам приведенным в 2.4-2.6 и с использованием тепловых
характеристик трансформатора (таблица 2).
Не следует ожидать высокой точности от кривых на рисунках и данных таблиц из-за принятых
необходимых допущений:
а) суточное изменение нагрузки представлено упрощенным и двухступенчатым графиком (рисунок 4);
б) используемые при расчете тепловые характеристики (указанные в таблице 2) могут не соответствовать
характеристикам рассматриваемого трансформатора;
в) температура охлаждающей среды за всю продолжительность графика нагрузки (24 ч) принимается
г) нецелесообразно учитывать при расчете поправочный коэффициент на изменение сопротивления
обмоток от температуры (2.4.3) в таблицах в которых значения не зависят от температуры охлаждающей
среды. Вместо него для трансформаторов с охлаждением OD этот поправочный коэффициент заменен
Потребителям настоятельно рекомендуется делать свои собственные расчеты на основе более точных
тепловых характеристик и использовать более реальный график нагрузки.
2 Метод преобразования реальных суточных графиков нагрузки в эквивалентные им суточные
двухступенчатые прямоугольные графики
2.1 О пользовании руководством
Для того чтобы пользоваться рисунками и таблицами приведенными в 1.4 и 3.5 необходимо
преобразовать суточный график нагрузки в упрощенный двухступенчатый в соответствии с рисунком 4. К1
и К2 - ступени нагрузки где К2 - максимум нагрузки. Продолжительность максимума нагрузки - t часов.
Методы определения этой продолжительности для прямоугольного графика нагрузки зависят от некоторых
факторов; в 3.2.2 3.2.3 и 3.2.4 приведены рекомендуемые методы для различных видов реальных графиков
Если эквивалентность двухступенчатого графика нагрузки вызывает сомнение следует сделать
несколько допущений и принять график с наибольшим запасом.
Пример упрощенного применения руководства по нагрузке силовых масляных трансформаторов
приведено в приложении Е.
Рисунок 4 - Эквивалентный двухступенчатый график нагрузки
2.2 График нагрузки с одним максимумом
В этом случае значение t следует определять как показано на рисунке 5.
Для участка графика нагрузки без максимума значение К1 определяют как среднее значение нагрузки без
Рисунок 5 - График нагрузки с одним максимумом
2.3 График нагрузки с двумя максимумами равной амплитуды но различной продолжительности
При двух максимумах примерно равной амплитуды но различной продолжительности значение t
определяют для максимума большей продолжительности а значение К1 должно соответствовать среднему
значению оставшейся нагрузки.
Пример графика нагрузки представлен на рисунке 6.
Рисунок 6 - График нагрузки с двумя максимумами равной амплитуды и различной продолжительности
2.4 График нагрузки с последовательными максимумами
Если график нагрузки состоит из нескольких последовательных максимумов значение t принимают
достаточной продолжительности чтобы охватить все максимумы а значение К1 должно соответствовать
среднему значению оставшейся нагрузки как показано на рисунке 7.
Рисунок 7 - График нагрузки с последовательными максимумами
3 Нормальный продолжительный режим нагрузки
Если ток нагрузки в течение некоторого времени значительно не изменяется допускается использовать
постоянный эквивалентный ток нагрузки. Значения приемлемого коэффициента нагрузки К = К24 для
продолжительного режима при различных температурах охлаждающей среды приведены в таблице 6.
Таблица 6 - Допустимый коэффициент нагрузки для продолжительного режима K24 при различных
температурах охлаждающей среды (охлаждение ONAN ON OF и OD)
температуры наиболее
средней и большой мощности
4 Нормальные режимы систематических нагрузок
На рисунках помещенных ниже приведены сведения для четырех категорий трансформаторов и восьми
значений температуры охлаждающей среды:
- распределительные трансформаторы с охлаждением ONAN - рисунок 9;
- трансформаторы средней и большой мощности с охлаждением ON - рисунок 10;
- трансформаторы средней и большой мощности c охлаждением OF - рисунок 11;
- трансформаторы средней и большой мощности с охлаждением OD - рисунок 12
Если температура охлаждающей среды находится в интервале между двумя значениями следует выбрать
ближайшее большее значение или проинтерполировать между двумя наиболее близкими значениями.
По графикам нагрузки можно определить допустимую перегрузку K2 при заданных продолжительности t
перегрузки и начальной нагрузке K1
Эти графики нагрузки можно также использовать для выбора номинальной мощности трансформатора (с
нормальным сроком службы) для заданного прямоугольного графика нагрузки выраженного отношением
K2K1 принимая что прикладываемые напряжения остаются постоянными. Для этого достаточно найти
точку пересечения кривой соответствующей продолжительности перегрузки K2 с прямой постоянного
наклона K2K1. Эту прямую определяют так: на оси ординат откладывают точки K2 = 1 на оси абсцисс - K1 =
затем соединяют их (см. приведенный ниже пример 2 и соответствующий рисунок 8).
Пример 1. Распределительный трансформатор мощностью 2 МВ·А с охлаждением ONAN начальная
нагрузка 1 МВ А. Определить допустимую нагрузку продолжительностью 2 ч при температуре
охлаждающей среды 20 °С принимая напряжение неизменным
а = 20 C; K1 = 05; t = 2 ч
На рисунке 9 K2 = 156 однако в стандарте приведено предельное значение 15. Следовательно
допустимая нагрузка продолжительностью 2 ч равна 3 MB А (затем снижается до 1 МВ А).
Пример 2. Распределительный трансформатор с охлаждением ONAN должен эксплуатироваться каждый
день с нагрузкой 1750 кВ А в течение 8 ч и с нагрузкой 1000 кВ А в течение остальных 16 ч при а = 20 °С
По графику приведенному на рисунке 9 по прямой t = 8 и по отношению K1K2 = 175 находят значения
K2 = 115 и K1 = 066 (см. рисунок 8). Отсюда номинальная мощность трансформатора составляет
Рисунок 8 - Иллюстрация примера 2
Рисунок 9 - Распределительные трансформаторы с охлаждением ONAN
Допустимые режимы нагрузки с нормальным сокращением срока службы
Рисунок 10 - Трансформаторы средней и большой мощности с охлаждением ON.
Окончание рисунка 10
Рисунок 11 - Трансформаторы средней и большой мощности с охлаждением OF.
Окончание рисунка 11
Рисунок 12 - Трансформаторы средней и большой мощности с охлаждением OD
Окончание рисунка 12
5 Режим аварийных перегрузок
Приведенные ниже таблицы предназначены для информирования потребителя о перегрузках которые
может выдержать трансформатор без превышения предельного значения температуры наиболее нагретой
точки обмотки (таблица 1) а также о сокращении срока службы вызываемом этими перегрузками если
тепловые характеристики трансформатора соответствуют приведенным в таблице 2. В 24 таблицах
приведены значения для трансформаторов четырех категорий и шести значений t (от 05 до 24 ч):
распределительные трансформаторы с охлаждением ONAN - таблицы 7-12;
трансформаторы средней и большой мощности с охлаждением ON - таблицы 13-18;
трансформаторы средней и большой мощности с охлаждением OF - таблицы 19-24;
трансформаторы средней и большой мощности с охлаждением OD - таблицы 25-30.
С помощью этих таблиц можно проверить графики допустимых режимов нагрузки при различных
значениях K1 и K2 для данной температуры охлаждающей среды и определить для данного случая
сокращение срока службы (выражается в «нормальных» сутках т. е в эквивалентных сутках работы при
номинальной мощности и температуре охлаждающей среды 20 °С).
Температура и суточное сокращение срока службы для этих аварийных режимов рассчитывались на
основе циклического режима. Если реальная ситуация требует только односуточного аварийного режима
которому предшествуют и за которым следуют сутки с более низкой нагрузкой то рассчитанные значения
сокращения срока службы будут больше фактических и таким образом будут содержать определенный
Относительное сокращение срока службы приводится в таблицах с точностью до трех знаков. Такая
точность может показаться неоправданней но это облегчает построение графиков и выполнение
интерполяции при условии что полученные значения будут округлены по окончании расчетов.
Пример 1. Определить сокращение срока службы за сутки и температуру наиболее нагретой точки
трансформатора средней мощности работающего в следующих условиях:
Охлаждение OF K1 = 08; K2 = 13; t = 8 ч; а = 30 °С.
По данным таблицы 23 V= 318; h = 121 °С для температуры охлаждающей среды 20 °С. Учитывая что
фактическая температура охлаждающей среды равна 30 °С находим
L = 318 х 32 = 1018 «нормальных» суток;
h = 121 + 30 = 151 °С.
Температура наиболее нагретой точки превышает рекомендуемое предельное значение 140 °С. Этого
режима нагрузки следует избегать.
В приложениях G-I приведены: уточненный метод преобразования реального графика нагрузки;
дополнительные сведения по температуре охлаждающей среды упрощенные таблицы аварийных
перегрузок и допустимых систематических нагрузок а также пример расчета температуры обмотки и
относительного износа изоляции без применения ЭВМ.
Таблица 7 - Распределительные трансформаторы с охлаждением ONAN t = 05 ч. Допустимые нагрузки
и соответствующее суточное сокращение срока службы (в «нормальных» сутках)
Для определения графика допустимой нагрузки характеризуемого значениями K1 и K2 и расчета
соответствующего сокращения срока службы необходимо:
Температура охлаждающей среды С
Суточное сокращение срока службы:
умножить значение приведенное в таблице
указанный здесь коэффициент
Температура наиболее нагретой точки:
прибавить температуру охлаждающей среды к превышению температуры приведенному в таблице. Если
полученное значение температуры наиболее нагретой точки превышает предельное значение приведенное в
таблице 1 такой режим нагрузки недопустим
Таблица 8 - Распределительные трансформаторы с охлаждением ONAN t = 1 ч. Допустимые нагрузки и
соответствующее суточное сокращение срока службы (в «нормальных» сутках)
Температура охлаждающей среды °С
умножить значение приведенное в таблице на 10
Таблица 9 - Распределительные трансформаторы с охлаждением ONAN t = 2 ч. Допустимые нагрузки и
Таблица 10 - Распределительные трансформаторы с охлаждением ONAN t = 4 ч. Допустимые нагрузки и
Таблица 11 - Распределительные трансформаторы с охлаждением ONAN t = 8 ч. Допустимые нагрузки и
соответствующее суточное сокращение срока службы (в «нормальных» сутках).
Таблица 12 - Распределительные трансформаторы с охлаждением ONAN t = 24 ч. Допустимые нагрузки
таблице 1 такой режим нагрузки недопустим.
Таблица 13 - Трансформаторы средней и большой мощности с охлаждением ON t = 05 ч. Допустимые
нагрузки и соответствующее суточное сокращение срока службы (в «нормальных» сутках)
Таблица 14 - Трансформаторы средней и большой мощности с охлаждением ON t= 1 ч. Допустимые
Таблица 15 - Трансформаторы средней и большой мощности с охлаждением ON t= 2 ч. Допустимые
Таблица 16 -Трансформаторы средней и большой мощности с охлаждением ON t= 4 ч. Допустимые
умножить значение приведенное в таблице на
Таблица 17 - Трансформаторы средней и большой мощности с охлаждением ON t= 8 ч. Допустимые
Температура охлаждающей середы °С
Таблица 18 - Трансформаторы средней и большой мощности с охлаждением ON t= 24 ч. Допустимые
Таблица 19 - Трансформаторы средней и большой мощности с охлаждением F t = 05 ч. Допустимые
Таблица 20 - Трансформаторы средней и большой мощности с охлаждением OF t= 1 ч. Допустимые
Таблица 21 - Трансформаторы средней и большой мощности с охлаждением OF t = 2 ч. Допустимые
Таблица 22 - Трансформаторы средней и большой мощности с охлаждением OF t= 4 ч. Допустимые
Таблица 23 - Трансформаторы средней и большой мощности с охлаждением OF t = 8 ч. Допустимые
Таблица 24 - Трансформаторы средней и большой мощности с охлаждением OF t = 24 ч. Допустимые
Таблица 25 - Трансформаторы средней и большой мощности с охлаждением OD t = 05 ч. Допустимые
Таблица 26 - Трансформаторы средней и большой мощности с охлаждением OD t = 1 ч. Допустимые
Таблица 27 - Трансформаторы средней и большой мощности с охлаждением OD t = 2 ч. Допустимые
Для определения графика допустимой нагрузки характеризуемого значениями K1 и K1 и расчета
Температура наиболее нагретой точкиприбавить температуру охлаждающей среды к превышению температуры приведенному в таблице. Если
Таблица 28 - Трансформаторы средней и большой мощности с охлаждением OD t = 4 ч. Допустимые
Таблица 29 - Трансформаторы средней и большой мощности с охлаждением OD t = 8 ч. Допустимые
Таблица 30 - Трансформаторы средней и большой мощности с охлаждением OD t = 24 ч. Допустимые
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЭКВИВАЛЕНТНОЙ ТЕМПЕРАТУРЫ ОХЛАЖДАЮЩЕЙ СРЕДЫ
G.1 При отрицательных значениях средней температуры охлаждающего воздуха за интервал следует
принимать скорректированное значение ’a согласно рисунку G.1.
- для трансформаторов с охлаждением ONAN ONAF
- для трансформаторов с охлаждением OF OD
Рисунок G.1 - График корректировки средних значений отрицательных температур охлаждающего
УТОЧНЕННЫЙ МЕТОД ПРЕОБРАЗОВАНИЯ РЕАЛЬНОГО ГРАФИКА НАГРУЗКИ
F.1 Исходный или реальный график нагрузки трансформатора подлежащий преобразованию может
быть представлен в виде непрерывной регистрации тока нагрузки или периодическими но достаточно
частыми фиксированными по времени измерениями значений тока нагрузки за суточный интервал времени.
При этом суточный интервал подразумевает продолжительность графика 24 ч независимо от времени начала
отсчета которое следует выбирать по характеру суточного изменения нагрузки таким образом чтобы
нагрузка в начале и в конце 24-часового интервала была бы по возможности одинаковой что удовлетворяет
условию повторяемости такого суточного графика.
F.2 Преобразование исходного графика нагрузки трансформатора в суточный эквивалентный по
потерям двухступенчатый прямоугольный график с представлением нагрузки в долях номинального тока
обмотки следует выполнять в соответствии с рисунком F.1 в такой последовательности.
F.2.1 На исходном графике нагрузки трансформатора провести линию номинального тока lн она же
линия относительной номинальной нагрузки К = 1.
F.2.2 В точках А и Б пересечения номинальной линии с кривой исходного графика нагрузки выделить на
нем участок перегрузки продолжительностью h’.
F.2.3 Оставшуюся часть исходного графика с меньшей нагрузкой разбить на т интервалов tj исходя из
возможности проведения в каждом интервале линии средней нагрузки то есть так чтобы площади участков
над и под средней линией были примерно равными а затем определить значения тока средних линий S1 S2
F.2.4 Рассчитать начальную нагрузку К1 эквивалентного графика
S12 t1 S 22 t 2 S m2 t m
F.2.5 Участок перегрузки h’ на исходном графике нагрузки разбить на р интервалов hp исходя из
возможности проведения линии средней нагрузки а каждом интервале а затем определить значения S1 S 2
F.2.6 Рассчитать предварительное превышение перегрузки эквивалентного графика нагрузки
F.2.7 Сравнить значение K 2 с Kmax исходного графика нагрузки: если K 2
K max следует принять K2
= K 2 если K 2 09K max следует принять K2 = 09 Кmax а продолжительность h перегрузки эквивалентного
графика нагрузки рассчитать по формуле
F.3 Если исходный суточный график нагрузки трансформатора содержит два близких по значению
максимума различной продолжительности значения h и К2 определяются по максимуму большей
продолжительности а значение К1 - как среднеквадратичное значение остальной нагрузки.
F.4 Если исходный суточный график нагрузки трансформатора содержит несколько последовательных
близких максимумов значения К2 и h определяются из охвата всех максимумов а значение K1 - как
среднеквадратичное значение оставшейся нагрузки.
- исходный график нагрузки
- эквивалентный прямоугольный график нагрузки
Рисунок F.1 - Преобразование исходного графика нагрузки трансформатора в эквивалентный
двухступенчатый прямоугольный

