Загрузил DopeBear

Крючков ЭСиП Справочные материалы

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