ГОСТ 1420997.pdf

МЕЖГОСУДАРСТВЕННЫЙ СОВЕТ
ПО СТАНДАРТИЗАЦИИ МЕТРОЛОГИИ И СЕРТИФИКАЦИИ
МЕЖГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ
РУКОВОДСТВО ПО НАГРУЗКЕ СИЛОВЫХ МАСЛЯНЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ
LOADING GUIDE FOR OIL-IMMERSED POWER TRANSFORMERS
Дата введения 2002.01.01
РАЗРАБОТАН МТК 36; Открытым акционерным обществом «Украинский научноисследовательский
проектно-конструкторский
ВНЕСЕН Государственным комитетом Украины по стандартизации метрологии и
ПРИНЯТ Межгосударственным советом по стандартизации метрологии и сертификации
(протокол № 11 от 23.04.1997 г.)
За принятие проголосовали:
Наименование государства
Азербайджанская Республика
Республика Казахстан
Кыргызская Республика
Российская Федерация
Республика Таджикистан
Республика Узбекистан
Наименование национального органа
Госстандарт Республики Беларусь
Госстандарт Республики Казахстан
Главгосинспекция Туркменистана
Настоящий стандарт представляет собой полный аутентичный текст МЭК 354 (1991)
«Руководство по нагрузке силовых масляных трансформаторов» с дополнениями набранными
Постановлением Государственного комитета Российской Федерации по стандартизации и
метрологии от 02.04.2001 №158-ст Межгосударственный стандарт ГОСТ 14209-97 введен в
действие в качестве Государственного стандарта Российской Федерации с 01.01.2002.
Взамен ГОСТ 14209-85
ИНФОРМАЦИОННЫЕ ДАННЫЕ
ССЫЛОЧНЫЕ НОРМАТИВНЫЕ ДОКУМЕНТЫ
Обозначение НД на который дана ссылка
Номер пункта подпункта перечисления
2 2.3.3 2.6.1 приложение В
1 1.6.4 1.6.5 2.6.1 2.6.2 приложение С
1 Область применения
Настоящий стандарт распространяется на масляные трансформаторы соответствующие
требованиям ГОСТ 11677. Стандарт содержит рекомендации по допустимым режимам нагрузок
превышающих номинальную мощность «трансформаторов в пределах установленных
ограничений. Относительно печных трансформаторов из-за особенностей их режимов нагрузки
следует пользоваться соответствующей консультацией у изготовителя.
В настоящем стандарте приведены указания по определению технически обоснованных
режимов нагрузки силовых трансформаторов с точки зрения допустимых температур и
термического износа. Даны рекомендации по эксплуатации трансформаторов с нагрузкой
превышающей номинальное значение и рекомендации для потребителей по выбору
соответствующих номинальных величин и условий нагрузки вновь устанавливаемых
Требования к превышениям температуры масляных трансформаторов при постоянной
номинальной нагрузке и соответствующие испытания - по ГОСТ 3484.2. Следует отметить что в
ГОСТ 3484.2 за основу принято среднее значение превышения температуры обмотки тогда как
в настоящем стандарте ссылаются в основном на температуру наиболее нагретой точки;
указанные значения приводятся только как рекомендуемые.
В стандарте приводятся математические модели для оценки возможных последствий
различных режимов нагрузки циклических или систематических при различных температурах
охлаждающей среды. Эти модели включают методики расчета допустимой температуры в
трансформаторе в частности температуры наиболее нагретой точки обмотки. Эта температура
в свою очередь используется для определения относительной скорости термического износа.
Стандарт содержит также рекомендации по ограничению допустимых нагрузок в
соответствии с результатами расчета температуры. Настоящие рекомендации распространяются
на трансформаторы различных категорий в зависимости от мощности и назначения а также
учитывают режимы нагрузки: режим постоянных нагрузок режим систематических
неаварийных нагрузок или режим кратковременных аварийных нагрузок.
Для трансформаторов малой мощности называемых здесь распределительными в стандарте
приведены графики определения циклических режимов нагрузки для заданной температуры
охлаждающей среды по отношению к номинальным условиям нагрузки при нормальной
температуре для трансформаторов соответствующих ГОСТ 3484.2.
Для трансформаторов большой мощности методы расчета температуры отличаются в
зависимости от вида охлаждения. Категория трансформаторов средней мощности включает
трехфазные двухобмоточные трансформаторы мощностью до 100 МВА или эквивалентные им:
трансформаторы большей номинальной мощности (свыше 100 МВА) определены как
трансформаторы большой мощности. Для таких трансформаторов рекомендуется выполнять
расчеты по значениям отдельных параметров полученных при проведении типовых испытаний.
По изложенным в настоящем документе причинам рекомендуемые ограничения для этих двух
категорий трансформаторов имеют незначительные различия.
Часть первая «Общие положения» включает определения общие принципы основные
данные и специальные рекомендации по работе различных категорий трансформаторов.
Во второй части «Расчет температуры» представлены используемые математические модели.
В третьей части «Таблицы допустимых нагрузок» приведены результаты расчета в виде
графиков и таблиц для стандартных условий.
В настоящем стандарте приняты следующие определения:
3.1 Распределительный трансформатор
Трехфазный трансформатор номинальной мощностью не более 2500 кВА или однофазный
номинальной мощностью не более 833 кВА классов напряжения до 35 кВ включительно то есть
понижающий трансформатор с раздельными обмотками и напряжением распределительной
сети с охлаждением ON и без переключения ответвлений обмоток под нагрузкой.
3.2 Трансформатор средней мощности
Трехфазный трансформатор номинальной мощностью не более 100 МВА или однофазный
номинальной мощностью не более 333 МВА с раздельными обмотками в котором
сопротивление короткого замыкания Z (в процентах) вследствие ограничений плотности
потока рассеяния не превышает значения
где W - количество стержней;
Sr - номинальная мощность МВ·А.
Эквивалентный номинальный режим для автотрансформаторов определяется по приложению
3.3 Трансформатор большой мощности
Трансформатор мощностью более 100 МВА (трехфазный) или с предельным
сопротивлением короткого замыкания превышающим приведенное выше значение.
3.4 Режим циклических нагрузок
Режим нагрузки с циклическими изменениями (обычно цикл равен суткам) который
определяют с учетом среднего значения износа за продолжительность цикла. Режим
циклических нагрузок может быть режимом систематических нагрузок или режимом
продолжительных аварийных перегрузок.
а) Режим систематических нагрузок
Режим в течение части цикла которого температура охлаждающей среды может быть более
высокой и ток нагрузки превышает номинальный однако с точки зрения термического износа (в
соответствии с математической моделью) такая нагрузка эквивалентна номинальной нагрузке
при номинальной температуре охлаждающей среды. Это достигается за счет понижения
температуры охлаждающей среды или тока нагрузки в течение остальной части цикла.
При планировании нагрузок этот принцип может быть распространен на длительные
периоды в течение которых циклы со скоростью относительного износа изоляции более
единицы компенсируются циклами со скоростью износа менее единицы.
б) Режим продолжительных аварийных перегрузок
Режим нагрузки возникающий в результате продолжительного выхода из строя некоторых
элементов сети которые могут быть восстановлены только после достижения постоянного
значения превышения температуры трансформатора. Это не обычное рабочее состояние и
предполагается что оно будет возникать редко однако может длиться в течение недель или
даже месяцев и вызывать значительный термический износ. Тем не менее такая нагрузка не
должна быть причиной аварии вследствие термического повреждения или снижения
электрической прочности изоляции трансформатора.
3.5 Режим кратковременных аварийных перегрузок
Режим чрезвычайно высокой нагрузки вызванный непредвиденными воздействиями
которые проводят к значительным нарушениям нормальной работы сети при этом температура
наиболее нагретой точки проводников достигает опасных значений и в некоторых случаях
происходит временное снижение электрической прочности изоляции. Однако на короткий
период времени этот режим может быть предпочтительнее других. Можно предполагать что
нагрузки такого типа будут возникать редко. Их необходимо по возможности быстрее снизить
или на короткое время отключить трансформатор во избежание его повреждения. Допустимая
продолжительность такой нагрузки меньше тепловой постоянной времени трансформатора и
зависит от достигнутой температуры до перегрузки; обычно продолжительность перегрузки
составляет менее получаса.
4 Основные ограничения и воздействия режима нагрузок превышающих
номинальные значения
4.1 Воздействие режима нагрузок превышающих номинальные значения
4.1.1 Факторы влияющие на срок службы
Действительный срок службы трансформатора в значительной степени зависит от
исключительных воздействий таких как перенапряжения короткие замыкания в сети и
аварийные перегрузки. Вероятность безотказной работы при таких воздействиях возникающих
отдельно или в сочетании зависит в основном от:
а) значительности (амплитуды и длительности) воздействия;
б) конструкции трансформатора;
в) температуры различных частей трансформатора;
г) содержания влаги в изоляции и масле;
д) содержания кислорода и других газов в изоляции и масле;
е) количества размера и вида частиц примесей.
Предполагаемый нормальный срок службы - это некоторая условная величина принимаемая
для непрерывной постоянной нагрузки при нормальной температуре охлаждающей среды и
номинальных условиях эксплуатации. Нагрузка и (или) температура охлаждающей среды
превышающие номинальную вызывают ускоренный износ и заключают в себе некоторую
степень риска. Целью настоящего стандарта и является определение степени риска и
установление некоторых ограничений режимов нагрузки трансформаторов превышающих
номинальные значения.
Режим нагрузки трансформатора превышающей номинальное значение приводит к
а) температура обмоток отводов соединений изоляции и масла увеличивается и может
превысить допустимые значения;
б) возрастает плотность потока рассеяния вне магнитной системы что в результате
образования вихревых токов вызывает больший нагрев металлических частей охваченных этим
в) сочетание основного и добавочного потоков рассеяния ограничивает эксплуатационные
возможности магнитной системы при высокой индукции;
г) с изменением температуры изменяется содержание влаги и газа в изоляции и масле;
д) вводы переключатели концевые заделки кабеля и трансформаторы тока также
подвергаются повышенным нагрузкам что ограничивает возможности их применения.
Таким образом с увеличением тока нагрузки и температуры возникает опасность
преждевременного отказа. Такая опасность может возникнуть немедленно или явиться
следствием общего ухудшения состояния трансформатора в течение многих лет.
4.1.2 Опасность кратковременных воздействий:
а) основной опасностью вызывающей отказ трансформатора при кратковременных
воздействиях является снижение электрической прочности изоляции вследствие возможного
выделения пузырьков газа в местах с высокой электростатической напряженностью т.е. в
обмотках или соединениях.
В бумажной изоляции пузырьки газа могут скапливаться при внезапном повышении
критического значения температуры наиболее нагретой точки равного для трансформаторов с
нормальным содержанием влаги приблизительно от 140 до 160 °С. С увеличением концентрации
влаги эта критическая температура незначительно уменьшается.
Пузырьки газа могут также скапливаться на поверхности крупных металлических частей
нагретых потоком рассеяния или выделяться при перенасыщении масла. Однако пузырьки
обычно скапливаются в местах с низкой электростатической напряженностью и должны
перемещаться в места с более высокой электростатической напряженностью до того как
произойдет значительное снижение электрической прочности изоляции.
Допускается резкое до 180 °С повышение температуры неизолированных металлических
частей находящихся в трансформаторном масле но непосредственно не соприкасающихся с
основной органической изоляцией;
б) временное ухудшение механических свойств при повышенной температуре может снизить
стойкость трансформатора при коротком замыкании;
в) при повышении давления во вводах может произойти пробой вследствие утечки масла.
Если температура изоляции превышает значение 140 °С во вводах также может происходить
г) при расширении масла может произойти его перелив из расширителя;
д) переключение очень больших токов переключателем может быть опасным.
4.1.3 Опасность длительных воздействий
а) при повышенной температуре скорость совокупного термического износа изоляции
проводников повышается. Если такое воздействие продолжается достаточно долго может
произойти сокращение действительного срока службы трансформатора особенно если
трансформатор подвергается коротким замыканиям сети;
б) при повышенной температуре может также повыситься скорость износа других
изоляционных материалов а также проводников и некоторых механических частей;
в) при повышенных токе и температуре переходное сопротивление контактов
переключающих устройств может увеличиться и в конечном итоге вызвать недопустимый их
г) уплотняющие материалы в трансформаторе при повышенной температуре становятся
Опасность кратковременных воздействий обычно прекращается после снижения нагрузки до
нормальной однако с точки зрения уровня надежности трансформатора она может нанести
более значительный ущерб чем длительные воздействия.
Настоящий стандарт предусматривает одновременное ограничение нагрузочной способности
кратковременными и длительными воздействиями. Таблицы и графики приведенные в
стандарте основаны на традиционных методах расчета предполагаемой долговечности
бумажной изоляции по механическим свойствам в зависимости от времени и температуры в то
время как ограничения предельных температур наиболее нагретой точки устанавливаются ввиду
опасности немедленного отказа.
4.2 Мощность трансформатора
Чувствительность трансформатора к нагрузкам выше номинальных обычно зависит от
мощности. С увеличением мощности трансформатора наблюдается следующее:
а) увеличивается индуктивность рассеивания;
б) увеличиваются усилия короткого замыкания;
в) увеличивается поверхность изоляции с электростатической напряженностью;
г) сложнее определяется достоверная температура наиболее нагретой точки.
Таким образом трансформаторы большой мощности могут быть менее устойчивыми к
перегрузкам чем трансформаторы меньшей мощности. Кроме того выход из строя мощных
трансформаторов влечет за собой более тяжелые последствия чем отказ трансформаторов малой
С целью сохранения возможно меньшей степени риска при ожидаемых перегрузках в
настоящем стандарте рассматриваются три категории трансформаторов:
а) распределительные трансформаторы для которых учитываются только температура
наиболее нагретой точки и термический износ;
б) трансформаторы средней мощности для которых воздействия потока рассеяния не
являются критическими однако должны учитываться различные виды охлаждения;
в) трансформаторы большой мощности для которых воздействия потока рассеяния и
последствия отказа могут быть значительными.
4.3 Ограничения тока и температуры
При нагрузке превышающей номинальную рекомендуется не превышать предельные
значения приведенные в таблице 1 и учитывать специальные ограничения приведенные в 1.51.7.
Таблица 1 - Предельные значения температуры и тока для режимов нагрузки превышающей
Режим систематических нагрузок
Температура наиболее нагретой точки и
металлических частей соприкасающихся с
изоляционным материалом °С
Температура масла в верхних слоях °С
Режим продолжительных аварийных перегрузок
Режим кратковременных аварийных перегрузок
5 Специальные ограничения для распределительных трансформаторов
5.1 Ограничение мощности
В настоящем пункте рассматриваются распределительные трансформаторы мощностью не
более 2500 кВА определение которых приведено в 1.3.1.
5.2 Ограничение тока и температуры
Не следует превышать приведенные в таблице 1 предельные значения тока нагрузки
температуры наиболее нагретой точки обмоток и температуры масла в верхних слоях. Для
режимов кратковременных аварийных перегрузок предельные значения температуры масла в
верхних слоях и наиболее нагретой точки не установлены так как на практике невозможно
трансформаторов. Следует иметь в виду что при температуре наиболее нагретой точки
превышающей 140-160 °С возможно выделение пузырьков газа снижающих электрическую
прочность изоляции трансформатора (см. 1.4.1.2. Опасность кратковременных воздействий).
5.3 Другие части трансформатора
Работа трансформатора в режиме нагрузки превышающей 15 номинального тока помимо
обмоток может ограничиваться некоторыми другими частями трансформатора такими как
вводы концевые кабельные соединения устройства переключения ответвлений обмоток и
соединения. Причиной ограничения работы трансформатора может быть также расширение и
Допустимые перегрузки рассчитанные для обмоток не должны ограничиваться
нагрузочными характеристиками комплектующих трансформатор изделий.
5.4 Трансформаторы внутренней установки
Если трансформаторы предназначены для внутренней установки необходимо к значению
номинального превышения температуры масла в верхних слоях внести поправку на
окружающую среду. Такое дополнительное увеличение превышения температуры следует
определять в основном при испытаниях трансформаторов (см. п. 2.7.6).
5.5 Воздействия внешних факторов
Ветер солнце и дождь могут в определенной степени влиять на нагрузочную способность
распределительных трансформаторов но поскольку воздействие этих факторов нерегулярно
учитывать их нецелесообразно.
6 Специальные ограничения для трансформаторов средней мощности
6.1 Ограничения номинального режима
В настоящем пункте рассматриваются трехфазные трансформаторы номинальной
мощностью не более 100 MBА на которые распространяются ограничения по сопротивлению
короткого замыкания приведенные в 1.3.2.
6.2 Ограничения тока и температуры
температуры наиболее нагретой точки обмоток температуры масла в верхних слоях и
температуры металлических частей соприкасающихся с изоляционным материалом. Кроме
того следует иметь в виду что при температуре наиболее нагретой точки превышающей 140160 °С возможно выделение пузырьков газа снижающих электрическую прочность изоляции
трансформатора (см. 1.4.1.2. Опасность кратковременных воздействий).
6.3 Другие части трансформатора и присоединенное оборудование
Кроме обмоток работа трансформатора в режиме нагрузки превышающей 15 номинального
тока может ограничиваться также возможностями других частей трансформатора таких как
вводы концевые кабельные соединения устройства переключения ответвлений и соединения.
Причиной ограничения работы трансформатора может быть также расширение и давление
масла. Следует учитывать и характеристики такого присоединенного оборудования как кабели
выключатели трансформаторы тока и т.д.
6.4 Требования к стойкости при коротком замыкании
Во время работы в условиях нагрузки превышающей номинальную или непосредственно
после такой работы трансформаторы могут не удовлетворять требованиям ГОСТ 11677 к
термической стойкости при коротком замыкании допускающем длительность токов короткого
замыкания 2с. Однако в большинстве случаев в условиях эксплуатации длительность тока
короткого замыкания меньше 2с.
6.5 Ограничения напряжения
Если нет других ограничений для регулирования напряжения с изменяемым потоком (ГОСТ
677) то прикладываемое напряжение не должно превышать 105 номинального напряжения
(основное ответвление) или напряжения ответвления (другие ответвления) на любой обмотке
7 Специальные ограничения для трансформаторов большой мощности
Для трансформаторов большой мощности следует учитывать дополнительные ограничения
связанные в основном с сильными потоками рассеяния. В связи с этим целесообразно
указывать при заказе трансформатора или по запросу нагрузочную способность
трансформаторов специального назначения (см. приложение С).
Метод расчета термического износа изоляции для всех трансформаторов одинаков. Однако
рекомендуется выполнять машинный расчет по фактическим тепловым характеристикам
каждого индивидуально рассматриваемого трансформатора а не использовать данные таблиц
допустимых нагрузок приведенных в разделе 3.
Существующий уровень знаний требования высокой надежности трансформаторов большой
мощности связанные с последствиями их повреждения а также приведенные ниже положения
обуславливают более консервативный и более индивидуальный подход к рекомендациям для
этих трансформаторов чем для трансформаторов меньшей мощности:
а) сочетание потока рассеяния и главного намагничивающего потока в стержнях или ярмах
магнитной системы обусловливает значительную подверженность трансформаторов большой
мощности перевозбуждениям особенно в условиях перегрузки;
б) последствия ухудшения механических свойств изоляции под воздействием температуры и
времени включая износ вызванный тепловым расширением для трансформаторов большой
мощности могут быть более значительными;
в) температура наиболее нагретой точки обмоток не может быть определена при обычном
испытании на нагрев. Даже если при таком испытании номинальным током не появляется
никаких отклонений от нормы сделать заключение о последствиях при более высоких токах
нельзя эта экстраполяция не учитывается при конструировании трансформаторов;
г) рассчитанные по результатам испытаний на нагрев номинальным током значения
превышения температуры наиболее нагретой точки обмоток для токов превышающих
номинальный для трансформаторов большой мощности могут быть менее достоверными.
7.2 Ограничения тока и температуры
7.3 Другие части трансформатора и присоединенное оборудование
7.4 Требования к стойкости при коротком замыкании
7.5 Ограничения напряжения
1 Условные обозначения
1.1 Основные условные обозначения
А - амплитуда годового изменения среднесуточной температуры охлаждающей среды °С;
В - амплитуда суточного изменения °С;
ДХ - самый жаркий день в году;
Н - коэффициент температуры наиболее нагретой точки;
К - коэффициент нагрузки (отношение тока нагрузки к номинальному току);
L - относительный износ за определенный период времени;
R - отношение нагрузочных потерь при номинальном токе к потерям холостого хода;
S - номинальная мощность МВА;
ТХ - самое жаркое время суток;
V - относительная скорость износа;
W - количество стержней остова;
g - разность температур обмотки и масла °С;
j - месяц года (используется при расчете износа и температуры наиболее нагретой точки на
t - продолжительность нагрузки на прямоугольном графике нагрузки;
z - сопротивление короткого замыкания %;
- тепловая постоянная времени;
ON - обозначает виды охлаждения ONAN или ONAF
OF - обозначает виды охлаждения OFAF или OFWF
OD - обозначает виды охлаждения ODAF или ODWE.
- превышение температуры (по отношению к температуре охлаждающей среды).
1.3 Показатели степени
х - показатель степени суммарных потерь при расчете превышения температуры масла;
у - показатель степени коэффициента нагрузки при расчете превышения температуры
- относится к температуре наиболее нагретой точки для вида охлаждения OD.
E - соответствует эквивалентной температуре охлаждающей среды;
M - соответствует температуре охлаждающей среды при расчете наиболее нагретой точки;
W - соответствует обмотке;
a - соответствует охлаждающему воздуху (температуре);
h - соответствует наиболее нагретой точке (температуре);
m - соответствует коэффициенту используемому при расчете максимальной температуры
наиболее нагретой точки;
о - соответствует маслу;
r - обозначает номинальное значение (если применяется то всегда ставится последним);
t - соответствует температуре или превышению температуры в момент времени t
у - соответствует ежегодному значению.
1.5 Специальные индексы для температуры масла (если применяется один из этих
индексов то всегда ставится первым)
т - средняя температура масла в обмотках;
b - масло в нижней части бака обмотки или охладителя;
о - масло в верхней части бака;
от - средняя температура масла в баке;
е - масло в верхней части теплообменника;
ет - средняя температура в теплообменнике;
bt - температура масла в нижней части бака в момент времени t
bu - максимальная температура масла в нижней части бака.
2 Непосредственное измерение температуры наиболее нагретой точки
Наиболее значительным ограничением перегрузки трансформатора является температура
наиболее нагретой точки обмотки: необходимо стремиться к тому чтобы с возможно большей
точностью определять эту температуру. В настоящее время начинают постепенно выполнять
непосредственное ее измерение (оптическими волоконными светопроводами с датчиками или
другими приборами аналогичного назначения). Такие измерения должны улучшить оценку
температуры наиболее нагретой точки по сравнению с методами расчета приведенными в п. 2.4.
3 Расчетные тепловые характеристики
3.1 Принятые упрощения
Следует иметь в виду что формулы приведенные в настоящем стандарте основаны на ряде
упрощений. Приведенная на рисунке 1 схема распределения температуры является упрощением
более сложной действительной картины распределения температуры. Итак приняты следующие
а) температура масла внутри обмоток повышается линейно от нижней части к верхней
независимо от вида охлаждения;
б) превышение температуры проводника увеличивается линейно по высоте обмотки и
параллельно превышению температуры масла с постоянной разностью g между двумя прямыми
линиями (g - разность между превышением средней температуры измеренной методом
сопротивления и превышением средней температуры масла);
в) превышение температуры наиболее нагретой точки должно быть выше превышения
температуры проводника в верхней части обмотки как показано на рисунке 1 поскольку
необходимо учесть увеличение дополнительных потерь. Для учета этих нелинейностей за
разность температур наиболее нагретой точки и масла в верхней части обмотки принято
обозначение Нg. Коэффициент Н может иметь значения от 11 до 15 в зависимости от мощности
трансформатора сопротивления короткого замыкания и конструкции обмотки. При построении
графиков и составлении таблиц раздела 3 настоящего стандарта для распределительных
трансформаторов использовано значение 11 для трансформаторов средней и большой
3.2 Температура масла в верхних слоях измеренная во время испытания отличается от
температуры масла вытекающего из обмотки. Эта разность особенно заметна в течение
неустановившегося режима в результате внезапного появления нагрузки большой амплитуды.
Фактически масло в верхних слоях представляет собой смесь различных потоков масла которые
циркулируют вдоль и (или) снаружи разных обмоток.
Рисунок 1 - Схема распределения температуры
Разность между главными обмотками при охлаждении ON обычно незначительна. Для любой
обмотки за температуру масла на выходе из обмотки принимается температура смеси масла в
За температуру масла на выходе из обмотки при видах охлаждения OF и OD принимается
температура масла в нижней части обмоток плюс удвоенная разность средней температуры
масла в средней части рассматриваемой обмотки и температуры масла в нижней части обмотки.
В силу различий в распределении потоков масла разные виды охлаждений следует
рассматривать отдельно. Предполагается что в трансформаторах с охлаждением ОN и OF
циркуляция масла в обмотке осуществляется термосифоном а в трансформаторах с
охлаждением OD - в основном насосом и практически не зависит от градиента температуры
3.3 В трансформаторах с видами охлаждения OF и OD (среднюю температуру масла
следует определять наилучшим из известных методов так как от этого непосредственно зависит
расчет температуры наиболее нагретой точки. В ГОСТ 3484.2 приведен ряд методов
определения значения используемого только при расчете некоторых поправок на превышение
средней температуры обмотки. В настоящем стандарте использован в основном альтернативный
метод (см. приложение В) определения средней температуры масла по результатам испытаний.
3.4 Поскольку тепловая постоянная времени обмоток обычно небольшая (от 5 до 10 мин)
она оказывает на температуру наиболее нагретой точки только ограниченное влияние даже при
повышенных кратковременных перегрузках. Продолжительность самой кратковременной
перегрузки по таблицам допустимых нагрузок настоящего стандарта равна 30 мин (раздел 3);
при расчетах значение тепловой постоянной времени принимают равным нулю.
3.5 Для расчета превышения температуры наиболее нагретой точки в постоянном
циклическом или другом режиме можно использовать тепловые характеристики полученные из
различных источников:
а) результатов специальных испытаний на нагрев в том числе и непосредственных
измерений температуры наиболее нагретой точки или температуры масла на выходе из обмоток
(при отсутствии непосредственного измерения наиболее нагретой точки коэффициент наиболее
нагретой точки N может быть сообщен только изготовителем);
б) результатов обычного испытания на нагрев;
в) значений превышения температуры при номинальном токе.
В таблице 2 приведены тепловые характеристики которые использовались при составлении
таблиц допустимых нагрузок раздела 3 настоящего стандарта. Следует отметить что если для
трансформаторов большой мощности превышение средней температуры обмотки при
номинальном токе равно 65 °С для видов охлаждения ОN и OF и 70 °С - для вида охлаждения
OD то в зависимости от конструкции трансформатора превышение температуры наиболее
нагретой точки при номинальном токе может составлять более 78 °С.
Таблица 2 Тепловые характеристики используемые при составлении таблиц нагрузок
распределительные средней и большой мощности
Показатель степени масла
Показатель степени обмотки
наиболее нагретой точки
Тепловая постоянная времени
(масло на выходе из обмотки)
масла на выходе из обмотки
масла в нижней части обмотки
Для видов охлаждения ON значения ir принимают равным or
4 Расчет температуры в установившемся тепловом режиме
4.1 Вид охлаждения ON
Для вида охлаждения ON максимальная температура наиболее нагретой точки при любой
нагрузке К равна сумме температуры охлаждающей среды превышения температуры масла в
верхних слоях и разности температур наиболее нагретой точки и масла в верхних слоях
4.2 Вид охлаждения OF
Для вида охлаждения OF метод расчета основан на температуре масла в нижней и средней
частях обмотки и средней температуре масла как указано в 2.3.2. Таким образом максимальная
температура наиболее нагретой точки при любой нагрузке К равна сумме температуры
охлаждающей среды превышения температуры масла в нижней части обмотки разности
температур масла на выходе из обмотки и в нижней части а также разности температур
наиболее нагретой точки и масла на выходе из обмотки
4.3 Вид охлаждения OD
Для вида охлаждения OD метод расчета в основном такой же как и для вида охлаждения
OF за исключением того что к значению h добавляется поправка на изменение омического
сопротивления обмоток от температуры
h h 0 15 h hr (при К>1)
где h рассчитывают по формуле (2) без учета влияния изменений омического
hr - температура наиболее нагретой точки при номинальной нагрузке. Для получения более
точных результатов следует обращаться за консультацией к изготовителю.
4.4 Поправки к формулам расчета
При расчете максимальной температуры наиболее нагретой точки по приведенным выше
формулам теоретически возможно вводить различные поправки например на изменение в
зависимости от температуры:
а) нагрузочных потерь;
б) отношения омических потерь и потерь на вихревые токи в обмотке;
Для видов охлаждения ON и OF изменение вязкости при изменении температуры
компенсируется изменением сопротивления обмоток. В настоящем стандарте эти два явления не
принимаются во внимание.
Для вида охлаждения OD влияние вязкости масла на превышение температуры
незначительно. Следует учитывать изменение омического сопротивления например введением
поправки в формулу (3).
5 Расчет температуры в неустановившемся тепловом режиме
Любое изменение режимов нагрузки рассматривается как ступенчатая функция.
Прямоугольный график нагрузки используемый при составлении таблиц раздела 3 настоящего
стандарта состоит из одной ступени направленной вверх и через некоторое время одной
ступени направленной вниз. Для непрерывно изменяющейся нагрузки ступенчатая функция
применяется к меньшим интервалам времени а для расчета температуры наиболее нагретой
точки требуется программа машинного расчета (см. 2.8).
Превышение температуры масла (например в нижней части) в конце интервала времени t
определяют по формуле
bu - установившееся превышение температуры масла в нижней части при нагрузке
прикладываемой в течение этого интервала времени;
- постоянная времени масла.
При любом изменении нагрузки разность температур обмотки и масла изменяется и
достигает нового значения с характерной постоянной времени обмотки. В соответствии с
причинами приведенными в 2.3.4 эта постоянная не принимается в расчет. Принимается что
значение коэффициента нагрузки Кy в последнем выражении формулы (1) и двух последних
выражениях формулы (2) мгновенно достигает нового значения.
6 Термический износ изоляции трансформатора
6.1 Закон термического износа
Кроме всех других воздействий которыми можно было бы пренебречь изоляция
подвергается термохимическому износу. Этот процесс является кумулятивным и приводит к
недопустимому ее состоянию по некоторым критериям. Согласно закону Аррениуса период
времени до достижения этого состояния в зависимости от скорости химической реакции
Срок службы = е(α+T)
где α и - постоянные;
T - абсолютная температура.
Для ограничения диапазона температуры можно пользоваться более простым
экспоненциальным отношением Монтсингер
Примечание. В настоящем стандарте используется отношение Монтсингер которое по приведенному
выше определению является упрощением основного используемого в других руководствах по нагрузке
закона Аррениуса относительно термохимического износа. Для рассматриваемого в настоящем стандарте
диапазона температур использование отношения Монтсингер считается достаточным и в сущности дает
оценку термического износа с запасом прочности.
Пока не существует единственного и простого критерия окончания срока службы который
мог бы быть использован для количественной оценки полезного срока службы изоляции
трансформатора однако можно сделать сравнения основанные на скорости износа изоляции.
Это величина обратная сроку службы выражаемая отношением Монтсингер
Скорость износа = постоянная е-.
Значение постоянной в этом уравнении зависит от многих факторов: первоначального
состава целлюлозных продуктов (смесь исходных материалов химические добавки) и
параметров окружающей среды (содержание влаги свободного кислорода в системе).
Однако независимо от этих изменений в интервале температуры от 80 до 140 °С
соответствующей реальным условиям коэффициентом изменения температуры допускается
принимать постоянное значение . При определении его значения учитывают тот факт что
скорость износа удваивается при каждом изменении температуры приблизительно на 6 °С; такое
значение принято в настоящем стандарте.
Скорость износа определяется температурой наиболее нагретой точки. Для трансформаторов
соответствующих требованиям ГОСТ 11677 эталонное значение этой величины при
номинальной нагрузке к нормальной температуре охлаждающей среды принимается равным 98
°С. В настоящем стандарте относительная скорость износа при этой температуре принимается
Во многих трансформаторах применяется термически высококачественная изоляция.
Поскольку в ГОСТ 3484.2 этот вид изоляции для масляных трансформаторов не
рассматривается то допустимые пределы превышения температуры обусловленные улучшением
термической стойкости изоляции устанавливаются по согласованию между изготовителем и
потребителем. В большинстве случаев трансформаторы с такой изоляцией имеют нормальный
предполагаемый срок службы при базовой температуре наиболее нагретой точки 110 °С.
6.2 Относительная скорость термического износа изоляции
Для трансформаторов отвечающих требованиям ГОСТ 11677 относительная скорость
термического износа изоляции принята равной единице для температуры наиболее нагретой
точки 98 °С что соответствует работе трансформатора при температуре охлаждающей среды 20
°С и превышению температуры наиболее нагретой точки 78 °С. Относительная скорость износа
определяется по формуле
скорость износа при h
скорость износа при 98 С
Из данных приведенных ниже следует что эта формула содержит значительную
зависимость относительной скорости износа изоляции от температуры наиболее нагретой точки:
Относительная скорость износа изоляции
6.3 Расчет сокращения срока службы
Сокращение срока службы вызванное месячной суточной или часовой нагрузкой при
температуре наиболее нагретой точки 98 °С выражается «нормальными» месяцем сутками или
Если нагрузка и температура охлаждающей среды постоянны в течение определенного
периода времени то относительное сокращение срока службы равно Vt где t - рассматриваемый
период времени. То же самое относится к постоянному режиму нагрузки при изменяющейся
температуре охлаждающей среды если при этом используется базовое значение температуры
охлаждающей среды (см. 2.7).
Обычно когда изменяется режим нагрузки и температура охлаждающей среды
относительная скорость сокращения срока службы изменяется во времени. Относительный износ
изоляции (или относительное сокращение срока службы) в течение определенного периода
где п - порядковый номер интервала времени;
N - общее количество равных интервалов времени.
7 Температура охлаждающей среды
Для трансформаторов наружной установки с воздушным охлаждением за температуру
охлаждающей среды принимается действительная температура воздуха. Для распределительных
трансформаторов внутренней установки поправка на температуру охлаждающей среды
приведена в 2.7.6. Для трансформаторов с водяным охлаждением за температуру охлаждающей
среды принимается температура воды на входе в теплообменник которая во времени изменяется
меньше чем температура воздуха.
При перегрузке продолжительностью более нескольких часов следует учитывать изменение
температуры охлаждающей среды. По желанию потребителя эти изменения можно учитывать
при помощи одного из следующих методов:
а) использовать для расчета термического износа изоляции эквивалентную температуру
охлаждающей среды; для расчета максимальной температуры наиболее нагретой точки
использовать эквивалентную температуру охлаждающей среды и среднее значение месячных
максимумов (2.7.2 и 2.7.5);
б) допускается непосредственно использовать кривую изменения фактической температуры
в) допускается получить приблизительное значение изменяющейся температуры
охлаждающей среды при помощи двойной синусоидальной функции (2.7.5).
7.2 Эквивалентная температура охлаждающей среды E
Если температура охлаждающей среды заметно изменяется при перегрузках в тепловом
расчете следует использовать ее эквивалентное значение так как оно будет больше
среднеарифметического значения.
Эквивалентная температура охлаждающей среды - это условно постоянная температура
которая в течение рассматриваемого периода времени вызывает такой же износ изоляции как и
изменяющаяся температура охлаждающей среды за такой же промежуток времени (сутки месяц
Если с увеличением температуры на 6 °С скорость износа изоляции удваивается и можно
предположить что изменение температуры охлаждающей среды происходит по синусоидальной
форме то эквивалентную температуру охлаждающей среды определяют по формуле
где - средняя температура;
- отклонение температуры за рассматриваемый период (разность средних значений
максимума и минимума).
Поправочный коэффициент на среднюю температуру может быть также определен по
кривой изображенной на рисунке 2 который является иллюстрацией приведенной выше
Рисунок 2 - Поправка на среднюю температуру для получения эквивалентной температуры
7.3 Температура охлаждающей среды для расчета наиболее нагретой точки m
Эквивалентная температура охлаждающей среды может быть использована для расчета
термического износа изоляции но не может быть использована для контроля максимальной
температуры наиболее нагретой точки в период перегрузки. Для такого контроля рекомендуется
принимать среднее значение месячных максимумов. Использование абсолютного максимума не
считается целесообразным вследствие малой вероятности его появления и влияния тепловой
7.4 Непрерывно изменяющаяся температура охлаждающей среды
Если расчеты износа изоляции и температуры наиболее нагретой точки производятся для
нагрузки продолжительностью превышающей номинальное значение на несколько суток то
использование предусмотренной на этот период реальной кривой изменения температуры может
быть более приемлемым. В таком случае кривая изменения температуры охлаждающей среды
должна быть представлена рядом отдельных значений соответствующих интервалу времени
выбранному для определения изменения нагрузки.
7.5 Синусоидальное изменение температуры охлаждающей среды
Для вычислений проводимых на многие сутки или месяцы наперед более удобно
рассматривать температуру охлаждающей среды представляемую двумя синусоидальными
функциями (первая характеризует годичное вторая - суточное изменение температуры)
сутки ДХ В или Вт cos 2 час ТХ
где ay - среднегодовая температура охлаждающей среды °С;
В - амплитуда суточного изменения для расчета скорости износа изоляции °С;
Вт - амплитуда суточного изменения для расчета максимальной температуры наиболее
cутки - порядковый номер суток с начала года (например 1 февраля = 32);
час - время суток (например 13 ч 15 мин = 1325).
Расчет этих параметров производят по отдельной программе приведенной в приложении D
введением четырех типичных значений температур для каждого месяца года.
7.6 Поправка на температуру охлаждающей среды для трансформаторов внутренней
Трансформатор предназначенный для установки в помещении подвергается
дополнительному перегреву значение которого составляет около половины значения
превышения температуры воздуха в этом помещении. Испытания показали что дополнительный
перегрев масла в верхних слоях изменяется под действием тока нагрузки приблизительно так
же как изменяется превышение температуры в верхних слоях.
Для трансформаторов установленных в металлическом или бетонном помещении можно
использовать формулу (1) заменив or на or
где or - дополнительный перегрев масла в верхних слоях при номинальной нагрузке.
Этот дополнительный перегрев рекомендуют определять во время испытаний однако если
результаты таких испытаний отсутствуют допускается в качестве справочных использовать
значения приведенные в таблице 3. Приблизительное значение дополнительного перегрева
масла в верхних слоях получают делением значений приведенных в таблице 3 на два.
Таблица 3 - Поправки на температуру охлаждающей среды для трансформаторов
внутренней установки
Поправка (добавляется к эквивалентной
температуре охлаждающей среды) °С
трансформаторов номинальная мощность трансформатора кВ·А
естественной вентиляцией
сооружения с незначительной
принудительной вентиляцией
Приведенные выше значения температурных поправок были рассчитаны для типичных режимов
нагрузки подстанций с использованием характерных значений потерь в трансформаторах. Поправки
получены в результате проведения серии испытаний с естественным и принудительным охлаждением в
подземных камерах и закрытых подстанциях а также в результате выборочных измерений проводимых
на подстанциях и в трансформаторных киосках.
Если испытание на нагрев было проведено на трансформаторе установленном в киоске как на
едином собранном устройстве внесение поправки на температуру внутри киоска не требуется.
8 Программа машинного расчета
8.1 Логическая схема
Расчет коэффициентов нагрузки применительно к данному трансформатору при заданном
графике нагрузки с учетом изменения температуры охлаждающей среды заданного ограничения
температуры наиболее нагретой точки и износа производится методом итерации при
выполнении которого необходимо использование компьютера. Логическая схема такого метода
итерации включающая основные принципы установленные настоящим стандартом показана на
Подобный метод итерации используется при выборе проектировщиком номинальных
значений параметров для новых трансформаторов если известны режимы нагрузки и
температура охлаждающей среды.
Программа должна быть составлена таким образом чтобы потребитель смог ввести
исходные тепловые характеристики трансформатора график нагрузки на заданный период
характер изменения температуры охлаждающей среды на этот период а также необходимые по
его мнению специальные ограничения температуры и износа.
Максимальную температуру наиболее нагретой точки и относительный износ рассчитывают
для заданного графика нагрузки. Если максимальная температура не превышена и износ ниже
принятого предельного значения расчет повторяют при увеличенном значении множителя F
применяемого к каждой отдельной нагрузке К1 К2 Кn через постоянные интервалы времени t1
t2 tn. Множитель F повышают ступенями на 1 % для каждой итерации до тех пор пока не
будет достигнут один из пределов. Если при начальном расчете относительный износ больше
принятого значения расчет повторяют используя уменьшенное до 2 % значение F.
Увеличение на множитель нагрузки и допуски на предельную температуру могут быть
выбраны по-разному в зависимости от типа трансформатора и параметров нагрузки.
Составителю программы следует учитывать что при температуре наиболее нагретой точки в
пределах от 100 до 140 °С с увеличением коэффициента нагрузки на 2 % максимальная
температура наиболее нагретой точки увеличивается более чем на 2 °С а относительный износ
приблизительно на 25 %.
Характеристики трансформатора
Вид охлаждения: ONAN ONAF OF или OD
or - превышение температуры масла в верхних слоях при номинальном токе для видов
br - превышение температуры масла в нижних слоях при номинальном токе для видов
Hgr – разность температур наиболее нагретой точки и масла на выходе при номинальном
х – показатель степени при расчете температуры масла;
y – показатель степени при расчете температуры обмотки;
R – отношение нагрузочных потерь к потерям холостого хода;
– тепловая постоянная времени масла ч;
hr – номинальная температура наиболее нагретой точки при скорости износа равной
единице (98 С 110 С или другое соответствующее базовое значение (см. 2.6.1)
Продолжительность цикла количество интервалов
относительных единицах для каждого интервала;
в цикле значение нагрузки в
Температура охлаждающей среды
Эквивалентная температура охлаждающей среды и суточная температура (E M) или
температура охлаждающей среды для каждого интервала цикла нагрузки или характеристики
для расчета по методу двойной синусоиды (ay А В Вт ДХ ТХ)
hмакс - максимально допустимая температура наиболее нагретой точки;
омакс - максимально допустимая температура масла в верхних слоях;
Lмакс - максимально допустимый относительный износ;
F - уточнить имеет ли множитель нагрузки установленное значение F = 1.
Рисунок 3 - Логическая схема программы машинного расчета коэффициента допустимой
Продолжение рисунка 3
Следует принимать такие допуски чтобы избежать колебания результатов обеспечивая при
этом достаточную точность. При проверке программы с примерами приведенными в таблицах 4
и 5 желательно получить более высокую точность уменьшая эти допуски.
При расчете может быть использован не только метод итерации но и другие
альтернативные методы если они дают аналогичные результаты.
Для того чтобы показать диапазон значений входных и выходных данных и дать
возможность потребителю проверить свою программу в таблицах 4 и 5 приведены примеры
В первом примере (таблица 4) приведен простой расчет нагрузки за одни сутки с постоянной
температурой охлаждающей среды и простым графиком нагрузки.
Второй пример (таблица 5) является расчетом нагрузки за целый год с тремя различными
графиками нагрузки в течение года и температурой охлаждающей среды представленной
двойной синусоидальной функцией.
Таблица 4 - Данные для расчета нагрузки за одни сутки при постоянной эквивалентной
температуре охлаждающей среды
*** Ввод (1) *** Номинальные характеристики и данные трансформатора
категория трансформатора: распределительный;
вид охлаждения: ONAN
- превышение температуры масла в верхних слоях °С
- превышение средней температуры масла °С
- разность температур наиболее нагретой точки и масла в верхних слоях °С
- показатель степени при расчете температуры масла
- показатель степени при расчете температуры обмотки
- отношение нагрузочных потерь к потерям холостого хода
- тепловая постоянная времени масла ч
- температура наиболее нагретой точки нормального износа °С
*** Ввод (2) *** Заданный график нагрузки
*** Ввод (3) *** Данные температуры охлаждающей среды
- эквивалентная температура охлаждающей среды °С
амакс - максимальная суточная температура °С
*** Ввод (4) *** Ограничения по температуре и нагрузке
- предельная температура масла в верхних слоях °С
- предельная температура наиболее нагретой точки °С
- предельный относительный износ
- множитель кривой нагрузки (постоянная или изменяющаяся ПОСТОЯННАЯ
верхних слоях макс °С
Температура наиболее
нагретой точки макс°С
Температура масла в верхних слоях Температура наиболее нагретой
Таблица 5 - Данные для расчета нагрузки на полный год при температуре охлаждающей
среды определяемой методом двух синусоид и по трем различным графикам нагрузки
or - превышение температуры масла в верхних слоях °С
imr - превышение средней температуры масла °С
Hqr - разность температур наиболее нагретой точки и масла в верхних слоях °С
- среднегодовая температура охлаждающей среды °С
- амплитуда годового изменения °С
- амплитуда суточного изменения при расчете износа °С
- амплитуда суточного изменения при расчете максимальной температуры °С
- самый жаркий день в году
- самое жаркое время дня
*** Ввод (4) *** Ограничения температуры и нагрузки
- предельный относительный износ отн. Ед.
в верхних слоях наиболее нагретой износ отн. ед.
Относительный износ за год L = 0706 отн. ед.
Относительный износ за период L (1) = 0237 отн. ед.
Температура масла в верхних слоях °С Температура наиболее нагретой
Относительный износ за период L (2) = 1160 отн. ед.
Относительный износ за период L (3) = 0266 отн. ед
ТАБЛИЦЫ ДОПУСТИМЫХ НАГРУЗОК
1 Ограничения принятые в таблицах допустимых нагрузок
В настоящей части приведены допустимые режимы нагрузок различных типов
трансформаторов. Данные таблиц и рисунков 3.2-3.4 рассчитаны по формулам приведенным в
4-2.6 и с использованием тепловых характеристик трансформатора (таблица 2).
Не следует ожидать высокой точности от кривых на рисунках и данных таблиц из-за
принятых необходимых допущений:
а) суточное изменение нагрузки представлено упрощенным и двухступенчатым графиком
б) используемые при расчете тепловые характеристики (указанные в таблице 2) могут не
соответствовать характеристикам рассматриваемого трансформатора;
в) температура охлаждающей среды за всю продолжительность графика нагрузки (24 ч)
принимается постоянной;
г) нецелесообразно учитывать при расчете поправочный коэффициент на изменение
сопротивления обмоток от температуры (2.4.3) в таблицах в которых значения не зависят от
температуры охлаждающей среды. Вместо него для трансформаторов с охлаждением OD этот
поправочный коэффициент заменен следующим
Потребителям настоятельно рекомендуется делать свои собственные расчеты на основе более
точных тепловых характеристик и использовать более реальный график нагрузки.
2 Метод преобразования реальных суточных графиков нагрузки в эквивалентные им
суточные двухступенчатые прямоугольные графики
2.1 О пользовании руководством
Для того чтобы пользоваться рисунками и таблицами приведенными в 1.4 и 3.5
необходимо преобразовать суточный график нагрузки в упрощенный двухступенчатый в
соответствии с рисунком 4. К1 и К2 - ступени нагрузки где К2 - максимум нагрузки.
Продолжительность максимума нагрузки - t часов. Методы определения этой
продолжительности для прямоугольного графика нагрузки зависят от некоторых факторов; в
2.2 3.2.3 и 3.2.4 приведены рекомендуемые методы для различных видов реальных графиков
Если эквивалентность двухступенчатого графика нагрузки вызывает сомнение следует
сделать несколько допущений и принять график с наибольшим запасом.
Пример упрощенного применения руководства по нагрузке силовых масляных
трансформаторов приведено в приложении Е.
Рисунок 4 - Эквивалентный двухступенчатый график нагрузки
2.2 График нагрузки с одним максимумом
В этом случае значение t следует определять как показано на рисунке 5.
Для участка графика нагрузки без максимума значение К1 определяют как среднее значение
нагрузки без максимума.
Рисунок 5 - График нагрузки с одним максимумом
2.3 График нагрузки с двумя максимумами равной амплитуды но различной
При двух максимумах примерно равной амплитуды но различной продолжительности
значение t определяют для максимума большей продолжительности а значение К1 должно
соответствовать среднему значению оставшейся нагрузки.
Пример графика нагрузки представлен на рисунке 6.
Рисунок 6 - График нагрузки с двумя максимумами равной амплитуды и различной
2.4 График нагрузки с последовательными максимумами
Если график нагрузки состоит из нескольких последовательных максимумов значение t
принимают достаточной продолжительности чтобы охватить все максимумы а значение К1
должно соответствовать среднему значению оставшейся нагрузки как показано на рисунке 7.
Рисунок 7 - График нагрузки с последовательными максимумами
3 Нормальный продолжительный режим нагрузки
Если ток нагрузки в течение некоторого времени значительно не изменяется допускается
использовать постоянный эквивалентный ток нагрузки. Значения приемлемого коэффициента
нагрузки К = К24 для продолжительного режима при различных температурах охлаждающей
среды приведены в таблице 6.
Таблица 6 - Допустимый коэффициент нагрузки для продолжительного режима K24 при
различных температурах охлаждающей среды (охлаждение ONAN ON OF и OD)
температуры наиболее
4 Нормальные режимы систематических нагрузок
На рисунках помещенных ниже приведены сведения для четырех категорий
трансформаторов и восьми значений температуры охлаждающей среды:
- распределительные трансформаторы с охлаждением ONAN - рисунок 9;
- трансформаторы средней и большой мощности с охлаждением ON - рисунок 10;
- трансформаторы средней и большой мощности c охлаждением OF - рисунок 11;
- трансформаторы средней и большой мощности с охлаждением OD - рисунок 12
Если температура охлаждающей среды находится в интервале между двумя значениями
следует выбрать ближайшее большее значение или проинтерполировать между двумя наиболее
близкими значениями.
По графикам нагрузки можно определить допустимую перегрузку K2 при заданных
продолжительности t перегрузки и начальной нагрузке K1
Эти графики нагрузки можно также использовать для выбора номинальной мощности
трансформатора (с нормальным сроком службы) для заданного прямоугольного графика
нагрузки выраженного отношением K2K1 принимая что прикладываемые напряжения остаются
постоянными. Для этого достаточно найти точку пересечения кривой соответствующей
продолжительности перегрузки K2 с прямой постоянного наклона K2K1. Эту прямую определяют
так: на оси ординат откладывают точки K2 = 1 на оси абсцисс - K1 = 1 затем соединяют их (см.
приведенный ниже пример 2 и соответствующий рисунок 8).
Пример 1. Распределительный трансформатор мощностью 2 МВ·А с охлаждением ONAN
начальная нагрузка 1 МВА. Определить допустимую нагрузку продолжительностью 2 ч при
температуре охлаждающей среды 20 °С принимая напряжение неизменным
а = 20 K1 = 05; t = 2 ч
На рисунке 9 K2 = 156 однако в стандарте приведено предельное значение 15.
Следовательно допустимая нагрузка продолжительностью 2 ч равна 3 MBА (затем снижается
Пример 2. Распределительный трансформатор с охлаждением ONAN должен
эксплуатироваться каждый день с нагрузкой 1750 кВА в течение 8 ч и с нагрузкой 1000 кВА в
течение остальных 16 ч при а = 20 °С
По графику приведенному на рисунке 9 по прямой t = 8 и по отношению K1K2 = 175
находят значения K2 = 115 и K1 = 066 (см. рисунок 8). Отсюда номинальная мощность
трансформатора составляет
Рисунок 8 - Иллюстрация примера 2
Рисунок 9 - Распределительные трансформаторы с охлаждением ONAN
Допустимые режимы нагрузки с нормальным сокращением срока службы
Рисунок 10 - Трансформаторы средней и большой мощности с охлаждением ON.
Окончание рисунка 10
Рисунок 11 - Трансформаторы средней и большой мощности с охлаждением OF.
Окончание рисунка 11
Рисунок 12 - Трансформаторы средней и большой мощности с охлаждением OD
Окончание рисунка 12
5 Режим аварийных перегрузок
Приведенные ниже таблицы предназначены для информирования потребителя о перегрузках
которые может выдержать трансформатор без превышения предельного значения температуры
наиболее нагретой точки обмотки (таблица 1) а также о сокращении срока службы вызываемом
этими перегрузками если тепловые характеристики трансформатора соответствуют
приведенным в таблице 2. В 24 таблицах приведены значения для трансформаторов четырех
категорий и шести значений t (от 05 до 24 ч):
распределительные трансформаторы с охлаждением ONAN - таблицы 7-12;
трансформаторы средней и большой мощности с охлаждением ON - таблицы 13-18;
трансформаторы средней и большой мощности с охлаждением OF - таблицы 19-24;
трансформаторы средней и большой мощности с охлаждением OD - таблицы 25-30.
С помощью этих таблиц можно проверить графики допустимых режимов нагрузки при
различных значениях K1 и K2 для данной температуры охлаждающей среды и определить для
данного случая сокращение срока службы (выражается в «нормальных» сутках т. е в
эквивалентных сутках работы при номинальной мощности и температуре охлаждающей среды
Температура и суточное сокращение срока службы для этих аварийных режимов
рассчитывались на основе циклического режима. Если реальная ситуация требует только
односуточного аварийного режима которому предшествуют и за которым следуют сутки с более
низкой нагрузкой то рассчитанные значения сокращения срока службы будут больше
фактических и таким образом будут содержать определенный запас по износу.
Относительное сокращение срока службы приводится в таблицах с точностью до трех знаков.
Такая точность может показаться неоправданней но это облегчает построение графиков и
выполнение интерполяции при условии что полученные значения будут округлены по
Пример 1. Определить сокращение срока службы за сутки и температуру наиболее нагретой
точки трансформатора средней мощности работающего в следующих условиях:
Охлаждение OF K1 = 08; K2 = 13; t = 8 ч; а = 30 °С.
По данным таблицы 23 V= 318; h = 121 °С для температуры охлаждающей среды 20 °С.
Учитывая что фактическая температура охлаждающей среды равна 30 °С находим
L = 318 х 32 = 1018 «нормальных» суток;
h = 121 + 30 = 151 °С.
Температура наиболее нагретой точки превышает рекомендуемое предельное значение 140
°С. Этого режима нагрузки следует избегать.
В приложениях G-I приведены: уточненный метод преобразования реального графика
нагрузки; дополнительные сведения по температуре охлаждающей среды упрощенные таблицы
аварийных перегрузок и допустимых систематических нагрузок а также пример расчета
температуры обмотки и относительного износа изоляции без применения ЭВМ.
Таблица 7 - Распределительные трансформаторы с охлаждением ONAN t = 05 ч.
Допустимые нагрузки и соответствующее суточное сокращение срока службы (в «нормальных»
Для определения графика допустимой нагрузки характеризуемого значениями K1 и K2 и
расчета соответствующего сокращения срока службы необходимо:
Температура охлаждающей среды С
Суточное сокращение срока службы:
умножить значение приведенное в таблице на 10 32 10 032
указанный здесь коэффициент
Температура наиболее нагретой точки:
прибавить температуру охлаждающей среды к превышению температуры приведенному в
таблице. Если полученное значение температуры наиболее нагретой точки превышает
предельное значение приведенное в таблице 1 такой режим нагрузки недопустим
Таблица 8 - Распределительные трансформаторы с охлаждением ONAN t = 1 ч. Допустимые
нагрузки и соответствующее суточное сокращение срока службы (в «нормальных» сутках)
Температура охлаждающей среды °С
умножить значение приведенное в таблице на 10 32 10 032 01 0032
Таблица 9 - Распределительные трансформаторы с охлаждением ONAN t = 2 ч. Допустимые
Таблица 10 - Распределительные трансформаторы с охлаждением ONAN t = 4 ч.
умножить значение приведенное в таблице на 10 32 10
Таблица 11 - Распределительные трансформаторы с охлаждением ONAN t = 8 ч.
Таблица 12 - Распределительные трансформаторы с охлаждением ONAN t = 24 ч.
предельное значение приведенное в таблице 1 такой режим нагрузки недопустим.
Таблица 13 - Трансформаторы средней и большой мощности с охлаждением ON t = 05 ч.
Таблица 14 - Трансформаторы средней и большой мощности с охлаждением ON t= 1 ч.
Таблица 15 - Трансформаторы средней и большой мощности с охлаждением ON t= 2 ч.
умножить значение приведенное в 10 32 10 032 01
таблице на указанный здесь коэффициент
Таблица 16 -Трансформаторы средней и большой мощности с охлаждением ON t= 4 ч.
умножить значение приведенное в
Таблица 17 - Трансформаторы средней и большой мощности с охлаждением ON t= 8 ч.
Температура охлаждающей середы °С
умножить значение приведенное в таблице 10 32
на указанный здесь коэффициент
Таблица 18 - Трансформаторы средней и большой мощности с охлаждением ON t= 24 ч.
умножить значение приведенное в таблице
Таблица 19 - Трансформаторы средней и большой мощности с охлаждением F t = 05 ч.
Таблица 20 - Трансформаторы средней и большой мощности с охлаждением OF t= 1 ч.
умножить значение приведенное в 10 32 10 032
Таблица 21 - Трансформаторы средней и большой мощности с охлаждением OF t = 2 ч.
умножить значение приведенное в таблице на 10
Таблица 22 - Трансформаторы средней и большой мощности с охлаждением OF t= 4 ч.
Таблица 23 - Трансформаторы средней и большой мощности с охлаждением OF t = 8 ч.
Таблица 24 - Трансформаторы средней и большой мощности с охлаждением OF t = 24 ч.
Таблица 25 - Трансформаторы средней и большой мощности с охлаждением OD t = 05 ч.
Таблица 26 - Трансформаторы средней и большой мощности с охлаждением OD t = 1 ч.
умножить значение приведенное в 10
Таблица 27 - Трансформаторы средней и большой мощности с охлаждением OD t = 2 ч.
Для определения графика допустимой нагрузки характеризуемого значениями K1 и K1 и
умножить значение приведенное в таблице 10
Температура наиболее нагретой точкиприбавить температуру охлаждающей среды к превышению температуры приведенному в
Таблица 28 - Трансформаторы средней и большой мощности с охлаждением OD t = 4 ч.
Таблица 29 - Трансформаторы средней и большой мощности с охлаждением OD t = 8 ч.
Таблица 30 - Трансформаторы средней и большой мощности с охлаждением OD t = 24 ч.
ЭКВИВАЛЕНТНЫЙ НОМИНАЛЬНЫЙ РЕЖИМ АВТОТРАНСФОРМАТОРОВ
Для трехфазных автотрансформаторов предельные значения полного сопротивления
короткого замыкания и номинальной мощности относятся к эквивалентной мощности St = 100
МВ·А двухобмоточных трансформаторов и максимальной номинальной мощности Sr = 200
MB·А с соответствующим полным сопротивлением короткого замыкания Zt уменьшающимся
линейно между 0 и 100 МВА от 25 %до 15 %.
Для автотрансформаторов кроме трехфазных предельные значения типовой и номинальной
мощности равны соответственно 333 МВА и 666 МВА на стержень с обмоткой.
Трехфазные автотрансформаторы
Автотрансформаторы с ограничением номинальной мощности на стержень
где U1 - высшее напряжение (основное ответвление);
U2 - низшее напряжение (основное ответвление);
Sr - номинальная мощность МВ·А:
St - эквивалентная мощность относящаяся к двухобмоточному
(преобразованная мощность) МВ·А;
zr - полное сопротивление короткого замыкания соответствующее Sr %;
zt - полное сопротивление короткого замыкания соответствующее St %;
W - количество стержней с обмоткой.
Номограмма к этим формулам с примерами приведена на рисунке А.1.
Примеры для трехфазных автотрансформаторов:
Пример 1. Sr = 120 МВ·А; U1 = 525 кВ; U2 = 161 кВ; zr = 10 %; St = 832 MB·A (100);
Пример 2. Sr = 100 U1 = 400 кВ; U2 = 220 кВ; zr = 95 %; St = 450 MB-A (100);
zt = 2111 % (>2050).
Рисунок А.1 - Автотрансформаторы. Ограничения номинальной мощности Sr и
сопротивления короткого замыкания zr
АЛЬТЕРНАТИВНЫЙ МЕТОД ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПРЕВЫШЕНИЯ СРЕДНЕЙ
ТЕМПЕРАТУРЫ МАСЛА ОБМОТОК ПО РЕЗУЛЬТАТАМ ИЗМЕРЕНИЙ ПРИ
В.1 Для охлаждения ONAN и OFAN можно получить удовлетворительные кривые
охлаждения. Для охлаждения воздухом и водой с принудительной циркуляцией в ГОСТ 3484.2
приведено следующее требование: «с отключением трансформатора от источника прекращают
работу вентиляторов и водяных насосов масляные насосы не отключают». Это может вызвать
переходные тепловые процессы которые искажают характеристики предполагаемой кривой
охлаждения; наличие двух показательных экспоненциальных величин затрудняет
экстраполирование к «нулю» и «бесконечности» для получения R2 и R’ (см. ГОСТ 3484.2
Чтобы свести к минимуму эти искажения кривой охлаждения (сопротивления) для всех видов
охлаждения необходимо в течение всей продолжительности кривой охлаждения поддерживать
условия охлаждения такими же как те которые превалируют при испытании на нагрев. Для
учета охлаждения трансформатора после отключения результаты испытания должны быть
откорректированы следующим образом.
Используя постоянную времени (масла) трансформатора определенную по приложению В.2
превышение средней температуры обмотки в каждой точке измерения сопротивления
определяют по формулам
5 RC 225 a для алюминия
где Rt - сопротивление обмотки измеренное в момент t после отключения;
Rs - сопротивление обмотки (охлажденной) измеренное при температуре RC’ °С;
RC - температура обмотки при измерении RC’ °С;
a - температура охлаждающей среды при отключении °С;
t - время после отключения мин;
- постоянная времени (масла) трансформатора полученная в основном по формулам (В.4)
(В.5) (В.6) или по (В.8);
w - постоянная времени обмотки.
Превышение средней температуры обмотки и превышение средней температуры масла
обмотки в момент отключения определяют по Rt и t графически как показано на рисунке 8
(соответственно эквивалентные точки R2 и R’) или по формуле
Rt = A + B Exp (-tw)
из регрессивного анализа (соответственно для t = 0 и t = ). Этот процесс изображен на
В.2 Для всех видов охлаждения постоянную времени масла трансформатора определяют
поддерживая охлаждение неизменным в течение tмин (где t 30 мин) и регистрируя превышение
температуры масла (0 или b) в момент отключения (t = 0) и в момент времени t после
Затем рассчитывают постоянную времени масла по формулам
Если поддерживать охлаждение в течение не менее 30 мин после отключения невозможно то
постоянную времени (масла) трансформатора допускается определять по кривой превышения
температуры масла при условии что в период нагрева поддерживается постоянное значение
потерь и условия охлаждения остаются неизменными. Такой график приведенный на рисунке
В.2 строят так: проводят кривую превышения температуры масла в верхних слоях о в
зависимости от времени t под нагрузкой. На этой кривой отмечают фактические значения о и
t для точек составляющих приблизительно 06 и 095 отн. ед. от последней измеренной точки
для получения соответственно t1 о1 и t3 о3. Третья точка t2 о2 определяется по кривой
где (t2 - t1) = (t3 - t2)
Окончательное превышение температуры масла в верхних слоях рассчитывают по формуле
а постоянную времени (в минутах) - по формуле
В.3 Пример определения средней температуры обмотки и средней температуры масла
представлен на рисунках В.1 и В.2.
Рисунок В.1 - Определение превышения средней температуры обмотки градиента и
постоянной времени обмоток по кривой сопротивления при охлаждении
Рисунок В.2 - Определение действительной постоянной времени масла по кривой
превышения температур
СВЕДЕНИЯ КОТОРЫЕ ПРЕДОСТАВЛЯЮТСЯ В ЗАПРОСАХ И ЗАКАЗАХ
В ГОСТ 11677 перечислены сведения которые должны предоставляться во всех случаях и
дополнительные сведения которые могут потребоваться:
- особые условия охлаждения например температура охлаждающей среды если она
отличается от установленной для нормальных условий эксплуатации или ограничение
циркуляции охлаждающего воздуха;
- данные о предусмотренных режимах нагрузки (нагрузка выше номинальной).
Режим нагрузки трансформаторов может быть ограничен (кроме вводов выводов устройств
переключения ответвлений обмоток и другого присоединенного оборудования) предельной
температурой обмоток а также предельной температурой элементов вне обмотки имеющих
малую тепловую постоянную времени.
При токах нагрузки выше номинального для предупреждения перегрева может возникнуть
необходимость принимать при конструировании трансформатора специальные меры например
предусмотреть увеличение размеров проводов на концах обмоток или электромагнитных
экранов. Кроме того определение размеров электромагнитных экранов для предотвращения их
насыщения может потребовать дополнительных исследований.
Для обеспечения надежной работы при перегрузке трансформаторы большой мощности
требуют более индивидуального подхода чем трансформаторы малой мощности. Поэтому
потребитель должен указать характеристики возможных перегрузок:
- рабочие характеристики например максимальный или эквивалентный ток нагрузки и его
продолжительность циклический режим работы график нагрузки в случае необходимости упрощенный (начальное и максимальное значения тока нагрузки а также его
- эквивалентную или среднюю температуру охлаждающей среды и диапазон ее изменения
соответствующий условиям работы;
- допустимую относительную скорость сокращения срока службы соответствующую
различным режимам нагрузки.
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПАРАМЕТРОВ СИНУСОИДАЛЬНОГО ИЗМЕНЕНИЯ
ТЕМПЕРАТУРЫ ОХЛАЖДАЮЩЕЙ СРЕДЫ
Обычно температура охлаждающей среды изменяется в течение года и более того в течение
суток. При внимательном рассмотрении накопленных в течение многих лет метеорологических
данных видно что температура охлаждающей среды изменяется по практически синусоидальной
кривой. Поэтому при вычислении годового сокращения срока службы трансформатора значения
температуры охлаждающей среды могут быть представлены двойной синусоидальной функцией
с параметрами приведенными на рисунке D.1. Максимальное значение В следует выбирать из
значений В каждого месяца года (обычно максимальное значение В выбирают из самого
жаркого месяца) и рассматривать его далее как постоянное значение. Основываясь на этом
предположении для расчета сокращения срока службы годовую температуру охлаждающей
среды можно представить двойной синусоидальной функцией.
Допускается использовать соответствующие значения au А В Bm DX и ТХ принятые для
местности где должен быть установлен выбранный трансформатор. Если есть возможность
воспользоваться метеорологическими данными накопленными в течение многих лет следует
использовать их для определения значений au А В Bm и DX с помощью программы
представленной на рисунке D.2. Кроме того если определено значение ТХ температура
охлаждающей среды в этой местности с учетом всех календарных дней в течение года может
быть представлена двойной синусоидальной функцией. Данные для расчета параметров при
синусоидальных изменениях приведены в таблице D.1.
Можно использовать упрощенный метод расчета значений А и В если предположить что
износ изоляции возрастает экспоненциально с повышением температуры и соответственно
только температура самого жаркого месяца является показательной.
В этом случае поступают так:
рассчитывают среднесуточную температуру самого жаркого месяца по формуле
рассчитывают среднегодовую температуру по формуле
рассчитывают А В и Вm по формулам
Bт = adm(h) - ad(h);
где ad - среднесуточная температура охлаждающей среды °С.
Расшифровка остальных условных обозначений приведена в 2.7.5.
Пример такого упрощенного расчета приведен в таблице D.2.
Рисунок D.1 - Определение параметров при синусоидальном изменении температуры
Рисунок D.2 - Блок-схема программы машинного расчета параметров при синусоидальном
изменении температуры охлаждающей среды
Продолжение рисунка D.2
Окончание рисунка D.2
Таблица D.1 - Данные для расчета параметров при синусоидальном изменении температуры
*** Входные данные ***
Метеорологические данные
ТХ (время суток с самой высокой температурой охлаждающей среды) == 14:00
*** Выходные данные ***
- годовое изменение температуры охлаждающей среды °С
- суточное изменение температуры охлаждающей среды для расчета сокращения 510
Вm - суточное изменение температуры охлаждающей среды для максимальной 1145
DX - день когда [среднесуточная температура] = [au + А]
Таблица D.2 - Пример упрощенного расчета параметров синусоидального изменения
Метеорологические данные: такие же как в таблице D.1
Самый жаркий месяц в году: месяц 7
ad ( h ) 2460 1450 1955 °C;
adm j adn j 1147 °C;
А = 1955-1147 = 808 °С;
B = 2460-1955 = 505 °С;
В = 3320-1955 = 1365 °С.
ПРИМЕР УПРОЩЕННОГО ПРИМЕНЕНИЯ РУКОВОДСТВА ПО НАГРУЗКЕ
СИЛОВЫХ МАСЛЯНЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ
Используя информацию приведенную в настоящем стандарте потребитель может
рассчитать нагрузочную способность определенного трансформатора или группы
трансформаторов имеющих одинаковые характеристики. По результатам таких расчетов можно
составить упрощенную инструкцию по нагрузке для операторов сети при условии что
потребитель согласовал определенное число эксплуатационных критериев.
Предположим например что потребитель имеет определенное число силовых
трансформаторов с охлаждением ONAN тепловые характеристики которых подобны
приведенным в таблице 2 и согласился принять температуру наиболее нагретой точки для
условий перегрузки в аварийном режиме равной 120 °С а для кратковременных перегрузок 140 °С.
Если не принимать во внимание термический износ то инструкции для операторов сети
могут быть представлены в виде двух простых графиков с примечаниями как показано на
рисунке Е.1. Первая кривая на рисунке Е.1 а - это кривая допустимой нагрузки в режиме
продолжительных аварийных перегрузок (в процентах от номинальной мощности) в
зависимости от температуры охлаждающей среды. Вторая кривая указывает допустимую
температуру масла в верхних слоях для соответствующих условий нагрузки.
На рисунке Е.1 b представлены кривые допустимой дополнительной перегрузки за период
максимума в зависимости от его продолжительности. Эта дополнительная мощность приведена
в процентах от допустимой перегрузки в продолжительном режиме согласно рисунку Е.1 а.
Можно провести несколько кривых для учета реальной нагрузки в начале максимума
относительно допустимой перегрузки приведенной на рисунке Е.1 а. Кривые нагрузки
приведенные на рисунке Е.1 b менее чувствительны к температуре охлаждающей среды; здесь
расчет выполнен для температуры охлаждающей среды 20 °С.
При заказе новых трансформаторов можно попросить изготовителя представить
соответствующие графики допустимых перегрузок. Можно также запросить данные о
нагрузочной способности для крайних положений устройства переключения ответвлений
обмоток трансформатора.
Нагрузочная способность трансформаторов
№ 123456 и № 123457 в аварийном режиме
[ONAN 25 МВ.А (110±9) · 167%21кВ 114-131-154687 А]
а - допустимые аварийные перегрузки на основном ответвлении в установившемся режиме
выраженные в процентах от номинального тока и допустимая температура масла в верхних
слоях при этой нагрузке
b - дополнительная допустимая кратковременная перегрузка выраженная в процентах от
перегрузки в установившемся режиме
Рисунок Е.1 - Пример упрощенных инструкций при нагрузках превышающих номинальные
Нагрузка не должна превышать 15 номинального тока независимо от определенной по рисункам
Работа устройств переключения ответвлений должна блокироваться при нагрузках превышающих
0 А. Даже при блокировке устройства переключения ответвлений нагрузка не должна превышать 250 А.
Рисунок Е.1 а основан на температуре наиболее нагретой точки обмотки равной 120 °С рисунок
Е.1 b - на температуре 140 °С.
Кривые на рисунке Е.1 b рассчитаны для температуры охлаждающей среды 20 °С но они
достаточно точны для температуры от минус 10 до 50 °С.
Нагрузочная способность на ответвлении 1 (1265 кВ) составляет 102 % от нагрузочной способности
на ответвлении 10 (110 кВ). На ответвлении 19 (935 кВ) эта нагрузочная способность составляет 98 %.
Графики построены по результатам испытаний на нагрев трансформатора № 123456.
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЭКВИВАЛЕНТНОЙ ТЕМПЕРАТУРЫ ОХЛАЖДАЮЩЕЙ СРЕДЫ
G.1 При отрицательных значениях средней температуры охлаждающего воздуха за интервал
следует принимать скорректированное значение ’a согласно рисунку G.1.
- для трансформаторов с охлаждением ONAN ONAF
- для трансформаторов с охлаждением OF OD
Рисунок G.1 - График корректировки средних значений отрицательных температур
охлаждающего воздуха
G.2 Среднее значение a следует определять измерениями либо принимать данные местной
G.3 Допускается принимать значения годовой и сезонных эквивалентных температур
охлаждающего воздуха по данным ряда населенных пунктов приведенным в таблице G.1.
Эквивалентная температура °С
Комсомольск-на-Амуре
ПетропавловскКамчатский
* Декабрь январь февраль
УТОЧНЕННЫЙ МЕТОД ПРЕОБРАЗОВАНИЯ РЕАЛЬНОГО ГРАФИКА НАГРУЗКИ
F.1 Исходный или реальный график нагрузки трансформатора подлежащий
преобразованию может быть представлен в виде непрерывной регистрации тока нагрузки или
периодическими но достаточно частыми фиксированными по времени измерениями значений
тока нагрузки за суточный интервал времени. При этом суточный интервал подразумевает
продолжительность графика 24 ч независимо от времени начала отсчета которое следует
выбирать по характеру суточного изменения нагрузки таким образом чтобы нагрузка в начале и
в конце 24-часового интервала была бы по возможности одинаковой что удовлетворяет условию
повторяемости такого суточного графика.
F.2 Преобразование исходного графика нагрузки трансформатора в суточный эквивалентный
по потерям двухступенчатый прямоугольный график с представлением нагрузки в долях
номинального тока обмотки следует выполнять в соответствии с рисунком F.1 в такой
F.2.1 На исходном графике нагрузки трансформатора провести линию номинального тока lн
она же линия относительной номинальной нагрузки К = 1.
F.2.2 В точках А и Б пересечения номинальной линии с кривой исходного графика нагрузки
выделить на нем участок перегрузки продолжительностью h’.
F.2.3 Оставшуюся часть исходного графика с меньшей нагрузкой разбить на т интервалов tj
исходя из возможности проведения в каждом интервале линии средней нагрузки то есть так
чтобы площади участков над и под средней линией были примерно равными а затем определить
значения тока средних линий S1 S2 Sm.
F.2.4 Рассчитать начальную нагрузку К1 эквивалентного графика
S12 t1 S 22 t 2 S m2 t m
F.2.5 Участок перегрузки h’ на исходном графике нагрузки разбить на р интервалов hp
исходя из возможности проведения линии средней нагрузки а каждом интервале а затем
определить значения S1 S 2 S m .
F.2.6 Рассчитать предварительное превышение перегрузки эквивалентного графика нагрузки
S1 2 h1 S 2 2 h2 S p 2 h p
F.2.7 Сравнить значение K 2 с Kmax исходного графика нагрузки: если K 2 09K max следует
принять K2 = K 2 если K 2 09 K max следует принять K2 = 09 Кmax а продолжительность h
перегрузки эквивалентного графика нагрузки рассчитать по формуле
F.3 Если исходный суточный график нагрузки трансформатора содержит два близких по
значению максимума различной продолжительности значения h и К2 определяются по
максимуму большей продолжительности а значение К1 - как среднеквадратичное значение
F.4 Если исходный суточный график нагрузки трансформатора содержит несколько
последовательных близких максимумов значения К2 и h определяются из охвата всех
максимумов а значение K1 - как среднеквадратичное значение оставшейся нагрузки.
- исходный график нагрузки
- эквивалентный прямоугольный график нагрузки
Рисунок F.1 - Преобразование исходного графика нагрузки трансформатора в
эквивалентный двухступенчатый прямоугольный
УПРОЩЕННЫЕ ТАБЛИЦЫ ДОПУСТИМЫХ АВАРИЙНЫХ ПЕРЕГРУЗОК
Таблица Н.1 -Допустимые аварийные перегрузки без учета предшествующей нагрузки
Перегрузка в долях номинального тока в зависимости от температуры
охлаждающей среды во время перегрузки
ONAN ON OF OD ONAN ON OF OD ONAN ON OF OD
Таблица Н.2 - Допустимые аварийные перегрузки без учета предшествующей нагрузки не
превышающей 08 номинального тока
ПРИМЕРЫ РАСЧЕТА ТЕМПЕРАТУРЫ НАИБОЛЕЕ НАГРЕТОЙ ТОЧКИ
ОБМОТКИ И ОТНОСИТЕЛЬНОГО ИЗНОСА ВИТКОВОЙ ИЗОЛЯЦИИ
(БЕЗ ПРИМЕНЕНИЯ ЭВМ)
L.1 Расчеты h и V производятся для суточного двухступенчатого прямоугольного графика
нагрузки трансформатора ТМН-630010 по исходным значениям его параметров.
L.1.1 Расчет максимального значения h выполняется по формулам раздела 2
h a bt H qr K y 160 5634 4031 11265 °C
5 142 1 5 0 57 1 e 2 3 0 564
hk 2 H qr K y 23 14216 4031 °C
L.1.2 Аналогично рассчитываются и остальные характерные точки по которым строится
график h(t) приведенный на рисунке L.1.
График содержит три участка:
а - участок неизменной температуры продолжительностью 24 - t – 4·0 = 24 - 2 - 4·30 = 10 ч;
б - участок повышения температуры продолжительностью t = 2 ч;
в - участок снижения температуры продолжительностью 4·0 = 4·30 = 12 ч.
L.1.3 Относительный износ витковой изоляции V за сутки беспрерывной нагрузки является
суммой относительных износов Vi по каждому интервалу ti на которые разделяется график h(t).
Участок неизменной температуры принимается за один интервал t1. Участок
повышающейся температуры разделяется на два интервала - t2 и t3 продолжительностью по 1
ч каждый. При этом выполняется условие (- t2 = t3) 030.
Участок понижающейся температуры разделяется на пять интервалов из которых первые два
(t4 и t5) имеют продолжительность по 1 ч каждый следующие два интервала (t6 и t7) продолжительность по 3 ч каждый и последующий интервал t8 - оставшиеся 6 ч.
L.1.3.1 В каждом интервале ti проводят горизонтальную линию средней температуры hi
пересекающую интервал так чтобы верхняя и нижняя площади ограничиваемые линией
средней температуры и вертикальными интервалами были примерно равными.
По найденным таким путем значениям hi рассчитывают значения Vi :
Относительный износ витковой изоляции за сутки беспрерывной нагрузки составляет
V 000155 00226 0118 000413 000195 000230 000104 000138 0153
«нормальных» суток износа.
Рисунок L.1 - График нагрузки и соответствующие ему графики изменения температуры
ТАБЛИЦЫ ДОПУСТИМЫХ СИСТЕМАТИЧЕСКИХ НАГРУЗОК С НОРМАЛЬНЫМ
СОКРАЩЕНИЕМ СРОКА СЛУЖБЫ
I.1 В таблицах I.1-I.32 приведены значения K2 и t для суточного двухступенчатого графика
нагрузки (рисунок 4) при различных значениях K1 и температуры охлаждающей среды
рассчитанные в соответствии с таблицей 2 раздела 2.
I.2 Распределительные трансформаторы с охлаждением ONAN
Таблица I.1 a -25 °С
Таблица I.2 a = -20 °С
Таблица I.3 a =-10°С
Таблица I.4 a. = 0 °С
Таблица I.5 a = 10°C
Таблица I.6 a = 20 °С
Таблица I.7 a = 30 °С
Таблица I.8 a = 40 °С
I.2 Трансформаторы средней и большой мощности с охлаждением ON
Таблица I.9 a = -25 °С
Таблица I.10 a = -20 °C
Таблица I.11 a = -10 °С
Таблица I.12 a = 0 °С
Таблица I.13 a = 10 °С
Таблица I.14 a - 20 °C
Таблица I.15 a = 30 °С
Таблица I.16 a = 40 °С
I.3 Трансформаторы средней и большой мощности с охлаждением OF
Таблица I.17 a = -25 °С
Таблица I.18 a = -20 °С
Таблица I.19 a = -10°С
Таблица I.20 a = 0 °С
Таблица I.21 a = 10°С
Таблица I.22 a = 20 °С
Таблица I.23 a = 30 °С
Таблица I.24 a = 40 °С
I.4 Трансформаторы средней и большой мощности с охлаждением OD
Таблица I.25 a = -25 °С
Таблица I.26 a = -20 °С
Таблица I.27 a =-10°С
Таблица I.28 a = 0 С
Таблица I.29 a = 10 °С
Таблица I.30 a = 20 °С
Таблица I.31 a = 30 °С
Таблица I.32 a = 40 С
Ключевые слова: масляный трансформатор температура охлаждающей среды аварийная
перегрузка систематическая нагрузка температура обмотки износ изоляции режим нагрузки
4 Основные ограничения и воздействия режима нагрузок превышающих номинальные
Таблицы допустимых нагрузок
Приложение А Эквивалентный номинальный режим автотрансформаторов
Приложение В Альтернативный метод определения превышения средней температуры масла
обмоток по результатам измерений при испытании на нагрев
Приложение С Сведения которые предоставляются в запросах и заказах
Приложение D Определение параметров синусоидального изменения температуры
Приложение Е Пример упрощенного применения руководства по нагрузке силовых масляных
Приложение G Определение эквивалентной температуры охлаждающей среды
Приложение F Уточненный метод преобразования реального графика нагрузки
Приложение Н Упрощенные таблицы допустимых аварийных перегрузок
Приложение L Примеры расчета температуры наиболее нагретой точки обмотки и
относительного износа витковой изоляции (без применения ЭВМ)
Приложение I Таблицы допустимых систематических нагрузок с нормальным сокращением

Изоляторы.doc

Основные типы и их технические характеристики
Тип Uном Fmin.изгFmax.расl m Ист.
кВ кН кН мм кг инф.
Опорные изоляторы для работы в помещении
И4-80 УХЛЗ 10 4 130 3
И8-80 УХЛЗ 10 8 130 3
И16-80 УХЛЗ 10 16 130 3
И25-80 УХЛЗ 10 25 130 3
И4-125 УХЛЗ 20 4 210 3
И8-125 УХЛЗ 20 8 210 3
И16-125 УХЛЗ 20 16 210 3
И25-125 УХЛЗ 20 25 210 3
И4-170 УХЛЗ 30 4 300 3
И8-170 УХЛЗ 30 8 300 3
ИО-6-3.75 I УЗ 6 3.75 100 3
ИО-6-3.75 II УЗ 6 3.75 100 3
ИОР-6-3.75 УХЛТ2 6 3.75 100 3
ИО-10-3.75 I УЗ 10 7.50 120 3
ИО-10-3.75 II УЗ 10 7.50 120 3
ИОР-10-3.75 УХЛ Т2 10 7.50 120 3
ИО-10-7.50 УЗ 10 7.50 120 3
ИОР-10-7.50 I УХЛТ2 10 7.50 120 3
ИОР-10-7.50 II УХЛ Т2 10 7.50 120 2.4 3
ИОР-10-7.50 III УХЛ Т2 10 7.50 120 3
ИО-10-20.00 УЗ 10 20.00 134 3
ИОР-10-20.00 УХЛ Т2 10 20.00 134 6.9 3
ИОР-10-3000 УХЛТ2 10 30.00 150 11.6 3
ИО-20-3.75 УЗ 20 3.75 210 3
ИОР-20-3.75 УХЛ Т2 20 3.75 210 3
ИОР-20-7.50 У Т3 20 7.50 200 3
ИО-20-30.00 УЗ 20 30.00 206 3
ИОР-20-3000 УХЛ Т2 20 30.00 206 15.0 3
ИОР-30-4.00 УХЛЗ 30 4 300 3
ИОР-30-8.00 УХЛЗ 30 8 300 3
ИО-35-3.75 УЗ 35 3.75 372
ИОР-35-3.75 УХЛ Т2 35 3.75 372 3
ИО-35-7.50 УЗ 35 7.50 372 3
ТОР-35-7.50 УХЛ Т2 35 7.50 372 11.6 3
ИОР-35-4 УХЛЗ 35 4 355 1
ИОР-35-8 УХЛЗ 35 8 355 1
ОНШ35-10 УХЛ 1 35 10 400 1
ОНШ-35-1000-1 35 9.8 400 1
ОНШ-35-2000-1 35 19.6 1
Продолжение таблицы 6.1
Опорные изоляторы наружной установки
С4-200 1 УХЛ Т1 35 4 475 3
С6-200 1 УХЛ Т1 35 6 475 3
С20-200 1 УХЛ Т1 35 20 560 3
С6-250 1 УХЛ Т1 35 6 560 3
С8-200 1 УХЛ Т1 35 8 475 3
С10-200 1 УХЛ Т1 35 10 475
С12.5-200 1 УХЛ Т1 35 12.5 475
С16-200 1 УХЛ Т1 35 16 460
С4-450 1 УХЛ Т1 110 4 1020
С6-450 1 УХЛ Т1 110 6 1020
С8-450 1 УХЛ Т1 110 8 1020
С10-450 1 УХЛ Т1 110 10 1020
С11-450 1 УХЛ Т1 110 11 1020
С12.5-450 1 УХЛ Т1 110 12.5 1020
С16-450 1 УХЛ Т1 110 16 1020
С20-450 1 УХЛ Т1 110 20 1020
С4-450 II УХЛ Т1 110 4 1020
С6-450 II УХЛ Т1 110 6 1020
С8-450 II УХЛ Т1 110 8 1020 1
С10-450 II УХЛ Т1 110 10 1020 1
С11-450 II УХЛ Т1 110 11 1020 1
С12.5-450 II УХЛ Т1 110 12.5 1020 1
С16-450 II УХЛ Т1 110 16 1020 1
С20-450 II УХЛ Т1110 20 1020 1
С4-550 1 УХЛ Т1 110 4 1220 1
С6-550 1 УХЛ Т1 110 6 1220 1
С8-550 1 УХЛ Т1 110 8 1220 1
С10-550 1 УХЛ Т1 110 10 1220
С11-550 1 УХЛ Т1 110 11 1220 1
С12.5-550 1 УХЛ Т1 110 12.5 1220 1
С16-550 1 УХЛ Т1 110 16 1220 1
С20-550 1 УХЛ Т1 110 20 1220 1
С4-550 II УХЛ Т1 110 4 1220 1
С6-550 II УХЛ Т1 110 6 1220 1
С8-550 II УХЛ Т1 110 8 1220 1
С10-550 II УХЛ Т1 110 10 1220 1
С11-550 II УХЛ Т1 110 11 1220 1
С12.5-550 II УХЛ 110 12.5 1220 1
С16-550 II УХЛ Т1 110 16 1220 1
С20-550 II УХЛ Т1 110 20 1220 1
С4-750 I УХЛ Т2 150 4 1700
С6-750 I УХЛ Т2 150 6 1700
С8-750 I УХЛ Т2 150 8 1700
С12.5-750 I УХЛ Т2 150 12.5 1700
С4-750 II УХЛ Т2 150 4 1700
С6-750 II УХЛ Т2 150 6 1700
С8-750 II УХЛ Т2 150 8 1700
С12.5-750 II УХЛ 150 12.5 1700
С4-950 I УХЛ Т2 220 4 2100
С6-950 I УХЛ Т2 220 6 2100
С8-950 I УХЛ Т2 220 8 2100
С12.5-950 I УХЛ Т2 220 12.5 2100
С4-950 II УХЛ Т2 220 4 2100
С6-950 II УХЛ Т2 220 6 2100
С8-950 II УХЛ Т2 220 8 2100
С12.5-950 II УХЛ Т2 220 12.5 2100
С4-1050 I УХЛТ1 220 4 2300
С6-1050 I УХЛТ1 220 6 2300
С8-1050 I УХЛТ1 220 8 2300
С4-1050 II УХЛТ2 220 4 2300
С6-1050 II УХЛТ2 220 6 2300
С8-1050 II УХЛТ2 220 8 2300
С12.5-1050 II УХЛТ2 220 12.5 2300
ИОС-35-1000 УХЛТ1 35 10 500
ИОС-35-2000 УХЛТ1 35 20 500
ИОС-35-500-01 УХЛТ1 35 5 400
ИОС-35-500-02 УХЛТ1 35 5 400
ИОС-35-500-03 УХЛТ1 35 5 570
ИОС-110-300 УХЛТ1 110 3 1020
ИОС-110-400 УХЛ.Т1 110 4 1050
ИОС-110-600 УХЛТ1 110 6 1100
ИОС-110-1000 УХЛТ1 110 10 1100
ИОС-110-1250 УХЛТ1 110 12.5 1100
ИОС-110-1500 УХЛТ1 110 15 1100
ИОС-110-1600 УХЛТ1 110 16 1100
ИОС-110-2000 УХЛТ1 110 20 1100
ИОС-110-2000-01 УХЛТ1 110 20 1100
Проходные изоляторы для работы в помещении
ИП-6400-375 УХЛ Т2 6 3.75 360 4 3
ИП-101000-750 УХЛ Т2 10 7.5 520 7.07 3
ИП-105000-4250 УХЛ Т2 10 42.5 640 75 3
ИП-201000-2000 УХЛ Т2 20 20 740 49 3
ИП-206300-2000 УХЛ Т2 20 20 740 106 3
ИП-2016000 УХЛ Т2 20 16 480 112 3
ИП-2010000 УХЛ Т2 20 10 462 48 3
ИП-2430000-3000 УХЛ Т2 24 30 545 239 3
ИП-35400-750 УХЛ Т2 35 7.5 910 30.2
ИП-35630-750 УХЛ Т2 35 7.5 910 31.3 3
ИП-351000-750 УХЛ Т2 35 7.5 1010 34 3
ИП-351600-750 УХЛ Т2 35 7.5 1010 34.5 3
Проходные изоляторы для наружно-внутренних установок
ИП-10630-7.5УХЛ 1 10 7.5 565 7.5 3
ИП-10630-7.5УХЛ Т1 10 7.5 565 9 3
ИПУ-10630-7.5 УХЛ 1 10 7.5 620 10 3
ИПУ-10630-7.5 Т1 10 7.5 620 11 3
ИПУ-10630-7.5 1 УХЛ Т1 10 7.5 580 7 3
ИП-10630-12.5УХЛ 1 10 7.5 585 8 3
ИП-10630-12.5 Т1 10 7.5 585 11 3
ИПУ-10630-12.5УХЛ 1 10 12.5 620 13 3
ИП-101000-7.5УХЛ 1 10 7.5 565 14 3
ИП-101000-7.5 Т1 10 7.5 565 8 3
ИП-101000-7.5ТУХЛ 1 10 7.5 620 11 3
ИПУ-101000-7.5 Т1 10 7.5 620 12 3
ИПУ-101000-7.5УХЛ 1 10 7.5 565 11 3
ИП-101000-12.5 Т1 10 12.5 565 13 3
ИПУ-101000-12.5 УХЛ 1 10 12.5 620 14. 3
ИПУ-101000-12.5 Т1 10 12.5 620 16 3
ИП-101600-12.5 УХЛ 1 10 12.5 620 16.2 3
ИП-101600-12.5 Т1 10 12.5 620 22 3
ИПУ-101600-12.5 УХЛ 1 10 12.5 665 17 3
ИПУ-101600-12.5 Т1 10 12.5 665 23 3
ИП-102000-12.5 УХЛ 1 10 12.5 640 16.6 3
ИП-102000-12.5 Т1 10 12.5 640 21 3
ИПУ-102000-12.5 УХЛ 1 10 12.5 685 18 3
ИПУ-102000-12.5 Т1 10 12.5 658 25 3
ИП-1031502.5 УХЛ 1 10 12.5 640 19 3
ИП-103150-12.5 Т1 10 12.5 640 38 3
ИПУ101000-12.5 УХЛ 1 10 12.5 705 20 3
ИПУ101000-12.5 Т1 10 12.5 705 34
ИП-202000-12.5УХЛ 1 20 12.5 886 35 3
ИП-202000-12.5 Т1 20 12.5 915 45 3
ИП-203150-12.5 УХЛ 1 20 12.5 886 38 3
ИП-203150-12.5Т 20 12.5 915 49 3
ИП-35400-7.5 УХЛ 1 35 7.5 1056 26 3
ИП-35400-7.5 Т 1 35 7.5 1020 38 3
ИПУ-35400-7.5УХЛ 1 35 7.5 1056 28 3
ИПУ-35400-7.5Т 1 35 7.5 1050 32 3
ИП-35630-7.5УХЛ 1 35 7.5 1056 27 3
ИП-35630-7.5 Т1 35 7.5 1040 38
ИПУ-35630-7.5УХЛ 1 35 7.5 1056 29 3
ИПУ-35630-7.5 Т1 35 7.5 1090 34 3
ИП-351000-7.5УХЛ 1 35 7.5 1056 35 3
ИП-351000-7.5 Т1 35 7.5 1080 47 3
ИПУ-351000-7.5УХЛ 1 35 7.5 1056 37 3
Окончание таблицы 6.1
ИПУ-351000-7.5 Т1 35 7.5 1090 47 3
ИП-351600-7.5УХЛ 1 35 7.5 1056 36 3
ИП-351600-7.5 Т1 35 7.5 1080 47.9 3
Примечание: 1. Uном – Номинальное напряжение; Fmin.изг. – Минимальное
разрушающее усилие на изгиб; Fmax.рас. – Максимальная разрушающая нагрузка
при растяжении; m –изолятора.
В типе изолятора: (расшифровка типов изоляторов)
ИОР- ОПОРНЫЕ ИЗОЛЯТОРЫ ДЛЯ РАБОТЫ В ПОМЕЩЕНИИ.
ОНШ- ОПОРНЫЕ ШТЫРЕВЫЕ ИЗОЛЯТОРЫ
ИОС- ОПОРНЫЕ СТЕРЖНЕВЫЕ ИЗОЛЯТОРЫ
ИП- ИЗОЛЯТОРЫ ПРОХОДНЫЕ
ЛК- КРЕМНИЙ-ОРГАНИЧЕСКИЕ НАРУЖНОЙ УСТАНОВКИ
Обозначение типа проходного изолятора расшифровывается: И- изолятор; П-
проходной; в числителе- номинальное напряжение кВ; в знаменателе-
номинальный ток А; после дроби- минимальное разрушающее усилие на изгиб
даН; ! П Ш – вариант исполнения; буквы после чисел – климатическое
исполнение (У – для работы в районах с умеренным климатом ХЛ – с холодным
климатом Т – с тропическим климатом); последняя цифра – категория
размещения (1 – для работы на открытом воздухе 2 – для работы в помещениях
со свободным доступом наружного воздуха 3 – для работы в закрытых
помещениях с естественной вентиляцией).
Обозначение типа линейного ввода расшифровывается следующим образом: Г –
герметичное исполнение; М – бумажно-масляная внутренняя изоляция Л –
линейный П – специальный А Б – категория внешней изоляции; число после
первого дефиса – предельный угол установки к вертикали; в числителе –
номинальное напряжение кВ в знаменателе – номинальный ток. А; буквы после
чисел – климатическое исполнение; последняя цифра – категория размещения.
В таблице даны значения минимального разрушающего усилия приложенного к
головке изолятора. При определении расчетной нагрузки на изолятор следует
иметь в виду что при коротком замыкании результирующая сила приложена в
центре масс поперечного сечения шины укрепленной на изоляторе.

ТАБЛИЦА Сопоставление вакуумных выключателей.doc

Сравнения основных эксплуатационных характеристик
вакуумных выключателей различных производителей
Технические BBTEL-10-20100BBTEL-10-2016ВБЭ-10-201000 160ВБ-10-20 Серийный Наиболее
Характеристики 0У2 00 У2 0 УХЛ2 УХЛ2 выключатель перспективный
ВВЭ-М-10-315выключатель
Таврида «Электрик» «Контакт» Саратов «ЭЛКО» Минусинск
Номинальное 10 10 10 10 10 10
Номинальный ток А630-1000 1600 1000-1600 1000-1600 630-1600 630-1000
Номинальный ток 20 20 20 20 20; 315 125; 20
Время включения 70 60 70 70 100 50-100
Собственное время 15 30 25 25 20 30
Механический 50000 50000 50000 50000 50000 50000
токе циклы «В-О» 50000 50000 50000 50000 50000 50000
токе отключения 50 50 100 150 50 50
А 10 15 25 25 60 18
Включающего - - 045 045 25 16
Габаритные 474х556х265 540х300х673 598х600х522 580х456х340 828х613х593 467х492х310
размеры мм 474х740х265 640х300х673 580х540х340
Масса кг 435 57 120 70-78 90 36-42
Климатическое У2 У2 УХЛ2 УХЛ2 У3 УХЛ2
Исполнение Стационарное Стационарное Стационарное СтационарноеВыкатное Стационарное (по
(стационарное или заказу-
выкатное) выкатное)
Ручное оперативноеНет Нет Нет Есть (для Нет Есть
включение пружинного

Задание на курсовой проект по ЭЧС в гр ЭН-400102.pdf

Задание на курсовой проект по ЭЧС в группе Э-490102 «Проектирование понижающей
подстанции электрической сети» (обязательные разделы пояснительной записки):
Задание на курсовой проект
Приводятся параметры индивидуального задания а также карта-схема (тип и протяженность
линий количество и состав блоков электрических станций количество и тип
автотрансформаторов связи нагрузки узлов) варианта развития сети из курсового проекта по
дисциплине «Электроэнергетические системы и сети».
Выбор силовых трансформаторов подстанции
Наметить 2-3 варианта числа и мощности силовых трансформаторов подстанции.
Выполнить расчёт теплового режима.
Примечание: Для варианта с меньшей мощностью трансформатора в режиме зимних
аварийных перегрузок расчет теплового режима произвести ручным методом с помощью
эквивалентных преобразований графиков нагрузки. Тепловой режим для остальных вариантов
может быть выполнен по любым методикам.
Выбрать оптимальный вариант силовых трансформаторов подстанции на основе техникоэкономического сопоставления.
Главная схема и основное оборудование подстанции
Выбрать схему электрических соединений распределительного устройства (РУ) высшего
напряжения (ВН) описать работу схемы в нормальном и ремонтном режимах указать ее
достоинства и недостатки произвести анализ последствий аварийных ситуаций (Отказ Ремонт
Сформировать схему замещения для расчёта токов короткого замыкания (ткз) выполнить расчёт
всех параметров включая сопротивления линий. Рассчитать ткз выбрать коммутационное
оборудование и токоведущие части на стороне ВН.
Примечание: расчёт ткз может быть выполнен по программе TKZ3000 но для проверки
необходимо привести ручной расчет периодической составляющей тока короткого
замыкания в начальный момент времени.
Рассчитать токи короткого замыкания выбрать коммутационное оборудование и токоведущие
части на стороне НН.
Выбрать схему электрических соединений РУ низшего напряжения (НН). Выбор схемы
производить в зависимости от уровней токов короткого замыкания и числа отходящих линий.
Разработать схему измерений на подстанции. Произвести выбор трансформаторов токов и
напряжений на ВН и НН проверить допустимость их работы в требуемом классе точности.
Примечание: в данном разделе пояснительной записки должна присутствовать главная схема
подстанции с расстановкой измерительной аппаратуры.
Выбрать трансформаторы собственных нужд (СН) и схему питания потребителей СН.
Вторичные системы подстанции
Выбрать систему оперативного тока и оборудование для этой системы.
Описать релейные защиты трансформатора.
Конструктивное выполнение подстанции
Разработать и описать конструктивное выполнение РУ ВН и РУ НН.
Рассчитать грозозащиту и описать заземление подстанции.
Примечание: в пояснительной записке в данном разделе приводится план подстанции (с
соблюдением масштаба) на котором нанесены зоны защит выбранных молниеотводов.
3 Выполнить графическую часть курсового проекта - 2 листа формата А1:
принципиальная схема электрических соединений подстанции;
план подстанции в ограде и разрезы;
Примечание: обязательным является разрез «от забора до забора» по ячейке силового
Сметно-финансовый расчет по укрупненным показателям стоимости.
Номер расположение и нагрузка проектируемой подстанции по согласованию с руководителем проекта
выбирается из курсового проекта по дисциплине ЭЭСС. При необходимости используются также
данные об электропотреблении и структуре прилегающей сети;
Районом подстанции сооружения считать Урал или Сибирь с числом зимних дней 213;
Класс напряжения РУ НН принять равным 10 кВ;
Графики нагрузок в % от Sзимн. max

Аккумуляторы курскоие OpzS.pdf

Аккумуляторы свинцовые стационарные серии ССАП
Для комплектования батарей используемых в качестве источников постоянного тока в системах телекоммуникаций энергетики металлургических химических заводах и других объектах промышленного оборудования
для которых необходимо бесперебойное обеспечение электроэнергией.
Условные обозначения
– количество положительных электродов;
С – свинцово-кислотный;
А – закрытого исполнения;
0 – номинальная емкость (С
буква после цифр: П – с положительным панцирным электродом
Аккумуляторы типа ССАП (с панцирными положительными электродами по международной классификации OPzS ) относятся к типу герметизированных батарей и
обладают высокой устойчивостью к циклическим нагрузкам.
Аккумуляторы ССАП изготавливаются на основе четырех типоразмеров положительных панцирных электродов с номинальной емкостью 50 70 100 и 125 А ? ч. Аккумуляторы выпускаются номинальной емкостью от 200 А
? ч до 3000 А ? ч (при десятичасовом режиме разряда). Бак аккумуляторов изготовлен из прозрачного или полупрозрачного ударопрочного материала позволяющего осуществлять визуальный контроль за уровнем
электролита. Электролит - водный раствор серной кислоты плотностью 1240±0005гсм? приведенной к температуре 20?С. Крышка аккумулятора герметично соединена с корпусом для исключения утечек газа и
Аккумуляторы снабжены фильтр-пробками задерживающими аэрозоли серной кислоты при эксплуатации в режиме постоянного подзаряда с напряжением не выше 225 В и в режиме заряда при напряжении не выше
5 В на аккумулятор. Фильтр-пробки обеспечивают работу аккумуляторов без доливки дистиллированной воды в течение 3 - 5 лет.
Конструкция борнов и перемычек предусматривает болтовое или паечное соединение аккумуляторов в батарею.
Аккумуляторы предназначены для работы в условиях эксплуатации группы М1 по ГОСТ 17516.1 в режимах постоянного подзаряда и заряда-разряда. Климатическое исполнение аккумуляторов 0 категория размещения 42
по ГОСТ 15150 для эксплуатации в закрытых вентилируемых помещениях при температуре окружающего воздуха
от 0 до плюс 55 ° C.
Технические характеристики
Габаритные размеры мм
Обозначение аккумуляторов
Схемы расположения выводов
Электрические характеристики
Конечное напряжение АБ:
при 10 5 и 3 часовых разрядах – 18 В; при 1 минутном разряде – 175 В – для аккумуляторов емкостью 200 ? 300 А ? ч
при 1 05 025 часовых разрядах – 175 В; 17 В - для аккумуляторов емкостью 350 ? 490 А ? ч
В - для аккумуляторов емкостью 600 ? 1200 А ? ч
В - для аккумуляторов емкостью 1500 ? 3000 А ? ч
Гарантийный срок хранения аккумуляторов – 4 года при этом срок сохраняемости сухозаряженности – не менее 1 года.
Гарантийный срок эксплуатации – 5 лет с момента ввода в эксплуатацию. Вводом в эксплуатацию считают заливку аккумулятора электролитом.
Срок службы аккумуляторных батарей в режиме подзаряда не менее 15 лет.
Аккумуляторы имеют сертификат соответствия.

Разъединители.doc

Разъединители наружной установки
Тип UномIномIдинIтерtтеТип Ист.
РЛНД-1-10.2200УХЛ1 10 200 63 1573 ПР-10-1-У1 2
РЛНД-1-10.4200УХЛ1 10 200 63 1573 ПР-10-1-У1 2
РДЗ-1-10-2200У1 10 200 63 1573 ПР-10-1-У1 2
РЛДЗ.1-10.11200У1 10 200 15763 1 ПРЗ-10-1У1 2
РЛНДМ.1-10200У1 10 200 20 8 4 ПРНЗ-10 2
РДЗ-1-10200У1 10 200 20 8 4 ПР-01-1У1 2
РЛДЗ.1-10.11315У1 10 315 20 8 1 ПРЗ-10-1У1 2
РЛНД-10Б315НТ1 10 315 25 10 3 ПРНЗ-10УХЛ-1 2
ПРНЗ.2-10УХЛ-1 ПР.2-Т1
РЛНД-10400УХЛ1 10 400 10 25 3 ПР-01-1-УХЛ1 2
РЛНД-1-10Б400УХЛ1 10 400 10 25 3 ПРНЗ-10-УХЛ1 2
РЛНД-1-10.2400УХЛ1 10 400 10 25 3 ПР-2Б-УХЛ1 2
РЛНД-1-10.4400УХЛ1 10 400 10 25 3 ПР-2Б-УХЛ1 2
РЛНД1-10Б400УХЛ1 10 400 10 25 4 ПРНЗ-10УХЛ 2
РКЗ-10В400ХЛ 10 400 25 10 3 ПРС4.01 2
РЛНДМ.1-10400У1 10 400 25 10 4 ПРНЗ-10 2
РЛДЗ.1-10.11400У1 10 400 25 10 1 ПРЗ-10-1У1 2
РЛДЗ.1-10.11630У1 10 630 3151253 ПРНЗ-10УХЛ-1 2
РДЗ-35.4400УХЛ1 35 400 16 40 3 ПР-2Б-УХЛ1 2
РГ-35.21000УХЛ1 35 100010 25 3 ПР-2Б-УХЛ1 2
РДЗ-35.41000УХЛ1 35 100010 25 3 ПР-2Б-УХЛ1 2
РД-351000УХЛ1 35 100063 25 3 ПР-УХЛ1 2
РД-35Б1000УХЛ1 35 100063 25 3 ПР-УХЛ1 2
РДЗ.1-351000УХЛ1 35 100063 25 3 ПРЗ-УХЛ1 ПРЗ.2-УХЛ1 2
РДЗ.1-35Б1000УХЛ1 35 100063 25 3 ПРЗ-УХЛ1 ПРЗ.2-УХЛ1 2
РДЗ.2-351000УХЛ1 35 100063 25 3 ПРЗ.2-УХЛ1 2
РДЗ.2-35Б1000УХЛ1 35 100063 25 3 ПРЗ.2-УХЛ1 2
РРЗ-35-1000УЗ 35 100080 3153 ПРЗ-У3 2
РРЗ-35-2000УЗ 35 2000100 40 3 ПРЗ-УХЛ1 ПРЗ.2-УХЛ1 2
РДЗ-1101000Н.УХЛ1 110 100063 25 3 ПР-2Б-УХЛ1 ПД-5У1(ХЛ1) 2
РДЗ-2СК-1101000Н.УХ110 100063 25 3 ПРГ-2Б-УХЛ1 2
РДЗ-110Б1000Н.УХЛ1 110 100063 25 3 ПД-5У1(ХЛ1) 2
РГ-1101000УХЛ1 110 100080 3153 ПДГ-9-УХЛ-1 ПРГ-6-УХЛ-1 2
РД(З)-110 110 100080 3153 ПР(З)-У1 2
РДЗ-110Б1250Н.УХЛ1 110 125080 25 3 ПР-2Б-УХЛ1 ПД-5У1(ХЛ1) 2
ПР-2Б-УХЛ1 ПРГ-2Б-УХЛ1
РГ-126-1600УХЛ1 110 1600100 40 3 ПДГ9-УХЛ1 ПРГ6-УХЛ1 2
РГ-1102000УХЛ1 110 2000100 40 3 ПДГ-9-УХЛ-1 ПРГ-6-УХЛ-1 2
РДЗ-110-2000Н.УХЛ1 110 200080 3153 ПР-2Б-УХЛ1 ПД-5У1(ХЛ1) 2
РДЗ-110Б2000Н.УХЛ1 110 200080 3153 ПР-2БТ1 ПД-5Т1 2
РДЗ-1103150Н.УХЛ1 110 3150100 40 3 ПДГ-5У1(ХЛ1) 2
РДЗ-150 150 1250100 40 3 ПДГ-5У1 ПДГ-5 ХЛ1 2
РДЗ- 2201000НУХЛ1 220 100063 25 3 ПР-У1 2
РДЗ-2202000НУХЛ1 220 200080 3153 ПУ-5У1 2
РДЗ-2203150НУХЛ1 220 3150125 50 3 ПД5-ХЛ1 2
РДС.2-5003150-УХЛ1 500 350 160 63 2 ПР-ХЛ1 2
РП-330Б-13150УХЛ1 330 3150160 63 2 ПР-У1 ПД5-У1 ПД5-У1 2
РДЗ-3303150УХЛ 330 3150160 63 2 ПУ-5У1 2
РДЗ-330II3150УХЛ 330 3150160 63 2 ПД5-У1 2
РП-3303200 УХЛ1 330 3200160 63 2 ПУ-5У1 ПД5-ХЛ1 ПР-ХЛ1 2
РП-330Б-23200УХЛ1 330 3200160 63 2 ПР-У1 ПУ-5У1 ПД5-У1 2
РДЗ-5003150УХЛ 500 3150160 63 2 ПРН-1УХЛ1 ПУ-5У1 2
РДЗ-500II3150УХЛ 500 3150160 63 2 ПР-У1 2
РДЗ-500II3150Т1 500 3150160 63 2 ПР-У1 2
РПД-500-13150УХЛ1 500 3150160 63 2 ПУ-5У1 ПД5-ХЛ1 ПР-ХЛ1 2
РПД-500-13200У1 500 3150160 63 2 ПР-У1 ПУ-5У1 ПД5-У1 2
РПД-750-1 750 4000160 63 2 ПУ-5У1 ПД5-ХЛ1 ПР-ХЛ1 2
РНВЗ-750400УХЛ1 750 4000160 63 2 ПД5-У1 ПРН-1УХЛ1 2
РТЗ-1150400УХЛ1 11504000100 40 2 ПД-41-3У1 ПД-06-5У1 2
РГ-2-40.5II1000 40 100040 16 2
РГ-1261000 УХЛ 1 110 100063 25 3 2
РГ-126II1000 УХЛ 1 110 100063 25 3 2
SGF 123n* 110 1600100 40 МТ 50 МТ 100 1
SGF 123n 110 1600100 40 МТ 50 МТ 100 1
SGF 123p* 110 2500100 40 МТ 50 МТ 100 1
SGF 123p 110 2500100 40 МТ 50 МТ 100 1
SGF 123p 110 2500125 50 МТ 50 МТ 100 1
SGF 245n* 220 1600100 40 МТ 50 МТ 100 1
SGF 245n 220 1600100 40 МТ 50 МТ 100 1
SGF 245p* 220 2500125 50 МТ 50 МТ 100 1
SGF 245p 220 2500100 40 МТ 50 МТ 100 1
SGF 245p 220 2500125 50 МТ 50 МТ 100 1
РДЗ-3303150 УХЛ 1 330 3150160 63 РДЗ-2-330II3150 УХЛ 1 2
РДЗ-330II3150 УХЛ 330 3150160 63 РДЗ-2-330II3150 УХЛ 1 2
РДЗ-5003150 УХЛ 1 500 3150160 63 РДЗ-2-330II3150 УХЛ 1 2
РДЗ-500II3150 УХЛ 1500 3150160 63 РДЗ-2-330II3150 УХЛ 1 2
РДЗ-500II3150 Т 1 500 3150160 63 РДЗ-2-330II3150 УХЛ 1 2
Примечание: 1. Uном – Номинальное напряжение; Iном – Номинальный ток;
Iдин – Ток электродинамической стойкости; Iтер – Ток термической стойкости;
tтер – Время протекания тока; m –разъединителя.
Источник информации: 1 – АББ УЭТМ 2 – ЭЛВО
В типе разъединителя: (расшифровка типов разъединителей:
РДЗ-2-330II3150 УХЛ 1: Р- разъединитель; Д- наличие колонок:
двухколонковый; З- наличие заземлителей; 2- количество заземлителей; 330-
номинальное напряжение кВ; II- исполнение изоляции( степень загрязнения по
ГОСТ 9920-89) при изоляции исполнения I индекс отсутствует; 3150-
номинальный ток А; УХЛ- климатическое исполнение; 1- категория размещения.
РЛНД.2-10Б400 НУХЛ 1: Р- разъединитель; Л- линейный; Н- наружной
установки; Д- количество опорных колонок (две); 2- количество заземлителей;
-номинальное напряжение; Б- исполнение изоляции; 400- номинальный ток; Н-
повышенной надежности; УХЛ- климатическое исполнение; 1- категория
РГ- 126 II 1000УХЛ1: Р- разъединитель; Г- горизонтально-поворотного типа;
6- наибольшее рабочее напряжение; II- исполнение изоляции( степень
загрязнения по ГОСТ 9920-89) при изоляции исполнения I индекс
отсутствует; 1000 - номинальный ток; УХЛ- климатическое

Курсовое проектирование понизительной подстанции по ГОСТ1420.pdf

Федеральное агентство по образованию
ГОУ ВПО «Уральский государственный технический университет- УПИ»
Кафедра "Автоматизированные электрические системы
Курсовое проектирование
понизительной подстанции
Методические указания
для слушателей программы профессиональной переподготовки
« Электроэнергетические системы и сети»
Составитель : О.М.Котов
Научный редактор : В.П. Нестеренков
Курсовое проектирование понизительной подстанции: Методические указания для
курсового проектирования О.М.Котов Екатеринбург : УГТУ 2008. 53 с.
Методические указания включают задание на курсовое проектирование пример
расчета основных разделов пояснительной записки а также справочные материалы.
Подготовлено кафедрой "Автоматизированные электрические системы".
КУРСОВОЕ ПРОЕКТИРОВАНИЕ ПОНИЗИТЕЛЬНОЙ ПОДСТАНЦИИ
0002 г. Екатеринбург ул. Мира 19
© ГОУ ВПО Уральский государственный
технический университет 2008
Задание на курсовой проект
Выполнить проект понижающей подстанции в сети рассчитанной в курсовом проекте
по дисциплине ЭСС (№ подстанции согласовывается с руководителем ).
Обязательными для проработки следует считать разделы:
) Выбор числа и мощности силовых трансформаторов подстанции. Для режима зимних аварийных
перегрузок варианта с меньшей мощностью трансформатора ( число вариантов не менее 2-х)
следует произвести ручной расчет теплового режима методом эквивалентных преобразований
графиков нагрузок. Для остальных вариантов и режимов расчет можно выполнить по любой
технологии включая автоматизированные расчеты.
) Выбор схемы электрических соединений распределительного устройства (РУ) высшего
напряжения (ВН). Описание режимов работы схемы.
) Расчёт токов короткого замыкания выбор коммутационного оборудования и токоведущих
частей измерительных трансформаторов на стороне ВН.
) Выбор схемы электрических соединений РУ низшего напряжения (НН). Описание режимов
) Расчёт токов короткого замыкания выбор коммутационного оборудования токоведущих частей
измерительных трансформаторов на стороне НН.
) Выбор трансформаторы собственных нужд (СН) и схемы питания потребителей СН.
) Выбор системы оперативного тока.
) Описание релейных защит трансформатора.
) Разработка и описание конструкции РУ ВН и РУ НН.
) Расчёт грозозащиты и описание заземления подстанции.
) Сметно-финансовый расчёт по укрупненным показателям стоимости.
Графическая часть проекта включает в себя 2 листа формата А1:
принципиальная схема электрических соединений подстанции ( с маркировкой );
план подстанции в ограде и разрезы ( обязателен разрез «от забора до забора» по ячейке
силового трансформатора).
Данные о электропотреблении и структуре прилегающей сети брать из курсового по сетям.
Район сооружения - Урал;
Класс напряжения РУНН принять равным 10 кВ.;
Число зимних дней в году = 213 число летних дней = 152.
%потр. III категории
х сист.* при Sбаз=100МВА
Варианты исходных данных
Графики нагрузок ( в % от Sзимн. max )
Пример расчета основных разделов пояснительной записки.
ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ НА ПРОЕКТИРОВАНИЕ
а) Карта-схема электрической сети
Электрическая станция
- Генераторы: 2 ТВ 60 2
Распределение потребителей по категориям:
Линий резервирующих потребителей по низшему напряжению (10 кВ) нет.
Выбор силовых трансформаторов подстанции
Расчеты проводятся в полной мощности Sзимн max
Поскольку на проектируемой подстанции имеются потребители I категории а резерва
по 10 кВ нет необходимо установить nт 2 . Так как схемы трех-трансформаторных
подстанций как правило дороже намечаются варианты трансформаторов с nт 2
мощность трансформатора МВ А; kоткл
доля допустимых отключений
потребителей ( kоткл kIII ); 14 допустимая перегрузка трансформатора (40%).
В результате получаем интервал [24 МВА 40 МВА].
По справочнику намечаются три варианта выбора (силовые трансформаторы с РПН):
Тепловой расчет трансформатора. Вариант 1: 2 25 МВА
Зима. Нормальный режим
Для отрицательных температур ГОСТ
скорректированное значение (рисунок). В данном случае для t ср = - 9 С. искомое значение
составляет t срзимн = - 5 0С .
Выделяются 2 периода перегрузки: 5 10 ч и 15 17 ч.
Для каждого интервала рассчитывается тепловой импульс
ti продолжительность ступени ч.
мощность ступени МВА;
56 2 1 150842 MBA 2 ч;
B2 562 1 09 56 2 1 56762 MBA 2 ч.
B1 B2 поэтому ступенью перегрузки считается время с 5 до 10 часов.
Коэффициент перегрузки
где S тp в данном случае равно S тр .
Коэффициент начальной загрузки находится по аналогичной формуле:
Проверка допустимости эквивалентирования:
Неравенство выполняется двухступенчатое эквивалентирование допустимо.
По рисунку 10 ГОСТ 14209-97 для систематических перегрузок находится k2 доп :
k 2 ДОП нормальный режим зимой допустим.
Зима. Аварийный режим
Аварийный (послеаварийный)
Первый и последний период перегрузки можно не рассматривать
56 2 2 104742 MBA 2 ч;
Условие эквивалентирования выполнено.
период предшествующий перегрузке с 5 до 10 часов
трансформатор также перегружен. Для того чтобы сделать k1 1 требуется отключить часть
Sоткл k1 1 S т 122 1 25 55 МВА.
Sоткл должна быть меньше SIII 04 56 224 МВА.
Таким образом подобное отключение действительно допустимо.
Sоткл 56 55 505 МВА;
Периоды перегрузки и предшествующей нагрузки не изменились поэтому можно сразу
рассчитать k2 и k1 :
Поскольку k1 1 необходимо продолжить отключение нагрузки:
В результате данного отключения изменилась продолжительность второго периода
перегрузки который и до этого входил в ступень предшествующей перегрузки. Поэтому
можно сразу рассчитать k1 и k2 :
По таблице 17 (для t = 8 ч) ГОСТ 14209-97 определяется коэффициент допустимой
перегрузки. Учитывая что t ннт = 140 0 находится доп = t ннт - t ср.зимн. = 140 0 –(- 50 ) = 145
. По столбцу с k1 1 определяем k 2 доп = 14 соответствующий ближайшему меньшему
превышению температуры (1320)
Следует продолжить отключение части потребителей.
k 2 k 2 доп S тр 188 14 25 12 МВА;
По таблице17 (для t = 8 ч) ГОСТ 14209-97 определяется k 2 доп.
ч ближайшее меньшее (132 0) соответственно k 2 доп = 14
На этом расчет можно закончить т.к. tп и взяты с некоторым запасом.
Лето. Нормальный режим
По графикам ГОСТ 14209-97 для систематических перегрузок рисунок 10 для А = 200
k2 доп - перегрузка допустима.
Лето. Аварийный режим
56 2 2 11665 MBA 2 ч;
Условия эквивалентирования не выполняются. В таком случае полагают что
По ГОСТ 14209-97 по таблице 17 (t п = 8 ч) для k1
доп = 140 - охл = 140 – 20 = 120 0С
Находим ближайшее меньшее = 117 0 соответствующее k2 доп = 13
Поскольку k2 > k2 доп необходимо отключить часть нагрузки.
Условие эквивалентирования выполняется.
доп = 140 0 – охл = 140 – 20 = 120 0
По таблице 16 (для t п = 4 ч) для k1 = 07 находим ближайшее меньшее = 109 0 С
соответствующее k2 доп = 13. В данном случае необходимо уточнить k2 доп методом линейной
Периоды перегрузки не изменились.
доп = 140 – 20 = 1200 С
tпер = 4ч (табл. 16)
доп min = 109 (k2min = 13)
доп max = 122 (k2max = 14)
k2 = k2доп расчет закончен.
Тепловой расчет трансформатора. Вариант 2: 2 32 МВА
Трансформаторы работают без перегрузки.
Рассматриваются два периода перегрузки: с 5 до 10 ч и с 15 до 19 ч.
56 2 2 9690 MBA 2 ч;
k2 S тp 171 32 547 МВА
условие эквивалентирования выполняется.
доп = tmax – tохл = 140 – (-5) = 1450C
По табл. 17 (для С1=1)
доп min = 132 (k2 доп = 14)
доп max = 148 (k2 доп = 15)
Периоды перегрузок не изменились.
По таблице 17 ГОСТ 14209-97 для аварийных перегрузок для
доп = 140 – (-5) = 1450C
Поскольку интервал перегрузки и k1 взяты с запасом можно считать что k2
Трансформаторы несут мощность без перегрузки.
Условие эквивалентирования не выполняется поэтому
доп = 140 – 20 = 120 0
по таблице 17 для k1= 08
доп min = 110 (k2 доп = 13)
доп max = 123 (k2 доп = 14)
По таблице 16 ГОСТ 142209-97
доп = 140 – 20 = 120 0 для k1= 07
По табл. 16 ГОСТ 14209-97 для k1 = 07 и доп = 120 0С
доп min = 109 (k2 min = 13)
доп max = 122 (k2 max = 14)
Тепловой расчет трансформатора. Вариант 3: 2 40 МВА
k2 S тp 137 40 549 МВА
По ГОСТ 14209-97 по таблице 17 для k1 = 08 и доп = 140 – (-5 0) = 145 0С
доп min 132 (k2 доп = 14)
расчет закончен перегрузка трансформатора допустима.
B2 09 56 2 562 5676 MBA 2 ч;
по табл. 16 ГОСТ 14209-97 для k1 = 07 для доп = 140 – 20 = 120 0
k2 доп min = 13 ( доп min = 109 0)
k2 доп max = 14 ( доп max = 122 0)
( 14 138 ) 40 0 8 МВА
Расчет приведенных затрат
Здесь Иао 94% К - издержки на амортизацию и
капиталовложения тыс. руб. Издержки на потери электроэнергии
10 2 тыс.руб.МВт ч - удельная стоимость потерь электроэнергии;
потери электроэнергии за год МВт ч
где - время наибольших потерь ч. рассчитывается по эмпирической формуле
Здесь Tmax - число часов использования максимума:
где tз сут t л сут - соответственно число зимних и летних суток в году.
Расчет ущерба от недоотпуска электроэнергии
з з kв Pmax з tз.сут
л л kв Pmax л t л.сут
- доля ограничения потребления
зимой и летом соответственно; з и л - удельный ущерб от
отключения мощности зимой и летом; kв - коэффициент
вынужденного простоя по сути - это вероятность состояния когда
один трансформатор на подстанции несет всю нагрузку (ущерб от
плановых ограничений нагрузки не учитывается) :
kв kв I kв II 2kв I 2kв II т.к. ветви I и II идентичны.
2 04 10 3 01 28 10 3 002 60 10 3 008 13 10 3 1592 10 3 год;
K 2 583 1166 тыс. руб.;
8 10 2 1437 5 115 тыс. руб.
промышленность) определяем
36 по кривым удельного ущерба (кривая 2 -
10 2 1373 33 11 тыс. руб.
3 удельный ущерб от ограничений электроснабжения
21 удельный ущерб от ограничений электроснабжения
Составляющие приведенных затрат сводятся в таблицу.
Составляющая приведенных затрат
Капиталовложения тыс. руб.
Издержки на амортизацию и обслуживание тыс. руб.
Издержки на потери электроэнергии тыс. руб.
Ущерб от ограничения электроснабжения потребителей тыс. руб.
Итоговые приведенные затраты тыс. руб.
Вывод: в результате проведенного технико-экономического сопоставления вариантов
выбраны трансформаторы 2 40 МВА (вариант 3).
Расчет токов короткого замыкания
Расчет параметров схемы замещения
где Sб - базисная мощность; Uб - базисное напряжение в данном случае - среднее
напряжение ступени на которой рассчитывается ток короткого замыкания (точка K1 ).
Генераторы: 2 ТВ 60 2
Трансформаторы: 2 ТДЦ 80 U к 105 %
Линии электропередачи ( x0 04 Омкм):
x7 x0 13 04 80 32 Ом.
Трансформаторы подстанции: 2 ТРДН 40000110
72 Ом (на полную мощность).
Схема замещения после объединения параллельных ветвей и приведения параметров
к одному напряжению:
Эквивалентные преобразования схемы
Треугольник 2 3 7 преобразуется в звезду 8 9 10:
После следующего шага схема принимает вид трехлучевой звезды где
Расчет тока короткого замыкания в точке K1
Для расчета тока короткого замыкания в начальный момент времени схема
преобразуется к виду:
Расчет затухания (определение тока к.з. в заданный момент времени )
где tс.в - время срабатывания выключателя (на отключение); t р.з - время срабатывания
релейной защиты (дифференциальная защита).
Для схемы трехлучевой звезды находятся составляющие токов к.з. от генератора и
системы в начальный момент времени:
Eг Iк0 x10 8128 747 1
Ec Iк0 x10 664 747 1
Удаленность точки к.з. от станции:
Содержание тока от станции в суммарном токе к.з.:
Поскольку содержание меньше 05 то затухание не учитывается:
В случае если содержание больше 05 необходимо воспользоваться кривыми затухания:
Расчет тока короткого замыкания в точке K2
Расчет тока к.з. в точке K2 выполняется для различных режимов работы
а) без использования расщепления параллельная работа трансформаторов
б) без использования расщепления раздельная работа
в) использование расщепления параллельная работа секций
г) использование расщепления раздельная работа секций
Вывод: принимается вариант без использования расщепления с раздельной работой
1 для сборных шин вторичного напряжения подстанций с S тр
В качестве главной схемы выбирается схема № 110-5Н.
Выбор коммутационного оборудования распредустройств
Выбор выключателя в РУ 110 кВ
Намечаем к выбору выключатель ВМТ 110 Б 201000 УХЛ1.
а) Проверка по напряжению места установки
б) проверка по длительному току.
Выключатели выбираются одинаковые но проверка выполняется для наиболее
нагруженного. Мощность транзита ( S транзита ) определяется из расчетов электрической сети.
В данном случае полагаем S транзита
Форсировочный ток определяется для наиболее нагруженного выключателя:
В некоторых случаях необходимо рассмотреть послеаварийный режим (отключение
одного трансформатора);
в) проверка на электродинамическую стойкость
для системы связанной с точкой к.з. воздушными линиями 110 150 кВ;
г) проверка на отключающую способность:
по отключению периодической составляющей
по отключению апериодической составляющей
- предельное процентное
содержание апериодической составляющей в токе отключения выключателя.
В случае когда апериодическая составляющая тока короткого замыкания превышает
номинальное значение допускается проверять выключатель по полному току:
д) проверка на термическую стойкость:
Здесь Ta - постоянная времени затухания тока короткого затухания для системы
связанной с местом к.з. линиями напряжением 110 150 кВ.
кА 2 с 1200 кА 2 с .
Окончательный выбор выключателя ВМТ 110 Б 201000 УХЛ1 представляется в виде
Вывод: выключатель принимается к установке.
Выбор разъединителя 110 кВ
Намечаем разъединитель РНДЗ 1 110630.
Вывод: разъединитель принимается к установке.
Выбор выключателя 10 кВ и типа КРУ
Выбор выключателя в РУ НН должен быть согласован с типом КРУ или КРУН.
В качестве варианта выбора намечается выключатель ВМПЭ-10 которым
комплектуется КРУ К XXVII
Окончательный выбор ВМПЭ 10 3150 315 представлен таблицей:
Вывод: указанный выключатель выбирается для вводных и секционных ячеек.
Выключатели для ячеек отходящих линий выбираются на меньший рабочий ток:
где «15» - коэффициент учитывающий неравномерность загрузки по фидерам.
Остальные расчетные параметры остаются в прежних значениях.
Вывод: для ячеек отходящих линий выбирается выключатель ВМПЭ 10 1000 315.
Выбор токопроводов на стороне 110 кВ
Сталеалюминиевые провода или
Гибкий подвесной токопровод или шинный мост
или закрытый комплектный токопровод
а) Выбор по условиям рабочего режима
jэк - экономическая плотность тока для
заданного Tmax Амм .
Принимается провод АС 15024 с Iдоп
б) проверка по утяжеленному режиму
Iфорс 2 I раб 292 А;
в) неизолированные проводники расположенные на открытом воздухе на термическую
устойчивость не проверяются;
г) гибкие провода по которым возможно протекание тока к.з. меньше 20 кА на
динамическую стойкость не проверяются
д) проверка на коронирование.
Минимальное сечение по условиям коронирования гибкого провода для U 110 кВ
мм ; для 220 кВ 240 мм . Условие выполняется.
Выбор токоведущих частей на стороне 10 кВ
Из вышеперечисленных вариантов токоведущих частей выбираем вариант жестких
алюминиевых шин. При токах до 3 кА применяются одно– и двухполосные шины
прямоугольного сечения. При больших токах рекомендуется выбирать шины коробчатого
8кА ( отключение одного трансформатора).
Выбираются шины коробчатого сечения ( профиль –
Проверка по допустимому току:
Iдоп=2820 кА следовательно необходимо выбрать шины
следующего сечения 2 1010 мм2 с Iдоп=35 кА
Момент сопротивления см3
W yo-yo- для двух коробов
J yo-yo- для двух коробов
Проверка по термической стойкости.
Для шин выполненных из алюминия допустимая температура нагрева при коротком
замыкании 200оС коэффициент C=90 А с12 мм2 . Исходя из этого определяется минимально
допустимое по нагреву сечение :
где Bk – тепловой импульс при протекании тока короткого замыкания.
По механической прочности:
Жесткие шины укрепленные на изоляторах представляют собой динамическую
колебательную систему находящуюся под воздействием электродинамических сил и
имеющую свои собственные колебания. Если собственные частоты меньше 30 Гц и больше 200
Гц то механического резонанса не возникает:
l – длина пролета между изоляторами м
J – момент инерции поперечного сечения шины относительно оси перпендикулярной
направлению изгибающей силы см4. В данном случае
J = J yo-yo = 290 см4
площадь сечения шины см2.
Шины расположены горизонтально швеллеры жестко закреплены. Расстояние фазами a=06
Расчет механического напряжения шин.
расч п ф доп 0 7 разр
где п - напряжение от взаимодействия полос МПа
ф - напряжение от взаимодействия фаз МПа
доп - допустимое механическое напряжение материала шин МПа
- разрушающее механическое напряжение МПа :
lп - расстояние между прокладками первоначально – расстояние между
Wп - момент сопротивления одной шины = 05W yo-yo
- коэффициент определяемый способом крепления шин : жестко закреплены на
опорах максимум изгибающего момента находится у опор
f п - сила взаимодействия между полосами:
i уд - ударный ток А
b – расстояние между полосами м.
Напряжения в материале шин от взаимодействия между полосами:
Напряжения в материале шин от взаимодействия фаз:
момент сопротивления пакета шин = W yo-yo.
п ф 9.45 2.95 12.4 МПа что меньше доп=49 МПа.
Таким образом алюминиевые жесткие шины коробчатого сечения марки АД0–2х1010
Примечание : При выборе однополосных шин п не вычисляется.
В распределительных устройствах жесткие шины крепятся на опорных изоляторах выбор
которых производится:
По напряжению установки:
По допустимой механической нагрузке:
где: Fрасч – сила действующая на изолятор Н
где: kh – коэффициент учитывающий расположение шин на изоляторе ( k h =08 при
расположении на ребро k h =1 – при расположении плашмя)
а расстояние между фазами м
– допустимая нагрузка на головку изолятора Н
Fразр – разрушающая нагрузка при действии на изгиб Н.
Изолятор ИОС-10-500УХЛ1
Выбор измерительных трансформаторов
Измерительные трансформаторы предназначены для уменьшения первичных токов и
напряжений до значений наиболее удобных для подключения измерительных приборов
реле защиты устройств автоматики. Применение измерительных трансформаторов
обеспечивает безопасность персонала электроустановок так как в цепи высшего и низшего
напряжения разделены а также позволяет унифицировать конструкцию приборов и реле.
Выбор трансформаторов тока
Трансформаторы тока выбирают:
По конструкции и классу точности.
По электродинамической стойкости: iуд
По термической стойкости:
По вторичной нагрузке:
Выбор трансформатора тока по вторичной нагрузке
Индуктивное сопротивление токовых цепей невелико поэтому z2
где rприб – сопротивление приборов; rпр – сопротивление соединительных проводов; rк –
переходное сопротивление контактов.
где Sприб – мощность потребляемая приборами.
Схема измерений на подстанции
Зная rпр определяется сечение соединительных проводов:
– удельное сопротивление материала провода ( = 00283 Ом мм м – провода с
алюминиевыми жилами); рас – расчетная длина зависящая от схемы соединения
трансформаторов тока и расстояния от трансформаторов тока до приборов:
Выбор трансформаторов тока на стороне ВН
Вторичная нагрузка трансформатора тока
Нагрузка по фазам В А
rк 005 Ом (при количестве приборов 3);
rпр z2 ном rприб rк 12 006 005 109 Ом;
– включение в неполную звезду принимаем
75 130 м – РУ 110 кВ.
По условиям механической прочности сечение должно быть не меньше 4 мм для
проводов с алюминиевыми жилами. В качестве соединительных проводов принимаем
контрольный кабель АКРВГ с алюминиевыми жилами сечением 4 мм :
r2 006 092 005 103 Ом.
Выбор трансформатора тока сводится в таблицу:
Выбор трансформаторов тока на стороне НН
Вторичная нагрузка трансформатора тока вводного выключателя
Счетчик активной энергии
Счетчик реактивной энергии
rк 01 Ом (при количестве приборов больше 3);
rпр z2 ном rприб rк 08 026 01 044 Ом;
r2 026 0074 01 0434 Ом.
Выбор трансформатора тока вводного выключателя:
Паспортные данные ТШЛ10
Вторичная нагрузка трансформатора тока фидерного выключателя
– включение в полную звезду принимаем
– линии 6-10 кВ к потребителям.
Выбор трансформатора тока фидерного выключателя
Паспортные данные ТЛ10-1 У3
Выбор трансформаторов напряжения
По конструкции и схеме соединения обмоток.
Выбор трансформаторов напряжения на стороне ВН
Вторичная нагрузка трансформатора напряжения
Общая потребляемая мощность
Выбор трансформатора напряжения
Трансформатор напряжения
Выбор трансформаторов напряжения на стороне НН
Система оперативного тока понижающей подстанции
Оперативный ток на электрической подстанции необходим для питания вторичных
цепей к которым относятся оперативные цепи защиты автоматики и телемеханики
дистанционного управления аварийной и предупредительной сигнализации.
Требования предъявляемые к системам оперативного тока следующие :
повышенная надежность;
мощность достаточная для функционирования вторичных устройств при
самых тяжелых авариях;
высокая стабильность напряжения.
В зависимости от вида системы один или все источники оперативного тока могут
Существует три вида систем оперативного тока (СОТ):
система постоянного оперативного тока источниками в которой являются
аккумуляторная батарея зарядный агрегат и подзарядное устройство. Иногда
функции двух последних устройств выполняет одно зарядно-подзарядное
система выпрямленного оперативного тока источником в которой служит
выпрямительные блоки питания стабилизированные блоки питания зарядные
блоки питания в комплекте с конденсаторами;
система переменного оперативного тока.
В полной мере требованиям предъявляемым к системам оперативного тока отвечает
система постоянного оперативного тока. В этом случае при глубоком нарушении нормальной
работы подстанции (полное погашение шин) сохраняется управляемость подстанции
оперативный ток используется также для аварийного освещения преобразователя
оперативной связи электродвигателей особо ответственных механизмов собственных нужд
(например маслонасосов систем смазки и уплотнений синхронных компенсаторов) .
Вторым неоспоримым достоинством систем постоянного оперативного тока является
способность выдерживать значительные кратковременные перегрузки которые возникают
при наложении толчковых токов включения «тяжелых» (прежде всего электромагнитных)
Основные недостатки применения постоянного оперативного тока :
высокая стоимость самой аккумуляторной батареи
значительная сложность разветвленность и соответственно стоимость сети
централизованного распределения постоянного тока
необходимость в специально оборудованном помещении под аккумуляторную
батарею и как правило в дежурном персонале.
Постоянный оперативный ток применяется на подстанциях 330 кВ и выше на
подстанциях 110-220 кВ с числом масляных многообъемных выключателей 3 и более на
подстанциях 35-110 кВ с воздушными выключателями.
Выпрямленный оперативный ток позволяет применять аппаратуру оперативных цепей
и схемы аналогичные применяемым в установках постоянного оперативного тока.
Внедрение систем выпрямленного оперативного тока позволяет отказаться от
дорогостоящих аккумуляторных батарей значительно упростить оперативные цепи для ряда
подстанций отказаться от постоянного дежурного персонала.
Повсеместному внедрению систем выпрямленного тока на подстанциях с высшим
напряжением 110-220 кВ способствует комплектация маломасляных и элегазовых
выключателей пружинными приводами:
электродвигатель привода – универсальный асинхронный
мощностью от 750 до 1200 Вт;
из рабочего ( включенного ) состояния привод позволяет выполнить цикл АПВ
(отключение- включение-отключение) при отсутствии питания на двигателе
включающие пружины могут быть заведены вручную после чего возможно
местное ручное включение выключателя.
Кроме этого современные комплекты релейной защиты и автоматики как правило
снабжены устройством бесперебойного питания обеспечивающим работоспособность РЗиА
на время восстановления питания на подстанции.
Обычной практикой является применение систем выпрямленного оперативного тока
во всех случаях где однозначно не требуется аккумуляторная батарея.
Системы переменного оперативного тока применяются как правило на подстанциях
по упрощенной схеме без выключателей на стороне высшего напряжения или с числом
выключателей не более двух и оборудованными приводами с питанием от сети переменного
Проектирование установки оперативного тока сводится к выбору рода тока расчету
нагрузки выбору типа источников питания составлению электрической схемы сети
оперативного тока и выбору режима работы.
Потребители системы постоянного тока
Всех потребителей энергии получающих питание от системы оперативного тока
можно разделить на три группы:
) Постоянно включенная нагрузка: аппараты устройств управления блокировки
сигнализации и релейной защиты постоянно обтекаемые током а также постоянно
включенная часть аварийного освещения. Так как постоянные нагрузки невелики и не
влияют на выбор батареи в расчетах можно ориентировочно принимать для крупных
подстанций 110-500 кВ значение постоянно включенной нагрузки 25 А.
) Временная нагрузка появляющаяся при исчезновении переменного тока во время
аварийного режима. В этой группе нагрузка аварийного освещения электродвигателей
постоянного тока (чаще всего маслонасосов синхронного компенсатора) преобразователей
оперативной связи и т.п. Длительность этой нагрузки определяется длительностью аварии
(для подстанций расчетная длительность 2 часа) учитывается данная нагрузка при выборе
аккумуляторной батареи.
При расчете аварийного освещения можно ориентироваться на данные следующей таблицы.
Параметры аварийного освещения
Место установки светильников
ЗРУ 6(10) кВ при двух выходах
ОПУ подстанции 110(220)6(10) кВ
ОПУ подстанции 2201106(10) кВ
Лестница ( 2 марша )
Помещение аккумуляторной батареи
) Кратковременная нагрузка (длительностью не более 5 с) создается токами включения и
отключения приводов выключателей и автоматов пусковыми токами электродвигателей и
токами нагрузки аппаратов управления блокировки сигнализации и релейной защиты
кратковременно обтекаемых током.
Значения токов потребляемых электромагнитами включения и отключения выключателей
принимаются по табл.2.3.
Технические характеристики приводов выключателей
Потребляемый ток привода А
маломасляные выключатели
электромагнитные генераторные баковые выключатели
элегазовые выключатели
вакуумные выключатели
Выбор системы постоянного оперативного тока
Выбор аккумуляторной батареи
Основные параметры :
Номинальное напряжение СОТ Uном = 220 В;
Допустимое превышение напряжения +5% ( Uмакс = 231 В)
Напряжение постоянного подзаряда одного элемента (для большинства батарей
закрытого типа) 223 В;
Число элементов в основной группе n = 231223 = 103 элемента (обычно от 100 до
Наименьшее напряжение которое должна обеспечить АБ при любом (в т.ч. и
толчковом) токе Uмин = 80%·Uном = 80·220 100 = 176 В (остаточное напряжение);
Выбор ёмкости аккумуляторной батареи обусловлен требованиями по уровню остаточного
напряжения. В общем случае предусмотрены два этапа:
o В первом случае выбор выполняется по суммарному толчковому току одновременно
срабатываемых «тяжёлых» приводов выключателей (как правило ОРУ ВН) в начале
o Во втором случае рассматривается толчковый ток привода при включении одного
выключателя ВН в конце длительного разряда током нагрузки аварийного режима. В
итоге АБ выбирается по наибольшему из полученных значений емкости.
Для подстанций с малым количеством выключателей на стороне ВН с
выключателями имеющими малые токи включения приводов (например элегазовые) и
большим количеством фидеров на стороне низкого напряжения с маломасляными или
вакуумными выключателями с электромагнитными приводами можно ограничиться вторым
вариантом: по толчку в конце разряда.
Потребители СОТ проектируемой подстанции
Потребляемый ток привода
универсального тельность
Таблица 1.3.4. Допустимый длительный ток для проводов и шнуров с резиновой и
поливинилхлоридной изоляцией с медными жилами
Ток А для проводов проложенных
Выбор системы выпрямленного оперативного тока
На ПС 1106-10 кВ с одним или двумя выключателями на стороне ВН а также в
случае когда выключатели РУ ВН оборудованы двигательными приводами может
применяться выпрямленный оперативный ток. В качестве источников выпрямленного
оперативного тока используются зарядно – подзарядные агрегаты.
Выбирается агрегат ВАЗП – 380260 – 4080. Основные параметры устройства:
Диапазон 1 Uвых = 220 - 260 В Iном = 4-80 А
Диапазон 2 U вых = 260 - 380 В Iном = 4-40 А.
Для привода ПЭ-11 выключателя ВМПЭ-10 необходим Iвкл.=58А.
Система собственных нужд понижающей подстанции
Потребителями собственных нужд подстанции являются:
) электроосвещение ЗРУ ОРУ ОПУ наружных площадок;
) электродвигатели системы охлаждения силовых трансформаторов;
) устройства подогрева масла и приводов открыто установленных выключателей
) устройства подогрева приводов открыто установленных разъединителей отделителей
и короткозамыкателей;
) устройства отопления и вентиляции ЗРУ ОПУ ;
) зарядные и подзарядные агрегаты;
) масляное хозяйство;
) компрессорное хозяйство
) оборудование включаемое во время производства ремонтных работ.
Суммарная мощность потребителей собственных нужд подстанций составляет как
правило от 50 до 300 кВт поэтому они запитываются от сети 04 кВ с системой заземления
TN-C или TN-C-S. В качестве источников используются два трансформатора собственных
нужд (ТСН) мощность которых выбирается в соответствии с нагрузкой с учетом
допускаемой перегрузки при отказах и ремонте одного из трансформаторов ( для подстанций
– 15%) . Нагрузку собственных нужд допустимо ориентировочно принять по таблице.
Потребители собственных нужд подстанции
Подогрев выключателей и приводов ( на три полюса)
Подогрев шкафов КРУН и КРУ-10
Подогрев приводов разъединителей отделителей короткозамыкателей
Подогрев ППрК постоянный ( при низких температурах)
Вспомогательное оборудование синхронных компенсаторов
Отопление освещение и вентиляция ОПУ
Отопление освещение и вентиляция ЗРУ 10 (6) кВ
Отопление освещение и вентиляция ЗРУ совмещенного с ОПУ
Помещение выездного персонала
Освещение ОРУ 110 220 кВ при Nяч = 3
Освещение ОРУ 110 220 кВ при Nяч > 3
Подогрев релейного шкафа
Подзарядно-зарядный агрегат ВАЗП
Компрессорная (на один агрегат)
Установленная мощность устройств охлаждения трансформаторов
Компрессорные установки
Мощность главного электро-
Приняв для двигательной нагрузки cosφ=085 а для остальных потребителей cosφ=1 можно
определить QУСТ и суммарную расчетную нагрузку потребителей собственных нужд:
S расч = kc Σ Pуст + (ΣQуст )
где kС - коэффициент спроса учитывающий коэффициенты одновременности и загрузки.
Коэффициенты спроса приемников собственных нужд
Наименование приемника
Охлаждение трансформаторов
Зарядно-подзарядные устройства
Электроподогрев выключателей и электроотопление
Номинальная мощность трансформаторов собственных нужд выбирается
) SТСН ≥ SРАСЧ (для подстанций без дежурного персонала);
) SТСН ≥ SРАСЧ 115 (для подстанций с дежурным персоналом).
Присоединение трансформаторов собственных нужд к питающей сети зависит от
системы оперативного тока применяемой на подстанции. Для подстанций на переменном
или выпрямленном оперативном токе трансформаторы собственных нужд со стороны ВН
- на подстанциях 110 кВ и выше через предохранители к вводам 6 10
кВ главных трансформаторов до выключателей а при наличии реакторов между реакторами
- на подстанциях 35 кВ через предохранители к питающей ВЛ 35 кВ.
Для подстанций на постоянном оперативном токе с аккумуляторными батареями
трансформаторы собственных нужд присоединяются:
- через предохранители или выключатели к шинам распределительного устройства 6 - 35 кВ;
- к обмоткам 6 - 35 кВ автотрансформаторов по блочной схеме.
ТСН небольшой мощности (до 63-100 кВА) устанавливаются непосредственно в
шкафах КРУ (КРУН) 6(10) кВ ТСН большей мощности размещаются открыто вне РУ-6(10)
кВ. Для их подключения предусматриваются ячейки с предохранителями (выключателями) и
кабельными выводами.
На напряжении 380220 В от ТСН запитывается щит собственных нуждвыполняемый
по схеме одиночной системы сборных шин секционированной автоматическим
общеподстанционного пункта управления.
Распределение приемников между щитами осуществляется по принципу
территориальной близости к ним и удобства обслуживания. Приемники небольшой
мощности не допускающие перерывов в электроснабжении нормально питаются от одной
секции шин собственных нужд и имеют резервное питание от другой секции шин или резерв
по оборудованию (например два пожарных насоса питаемых с разных секций).
Выбор трансформаторов собственных нужд
Мощность состав потребителей и схема питания собственных нужд подстанции
зависят от типа подстанции мощности трансформаторов класса напряжения
конструктивного выполнения подстанции способа обслуживания типа оборудования и вида
оперативного тока. Наиболее ответственными потребителями СН подстанции являются
оперативные цепи система связи телемеханики система охлаждения трансформаторов
аварийное освещение система пожаротушения и так далее. Мощность потребителей СН
невелика поэтому они присоединяются к сети 380220 В которая получает питание от
понижающих трансформаторов. Мощность трансформаторов СН выбирается по нагрузке СН
с учетом коэффициентов загрузки.
В соответствии с “Нормами технологического проектирования подстанций” на всех
двухтрансформаторных подстанциях 35–750 кВ устанавливается по два трансформатора
собственных нужд. Схема подключения трансформаторов собственных нужд выбирается из
условия надежного обеспечения питания ответственных потребителей.
Мощность трансформаторов собственных нужд выбирается по нагрузкам
собственных нужд с учетом коэффициентов загрузки и одновременности.
Выпрямительная 31 х 2
Мощность трансформаторов собственных нужд при двух ТСН на подстанции со
где: Kп=1.15коэффициент допустимой аварийной перегрузки.
Выбираем два трансформатора собственных нужд ТСЗ 16010 размещаемые на открытом
воздухе на отдельной площадке.
Описание релейной защиты трансформатора
Основная задача релейной защиты – обнаружить поврежденный участок
электрической схемы и как можно быстрее выдать сигнал на его отключение.
К устройствам РЗ действующим на отключение предъявляются следующие
селективность – действие РЗ при котором обеспечивается отключение только
поврежденного элемента;
На проектируемой подстанции защищаемыми элементами являются трансформаторы
шины линии на высоком напряжении ячейки КРУ.
Для защиты трансформаторов применяются:
Продольная дифференциальная защита от внешних и внутренних кз (как
симметричных так и несимметричных). Принцип действия данной защиты основан
на сравнении величины и направления тока между трансформаторами тока
дифференциальной защиты. При внутренних кз направление меняется на
противоположное и защита действует на отключение выключателя.
Максимальная токовая защита (МТЗ) с пуском по напряжению. Данная защита
является резервной по отношению к дифференциальной защите и осуществляет
ближнее резервирование.
МТЗ от перегрузки в режиме симметричной нагрузки трансформатора. Результатом
действия этой защиты является сигнал дежурному персоналу о перегрузке.
Сигнализация о неисправности в цепях напряжения защиты.
Газовая защита от внутренних кз в обмотках трансформатора. Защита подает сигнал
дежурному персоналу.
Конструктивное выполнение подстанции
Основное распределительное устройство подстанции напряжением 110 кВ
располагается на открытом воздухе и называется ОРУ.
ОРУ должно обеспечивать надежность работы безопасность и удобство обслуживания
при минимальных затратах на сооружение возможность расширения максимальное
применение крупноблочных узлов. Расстояние между токоведущими частями и от них до
различных элементов ОРУ должно выбираться в соответствии с требованиями ПУЭ.
Все аппараты ОРУ располагаются обычно на невысоких основаниях. По территории
ОРУ предусматриваются проезды для возможности механизации монтажа и ремонта
оборудования. Ошиновка подстанции бывает: гибкая как правило ОРУ и жесткая – ЗРУ.
Под силовыми трансформаторами предусматриваются маслоприемники в которые
укладывается слой гравия. Кабели оперативных цепей цепей управления релейной защиты
и автоматики прокладываются в лотках из железобетонных конструкций без заглубления в
На низкой стороне подстанции распредустройства выполняются в виде КРУ или КРУН.
В обоих случаях сборка РУ производится из ячеек заводского изготовления что позволяет
ускорить процесс монтажа.
Преимущества КРУ: большая надежность в работе безопасность в обслуживании
компактность экономичность а также индустриализация монтажных работ. Ячейки
соединяются между собой сборными шинами и имеют кабельные и воздушные вводы.
Применяются шкафы с выключателями установленными на тележке и имеющими втычные
контакты. Такие контакты заменяют разъединители. Наличие выкаткой тележки с
выключателем повышает бесперебойность питания потребителей и обеспечивает удобный
доступ к выключателю и его приводу при ремонте. Для безопасного обслуживания и
локализации аварийных ситуаций корпус КРУ разделен на отсеки металлическими
Территория подстанции формируется в основном ОРУ занимающая до 80% общей
площади. Остальные 20% занимают установки трансформаторов ЗРУ или КРУН другие
здания и сооружения.
ОРУ является основным производственным сооружением подстанции поэтому от его
расположения в зависимости от подхода воздушных линий определяется вся компоновка
подстанции. В состав ОРУ кроме оборудования и токоведущих частей входят опоры для
гибкой и жесткой ошиновки опоры под оборудование молниеотводы и мачты освещения
кабельные лотки и каналы специальные железнодорожные пути перекатки
трансформаторов огнестойкие преграды между трансформаторами.
На подстанции применяются два вида оград: внутренние и внешние. Внешняя ограда
служит препятствием для проникновения на подстанцию посторонних лиц крупных
животных а также для обеспечения сохранности дорогостоящего оборудования. Внутренняя
ограда служит для отделения зоны где можно находится персонал от зоны с оборудованием
находящимся под напряжением.
Выбор шкафа КРУ осуществляется по марке и номинальным рабочим токам выбранных
Паспортные данные шкафа К-XXVII
Наименование показателей
Номинальное напряжение кВ
Максимальное число и сечение силовых кабелей мм²
Электродинамическая стойкость кА
Номинальный ток отключения выключателя кА
Тип выключателя и привода
Сметно-финансовый расчет на сооружение подстанции
Данный расчет позволяет приблизительно оценить стоимость всего оборудования
Все затраты по подстанции можно разделить на следующие категории:
Постоянная часть затрат:
Подготовка и благоустройство территории – 30 т.р.
Общеподстанционный пункт управления собственные нужды – 40 т.р.
Подъездные и внутриплощадочные дороги – 25 т.р.
Средства связи и телемеханики – 40 т.р.
Внешние сети (водоснабжение и канализация) – 10 т.р.
Прочие затраты – 30 т.р.
Результаты сметно-финансового расчёта сведены в таблицу. Расчет производится по
упрощенным показателям стоимости в ценах 1985 г.
Количество Расчетная стоимость
РЕКОМЕНДУЕМАЯ ЛИТЕРАТУРА
Электротехнический справочник Под ред. профессоров МЭИ. Т1 Т2 Т3 9-е изд. стер. М.:Издательство МЭИ 2004.-964с..
Выбор схем электрических соединений подстанций. Методические указания по
дисциплине "Электрическая часть станций и подстанций" С.Е.Кокин г.Екатеринбург
Нормы технологического проектирования подстанций с высшим напряжением 35-750 кВ.
Правила устройства электроустановок 7-е изд. перераб. и доп. – Спб.: -ДЕАН 2007.704с.
ЗАДАНИЕ НА КУРСОВОЙ ПРОЕКТ
ВАРИАНТЫ ИСХОДНЫХ ДАННЫХ
ВЫБОР СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ ПОДСТАНЦИИ
РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ
ВЫБОР КОММУТАЦИОННОГО ОБОРУДОВАНИЯ РАСПРЕДУСТРОЙСТВ
ВЫБОР ТОКОПРОВОДОВ НА СТОРОНЕ 110 КВ
ВЫБОР ТОКОВЕДУЩИХ ЧАСТЕЙ НА СТОРОНЕ 10 КВ
ВЫБОР ИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ
СИСТЕМА ОПЕРАТИВНОГО ТОКА ПОНИЖАЮЩЕЙ ПОДСТАНЦИИ
ВЫБОР ОПЕРАТИВНОГО ТОКА
СИСТЕМА СОБСТВЕННЫХ НУЖД ПОНИЖАЮЩЕЙ ПОДСТАНЦИИ
ВЫБОР ТРАНСФОРМАТОРОВ СОБСТВЕННЫХ НУЖД
ОПИСАНИЕ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ ТРАНСФОРМАТОРА
КОНСТРУКТИВНОЕ ВЫПОЛНЕНИЕ ПОДСТАНЦИИ
СМЕТНО-ФИНАНСОВЫЙ РАСЧЕТ НА СООРУЖЕНИЕ ПОДСТАНЦИИ

СТ АТ 110 220.doc

Силовые трансформаторы с высшим напряжением 110–220 кВ
% Сх. и группа соед. обмот. Регулирование
т ТМН–2500110 25 110 – – – 105 – 55 20 15 – 185
ТМ–24000110 24 110 – 6–18 – 105 – 30 60 YД ПБВ ±225%
0 ТДН–25000110 25 110 – – 105 – 25 120 065 –
0 ТДН–40000110 40 110 – – 105 – 34 170 055 –
0 ТД–40000110 40 110 – 6–18 – 105 – 30 170 YД ПБВ
±225% 580 ТДЦ–40000110 40 110 – 6–18 – 105 – 30 170
YД ПБВ ±225% 580 ТДН–63000110 63 110 – – 105 – 50
5 050 – 875 ТДН–80000110 80 110 – – 105 – 58 310
5 – 105 ТРДН–80000110 80 110 – – 105 – 58 310
5 – 105 ТМ–80000110 80 110 – 6–18 – 115 – 58 310
0 YД ПБВ ±225% 837 ТД–80000110 80 110 – 6–18 – 115 –
310 080 YД ПБВ ±225% 837 ТДЦ–80000110 80 110 – 6–18
– 115 – 58 310 YД ПБВ ±225% 837 ТРДЦТН–125000110 125
0 – – 110 – 105 400 055 – 160 ТДЦ–125000110 125
0 – 6–18 – 105 – 92 400 055 YД ПБВ ±225% 115
ТДЦ–125000110 125 110 – 6–18 – 105 – 92 400 055 YД ПБВ
±225% 115 ТМ–125000110 125 110 – 6–18 – 105 – 92 400 055
YД ПБВ ±225% 115 ТД–200000110 200 110 – 6–18 – 115 – 140
0 050 YД ПБВ ±225% 187 ТМ–200000110 200 110 – 6–18 –
5 – 140 570 050 YД ПБВ ±225% 187 ТДЦ–200000110 200 110
– 6–18 – 115 – 140 570 050 YД ПБВ ±225% 187 ТМН–6000110
115 – 600; 110 – 105 – 14 21 YД РПН±16 (±9 178)
3 ТМТН–6000110 60 115 10–35 600–275 105 175 65 17
5 УУД УДД РПН±16 (±9 178) 431
ТМН–6300110 63 115 – 600; 110 – 105 – 95 40 YД
РПН±16 (±9 178) 287 ТДН–6300110 63 115 – 600; 110 – 105
– 95 40 YД РПН±16 (±9 178) 287 ТМТН–6300110 63 115
–35 600–275 105 175 65 125 52 УУД УДД РПН±16 (±9
8) 345 ТДТН–6300110 63 115 10–35 600–275 105 175 65
5 52 УУД УДД РПН±16 (±9 178) 345 ТДН–10000110 10
5 – 600; 110 – 105 – 14 58 YД РПН±16 (±9 178) 303
ТМН–10000110 10 115 – 600; 110 – 105 – 18 332 YД
РПН±16 (±9 178) 395 ТДТН–10000110 10 115 10–35 600–275
5 175 65 17 76 УУД УДД РПН±16 (±9 178) 431
ТМТН–10000110 10 115 10–35 600–275 105 175 65 21 39
УУД УДД РПН±16 (±9 178) 511 Тип S
т ТДТНШ–16000110 16 115 385; 345; 110 110
УУД УДД РПН±16% ±9 ступ ПБВнаСН ±(2*25%) ТМТНЖ-16000110 16
5 385 275 105 180 68 27 575 YYД ±16% (±9×178%) –
ТДН–16000110 16 115 – 600; 110 – 105 – 18 85 YД РПН±16
(±9 178) 395 ТРМН–16000110 16 115 – 600; 110 – 105 – 25
2 YД РПН±16 (±9 178) 487 ТМТН2-16000110 16 115 6–35
–27 54 165 117 YНY- ДД ±9×178% 450 ТМТНФ2-
000110 16 115 6–35 6–27 58 165 117 YНY- ДД
±9×178% 480 ТМТН1-16000110 16 115 6–35 6–27 60 165
6 YНY- ДД ±9×178% 450 ТМТНФ1-16000110 16 115 6–35
–27 60 165 176 YНY- ДД ±9×178% 480 ТМТН3-
000110 16 115 6–35 6–27 62 165 208 YНY- ДД
±9×178% 450 ТМТНФ3-16000110 16 115 6–35 6–27 62 165
8 YНY- ДД ±9×178% 480 ТДТН2-16000110 16 115 6–35 6–27
165 29 YНY- ДД ±9×178% 450 ТДТНФ2-16000110 16
5 6–35 6–27 85 165 29 YНY- ДД ±9×178% 480
ТДТН1-16000110 16 115 6–35 6–27 95 165 45 YНY- ДД
±9×178% 450 ТДТНФ1-16000110 16 115 6–35 6–27 95 165
YНY- ДД ±9×178% 480 ТДТН3-16000110 16 115 6–35 6–27
0 165 61 YНY- ДД ±9×178% 450 ТДТНФ3-16000110 16
5 6–35 6–27 100 165 61 YНY- ДД ±9×178% 480
ТНДЦТНФ2-16000110 16 115 6–35 6–27 133 165 71 YНY-
ДД ±9×178% 480 ТНДЦТНФ1-16000110 16 115 6–35 6–27 148
5 110 YНY- ДД ±9×178% 480 ТНДЦТНФ3-16000110 16 115
–35 6–27 156 165 149 YНY- ДД ±9×178% 480 ТНДЦТН1-
000110 16 115 6–35 6–27 165 YНY- ДД ±9×178%
0 ТНДЦТН2-16000110 16 115 6–35 6–27 165 YНY-
ДД ±9×178% 450 ТНДЦТН3-16000110 16 115 6–35 6–27
5 YНY- ДД ±9×178% 450 ТДТН–16000110 16 115 10–35
0–275 105 175 65 21 100 УУД УДД РПН±16 (±9 178)
т ТМТН–16000110 16 115 10–35 600–275 105 175 65 27 575
УУД УДД РПН±16 (±9 178) 614 ТМТНЖ-20000220 20 115
5 275 125 220 95 54 55 YYД ±12% (±12×1%) – ОРДТНЖ-
±16% (±8×2%) 642 ТДТНЖ-25000110 25 115 385 275 105 180
27 140 YYД ±16% (±9×178%) 614 ТМТНЖ-25000110 25 115
5 275 105 180 68 39 78 YYД ±16% (±9×178%)
ТДТНШ–25000110 25 115 385; 345; 110 110; 660
УнДД РПН±16% ±9 ступ ПБВнаСН ±(2*25%) ТРДН–25000110 25 115
– 6–11 – 105 – 25 120 YД РПН±16 (±9 178) 487
ТРМН–25000110 25 115 – 6–11 – 105 – 34 664 YД РПН±16
(±9 178) 654 ТМТН2-25000110 25 115 6–35 6–27 51 23
5 YНY- ДД ±9×178% 528 ТМТНФ2-25000110 25 115 6–35
–27 51 23 155 YНY- ДД ±9×178% 570 ТМТН1-25000110
115 6–35 6–27 61 23 256 YНY- ДД ±9×178% 528
ТМТНФ1-25000110 25 115 6–35 6–27 61 23 256 YНY- ДД
±9×178% 570 ТМТН3-25000110 25 115 6–35 6–27 68 23
8 YНY- ДД ±9×178% 528 ТМТНФ3-25000110 25 115 6–35
–27 68 23 358 YНY- ДД ±9×178% 570 ТДТН2-25000110
115 6–35 6–27 80 23 39 YНY- ДД ±9×178% 528
ТДТНФ2-25000110 25 115 6–35 6–27 80 23 39 YНY- ДД
±9×178% 570 ТДТН1-25000110 25 115 6–35 6–27 95 23
5 YНY- ДД ±9×178% 528 ТДТНФ1-25000110 25 115 6–35
–27 95 23 625 YНY- ДД ±9×178% 570 ТДТН3-25000110
115 6–35 6–27 105 23 86 YНY- ДД ±9×178% 528
ТДТНФ3-25000110 25 115 6–35 6–27 105 23 86 YНY- ДД
±9×178% 570 ТНДЦТНФ2-25000110 25 115 6–35 6–27 128 23
0 YНY- ДД ±9×178% 570 ТНДЦТНФ1-25000110 25 115 6–35
–27 152 23 160 YНY- ДД ±9×178% 570 ТНДЦТНФ3-
000110 25 115 6–35 6–27 168 23 220 YНY- ДД
т ТНДЦТН1-25000110 25 115 6–35 6–27 23 YНY- ДД
±9×178% 528 ТНДЦТН2-25000110 25 115 6–35 6–27 23
YНY- ДД ±9×178% 528 ТНДЦТН3-25000110 25 115 6–35 6–27
YНY- ДД ±9×178% 528 ТДТН–25000110 25 115
–35 600–275 105 175 65 27 140 УУД УДД РПН±16 (±9
8) 614 ТМТН–25000110 25 115 10–35 600–275 105 175 65
78 УУД УДД РПН±16 (±9 178) 806 ТДТНЖ-40000110 40
5 385 275 105 180 68 39 200 YYД ±16% (±9×178%) 806
ТРМНМ–63000100000110 40 115 – 105–385 – 105 – 50 988
YД РПН±16 (±9 178) 876 ТДТНШ–40000110 40 115 385; 345; 110
0; 110 УнДД РПН±16% ±9 ступ ПБВнаСН ±(2*25%)
ТРДН–40000110 40 115 – 6–11 – 105 – 34 170 YД
РПН±16 (±9 178) 654 ТРМН–40000110 40 115 – 6–11 – 105 –
988 YД РПН±16 (±9 178) 866 ТМТН2-40000110 40 115
–35 6–27 53 325 212 YНY- ДД ±9×178% 680 ТМТНФ2-
000110 40 115 6–35 6–27 53 325 212 YНY- ДД
±9×178% 715 ТМТН1-40000110 40 115 6–35 6–27 60 325
2 YНY- ДД ±9×178% 680 ТМТНФ1-40000110 40 115 6–35
–27 60 325 352 YНY- ДД ±9×178% 715 ТМТН3-
000110 40 115 6–35 6–27 66 325 488 YНY- ДД
±9×178% 680 ТМТНФ3-40000110 40 115 6–35 6–27 66 325
8 YНY- ДД ±9×178% 715 ТДТН2-40000110 40 115 6–35 6–27
325 55 YНY- ДД ±9×178% 680 ТДТНФ2-40000110 40
5 6–35 6–27 85 325 55 YНY- ДД ±9×178% 715
ТДТН1-40000110 40 115 6–35 6–27 95 325 90 YНY- ДД
±9×178% 680 ТДТНФ1-40000110 40 115 6–35 6–27 95 325
YНY- ДД ±9×178% 715 ТДТН3-40000110 40 115 6–35 6–27
5 325 125 YНY- ДД ±9×178% 680 ТДТНФ3-40000110
115 6–35 6–27 105 325 125 YНY- ДД ±9×178% 715
ТНДЦТНФ2-40000110 40 115 6–35 6–27 134 325 136 YНY-
ДД ±9×178% 715 Тип S
т ТНДЦТНФ1-40000110 40 115 6–35 6–27 150 325 223
YНY- ДД ±9×178% 715 ТНДЦТНФ3-40000110 40 115 6–35 6–27
5 325 310 YНY- ДД ±9×178% 715 ТНДЦТН1-40000110 40
5 6–35 6–27 325 YНY- ДД ±9×178% 680 ТНДЦТН2-
000110 40 115 6–35 6–27 325 YНY- ДД ±9×178%
0 ТНДЦТН3-40000110 40 115 6–35 6–27 325 YНY-
ДД ±9×178% 680 ТДТН–40000110 40 115 10–35 600–275 105
5 65 39 200 УУД УДД РПН±16 (±9 178) 806
ТМТН–63000110 40 115 10–35 600–275 105 180 70 53 117
УУД УДД РПН±16 (±9 178) 1172 ТРДНМ–63000100000110 63 115
– 105–385 – 105 – 50 245 YД РПН±16 (±9 178) 876
ТРДЦНМ–63000100000110 63 115 – 105–385 – 105 – 50 245
YД РПН±16 (±9 178) 876 ТДНМ–63000100000110 63 115 –
5–385 – 105 – 50 245 YД РПН±16 (±9 178) 890
ТРДЦНКМ–63000100000110 63 115 – 105–385 – 105 – 50 245
YД РПН±16 (±9 178) 894 ТРМНКМ–63000100000110 63 115 –
5–385 – 105 – 50 245 YД РПН±16 (±9 178) 894
ТРДНКМ–63000100000110 63 115 – 105–385 – 105 – 50 245
YД РПН±16 (±9 178) 894 ТРДН–63000110 63 115 – 6–11 – 105
– 50 245 YД РПН±16 (±9 178) 866 ТМТН2-63000110 63 115
–35 6–27 54 46 362 YНY- ДД ±9×178% 900 ТМТНФ2-
000110 63 115 6–35 6–27 54 46 362 YНY- ДД
±9×178% 960 ТМТН1-63000110 63 115 6–35 6–27 60 46
5 YНY- ДД ±9×178% 900 ТМТНФ1-63000110 63 115 6–35
–27 60 46 545 YНY- ДД ±9×178% 960 ТМТН3-63000110
115 6–35 6–27 64 46 726 YНY- ДД ±9×178% 900
ТМТНФ3-63000110 63 115 6–35 6–27 64 46 726 YНY- ДД
±9×178% 960 ТДТН2-63000110 63 115 6–35 6–27 85 46 90
YНY- ДД ±9×178% 900 Тип S
т ТДТНФ2-63000110 63 115 6–35 6–27 85 46 90 YНY- ДД
±9×178% 960 ТДТН1-63000110 63 115 6–35 6–27 95 46 135
YНY- ДД ±9×178% 900 ТДТНФ1-63000110 63 115 6–35 6–27
46 135 YНY- ДД ±9×178% 960 ТДТН3-63000110 63 115
–35 6–27 100 46 180 YНY- ДД ±9×178% 900 ТДТНФ3-
000110 63 115 6–35 6–27 100 46 180 YНY- ДД
±9×178% 960 ТНДЦТНФ2-63000110 63 115 6–35 6–27 108 46
5 YНY- ДД ±9×178% 960 ТНДЦТНФ1-63000110 63 115 6–35
–27 120 46 220 YНY- ДД ±9×178% 960 ТНДЦТНФ3-
000110 63 115 6–35 6–27 133 46 290 YНY- ДД
±9×178% 960 ТНДЦТН1-63000110 63 115 6–35 6–27 46
YНY- ДД ±9×178% 900 ТНДЦТН2-63000110 63 115 6–35 6–27
YНY- ДД ±9×178% 900 ТНДЦТН3-63000110 63 115
–35 6–27 46 YНY- ДД ±9×178% 900 ТДТН–63000110
115 10–35 600–275 105 180 70 53 290 УУД УДД
РПН±16 (±9 178) 1172 ТДЦТН–80000110 80 115 385; 345; 110
0; 660 УнДД УнДнД РПН±16% ±9 ступ ПБВнаСН
±(2*25%) ТДТН–80000110 80 115 385; 345; 110 110; 66
УнДД УнДнД РПН±16% ±9 ступ ПБВнаСН ±(2*25%)
ТД–40000110 40 121 – 6–18 – 105 – 30 170 YД ПБВ ±225%
0 ТДЦ–40000110 40 121 – 6–18 – 105 – 30 170 YД ПБВ
±225% 580 ТМ–80000110 80 121 – 6–18 – 115 – 58 310 080
YД ПБВ ±225% 837 ТД–80000110 80 121 – 6–18 – 115 – 58
0 080 YД ПБВ ±225% 837 ТДЦ–80000110 80 121 – 6–18 –
5 – 58 310 YД ПБВ ±225% 837 ТДЦ–125000110 125 121 –
–18 – 105 – 92 400 055 YД ПБВ ±225% 115 ТДЦ–125000110
5 121 – 6–18 – 105 – 92 400 055 YД ПБВ ±225% 115
ТМ–125000110 125 121 – 6–18 – 105 – 92 400 055 YД ПБВ
±225% 115 ТД–200000110 200 121 – 6–18 – 115 – 140 570
0 YД ПБВ ±225% 187 ТМ–200000110 200 121 – 6–18 – 115
– 140 570 050 YД ПБВ ±225% 187 ТДЦ–200000110 200 121 –
–18 – 115 – 140 570 050 YД ПБВ ±225% 187 ТДЦП–25000220
154 – 110– 275 – 125 – 30 120 YД РПН±16 (±9
т ТДЦП–32000220 32 154 – 110– 275 – 11 – 27 141 YД
РПН±16 (±9 178) 590 ТРДН–32000150 32 158 – 630; 105 –
– УнД РПН в нейтр. ВН ±12% ±8ступеней.
ТРДНС–32000150 32 158 – 630; 105 – – УнД РПН в
нейтр. ВН ±12% ±8ступеней. ТДТН–40000150 40 158 385 660;
0 – – УнДнД РПН в нейтр. ВН ±12% ±8ст.ПБВна СН 385
кВ ±(225%) ТДЦ–400000150 40 165 – 200 – – УнД
Без ответвлен. ТДТН–63000150 63 158 11 660 – –
УнДД РПН в нейтр. ВН ±12% ±8ст.ПБВна СН±(225%) ТРДН–63000150
158 – 630; 105 – – УнД РПН в нейтр. ВН ±12%
±8ступеней. ТРДНС–63000150 63 158 – 630; 105 – –
УнД РПН в нейтр. ВН ±12% ±8ступеней. ТДЦ–125000150 125 165
– 105; 138 – – УнД Без ответвлен.
ТДЦ–250000150 250 165 – 105; 138; 1575; 180 – –
УнД Без ответвлен. ТМ–40000220 24 220 – 600–180 – 105 –
60 YД ПБВ ±225% 58 ТДЦП–25000220 25 220 – 110–
5 – 125 – 30 120 YД РПН ±16 (±9 178) 72
ТДЦП–32000220 32 220 – 110– 275 – 110 – 27
1 YД РПН ±16 (±9 178) 59 ТДЦ-200000220 200 220 – 138–
0 – 115 – 130 550 YД ±2×25% 220 ТДЦ-250000220 250
0 – 138– 200 – 115 – 207 600 YД – 242 ТДЦ-
0000220 400 220 – 138– 200 – 120 – 280 870 YД –
5 ТМТНЖ-25000220 16 230 385 275 105 180 68 27 575
YYД ±16% (±9×178%) – ТМТНЖ-20000220 20 230 385 275 125
0 95 54 55 YYД ±12% (±12×1%) – ТРМНС-20000220 20 230
0 600–350 – 115 – 50 170 Y YД ±12×1% – ТМТН-
000220 20 230 350 600–350 125 220 95 54 220 Y YД
т ТДТН–25000220 25 230 385 660 УУД РПН
ВН±12%; ±12 ступ. ПБВ СН ±2×25% ОРДТНЖ-25000220 25 230 385
5 170 960 60 26 135 11-1-0-0 ±16% (±8×2%) 642
ОРДТНЖ-25000220 25 230 385 275 207 132 65 29 130 11-
-0-0 ±16% (±8×2%) 821 ТДТНЖ-25000220 25 230 385 275 105
0 68 27 140 YYД ±16% (±9×178%) 614 ТМТНЖ-40000220 25
0 385 275 105 180 68 39 78 YYД ±16% (±9×178%)
ТРМНС-63000220 315 230 350 600–350 115 70 265 Y
YД ±12×1% ТМТН-63000220 315 230 350 600–350 125 205
60 270 Y YД ±12×1% ТРДН–32000220 32 230 – 630;
0; 110 – – УУД РПН ВН ±12%; 12 ступеней
ТДТН–40000220 40 230 385 110 УУД РПН ВН
±12%; 12 ступеней ПБВ СН ±2×25% ТДТНЖ-40000220 40 230 385 275
5 180 68 39 200 YYД ±16% (±9×178%) 806 ТДТНЖ-
000220 40 230 385 275 125 220 95 54 220 YYД ±12%
(±12×1%) 106 ТРДНС–40000220 40 230 – 630; 660; 110 – –
УДД РПН ВН ±12%; 12 ступеней ТРДНС-40000220 40 230 350
0–350 115 50 170 Y YД ±12×1% 982 ТДТН-40000220
230 350 600–350 125 220 95 54 220 Y YД ±12×1%
6 ТРДН–63000220 63 230 – 110 – – УДД РПН ВН
±12%; 12 ступеней ТДТН–63000220 63 230 385 110
УУД РПН ВН ±12%;±12 ступеней ПБВ СН ±2×25% ТРДЦН–63000220
230 – 660; 110 – – УДД РПН ВН ±12%;±12 ступеней
АТДЦТН-63000220110 63 230 121 660; 110; 385 – 110 – 37
0 Yн авто Д-0-11 ±8×12% 1232 АТДЦТН–63000220110 63 230
1 660; 110; 385 110 350 22 37 200 045 УДД – 130
ТРДНС-63000220 63 230 350 600–350 – 115 – 70 265 YYД
т ТДТН-63000220 63 230 350 600–350 125 205 70 60 270
YYД ±12×1% 155 ТРДЦН–100000220 100 230 – 110 – 125 – 102
0 065 УДД РПН ВН ±12%; 12 ступеней 165 АТДЦТН–125000220110
УДД – 160 АТДЦТН-125000220110 125 230 121 660; 110; 385 –
0 – 65 315 Yн авто Д-0-11 ±8×12% 164 ТРДЦН–160000220 160
0 – 110 – 125 – 155 500 060 УДД РПН ВН ±12%; 12 ступеней
0 ТРДЦН–200000220 200 230 – 110 – – УДД РПН
ВН ±12%; 12 ступеней ТДЦ-200000220 200 230 – 138– 200 –
5 – 130 550 YД ±2×25% 220 АТДЦТН–200000220110 200 230
1 630; 660; 105; 110; 385 110 320 20 105 430 045 УДД
– 215 АТДЦТН–250000220110 250 230 121 630; 660; 385 110
0 20 120 500 024 УДД – 260 ТДЦ-250000220 250 230 –
8– 200 – 115 – 207 600 YД – 242 ТДЦ-400000220 400
0 – 138– 200 – 120 – 280 870 YД – 305 ТД–80000220
242 – 630; 105; 138 – 110 – 79 315 045 УнД – 160
ТДЦ–1250000220 125 242 – 630; 105; 138 – 110 – 120 380
5 УнД – 175 ТДЦ–200000220 200 242 – 138; 1575 – 110 –
7 600 050 УнД – 250 ТЦ–200000220 200 242 – 138; 1575 –
0 – 207 600 050 УнД – 250 ТДЦ–200000220 200 242 –
8; 1575; 180 – 110 – 130 660 040 УнД – 215
ТЦ–200000220 200 242 – 138; 1575; 180 – 110 – 130 660
0 УнД – 215 ТДЦ-200000220 200 242 – 138– 200 – 115
– 130 550 YД ±2×25% 220 ТДЦ-250000220 250 242 – 138–
0 – 115 – 207 600 YД – 242 ТДЦ-400000220 400 242 –
8– 200 – 120 – 280 870 YД – 305

ОПН 220.doc

ОГРАНИЧИТЕЛИ ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЙ НЕЛИНЕЙНЫЕ
С ПОЛИМЕРНОЙ ВНЕШНЕЙ ИЗОЛЯЦИЕЙ
НА КЛАСС НАПРЯЖЕНИЯ 220 кВ
Ограничители перенапряжений нелинейные с полимерной внешней изоляцией
предназначены для защиты электрооборудования класса напряжения 220 кВ
работающего в сети с эффективно заземленной нейтралью (коэффициент
замыкания на землю не выше 14) от грозовых и коммутационных
УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ
Ограничители перенапряжений могут эксплуатироваться в условиях
открытого воздуха или внутри помещений при температуре окружающей среды от
минус 60 до плюс 500 С.
Высота установки над уровнем моря до 1000 м.
Относительная влажность воздуха при температуре плюс 250 С до 100 %.
Толщина корки льда до 20 мм.
Скорость ветра при гололеде не более 15 мс.
Скорость ветра без гололеда не более 40 мс.
КОНСТРУКЦИЯ И РАБОТА
Ограничители перенапряжений выполнены в виде двух последовательно
соединенных элементов. Каждый элемент выполнен в виде блока последовательно
соединенных оксидно-цинковых варисторов заключенного в герметичную
полимерную покрышку.
Защитное действие ограничителей обусловлено тем что при возникновении
перенапряжения в сети через ограничители протекает значительный импульсный
ток вследствие высокой нелинейности варисторов в результате чего величина
перенапряжения снижается.
ОПН-П1-2201541ОПН-П1-2201631ОПН-П1-2201721
Наименование параметра 02УХЛ1 02УХЛ1 02УХЛ1
Класс напряжения сети 220
Наибольшее длительно 154 163 172
напряжение (Uнр) кВ
Номинальное напряжение 192 204 215
Номинальный разрядный 10
Остающееся напряжение
при коммутационном 374 394 428
импульсе 378 398 432
тока 3060 мкс кВ не 394 414 450
с амплитудой 1000 А
Остающееся напряжение 380
при грозовом импульсе 456 401 435
тока 820 мкс. кВ не 494 482 513
более: с 533 522 553
амплитудой 500 А 564 596
с амплитудой 5000 А
с амплитудой 10000 А
с амплитудой 20000 А
способность количество
импульсе тока большой 2
длительности 2000 мкс
грозовом импульсе тока
0 мкс амплитудой 10
импульсе большого тока
0 мкс амплитудой 100
Удельная энергоемкость 55
Взрывобезопасность при 40
токе короткого замыкания
Группа вибропрочности и М1
виброустойчивости по
Длина пути утечки 630
внешней изоляции см не
Допустимое тяжение 500 500 500
Масса кг не более 90
УСЛОВНОЕ ОБОЗНАЧЕНИЕ
П - полимерная изоляция;
- опорное исполнение;
0154; 220163; 220172 - в числителе - класс напряжения сети в
киловольтах в знаменателе - наибольшее длительно допустимое рабочее
напряжение в киловольтах;
– номинальный разрядный ток в килоамперах;
- класс пропускной способности ограничителя;
УХЛ - климатическое исполнение по ГОСТ15150-69;
- категория размещения по ГОСТ15150-69.

Мостик с неавтоматической перемычкой.dwg

Главная схема электрических
соединений подстанции.
ОПН-П1-11088102 УХЛ1
ОПН-П1-10115102 УХЛ1
Конструктивное выполнение
Схема электрических соединений подстанции
ГОУ ВПО УГТУ-УПИnКафедра АЭСnгруппа УЗЭ-30
ТВТ-110nТРДН - 40000110nОПНН-110nЗОН-110
ошиновка 10 кВnnAL АДО - 808 мм²nИО-10-375 I УЗ
ячейки КРУ серии К-63nnВВ-М-10-201600 УЗnВВ-М-10-20630 УЗnТЛ - 10-1 УЗnТПЛ - 10 УЗnТСЗ - 16010nПКН 001-10 У1n3НОЛ.06 - 10УЗnПТК 101-10-8-315УЗnОПНTel-10n3Р - 10УЗ
Конструктивное исполнение подстанции

Типовые решения для подстанций 35, 110 кВ ВНИИР.pdf

для подстанций 35 110 кВ
Подстанции комплектные трансформаторные блочно-модульные типа КТПБМ 110 кВ 2
Подстанции комплектные трансформаторные блочно-модульные типа КТПБМ 35 кВ 10
Общеподстанционные пункты управления (ОПУ) 14
Закрытые распределительные устройства 6 (10) кВ 18
Типовые решения для подстанций 35 110 кВ на оборудовании «АБС Электро»
ПОДСТАНЦИИ КОМПЛЕКТНЫЕ
ТРАНСФОРМАТОРНЫЕ БЛОЧНО-МОДУЛЬНЫЕ
Номинальная мощность
Номинальное напряжение
Удельная масса кг(кВА)
Ток электродинамической
стойкости ошиновки ВН кА
Ток термической стойкости
Коэффициент сборности
Вероятность безотказной
работы за 17520 ч. не менее
Установленная наработка на
Установленный полный срок
Средний срок сохраняемости
Подстанции комплектные трансформаторные блочномодульные на напряжение 110 кВ (КТПБМ 110 кВ)
преобразования распределения и транзита электрической
энергии трехфазного переменного тока промышленной
частоты 50 Гц при номинальных напряжениях 110 кВ
и используются для электроснабжения крупных
сетевых подстанций промышленных и коммунальных
потребителей сельскохозяйственных районов и крупных
КТПБМ 110 кВ предназначены для наружной установки
на высоте не более 1000 м над уровнем моря и работы
в условиях соответствующих исполнениям УХЛ категории
размещения I по ГОСТ 15150 и ГОСТ 15543.1 и в атмосфере
типа II по ГОСТ 15150 с изоляцией высоковольтных
аппаратов категорий II* по ГОСТ 9920 и в IV климатическом
районе по ветру и гололеду согласно «Правилам
устройства электроустановок».
Основные параметры и характеристики КТПБМ
соответствуют значениям приведенным в таблице 1.
КТПБМ состоит из открытых распределительных устройств
(ОРУ) с элементами ошиновки кабельных конструкций
общеподстанционного пункта управления (ОПУ) элементов
гибкой ошиновки 10 (6) кВ ячеек трансформаторов
собственных нужд (ТСН) и распределительных устройств
(10) 35 кВ наружной установки. В районах севера ячейки
КРУ размещаются только в закрытых распредустройствах
(ЗРУ). В качестве КРУ 10 (6) кВ могут применяться
ячейки серии С-410 производства «АБС Электротехника»
ОРУ выполняются из блоков со смонтированными
аппаратами высокого напряжения и элементов ошиновки.
В зависимости от реализуемой схемы подстанции в состав
ОРУ 110 кВ входят следующие блоки (схемы приведены
блок трансформаторов тока;
блок трансформаторов напряжения;
блок опорных изоляторов;
Конструкция блоков приема ВЛ 110 кВ обеспечивает
портальный прием с применением гирлянд и натяжных
устройств а также беспортальный прием непосредственно
на блок приема ВЛ. Выбор вида конструкции блоков
приема в районах крайнего севера производится
изоляция должна выдерживать испытательное напряжение
Оборудование предусмотренное в схемах электрических
соединений главных цепей элементов КТПБ приведено
в таблице 5; применение других типов оборудования
оговаривается при заказе. Дополнительно согласовывается
с заказчиком поставка следующего оборудования:
силовые трансформаторы и рельсы для их установки;
силовые и контрольные кабели а также кабели
спуски с ВЛ 35–110 кВ к блокам приема;
натяжные и поддерживающие гирлянды с проводом
гибкой ошиновки монтируемой на ячейковых
трубы для прокладки кабелей;
сборные железобетонные элементы;
изолирующие диэлектрические средства защиты.
Кабельные конструкции в КТПБ предусмотрены двух
наземные из железобетонных элементов для
основных кабельных потоков.
подвесные с металлическими лотками заводской
поставки для одиночных кабелей и кабельных
связей в пределах ОРУ.
Показатели надежности соответствуют данным таблицы
(Номенклатура показателей соответствует ГОСТ 4.316).
В зависимости от исполнения КТПБ назначения
и от климатических условий схемы главных цепей
соответствуют таблице 3.
Схемы вспомогательных цепей соответствуют типовым
решениям и схемам специально разработанным для КТПБ
с выключателями на 110 кВ.
Э л е к т р и ч е с к а я п р о ч н о с т ь и з о л я ц и и гл а в н ы х
и вспомогательных цепей КТПБ 110 кВ соответствует
требованиям ГОСТ 1516.3 в соответствии с которым
Таблица 3. Номера принципиальных электрических схем.
УХЛ1 (экспортное исполнение)
УХЛ1 (общепромышленное исполнение)
0-1 110-3Н 110-4Н 110-5Н 110-5АН 110-6 110-7 110-9
Испытательное напряжение кВ
Вспомогательные цепи
Сроки реализации КТПБМ-35 (110) кВ
График выполнения по дням и месяцам
Предпроектные работы.
Строительные решения
Система оперативного
вторичная коммутация
автоматика вторичная
Организация каналов ВЧ
Заказные спецификации
Сметная документация
Пояснительная записка
Изготовление и доставка
Строительно-монтажные
Чертежи блоков ОРУ-110 кВ
Блок приема ВЛ Б110-84
Блок разъединителей Б110-18 (20)
Блок выключателя Б110-46
Блок трансформаторов тока Б110-73
Блок трансформатора напряжения Б110-74
Блок опорных изоляторов Б110-77
Блок ЗОН с ОПН Б110-62
ВГТ-110II*-402500 У1
ВЭБ-110II*-402500 У1
элегазовый колонковый
горизонтально-поворотный
РГП-СЭЩ-.1(2)-110 УХЛ1
Трансформаторы напряжения
Высокочастотные заградители
Фильтры присоединения
Ограничители перенапряжений
Заземлители однополюсные
приводом ПРГ-00-2 УХЛ1
ЗОН-СЭЩ-110Б-II УХЛ1 с
приводом ПР-СЭЩ УХЛ1
Силовые трансформаторы
Номинальная мощность кВА
Номинальное напряжение на
Удельная площадь м2 (кВА)
П о д с т а н ц и и ко м п л е к т н ы е т р а н с ф о р м а т о р н ы е
блочно-модульные на напряжение 35 кВ (КТПБМ
кВ) предназначены для приема преобразования
распределения и транзита электрической энергии
трехфазного переменного тока промышленной частоты
Гц при номинальных напряжениях 35 кВ и используются
для электроснабжения крупных сетевых подстанций
промышленных и коммунальных потребителей
сельскохозяйственных районов и крупных строительств.
КТПБМ 35 кВ предназначены для наружной установки
соответствуют значениям приведенным в таблице 6.
блок шинных аппаратов;
блок трансформаторов собственных нужд;
блок разъединителей;
блок кабельных муфт.
Конструкция блоков приема ВЛ 35 кВ обеспечивает
основных кабельных потоков;
соответствуют таблице 3. Схемы вспомогательных цепей
соответствуют типовым решениям и схемам специально
разработанным для КТПБ с выключателями на 35 кВ.
и вспомогательных цепей КТПБ 35 кВ соответствует
в таблице 10; применение других типов оборудования
оговаривается при заказе.
Таблица 8. Номера принципиальных электрических схем.
С изоляцией категории II*
-1 35-3Н 35-4Н 35-5Н 35-5АН 35-5А 35-5Б 35-9
РДЗ-1(2)-I(IIIV)-35 УХЛ1
РГПЗ-1(2)-I(IIIV)-35 УХЛ1
Блок шинных аппаратов Б35-33
Блок изоляторов Б35-77П
Блок изоляторов Б35-77
ОБЩЕПОДСТАНЦИОННЫЕ ПУНКТЫ
Блочно-модульное здание ОПУ
Общеподстанционные пункты управления (ОПУ)
на подстанциях. ОПУ комплектуются низковольтными
комплектными устройствами для питания оперативным
током собственных нужд подстанций в частности:
цепей релейной защиты;
цепей автоматики и управления;
цепей электромагнитной блокировки;
цепей завода пружин высоковольтных выключателей;
зарядно-подзарядных агрегатов;
пожарной сигнализации;
электропитания вентиляционных систем и т. д.
ОПУ представляют собой утепленные блок-боксы
поставляемые полностью укомплектованными
низковольтными комплектными устройствами производства
заводской готовности что позволяет сократить сроки
монтажа на месте эксплуатации. Конструкция модуля
представляет собой сварной металлический каркас обшитый
снаружи «сэндвич»-панелями с толщиной утепленной части
от 100 до 120 мм (утепленный вариант) либо стальными
листами с антикоррозионной защитой (неутепленный
вариант). Крыша имеет угол ската 5°. «Сэндвич»-панели
применяются с негорючим минераловатным (базальтовым)
утеплителем. По выбору заказчика ОПУ могут быть
изготовлены в различных исполнениях. В зависимости от вида
встраиваемого оборудования блок-бокс может состоять
из нескольких модулей с полностью смонтированными
в пределах модуля электрическими соединениями.
Отдельные модули многомодульного блок-бокса стягиваются
между собой с помощью шпилек через сквозные отверстия
в трубах крыши внешних и внутренних трубах здания.
После стяжки модулей стыки между ними закрываются
стеновыми нащельниками. Стыки модулей на кровле
закрываются доборными элементами температурного шва.
Сверху доборный элемент температурного шва закрывается
нащельником конька. Все нащельники крепятся глухими
заклепками. Максимальная длина модуля – 125 м.
Модульное здание в случае необходимости комплектуется
лестницами и площадками.
Степень защиты по ГОСТ 14254 – IP23.
Степень огнестойкости здания по СНиП 2.01.02 – II.
В состав ОПУ входит следующая продукция производства
щиты собственных нужд переменного тока типа ШСН1100;
ШЭ8350 или новые разработки НКУ с микропроцессорным управлением;
щиты постоянного тока по типу ПСН1200 ШСН1250;
пункты распределительные;
ящики собственных нужд и др.
Щит собственных нужд переменного тока
Щит собственных нужд переменного тока – это НКУ
модульной конструкции адаптированное для работы
в системе АСУ ТП. Данные НКУ разработаны с учетом
современных требований предъявляемых к щитам типа ЩСУ.
Щиты собственных нужд комплектуются шкафами ввода
и секционирования со схемой АВР выполненной на базе
как отечественных так и импортных автоматических
выключателей. Использование аналого-цифровой
и микропроцессорной элементной базы обеспечивает
высокую точность измерений и постоянство характеристик
что позволяет существенно повысить чувствительность
и быстродействие защит а также уменьшить ступени
Системы постоянного оперативного тока (СОПТ)
Щит постоянного тока
Для гарантированного обеспечения питания собственных
нужд подстанций ОПУ комплектуются щитами постоянного
тока ПСН1200 ШСН1250. Серия шкафов ШСН1250 – это
серия шкафов удовлетворяющих всем современным
требованиям предъявляемым к системам оперативного
постоянного тока. Шкафы выполнены двухстороннего
обслуживания. Металлоконструкция Rittal чем обеспечивается степень защиты до IP54 а также удобство обслуживания и высокая заводская готовность НКУ. Шкафы выполнены двухсекционными. Между секциями установлены
металлические противопожарные перегородки.
СОПТ на базе шкафов серии ШСН1250 обеспечивает:
питание потребителей постоянным током;
ко н т р о л ь и п о д з а р я д А Б (о б с л у ж и в а е м ы х
и малообслуживаемых свинцовокислотных АБ
с рекомбинацией газа);
селективную защиту отходящих линий (по заказу);
а в т о м а т и ч е с к и й н е п р е р ы в н ы й к о н т р о л ь
сопротивления изоляции цепей постоянного тока;
автоматический поиск отходящей линии с низким
сопротивлением изоляции.
Система ОПТ имеет трехуровневую систему защиты:
)Н и ж н и й у р о в е н ь – з а щ и т а ц е п е й п и т а н и я
непосредственных потребителей;
)Средний уровень – защита цепей питающих шинки
)Верхний уровень – защита шинок щита постоянного
Зарядно-подзарядные (выпрямительные) устройства
(ЗПУ) выбраны совместно с АБ для обеспечения всех
требований предъявляемых изготовителями АБ к ЗПУ
необходимых для поддержания заявленного срока службы
АБ и надежной ее работы. ЗПУ типа ИПТ-МЭИ.80.
Для контроля состояния СОПТ в шкафу
ШСН1252 установлен измерительно-вычислительный
комплекс типа МикроСРЗ-193 который обеспечивает:
измерение и контроль напряжения на главных шинах
сети постоянного тока;
измерение и контроль напряжения асимметрии
аккумуляторной батареи;
измерение тока аккумуляторной батареи и контроль
измерение токов подзарядных устройств;
контроль наличия напряжения на присоединениях
отходящих от главных шин;
измерение и контроль сопротивлений изоляции
полюсов сети (в двухпроводной сети);
измерение и контроль полного сопротивления
изоляции сети (в трёхпроводной сети);
измерение полных сопротивлений изоляции
отходящих присоединений;
р а с ч е т п о л н о г о с о п р о т и в л е н и я и з о л я ц и и
аккумуляторной батареи и главных шин;
отображение результатов измерений и контроля
на дисплее и светодиодах комплекса;
ф о р м и р о в а н и е о б о б щ е н н ы х с и г н а л о в
о неисправностях в сети и в комплексе;
передача результатов измерения расчета контроля
и отображения на верхний уровень АСУ по протоколу
ГОСТ Р МЭК 60870–5-104–2004.
При установке в щите ШСН 1250 микроконтроллеров
в СОПТ реализуются следующие функции:
дис т анционное у прав ление вык лючате лями
по интерфейсу RS-485;
регистрация аналоговых и дискретных сигналов
контроль состояния каждого защитного устройства
и положения коммутационных устройств;
цифровая передача информации в АСУ.
Шкаф РЗА на базе терминалов серии Relion 600
Аппаратура релейной защиты и автоматики (РЗА)
встраиваемая в ОПУ может быть выполнена в соответствии
как по назначению так и по конструктивному исполнению
позволяет обеспечить выполнение РЗА любого объекта
в соответствии с техническими заданиями Заказчика на
индивидуальные изделия в панельном или шкафном
В рамках соглашения с компанией ABB заводом
изготавливаются шкафы РЗА подстанционного оборудования
0-220 кВ на базе терминалов REL RET REС и др. серий
Шкафы защиты линий электропередачи на базе
терминалов АBB (REL 650 RU RED 670 RU REL 670 RU)
Шкафы защиты трансформаторов
автотрансформаторов (RET 650 RU RET 670 RU)
Шкафы защиты реакторов ( RET650 RU RET670 RU)
Шкафы защиты генераторов (REG 316 REG 650 RU
Шкафы защиты шин (REB 670 RU)
Шкафы защиты и автоматики выключателей (REC650
Терминалы для объектов 6-35 кВ (REF615 REF 630
Rex670 предназначены для выполнения функций
релейной защиты и автоматики на следующих объектах:
распределительные подстанции напряжением
0(220) кВ для электроснабжения промышленных
предприятий и других потребителей;
узловые и районные подстанции напряжением
электростанции в том числе ТЭЦ ГРЭС ГЭС и ГТЭС.
Rex650 предназначены для объектов энергетики преимущественно в сетях напряжением 35-110 (220) кВ. Терминалы
RU учитывают философию построения отечественной РЗА
и имеют расширенный состав базовых функций.
Структура условного обозначения шкафов
Ш Р Т XX XX ХХ-ХХ E Х УХЛ4
ЗЛ – для защиты линий; ЗТ – для защиты трансформатора; СВ – секционных
и шиносоединительных выключателей; АВ – автоматики управления и УРОВ
выключателей; ЗШ – для защиты шин; АТ – автотрансформаторов; СК – для
защиты статических конденсаторных батарей
Исполнение по номинальному току: 20 – 1 А; 27 – 5 А
Номинальное напряжение и частота переменного тока:Е – 100 В 50 Гц
Номинальное напряжение оперативного постоянного тока:1 – 110 В; 2 – 220 В
Климатическое исполнение и категория размещения по ГОСТ 15150-69
Функции релейной защиты и автоматики;
Регистрацию событий;
Аварийное осциллографирование;
Шкафы РЗА соответствуют требованиям ГОСТ и
Шк афы РЗА мог у т ин тег рироват ься в АСУ
энергообъектов в качестве устройств нижнего
Терминалы защиты серии REх670
Защита для распределительных сетей 6-10-35 кВ
RE_615 – новая серия устройств выполненная в полном
соответствии современному стандарту МЭК 61850.
На сегодняшний день данная серия включает в себя
REF615 – защита линии;
RED615 – дифференциальная защита линии.
REх615 поддерживают новый стандарт IEC 61850
д л я о б е с п е ч е ни я с вя зи м е ж д у у с т р о й с т в а ми
у с т а н о в л е нными н а п о д с т а нц и я х . Та к же р е л е
Реа лизация стандарта IEC 61850 в реле REх615
охватывает как вертикальную так и горизонтальную
иерархию связи включая передачу GOOSE-команд и
параметров в соответствии со стандартом IEC 61850-8-1.
Язык конфигурирования позволяет использовать
технические средства д ля автоматизированного
конфигурирования ввода в работу и обслуживания
устройств на подстанции.
Съемная конструкция корпуса и сменных модулей
реле позволяют ускорить монтаж и проверку защиты.
Протестированные на заводе модули реле могу т
извлекаться из корпуса во время заводских и пусконаладочных проверок распредустройства. Сменная
конструкция также позволяет ускорить работы по
обслуживанию реле благодаря легкой замене модулей.
Ус тройс тво обеспечивает автоматическое
шунтирование вторичных цепей трансформаторов
тока для предотвращения возникновений опасного
перенапряжения при извлечении модуля реле из корпуса.
Вытяжная рукоятка блокирующая реле в корпусе может
быть опечатана для предотвращения непреднамеренного
Шкафы АСУ АСКУЭ и телемеханики
автоматизации следующих объектов:
0 (220) кВ для электроснабжения промышленных
электростанции в том числе ТЭЦ ГРЭС ГЭС ГТЭС;
компрессорные станции КС.
Терминалы защиты серии REх650
Терминал защиты фидеров REF615
Шкафы обеспечивают выполнение всех необходимых
функций автоматизации и управления высокую точность
и надежность работы а также удобство работы для
обслуживающего персонала.
Шкафы соответствуют требованиям ГОСТ
и МЭК по электромагнитной совместимости
и помехозащищенности.
Шкафы могут быть использованы в качестве нижнего
среднего и верхнего уровня АСУ ТП.
Помимо изготовления шкафов по каталогу на типовые
конкретные условия энергетических объектов.
Изготавливаются следующие виды шкафов:
шкафы бесперебойного питания ШТП;
шкафы системы управления ШТУ;
шкафы контроллеров АСУ ШТТ для организации
независимых систем сбора информации и управления;
шкафы с измерительными преобразователями ШТИ;
шкафы коммуникационные ШТК;
шкафы регистраторов аварийных процессов ШТР;
шкафы автоматизированной системы контроля
и учета электоэнергии АСКУЭ.
ЗАКРЫТЫЕ РАСПРЕДЕЛИТелЬНЫЕ
УСТРОЙСТВА 6 (10) КВ
ЗРУ на базе ячеек С-410
Закрытые распределительные устройства ЗРУ в блочномодульных зданиях предназначены для приёма
и распределения электрической энергии трехфазного
переменного тока частотой 50 Гц напряжением 6 (10) кВ.
ЗРУ применяются в системах электроснабжения объектов
нефтяной и газовой промышленности сельского
хозяйства горнорудной промышленности.
В блочно-модульных зданиях устанавливаются
непосредственно ячейки С-410 (ВБАД.674551.007 ТУ)
либо камеры одностороннего обслуживания серии
КСО-299 (М) КСО-399 (М) (ГЛЦИ.674791.005 ТУ).
Нормальная работа КРУ наружной установки при
отрицательных температурах и в условиях выпадения росы
обеспечивается надежным уплотнением всех соединений
элементов оболочки применением росоустойчивого
оборудования включая опорные и проходные изоляторы
а также применением автоматических устройств обогрева.
В состав ЗРУ входят:
блочно-модульное здание БМЗ;
распределительные устройства высшего напряжения;
башня высоковольт ного ввод а (только при
воздушном вводе напряжения);
оборудование собственных нужд БМЗ.
В блочно-модульном здании предусмотрена система
для поддержания микроклимата необходимого
для бесперебойной работы оборудования системы
сигнализации и дополнительные устройства по
требованию Заказчика:
вентиляция: естественная принудительная аварийная;
освещение: внутреннее внешнее ремонтное (36 В);
система автоматического поддержания заданной
сигнализация: охранная пожарная;
учет электроэнергии: активной реактивной.
Камеры сборные одностороннего обслуживания КСО-299 КСО-399
Камеры сборные одностороннего обслуживании серии
КСО–299 КСО– 299М КСО-398 КСО-399 (далее
КСО) предназначены для приема и распределения
электроэнергии трехфазного переменного тока частотой
Гц напряжением 6 10 кВ в сетях с изолированной или
заземленной нейтралью.
Камеры КСО унифицированы и независимо от схем
электрических соединений главных и вспомогательных
цепей имеют аналогичную конструкцию основных узлов.
Ко р п у с к а м е р ы п р е д с т а в л я е т с о б о й с б о р н у ю
металлоконструкцию составные части которой сварены
из гнутого металлического профиля.
Все элементы корпуса покрашены порошковой краской.
Внутри камеры размещена аппаратура главных и вспомогательных цепей приводы выключателей выведены на
передние стойки камер. На фасадной стороне расположены
органы управления аппаратами приборы управления учета
сигнализации и измерения. Для наблюдения за высоковольтными аппаратами на двери имеются смотровые окна.
Отличительные особенности:
компактность (ширина по фронту 750 мм глубина
разделение камеры на отсеки: высоковольтный
наличие различных блокировок для защиты от
ошибочных операций при обслуживании и ремонте;
удобство и простота обслуживания;
и с п о л ь з о в а н и е п о т р е б о в а н и ю з а к а з ч и к а
коммутационных аппаратов и устройств РЗА (в т.ч.
микропроцессорных) российских или зарубежных
замена и стыковка без дополнительной адаптации
с камерами КСО серий: 2УМ 272 285 2000 и др.
Комплектное распределительное устройство
(КРУ) 6 кВ серии С-410
Устройства комплектные распределительные серии С-410
предназначены для приема и передачи электрической
энергии переменного трёхфазного тока промышленной
частоты 50 Гц и номинальным напряжением 6 и 10
кВ в сетях с изолированной или заземленной через
дугогасящий реактор нейтралью.
КРУ С-410 применяются в качестве распределительных
устройств напряжением 6 и 10 кВ трансформаторных
подстанций в том числе комплектных и контейнерных
напряжением 6 (10) 35 кВ в распределительных
устройствах электростанций и подстанций энергосистем
промышленных предприятий в газовой и нефтедобывающей
промышленности а также на железнодорожном транспорте.
Климатическое исполнение шкафов КРУ У и Т категории
размещения 3 тип окружающей атмосферы II по
ГОСТ 15150-69; КРУ предназначено для работы в
высота над уровнем моря до 1000 м;
температура окружающего воздуха для исполнения У3:
а) от минус 10 до плюс 40°С - для шкафов КРУ без
установки подогревателей в отсеках;
б) от минус 25 до плюс 40°С - для шкафов КРУ с
установкой электроподогревателей в релейном шкафу;
относительная влажность возду ха - 98% при
температуре плюс 25°С.
Ячейка КРУ серии С-410
Окружающая среда невзрывоопасная не содержащая
газов испарений химических отложений токопроводящей
пыли в концентрациях снижающих параметры изделия в
недопустимых пределах.
Особенности и преимущества КРУ серии С-410
универсальность компактность экономичность и
современный дизайн при оптимальном соотношении
цены и качес тва. КРУ С- 410 комплек т уются
вак у умными и элегазовыми вык лючателями
российских и зарубежных производителей и
современными микропроцессорными устройствами
в изготовлении ячейки применены оцинкованные
сборные металлоконструкции на болтовых
соединениях что позволяет усилить антикоррозионную
способность за счет малого количества сварных
соединений и обеспечить удобство ремонта легкий
доступ к отсекам ячейки;
ширина шкафа 650 мм позволяет в рамках одной
подстанции установить большее количество ячеек
конструкция ячейки допускает как одностороннее
так и двухстороннее обслуживание;
среднее расположение выключателя обеспечивает
удобство ремонта и эксплуатации возможность
установки в шкаф дополнительного оборудования в
ПРИЛОЖЕНИЕ 1. Схемы главных цепей ОРУ-110 кВ
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
Одна рабочая секционированная выключателем
Одна рабочая секционированная выключателем и
обходная системы шин
Две рабочие системы шин
Две рабочие секционированные выключателями и обходная системы шин с двумя обходными и двумя
шиносоединительными выключателями
ПРИЛОЖЕНИЕ 2. Схемы главных цепей ОРУ-35 кВ
Мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной
Мостик с выключателем в цепях линий
*) Разъединители в цепях трансформаторов
ус т а на в лив а ю т с я т о лько в РУ НН и СН при
трехобмоточных трансформатора х или
автотрансформаторах.
При необходимости устройства АВР на одной
из питающих подстанцию линий 35 кВ (резервной)
мог у т быть установлены до вык лючателя
комплекты трансформаторов напряжения и ОПН.
* Для схем «мостика»:
*)Трансформаторы тока устанавливаются при
соответствующем обосновании;
**)Р емонтна я перемычка ус танав ливается при
соответствующем обосновании.
Компоновка КТПБМ 11010 кВ по схеме 110-4H
Разрез КТПБМ 11010 кВ по ячейке трансформатора по схеме 4H
Разрез и компоновка ОРУ по схеме 110-1
Разрез и компоновка ОРУ по схеме 110-3Н
Разрез и компоновка ОРУ по схеме 110-5Н
Разрез и компоновка ОРУ по схеме 110-5АН
Разрез и компоновка ОРУ по схеме 110-6
Разрез и компоновка ОРУ по схеме 110-9
Разрез и компоновка ПС 11035кВ по схеме 110-5Н и 35-9
Россия 109028 г. Москва
Серебряническая набережная д. 29
Факс: (495) 735-42-59
E-mail: infoabselectro.com
Россия 428024 Чебоксары
пр. И. Яковлева д. 4
Факс: (8352) 39-00-01

Методики расчёта ущерба.pdf

Расчет ущерба от недоотпуска электроэнергии
По недоотпущенной мощности
(по материалам примера из методички по проектированию подстанции)
з з kв Pmax з tз.сут л л kв Pmax л t л.сут
где з откл.з и л откл.л - доля ограничения потребления зимой и летом
соответственно; з и л - удельный годовой ущерб от отключения мощности зимой и
летом; kв - коэффициент вынужденного простоя по сути - это вероятность состояния
когда один трансформатор на подстанции несет всю нагрузку (ущерб от плановых
ограничений нагрузки не учитывается) :
kв kв I kв II 2kв I 2kв II т.к. ветви I и II идентичны.
kв I р р В110 В110 т т В10 В10 ;
36 по кривым удельного
ущерба (кривая 2 - промышленность) определяем ab 2
У 036210 47318410 210365
Графики для определения удельного ущерба
По недоотпущенной энергии и усреднённому удельному
В данном случае прежде всего определяется суточный недоотпуск электроэнергии
соответственно по зимнему и летнему графикам. По расчётам теплового режима (вариант
S откл . летн 21 47 МВА
Недоотпуск электроэнергии для зимних и летних суток соответственно:
Wзим S откл зимн 24 cos 20 24 08 384 МВтч
Wзим S откл. ллет 24 cos 2147 24 08 41222 МВтч
Расчетное выражение для ущерба :
У ( К в 365) ( Wзим з Wлет л ) у0
где у0 удельный ущерб.
По величине удельного ущерба может быть принят один из вариантов:
Усреднённый удельный ущерб У0=06 рубкВтч (в ценах 85-го года);
Удельный ущерб по экспертным оценкам 15-4 долларакВт ч (в существующих
Для первого варианта удельного ущерба
У 3184 10 365 384 365 41222 365 10 06 276117 тыс. руб.
По недоотпущенной энергии и удельному ущербу в
зависимости от состава потребителей и глубины отключений
Расчетное выражение для ущерба в данном случае :
У ( К в Pmax Tmax ) ( зимн зимн з летн летн л )
где Tmax– число часов использования максимума нагрузки зимн зимн - доля и удельный
ущерб от ограничений зимой летн летн -летом.
Графики удельного ущерба:
а) – длительностью до 3-х часов б) – длительностью свыше 3-х часов.
Номер кривой определяется по составу потребителей :
В данном случае если определять удельный ущерб по кривой 2 (график б) получаем
У 3184 10 47 10 4641 036 028 365 038 03 365 74т. руб.

ст 6 10 кв.doc

Силовые трансформаторы с высшим напряжением 6–10 кВ
% Сх. и группа соед. обмот. Регулирование
т Ист инф. ТМ-2510 003 60 – 040 – 45 – 013 060 32
УУн-0 ПБВ ±2×25% 038 1 ТМ-2510 003 60 – 040 – 47 –
3 069 32 УZн-11 ПБВ ±2×25% 038 1 ТМ-4010 004 60 –
0 – 45 – 018 088 30 УУн-0 ПБВ ±2×25% 1 ТМ-4010
4 60 – 040 – 47 – 018 100 32 УZн-11 ПБВ ±2×25%
85 1 ТМ-6310 006 60 – 040 – 45 – 024 128 28 УZн-
ПБВ ±2×25% 060 1 ТМ-6310 006 60 – 040 – 47 – 024
7 28 УУн-0 ПБВ ±2×25% 1 ТМ-10010 010 60 – 040 –
– 033 197 26 УУн-0 ПБВ ±2×25% 1 ТМ-10010 010 60
– 040 – 47 – 033 227 26 УZн-11 ПБВ ±2×25% 072 1 ТМ-
010 016 60 – 040 – 45 – 051 265 24 УУн-0 ПБВ
±2×25% 1 ТМ-16010 016 60 – 040 – 45 – 051 310 24
УZн-11 ПБВ ±2×25% 1425 1 ТМ-16010 016 60 – 069 – 47 –
1 310 24 ДУн-11 ПБВ ±2×25% 1 TRIHAL 016 61 – 040
– 40 – 061 ПБВ 225% 3 ТМ-25010 025 60 –
0 – 45 – 074 370 23 УУн-0 ПБВ ±2×25% 1 ТМ-25010
5 60 – 040 – 47 – 074 420 23 УZн-11 ПБВ ±2×25%
25 1 ТМ-25010 025 60 – 069 – 45 – 074 420 23
ДУн-11 ПБВ ±2×25% 1 TRIHAL 025 61 – 040 – 40 – 082
ПБВ 225% 3 ТМ-40010 040 60 – 040 – 45 –
5 550 21 УУн-0 ПБВРПН±2×25% 1 ТМ-40010 040 60 –
0 – 45 – 095 590 21 ДУн-11 ПБВРПН±2×25% 1 ТМ-
010 040 60 – 040 – 45 – 09±15% 55+10% 18+30% YYн-0
– 163 2 ТМ-40010 040 60 – 069 – 45 – 095 590 21
УZн-11 ПБВРПН±2×25% 1425 1 ТСЗ-40010УЗ 040 60 – 040;
9 – 60 – 115 430 21 ДУн-11 ±2×25% 187 3 TRIHAL 040
– 040 – 60 – 100 ПБВ 225% 3 ТСЗ-40010УЗ
0 63 – 040; 069 – 60 – 115 430 21 ДУн-11 ±2×25%
7 3 ТСЗ-40010ТЗ 040 66 – 042 – – ДУн-11 –
ТСЗ-50010УЗ 050 60 – 040; 069 – 60 – 125 590
ДУн-11 ±2×25% 210 3 Тип S
т Ист инф. ТСЗ-50010УЗ 050 63 – 040; 069 – 60 – 125
0 19 ДУн-11 ±2×25% 210 3 ТМ-63010 063 60 – 040 –
– 131 760 20 УУн-0 РПН ±2×25% 1 ТМ-63010 063 60
– 040 – 55 – 131 850 20 ДУн-11 РПН ±2×25% 1 ТМ-
010 063 60 – 069 – 55 – 131 850 20 ДУн-11 РПН
±2×25% 1 ТСЗ-63010УЗ 063 60 – 040; 069 – 60 – 145
0 14 ДУн-11 ±2×25% 260 3 TRIHAL 063 61 – 040 – 60
– 137 ПБВ 225% 3 ТСЗ-63010ТЗ 063 63 – 040 –
– ДУн-11 – 3 ТСЗ-63010УЗ 063 63 – 040; 069
– 60 – 145 690 14 ДУн-11 ±2×25% 260 3 ТСЗ-63010ТЗ
3 66 – 042 – – УУн-0 – 3 ТМГ-100010 100
– 040 – 55 – 160 108 07 YYн-0; ДY-11 – 290 2
ТСЗС-100010УЗ 100 60 – 040 – 80 – ДУн-11 – 3
ТСЗ-100010УЗ 100 60 – 040; 069 – 60 – 210 100 12
ДУн-11 ±2×25% 330 2 TRIHAL 100 61 – 040 – 60 – 200
ПБВ 225% 3 ТСЗС-100010ТЗ 100 63 – 040 – 80 –
ДУн-11 – 3 ТСЗС-100010УЗ 100 63 – 040 – 80 –
ДУн-11 – 3 ТСЗ-100010УЗ 100 63 – 040; 069 –
– 210 100 12 ДУн-11 ±2×25% 330 1 ТСЗ-100010ТЗ 100
– 042 – – ДУн-11 – 3 ТСЗ-125010УЗ 125
– 040; 069 – 60 – 230 122 10 ДУн-11 ±2×25% 390 2
TRIHAL 125 61 – 040 – 60 – 250 ПБВ 225% 3
ТСЗ-125010УЗ 125 63 – 040; 069 – 60 – 230 122 10 ДУн-
±2×25% 390 2 ТСЗ-160010УЗ 160 60 – 040; 069 – 60 –
0 140 10 ДУн-11 ±2×25% 530 3 TRIHAL 160 61 – 040
– 60 – 280 ПБВ 225% 3
Продолжение таблицы 2.1
т Ист инф. ТСЗ-160010УЗ 160 63 – 040; 069 – 60 – 290
0 10 ДУн-11 ±2×25% 530 3 ТСЗ-200010УЗ 200 60 – 040;
9 – 60 – 340 165 10 ДУн-11 ±2×25% 615 3 TRIHAL 200
– 040 – 60 – 350 ПБВ 225% 3 ТСЗ-200010УЗ
0 63 – 040; 069 – 60 – 340 165 10 ДУн-11 ±2×25%
5 3 ТСЗ-250010УЗ 250 60 – 040; 069 – 60 – 380 210
ДУн-11 ±2×25% 750 3 TRIHAL 250 61 – 040 – 60 –
0 ПБВ 225% 3 ТСЗ-250010УЗ 250 63 – 040; 069
– 60 – 380 210 10 ДУн-11 ±2×25% 750 3 ТМ-400010 400
– 315 – 75 – 520 335 09 УД-11 ПБВ ±2×25% 865 1
ТСЗ-200010УЗ 2000 105 – 040; 069 – 60 – 340 165 10
ДУн-11 ±2×25% 615 3 ТСЗ-250010УЗ 2500 100 – 040; 069 –
– 380 210 10 ДУн-11 ±2×25% 750 3 ТСЗ-250010УЗ 2500
5 – 040; 069 – 60 – 380 210 10 ДУн-11 ±2×25% 750 3
ТМ-400010 4000 100 – 315 – 75 – 520 335 09 УД-11
ПБВ ±2×25% 865 1 ТМ-400010 4000 100 – 630 – 75 – 520
5 09 УД-11 ПБВ ±2×25% 865 1 ТМ-630010 6300 100 –
5; 630 – 75 – 740 465 08 УД-11 ПБВ ±2×25% 1220 1

КМ1КФ.08.02.000.ТО R18.pdf

Техническое описание и руководство по
эксплуатации на шкафы КМ-1КФ
КОМПЛЕКТНЫХ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ
Техническое описание инструкция
по монтажу и эксплуатации
Республика Казахстан г. Усть-Каменогорск Самарское шоссе 7
E-mail: kemontukg.kz
Структура условного обозначения
Конструктивное исполнение
Общие указания по эксплуатации
Техническое обслуживание
Транспортирование и хранение
Сведения необходимые для заказа
Приложение 1 Схемы главных цепей шкафов КМ-1КФ
Приложение 2 Рис. 1 Вид и устройство шкафа КМ-1КФ
Приложение 2А Рис. 2 Вид шкафа КМ-1КФ со стороны фасада
Приложение 3 Процедура регулировки блокировок вак. выключателя BBTEL
Приложение 3А Процедура регулировки блокировок вак. выключателя SIEMENS
Приложение 4 Установка КМ-1КФ в помещении РУ
Приложение 5 Инструкция по монтажу КМ-1КФ
Приложение 6 Ошиновка трансформатора напряжения (фото)
Приложение 7 Опросные листы
Приложение 8 Чертежи - Шкаф КМ-1КФ с трансформатором собственных нужд
- Шкаф КМ-1КФ. Запитка до ввода
- Шкаф КМ-1КФ. Вид сзади на шины присоединения
- Шкаф КМ-1КФ. Трансформатор напряжения
- Шкаф КМ-1КФ. Выключатель SIEMENS 800-1250A
- Шкаф КМ-1КФ. Точки стыков
- Шкаф КМ-1КФ. Чертежи компонентов
Техническое описание и инструкция по эксплуатации предназначены для
ознакомления с конструкцией порядком установки и монтажа организации правильной
эксплуатации шкафов комплектных распределительных устройств серии КМ-1КФ.
Комплектные распределительные устройства серии КМ-1КФ (в дальнейшем –
КРУ) предназначены для приема и распределения электрической энергии трехфазного
переменного тока промышленной частоты в сетях с изолированной или заземленной через
дугогасящий реактор нейтралью.
КРУ применяются в закрытых распределительных устройствах (РУ) и
электроустановках с частными коммутационными операциями
Шкафы серии КМ-1КФ разработаны для применения взамен ранее изготовляемых
в СССР и СНГ шкафов серий КМ-1 КМ-1Ф и имеют ряд преимуществ перед ними:
- повышенная надежность в эксплуатации за счет применения современных
высоковольтных коммутационных аппаратов (вакуумных выключателей SIEMENS
Таврида-Электрик) имеющих высокий механический и коммутационный ресурс;
- релейная защита обеспечивается многофункциональными малогабаритными
высоконадежными микропроцессорными блоками известных фирм AREVA SIEMENS и
других ведущих производителей;
- повышенная эксплуатационная безопасность за счет применения более надежных
блокировок коммутационных высоковольтных аппаратов от ошибочных действий
персонала подстанций при оперативных переключениях и ремонтных работах
размещение аппаратуры вспомогательных цепей в отдельном съемном релейном шкафу
который полностью изолирован от силовых цепей камеры возможность верхнего или
нижнего присоединения шин вводов и выводов.
- жесткий сварной каркас из сортового проката;
- только медные шины изоляторы керамические;
- высота уменьшена на 600 мм;
- легкость вката (выката) тележек за счет установки колес на подшипники и
симметричного подъема шторного механизма.
Шкафы серии КМ-1КФ при дополнительном уплотнении на задней стенке могут
быть применены для распределительных устройств наружной установки взамен шкафов
серий К-47 К-59 и т.п. При установке шкафов КМ-1КФ взамен шкафов серий КМ-1
КМ-1Ф переделка фундаментов не требуется.
Шкафы комплектных распределительных устройств серии КМ-1КФ соответствуют
Шкафы комплектных распределительных устройств серии КМ-1КФ защищены
Патентом Республики Казахстан № 559 на промышленный образец.
сертифицированы Госстандартами Республики Казахстан и Российской Федерации.
Наше предприятие постоянно изучаем опыт эксплуатации шкафов КМ-1КФ и
совершенствуем их конструкцию и технологию изготовления поэтому возможны
отдельные расхождения между данным описанием и фактическим исполнением изделия
не влияющие на работоспособность и технические характеристики.
По запросам заказчиков и проектных организаций высылается номенклатура
изделий а также необходимая для проектирования техническая информация.
СТРУКТУРА УСЛОВНОГО ОБОЗНАЧЕНИЯ
1. Распределительное устройство из шкафов КМ-1КФ – общее обозначение:
- комплектное малогабаритное распределительное устройство;
КФ - модификация КРУ с фарфоровой изоляцией;
- класс напряжения по ГОСТ 1516.1-76 кВ;
Х - номинальный ток отключения шкафа с выключателем (20315) кА;
УЗ - вид климатического исполнения (У) и
категория размещения (3) по ГОСТ 15150-69.
Шкафы КМ-1КФ – обозначение типоисполнений:
ШХХ - типоисполнение шкафаШВВ – шкаф с выключателем вакуумным;
ШТН – шкаф с трансформаторами напряжения;
ШПС – шкаф с силовыми предохранителями;
ШР – шкаф с разъемными контактными соединениями;
ШКС – шкаф с кабельной сборкой;
ШСТ – шкаф с силовым трансформатором;
ШНВА – шкаф с низковольтной аппаратурой;
XX - номинальное напряжение главных цепей шкафа (10 или 6) кВ;
XX - номер схемы главных цепей шкафа (Приложение 1);
ХХХХ - номинальный ток главных цепей шкафа (Таблица 1) А.
Пример записи обозначения КМ-1КФ при заказе и в другой документации:
комплектное распределительное устройство КМ-1КФ номинальным напряжением
кВ из шкафов с вакуумными выключателями (с номинальным током отключения
выключателя 20 кА) по схеме главных цепей 02 на номинальный ток 800 А:
КМ-1КФ-10-20 УЗ ШВВ-10-02-800
1. Технические данные соответствуют значениям указанным в Таблице 1:
Наименование параметров
Номинальное рабочее напряжение кВ
Наибольшее рабочее напряжение кВ
Номинальный ток главных цепей шкафов КРУ А
Номинальный ток сборных шин А
Номинальный ток отключения выключателя
встроенного в КРУ кА
Ток термической стойкости для промежутка
Номинальный ток электродинамической стойкости
Номинальное напряжение вспомогательных цепей В
- постоянного и выпрямленного тока
Значения параметров КРУ
Примечание - Токи термической и электродинамической стойкости трансформаторов
тока – в соответствии с их техническими условиями
2. Классификация исполнений указана в Таблице 2:
Признак классификации
Исполнение шкафов КРУ по данному признаку
Уровень изоляции по ГОСТ
Наличие изоляции токоведущих
Условия обслуживания
Местное дистанционное
Тип шкафов КРУ в зависимости
от встраиваемой аппаратуры и
ШВВ – шкаф с выключателем вакуумным
кабельных присоединений;
ШШВ – шкаф с выключателем вакуумным
шинного ввода (присоединений);
ШР – шкаф с разъемными контактными
ОРШ – отдельно стоящий релейный шкаф.
С выдвижными элементами без выдвижных
Блоками отдельными шкафами.
IР20 – при закрытых дверях шкафа рабочем
положении выдвижного элемента;
IР00 – при открытых дверях шкафа КРУ
контрольном положении выдвижного элемента.
Наличие дверей в шкафах
Наличие выдвижных элементов в
Степень защиты оболочки по
Климатическое исполнение и
категория размещения по
ГОСТ 15150-69 и 15543.1-89
С неизолированными шинами
С двусторонним обслуживанием
3. Условия эксплуатации
3.1. Высота установки КРУ над уровнем моря – не более 1000 м (допускается
применение шкафов КРУ для работы на высоте над уровнем моря более 1000 м при
соблюдении требований ГОСТ 15150-69 ГОСТ 1516.1-76 и ГОСТ 8024-90).
3.2. Номинальные значения климатических факторов эксплуатации КРУ по
ГОСТ 15543.1-89 и 15150-69 для исполнения УЗ.
3.3. Окружающая среда – невзрывоопасная не содержащая агрессивных газов и
испарений химических отложений не насыщенная токопроводящей пылью и водяными
3.4. Номинальный режим работы – продолжительный.
3.5. Рабочее положение в пространстве – вертикальное допустимое отклонение
– не более + 5 градусов от вертикали.
КОНСТРУКТИВНОЕ ИСПОЛНЕНИЕ
1. Из шкафов КРУ собираются распределительные устройства служащие для
приема и распределения электроэнергии. Принцип работы определяется совокупностью
схем главных цепей и вспомогательных цепей шкафов КРУ.
2. Габаритные размеры шкафов:
- ( для шкафов с верхним шинным вводом высота
уточняется при заказе);
- 750 мм – для шкафов с выключателями на токи
- для шкафов с выключателями на токи
00 2000 2500 А и шкафов ШСТ - см. Таблицу 3.
Вес шкафов КМ-1КФ основных типоисполнений
Примечание Типоисполнение
-с выкл. Siemens Iн=800-1250A
-с выкл. BBTEL Iн=630-1600 А
Шкаф ШВВ с выкл. Siemens
Шкаф ШТН с трансформатором
напряжения типа ЗНОЛ
Шкаф ШР - секционный
Шкаф ШСТ с ТСН (силовым
трансформатором) типа ТСКС-40
3. Шкаф КРУ состоит из жесткого металлического корпуса внутри которого
размещена вся аппаратура. Для безопасного обслуживания и локализации аварий корпус
разделен на отсеки металлическими перегородками и автоматически закрывающимися
Выключатель высоковольтный с приводом установлен на выкатном элементе
(тележке). В верхней и нижней частях тележки расположены подвижные разъединяющие
контакты которые при вкатывании тележки в шкаф замыкаются с шинным (верхним) и
линейным (нижним) неподвижными контактами. При выкатывании тележки с
предварительно отключенным выключателем разъемные контакты отключаются и
выключатель при этом будет отключен от сборных шин и кабельных вводов.
Когда тележка находится вне корпуса шкафа обеспечивается удобный доступ к
выключателю и его приводу для ремонта а при необходимости быстрой замены
выключателя другим аналогичным установленным на такой же тележке.
3.1. Выкатной элемент шкафа (тележка) имеет три положения:
рабочее – тележка находится в корпусе шкафа первичные и вторичные цепи замкнуты;
контрольное – тележка в корпусе шкафа первичные цепи разомкнуты;
ремонтное – тележка находится вне корпуса шкафа первичные и вторичные цепи
В рабочем и контрольном положении выкатной элемент имеет механизм фиксации.
При выкатывании тележки из шкафа автоматически
изоляционными шторками
закрываются отсеки шинного и линейного разъединяющих контактов что исключает
возможность случайного прикосновения к токоведущим частям оставшимся под
Отсек выкатного элемента в рабочем положении закрыт дверью запирающейся
3.2. Выкатной элемент шкафа имеет блокировку не допускающую перемещение
тележки из рабочего положения в контрольное и обратно при включенном
высоковольтном выключателе. (При включенном выключателе тяга блокировки
находящейся ниже выключателя упирается в педаль и не дает возможности нажать педаль
высвободить фиксатор положения тележки тем самым предотвращая перемещение
выкатного элемента.)
После отключения выключателя при перемещении выкатного элемента из
рабочего положения в контрольное фиксатор положения тележки передвигается вверх и
упирается в тягу блокировки которая блокирует вал механизма выключателя тем самым
препятствуя его включению.
На педали установлен конечный выключатель включенный в электрическую схему
вспомогательных цепей и не допускающий включения выключателя при положении
выкатного элемента в промежутке между рабочим и контрольным положениями.
3.3. Ножи заземляющего разъединителя (З.Н.) шкафа КРУ имеют блокировку не
допускающую включение З.Н. при рабочем положении выкатного элемента и отключения
З.Н. при вкатывании тележки из контрольного (или ремонтного) положения. Конструкция:
на неподвижной пластине имеется два отверстия: одно – для крепления блок-замка
второе – для запирания З.Н. во включенном или отключенном положении. На валу З.Н.
расположен диск с идентичными отверстиями. При повороте вала З.Н. отверстия
совмещаются что позволяет фиксировать его в том или ином положении. На валу привода
З.Н. имеется штырь который при повороте З.Н. в положение «ЗАЗЕМЛЕНО» своим
вертикальным положением препятствует вкату тележки. Выкатной элемент оснащен
защитным экраном и включить ножи заземляющего разъединителя в шкафу возможно
только при полностью выкаченной тележки из шкафа.
В секционных вводных шкафах КРУ и в шкафах с трансформаторами напряжения
включению заземления шкафа и выкату тележки при включенном выключателе
электрическую схему блокировки.
3.4. Шторочный механизм шкафа КРУ при полностью выкаченной из шкафа
тележки закрывает доступ к неподвижным разъемным контактам остающимся под
Пластина-фиксатор механизма не позволяет открыть шторки вручную. Рычаг
открывания шторок механически связан с пластиной-фиксатором и при закрытых штоках
имеют совмещенные отверстия для запирания замком.
При вкатывании тележки шторочный механизм автоматически открывает шторки и
3.5. Процедуру регулировки блокировок вакуумного выключателя на выкатном
элементе – см. Приложения 3 и 3А.
3.6. На выкатном элементе монтируются также трансформаторы напряжения и
разрядники силовые предохранители разъединители (разъемные контакты).
4. Шкафы комплектуются электрооборудованием на номинальное напряжение
кВ. Трансформаторы напряжения разрядники и силовые предохранители
устанавливаются на напряжение 6 и 10 кВ (по заказу).
5. Конструктивное исполнение выкатных элементов шкафов адаптировано на
высоконадежные вакуумные выключатели «SIEMENS».
По заказу могут устанавливаться вакуумные выключатели ВВTEL «ТавридаЭлектрик» и других типов имеющие аналогичные или лучшие технические
6. Силовые трансформаторы типа ТСКС-40 в шкафах ШСТ устанавливаются в
шкафу в кабельном отсеке. На выкатном элементе шкафа ШСТ установлены
предохранители типа ПКТ защищающие трансформатор.
7. Виды и чертежи исполнений шкафов приведены в Приложении 6 (Ошиновка
трансформатора напряжения подключенного непосредственно к вводу подстанции) и
Приложении 8 (шкафы с трансформатором собственных нужд; трансформатором
напряжения; выключателем вакуумным SIEMENS и др.).
8. Типоисполнение шкафов КРУ определяется конкретной схемой главных и
вспомогательных цепей и номинальными параметрами встраиваемых аппаратов.
Схемы главных цепей шкафов КМ-1КФ приведены в Приложении 1 настоящего
технического описания.
9. Шкафы КРУ обеспечивают управление защиты и блокировки в соответствии с
заказом (опросным листом);
9.1. Стандартные блокировки следующие:
- запрет на выкат выкатного элемента с включенным выключателем;
- запрет на включение выключателя при недовкаченном выкатном элементе;
- запрет на выкат (и вкат) выкатного элемента секционного разъединителя при
невыкаченном выкатном элементе секционного выключателя;
- запрет заземления секции при невыкаченном вводном и секционном выключателе;
- запрет на вкат выкатного элемента в шкафы с наложенным заземлением;
- запрет на выкат выкатного элемента с трансформатором напряжения при невыкаченном
вводном и секционном выключателе.
10. Аппаратура вспомогательных цепей шкафов КРУ (аппараты управления
защиты сигнализации микропроцессорные блоки релейной защиты приборы контроля и
учета электроэнергии и т.д.) располагаются в шкафу управления (релейном) который
выполняется в виде отдельного изолированного от высоковольтных цепей блока.
Релейный шкаф выполняется съемным и крепится по месту болтовыми
соединениями. На двери шкафа смонтированы блоки приборы учета контроля и
аппараты сигнализации (согласно заказу).
Релейная защита присоединений к шкафам КРУ обеспечивается самыми
многофункциональными
микропроцессорными блоками фирм «SIEMENS» или «ALSTOM».
По заказу релейная защита может выполняться на электромеханических реле.
11. При двухрядном расположении шкафов КРУ в помещении РУ
изготавливается закрытый шинный мост длина которого определяется шириной прохода
между двумя рядами шкафов.
12. В процессе изготовления
КМ-1КФ выполняется контрольная сборка
заказанного распределительного устройства в функциональный блок в соответствии с
опросным листом (заказом).
13. При контрольной сборке выполняется ошиновка РУ (соединение сборных и
ответвительных шин) и монтаж шинного моста на шкафах КРУ.
14. Каждое соединенное в функциональный блок КРУ и каждый шкаф по
завершению изготовления подвергается комплексу электрических испытаний в
соответствии с требованиями ПУЭ и технических условий.
15. После испытаний КРУ подготавливается к отгрузке заказчику:
РУ разъединяется на транспортные блоки из двух или трёх шкафов демонтируются
шинные мосты и другие элементы на период транспортировки.
1. Поставка шкафов КМ-1КФ осуществляется отдельными шкафами или блоками
из 3-4 шкафов соединенными в соответствии со схемами главных цепей.
2. В комплект поставки входит:
) шкафы КМ-1КФ с аппаратурой и приборами главных и вспомогательных цепей
в соответствии с заказом;
) запасные части и принадлежности (ЗИП) по нормам изготовителя;
) шинные мосты (если оговорены в заказе);
) демонтированные на период транспортировки элементы и аппараты;
) шкаф СН и сигнализации – ОРШ (если оговорен в заказе);
) комплект технической эксплуатационной документации (в одном экземпляре).
Примечание - Микропроцессорные блоки и измерительные приборы после изготовления и
проведения испытаний шкафов могут быть демонтированы и
поставляться заказчику в отдельной таре (в заводской упаковке).
3. Комплект технической эксплуатационной документации включает в себя
«Пакет технического паспорта» который содержит:
) Технический паспорт в который включены Паспорт (1 экз.) и «Техническое
описание и инструкция по эксплуатации шкафов КМ-1КФ» (1 экз.) на заказанное
комплектное распределительное устройство или (при заказе) на одиночный шкаф;
Схемы электрические вспомогательных цепей на каждое типоисполнение
шкафов данного заказа – по 2 экз.;
) Протоколы испытаний шкафов – 1 комплект;
) Технические описания и инструкции по эксплуатации на установленное
комплектующее (основное) оборудование на основные комплектующие изделия на
которые предусмотрена предприятием-изготовителем поставка этих документов
комплектно с изделиями – по 1 экз. (на бумажном или электронном носителе);
) Паспорта на установленное комплектующее оборудование на которые
предусмотрена предприятием-изготовителем поставка этих документов комплектно с
) Другие технические документы (если оговорены в заказе).
Примечание - Комплект технической эксплуатационной документации на каждое
отправляемое РУ из шкафов КМ-1КФ в котором
микропроцессорные блоки дополнительно комплектуется компакт-диском
(CD) на котором записывается эксплуатационная документация на блоки
и аппаратуру шкафов - электронная версия
«Пакета технического
1. На фасаде каждого шкафа КМ-1КФ установлена табличка содержащая в
соответствии с требованиями ТУ 63 10 РК 15120023 – 008 - 2002 следующие данные:
- товарный знак предприятия-изготовителя или его краткое обозначение;
- условное обозначение КРУ и типоисполнения шкафа;
- порядковый номер шкафа в РУ в соответствии с заказом;
- номинальное напряжение кВ;
- номинальный ток главного шкафа А;
- номинальный ток трансформаторов тока;
- порядковый номер изделия по нумерации изготовителя;
- масса шкафа кг (справочно);
- дата изготовления (год);
- обозначение технических условий на КМ-1КФ;
- степень защиты оболочки.
2. Выкатной элемент шкафа имеет табличку с указанием типа установленного на
элементе высоковольтного оборудования.
3. Ручки кнопки аппаратов управления сигнальная аппаратура снабжены
функциональными надписями в соответствии с электрическими схемами и назначением
4. На фасадной стороне шкафа кроме таблички с техническими (паспортными)
данными наносится порядковый номер шкафа в соответствии со схемой расстановки
шкафов в РУ и однолинейная электрическая схема главных цепей шкафа.
1. Электропомещение для шкафов КРУ должно соответствовать требованиям
«Правил устройства электроустановок» (ПУЭ).
2. Монтаж шкафов КРУ выполняется согласно требованиям ПУЭ настоящего
документа и в соответствии с проектом на конкретное распределительное устройство.
3. Установку шкафов КРУ в РУ рекомендуется производить как показано в
Приложении 4 при этом необходимо выдержать расстояния при размещении шкафов в
электропомещении исходя из требований ПУЭ.
4. Монтаж шкафов КРУ рекомендуется выполнить в следующей
) проверить правильность установки закладных частей;
) установить крайний шкаф подстанции после проверки правильности его
установки приступить к установке следующего шкафа и т.д.;
) после установки и предварительной выверки шкафов произвести скрепление их
посредством болтов между собой;
) при этом необходимо следить чтобы не появились снова перекосы шкафов;
) шкафы установить по отвесу;
) перекосы шкафов более двух миллиметров на метр для каркаса не допускаются
как по фасаду так и по глубине;
) для устранения перекосов допускается применение стальных прокладок
толщиной не более 3-4 мм;
) при выравнивании шкафов необходимо ослабить болты при помощи которых
они скреплены между собой;
) после окончания регулировки произвести закрепление шкафов путем приварки
их к закладным металлическим частям заземляющей магистрали.
5. При двухрядном расположении шкафов в РУ должна соблюдаться
параллельность а при наличии шинного моста – заданное по проекту расстояние между
6. Монтаж шинного моста рекомендуется выполнять
6.1. Установить и присоединить шинный мост к шкафам в соответствии с планом
расположения оборудования в РУ посредством болтовых соединений.
6.2. Присоединить сборные шины шинного моста к сборным шинам шкафов и
присоединить к ним ответвительные шины первичных цепей.
7. Указания мер безопасности при монтаже.
7.1. Погрузочно-разгрузочные и монтажные работы со шкафами КРУ должны
производиться с соблюдением общих правил техники безопасности.
7.2. Закладные должны быть надежно закреплены и заземлены.
7.3. При монтаже концевых разделок жил кабелей на которые может быть
подано напряжение с питающей стороны должны быть отсоединены и заземлены для
предупреждения ошибочной подачи напряжения.
Примечание - Более подробные рекомендации по монтажу шкафов КМ-1КФ –
см. Приложение 5 настоящего документа.
1. После окончания монтажа шкафов КРУ необходимо подготовить их к работе.
2. Подготовку шкафов КРУ к работе необходимо начать с наружного осмотра
снять консервационную смазку при необходимости восстановить смазку трущихся частей.
3. Проверить надежность крепления всех аппаратов изоляторов подходящих к
аппаратам шин и заземляющих шин. При необходимости подтянуть болтовые соединения.
4. Проверить все фарфоровые изоляторы патроны предохранителей на
отсутствие трещин сколов. Проверить состояние армировки.
5. Проверить открывание и запирание дверей шкафов ключом.
6. Восстановить все нарушения антикоррозийного покрытия на аппаратах узлах
7. Провести ряд проверок и регулировок высоковольтных выключателей с
приводами и др. аппаратов в полном соответствии с инструкцией по эксплуатации
заводов-изготовителей.
8. Провести пуско-наладочные работы методика которых определяется по
специальным инструкциям касающимся вопросов наладки электрооборудования.
При проведении высоковольтных испытаний на шкафах КРУ с
вакуумными выключателями ограничители перенапряжений
ОПН следует отсоединить от токоведущих цепей.
Во вторичных цепях шкафов могут быть установлены блоки
испытательные типа БИ-4 (БИ-6) крышка которых во время
работы шкафа должна быть вынута из корпуса БИ а при
наладке и испытаниях вставляться в блок.
ОБЩИЕ УКАЗАНИЯ ПО ЭКСПЛУАТАЦИИ
1. При установке и применении шкафов КРУ исполнения У3 в климатических
зонах с температурой менее минус 5оС потребителем должны быть предусмотрены
средства обогрева помещении РУ обеспечивающие нормальные температурные условия
работы оборудования и аппаратуры шкафов КРУ в соответствии с техническими
2. Порядок работы устанавливается обслуживающим персоналом на месте
установки шкафов в зависимости от специфики данного распределительного устройства и
местных условий. При этом необходимо соблюдать требования данной инструкции по
монтажу и эксплуатации шкафов КРУ и требований инструкции по монтажу и
эксплуатации на комплектующую аппаратуру.
3. Эксплуатация шкафов КРУ должна производиться в соответствии с
«Правилами технической эксплуатации электроустановок потребителей и правилами
техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей» «Правилами
техники безопасности при эксплуатации электроустановок электрических станций и
подстанций» и местными эксплуатационными инструкциями разработанными
организацией эксплуатирующей данную электроустановку.
4. Монтаж ремонт и эксплуатация должны производиться с соблюдением
правил техники безопасности.
5. К обслуживанию шкафов КРУ допускается персонал прошедший специальную
подготовку по техническому использованию и обслуживанию электротехнических
изделий высокого напряжения.
Персонал обслуживающий шкафы КРУ должен быть ознакомлен с настоящим
техническим описанием и инструкцией по эксплуатации с техническими описаниями и
инструкциями по эксплуатации на аппараты встроенные в шкафы знать устройство и
принцип работы шкафов КРУ а также комплектующей аппаратуры встроенной в шкафы.
6. Указания мер безопасности при эксплуатации.
6.1. При эксплуатации шкафов КРУ должны соблюдаться «Правила техники
безопасности при эксплуатации электрических станций и подстанций».
6.2. Ремонт и замена изделия внутри шкафа допускается при наличии напряжения
на сборных шинах но при полностью снятом напряжении внутри шкафа.
6.3. При наличии секционных разъединителей доступ в шкафы разрешается
только при полном снятии напряжения с секции шин и кабелей при включенных
6.4. На приводах заземляющих ножей сборных шин устанавливаются замки
блокировки независимо от заказа.
ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ
1. Для поддержания работоспособности шкафов КРУ необходимо производить
периодические осмотры установленного в них электрооборудования.
2. Технические осмотры должны производиться по графику эксплуатационных
работ и после каждого аварийного отключения высоковольтного выключателя.
3. Все неисправности шкафов КРУ и смонтированного в них
электрооборудования обнаруженные при периодических осмотрах должны устраняться
по мере их выявления и регистрироваться в эксплуатационной документации.
4. При осмотре распредустройства из шкафов КРУ особое внимание должно
) состояние помещения в части исправности дверей замков отопления и
) состояние сети освещения и заземления;
) наличие средств безопасности;
) состояние изоляции комплектующих изделий и изоляционных деталей
шкафов КРУ (запыленность состояние армировки отсутствие видимых дефектов);
) уровень масла в аппаратах (при наличии маслонаполненных аппаратов) и
) наличие смазки на трущихся частях механизмов;
) состояние приводов контактов заземлителей механизмов блокировки;
) состояние разъединяющих контактов главных цепей и вторичных цепей;
) отсутствие разрядов и коронирования;
) отсутствие нарушений антикоррозийных покрытий.
5. При обнаружении любого дефекта указанного в п. 10.4 необходимо его
незамедлительно устранить.
6. Техническое обслуживание аппаратов установленных в шкафах КРУ
производится в соответствии с инструкциями по эксплуатации каждого аппарата.
Межремонтный период должен составлять не более пяти лет.
ТРАНСПОРТИРОВАНИЕ И ХРАНЕНИЕ
1. Транспортировка шкафов КРУ с предприятия-изготовителя производится в
вертикальном положении как правило автомобильным транспортом с защитой блоков
шкафов от механических повреждений.
2. Для подъема и перемещения шкафов использовать рымы.
3. При поступлении шкафов КРУ заказчику последний должен произвести их
осмотр для выявления повреждений при транспортировке а также проверку
комплектности поставки.
4. Шкафы КРУ следует хранить в закрытых помещениях с естественной
вентиляцией без искусственно регулируемых климатических условий где колебания
температуры и влажности воздуха существенно меньше чем на открытом воздухе
(например каменные бетонные металлические с теплоизоляцией и другие хранилища).
Температура воздуха от + 40оС до - 50оС. Относительная влажность воздуха 98% при
температуре 25оС (верхнее значение).
5. При длительном хранении шкафов КРУ необходимо не реже одного раза в
месяцев проводить их осмотр.
СВЕДЕНИЯ НЕОБХОДИМЫЕ ДЛЯ ЗАКАЗА
1. Основным документом который необходим для правильного оформления и
выполнения заказа является опросный лист (см. Приложение 7) в котором указываются
данные по каждому шкафу входящему в состав РУ-10 (6) кВ.
Опросный лист составляется заказчиком (проектной организацией) и
согласовывается с изготовителем - желательно на начальном этапе проектирования.
2. Заказ принимается к исполнению только после согласования с предприятиемизготовителем опросного листа с учетом всех возможных изменений и дополнений.
3. Все вопросы связанные с изготовлением шкафов КМ-1КФ с нетиповыми
решениями (схем компоновочных решений и т.п.) должны быть оговорены в отдельном
документе и согласованы с изготовителем.
4. Если Вы только приступаете к проектированию распредустройства с
применением шкафов КМ-1КФ желательно в тесном контакте с нашими специалистами
рассмотреть предлагаемые решения выбрать оптимальные с учетом специфики
конструкции шкафов и их применения в составе конкретного РУ. Вы также получите всю
необходимую квалифицированную консультацию по схемам вспомогательных цепей и
аппаратам и устройствам входящих в состав шкафов КМ-1КФ и другую необходимую
Сетка схем главных цепей (первичных соединений) шкафов КМ-1КФ
Продолжение ПРИЛОЖЕНИЯ 1
Примечания 1. Приведены схемы основных исполнений КМ-1КФ (схемы
шкафов исполнений ШНВА (сх.09) и ОРШ определяются
заказом); по заказу могут изготовляться схемы других
Схемы 03-05 058-085 012-062-083 012-082 рекомендуется
выполнять в соседних шкафах РУ.
Указанные на схемах 01-043 (ШВВ и ШШВ) ограничители
перенапряжений ОПН устанавливаются по заказу.
Рис. 1 Вид и устройство основного исполнения шкафа КМ-1КФ – с вакуумным
выключателем «SIEMENS».
-строповочный рым; 2-откидные крышки; 3-отсек сборных шин; 4-проходной изолятор; 5сборные шины; 6 19-изоляционные перегородки; 7-кабельный отсек; 8-контакты главных цепей;
-изолятор крепления главных контактов; 10-короб проводов вторичных цепей; 11-место
подключения силового кабеля; 12-трансформатор тока ТОЛ-10; 13-место крепления кабеля;
-трансформатор тока ТЗЛМ; 15-место ввода силового кабеля; 16-опорные швеллера;
-заземляющий разъединитель; 18-вал привода разъединителя; 20-отверстие для ввода
оперативных шинок; 21-место крепления разъема 22-шкаф релейной аппаратуры;
-дверь шкафа релейной аппаратуры; 24-отверстия для соединения болтами шкафов между
собой; 25-отсек выключателя; 26-направляющие подвижных шторок; 27-подвижные шторки;
-выключатель вакуумный; 29-выкатной элемент (тележка); 30-ограничители перенапряжений;
-дверь отсека выключателя; 32-механизм подъема шторок; 33-транспортный уголок; 34-место
ввода контрольного кабеля.
Рис. 2 Вид шкафа КМ-1КФ со стороны фасада.
-шкаф релейной аппаратуры; 2-микропроцессорный блок РЗА; 3-аппаратура сигнализации и
управления; 4-табличка паспортных данных шкафа; 5-отсек выключателя; 6-номер шкафа в РУ;
-назначение шкафа; 8-амперметр; 9-однолинейная схема главных цепей шкафа;
-функциональные надписи аппаратов сигнализации и управления; 11-замки дверей;
-жалюзийные отверстия.
Процедура регулировки блокировок вакуумного выключателя
BB-TEL на выкатном элементе КМ1-КФ
Блокировка против перемещения выкатного элемента с
включенным выключателем.
1. В правый шток блокировки вакуумного выключателя (смотреть со
стороны педали выкатного элемента) ввернуть шток блокировочный до
2. Включить вакуумный выключатель ВВTEL.
3. Выворачивать шток блокировочный так чтобы расстояние от
нижнего конца штока до педали составляло 2+10мм. При этом должен быть
выбран люфт в выключателе т.е. при выворачивании штока его следует
прижимать вверх до упора.
4. Контргайкой зафиксировать шток.
5. Выключить вакуумный выключатель ВВTEL.
6. Произвести включение и отключение выключателя три раза после
чего замерить зазор между штоком блокировочным и педалью при
необходимости отрегулировать.
7. Затянуть окончательно контргайку.
Блокировка против включения выключателя в положении
между “рабочим” и “контрольным”.
1. Установить педаль в зафиксированном положении тележки
(рабочем или контрольном).
2. Подвести рычаг конечного выключателя на педаль при этом
контакты конечного выключателя должны быть замкнуты.
3. Затянуть винт регулировки рычага конечного выключателя.
4. Под педаль со стороны конечного выключателя вложить
металлическую пластину толщиной 5 мм.
5. Проверить конечный выключатель контакты должны быть
6. Попробовать включить вакуумный выключатель.
При правильной настройке конечного выключателя вакуумный
выключатель не должен включиться т.к. цепь управления разорвана.
7. В случае если контакты не разомкнулись и вакуумный
выключатель включился отрегулировать момент размыкания контактов
конечного выключателя.
8. Произвести проверку правильно отрегулированного конечного
выключателя проделав операции по п.2.3. и далее три раза.
9. Окончательно затянуть винт фиксации рычага конечного
выключателя и винты крепления ВК к выкатному элементу.
ЗАН5 “SIEMENS” на выкатном элементе КМ-1КФ
1. Установить педаль в зафиксированном положении выкатного
элемента (рабочем или контрольном)
При правильной настройке конечного выключателя вакуумный выключатель
не должен включиться т.к. цепь управления разорвана.
выключателя проделав операции по п.1.3. и далее три раза.
Установка КМ-1КФ в помещении РУ
(монтаж и узлы крепления шкафов)
4 - Швеллер закладной № 10;
- Закладная конструкция - канал (швеллер гнутый 200-200-200 лист толщ.2);
- Закладная конструкция (уголок 50-50-5*);
- Швеллер гнутый 200-200-200
Продолжение Приложения 4
Инструкция по монтажу
комплектных распределительных устройств серии КМ-1КФ
(Данную инструкцию рассматривать совместно с
«Техническим описанием КМ1КФ.08.02.000.ТО»)
Комплектные распределительные устройства (в дальнейшем «КРУ»)
серии КМ-1КФ полученные заказчиком до начала монтажных работ должны
храниться у заказчика в закрытых помещениях или под навесом
защищающим их от прямого воздействия атмосферных осадков.
При длительном хранении КРУ не реже 1 раза в 6 мес. производится
вскрытие и осмотр упаковки и возобновление антикоррозийных покрытий.
Распаковываются шкафы КРУ в помещении РУ перед началом
Установка шкафов КРУ
Перед монтажом комплектного распределительного устройства
проверяют: не повреждены ли отдельные шкафы и их дверцы цела ли
контролируют комплектность шкафов.
Необходимо также внимательно проверить не повреждены ли части
демонтированные на время транспортирования и поступившие в отдельной
упаковке (измерительные приборы реле шины).
Шкафы следует транспортировать только в вертикальном положении.
Внутри здания их перемещают главным образом с помощью катков
подкладываемых под основание шкафа.
До монтажа шкафов в помещении распределительного устройства
должны быть закончены все основные строительные работы.
Необходимо проверить правильно ли установлены закладные
основания соответственно чертежам проекта. При этом к закладным
выполняемым из швеллеров должно быть прежде всего
предъявлено требование строгой горизонтальности их установки и
параллельности одного швеллера другому. Неровность их поверхностей
может быть допущена в пределах до 10 мм по всей длине укладки.
Швеллеры закладных оснований должны быть сварены в стык и
соединены с контуром заземления не менее чем в двух местах полосовой
сталью сечением не менее 40х4 мм.
После того как основания выверят и устранят обнаруженные дефекты
приступают к установке шкафов КРУ на предусмотренные проектом места.
(На время установки из шкафов следует выдвинуть их выкатные
элементы чтобы облегчить
общий вес шкафа.) Если около педали
выкатного элемента установлен концевой выключатель то его необходимо
временно демонтировать открутив два крепежных болта.
Вначале устанавливают один из крайних шкафов с любой из сторон.
Вертикальность его положения тщательно выверяют по отвесу а
горизонтальность - с помощью уровня.
Шкаф не должен качаться.
Чтобы устранить качание и перекосы применяют прокладки из стали
толщиной не более 5 мм.
Выкатной элемент (тележка) шкафа должен вкатываться в корпус
мягко без толчков и ударов стоять устойчиво оси подвижных и
неподвижных частей разъемных контактов должны точно совпадать.
После установки первого шкафа к нему пристраивают второй затем
третий и т. д. - по числу шкафов данного распределительного устройства.
Правильность положения одного шкафа по отношению к другому выверяют
по контрольным отверстиям имеющимся в их бортах.
По мере установки шкафы стыкуют друг с другом болтами. Сначала
затягивают нижние а затем верхние стыковочные болты. Если при этом
шкафы необходимо немного передвинуть усилия следует прикладывать к
нижним рамам шкафа так как воздействие на боковые стенки может
привести к их деформации и
образованию трудно исправимых
Когда стыковка всех шкафов закончена приступают к общей выверке
всей установки по фронту. Показателем правильности монтажа может
служить полное совпадение всех верхних кромок дверей отдельных шкафов.
Кроме того если все шкафы установлены правильно то фасадные части их
закрытых дверей должны
находиться в одной плоскости что легко
проверить натянув вдоль камер шнур.
По окончании общей выверки нижние швеллера шкафов приваривают
к закладным швеллерам в двух точках. Проверяют вкат и выкат тележек.
Монтируются сборные шины первичных цепей. Предварительно
освобождают ответвительные шины от временного (на период
транспортирования) крепления.
Затем раскладывают на свои места распакованные сборные шины
окраску и то что номера проставленные на концах шин
соответствуют номерам шкафов между которыми они должны быть
установлены. Демонтированные шины как правило упаковываются в тот же
шкаф где им необходимо стоять
Отдельные участки сборных шин соединяют друг с другом и
присоединяют к ним шины ответвлений при помощи болтов в обычном
Правильность выполнения соединений проверяют по схеме
прилагаемой к каждому шкафу.
Монтируют аппаратуру измерения и защиты если она на время
транспортирования была демонтирована. Установка аппаратов и приборов
производится в соответствии с электрической схемой шкафа.
Заземляют шкафы КРУ устанавливая сзади внизу сборную шину
Собираются вторичные цепи и цепи питания соединением
соответствующих разъемов согласно нумерации.
Согласно кабельному журналу прокладываются и расключаются
межпанельные кабельные связи
Перед пуском устройства КРУ в эксплуатацию проверяют и
испытывают установленное в шкафах оборудование (выключатели провода
измерительные трансформаторы и пр.). Методика проверки в данное
описание не включена.
Шкаф КМ1-КФ предназначен для подключения не более 3-х
кабелей. Для этого в заднем нижнем лонжероне
предусмотрены отверстия для установки 3-хтрансформаторов тока
ТЗЛМ (по два отверстия на каждый ТЗЛМ).
Количество устанавливаемых ТЗЛМ указывается при заказе.
Для подключения силовых кабелей на трансформаторах тока (типа
ТОЛ 10) установлена «Г» образная медная шинка с отверстием на конце.
Если надо подключить два силовых алюминиевых кабеля то их
необходимо подключать следующим образом:
Опрессовать кабель медно-алюминиевым наконечником.
Подключить два кабеля под один болт с двух сторон шины.
При этом шину и наконечники перед посадкой зачислить кардолентой
мазать какими-либо смазками не нужно. (Соединение получится следующего
вида: болт - шайба - наконечник - шина - наконечник - шайба – пружинная
Шкафы с кабельной сборкой (ШКС сх. 081 082) позволяют
производить подключение до 6 силовых кабелей. При этом следует
демонтировать съемную крышку кабельного отсека (см. чертеж – стр. 38
настоящего техописания).
При необходимости подключения к шкафу КМ-1КФ 8-ми силовых
кабелей рекомендуется применять установленные рядом шкафы схем
(Сетка схем главных цепей шкафов КМ-1КФ – см. Приложение 1).
Шкаф с трансформатором напряжения
Фото 1 – Ошиновка трансформатора напряжения подключенного
непосредственно к вводу подстанции
Опросный лист для заказа шкафов КРУ серии КМ-1КФ
Продолжение Приложения 7
Запрашиваемые данные
№ шкафа КРУ по плану
Тип шкафа КРУ КМ-1КФ
Назначение шкафа КРУ
Наименование объекта
Заказчик и его адрес
Шкаф КМ-1КФ с трансформатором собственных нужд
Продолжение Приложения 8
Шкаф КМ-1КФ. Запитка до ввода.
Шкаф КМ-1КФ. Вид сзади на шины присоединения
Шкаф КМ-1КФ. Трансформатор напряжения
Шкаф КМ-1КФ. Выключатель SIEMENS 800 – 1250 A
Шкаф КМ-1КФ. Точки стыков
Примечание 1. * Размер для справок
В – места торцевых креплений шкафов между собой в секцию
Болт М12х40 ГОСТ 7798-70
Гайка М 125 ГОСТ 5915-70
Шайба 12х2 ГОСТ 11371-68
Шайба 12 65Г ГОСТ 6402-70
Сечение А-А (см. стр. 39)

ВГБП и ВГБУ 220.doc

ТРЕХПОЛЮСНЫЕ ЭЛЕГАЗОВЫЕ БАКОВЫЕ ВЫКЛЮЧАТЕЛИ СО ВСТРОЕННЫМИ ТРАНСФОРМАТОРАМИ
ВГБУ-220II*-402000 У1 ВГБП-220-402000У1
Выключатели с элегазовой изоляцией серии ВГБ разработаны на принципе
гашения дуги в среде элегаза с использованием метода автокомпрессионного
дутья. При срабатывании выключателя элегаз сжимается и выбрасывается через
сопло в контакте полюса выключателя осуществляя гашение дуги.
Использованные принципы гашения дуги и конструкция дугогасителъных камер
хорошо зарекомендовали себя в комплектных распределительных устройствах и
отдельно стоящих выключателях с элегазовой изоляцией
Технические характеристики
Наименование параметра Значение
Номинальное наибольшее рабочее 220 252 220 252
Номинальный ток отключения кА 40 40
Номинальный ток А 2000 2000
Номинальная частота Гц 50 50
Процентное содержание апериодической 36 45
составляющей B % не более
Количество разрывов на полюс 1 I
Параметры тока включения кА: начальное 40 102 40 102
действующее значение периодической
составляющей наибольший пик
Время протекания тока термической 3 3
Собственное время отключения с не более 004 0035
Полное время отключения с не более 06 06
Собственное время включения с не более 015 015
Избыточное давление элегаза в выключателе 06 058
при температуре 20°С МПа max.
Номинальное напряжение постоянного тока на220 220
зажимах электромагнитов включения и
Ток потребления электромагнитов включения 23 24
и отключения полюса выключателя А
Удельная длина пути утечки внешней 225 225
изоляции вводов смкВ не менее
Утечка элегаза из внутренних полостей 1 1
выключателя в год % от массы не более
Привод: номинальное избыточное давление ПневматическийГидравлический.
воздуха МПа номинальное давление рабочей 20 246
Ресурс по коммутационной стойкости при 20
токе короткого замыкания в диапазоне от
% до 100% Iном - при операции
Ресурс коммутационной стойкости при 2500 2500
нагрузочных токах близких к 100% Iном -
при операции отключения.
Срок службы до среднего ремонта 10 лет 15 лет
Срок службы до списания 30 лет 30 лет
Средняя наработка до отказа 50 лет 50 лет
трансформаторов тока не менее
Масса кг 10210 5000
Повышенная сейсмостойкость по отношению
к колонковым выключателям;
Повышенные надежность безопасность и простота
конструкции и эксплуатации;
Малое время монтажа;
Низкий уровень индустриальных помех
(электромагнитных излучений шума и т.д.)
Встроенные трансформаторы тока (3 для
измерения 9 для защиты);
Полимерные высоковольтные вводы (изолирующие

план 110-13(12).dwg

План и разрез ячейки

план 110-5h.dwg

План схема расположения и разрезы подстанции 11010
Проектирование подстанции и электрической сети

план 110-5h(2трдн-40 ОПУ ЗРУ)1.dwg

Конструктивное выполнение подстанции
Проектирование развития района электрической сети

Мостик с автоматической перемычкой и вар-м развития.dwg

Главная схема электрических соединений подстанции 11010
Проектирование района электрической сети

КРУ Оptima.pdf

РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНОЕ УСТРОЙСТВО
на напряжение 6-10 кВ
техническое описание
Современные Технологии в Электрических Системах
Комплектные распределительные устройства «ОПТИМА» далее КРУ
предназначены для приема и распределения электрической энергии
трехфазного переменного тока частотой 50 Гц и напряжением 6 (10) кВ в
сетях с изолированной или заземлённой через дугогасящий реактор или
резистор нейтралью. КРУ предназначено для работы внутри помещений.
ТЕХНИЧЕСКОЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ
И ОПИСАНИЕ КРУ СЕРИИ ОПТИМА
Наименование параметров
Номинальное напряжение кВ
Номинальный ток сборных шин и главных
Номинальный ток отключения кА
Номинальный ток отключения
Ток термической стойкости кА
Номинальный ток электродинамической
Условия обслуживания
Расположение отсека сборных шин
Расположение кабельного отсека
Максимальное количество и
сечение подключаемых
Наличие выкатного элемента в
быстродействующего заземлителя
Заземлитель EK6-1208-210 ABB
Наличие перегородок между отсеками
Сплошные металлические перегородки
С пуском от фототиристоров
Наличие дверей в отсеке выкатного
Защита и автоматика с
Тип оперативного тока:
Климатическое исполнение
Наличие приборов обогрева
Возможность интеграции устройств
Двустороннее одностороннее
[Зх240] или З[1Х500]
EVOLIS «Шнейдер Электрик»;
Телфакс:+7 (812) 325-68-39 325-17-23
Корпус шкафа КРУ серии «ОПТИМА» собирается из гнутых
металлических профилей типа С соединенных между собой. Все элементы
конструкции выполняются из стального листа толщиной не менее 2 мм.
Соединение элементов каркаса сварное. Наружные и внутренние элементы
корпуса (двери боковые панели и др.) окрашены порошковой краской.
Разрез шкафа с силовым выключателем
-выкатной элемент с силовым выключателем;
-Приборный шкаф низкого напряжения;
-Клапаны сброса давления;
-Трансформатор тока;
-Ограничитель перенапряжения;
-Главная заземляющая шина;
-Заслонка привода заземлителя;
-Привод заземлителя;
-Механические и электромагнитные блокировки;
-Проходной изолятор;
С целью обеспечения безопасности при возникновении электрической
дуги шкафы с выдвижными элементами разделены металлическими
перегородками на четыре отсека:
B – отсек сборных шин;
C – отсек выкатного элемента;
D – кабельный отсек;
E – низковольтный отсек
Разделение на отсеки позволяет минимизировать последствия внутренних
Отсеки выдвижного элемента и вспомогательных цепей с фасадной стороны
шкафа имеют двери со специальными замками.
В шкафах двухстороннего обслуживания с задней стороны имеются
дополнительные двери или панели обеспечивающие дополнительный доступ
в отсек присоединений.
ОТСЕК ВСПОМОГАТЕЛЬНЫХ ЦЕПЕЙ
микропроцессорные устройства защиты управления и автоматики приборы
контроля и учёта электроэнергии клеммные ряды и другая аппаратура
На фасад отсека вынесены блоки
защиты и автоматики мнемосхема кнопки
межшкафных проводов вспомогательных
предусмотрены специальные отверстия с
дополнительного удобства подключения
проводов и кабелей вспомогательных цепей к устройствам расположенным
за пределами КРУ они могут быть выведены из отсека вспомогательных
цепей вверх в кабельный лоток размером 250х100 мм или вниз шкафа по
левой боковой стенке в металлическом коробе и далее через отверстие в
основании. При исполнении шкафов с увеличенным отсеком вспомогательных
цепей прокладка транзитных межшкафных проводов вспомогательных цепей
реализуется в специальной надставке отсека с высотой 200 мм. В этом случае
подключения проводов и кабелей вспомогательных цепей к устройствам
расположенным за пределами КРУ могут быть выведены из надставки отсека
вспомогательных цепей в кабельный канал.
ОТСЕК ВЫДВИЖНОГО ЭЛЕМЕНТА
В отсеке помимо выдвижного элемента
(далее ВЭ) располагаются подвижные защитные
шторки автоматически закрывающиеся при
металлическая перегородка клапан сброса
выключателем нагревательный элемент и лампа
освещения. По специальному заказу в отсеке
может устанавливаться концевой выключатель
срабатывающий при закрытии двери отсека.
секционными разъединителями и трансформаторами
эксплуатации. Вспомогательные цепи ВЭ выведены
на штепсельный разъём. ВЭ относительно корпуса
фиксированные положения:
вспомогательные цепи шкафа замкнуты;
контрольное при котором главные цепи шкафа
разомкнуты а вспомогательные замкнуты
ремонтное когда ВЭ находится вне корпуса
шкафа и его главные и вспомогательные цепи
профилированные медные шины проходные изоляторы а также клапаны
сброса избыточного давления с концевыми выключателями.
напряжения стационарно или на выдвижной
конструкции (если это предусмотрено схемой
нелинейные ограничители перенапряжений
нагревательный элемент и лампа освещения.
Отсек рассчитан на подключение до шести
трёхжильных кабелей с сечением жилы до
0 мм2 или шести одножильных кабелей с сечением до 630 мм2.
Виды спереди и разрезы исполнений шкафов КРУ а также габаритные
размеры и масса представлены в 5 разделе данной Технической информации.
Правильное и безопасное перемещение ВЭ из одного положения в
другое обеспечивают различные блокировки. В ремонтном положении ВЭ
располагается на специальной сервисной тележке входящей в комплект
ТИПОВЫЕ СХЕМЫ ШКАФОВ КРУ
Секционный выключатель
Секционный разъединитель
По заказу могут изготовляться схемы других исполнений.
Ограничители перенапряжений устанавливаются по заказу
СХЕМЫ ВСПОМОГАТЕЛЬНЫХ ЦЕПЕЙ
Принципиальные и монтажные схемы вспомогательных цепей входят в
состав документации КРУ прилагаемой к каждому заказу. Предприятиемизготовителем разработаны типовые схемы вспомогательных цепей
следующих шкафов КРУ: вводов отходящих линий отходящих линий к
конденсаторных батарей. Схемы разработаны на постоянном выпрямленном
и переменном оперативном токе.
шкафы постоянного оперативного
тока могут входить в комплект
выполнение схем вспомогательных
цепей КРУ по схемам заказчика. В
составе КРУ могут применяться
различные цифровые устройства
защиты и автоматики электронные
цифровые устройства защиты и автоматики: Sepam SPAC MiCOM SIPROTEC
БМРЗ Сириус и УЗА. Однако возможно применение и других цифровых
Основные функции микропроцессорных устройств защиты приведены
Наименование параметра
Технические характеристики
- полноценная защита присоединения;
- возможность установки и изменения уставок;
- измерения электрических величин;
- регистрация событий результатов измерений команд
- осциллографирование аварийных и предаварийных режимов
- функция определения места повреждения;
- диагностика и управление коммутационным аппаратом;
- логическая защита шин;
- резервирование отказа выключателя;
- возможность формирования звуковых и световых сигналов
на щите центральной сигнализации;
- возможность интеграции в АСУ ТП;
- диагностика устройств защиты.
ГАБАРИТНЫЕ РАЗМЕРЫ ШКАФОВ КРУ «ОПТИМА»
Габаритные размеры шкафов КРУ «ОПТИМА» оптимальны для
заявленных технических параметров при использовании воздушной
изоляции. Это позволяет размещать большие распределительные устройства
на относительно небольших площадях одновременно обеспечивая удобство
Габаритные размеры и массы шкафов КРУ с нетиповыми схемами
главных цепей сообщаются по запросу заказчика.
ОБЕСПЕЧЕНИЕ БЕЗОПАСНОСТИ КРУ
прочной конструкции шкафа;
возможности дистанционного управления выключателями;
наличием выкатного элемента выключателя роль шинного и
линейного разъединителя выполняет выкатной элемент;
декомпрессионные клапаны сброса избыточного давления газов. В
случае короткого замыкания продукты горения отводятся назад и
через клапаны сброса избыточного давления газов вверх что
обеспечивает безопасность обслуживающего персонала;
каждая ячейка имеет собственный внутренний контур заземления
камеры и его соединение с внешним заземляющим контуром
осуществляется посредством болтовой пары.
конструктивными решениями простотой и наглядностью коммутационных
операций а также продуманной системой оперативных блокировок.
эксплуатации относятся:
наличие металлических перегородок между отсеками шкафов
позволяющих локализовать аварию в пределах одного отсека;
применение систем дуговой защиты с аварийными клапанами сброса
давления и концевыми выключателями или оптической дуговой
размещение на фасаде шкафов индикаторов наличия напряжения на
токоведущих частях отсека присоединений.
Простота и наглядность коммутационных операций обеспечивается:
возможностью визуального контроля положения коммутационных
возможностью визуального контроля состояния заземлителя;
наличием на фасадах шкафов мнемосхем отражающих положения
Система блокировок предотвращает неправильные действия персонала
при производстве оперативных переключений.
В КРУ стандартно предусмотрены следующие механические блокировки:
нахождении ВЭ в промежуточном положении;
блокировка препятствующая перемещению ВЭ при включенном
блокировка фиксирующая ВЭ в рабочем и контрольном положении;
блокировка препятствующая операциям с заземлителем при
нахождении ВЭ в рабочем или промежуточном положениях;
блокировка препятствующая открытию шторок в ремонтном
блокировка препятствующая открыванию двери отсека выдвижного
элемента при рабочем и промежуточном положении ВЭ.
ВОЗМОЖНЫЕ ВАРИАНТЫ ИСПОЛНЕНИЯ
Для районов крайнего севера а так же для случаев в которых необходимо
«СТЭЛС» предлагает изготовить утепленные блок- модули из сэндвич панелей .
Предусматриваются следующие заводские испытания:
испытания на соответствие чертежам и схемам;
испытания на механическую прочность и контроль блокировок;
испытания на взаимозаменяемость подвижных частей;
испытания на диэлектрическую прочность высоким напряжением
промышленной частоты;
проверка работы при 08 Unom оперативного тока.
СООТВЕТСТВИЕ СТАНДАРТАМ
КРУ «ОПТИМА» соответствует требованиям нормативных документов
ГОССТАНДАРТа России и ТУ 3414-002-15193890-2008.
КОМПЛЕКТНОСТЬ ПОСТАВКИ
В стандартный комплект поставки шкафов КРУ входят:
шкафы КРУ в соответствии с опросным листом заказа;
тележка-подъёмник для обслуживания выдвижных элементов (одна
запасные части и принадлежности;
руководство по эксплуатации;

схема 110-5h(трдн)2.dwg

Трансформатор тока ТФЗМ 110Б-1У1
Главная схема электрических соединений подстанции 11010
Проектирование района электрической сети
УГТУnкафедра АЭС Э-4811
РазъединительnРНДЗ.1-1101000У1
Трансформатор токаnТФЗМ 110Б-1У1
Трансформатор напряженияnНКФ-110-83У1
РазрядникnРВС-110-М У1
Силовой трансформатор ТРДН-40000110
Трансформатор собственных нужд ТМ-10010-66У1
Ячейка отходящеих ЛЭП:nВыключатель ВМПЭ-10-630-31.5У3nТТ ТЛ10-У3
Трансформатор напряжения 3НОЛ.06-10УЗ
Ячейка вводаnВыключатель ВМПЭ-10-2000-31.5У3nТТ ТЛ10-У3
Сборные шины 10 кВn АД31Т1-60х6 двухполосные
Секционная ячейка:nВыключатель ВМПЭ-10-2000-31.5У3nТТ ТЛ10-У3
Выключатель nВМТ-110Б-201000УХЛ1
РазъединительnРНДЗ.2-1101000У1

Выбор АкБ.pdf

Глава 1. Применение источников постоянного тока в энергетике
1. Краткий обзор используемого в настоящее время
1.1. Зарядные и зарядно-выпрямительные устройства
1.2. Аккумуляторные батареи
2. Схемы аккумуляторных установок и распределение
оперативного тока электрических подстанций и станций
3. Типы нагрузок и режимы работы источников постоянного
тока на подстанциях и электростанциях
Глава 2. Выбор и расчет аккумуляторных батарей и зарядных
1. Выбор аккумуляторной батареи
2. Расчет аккумуляторной батареи
2.1. Расчет аккумуляторной батареи для электрических
2.2. Расчет аккумуляторной батареи для электрических
3. Выбор зарядного устройства
4. Расчет зарядного устройства
образуют установки надежного электропитания с постоянным напряжением на
выходе которые используются для электропитания ответственных потребителей
как при наличие питающей сети так и при повреждении этой сети. Типичными
потребителями постоянного тока на электростанциях и других энергетических
объектах которые требуют надежного электропитания являются:
-электронная аппаратура
-реле сигнализации управления и защиты
-телеметрическое и телекоммуникационное оборудование
-двигатели постоянного тока
-соленоидные приводы
-аварийное освещение
потребителей а также подзаряд и заряд аккумуляторных батарей. Режим
подзаряда обеспечивает постоянную готовность аккумуляторной батареи питать
нагрузку при повреждениях в питающей сети. При этом режиме аккумуляторная
батарея всегда имеет полную емкость.
Применение источников постоянного тока в энергетике
Одной из наиболее важных и ответственных систем на большей части
объектов энергетики является система постоянного оперативного тока. Основными
его источниками являются стационарные свинцово-кислотные аккумуляторные
батареи с зарядные устройства напряжением 110 или 220 В. Они обеспечивают
питание оперативных цепей реле защит автоматики электромагнитов отключения
и включения коммутационных аппаратов цепей сигнализации. От аккумуляторных
батарей питаются устройства связи аварийное освещение двигатели резервных
электростанциях устанавливают по две и более независимо работающие установки
аккумуляторных батарей и зарядно-выпрямительных устройств.
1. Краткий обзор используемого в настоящего времени оборудования
До настоящего времени в качестве преобразователя энергии переменного
тока в постоянный используемый для питания нагрузки в нормальном режиме
работы для заряда подзаряда и уравнительного заряда аккумуляторных батарей
применяют двигатели-генераторы и выпрямители с управляемыми полупроводниковыми вентилями. Двигатели-генераторы для заряда аккумуляторных батарей
состоят из трехфазных синхронных электродвигателей и генераторов постоянного
тока с регулированием напряжения шунтовым реостатом. Для подзаряда
двигатели-генераторы в настоящее время почти не применяются.
Выпрямители по сравнению с двигателями-генераторами обладают рядом
достоинств: они просты в обслуживании имеют более высокий КПД и больший срок
службы. Широкое распространение в качестве зарядно-подзарядных агрегатов
аккумуляторных батарей (I режим) параллельной работы с аккумуляторными
батареями (II режим) а также для формовки отдельных аккумуляторов (III режим).
Агрегат питается от сети трехфазного переменного тока 380 или 220 В.
Кроме ВАЗП могут использоваться выпрямители марки ВАЗ и ТПЕ
Большая часть указанного выше оборудования эксплуатируется на
объектах энергетики по 20-30 лет и не только не отвечает современному уровню
подобного оборудования но и имеет предельный физический износ.
применяются главным образом свинцово-кислотные аккумуляторы типа С (СК) в
открытых стеклянных сосудах а в аккумуляторах большей емкости (с СК-18) - в
деревянных баках выложенных внутри свинцом. Также применяют аккумуляторы
типа СН в сосудах из прессованного стекла с уплотненными крышками.
Аккумуляторы эксплуатируются в основном в режиме постоянного подзаряда.
Аккумуляторы типа С (СК) требуют много трудозатрат при обслуживание
связанное с частой доливкой воды ремонтом пластин и баков. Аккумуляторы
типа СН в обслуживании несколько проще благодаря своей конструкции.
Основные параметры аккумуляторов СК СН приведены в таблицах 1-4.
Таблица 1. Габаритные размеры и масса аккумуляторов СК.
Габаритные размеры по бакам
Таблица 2. Разрядные характеристики аккумуляторов СК.
Конечное напряжение В
Ток А продолжительность ч
Таблица 3. Габаритные размеры и масса аккумуляторов СН.
Габаритные размеры мм
Таблица 4. Разрядные характеристики аккумуляторов СН.
2. Схемы аккумуляторных установок и распределение оперативного
тока электрических подстанций и станций
На электрических подстанциях и ТЭЦ эксплуатируются аккумуляторные
батареи с элементным коммутатором или без него. Схема установки с
элементным коммутатором представлена на рис. 1. В ней имеется зарядный
двигатель-генератор и подзарядное выпрямительное устройство 5. Элементный
коммутатор обеспечивает постоянство напряжения на шинах постоянного тока
при заряде и разряде аккумуляторов. Он состоит из изолирующей плиты с расположенными на ней контактными пластинами к которым подсоединены отводы
от соединительных полос аккумуляторов. По пластинам и соответствующим
шинам скользят щетки разрядная 3 и зарядная 4. Они приводятся в движение
вручную или от небольшого электродвигателя управляемого дистанционно или с
регулирования напряжения (АРН). Изменение числа
подключенных к шинам постоянного тока аккумуляторов (регулирование напряжения) происходит без разрыва цепи тока и закорачивания аккумуляторов
благодаря особой конструкции коммутаторов. В нормальном режиме работы при
наличии подзарядного устройства разрядная щетка коммутатора (через нее
теперь проходит небольшой подзарядный ток дэ) устанавливается на 107-м
элементе чем обеспечивается на шинах напряжение 230 В. Концевые
аккумуляторы с порядковыми номерами 108—125 подзаряжаются от АРН или
вообще не подзаряжаются. Они используются только в случае исчезновения
напряжения на шинах собственных нужд станции или подстанции и отключения
подзарядного устройства. Кроме того в схемах оперативного постоянного тока
электростанций все типы нагрузок обычно запитываются от одной пары шин
подключенной к основной части батареи.
На рис. 2 представлена схема аккумуляторной батареи без элементного
коммутатора с ответвлениями от батареи для питания потребителей с различными
требованиями к значению напряжения на шинах. При нормальной работе установки
выпрямитель VS питает всех потребителей и подзаряжает всю батарею током пзОтветвление от аккумулятора с порядковым номером 108 дает возможность поддерживать на шинах напряжение около 230 В. В тех режимах работы (например
дозарядке) когда напряжение на элементах возрастает а требования к значению
напряжения остаются прежними (на шинах управления 230 В) предусмотрено
ответвление от 100-го элемента батареи. Переключателем SA к шинам управления
подключают 100 элементов и напряжение на шинах будет равно 23 хх 100 = 230 В.
Некоторое повышение напряжения по сравнению с номинальным на шинах питания
силовой нагрузки не представляет опасности для мощных приводов выключателей
так как при их срабатывании напряжение на шинах мгновенно понижается.
3. Типы нагрузок и режимы работы источников постоянного тока на
подстанциях и электростанциях
Электрические подстанции имеющие резервные источники постоянного
тока используются для следующих целей:
- преобразовательные и распределительные подстанции электрических сетей
- тяговые подстанции железной дороги
- преобразовательные
(металлургические предприятия и пр.)
- распределительные подстанции электростанций (ТЭС ТЭЦ ГРЭС ГЭС)
Система оперативного постоянного тока подстанций питает группы электроприемников различного назначения:
- цепи управления (постоянный ток потребления 5-40 А обычно 10-20 А)
- аварийное освещение (в аварийном режиме 20-40 Ампер)
- силовые цепи (толчки тока от 50 до 800 А длительностью 03-1 сек. Толчки
могут происходить сериями по 2-10 с интервалом 1-15 секунд)
Нормируемая максимальная продолжительность аварийного режима на
электрических подстанциях обычно составляет 30 минут.
На электростанциях система постоянного тока обеспечивает питание
следующих групп электроприемников:
- цепи щита управления (постоянный ток потребления 20-60 А обычно 30-40 А)
- аварийное освещение (в аварийном режиме 40-200 А)
- электродвигатели аварийных маслонасосов (в аварийном режиме 200-700 А)
- цепи распределительных и преобразовательных подстанций
электрических станциях от 05 до 3 часа. На рис.3 приведен пример токовой
нагрузки в схеме оперативного постоянного тока ТЭЦ в аварийном режиме (ТЭЦ-1
г. Чита) (на рис.4 - ТЭЦ-1 г.Красноярск)
Выбор и расчет аккумуляторных батарей и зарядных устройств
Наиболее лучшим решением при выборе аккумуляторной батареи для
строительствареконструкции (специализированными проектными организациями)
аккумуляторной батареи на батарею с аналогичными рабочими характеристиками.
С помощью таблицы 1 можно выбрать аккумуляторную батарею производства
OLDHAM взамен аккумуляторов СК и СН. Общее количество элементов в батарее
при замене не изменяется. Если
же при замене батареи требуется учитывать
изменившиеся нагрузки и режимы работы а также при поставке батареи на новые
объекты необходимо выполнять расчет батареи. Упрощенные методы и примеры
расчетов приведены далее.
*- на электрических станциях можно использовать только при отсутствии толчковой нагрузки
в конце разряда (аварийного режима)!
**- аккумуляторы серии OPzS не рекомендуются т.к. они не предназначены для коротких
***аккумуляторы серии PowerSafe VE V требовательны к условиям заряда поэтому их
предлагать можно только вместе с качественным зарядным устройством!
В данной главе приводятся упрощенные методы расчета батарей.
2.1. Расчет аккумуляторной батареи для электрических станций
Емкость аккумуляторной батареи определяется исходя из тока и характера
нагрузки и времени и времени резервирования. Примеры тока нагрузки приведены
на рис 3 4 Главы 1. В начале разряда ток увеличивается толчками (запуск
двигателей) в течение 30-60 секунд и остается постоянным до конца разряда. В
конце разряда в некоторых системах постоянного тока возможен толчок тока
(срабатывание приводов высоковольтных выключателей - если авария связана с
пропаданием напряжения собственных нужд из-за проблем на высоковольтной
Если толчковая нагрузка в конце аварийного режима не предусматривается
то расчет емкости можно выполнить по
разрядным таблицам для конечного
напряжения разряда 175 В элемент времени аварийного режима tавар и
приведенного установившегося тока аварийного режима Iуст1 определяемого по
- коэффициент емкости батареи в конце срока службы (80% от
Tk - температурный коэффициент емкости зависящий от минимально
возможной температуры в аккумуляторном помещении.
Пример для рисунка 4 (при температуре 20С):
Iуст1= Iуст 08 Tk=882А 081= 11025 А
Такой ток может отдать за 30 минут батарея типа VB 2413 (1300 Ач) TPC 25
(1674 Ач) или 20 OPzS 2500.
Если толчковая нагрузка возможна в конце аварийного режима то расчет
емкости можно выполнить по разрядным таблицам для толчкового тока
аварийного режима Iкон конечного напряжения разряда 175 В элемент и эквивалентного времени аварийного режима t1 вычисляемого
t1 = Iуст1* tавар Iкон
Пример для рисунка 3 (при температуре 20С):
Iуст1= Iуст 08 Tk=500А 081= 625 А
t1 = Iуст1* tавар Iкон= 625А*30мин 1120А= 16 74 мин
Ток силой 1120 может отдать за 20 минут батарея типа VB 2411 (1100 Ач) TPC
(1470 Ач) или 16 OPzS 2000.
Если толчок тока в конце аварийного разряда не предусматривается то
количество элементов в аккумуляторной батарее N можно определить исходя из
минимально допустимого напряжения на шинах постоянного тока (Umin09 Uном) и
конечного напряжения разряда на один элемент (175 В):
Если толчок тока в конце аварийного разряда возможен то количество
элементов приблизительно на 10% больше чем рассчитанный по формуле (3).
Данный метод расчета количества элементов дает приблизительный
результат. Для точного расчета необходимо учитывать сопротивления и токи всех
шин кабелей и соединений между батареей и нагрузкой наиболее критичной к
пониженному напряжению а также падение напряжения на батарее при толчковой
нагрузке в конце разряда. Собрать эти данные не всегда представляется
2.2. Расчет аккумуляторной батареи для электрических подстанций
Расчет аккумуляторной батареи для электрических подстанций выполняется
с учетом требований всех нагрузок постоянного к диапазону напряжения питания
сопротивления кабелей и соединений внутреннего сопротивления батареи в конце
OLDHAM) и т.п. Упрощенные методы расчета могут привести к грубой ошибке
использовать их не рекомендуется.
2.2.1 Порядок расчета.
- При кратковременном толчковом токе
U1 (I т I нагр)(Rош Rкб1 Rк1 )
При длительном разряде с последующим толчковым током
U2 (Iт Iнагр)(Rош Rкб1 Rк1) Iт (Rкб2 Rк2 )
I т толчковый т то А
Iнагр ток нагрузки А
R ош сопротивление ошиновки АБ Ом
R кб1 сопротивление кабеля от АБ до шинок
ЕС ЩПТ главные шинки на щите постоянного
R кб2 сопротивление кабеля от ЩПТ до шинок управления ЕС ОПУ или
R кб1 R кб2 суммарное сопротивление катушек и контактовв автомаматических выключателей
рубильников болтовых соединений
Минимальная величина конечного напряжения на АБ:
при кратковременном толчковом токе
при длительном разряде
Напряжение на одном элементе будет равно:
n – количество элементов
Для выбора емкости аккумуляторной батареи по кратковременному толчковому
току выполняется расчет по формулам (1) (3) (5) достаточно для выбора емкости
АБ по разрядным характеристикам имея следующие данные :
суммарный толчковый ток
конечную величину минимально допустимого напряжения на элементе
продолжительность толчкового тока
Для выбора емкости АБ по затрачиваемой при разряде АБ емкости (второй случай)
кроме расчетов по формулам (2) (4) и (5)необходимо выполнить следующие
Определить расход емкости
при 30 минутном разряде током I нагр
при односекундном разряде толчковым током при включении
Для обеспечения отдаваемой мощности в конце срока службы (80% от С
батареи) ее емкость должна быть увеличена на величину:
Определить суммарную емкость в Ач и ток в А
Определить приведенное время разряда АБ
Зарядно-выпрямительные устройства серии НРТ выбираются исходя из
емкости и числа элементов в батарее согласно таблицам 2 и 3. Данные таблицы
позволяют сделать выбор для подавляющего числа объектов. Номенклатурный ряд
уменьшены с целью упрощения сервисного обслуживания и предполагают в
дальнейшем сборку в России.
Общие технические характеристики предлагаемых устройств следующие:
питание 380 В (трехфазное) +10% -15% (и 220 +10% -15% для дополнительного
ЗУ двойных зарядных систем)
частота питающей сети 47-63 Гц
Рабочая температура от 0С до +40С
автоматическийручной двухуровневый заряд (плата 875) (обозначение Х)
ручной выравнивающий заряд (обозначение E)
возможность регулировки напряжения ускоренного (0-10%) и выравнивающего (0-
%) заряда относительно напряжения постоянного подзаряда
напряжение подзаряда адаптировано к батарее
стабилизация выходного напряжения 0.5 %
точность регулировки выходного напряжения 0.1 %
электронное ограничение выходного тока
автоматические выключатели на входе и выходе
отображение напряжения и тока нагрузки на цифровом ЖК дисплее на передней
индикация предупредительной и аварийной сигнализации на передней панели
предупредительной и аварийной сигнализации (плата 930)
Термокомпенсация (плата 834) либо компенсация падения напряжения в кабеле
(плата 834) (обозначение T)
Класс защиты корпуса IP20
HPT 100.220.XET + HP 30.48.XET
(SID 12V - компенсирующие диоды)
конфигурация дополнительного ЗУ
номин. напряжение дополнит. ЗУ
максимальный ток дополнит. ЗУ
серия дополнительного ЗУ
конфигурация основного ЗУ
номин. напряжение основного ЗУ
максимальный ток основного ЗУ
Таблица 2. Зарядно-выпрямительные устройства для подстанций
HPT 100.220.XET+ HPT 100.220.XET+
Таблица 2. Зарядно-выпрямительные устройства для электрических станций
HPT 100.220.XET+ HP 30.24.XET
HPT100.220.XET+ HP 30.48.XET
HPT 160.220.XET+ HP 50.24.XET
HPT 160.220.XET+ HP 50.48.XET
Зарядные устройства поставляются заказчику отрегулированными для
определенного количества элементов батареи. Основная часть батареи при
использовании элементов производства OLDHAM составляет 100 102 или 104
элемента (для аккумуляторов СК и СН - от 105 до 110 элементов что объясняется
более низким напряжением подзаряда аккумуляторов данного типа).
Номинальный ток зарядного устройства (основного ЗУ системы из двух
рассчитывается как сумма тока 10-и часового разряда батареи (01С10) и тока
нагрузи в нормальном режиме.
Номинальный ток дополнительного зарядного устройства составляет около
% от номинального тока основного ЗУ.
заказчикам необходимо предлагать два одинаковых зарядных устройства (две
системы) если он уже не имеет хотя бы одного
работоспособного зарядного

план 110-5h(2трдн-40 ОПУ ЗРУ)2.dwg

УГТУnкафедра АЭС Э-4811
План схема расположения и разрезы подстанции 11010
Проектирование подстанции и электрической сети

шинные тт.doc

Тип Номинальное напряжение кВ Номинальный ток А Варианты исполнения
вторичных обмоток Класс точности Номинальная нагрузка Ом в классе
Электродина- мическая стойкость Термическая стойкость Первичный
Вторичный 05 1 3 10Р Кратность тока Ток электродина-мической
стойкости кА Кратностьдопустимое время с Допустимый ток кАдопустимое
время с ТЛК – 10-4У;Т;2;3 10Р 04 10
; 100; 150; 200 5 0510Р 05 04 - 81 - 3151; 163
Р 04 10 300 5 0510Р 05 04
- 81 - 3153 10Р 04 10 400
0510Р; 10Р10Р 05 04 - 81 - 3153 10Р
ТПОЛ – 10-У3;Т3 10 600 5 0510Р 05 04
- 323 - 10Р 06 10 800
0510Р 05 04 81 - 323 - 10Р
10 1000 5 0510Р 05 04 69 - 2703 -
Р 06 10 1500 5 0510Р 05 04
- 1803 - 10Р 06 ТПШЛ
-10-У3;Т3 10 4000; 5000 5 0510Р; 10Р10Р 05 08 - -
3 - 10Р 12 ТОЛ –10-У2;Т2;ХЛ3 10
5 0510Р; 10Р10Р 05 04 - 176 - 491; 2453
Р 06 10 100 5 0510Р; 10Р10Р 05
- 52 - 971; 4853 10Р 06
150 5 0510Р; 10Р10Р 05 04 - 52 - 1251;
53 10Р 06 10 200 5 0510Р;
Р10Р 05 04 - 52 - 1751; 8753 10Р
10 300; 400 5 0510Р; 10Р10Р 05 04 -
0 - 3151; 163 10Р 06 10 600;
0 5 0510Р; 10Р10Р 05 04 - 100 - 315 1; 203
Р 06 10 1000; 1500 5 0510Р; 10Р10Р
04 - 100 - 315 1; 3153 10Р
ТШЛ – 10-У3;Т3 10 2000; 3000; 4000; 5000 5 0510Р;
Р10Р 05 08 12 2 - - 353 - 10Р 12 24 3
10 2000; 3000; 4000; 5000 5 0510Р; 10Р10Р 05
12 2 - - 353 - 10Р 12 24 3 12
ТШЛП – 10-У3;Т3 10 1000; 2000 5 0510Р; 10Р10Р 05 08 12 2
- - 353 - 10Р 12 24 3 12 ТШЛПК – 10-
У3;Т3 10 1000; 2000 5 0510Р; 10Р10Р 05 08 12 2 - - 353

ВГБУ.pdf

Выключатели элегазовые
баковые серии ВГБУ-110
ВГБУ-220ВГБ-220 ВГБ-330
Выключатели серии ВГБУ-110 ВГБУ-220ВГБ-220 ВГБ-330 ВГБ-500 ВГБ-750 со встроенными
трансформаторами тока предназначены для выполнения включений и отключений при заданных условиях в нормальных и аварийных режимах в сетях трехфазного переменного тока частоты 50 Гц с номинальным напряжением 110 220 330 500 и 750 кВ.
Используются встроенные трансформаторы тока для передачи сигнала измерительной информации
измерительным приборам и устройствам защиты.
Выключатели классифицируются по номинальному напряжению номинальному току отключения и
Структура условного обозначения ВГБУ-[*]II*-[*][*]У1:
выключатель элегазовый;
конструктивное исполнение;
номинальное напряжение кВ (110 220 330 500 750);
категория выключателя по длине пути утечки;
номинальный ток отключения кА (40 50 63);
номинальный ток А (2000 3150);
климатическое исполнение и категория размещения по ГОСТ 15150-69 и ГОСТ 15543.1-89.
Особенности конструкции
Элегазовый баковый выключатель (ВГБУ-110) состоит из трех полюсов с общим приводом. Полюса
крепятся на металлической раме. Полюс выключателя представляет собой герметичный резервуар выполненный из алюминия в котором размещено одноразрывное автопневматическое дугогасительное
устройство. На патрубки резервуара выключателя установлены трансформаторы тока. Внутренние полости выключателя и трансформатора тока заполнены элегазом (под одним избыточным давлением)
служащим изоляционной и дугогасительной средой.
В выключателе изоляционная тяга соединяется с подвижным контактом дугогасительной камеры.
Соединение подвижного и неподвижного контактов с токоведущими частями других элементов выключателя осуществляется специальными контактами закрепленными на дисковых изоляторах. Контактные
части закрыты экраном. Фильтр-поглотитель служит для очистки элегаза от продуктов разложения образующихся при гашении дуги а также поглощения остаточной влаги. Все части элегазового выключателя (ЭВ) находятся внутри герметизированной оболочки.
Выключатели на 110 кВ имеют один разрыв. Дугогасительное устройство ЭВ состоит из подвижной и
неподвижной частей закрепленной на изоляционном цилиндре.
Подвижная часть состоит из блока направляющих корпусов и главного подвижного контакта и неподвижного цилиндра фторопластового сопла и дугогасительного контакта. Все эти детали закреплены на
полом штоке который соединен с изоляционной тягой.
Переход тока с подвижного контакта на цилиндр осуществляется скользящими контактами.
Дугогасительное устройство представляет собой автокомпрессорную камеру в которой создается
необходимое давление элегаза за счет движения контакт-поршня в неподвижном цилиндре.
При отключении в начале хода прохождение тока осуществляется через контакт-поршень и неподвижный контакт а далее через главный контакт и дугогасительный. При этом в цилиндре создается автокомпрессионное давление газа.
После дугогасительных контактов между ними возникает дуга которая гасится в нуле тока за счет
обдува элегазом под действием автокомпрессионного сжатия и автогенерации за счет дуги.
Общий вид габаритные и установочные размеры выключателей приведены на рис. 1-5.
Рис. 1. Общий вид габаритные и установочные размеры
выключателей ВБГУ-110II*-402000У1 и ВБГУ-220II*-502000У1
Типоисполнение выключателя
ВГБУ-110II*-402000У1
ВГБУ-220II*-502000У1
Рис. 2. Общий вид габаритные и установочные размеры выключателя ВГБ-220II*-633150У1:
– рама (входит в комплект поставки); 2 – аппаратный шкаф; 3 – экран;
– ввод (покрышка ввода полимерная); 5 – контактная пластина;
– блок трансформаторов тока; 7 – передаточный механизм; 8 – указатель положения;
– гидропривод; 10 – гасительное устройство; 11 – конденсатор;
– фильтр; 13 – разъем для заполнения выключателя элегазом
Рис. 3. Общий вид габаритные и установочные размеры выключателя ВГБ-330II*-403150У1:
– рама (входит в комплект поставки);
– передаточный механизм;
– блок трансформаторов тока;
– ввод (покрышка ввода полимерная);
– контактная пластина;
– нагревательный элемент;
– гасительное устройство;
– шкаф клеммных сборок;
– указатель положения;
– разъем для заполнения выключателя элегазом
Рис. 4. Общий вид габаритные и установочные размеры
выключателей ВГБ-330II*-503150У1 и ВГБ-500II*-403150У1
обозначение по рис. 1
Межполюсное расстояние
Рис. 5. Общий вид габаритные и установочные размеры
выключателей ВГБ-750II*-504000У1:
– предвключаемый резистор
Условия эксплуатации
Высота над уровнем моря не более 1000 м;
температура окружающего воздуха от —45 до 40 ºС;
окружающая среда не содержащая химически разъедающих оболочки и опасных в отношении взрыва примесей (содержание коррозионноактивных агентов для атмосферы II по ГОСТ 15150-69);
допустимое тяжение проводов в горизонтальной плоскости 1000 Н;
допустимое тяжение проводов вертикально вниз 750 Н.
Выключатели предназначены для эксплуатации в сейсмических районах с интенсивностью землетрясений до 7 баллов по шкале MSK-64 включительно.
Требования техники безопасности по ГОСТ 12.2.007.0-75 ГОСТ 12.2.007.3-75 ГОСТ 687-78 (в части
выключателей) и ГОСТ 7746-89 (в части трансформаторов тока).
Требования пожарной безопасности к конструкции выключателей по ГОСТ 12.2.004-91.
Требования техники безопасности и охраны окружающей среды при работе с элегазом по ТУ 6-02-1249.
Выключатели ВГБУ-110II*-402000У1 соответствуют требованиям ТУ 3414-012-04682485-2000 ВГВУ220II*-502000У1 – ТУ 3414-010-04682485-2000 ВГБ-220II*-502000У1 – ТУ 3414-005-04682485-98 у выключателей
ВГБ-330II*-40(50)3150У1
ВГБ-750II*503150У1 технические условия в стадии разработки.
Основные технические данные выключателей приведены в табл. 1 трансформаторов тока в табл. 2.
Наименование параметра
Номинальное напряжение кВ
Вид привода выключателя
Номинальный ток отключения кА
Количество дугогасительных разрывов на полюс
Удельная длина пути утечки смкВ не менее
Утечка элегаза в год % не более
Длительность тока термической стойкости с
Собственное время отключения с не более
Полное время отключения с не более
Собственное время включения не более с
Дугогасительная среда
Давление заполнения элегаза МПа
Мощность подогрева шкафа и привода кВт не
Мощность подогрева баков кВт на выключатель
Ток потребления на зажимах электромагнитов
отключения и включения при номинальном
Масса выключателя с приводом и рамой (без элегаза) кг
Значение параметра для типов выключателей
ВГБУ-220 ВГБ-220 ВГБ-330 ВГБ-500 ВГБ-750
* Значение параметров для выключателей ВГБ-220 с номинальным током отключения 60 кА.
** Значение параметров для выключателей ВГБ-330 с номинальным током отключения 50 кА.
Номинальный вторичный ток А
точности для номинальных токов А:
Номинальная вторичная
Номинальная предельная кратность
Номинальный первичный ток А
Значение параметра для типов
П р и м е ч а н и е . По требованию заказчика возможны изменения технических характеристик трансформаторов тока.
ТУ 3414-012-04682485-2000; ТУ 3414-010-04682485-2000; ТУ 3414-005-04682485-98;
3148 Россия г. Санкт-Петербург

Аккумуляторы курские GroE.pdf

Аккумуляторы свинцовые стационарные
Для комплектования батарей используемых в качестве источников постоянного тока
на объектах энергетики связи и т.д.
Условные обозначения
первое число – количество положительных электродов в аккумуляторе ;
БП – тип положительных электродов – большой поверхности;
второе число – номинальная емкость аккумулятора (С10) А.ч ).
Аккумуляторы свинцовые стационарные серии БП (по международной классификации GroE) обладают очень низким внутренним сопротивлением что
обеспечивает исключительно стабильное напряжение при больших токах в режимах короткого разряда.
Аккумуляторы изготавливаются в собранном виде с положительными электродами большой поверхности (типа БП) и отрицательными намазными
(пастированными ) электродами. Электроды собраны в блок и приварены ушками к мостам из свинцового сплава имеющими выводные борны для
подключения и выходящие наружу через отверстия в крышке. Положительные электроды боковыми выступами опираются на заплечики бака
отрицательные – на донные опоры призмы. Крайними в блоке являются отрицательные электроды. Разнополярные электроды изолированы друг от
друга листами ребристого пористого материала (сепараторы). Аккумуляторы данного типа выпускаются емкостью от 75 до 2600 А*ч.
Корпус и крышка аккумулятора типа БП выполнены из пластмассы и герметично соединены между собой. Корпус выполнен из прозрачного
материала. На корпусе имеются отметки max и min позволяющие визуально контролировать уровень электролита. Электролитом для заливки аккумуляторов является раствор серной кислоты ГОСТ 667-73 сорт высший в
дистиллированной воде ГОСТ 6709-72. Плотность электролита 122 + 0005 гсм3. Аккумуляторы снабжены фильтр-пробками задерживающими аэрозоли серной кислоты при эксплуатации в режиме постоянного
подзаряда с напряжением не выше 225 В и в режиме заряда при напряжении 24 В на аккумулятор. Фильтр-пробки обеспечивают работу аккумуляторов без доливки дистиллированной воды в течение 3-5 лет.
Межэлементное соединение – болтовое с применением медных изолированных перемычек.
Категория размещения 4.2 для работы при температуре от плюс 5 до плюс 45 С. Аккумуляторы стойки к воздействию изменения температуры окружающей среды от минус 40 до плюс 50 С при транспортировании.
Аккумуляторы сейсмостойкие т.е. сохраняют работоспособность при сейсмических воздействиях со значениями ускорений 09g в горизонтальном направлении и 06g в вертикальном направлении.
Аккумуляторы выпускаются в одной из следующих модификаций на момент поставки потребителю: с разряженными электродами и без электролита в сухозаряженном состоянии без электролита заполненные
электролитом и полностью заряженные. В эксплуатации различие указанных модификаций заключается только в методиках введения аккумуляторов в действие что отражено в руководстве по эксплуатации.
Модификация определяется договором по согласованию потребителя и изготовителя.
Аккумуляторы обладают длительным сроком службы и максимальной надежностью.
Технические характеристики
Габаритные размеры мм
без электролита c электролитом
Электрические характеристики
Конечное напряжение разряда Вэлемент
Допустимый срок сохраняемости аккумуляторов без электролита – 4 года при этом срок сохраняемости сухозаряженности аккумуляторов в сухозаряженном состоянии без электролита составляют - 1 год.
Гарантийный срок эксплуатации аккумуляторов 5 лет с момента ввода в эксплуатацию.
Полный средний срок службы аккумуляторов в режиме постоянного подзаряда при температуре электролита 20 ° С и напряжении подзаряда 223 В на аккумулятор не менее 20 лет в буферном режиме – не менее 10 лет.
Аккумуляторы имеют сертификат соответствия.

схема 110-5h(трдн)1.dwg

Трансформатор тока ТФЗМ 110Б-1У1
Главная схема электрических соединений подстанции 11010
Проектирование района электрической сети
РазъединительnРНДЗ.1-1101000У1
Трансформатор токаnТФЗМ 110Б-1У1
Трансформатор напряженияnНКФ-110-83У1
РазрядникnРВС-110-М У1
Силовой трансформатор ТРДН-40000110
Трансформатор собственных нужд ТМ-10010-66У1
Ячейка отходящеих ЛЭП:nВыключатель ВМПЭ-10-630-31.5У3nТТ ТЛ10-У3
Трансформатор напряжения 3НОЛ.06-10УЗ
Ячейка вводаnВыключатель ВМПЭ-10-2000-31.5У3nТТ ТЛ10-У3
Сборные шины 10 кВn АД31Т1-60х6 двухполосные
Секционная ячейка:nВыключатель ВМПЭ-10-2000-31.5У3nТТ ТЛ10-У3
Выключатель nВМТ-110Б-201000УХЛ1
РазъединительnРНДЗ.2-1101000У1